Biomethan-Einspeisung noch ohne Perspektiven

Die meisten Biogasanlagen erzeugen vor Ort Strom aus Biogas. Zu viele davon nutzen nur einen geringen Teil ihrer Wärme. Diese Standorte bilden ein wichtiges Potenzial für Biogasaufbereitung und -einspeisung - wenn ein Gasnetzanschluss in der Nähe ist und die Biogasanlage ausreichend Gas produziert, um einen Anschlusspunkt zu rechtfertigen.

Doch das Geschäftsmodell besteht bisher darin, dass eine hohe EEG-Vergütung für den ausgespeisten Strom gezahlt wird. Das ist seit 2014 vorbei; neue Biomethan-BHKW rechnen sich kaum noch.

Die verfallenen, für die BHKW-Betreiber  günstigen Preise für Biomethan eröffnen allerdings neue Perspektiven für neue Projekte. So können in Wärmenetzen neue BHKW erreichtet werden und an der Ausschreibung für Neuanlagen teilnehmen. Unter bestimmten  Voraussetzungen lässt sich mit der 20 Jahre gesicherten Vergütung ein attraktives Geschäftsmodell schneidern, das obendrein gut in die Energiewende passt.

Das gilt, so lange  wie die bisher sehr schmalen Ausschreibungsmengen nicht ausgeschöüpft werden. Mit denen lässt sich allerdings der Anlagenbestand nicht in die Zukunft führen.

Eine weitere, derzeit im Fachverband Biogas heiß diskutierte Variante besteht im Treibstoffsektor. Die RED II-Richtlinie zwingt die Importeure für fossile Treibstoffe zu einer THG-Minderungs-Quote. Entweder kaufen die Mineralölfirmen Biotreibstoffe hinzu und mischen es in ihre fossilen Produkte, oder sie kaufen die Treibhausgasminderungsquoten von Dritten hinzu. Insbesondere Biomethan aus Gülle, das im Transportsektor eingesetzt wird (z.B. als CNG für Erdgasfahrzeuge) kann eine außerordentlich hohe THG-Minderung nachweisen und die "überschüssige" Treibhausgasminderung als Zertifikat verkaufen. Damit besorgen die Mineralölfirmen ihrem Benzin und Diesel das geforderte „grüne Mäntelchen“.

Ab 2020 steigt die Anforderung sprunghaft von 4,5 auf 6 % THG-Minderung. Um einer empfindlichen Pönale zu entgehen, werden diese THG-Minderungs-Zertifikate aktuell gut bezahlt und sorgen indirekt für eine attraktive Vergütung des im Verkehrssektor eingesetzten Biomethan.

Das ist aber nicht „bankable“, denn niemand weiß, wie es damit weitergeht. Also bietet diese Option keine Grundlage für die Finanzierung von mittelfristigen Investitionen in neue Biomethananlagen.

Die THG-Minderungsquote ist auch nur bei Einsatz von viel Gülle und Mist so hoch. Diese Stoffe werden aber meistens in kleineren Anlagen eingesetzt, bei denen sich die aufwendige Gasaufbereitung und -einspeisung wiederum nicht lohnt.

Solche Biogasanlagen kommen mit einer dezentralen Biomethan-Tankstelle in den Treibstoffmarkt. Erste Beispiele werden umgesetzt, wie auf dem Energiehof von Winfried Vees in Weitenau.

Ein noch nicht entwickelter Teil des Biomethanmarktes ist der Gebäudesektor. Ein guter Teil des Klimaschutzes zum Beispiel im Gebäudebereich wird über Limitierung des Primärenergie­einsatzes angetrieben. Der Klimaschutzeffekt hängt dann noch vom Energieträger ab. Dabei wird – nur energetisch korrekt – Erdgas und Biogas gleichgesetzt. Es bleibt unbeachtet, dass Biogas oder Biomethan deutlich weniger Primärenergie einsetzen und weniger zusätzliches CO₂ emittieren als fossiles Erdgas. Dieser wichtige Fehler muss korrigiert werden. Das gilt auch für den Einsatz von KWK in Wärmenetzen.

Auch die dena nimmt in den Blick, dass Anbaubiomasse nachhaltiger werden muss, um klimapolitischen Nutzen zu erbringen, damit Biomethananlagen in Kombination mit Power-to-Gas einen gewichtigen Teil der Energieversorgung übernehmen kann.