Bioenergie 16.07.2010, 19:48 Uhr

Teure Technik: Biomethan ins Gasnetz

Aus Biomasse gewonnenes Biogas kann zu Biomethan aufbereitet werden und fossiles Erdgas ersetzen. Mit kleineren Anlagen jedoch kann nur ein geringer Beitrag zum Ausbau der Gaseinspeisung geleistet werden kann, so eine neue Studie des Fraunhofer-Instituts „Umsicht“ in Oberhausen.

Die Bundesregierung will im Jahr 2020 6 Mrd. m3 Biogas in das Erdgasnetz einspeisen lassen. Bei einer Einspeiseleistung von 700 m3 in der Stunde müssten daher 1000 große Bioerdgasanlagen gebaut werden, bei einer Leistung von 350 m3 je Stunde wären es entsprechend doppelt so viele mittelgroße Anlagen.

Der Plan der Bundesregierung kostet. Für den Anschluss an das innerdeutsche Gastransportnetz bewegen sich diese Kosten im Bereich von 254 €/kW Gasdurchsatz bei einer Anlagengröße von 700 m3 Biogaserzeugung je Stunde. 1100 €/kW sind es bei kleineren Anlagen mit 125 m3 je Stunde. Das ergibt die Studie „Auswirkungen der Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz auf den Netzbetrieb und Endverbraucher“ des Fraunhofer-Instituts für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (Umsicht) in Oberhausen. Sie setzt sich mit den technischen und wirtschaftlichen Auswirkungen der Biogaseinspeisung auf den Erdgasnetzbetrieb auseinander.

Wichtiges Ergebnis: Mit kleineren Biogas-Einspeiseanlagen kann nur ein geringer Beitrag zum Ausbau der Gaseinspeisung geleistet werden, weil diese vergleichsweise höhere Ausbau- und Netzbetriebskosten verursachen. „Die Kosten für Netzanschluss und Aufbereitung steigen überproportional mit abnehmender Anlagengröße“, erläutert Wolfgang Urban, Autor der Studie.

Ein größerer Anteil von Kleinanlagen würde zu deutlich höheren Gesamtkosten der Integration von Biogas in das Erdgasnetz führen. Aus wirtschaftlicher Sicht sollten Einspeiseanlagen eine Mindestkapazität von 350 m3 je Stunde daher nicht unterschreiten.

Kleinere Biogasanlagen stehen sich der Studie zufolge wirtschaftlich besser, wenn das Biogas vor Ort in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) zur Produktion von Ökostrom genutzt wird. Das gilt selbst dann, wenn am Ort der Biogaserzeugung keine Nutzung der dabei anfallenden Wärme möglich ist.

Die Einspeisung des Biomethans ins Erdgasnetz wird laut Studie für größere Anlagen dann wirtschaftlich interessant, wenn weniger als die Hälfte der entstehenden Wärme wirtschaftlich sinnvoll genutzt werden kann.

Damit das erzeugte Biomethan ins Erdgasnetz kommen kann, hebt man den Brennwert des Biomethans durch die Zugabe von Flüssiggas (LPG) auf das Niveau des Erdgases an. Vor allem die Kosten dieser LPG-Beimischung treiben die Kosten des gesamten Aufbereitungsverfahrens in die Höhe, wie die Autoren errechnet haben.

Allein in der untersuchten Modellregion müssten für die Brennwertanpassung mit LPG jährlich zweistellige Millionen-Euro-Beträge aufgewendet werden. Die vom Bundesumweltministerium geförderte Studie betrachtet exemplarisch das Biogaspotenzial in den Landkreisen Altmarkkreis Salzwedel, Stendal, Börde und dem Jerichower Land.

Auf die Brennwertanpassung könnte der Studie zufolge zumindest zeitweise verzichtet werden. Dann nämlich, wenn die Gasdurchflussmengen in der Grundleitung ausreichen, um eine rechnergestützte Brennwertrekonstruktion zu nutzen. Dazu werden verschiedene Brennwertbezirke geschaffen, was de facto eine Netzentkoppelung darstellt. Verfügte jeder dieser Netzbereiche über eine genügend große Gasaufnahmekapazität, ließe sich die Rückspeisung in die vorgelagerte Netzebene und so die Konditionierung mit LPG vermeiden.

Für die Modellregion könnten LPG-Kosten in Höhe von 5 Mio. € bis 10 Mio. € pro Jahr eingespart werden, langfristig sogar bis zu 25 Mio. € jährlich. Doch könnten die Systeme zur rechnergestützten Brennwertverfolgung an ihre Grenzen stoßen, wenn sich die Zahl der Biogas-Einspeisepunkte tatsächlich erhöht. Ebenso ungeklärt ist, welchen Einfluss die prognostizierte Biogasmenge auf die Lastflussverhältnisse in den verschiedenen Netzebenen hat.

Für den Bau der notwendigen Einspeiseanlagen würden nach vorsichtigen Schätzungen der Deutschen Energie-Agentur (dena) Investitionen in der Größenordnung von 12 Mrd. € alleine für die Anlagentechnik benötigt.

Vor allem die Verdichterbaugruppen treiben die Investitionskosten für die Gaseinspeiseanlagen in die Höhe. Sie allein bestimmen 60 % der Investitionskosten, gefolgt von Einrichtungen zur Messung von Gasmenge und -qualität. Diese Investitionskosten sind nahezu unabhängig von der Einspeiseleistung und damit bei kleinen Anlagen spezifisch höher.

Die Studie sieht erhebliches Potenzial zur Optimierung und Effizienzsteigerung. So sind viele Einspeiseanlagen redundant ausgelegt, um die Verfügbarkeit zu erhöhen. Beschränkte sich die Redundanz nur auf wichtige Bauteile, könnten Kosten reduziert werden.

Bei der Biogasproduktion könnte durch einfachere Bauweisen und eine höhere Raumbelastung der Fermenter, einen intensiveren Aufschluss der Gärsubstrate zur Steigerung der Gasausbeute sowie bessere Instandhaltungskonzepte ein Einsparpotenzial von bis zu 20 % realisiert werden, schreiben die Autoren. THOMAS GAUL

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