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Biokraftstoff – Biogas

 

Quelle: Achmed A. W. Khammas (Buch der Synergie)

Methan (Biogas)  

Schon Plinius (23 – 79 n. Chr.) berichtete von Irrlichtern und Sumpfgas. Van Helmont unterschied um 1630 zwischen 15 Gasarten und stellte ein brennbares Gas aus Fäulnis fest, welches auch im Darmgas enthalten ist. Graf Alessandro Giuseppe Antonio Anastasio Volta (1745 – 1827) untersuchte das Sumpfgas und veröffentlichte 1776 die erste eudiometrische Analyse von Methan, dessen Formel dann 1804 von dem englischen Chemiker John Dalton (1766 – 1844) aufgestellt wurde. Sir Humphrey Davy (1778 – 1829) begründete 1808 die ‚Dunggasforschung’, und ihm gelang es aus strohigem Rinderdung in einer Retorte – unter Luftabschluß – Methan aufzufangen. 1884 präsentierte Luis Pasteur in Paris die Ergebnisse seines Schülers Gavon, der sich mit der Gasgewinnung aus Dung bei 35°C beschäftigt hatte, und wies auf die Bedeutung dieses Gases für Heizung und Beleuchtung hin.   In der Zeitung Le Figaro erschien am 5. März 1884 der humoristisch gemeinte Vorschlag, Paris mit Gas aus Pferdedung (der damaligen ‚Umweltverschmutzung’) zu erleuchten. Dies wurde zwar nicht umgesetzt, aber schon 1896 sammelte ein Mr. Cameron Faulgas aus einer Kläranlage und ließ damit die Straßenlaternen in Exter leuchten. Die erste reguläre Biogasanlage wurde allerdings schon 1859 in Indien erprobt.  

Zur Nutzung heimischer Energiequellen hat man in der Bundesrepublik Deutschland über einen Zeitraum von 30 Jahren im vergangenen Jahrhundert (von Mitte der 1930er bis Mitte der 1960er Jahre) auf zahlreichen großen Kläranlagen Klärgas zu Treibgas für Automobile mit Ottomotoren gewonnen. Produktionshöhepunkte waren der 2. Weltkrieg sowie kurz nach der Währungsreform 1950. Unter den damaligen Bedingungen gelangte die Verwertung des Klärgases zu einer beachtlichen Wirtschaftlichkeit. 1951 z.B. lieferten 48 Klärwerke in Deutschland insgesamt über 16 Mio. m3; Faulgas, von dem mehr als die Hälfte von 17 Tankstellen an Kraftfahrzeuge und als Treibmethan verteilt wurde.   Anfang der 90er Jahre kritisierten Umweltschützer, daß etwa 15 % der globalen Methan-Emissionen auf das Konto von Rindern gehe – jede Kuh emittiert mit ihren Rülpsern pro Tag etwa 400 l Methan. US-Senatoren erwogen deshalb im Rahmen der Novellierung des Luftreinhaltegesetzes 1990 sogar eine ‚Methansteuer’ auf die Rindviecher… (nach dem Stand von 1993 entweichen andererseits jährlich 35 Mio. t alleine nur durch den Kohlebergbau).    

Das Methan – Bestandteil des Erdgas – fällt auch bei der Kom­postierung von Dung, Fäkalien und anderem pflanzlichen Material durch Methanbakterien als Nebenprodukt an. Unter dem Namen Biogas (oder Bihugas) ist es in der Mischung von 40 – 70 % Methan (CH4), 25 – 50 % CO2, bis zu 3 % Schwefelwasserstoff und bis zu 1 % Wasserstoff als Alternativener­gieträger in die Diskussion eingebracht worden. In China, Taiwan, Indien und Korea wird inzwischen schon früh ein bemerkenswerter Anteil der ländlichen Energiegewinnung durch dezentral erzeugtes Biogas erzielt.  

Die niedrigste Prozeßtemperatur beträgt 30°C bis 33°C, darunter laufen die Gärungsprozesse nur sehr langsam ab. Ein Kubikmeter Gas hat einen Wärmeinhalt von 5.000 – 5.500 Kilokalorien, von einem Rind lassen sich täglich etwa 1 – 1,5 m3 Biogas gewinnen. Der in dem kompostierenden Material vorhandene Kohlenstoff bleibt etwa zur Hälfte als Energieträger im Methan erhalten, zur anderen Hälfte ist er über die stattfindende Oxidation die hauptsächliche Energiequelle für die Vergasung. Der Prozeß hygienisiert durch die anaerobe Faulung (d. h. unter Luftabschluß) gleichzeitig das Kompostierungsmaterial und fördert die Abtötung von Schadorganismen und Unkrautsamen, so daß die verbleibenden Stickstoffrückstände im Faulschlamm einen wertvollen Dünger bilden.   Die großtechnische Anwendung der Methode ist durch die gezielte Ausnutzung von Biomassen-Kulturflächen möglich, wobei das Vergären der Produkte in großen Faulbehältern erfolgt. Auch besteht die Möglichkeit besondere Aquakulturen anzulegen (Algen, Wasserhyazinthen…), welche dann als Kompostierungsmaterial verwendet werden. Der Rückstand an mineralischen Nährstoffen kann der jeweiligen Kulturfläche als Dünger wieder zurückgeführt werden.   Es ist ebenfalls möglich Industrieabfälle zu nutzen, z.B. aus der Papierherstellung, der Alkoholproduktion, der organischen Chemie (Öle-Produktion), der Klebemittelindustrie und der Kläranlagen, wie auch Abfälle von Schlachtereien u.ä.   Reines Methan erhält man, wenn das Biogas durch eine wässrige Suspension von gelöschtem Kalk geleitet wird.   Als Treibstoff ist Methan für den Einsatz in Otto-Motoren gut geeignet. Dieselmotoren erfordern dagegen eine zusätzliche Dieselöl-Einspritzung von etwa 20 %.   Eine dezentralisierte Anwendung des Biogas in kleinerem technischen Ausmaße (z.B. Digster) kann in vielen Ländern der 3. Welt sehr gut zur Energieversorgung, besonders zum Kochen, Heizen und Beleuchten dienen.  

Schlußendlich ist noch zu erwähnen, daß reines Methan auch im Rahmen der Untertage-Kohlevergasung gewonnen werden kann, wobei die Reaktion von Kohlenstoff mit Wasserstoff durch in den Flöz eingepumpten Wasserstoff stattfindet. Eine weitere Methode ist die Gewinnung aus Kalk, die Anfang der 1990er Jahre von japanischen Forschern entwickelt wurde. Dabei wird der Kalk unter Zugabe von Nickel bzw. Magnesiumhydroxid als Katalysator auf 400°C erhitzt, worauf Methan frei wird. Aus Kalk bestehende Gebirgsstöcke stellen die größten Lagerstätten von gebundenem Kohlenstoff dar. Derartige Programme sind zwar nicht ‚alternativ’, sollten aber trotzdem nicht unerwähnt bleiben.    

Ausgewählte Länder (I)

Ägypten

Die Wasserhyazinthen, die im Stausee des Assuan-Dammes ein großes Problem bilden (s.u. Wasserenergie/Staudämme), können auch zur Biogas-Herstellung genutzt werden. Ein Kilogramm getrocknete Wasserhyazinthen soll rund 400 l Biogas ergeben. Doch landesweit soll es 2006 schon viele kleine Anlagen geben, jedenfalls wird das Land hinter China und Indien bereits an dritter Stelle genannt.

Australien

1996 arbeitet das führende australische Industrieunternehmen BHP daran, das als ‚Abfallprodukt’ aus dem Bergbau anfallende Methan als billigen Treibstoff einzusetzen. Ein Test-LKW legt selbst unter schwierigsten Bedingungen insgesamt 600.000 km zurück, Schwierigkeiten bereitet nur die Flüssighaltung des Methan bei minus 130°C.

Im Jahr 1999 läuft an der Kläranlage von Werribee in Melbourne das weltweit größte Projekt zur Verwertung von Methan aus Abwässern an. Der Investitionsaufwand beträgt 100 Mio. australische $ und beginnt mit dem Bau einer 200 kW Demonstrationsanlage, die später auf 800 kW erweitert wird. Alleine die Abdeckung der jeweils 3 ha großen Becken der Anlage mit einer 2,5 mm dicken Polyäthylen-Folie kostet etwa 30 Mio. $.

Bundesrepublik Deutschland

Bereits im ‚Spiegel’ vom 5. März 1949 erscheint ein Artikel mit der Überschrift, ‚Erfolgreiche Methangasgewinnung aus organischen Abfällen – eine Kuh gleich drei Kubikmetern Gas’. Denn schon 1948 nahm der Bauer Berthaloth in Rohrbach im Odenwald die erste landwirtschaftliche Biogasanlage Deutschlands in Betrieb, mit dem Dung von zwei Pferden und acht Kühen. Das Biogas wurde in der Küche zum Kochen und Backen verwendet. Täglich fielen 8 – 10 m³ Biogas an.

In den 1950er Jahren gibt es in Deutschland mehr als ein Dutzend Anlagen verschiedener Größe, die älteste steht in dem bayerischen Kloster Benediktbeuren. Doch durch das konkurrenzlos billige Öl der folgenden Jahre werden die meisten Anlagen wegen Unrentabilität wieder stillgelegt.

Das deutsche know-how kommt u.a. aus der ausgereiften Großanlage in Allerhop, einer ‚Bihuanlage’ (Biologisches Humus- und Gas­werk) nach dem System Schmidt-Eggersgluess. Eine robuste und einfache Kleinanlage wird außerdem 1952 von F. Reinhold entwickelt (‚Verfahren Darmstadt’). Eine weitere Anlage im Kleinformat ist das ‚System Berlin’ von A. Gärtner und S. D. Ikonomoff, das eine integrierte Gasspeicherung ohne besondere Gasglocke beinhaltet.

Seit 1958 nutzt der Bauer Resch aus Bernloch auf der Schwäbischen Alp den Dung seiner 12 Kühe – mit dem er bis 1986 etwa 400.000 m3 Gas und daraus wiederum 500.000 kWh Strom erzeugt. Das wichtigste Merkmal für diesen Erfolg ist ein Axialmixer, der aus dem flüssigen und dem festen Mist eine Art ‚Mus’ macht. Da Herr Resch nach dem Motto ‚Ehrgeiz ist Sünde’ lebte, blieb seine vorbildliche Biogasanlage jahrzehntelang völlig unbekannt, obwohl ihm jede seiner Kühe pro Jahr 300 l Heizöl einsparte, wie er errechnet hatte.

Im Jahre 1979 existierten in Deutschland etwa 10 Pilotanla­gen, die – oftmals durch öffentliche Mittel unterstützt – verläßliche Daten beschaffen sollen. So förderte das BMFT z.B. mit 2,7 Mio. DM die Kläranlage Alfeld. Dort produziert das Methan neben seiner Verbrennungswärme, die zum Betreiben des Faulturmes und der Trocknungsanlage dient, über einen Gasmotor und nachgeschalteten Generator auch noch elektrischen Strom zur Versorgung anderer Teile der Kläranlage. Weiterhin ist eine 25 Mio. DM Anlage geplant, die einen Recyclingprozeß von Haushalts- und Industrieabfällen mit der ‚langsamen Verbrennung’ verbindet. Während auf der einen Seite das Metall der Abfälle zurückgewonnen werden soll, wird andererseits die Methan-Verbrennung Strom produzieren. Die Kapazität der Anlage soll 3 t/h betragen, die Höhe der erwarteten Verbrennungstemperatur beträgt etwa 500°C.

Moderne Biogasanlage

Moderne Biogasalage

Die größte Biogasanlage 1981 steht in Ismaning bei München auf einem Hof mit 500 GVE (Großvieh-Einheiten) und ist hoffnungslos überdimensioniert – sie hätte leicht die vierfache Substratmenge verarbeiten können. Außerdem weiß keiner, wohin mit dem Gas. In dieser Anlage wird erstmals der 2-Phasen-Trennungsreaktor von MBB eingesetzt, der die säure- und essigbildende Phase von der Methanphase trennt – womit die Verweilzeit des eingebrachten Substrats von etwa 30 auf nur 3 bis 5 Tage reduziert werden kann. Der Eigenenergieverbrauch der Anlage beträgt im Winter rund 25 % und im Sommer etwa 10 %.

1983 gibt es bundesweit rund 60 Anlagen, weitere 40 befinden sich im Bau. In diesem Jahr startet im bayerischen Ochsenfurt eine Anlage der Zuckerfabrik Franken GmbH, die aus Abfällen der Zuckerproduktion Biogas und Ethanol (s.d.) gewinnt. Diese Anlage wird von der Bundesregierung mit 2,5 Mio. DM gefördert. Bei Vollast-Betrieb werden neben den 2.500 t Ethanol pro Jahr auch noch täglich rund 15.000 m3 Biogas erzeugt (was etwa 10 t Heizöl entspricht), welche die Energie für die Ethanolproduktion liefern.

Die größte Biogasanlage 1983 steht in Sythen bei dem Bauern Ewald Döpper, der 5.000 Stück Zuchtvieh als Energiequelle für Haus, Hof und Restaurant nutzt. Das Gas betreibt drei Blockheizkraftwerke mit jeweils rund 90 kW Leistung, deren Überschuß in das Öffentliche Netz eingespeist wird. Die Anlage selbst braucht etwa 9 % ihrer selbsterzeugten Energie, sie produziert außerdem täglich 500 kg ‚Biodünger’, den Döpper erfolgreich verkauft. Das BMFT stellte damals zwei Wissenschaftler ab, um diese Anlage noch weiter zu optimieren.

Bei einer internationalen Tagung in Bremen wird 1984 bekanntgegeben, daß der Preis für eine ‚Familienanlage’ in Kürze auf unter 1.000 DM fallen wird. Inzwischen stammen etwa 0,3% des lan­desweiten Gasaufkommens aus den großen Faultürmen der Klärwerke, diese Menge wird jedoch fast restlos in den Klärwerken selbst auch wieder verbraucht (Stand 1985). 1986 sollen sich bundesweit schon 120 Biogas-Anlagen in Betrieb befinden.

Der Ingenieur Ulrich Loll entwickelt ein System, das die Gasausbeute um 20 % steigern kann. Dieser Zuwachs wird durch eine horizontale Schaufelwelle erreicht, die in einem liegenden Stahlzylinder rotiert und die festen Bestandteile der Gärmasse zusammenhäuft und zurückhält, wodurch die den Gärprozeß behindernde Flüssigkeit leicht abfließen kann. Der für die Bewegung der Schaufelwelle nötige Strom beträgt dabei umgerechnet etwa 8 % der zusätzlich gewonnenen Energie.

Im Rahmen des Technologie-Transfers exportiert die Deutsche Entwicklungshilfe das Biogas-Know-how in Länder wie Ägypten, Äthiopien, Elfenbeinküste, Kamerun, Kenia, Obervolta, die Philippinen, Tansania, Thailand u.a. So entsteht im Sudan neben kleinen handgemachten Modellen auch eine Pilotanlage zur Ausnutzung von Wasserhyazinthen, an der auch die (damalige) Alternativenergie-Gruppe der TU-Berlin IPAT (Interdisziplinäre Projektgruppe für Angepasste Technologie) beteiligt ist. Diese Gruppe – wie auch ihre Vorgängerin ‚PROKOL’ – führt über mehrere Jahre Versuche und Entwicklungsarbeiten im Rahmen Angepaßter Modelle für Entwicklungsländer durch. Das Projekt zur Nutzung der Wasserhyazinthen muß allerdings als misslungen betrachtet werden, da sich herausstellt, daß sich die Wasserpflanzen, die rund 1.500 km an Schiffahrtswegen und Bewässerungssystemen verstopft hatten, gar nicht für die Gasproduktion eignen – möglicherweise aufgrund einer falschen Vergärungskonzeption.

1980 gibt die BORDA (‚Bremen Overseas Research and Development Association’ = Bremer Arbeitsge­meinschaft für Überseeforschung und Entwicklung) im Auftrage der GTZ und des Bremer Senators für Wirtschaft und Außenhandel ein Handbuch zur Durchführung von Biogas-Programmen heraus, das von jedem Interessenten über die GTZ-Zeitschrift ‚Gate’ angefordert werden kann.

Ab 1983 wird im BMFT aber kaum mehr ein Wort über das Thema Biogas verloren, auch andere Institutionen wie die KfA Jülich reduzieren ihre Tätigkeiten auf diesem Gebiet. Einzig die Daimler Benz AG arbeitet weiter an einem schrankgroßen Blockheizkraftwerk ‚Moewe WE3’, das aus Biogas Strom und Wärme erzeugen sollte, während sich MBB mehr mit Versuchs- und Großanlagen beschäftigte.

Bei der KfA Jülich wendet man sich mehr der Grundlagenforschung zu. 1985 wird eine Methode vorgestellt, mit der sich organische Verunreinigungen von Abwässern zu 95 % in Biogas umwandeln lassen. Ein Energiegewinn ist allerdings erst bei extremer Verschmutzung zu erwarten. Der Prozeß läuft bei 37°C ab, und die beteiligten anaeroben Bakterien bekommen als ‚Siedlungshilfe’ Glasschwämme, um nicht mit dem gereinigten Wasser weggespült zu werden. Ähnliche Anlagen werden auch in Holland und Finnland entwickelt.

Zwischen 1985 und 1997 speist eine Kläranlage im Stuttgarter Stadtteil Mühlhausen Gas in das städtische Netz.

Im Rahmen eines 1989 konzipierten Förderschwerpunktes ‚Umweltverträgliche Gülleaufbereitung’ leitet das BMFT dann doch wieder 20 Projekte ein, die mit insgesamt 40 Mio. DM gefördert wurden. In Deutschland fallen jährlich schließlich fast 200 Mio. t Gülle aus der Tierhaltung an (Stand 1992).

An einer Methode, das aus energetischer Sicht ‚minderwertige’ Methan in höherwertiges Synthesegas umzuwandeln, arbeiten Wissenschaftler der Deutschen Forschungsanstalt für Luft und Raumfahrttechnik 1991 im Testzentrum Almeria (s.d.).

Um die täglich anfallenden 90 m3 Gülle von über 1.300 Milchkühen nebst Nachzucht energetisch zu verwerten, wird von der Genossenschaft Uckermark agrar in Göritz bei Prenzlau 1992 eine weltweit einzigartige Anlage errichtet, deren Basistechnologie bereits zu Beginn der 1980er Jahre von der Gerätebau Schwarting AG und dem Stuttgarter Fraunhofer-Institut für Grenzflächen- und Bioverfahrenstechnik entwickelt worden war. Ein zweistufiger Fermenter mit einem nachgeschalteten 260 kW Gasmotor erbringt dort jährlich rund 1,6 Mio. kWh Strom und 1,7 Mio. kWh Heizwärme. Nach der Gülle-Entgasung erfolgt mittels einer Feststoffseparation die Gewinnung des Kompostrohstoffes für Blumenerde – pro Jahr etwa 5.100 m3 – sowie von flüssigem Stickstoffdünger-Konzentrat, jährlich ca. 220 m3. Die Gesamtkosten betragen 8,1 Mio. DM, von denen das BMFT 4,9 Mio. übernimmt.

Biogasanlage Gröden

Biogasanlage Gröden

Die (inzwischen) Größte Biogasanlage Deutschlands geht nach einjähriger Bauzeit am 3. November 1995 in Gröden, Landkreis Elbe-Elster, in Betrieb. Mit einer Jahreskapazität von 110.000 t Biomasse erzeugt die Anlage der Schradenbiogas GmbH jährlich etwa 3,65 Mio. m3 Biogas, die zu 5,5 MW elektrischen Strom sowie zusätzliche Heizenergie umgewandelt werden. Die verarbeitete Biomasse setzt sich aus rund 80.000 t Schweine- und Rindergülle sowie 30.000 t biologischer Reststoffe aus Biotonnen und Kantinen, Lebensmittelresten, Schlachthofabfällen, Klär- und Fäkalschlamm zusammen. Nach der Vergärung kann diese Biomasse problemlos als Dünger in der Landwirtschaft verwertet werden. Die Gesamtkosten von 16 Mio. DM fördert das Umweltministerium Brandenburg mit 2,1 Mio. DM, das angegliederte Blockheizkraftwerk mit 564.000 DM.

Die Grödener Biogasanlage, eine von insgesamt acht Anlagen, die zum damaligen Zeitpunkt in Brandenburg betrieben wurden, ist auch eines der 110 Projekte, die zwischen 1991 und 1995 mit Mitteln aus dem Programm ‚Vorhaben des Immissionsschutzes und zur Begrenzung energiebedingter Umweltbelastungen’ des Umweltministeriums Brandenburg mit insgesamt 52 Mio. DM gefördert wurden. Diese Förderung hatte Gesamtinvestitionen von 260 Mio. DM ausgelöst.

Ab 1996 beginnt die erste Anlage des ‚Rottaler Modells’ mit der Biomüllverwertung. Dieses dezentrale Modell, bei dem verschiedene Betriebe mit täglich jeweils 10 – 12 t Biomüll aus den umliegenden Landkreisen versorgt werden, erhält den Solarpreis 1998 und wird als eines der ‚weltweiten Projekte’ für die EXPO 2000 ausgewählt. Die Vorteile der europaweit ersten Anlagen, die mit Pflanzenöl-Zündstrahlmotoren ausgerüstet sind und um die 80 kW elektrische Leistung erbringen, sind außerdem die geringen Entstehungskosten durch kurze Transportwege, das Schaffen von Nebenerwerbsarbeitsplätzen in der Landwirtschaft, und der Verbleib des Geldes, das die Bürger für die Entsorgung ausgeben, im jeweiligen Landkreis. Die Motoren verbrennen zu 10 – 15 % Pflanzenöl, der Rest ist Biogas. Als Wirkungsgrad werden 34 % angegeben.

1997 wird rund ein Viertel der in Deutschland aus Biogas gewonnenen Energie in Brandenburg erzeugt. Die acht Großanlagen des Bundeslandes erzeugen gemeinsam 3,8 MW Strom, während bundesweit 300 Anlagen insgesamt 15 MW erzeugen.

Die TU Cottbus untersucht ab 1998 in einer Kooperation mit dem Traktorhersteller John Deere den Einsatz von Biogas-betriebenen Traktoren als Blockheizkraftwerke. Denn wenn sie nicht auf dem Feld genutzt werden, können die Traktoren Strom und Heizenergie liefern und dem Hof dabei helfen, eine unabhängige Energieversorgung aufzubauen. Die Landwirtschaftlich-Gärtnerische Fakultät der Humboldt-Universität in Berlin übernimmt ihrerseits – in Kooperation mit dem experimentierfreudigen deutschen Hotelier Horst Walczok und dem Reiseveranstalter TUI – die Betreuung einer Biogasanlage auf der Kanareninsel Fuerteventura, welche die organischen Abfälle des Hotels ‚Risco del Gato’ in Düngestoffe und Energie umwandeln soll. Außerdem werden dabei pro Jahr gut 20.000 DM an Energie- und Entsorgungskosten gespart.

1999 wurden neue Fördergelder für kleine Biogasanlagen freigegeben – bis 2003 jährlich rund 30 Mio. DM. Je nach Anlagengröße können die Betreiber mit Fördersummen zwischen 30.000 DM bei 5 kW und 300.000 DM bei 250 kW Anschlußleistung rechnen. Ebenfalls 1999 erhält – wie bereits oben erwähnt – das Biokraftwerk der Schwabacher Abfallwirtschafts GmbH den bayerischen Energiepreis, da es energie- und umweltpolitisch als vorbildlich gilt. Die Energiebilanz des Jahres 1998 zeigte die Verarbeitung von 14.871 t organischer Abfälle an, aus denen 1,4 Mio. l Biogas entstanden sind. Diese wurden wiederum in 3.580 MWh Wärme und 2.630 MWh Strom umgewandelt, wodurch rundgerechnet 1,2 Mio. l Öl eingespart wurden.

Im Jahr 2000 gibt es laut Pressemeldungen bundesweit etwa 630 landwirtschaftliche Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung von 30 MW elektrischer Energie. Eine Schätzung des Fachverbandes Biogas in Freising spricht dagegen von rund 1.250 Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von 60 kW – und täglich käme eine neue Anlage hinzu. Theoretisch könnten mit der bereits heute verfügbaren Technik aus Biogas sogar 11 % des Strombedarfs Deutschland gedeckt werden. Der Verein fordert ein dem Stromeinspeisegesetz ähnliches ‚Gaseinspeisegesetz’, damit das Biogas nicht zwingend auf den erzeugenden Höfen selbst verbraucht werden muß, wo besonders im Sommer viel überschüssige Energie nutzlos verpufft.

Im Oktober 2002 berichtet das Fraunhofer IKTS (Institut für Keramische Technologien und Sinterwerkstoffe) in Dresden, daß mittels des dort entwickelten Ultraschall-Verfahrens die Biogas-Ausbeute aus Klärschlamm um bis zu 45 % gesteigert werden kann. Die ‚Klärschlamm-Teilstrom-Desintegration mit Hochleistungsultraschall’ wurde zusammen mit der Ingenieurgesellschaft für Wasser und Entsorgung mbH und der Dr. Hielscher GmbH entwickelt: Noch vor der Faulungsphase wird der Klärschlamm mechanisch zerkleinert und mit Ultraschall behandelt. Dadurch bilden sich im Schlamm Gasbläschen, die implodieren und so den Schlamm weiter zerkleinern, was zu geringeren Volumenmengen führt und die Gas-Ausbeute steigert. Das Verfahren wird bereits von 11 deutschen und einem österreichischen Klärwerk eingesetzt, es soll sich in nur vier Jahren amortisieren.

Ebenfalls im Oktober 2002 wird im Rahmen des EU-Projektes ‚Optimierung der Energieerzeugung aus Microturbinen’ (OMES) im Harburger High-Tech-Zentrum Channel Harburg eine der ersten ‚Microturbinen’ in Betrieb genommen – von der HEWContract und im Auftrag des Energiekonzerns Vattenfall. Die Kleinturbine vom Typ t100 der schwedischen Firma Turbtec ist ein kleines Kraft-Wärme-Koppelung-Heizkraftwerk von rund 3 m Länge mit einem Turbinenrad, das einen Durchmesser von nur 18 cm hat. Das Aggregat kostet 80.000,- € und kann pro Jahr 400.000 kWh ins Stromnetz einspeisen, was dem Bedarf von 150 Durchschnittshaushalten entspricht. In Harburg verbrennt die Turbine zwar Erdgas, sie ließe sich aber auch mit Biogas betreiben.

Bei der Biogasanlage Plank in Haimhausen wird im September 2003 im Rahmen des Projektes ‚Biogas in Brennstoffzellen’ das aus landwirtschaftlichen Abfällen stammende Gasgemisch so aufbereitet, daß es von einer Brennstoffzelle (s.d.) direkt in elektrischen Strom umgewandelt werden kann. Bisher bereitete dabei neben dem Kohlendioxid vor allem der Schwefelgehalt des Biogases Probleme, da für den Brennstoffzellenbetrieb ein Schwefelanteil von unter 0,1 ppm (= 0,1 Millionstel) erreicht werden muß. Die in Hainhausen eingesetzte Karbonat- bzw. MCFC-Labor-Brennstoffzelle des Unternehmens MTU arbeitet bei Temperaturen von über 600°C – was die Nutzung der entstehenden Wärme deutlich erleichtert – und hat keine Probleme mit dem Kohlendioxid. Für die Entschwefelung arbeitet man an einem einfachen, kostengünstigen und zuverlässigen Verfahren. Für den Praxiseinsatz soll das neue Prinzip auf eine 220 kW MCFC-Brennstoffzelle übertragen werden. Dann soll der Bio-Brennstoffzellen-Strom in Konkurrenz zu den über 2.000 Biogasanlagen treten, die 2003 bereits etwa 250 MW Strom produzieren.

Biogas-Kugeltank

In einem von der European Science Foundation (ESF) finanzierten Workshop treffen sich Ende Februar 2004 Experten aus dem In- und Ausland in der Bundesforschungsanstalt für Landwirtschaft (FAL), um die neuesten Ergebnisse auf dem Gebiet der Nutzung von Biogas in Brennstoffzellen auszutauschen. Es werden die technischen Möglichkeiten einer Umwandlung von Biogas in biogenen Wasserstoff diskutiert, und die bestehenden Probleme bei der Bereitstellung elektrischer Energie unter Einsatz von Brennstoffzellen analysiert. Dieser zukunftsträchtige Weg wird derzeit vom FAL-Institut für Technologie und Biosystemtechnik zusammen mit dem Anlagenhersteller farmatic biotech energy ag im Pilotmaßstab auf dem Forschungsgelände der FAL erprobt. Bei diesem von der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. geförderten Projekt wird Biogas zunächst biologisch gereinigt und im Anschluss zu hochreinem Wasserstoff aufbereitet. Dieser biogene Wasserstoff wird in Polymer-Elektrolyt-Membran Brennstoffzellen (PEMFC) unterschiedlicher Bauart zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt (s.d.). Das große Interesse, dass Vertreter aus Industrie und Wissenschaft anlässlich des ESF-Workshops an dem Pilotvorhaben zeigen, ist für die Wissenschaftler vom FAL-Institut ein Beweis dafür, daß diese Nutzungsform von Biogas völlig neue Perspektiven für eine nachhaltige Energieerzeugung eröffnet. Trotz der bereits erzielten Erfolge ist jedoch noch ein erheblicher Forschungs- und Entwicklungsaufwand notwendig, bevor Brennstoffzellen in der landwirtschaftlichen Praxis eingesetzt werden können.

Um die Entscheidung zu erleichtern, bietet die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) seit 2004 Interessenten kostenlos die neue Veröffentlichung ‚Biogas – 12 Datenblätter’ an. Dieser Vergleich von zwölf verschiedenen Typen beruht auf einem umfangreichen, wissenschaftlichen Biogas-Messprogramm, welches die Bundesforschungsanstalt für Landwirtschaft (FAL) durchgeführt hat.

Während der internationalen Konferenz renewables 2004 im Juni in Bonn werden die Mobilitäts-Dienstleistungen mit Biogas-PKWs und -Bussen erbracht, die ihren Treibstoff aus einer Biogas-Anlage in Soltau/Niedersachsen beziehen. Gewinner der entsprechenden Ausschreibung des Umweltbundesministeriums war ein internationales Konsortium aus mehreren Auto-, Erdgas- und Mineralöl-Konzernen unter Führung der avacon AF aus Helmstedt/Niedersachsen.

In Deutschland existieren 2005 mehr als  2.500 landwirtschaftliche Biogas-Anlagen mit einer Gesamtleitung von über 450 MW. Aufgrund verbesserter Rahmenbedingungen (höherer Einspeisevergütung für die Stromerzeugung, Investitionsförderung, Nutzung der Kofermentation) wird für die nächsten Jahre mit einem starken Ausbau der Biogas-Nutzung in der deutschen Landwirtschaft gerechnet. Die Einspeisevergütung von Strom aus Biogas beträgt 10,23 Cent/kWh bis 500 kWh (bis 5 MWh 9,21 Cent/kWh) und ist auf zwanzig Jahre bis 2020 festgeschrieben. Als wirtschaftlich werden Biogas-Anlagen in der Landwirtschaft ab 60 bis 100 Großvieheinheiten (GV) angesehen.

Das Ergebnis einer noch unveröffentlichten Studie der des Bundesverbandes der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW) über die das Handelsblatt im Januar 2006 berichtet, an der auch das Fraunhofer Institut und das Wuppertal Institut mitgewirkt haben, ist, daß bis zum Jahr 2030 in Deutschland Biogas, das derzeit nur einen Bruchteil in der Versorgung ausmacht, jährlich 17 % des derzeitigen deutschen Erdgas-Jahresbedarfs liefern könnte.

Durch den Transit anläßlich der Fußball-WM werden in Deutschland 100.000 t zusätzliche Treibhausgase in die Atmosphäre geblasen, wird bereits im März 2006 vorgerechnet. Die Organisatoren investieren deshalb 1,3 Mio. € in Klimaschutzprojekte. Davon zahlt der Deutsche Fußball Bund 500.000 €, der Weltfußballverband Fifa 400.000 €, und den Rest teilen sich Sponsoren. Mit 500.000 € werden z.B. in den Dörfern der vom Tsunami betroffenen Region Tamil Nadu Biogasanlagen gebaut. Damit sollen bereits ein Drittel aller WM-Klimagase kompensiert sein. Indirekt zahlen natürlich die Fans die Zeche: Auf jedes der 3 Millionen WM-Tickets entfallen rund 3,30 € für den Klimaschutz.

Einer Studie des Bundesverbandes der Deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW) zufolge, die im April 2006 veröffentlicht wird, kann Biomethan rasch die Hälfte der derzeitigen Gasimporte aus Russland ersetzen. Wenn auf 10 % der landwirtschaftlichen Nutzfläche Energiepflanzen für Biogas angebaut werden, könnten bis 2020 mindestens 10 Milliarden m³ Erdgas ersetzt werden. Berücksichtigt man zusätzlich die aktuellen Ergebnisse der Saatgut- und Pflanzenbauoptimierung für Energiepflanzen, dann sind sogar 16 Milliarden m³ möglich. Auf der Basis des heutigen Werts dieser Erdgasimporte könnten so in Deutschland jährlich fast 7 Mrd. € im Inland investiert statt ins Ausland überwiesen werden. Legt man eine mäßige Erdgas-Wertsteigerung zugrunde, dann beträgt diese Summe in 2020 mit 14 Mrd. €. sogar das Doppelte.

Die erste Biogasanlage der Hansestadt Hamburg wird im April 2006 in Betrieb genommen. Die 2 MW Anlage erzeugt pro Stunde rund 330 m³ Biogas, das ein angeschlossenes Blockheizkraftwerk in Strom und Fernwärme umwandelt, um die Rasenheizung und die Duschen des Hamburger WM-Stadions mit Wärme zu versorgen. Betreiber der neuen Biogasanlage ist die Biowerk Hamburg GmbH & Co. KG, an der die Stadtreinigung Hamburg Beteiligungsgesellschaft und die Bio Cycling GmbH mit jeweils 47,5 % sowie die ETH Umwelttechnik mit 5 % beteiligt sind.

In Pliening im Münchner Osten (Landkreis Ebersberg) entsteht Mitte 2006 Deutschlands erste von der RES Renewable Energy Systems GmbH initiierte und konzipierte Biogasanlage, bei der Biogas direkt in das Erdgasnetz eingespeist wird. Das Investitionsvolumen beträgt ca. 9,8 Mio. €. In dieser Ablage wird das aus vergorener Biomasse gewonnene Biogas im Druckwechselverfahren zu Biomethan in Erdgasqualität aufbereitet. Zum Betrieb der Anlage werden jährlich mehr als 30.000 t Biomasse benötigt. Die Energiepflanzen werden auf ca. 500 – 550 ha Anbaufläche rund um Pliening von örtlichen Landwirten angebaut, für die sich dadurch eine zusätzliche Einnahmequelle erschließt. Die Pflanzen für das erste Produktionsjahr 2007 sind bereits angebaut und werden noch dieses Jahr schrittweise in den neu errichteten Siloanlagen der Biomethananlage eingelagert. Die Inbetriebnahme der Anlage zur Produktion von Biomethan erfolgt im Dezember 2006.

Der heißeste Juli seit Beginn der Wetteraufzeichnungen bringt 2006 auch die Biogasanlagen-Betreiber in Bedrängnis. Die Ernteausfälle bei Mais und Sommergetreide führen dazu, daß ihnen ihr Rohstoff ausgeht. Beim Winterweizen beispielsweise geht der Deutsche Bauernverband von regionalen Rückständen bis zu 45 % und Mehrkosten von mehr als einem Euro pro Dezitonne aus.

Die Stadtwerke Aachen AG (Stawag) nehmen noch vor dem Jahresende 2006 gleich zwei Biogasanlagen mit Erdgaseinspeisung in Betrieb, im Laufe der kommenden Jahre sollen es bis zu zehn Biogasanlagen werden. Ab 2007 wollen dann auch die Stadtwerke in Rotenburg an der Wümme im Osten Bremens in einer 12 Mio. € Biogasanlage das bei der Vergärung gewonnene Methangas auf Erdgasqualität aufbereiten und dann in das Netz einspeisen Unternehmen wie die EWG AG, die Stadtwerke aus Düsseldorf, Munster (Lüneburger Heide) und Passau, die Kölner RheinEnergie AG, E.ON Mitte, die EMB Erdgas Mark Brandenburg oder die Gasversorgung Westfalica GmbH, die zur Gelsenwasser-Gruppe gehört, haben ebenfalls Projekte angekündigt oder sich an ersten Anlagen beteiligt.

Ende 2006 werden nach Angaben der Landwirtschaftskammer Niedersachsen in diesem Bundesland bereits 650 Biogasanlagen in Betrieb sein. Ausgelöst wurde dieser Boom durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), aufgrund dessen Strom aus regenerativen Energien zu einem festen Preis abgenommen wird, was den Betreibern bis 2025 Planungssicherheit garantiert.

In Sachen Biogas gehört Deutschland (neben Dänemark) zu den führenden Ländern in Europa. Etwa 1.900 Biogasanlagen produzieren hier in Verbindung mit der Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Wärme.

China

Die Biogas-Technik ist hier schon seit etwa 70 Jahren bekannt, aber noch oft wird mehr der anfallende Dünger als das Gas genutzt. Bereits 1929 experimentierte Luo Guorui in der Provinz Guangdong mit dem Biogas, und 1957 erschien in der Provinz Hubei das erste Handbuch zu dem Thema: ‚Dünger, Treibstoff, Brennstoff’. Ein Jahr später gab es in der Provinz Zhejiang 41 Versuchsanlagen. 1958 wurden dann im Rahmen einer Ausstellung in Guangdong die Prioritäten festgesetzt: Dörflicher Maschinenantrieb und Hausbeleuchtung. Außerdem wurde die Empfehlung ausgesprochen, eine Kleinstanlage für Haushalte zu entwickeln.

1972 wird als eines der Forschungs- und Entwicklungsziele der Chinesischen Akademie die Ausstattung von über 70 % der dörflichen Haushalte mit Kleinstanlagen definiert, wobei die Prioritätenreihenfolge nun lautet: Brennstoff, Hygiene, Dünger. Bei einer Erfassung im Jahr 1975 wird die Zahl von 460.000 Anlagen genannt, doch nur drei Jahre später sollen es bereits 7 Millionen sein, und man veröffentlicht Richtlinien für eine Standardisierung der Biogas-‚drei-in-eins’-Anlagen (Dunggrube, Abort und Biogasfermenter). Ebenfalls 1978 entscheidet die Partei, daß weiterhin jährlich eine Million Anlagen neu zu bauen sind.

Der beliebteste Anlagentyp ist ein mit einem sogenannten ‚Wasserdrucktank’ versehenes Kleinsystem, dessen Preis – je nach Größe – zwischen 10 und 30 yuan liegt (1 yuan = ca. 12 DM) und bei dem eine ein- bis zweimal jährlich stattfindende Reinigung ausreicht (Stand 1980).

Am Stadtrand von Peking wird 1982 ein 100-Häuser-Versuchsdorf geplant, das fast ausschließlich mit Solar-, Wind- und Bioenergie versorgt werden soll. Es handelt sich um ein deutsch-chinesisches Pilotprojekt, das mit 10 Mio. DM vom BMFT gefördert wird. Das ‚Neue Solardorf’ soll 140 Bauern-Haushalte mit insgesamt 650 Einwohnern umfassen.

Biogaskuppeln aus Beton

Biogaskuppeln aus Beton

1986 gibt es schon 9 Mio. Anlagen, die etwa 1,5 % des gesamten Brennstoffbedarfs des Landes decken und bis 1990 soll die Biogasnutzung in China auf 20 Mio. Haushalte ausgedehnt werden. Laut einem Bericht des Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung Ende 2002 schätzt China sein Energiepotenzial von Biogas auf jährlich 145 Milliarden m³, was auch ausreichen würde, um die gesamte chinesische Landbevölkerung mit Energie zum Kochen und Beleuchten zu versorgen. Die Bereitstellung dieser Menge erfordere zirka 200 Mio. Biogasanlagen – während es (dieser Quelle zufolge) derzeit erst rund 5 Mio. gäbe.

Während meiner Recherchen stoße ich jedoch auch auf eine Aussage von 2003, der zufolge in der Volksrepublik China insgesamt 7 Mio. kleine Biogasanlagen gebaut wurden – die heute allerdings größtenteils nicht mehr in Betrieb sein sollen. Die Schätzungen variieren also um einen sehr großen Betrag – doch offiziellen chinesischen Statistiken zufolge gibt es Ende 2005 in China 18,07 Millionen Familien, die selbst produziertes Biogas verwenden, sowie 3.556 größere Projekte, die mit ländwirtschaftlichen Abfällen Biogas produzieren.

DDR (bis 1990)

Der erste Biogasmotor der DDR wird 1987 im Klärwerk Waßmansdorf getestet, es war ein Ottomotor mit acht Zylindern, an dem ein 690 kW Generator angekoppelt war. Gebaut wurde er auf Basis eines Schiffsdiesels von dem Magdeburger Schwermaschinenbaukombinat Karl Liebknecht (SKL). Die guten Resultate führen zu dem Vorhaben, in den folgenden Jahren in Waßmansdorf vier SKL-Biogasmotoren zur Stromversorgung einzusetzen.

1989 erprobt die SKL Magdeburg einen weiteren Motor, der speziell für Deponiegase entwickelt worden war. 1990 sollte eine Variante dieser Neuentwicklung auf einer Deponie im Schwedischen Malmö in Betrieb gehen.

Indien

Hier wurden Biogas-Anlagen bereits in der 1930er Jahren eingeführt, wobei die entsprechende Forschung zu Beginn im Umfeld der Sewage Purification Station in Dadar in Bombay stattfand. Die Anlagen waren aber noch teuer und wenig effizient. In den 20 Folgejahren entwickelt Jashbhai Patel diverse neue Kleinmodelle, und 1961 entscheidet sich die Khadi and Village Industry Commission (KVIC) für sein effektiveres und wartungsarmes System, obwohl es zu diesem Zeitpunkt auch schon andere Personen und Gruppen gibt, die mit Biogas experimentieren. Die KVIC-Anlagen besitzen eine Gasglocke aus Metall, die sich je nach Gasmenge hebt oder senkt.

Um 1979 soll es bereits rund 80.000 Stück dieser Anlagen geben. Ein staatlicher Plan sieht vor, diese Zahl schon bis 1980 auf 100.000 Stück anzuheben, und die Bauern bekommen von der Regierung ei­nen 20 bis 25%igen Kaufzuschuß, während die restlichen 75 % über einen Bankkredit aufgebracht werden. Häufig sind es sogenannte ‚Gobar-Anlagen’ (Gobar ist das Wort für Kuhmist in Hindi), die ebenfalls mit einer Metallgasglocke ausgestattet sind.

1981 wird das National Project for Biogas Development (NPBD) ins Leben gerufen, und seit 1982 existiert in Indien das auf der ganzen Welt erste und bisher einzige Ministerium für Erneuerbare Energien. In den Folgejahren gehen auch Versuche mit neuen Anlagen weiter, insbesondere mit dem rund 30 % billigeren Modell aus China, das von der nordindischen Planning Research and Action Division (PRAD) in Uttar Pradesh zu dem später weit verbreiteten ‚Janata’-Typ mit fester Tankdecke und ohne bewegliche Teile weiterentwickelt wird.

Indische Biogasanlage im Bau

Indische Biogasanlage im Bau

1997 gibt es in Indien bereits 2,5 Mio. Haushalte und Dörfer, die eine Biogasanlage besitzen – doch das Potential liegt noch weitaus höher: 1998 wird es von dem Tata Research Institute in Neu Delhi auf 12 Mio. Anlagen mit einer Gesamtleistung von 17.000 MW geschätzt. Die deutsche GATE spricht sogar von 30 Mio. 1-Haushalt-Anlagen sowie mindestens 600.000 Dorf-Anlagen. Im Jahr 2000 soll es bereits 2,7 Mio. Kleinanlagen geben.

Im Juni 2006 nimmt das deutsche Unternehmen SunTechnics zwei Biogas-Anlagen im indischen Bundesstaat Kerala erfolgreich in Betrieb. Die Energiesysteme unterstützen die Elektrifizierung der netzfernen Gemeinden Trippunithara und Kothamangalam im äußersten Südwesten Indiens. Beide Biogas-Anlagen befinden sich jeweils am örtlichen Marktplatz und versorgen mit einer Leistung von je 6,75 kW die Straßenlampen mit Strom.

Im September gründet die EnviTec Biogas GmbH in Saerbeck gemeinsam mit der Malavi Power Plant Ltd. in Bangalore die ‚EnviTec Biogas (India) Private Limited’, um mit deutschen Know-how das indische Unternehme bei der Realisierung von Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung von 16 MW zu unterstützen. EnviTec Biogas ist eines der führenden Unternehmen in der Biogasbranche in Deutschland und gehört seit 1995 zu den Pionieren. Es ist das erste Unternehmen des Biogas-Sektors mit einem Engagement dieser Größenordnung auf dem indischen Subkontinent.

Indien hat 2002 etwa 3 Millionen Biogasanlagen, Ägypten, Peru und zahlreiche andere Länder besitzen dagegen jeweils nur bis zu 100 Biogasanlagen.

Jugoslawien (bis 1991)

Die Universität Nisch (jetzt Republik Serbien) stellt bereits 1984 einen Biogas-Traktor mit einer Leistung von 40 kW vor. Sein Einsatz ist für die Landwirtschaft der Provinz Woiwodina vorgesehen, wo besonders große Mengen ungenutzter Biomasse anfallen.

Korea

In Korea wurden ab den 1950er Jahren 30.000 kleine Biogasanlagen errichtet, seit den 1970ern sollen es sogar schon 70.000 sein.

2004 gibt es auch ein Projekt der Adventist Development and Relief Agency (ADRA), gemeinsam mit dem United Nations Office for the Coordination of Humanitarian Affairs (UNOCHA) bis zu 10.000 Landwirte in Nordkorea beim Bau von Biogasanlagen zu unterstützen.

Nepal

Nepal ist nach Indien und China inzwischen das Land mit der größten Erfahrung bei der Nutzung von Biogas. Die Nepalesen entwickeln die ersten Anlagen selbst und bereits in den 1970ern. Die ‚Vereinigten Nepal-Missionen’ rufen in den 1980ern eine christlich geführte Biogas-Gesellschaft ins Leben, und auch die GTZ fördert seit 1980 in einem überregionalen Programm die Biogastechnologie. Ab 1992 werden ferner 12.000 Anlagen mit holländischer Unterstützung gebaut; und derzeit gibt es insgesamt etwa 37.000 Anlagen (Stand 1995). Allerdings gibt es in Nepal auch 9 Mio. Kühe und 7 Mio. kleinere Haustiere, und das Potential für Biogasanlagen beträgt bis zu 1,3 Mio. Anlagen (die Einwohnerzahl liegt bei etwa 20 Mio.).

Der Wirkungsgrad bei der Verbrennung ist mit 60 % deutlich größer als bei Holz, so daß die Biogasnutzung angesichts der schwindenden und zunehmend teurer werdenden Holzvorräte für die einzelnen Familien auch billiger wird; eine Biogasanlage spart jährlich etwa 3 Tonnen Brennholz. Bis 2002 sollen – u.a. mit deutscher Hilfe – 100.000 Biogasanlagen gebaut werden. Die einzelne Anlage kostet zwischen 400 und 600 Mark – eine ziemlich große Summe für nepalesische Dorfbewohner, die dafür langfristige Darlehen aufnehmen müssen, z.B. bei der KfW. 2004 besitzen bereits 110.000 Familien eigene Biogasanlagen. Laut KfW sei von Anfang an entscheidend gewesen, die Qualität der Bauteile streng zu kontrollieren und die Wartungsverträge zu überwachen.

Österreich

Bereits 1980 investiert das 900jährige Zisterzienserkloster Mehrerau am Bodensee 600.000 DM, um eine Biogasanlage für seine 600 Stück Vieh zu errichten.

Philippinen

Biodister von Baron

Biodister von Baron

Die Umgebungstemperatur in den Philippinen liegt das ganze Jahr so zwischen 30°C und 40°C – ideal für Biogas. Zwecks Abfallbeseitigung und Umweltschutz unterstützt die Umweltbehörde DENR die Produktion von Biogas bei größeren Schweinezuchtbetrieben, die schon mit Güllebecken ausgerüstet sind.

Im Jahre 2000 gibt es rund 100 derartiger Biogasanlagen, danach werden noch knapp 50 weitere Anlagen von 5 m³ bis 10 m³ – teilweise mit Geld des UNDP – errichtet.

Der sich bereits im Ruhestand befindliche Ingenieur Gerry Baron entwickelt ebenfalls verschiedene angepasste Modelle des ‚Biodigester’, die er auch erfolgreich betreibt.

Schweiz

Während des zweiten Weltkrieges leistet die Kläranlage in Zürich einen bedeutenden Beitrag zur Energieversorgung der Stadt. Die über das Jahr 1945 gelieferte Menge Faulgas (vorwiegend Methan) deckt den Gesamtverbrauch der Stadt für knapp sieben Tage. Eine weitere aus dem Klärschlamm gewonnene Gasmenge, welche dem Gasbedarf von weiteren zehn Tagen entsprochen hätte, wird zu einem Treibstoffersatz verdichtet.

Biogas-Bus in der Schweiz

Biogas-Bus

Dadurch werden innerhalb eines Jahres etwa 650.000 Liter Benzin substituiert. Noch in den 1950er Jahren beziehen die Fahrzeuge des Abfuhrwesens ihre Energie von der Kläranlage – die Gastankstelle befindet sich direkt bei der Kehrichtverbrennungsanstalt in der Josefstraße.

Mitte der 1980er Jahre beauftragt der Nationale Energie-Forschungs Fond (NEFF) eine Gruppe von Wissenschaft­lern mit der Erforschung neuer Möglichkeiten auf dem Gebiet des Biogas.

Seit 1997 läuft in Samstagern im Kanton Zürich eine Anlage, die Grünabfälle aus Biotonnen vergärt. Das erzeugte Gas wird gereinigt und ins Verteilernetz der Gasversorgung Zürich eingespeist. 2006 gibt es 83 Gastankstellen in der Schweiz, von denen 22 Biogas (oder ‚Kompogas’) anbieten. Auch Busse fahren in der Schweiz bereits mit Biogas. Das Potential von landwirtschaftlich betriebenen Biogasanlagen liegt bei ca. 700 Anlagen bis 2020.

UdSSR (bis 1991)

Hier entwickelt man in methanbetriebene Flugzeugtriebwerke als Alternative zum Kerosin. Eine TU 155 der sowjetischen Luftlinie Aeroflot mit zwei herkömmlichen und einem methanversorgten Triebwerk landet so z.B. am 09.07.1991 auf dem Flughafen Schönefeld bei Berlin. Das verflüssigte Methan wurde zwar aus Erdgas gewonnen, man hätte sich aber auch anderer Ausgangsstoffe bedienen können.

Der Entschluß zu dem Entwicklungsprogramm wurde während der sogenannten Ölkrise 1973 gefaßt, und bereits 1975 beginnt die Forschungsarbeit an einem Gas-Triebwerk. Die o.g. TU 155 (eine umgerüstete TU 154) macht ihren Jungfernflug im Januar 1989, eines der drei Triebwerke läuft wahlweise mit flüssigen Wasserstoff (s.d.) oder flüssigem Methan. Der kommerzielle Einsatz eines ersten gasbetriebenen zivilen Frachtflugzeuges, das als TU 156 bezeichnet werden sollte, war für Ende 1996 vorgesehen.

USA

In Oklahoma City existiert eine Umwandlungsanlage für Großstallabfälle mit einer Einleitung von 23 Mio. m3 pro Jahr. Betreiber ist die Anaerobic Processes Inc. (Calorific Recovery). Im Mai 1976 wird die Anlage von der US Federal Power Commission als Quelle für Pipeline-Gas zugelassen.

Der Chemie-Professor David Updergraff von der Colorado School of Mines hat die Firma Biogas of Colorado so erfolgreich gemangt, daß der von 40.000 Mastbullen anfallende Dung ausreicht, ein 50 MW Kraftwerk bei Lamar, südlich von Denver, die Hälfte seiner Zeit zu betreiben.

1988 werden in Kalifornien bereits 400 MW Elektrizität aus Biogas erzeugt.

2004 nimmt das deutsche Unternehmen Biogas Nord seine erste Biogasanlage in den USA in Betrieb, sie gehört einem Landwirt aus Wisconsin und produziert mit der Gülle von 1.350 Milchkühen 350 kW.

Andere Länder

Mit Biogas beschäftigen sich außerdem noch Bangladesch, Pakistan, Indonesien und Taiwan, allerdings in sehr unterschiedlichem Grad – beginnend von nur einer Modellanlage an der Hochschule des jeweiligen Landes, bis hin zu mehreren tausend Kleinanlagen (Stand 1985).

Grenzen der Methannutzung

Die hauptsächlichen Grenzen der Anwendung bilden zum einen der geringe Wirkungsgrad von Biogas-Anlagen, der nur etwa 25 % beträgt, zum anderen der sich negativ auswirkende Anteil von Schwefelwasserstoff im Gärungsgas. Der Nutzeffekt der Energiezufuhr zugunsten der hohen Temperaturen, die für die Verbindung des Wasserstoffs (aus Wasserdampf) mit Kohlenstoff zu Methan erforderlich sind, ist unbefriedigend. Sofern nicht moderne Isolationsmaterialien verwendet werden, stellen die Heizkosten denn auch den wesentlichsten Kostenfaktor des Prozesses dar, dessen optimale Temperatur immerhin 52°C beträgt. Hinzu kommt, daß in kälteren Regionen der Wirkungsgrad bes. im Winter noch weit niedriger ausfällt.

Der Flächenertrag ist gering, und die notwendige Sammlung des zu kompostierenden Mülls macht gerade in Bezug auf Großsysteme umfangreiche Subsysteme erforderlich. Bei Aquakulturen gibt es eine besonders hohe Transportmen­ge wegen des hohen Wassergehalts dieser Biomasse. Außerdem treffen wir gerade bei der Nutzung von Wasserhyazinthen auf das Entstehen einer Phasentrennung zwischen einer Schwimmdecke und einer Sinkstoffschicht innerhalb des Gärungsbehälters. Diese, auch bei anderen Anlagen ­und Nutzungsmodellen entstehende Schwimmdecke, die dort allerdings nicht so dick ist, muß immer wieder zerstört werden, um die Anlage funktionsfähig zu halten. Sie besteht meistens aus nicht umgesetzten Stroh-, Schilf-, Blatt- und Stengelresten, welche aber auch entfernt und separat kom­postiert oder zum Mulchen verwendet werden können.

Wo bei den Modellen der ‚Angepaßten Technologie’ oftmals Probleme mit der Gasdichte der Anlagen auftreten, ist auch die Handhabbarkeit der technisierten Hochdruckspeicherung von Methan nicht ganz so einfach – in der Bundesrepublik entstehen außerdem auch noch besonders hohe Investitionskosten durch die verschärften Sicherheitsauflagen für Gasbehälter.

Ferner kommt hinzu, daß die für den Einsatz in Fahr­zeugen üblichen 350 bar Flaschen bei Methan – verglichen mit anderen Gasen – eine viel zu geringe Speicherkapazität besitzen, als daß ihre Anwendung wirtschaftlich wäre.

Außerdem gibt es auch noch ökologische Probleme, sei es durch die zu schnelle Erschließung neuer Anbauflächen und dem damit verbundenen Raubbau an bestehenden Wäldern, oder durch die Bedrohung der in Monokultur angebauten und hochgezüchteten Pflanzen durch Schädlinge und Krankheiten, was wiederum einen starken Insektizid- und Pestizideinsatz erforderlich macht. Es liegt auch eine Gefahr in der Tatsache begründet, daß die in vielen Entwicklungs­ländern ohnehin schon zu geringe Nahrungsmittelproduktion in starke Konkurrenz zum ‚Energyfarming’ gerät.

In Indien ist die verzwickte Problematik dieser Energiealternative besonders klar sichtbar: Einmal sind die dortigen ‚Gobar-Anlagen’ wegen der verwendeten Metallgasglocke nicht heizbar, zum anderen ist die Finanzkraft der Bauern – trotz Zuschuß und Kredit – einfach zu schwach. Außerdem bringt die Nutzung von Kuhdung noch religiöse Probleme mit sich, da die ‚Heiligen Kühe’ ja auch heiligen Dung produzieren, wobei die Betroffenen in erster Line befürchten, daß dieser Dung durch die Beimischung anderer Exkremente entweiht wird.

1988 zeigt sich eine weitere Grenze: es wird ein drastischer Mangel an qualifizierten Leuten für die Wartung der Anlagen festgestellt.

Methanhydrat

Eine weitere Quelle für Methan befindet sich auf dem Grund der Weltmeere. Das Methanhydrat oder Mathaneis galt bis vor wenigen Jahren als chemisches Kuriosum – während es heute als weltgrößte Reserve für die zukünftige (allerdings fossile!) Energieversorgung gehandelt wird. Ich möchte es deshalb in dieser Arbeit nicht außer acht lassen.

Gashydrate wurden bereits in der zweiten Hälfte des 18. Jahrhunderts beobachtet, doch als eigentliches Entdeckerjahr (als künstliches Gebilde) gilt 1811. Lange Zeit unbeachtet wurde 1934 nachgewiesen, daß das ärgerliche Einfrieren von Gas-Pipelines in der kalten Jahreszeit unter anderem auf Gashydrate zurückzuführen sei. Und während man damals noch dachte, daß Gashydrate ausschließlich als künstliche Gebilde vorkommen, stieß man 1967 bei Bohrungen im sibirischen Permafrostgebiet auf natürliche Gashydrate. 1972 fand man sie dann in Alaska, 1974 in Kanada und 1982 im Golf von Mexiko. Inzwischen konnten Gashydrate fast in allen Weltmeeren nachgewiesen werden.

Wir wissen inzwischen aber auch, daß das Hydrat eine Gefahr für das Klima bilden kann. Denn Methangas in der Atmosphäre soll als Treibhausgas wirken – und dies sogar 32mal stärker als Kohlendioxid! Bereits Anfang der 1990er Jahre wurde im Rahmen des ‚Ocean Drilling Program ODP’ vor der Küste Chiles davor gewarnt, daß schon eine Erwärmung der Ozeane um nur wenige Grad große Mengen an Methan freisetzen würde. Bei Bohrungen in 3.000 m Tiefe hatte man in der obersten Gesteinslage von 100 – 200 m Dicke eine starke Anreicherung mit Gashydrat festgestellt.

Die Entstehung dieser Gashydrate ist zwischenzeitlich geklärt: Aufgrund der in der Tiefsee herrschenden Temperaturen von minus ein Grad bis plus fünf Grad Celsius und der hohen Drücke von 200 bis 300 bar haben sich an den Kontinentalabhängen der Ozeane Eiskristalle in riesigen Mengen zu Molekülkäfigen zusammengeschlossen, in denen Gasmoleküle – hauptsächlich das Erdgas Methan – eingefangen sind.

Im Laufe der Jahrmillionen sind bis zu tausend Meter mächtige Methanhydratlager entstanden, die heute mit einem Deckel aus jüngeren Sedimentschichten hermetisch abgedichtet sind. Andere Vorkommen finden sich auf den Kontinenten in Küstenregionen sowie in den Permafrostböden der Polarregion.

Das wie Schneematsch aussehende Gas-Wasser-Gemisch (‚graues Gold’ oder ‚brennendes Eis’), das chemisch zu den Clathraten (o. Klathrate) gerechnet wird und in der Atmosphäre bei Temperaturen über minus 36°C zerfällt, verbrennt unter normalem Druck mit rötlicher Flamme – wobei jeder Kubikmeter Gashydrat etwa 164 Kubikmeter energiereiches Methangas freisetzt.

Im Oktober 1995 begann eine Versuchskampagne, bei der 50 Wissenschaftler und Techniker aus 16 Nationen an Bord des Tiefseebohrschiffes ‚Joides Resolution’ vor der Küste North Carolinas das Vorkommen von Gashydraten erforschten. Am Blake Ridge fand man 268 m unter dem Meeresgrund die gesuchte Schicht, späteren Schätzungen zufolge sollen sich dort etwa 35 Milliarden Tonnen verbergen. Auch vor Oregon und im Golf von Mexiko wurden Vorkommen entdeckt. Nach weiteren Bohrungen und Hochrechnungen resümierten die Wissenschaftler, daß weltweit wohl an über 30 Stellen riesige Vorkommen liegen würden – insgesamt etwa 10.000 Milliarden Tonnen. Die darin gebundenen Gasreserven enthalten mindestens 30 Milliarden Tonnen Kohlenstoff, fast drei Mal soviel wie sämtliche derzeit bekannten Kohle-, Öl- und Gasvorkommen (Stand 1999).

Auch aus dem Nordatlantik wurden Funde gemeldet. Wissenschaftler des Geomar Forschungszentrum für marine Geowissenschaften in Kiel entdeckten ausgedehnte Felder im Meeresboden vor Norwegen, in der Barentssee und westlich von Spitzbergen. Die Eislagen wurden in 180 m Tiefe unter dem Meeresboden festgestellt, an manchen Stellen lagen ausgefällte Brocken des Gashydrats aber auch direkt auf dem Meeresboden. Die Gesamtfläche, auf der mit Gashydratvorkommen vor Nordwesteuropa zu rechnen ist, wurde auf 430.000 Quadratkilometer geschätzt – ein Gebiet weit größer als Deutschland. 1999 beteiligte sich Geomar auch an Forschungen vor der Küste Oregons, wo bei Fahrten dem Tiefsee-Tauchboot ‚Alvin’ auch mehrere 15 cm große Schlote entdeckt wurden, aus denen Gas perlte.

Weil die Reservoirs bedeutend tiefer unter Wasser und Sediment begraben sind als die meisten anderen fossilen Brennstoffe, ist bei der Förderung ein höherer Energieaufwand notwendig. Nach Berechnungen des Ingenieurs Gerald Holder von der Universität Pittsburgh würde die Energiebilanz trotzdem positiv ausfallen, da die Hydrate voraussichtlich 20 % mehr Energie liefern, als bei ihrer Gewinnung investiert werden muß. An dieser Stelle sieht man aber auch deutlich, daß die Förderung von Methaneis aus globalwirtschaftlicher Sicht eigentlich jeglicher Vernunft entbehrt, da 80 % des Energieumsatzes schon bei der Förderung vergeudet werden!

Trotzdem wird in verschiedenen Ländern an der Erforschung und Erkundung von Lagerstätten gearbeitet. Das US-Department of Energy hat 1998 ein Programm vorgeschlagen, das die kommerzielle Förderung von Methanhydrat bis zum Jahr 2015 ermöglichen soll. Japan gab bekannt, 50 Mio. $ in die Erkundung des Meeresbodens bei Hokkaido zu investieren. Die Japan National Oil Company hat 1998 in Alaska erste Versuche unternommen, den Brennstoff abzubauen. Und auch in Norwegen engagieren sich Erdölkonzerne mit Forschungsmitteln für Universitäten, obwohl frühere Versuche der UdSSR, das Gas mit Inhibitoren zu lösen und in größerem Maßstab abzubauen, wegen des großen Aufwands als nicht rentabel eingestellt worden waren.

Die EU fördert seit 1997 mit rund 4 Mio. DM das Forschungsprojekt HYACE (Hydrate Autoclave Corning Equipment System), das vom Institut für Maritime Technik der TU Berlin koordiniert wird und bei dem sechs europäische Länder gemeinsam drei verschiedene neuartige Probenahmegeräte entwickeln. Eines dieser Geräte ist ein Roboter, der in Meerestiefen bis fünf Kilometer vordringen und Gashydrat-Proben entnehmen kann. Der 10 m lange und nur 9 cm durchmessende Roboter wird im Inneren des Bohrgestänges bis zu den hydrathaltigen Sedimenten am Tiefseeboden hinabgelassen. Durch eine Öffnung am Ende des Gestänges dringt der Bohrroboter direkt in die eiskalten Gashydrate vor, nimmt eine Probe von einem Meter Länge und packt sie in einen Autoklaven, während gleichzeitig Temperatur und Druck gemessen werden. Der Roboter und der Druckbehälter mit der ‚konservierten’ Probe werden dann per Seilwinde wieder an Bord gezogen. Ab 2001 soll der Roboter vor der Küste Oregons eingesetzt werden.

An den Arbeiten zur Entwicklung der notwendigen neuen Fördertechnologien zur großtechnischen Verwertbarkeit von Methanhydrat beteiligt sich auch die Berliner Versuchsanstalt für Wasserbau und Schiffbau. Mit einer Ausbeutung sei aber frühestens in 1950 Jahren zu rechnen, da das bisherige geologische Wissen über diese Gasreserven noch viel zu gering sei. Bisher gibt es auch erst drei Möglichkeiten, wie sich Methanhydrat schnell und effektiv auflösen lässt: Man könnte Chemikalien in den Meeresboden spritzen, die den Schmelzpunkt des Methaneises herabsetzen, man könnte die Temperatur erhöhen – etwa mit heißem Wasser – oder den Druck verringern. Doch diese Methoden sind zu teuer oder zu langwiedrig.

Die o.g. Gefährdung durch die Erwärmung der Ozeane wurde zwischenzeitlich spezifiziert: Sollte die Erwärmung der Meere auch nur ein Prozent des in den Hydraten gespeicherten Methans entweichen, könnte die globale Temperatur um bis zu drei Grad Celsius ansteigen, schätze man an der TU Berlin, während man an der Universität von Michigan von einem Anstieg um zwei Grad ausgeht, dies aber bei einer Freisetzung von acht Prozent (Stand 1999).

Eine weitere Gefährdung hat Deborah Gordon von der Union of Concerned Scientists in Washington D.C. festgestellt: Methanhydrate zementieren die oberen Sedimentschichten an die steilen Kontinentalabhänge, wo der Meeresboden vom flachen Schelf zur Tiefsee hin abfällt. Werden die Hydrate aufgelöst, könnten ganze Abhänge ins Rutschen kommen, wovon wiederum Tsunamis ausgelöst werden könnten, jene meterhohen und oftmals tödlichen Flutwellen, die auch bei Seebeben entstehen. Da sich die Vorkommen – wie viele andere Lager – außerdem in Gebieten höherer Erdbebengefahr befinden, könnten die Methanhydrate in Abbaugebieten auch während eines Bebens in Bewegung geraten – mit unberechenbaren Folgen. Instabilitäten in den Lagerstätten können große Gasmengen auch eruptiv freisetzen, was im Meeresboden riesige Krater hinterläßt und eine große Gefahr für Bohrinseln bedeutet.