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BIOGAS-MESSPROGRAMM III
BIOGAS
biogas.fnr.de

IMPRESSUM
Herausgeber
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)
OT Gülzow, Hofplatz 1
18276 Gülzow-Prüzen
Tel.: 03843/6930-0
Fax: 03843/6930-102
info@fnr.de
www.fnr.de
Gefördert durch das Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft
aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages
Redaktion
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR), Abteilung Öffentlichkeitsarbeit
Bilder
Titel: Hilfers – AES
Sofern nicht am Bild vermerkt: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)
Gestaltung/Realisierung
www.tangram.de,
Rostock
Druck
www.mkl-druck.de,
Ostbevern
Gedruckt auf 100 % Recyclingpapier mit Farben auf Pflanzenölbasis
Bestellnr.: 1125
Erstausgabe
FNR, 2021
Rechte vorbehalten.
Für die Ergebnisdarstellung mit Schlussfolgerungen, Konzepten und fachlichen Empfehlungen sowie die Beachtung etwaiger
Autorenrechte sind die Verfasser verantwortlich.
ISBN-Nr.: 978-3-942147-42-2

BIOGAS-MESSPROGRAMM III
Die vorliegende Publikation wurde erstellt durch:
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
04347 Leipzig
Tel.: +49 (0)341 2434-112
www.dbfz.de
Bearbeitende: Tino Barchmann, Marcel Pohl, Velina Denysenko, Erik Fischer, Josephine Hofmann,
Markus Lenhart, Jan Postel (ehemals), Dr. Jan Liebetrau (ehemals)
Datenerfassung: Region Ost

2
Inhaltliche Zuarbeit durch:
Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL)
Institut für Landtechnik und Tierhaltung
Vöttinger Straße 36
85354 Freising
Bearbeitende: Dr. Mathias Effenberger, Rainer Kissel, Robert Kliche (ehemals), Gabriel Streicher
Datenerfassung: Region Süd-Ost
Landesanstalt für Agrartechnik und Bioenergie (LAB)
Universität Hohenheim
Garbenstraße 9
70599 Stuttgart
Bearbeitende: Benedikt Hülsemann, Lijun Zhou, Dr. Hans Oechsner, Dr. Hans-Joachim Nägele (ehemals)
Datenerfassung: Region Süd-West
Kompetenzzentrum Erneuerbare Energien und Klimaschutz Schleswig-Holstein (EEK.SH)
c/o Christian-Albrechts-Universität zu Kiel, Institut für landwirtschaftliche Verfahrenstechnik
Max-Eyth-Str. 6
24118 Kiel
Bearbeitende: Torsten Mächtig, Dr. Christian R. Moschner
Datenerfassung: Region Nord
Leibniz-Institut für Agrartechnik und Bioökonomie e. V. (ATB)
Max-Eyth-Allee 100
14469 Potsdam
Tel.: +49 (0)331 5699-900
www.atb-potsdam.de
Bearbeitende: Dr. Susanne Theuerl, Dipl-Ing. Johanna Klang, Dipl.-Biol. Katrin Graf (ehemals),
Beate-Kristin Kröck, Thomas Langer (ehemals), Levin Esche (ehemals)
Systemmikrobiologie (Koordination BMP III, Teilvorhaben 2 „Systemmikrobiologie“)
Universität Bielefeld, Centrum für Biotechnologie (CeBiTec),
Genomforschung Industrieller Mikroorganismen
Universitätsstraße 27
33615 Bielefeld
Tel.: +49 (0)521 106-8758
Bearbeitende: M. Sc. Julia Hassa, M. Sc. Johanna Nelkner, Dr. Andreas Schlüter, Prof. Dr. Alfred Pühler
Systemmikrobiologie
Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg (OvGU),
Institut für Verfahrenstechnik, Lehrstuhl für Bioprozesstechnik
Universitätsplatz 2
39106 Magdeburg
Tel.: +49 (0)391 67-52-160
Bearbeitende: Dr. Robert Heyer, Dr. Dirk Benndorf, Prof. Dr. Udo Reichl
Systemmikrobiologie

3
INHALT
Vorwort
6
Abkürzungsverzeichnis
7
Formelzeichen und Einheiten
7
1
Einleitung
9
2
Ziele des Projektes
10
3
Methodische Vorgehensweise
12
3.1
Methodik der bundesweiten Datenerhebung
12
3.2 Datenerfassung
15
3.2.1
Technische Ausrüstung und Konfiguration der Anlagen
15
3.2.2 Prozessdaten
15
3.2.3
Physikalisch-chemische Analyse der Biomasse
17
3.2.4 Datenaufbereitung
17
3.2.4.1 Plausibilitätsprüfung
17
3.2.4.2 Umgang mit Datenlücken
17
3.2.4.3 Vereinheitlichung der Datendichte
18
3.2.4.4 Datenspeicherung
18
3.3 Ringversuche
18
3.4
Massen- und Energiebilanzierung
21
3.4.1
Darstellung verfügbarer Methoden zur Bewertung des Gärprozesses
21
3.4.1.1 Massenbilanzierung
21
3.4.1.2 Bewertung mittels oTS-Abbaugrad
22
3.4.1.3 Bewertung mittels FoTS-Ausbeute
22
3.4.1.4 Bewertung mittels Methanausbeute und absolutem und relativem Restmethanpotential
23
3.4.1.5 Bewertung mittels anaerobem energetischen Umsatzgrad und anaerober energetischer Ausbeute
23
3.4.1.6 Vergleich der Kennzahlen zur Bewertung des Gärprozesses
24
3.4.2
Darstellung verfügbarer Methoden zur Bewertung des Gesamtprozesses
24
3.4.2.1 Brennstoffausnutzungsgrad
24
3.4.2.2 Benchmarksystem Biogas – Methode für den Anlagenvergleich im BMP III
25
3.4.3
Berechnung weiterer Kennzahlen
26
3.5
Ökonomie – Betriebszweigabrechnung
28
3.5.1
BZA Biogas-Grundlagen
28
3.5.2
Aufbau und Methodik der BZA Biogas
29
3.6
Methodische Herangehensweise zur Bestandsaufnahme der mikrobiellen Diversität in Biogasanlagen
29
4
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung, Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen
und deren Kenndaten
33
4.1 Auswahlkriterien
33
4.2
Ergebnisse der bundesweiten Datenerhebung
33
4.2.1 Substrateinsatz
33
4.2.2
Installierte Technik
35
4.2.2.1 Fermentersystem
35
4.2.2.2 Rührtechnik
36
4.2.2.3 Gasspeichersysteme
37
4.2.2.4 Gasspeichervolumen gesamt
37
4.2.2.5 Anzahl installierter BHKW je Biogasanlage
38
4.2.2.6 Gärrestaufbereitung
38
4.2.2.7 Messtechnik
39
4.2.2.8 Repowering-Maßnahmen
42
4.2.3 Betriebsweise
42
4.2.3.1 Prozessführung
42

4
4.2.3.2 Betriebsstunden
43
4.2.4
Energieproduktion und -nutzung
43
4.2.4.1 Externe Wärmenutzung
43
4.2.4.2 Wärmenutzungsarten
44
4.3 Kenndaten
45
5
Beschreibung ausgewählter Anlagen
58
6
Ergebnisse des Biogas-Messprogramms
59
6.1 Anlagenkonfigurationen
59
6.1.1 Behälterkonfiguration
59
6.1.2 Prozesstemperatur
60
6.1.3 Anlagenleistung
61
6.1.4 Gasspeicherung
62
6.1.5 Wärmenutzung
63
6.1.6 Gasverwertung
64
6.1.6.1 Jahresbetriebsstunden, theoretische Volllaststunden und elektrische Auslastung der BHKW
64
6.1.6.2 Elektrischer Wirkungsgrad
65
6.1.6.3 Substratspezifische Energieproduktion
66
6.1.6.4 Wärmenutzung
67
6.1.6.5 Eigenstrombedarf
69
6.2 Betriebscharakteristika
71
6.2.1 Substrateinsatz
71
6.2.2
Substrat- und Ablaufcharakteristika
75
6.2.2.1 Gehalt an Trockensubstanz (TS) und organischer Trockensubstanz (oTS)
76
6.2.2.2 Gehalt an Gesamtstickstoff (N
ges
-N) und Ammoniumstickstoff (NH
4
-N)
80
6.2.3
Raumbelastung mit organischer Trockensubstanz
82
6.2.4
Hydraulische Verweilzeit
83
6.2.5 Gasqualität
85
6.2.6 Gasproduktion
87
6.2.6.1 Spezifische Biogas- und Methanausbeute
87
6.2.6.2 Biogas- und Methanproduktivität
89
6.2.7 Biogas-/Methanpotential
91
6.2.8
Fermentierbare organische Trockensubstanz
93
6.2.9
Brennwert und Ligninanteil
95
6.2.10
Absolutes Restmethanpotential
98
6.3 Effizienzanalyse
98
6.3.1 oTS-Abbaugrad
98
6.2.11 FoTS-Ausbeute
99
6.2.12
Relative Methanausbeuten und Restmethanpotentiale
100
6.2.13
Bewertung mittels anaerob energetischem Umsatzgrad und anaerob energetischer Ausbeute
102
6.2.14
Vergleichende Bewertung der Effizienzanalyse, Fehler- und Schwachstellenbetrachtung
105
6.4
Ökonomische Bewertung
108
6.4.1
Datenqualität der ökonomischen Daten
108
6.4.2
Investitionsbedarfe der Biogasanlagen
109
6.4.2.1 Gesamtinvestition
109
6.4.2.2 Kosten für die BHKW
112
6.4.3
Finanzierung der Anlagen
113
6.4.4
Jährliche Leistungen
113
6.4.5
Jährliche Kosten
116
6.4.5.1 Abschreibungen
117
6.4.5.2 Substratkosten
119
6.4.5.3 Personalkosten
120
6.4.5.4 Instandhaltungskosten
120
6.4.5.5 Sonstige Betriebskosten
122

5
6.4.5.6 Stromgestehungskosten
122
6.4.6
Gesamtwirtschaftlichkeit der Anlagen
124
6.4.7 Sensitivitätsanalyse
127
6.5
Mikrobielle Diversität in Biogasanlagen
130
6.5.1
Überblick zu den verfahrensspezifischen Anlagendaten und chemischen Analysedaten
130
6.5.2
Taxonomische Diversität
131
6.5.3
Funktionielle Diversität
136
6.5.4
Ökologische Diversität
138
7
Vergleichende Bewertung der Biogasanlagen
142
7.1
Querschnittsauswertung und Ranking von 61 BGA
142
7.2
Beurteilung ausgewählter Repowering-Maßnahmen
149
7.2.1 BGA13/43
149
7.2.2 BGA26/58
150
8
Zusammenfassung
155
9
Schlussfolgerung und Ausblick
159
10
Abbildungsverzeichnis
161
11 Tabellenverzeichnis
166
12 Glossar
168
Literaturverzeichnis
171

image
6
Biogas-Messprogramm III
VORWORT
Zurzeit wird an etwa 9.000 Standorten in Deutschland Bio-
gas zur Stromerzeugung produziert, weitere 219 Anlagen er-
zeugen Biomethan, das über die Erdgasnetze verteilt und eben-
falls für die Bereitstellung erneuerbare Energien zur Verfügung
steht.
Die Vielzahl der Anlagen, ihre hohe technische Individua-
lität sowie die unterschiedlichen Konstellationen hinsichtlich
wirtschaftlicher und genehmigungsrechtlicher Rahmenbedin-
gungen erschweren einen branchenweiten Vergleich bzw. die
vergleichende Bewertung der verschiedenen Betriebs- und
Wirtschaftskonzepte. Sieben Forschungseinrichtungen ist es
jetzt gelungen, ca. 60 Biogasanlagen hinsichtlich ihrer techni-
schen und biologischen Effizienz, ihrer Wirtschaftlichkeit und
der mikrobiellen Diversität zu vergleichen sowie den Erfolg von
Repowering-Maßnahmen und die Optionen für eine flexible
Energiebereitstellung zu analysieren.
Die beiden zugrundeliegenden Teilvorhaben „Faktoren für
einen effizienten Betrieb von Biogasanlagen“ und „Systemmi-
krobiologie“ wurden federführend durch das Deutsche Biomas-
seforschungszentrum gGmbH (DBFZ) bzw. durch das Leibniz-In-
stitut für Agrartechnik und Bioökonomie e. V. (ATB) bearbeitet.
Die vorliegende Broschüre ist das Resultat aufwendiger Da-
tenerhebungen, Betreiberbefragungen, messtechnischer Un-
tersuchungen und mikrobiologischer Analysen. Sie stellt den
Stand der Technik zur Biogaserzeugung und -verwertung in
Deutschland dar und fasst die Ergebnisse des Biogas-Messpro-
gramms auf ca. 180 Seiten zusammen.
Daneben ist eine umfangreichere Ergebnisversion des Bio-
gas-Messprogramms unter
www.fnr.de
verfügbar, die zusätz-
lich detaillierte Methodenbeschreibungen und die ausführliche
Darstellung aller im Messprogramm untersuchten Biogasanla-
gen umfasst.
An dieser Stelle bedanke ich mich bei den Anlagenbetrei-
bern für die engagierte Unterstützung bei der Datenerhebung
und Anlagenbeprobung sowie für die wichtigen Hinweise zu
den Schwachstellen der Anlagentechnik. Weiterer Dank gilt den
fachlichen Betreuern der Kooperationspartner, ohne deren Ein-
satz die bundesweite Evaluierung nicht möglich gewesen wäre.
Dr.-Ing. Andreas Schütte
Geschäftsführer Fachagentur
Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)
© FNR

7
ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS
AA
Andere Alkohole
AEA
Anaerob energetischer Umsatzgrad
AEU
Anaerob energetische Ausbeute
AfA
Absetzung für Abnutzung
AKF
Aktivkohlefilter
Al
Alle Alkohole
BD
Butandiol
BG
Biogas
BGA
Biogasanlage
BTB
Betriebstagebuch
BMP II
Biogas-Messprogramm II
BMP III
Biogas-Messprogramm III
BZA
Betriebszweigabrechnung
CCM
Corn-Corb-Mix
CSB
Chemischer Sauerstoffbedarf
DBFZ
Deutsches Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige GmbH
DIN
Deutsches Institut für Normung
DLG
Deutsche Landwirtschafts-Gesellschaft e. V.
EE
Erneuerbare Energien
EEG
Erneuerbare-Energien-Gesetz
EWB
Anteiliger Eigenwärmebedarf
FNR
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V.
FM
Frischmasse
FOS
Flüchtige organische Säuren
FoTS
Fermentierbare organische Trockensubstanz
FS
Bezug auf Fermentersystem
FU
Frequenzumrichter
GG
Grundgesamtheit
GO
Gas-Otto-Motor
GPS
Ganzpflanzen-Silage
GSY
Bezug auf Gesamtsystem
HIT
Herkunftssicherungs- und Informationssystem
für Tiere
HRT
Hydraulische Verweilzeit
HTK
Hühnertrockenkot
ifk
Institut für Feuerungs- und Kraftwerkstechnik der
Universität Stuttgart
KG
Körnergetreide
KLR
Kosten- und Leistungsrechnung
LfL
Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft
MAS
Maissilage
MKS
Maiskornsilage
MPR
Methanproduktivität
MUR
Methannutzungsgrad
MS
Milchsäure
NawaRo
Nachwachsende(r) Rohstoff(e)
NFS
Niedere Fettsäuren
oTS
Organische Trockensubstanz
PD
1,2-Propandiol
PM
Putenmist
PfM
Pferdemist
QZ
Querstromzerspaner
RBY
Relative Biogasausbeute
RG
Rindergülle
RM
Rindermist
RS
Reststoffe
SG
Schweinegülle
TAC
Engl.: „Total Alcalinity of Carbonates“;
Carbonatpufferkapazität
TF
Trockenfermentation
TS
Trockensubstanz
VDI
Verein Deutscher Ingenieure
VDLUFA
Verband deutscher landwirtschaftlicher
Untersuchungs- und Forschungssanstalten
VOV
Vor-Ort-Verwertung/Verstromung
ZR
Zuckerrübe
ZS
Zündstrahl-Motor
a
Jahr
BR
organische Raumbelastung
C:N
Kohlenstoff-Stickstoff-Verhältnis
CH
4
Methan
CO
2
Kohlendioxid
d
Tag
h
Stunden
H
2
S
Schwefelwasserstoff
kV
Kilovolt
kW
Kilowatt
kWh
Kilowattstunde
FORMELZEICHEN UND EINHEITEN
Masse-%
Masse Prozent
MJ
Megajoule
NH
4
-N
Ammoniumstickstoff
N
ges
-N
Gesamt Kjeldahlstickstoff
O
2
Sauerstoff
ppm
Parts per milllion (1 ppm = 1 Millionenstel)
Bestimmtheitsmaß
t
Tonne
Vol-%
Volumen Prozent

image
8
© Countrypixel/Adobe.Stock

9
1
1
EINLEITUNG
Die zentralen Herausforderungen der Bioenergiebranche liegen
in Zukunft in den Bereichen der Wirtschaftlichkeit (Kostensen-
kung) und der Nachhaltigkeit, wobei insbesondere herauszuar-
beiten ist, in welchen Sektoren (Wärme, Strom oder Kraftstoffe)
welche Bioenergieträger möglichst effizient und zielführend ge-
nutzt werden können. Insbesondere für den gut ausgebauten
Biogassektor ist festzustellen, dass mit ca. 9.000 Biogasproduk-
tionsanlagen Ende 2018 (Lenz et al., 2019) und der damit ver-
bundenen Nutzung landwirtschaftlicher Flächen in Deutschland
ein weiterer Zubau von Anlagen auf Basis der bisherigen Strate-
gien politisch nicht mehr unterstützt wird.
Die Ergebnisse der bisherigen Ausschreibungen unter der
Fassung des EEG 2017 lassen erwarten, dass ein signifikan-
ter Neubau von Biogasanlagen für die Nutzung von Energie-
pflanzen nicht mehr stattfinden wird. Mit dem vorhandenen
Anlagenbestand und fehlendem Zubau liegt der Fokus auf
der Bestandssicherung und Optimierung bestehender Anla-
gen. Hierbei werden insbesondere Ersatzbeschaffungen und
Neuinvestitionen fällig.
Um unter den aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen
in Deutschland für bereits existierende Anlagen zukunftsfähi-
ge Lösungen zu finden, sind innovative technisch-ökologische
Strategien mit neuen Betriebsmodellen und Effizienzsteigerun-
gen notwendig, damit diese Anlagen weiterhin wirtschaftlich
betrieben werden können und somit ein großflächiger Rück-
bau des Anlagenbestandes ab Mitte der 2020er Jahre verhin-
dert wird.
Bedingt durch den zunehmenden Anteil an erneuerbaren
Energien unterliegt vor allem der Strommarkt, aber auch das
gesamte Energieversorgungssystem einem grundlegenden
Wandel. Der Biogassektor kann und sollte seinen Beitrag leis-
ten, um die Transformation des Energiesystems mitzugestalten.
Ein wesentlicher Anknüpfungspunkt ist hier die Flexibilisierung
der Energiebereitstellung.
Kostenseitig kann festgestellt werden, dass die im Vergleich
zu anderen erneuerbaren Energien ohnehin hohen Bereitstel-
lungskosten für Strom aus Biogas in den letzten Jahren nicht
wesentlich gesunken sind. Aufgrund der zu einem großen An-
teil von Substratpreisen bestimmten Kostenstruktur muss ins-
besondere die Effizienz der Konversion und Verwertung der be-
reitgestellten Energie gesteigert werden, um einen profitablen
Anlagenbetrieb gewährleisten zu können.

10
2
ZIELE DES PROJEKTES
Als übergeordnetes Ziel des 1. Teilvorhabens des Biogas-Mess-
programms III, nachfolgend BMP III genannt, wurde formuliert,
anhand ausgewählter, über die Bundesrepublik verteilter Anla-
gen die Effizienz der Biogaserzeugung und -verwertung mes-
stechnisch zu erfassen und mit wissenschaftlich abgesicherten
Methoden zu bewerten. Nach Möglichkeit sollten hierbei ins-
besondere der Erfolg von Repowering-Maßnahmen und Optio-
nen für die Flexibilisierung der Energiebereitstellung untersucht
werden. Wie schon die beiden vorausgegangenen „Bun-
des-Messprogramme Biogas“ sollte auch das BMP III auf diese
Weise den Stand der Technik von Biogasanlagen im Lichte ak-
tueller und zukünftiger Entwicklungen abbilden.
Die verwendeten Methoden und die gewonnenen Ergebnis-
se sollen prinzipiell auf den deutschen Anlagenbestand über-
tragbar sein und einer breiten Öffentlichkeit zur Verfügung ge-
stellt werden. Daher wurde im ersten Schritt eine umfangreiche
bundesweite Betreiberbefragung durchgeführt, um für das Mess-
programm eine möglichst aussagekräftige Vorauswahl von Bio-
gasanlagen aus dem sehr großen Anlagenpark in Deutschland
treffen zu können.
Um das oben genannte übergeordnete Ziel des BMP III zu er-
reichen, war zunächst festzulegen, wie der übergeordnete Begriff
der Effizienz für das Vorhaben definiert werden sollte. Hierbei galt
es zu entscheiden, unter welchen Aspekten (ökonomisch/ökolo-
gisch/technisch/biologisch) und auf welcher Basis die „Effizienz“
betrachtet werden sollte – denn die entsprechenden Definitio-
nen von Effizienz unterscheiden sich hinsichtlich des Bezugssys-
tems. Während bei der häufig verwendeten ökonomischen Effizi-
enz kostenseitige Aspekte des gesamten Betriebszweiges Biogas
betrachtet werden, konzentriert sich beispielsweise die biologi-
sche Effizienz auf den Gärprozess im Fermenter. In der öffentli-
chen Debatte wird die Forderung nach einer höheren Effizienz oft
synonym mit einer Kostensenkung verwendet. Die Detailbetrach-
tung zeigt allerdings, dass die Optimierung z. B. der biologischen
Effizienz nicht zwangsläufig mit einer Verbesserung der Profitabi-
lität einhergeht. Im Gegenteil kann eine Verbesserung der ener-
getischen Effizienz durch teurere Komponenten durchaus auch
eine Verschlechterung der wirtschaftlichen Effizienz mit sich brin-
gen. Daher sollte stets eine ganzheitliche systemische Betrach-
tung mit klar definierter Terminologie vorgenommen werden, in
welche die verschiedenen Ansätze und die Resultate eingeord-
net werden können. Mit dem Gesamtsystem im Blick sollten so
möglichst alle relevanten Effizienzbegriffe in die Untersuchun-
gen einbezogen und zueinander in Bezug gesetzt werden sowie
durch einen einheitlichen Bezugsrahmen die Vergleichbarkeit
der Ergebnisse gewährleistet werden.
Neben der Klärung und Herausarbeitung des Effizienzbegrif-
fes waren auch die methodischen Grundlagen für die Messung
und Berechnung der Effizienz von Biogasanlagen zu beschrei-
ben. Hierbei sollten in Ergänzung zu bewährten Methoden ins-
besondere neuartige Ansätze zur Effizienz- und Prozessbe-
wertung aufgegriffen und weiterentwickelt werden. So haben
(Effenberger et al., 2014; Djatkov et al., 2012) einen Ansatz zur
übergreifenden Effizienzbewertung und Schwachstellenanaly-
se an Biogasanlagen vorgestellt. Weißbach (2008) und Wein-
rich (2014) beschreiben eine Methode zur Beurteilung der bio-
logisch möglichen anaeroben Abbaubarkeit. Born und Casaretto
(2012) hingegen nehmen eine rohstoffbezogene Beurteilung
auf Basis des Brennwertes vor, ohne Berücksichtigung von or-
ganischen, biologisch nicht abbaubaren Bestandteilen. Über-
greifende Betrachtungen zur Bilanzierung von Stoff- und Energie-
flüssen wurden von Fischer et al. (2009) vorgenommen: diese
können neben den bereits erwähnten Methoden auch mit Hilfe
von Restmethanpotential- und Biogasertragsanalysen zur Effizi-
enzbestimmung verwendet werden. Weiterhin hat das DBFZ im
Rahmen des Projektes „Potentiale zur Steigerung der Leistungs-
fähigkeit von Biogasanlagen – Energetische Effizienz von Repow-
ering-Maßnahmen“ eine Methode zur Darstellung des mittleren
Brennstoffausnutzungsgrades entwickelt. All diese Vorarbeiten
wurden als Grundlagen für das BMP III herangezogen und für die
Anwendung im Messprogramm angepasst.
Eine weitere Basis für die Bewertung der Effizienz von Biogas-
anlagen und damit auch für die Identifizierung von Schwachstel-
len sind objektive Gütekriterien. Hierzu existiert mit der VDI 4631
„Gütekriterien für Biogasanlagen“ bereits eine einschlägige
Richtlinie (Verein Deutscher Ingenieure, 2008). Die Gütekriterien
werden anhand von Kenngrößen (oder: Kennzahlen) festgelegt,
die einheitlich und eindeutig definiert sein müssen. Unterschie-
den werden verfahrenstechnische, ökonomische und ökologi-
sche Kenngrößen, wobei in diesem Vorhaben der Schwerpunkt

11
Ziele des Projektes
2
auf den verfahrenstechnischen Kenngrößen liegt. Um solche
Kenngrößen mit einer vertretbaren Genauigkeit und Richtigkeit
zu ermitteln, sind eine Ausstattung der Anlagen mit Messtechnik
und eine Regelmäßigkeit und Sorgfalt der Datenerhebung auf ei-
nem hohen Niveau erforderlich, wie sie in der Praxis in der Regel
nicht erreicht werden.
In den vorhergehenden Biogas-Messprogrammen I und II
wurden wesentliche verfahrenstechnische Kenngrößen-Verglei-
che in Form von Häufigkeitsverteilungen dargestellt. Während
diese Häufigkeitsverteilungen den Stand der Technik anhand der
jeweiligen Anlagenstichprobe im Messprogramm widerspiegeln
und man daraus Zielwertbereiche ableiten kann, ist die Aussage-
kraft solcher einfachen Kenngrößen-Vergleiche begrenzt. So ist
anhand einzelner Kenngrößen zunächst nicht erkennbar, wo die
individuellen Schwachstellen einer Anlage liegen, worin diese
begründet sind und welche geeigneten Verbesserungsmaßnah-
men abgeleitet werden können. Hierfür ist die Betrachtung meh-
rerer Kenngrößen im Zusammenhang erforderlich und es stellt
sich die Frage, welche dies sein sollten, damit die Leistungsfähig-
keit bzw. Effizienz von Anlagen ausreichend genau und zuverläs-
sig beschrieben werden kann.
Über den reinen Kenngrößen-Vergleich hinaus geht das Werk-
zeug des Benchmarkings. Benchmarking im klassischen ökono-
mischen Sinne bezeichnet „die Suche nach den besten Indus-
triepraktiken, die zu Bestleistungen führen“ (Siebert und Kempf,
2012). Die Kernidee des Benchmarkings ist es, existierende er-
folgreiche Problemlösungen („Best Practices“) zu nutzen, um die
eigenen unternehmerischen Aufgaben besser zu lösen. Betrach-
tet man die Entwicklung der politischen und wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen der Energiebereitstellung aus Biogas, so
ist offensichtlich, dass die unternehmerischen Herausforderun-
gen für den profitablen Betrieb von Biogasanlagen größer wer-
den. In diesem zunehmend kompetitiven Markt könnte das
Benchmarking ein effektives Mittel sein, um die Effizienz der
Biogasproduktion und -verwertung im Anlagenbestand zu stei-
gern. Beim Benchmarking werden nicht nur Kenngrößen vergli-
chen („Wer ist besser?“), sondern es werden weitergehende Fra-
gen gestellt, wie: „Warum ist das Ergebnis besser?“ oder „Welche
Lösungsansätze wurden verfolgt?“. Tatsächlich existieren in der
Praxis in Form von Stammtischen und Arbeitskreisen von Anla-
genbetreibenden bereits vielfältige Aktivitäten, die im weitesten
Sinne ein Benchmarking darstellen. Als ein mögliches Werkzeug
für das systematische verfahrenstechnische Benchmarking von
Biogasanlagen kam im BMP III das an der Bayerischen Landes-
anstalt für Landwirtschaft (LfL) entwickelte „Benchmarksystem
für Biogasanlagen“ zur Anwendung.
Abgesehen von der Effizienzbewertung bzw. vom Benchmar-
king besteht auch in der Biogas-Analytik Verbesserungsbedarf.
Zum einen ist die Reproduzierbarkeit und Richtigkeit einzelner
Bestimmungsmethoden im Einzellabor sowie im Laborvergleich
nicht zufriedenstellend, zum anderen können mit den vorhande-
nen Analyseparametern nicht alle Fragen zur Bewertung des Bio-
gasprozesses beantwortet werden. Die Ursachen hierfür liegen
in einer fehlerhaften und nicht standardisierten Probenahme,
Analysendurchführung und Auswertung sowie in der begrenzten
Aussagefähigkeit vorhandener Analyseparameter. Zudem fehlt
auf den Anlagen oftmals ein geeignetes, ganzheitliches Mess-
konzept, welches mit Blick auf die zu treffenden Aussagen On-
line- und Offline-Messgrößen sinnvoll und dauerhaft zuverlässig
kombiniert.
Fehler aufgrund von Probennahmen wurden im Rahmen des
BMP III durch die Verwendung von standardisierten Methoden-
vorschriften zur Probennahme und zur Untersuchung von ver-
schiedenen Parametern von Anfang an minimiert. Des Weite-
ren wurde der Erfolg dieser Standardisierung mit Hilfe von zwei
Ringversuchen (vor jeder Messphase) untersucht und verifiziert.
Die Ringversuche dienten zudem dazu, Fehlinterpretationen auf-
grund von Messungenauigkeiten zwischen den beteiligten Labo-
ren zu verhindern.
Zusätzlich zu einer Verbesserung der Datenlage für die Wei-
terentwicklung und Validierung innovativer methodischer An-
sätze zielt das BMP III auf die Dokumentation der Fortentwick-
lung des deutschen Anlagenbestandes ab. In der Vergangenheit
wurden bereits zahlreiche Messkampagnen durchgeführt, wenn
auch zum Teil geographisch enger gefasst (Bundesforschungs-
anstalt für Landwirtschaft, 2005; Fachagentur Nachwachsen-
de Rohstoffe e. V. (FNR), 2009; Beck, 2012; Base Technologies,
2006; Besgen, 2005; Lindorfer, 2007; Effenberger et al., 2014;
Ruile et al., 2015), jedoch fehlte häufig die explizite Anwendung
der gewonnenen Erkenntnisse. In Ermangelung eindeutig ermit-
telter Ausnutzungsgrade kann die Ausschöpfung des vorhande-
nen (Energie-)Potentials in Biogasanlagen nur selten bewertet
werden. Mit der zudem unzureichenden Erfassung von Umbau-
maßnahmen und Erweiterungen an Biogasanlagen lassen sich
kaum Aussagen darüber treffen, wie sich die Effizienz einer Anla-
ge durch technische und organisatorische Maßnahmen steigern
ließe. Auch an diesem Punkt setzte das vorliegende Vorhaben
an, um eine Effizienzbewertung unter besonderer Berücksichti-
gung von Repowering- und Flexibilisierungs-Maßnahmen vor-
zunehmen – soweit sich hierfür auf den ausgewählten Anlagen
während des Beobachtungszeitraums die Möglichkeit bot.
Im Rahmen des 2. Teilvorhabens des BMP III wurden u. a. die
oben genannten Bewertungsaspekte um eine systematische Er-
fassung der in Biogasanlagen vorkommenden mikrobiellen Ge-
meinschaften sowie ihrer realisierten Prozesse erweitert.
Im Rahmen des 1. Teilvorhabens des BMP III wurden insge-
samt 61 landwirtschaftliche Biogasanlagen untersucht, von de-
nen im 2. Teilvorhaben insgesamt 46 einer mikrobiologischen
Untersuchung unterzogen wurden. Die Beprobung der jeweiligen
Hauptfermenter der untersuchten Biogasanlagen erfolgte nach
einer dreimonatigen stabilen Vorlaufzeit durch die Projektpartner
des 1. Teilvorhabens.

12
3
METHODISCHE
VORGEHENSWEISE
Die ausführlichen Beschreibungen der Vorgehensweisen sol-
len es einerseits ermöglichen, die Aussagekraft der im Rahmen
des Messprogrammes erhobenen und ermittelten Ergebnisse
beurteilen zu können. Andererseits sollen sie den Betreibern
von Biogasanlagen ermöglichen, eigene Untersuchungen ver-
gleichend einzuordnen oder ihre Anlagen in gleicher Weise
zu bewerten und so einen direkten Vergleich mit den hier be-
schriebenen Biogasanlagen zu ziehen. Detaillierte Methoden-
beschreibungen sind in Kapitel 14 der digitalen Version der
Broschüre zu finden.
3.1
Methodik der bundesweiten
Datenerhebung
Zu Beginn des Projektes wurde eine bundesweite Datenerhe-
bung vorgenommen, um somit eine möglichst große Stichprobe
der Biogasanlagen mit den repräsentativen Daten u. a. zum An-
lagenbetrieb, Vergütung und Direktvermarktung, Anlagentech-
nik und -erweiterungen sowie zum Substrateinsatz zu bestim-
men, welche anschließend eine Grundlage für die Wahl der für
die Messkampagnen geeigneten Biogasanlagen darstellen soll-
te. Dazu wurde eine deutschlandweite schriftliche Betreiberbe-
fragung mittels teilstandardisierter Fragebögen durchgeführt.
Im Rahmen der jährlichen Anlagenbetreiberbefragungen
des DBFZ wurde im Jahr 2016 (Bezugsjahr 2015) für ausge-
wählte Biogasanlagen ein zusätzlicher Fragebogen angefügt,
der weitere Aspekte an Anlagenbetreiber adressiert, die im Vor-
haben BMP III von Bedeutung sind und separat ausgewertet
wurden.
Mit dem Standardfragebogen wurden folgende Aspekte bei
den Biogasanlagenbetreibern abgefragt:
BHKW (einzeln erfasst) bzgl. installierter elektrischer Leis-
tung, Betriebsstunden, nach EEG vergüteter Strommenge,
Art des BHKW
Ausfallzeiten der Gesamtanlage
Vergütung nach EEG
Direktvermarktung und Inanspruchnahme von Markt- und
Flexibilitätsprämie
Eigenstrombedarf und Deckung des Eigenstrombedarfs
Eigenwärmeverbrauch
Externe Wärmenutzung und Art der externen Wärmenutzung
Gasspeicher
Durchgeführte und geplante Maßnahmen zur Anlagenerwei-
terung
Substrateinsatz (Art, Ertrag, Menge, Kosten, durchschnittli-
che Transportentfernung)

image
13
Methodische Vorgehensweise
3
Abbildung 3-1: Regionale Verteilung
der Standorte von Biogas-VOV-Anla-
gen im Betriebsjahr 2015
Mit dem separaten Fragebogen wurden ergänzend für das BMP III
folgende Aspekte abgefragt:
Jahr der Inbetriebnahme der Anlage
Datenerfassung in einem elektronischen Betriebstagebuch
Gärrestlagerkapazitäten
Umwallung der Anlage
Technische Ausstattung (Fermentersystem, Rührtechnik,
Temperatur im Fermenter und Nachgärer, Häufigkeit der
Substratzugabe)
Messtechnik (bezogen auf das erzeugte Biogas, Strom und
Wärme sowie Inputstoffe und Gärreste)
regelmäßig durchgeführte Analysen (Trockensubstanz (TS), or-
ganische Trockensubstanz (oTS), FOS/TAC, organische Säuren)
mögliche Probenahmestellen an der Anlage.
Die Fragebögen wurden an die Betreibenden im Februar
2016 versandt. Dabei wurden insgesamt 6.662 Betreibende
der Vor-Ort-Verstromungsanlagen angeschrieben. Die Rückmel-
dungen wurden per Post, Fax und über einen Online-Fragebogen
entgegengenommen. An der Befragung haben sich 618 Betrei-
bende beteiligt, was einer Rücklaufquote von 9,3 % entspricht.
Die regionale Verteilung der Rückmeldungen von den Anla-
genstandorten, welche im Zuge der Befragung zur Auswertung
vorliegen, ist Abbildung 3-1 zu entnehmen.

14
Biogas-Messprogramm III
Insgesamt haben sich 345 Betreibende zur Teilnahme am
BMP III bereit erklärt. Basierend auf den erhobenen Daten der
Betreiberbefragung wurden für die detaillierte Untersuchung im
Messprogramm 61 Biogasanlagen ausgewählt. Die Kriterien für
diese Auswahl sind in Kapitel 4 dargelegt.
Die Verteilung der Rückläufe bezogen auf die installierte elek-
trische Anlagenleistung zeigt, dass sich überwiegend Anlagen
mittlerer Größenklassen (150–500 sowie 501–1.000 kW
el
) an
der Befragung beteiligt haben (vgl. Tabelle 3-1).
Hinsichtlich der Verteilung der Inbetriebnahmen der Biogas-
anlagen geht aus Tabelle 3-2 hervor, dass rund 81 % und folg-
lich die überwiegende Mehrheit der zur Auswertung stehenden
Anlagenrückmeldungen zwischen 2004 und 2011 in Betrieb ge-
nommen wurden. Somit spiegelt die Verteilung der Rückläufe die
Anlagen wider, die in den Jahren mit den höchsten Zubauraten in
Betrieb genommen wurden.
Installierte elektrische
Anlagenleistung [kW]
Rücklauf
Anlagenbestand (GG)
Rückmeldungen
[Anzahl]
Anteil am Rücklauf
[%]
Verteilung Anlagenbestand
Deutschland [%]
≤ 70
36
5,8
0,4
71–150
43
7,0
2,4
151–500
277
44,8
40,8
501–1.000
192
31,1
41,3
> 1.000
57
9,2
15,1
keine Angabe
13
2,1
Inbetriebnahmejahr
der Anlage
Rücklauf
[Anzahl]
Anteil am Rücklauf
[%]
vor 2000
27
4,4
2000–2003
59
9,5
2004–2008
275
44,5
2009–2011
207
33,5
2012–2015
37
6,0
keine Angabe
13
2,1
Tabelle 3-1: Rücklauf der Betreiberbefragung – Größenklassenverteilung und Verteilung Gesamtanlagenbestand, Bezug: Anlagen-
zahl (Biogasanlagen Deutschland, GG = Grundgesamtheit), Bezugsjahr 2015
Tabelle 3-2: Rücklauf der Betreiberbefragung bezogen auf den
Zeitraum der Inbetriebnahme der Biogasanlagen

15
Methodische Vorgehensweise
3
3.2 Datenerfassung
Für die Bewertung der Biogasanlagen hinsichtlich Effizienz, Sta-
bilität und Produktivität war es notwendig, Daten über die An-
lagentechnik, den Prozessablauf und die zu- und abgeführten
Massen- und Energieströme zu sammeln.
Jede Biogasanlage wurde dafür über einen Zeitraum von 12
Monaten (Bilanzzeitraum) untersucht, um über das Jahr zeitliche
Variationen im Prozessablauf erfassen zu können. Die Datenauf-
nahme der 61 Biogasanlagen erfolgte in zwei einjährigen Mess-
phasen. Zwei Biogasanlagen führten während der Messphase
Repowering-Maßnahmen durch und wurden zu deren Bewer-
tung zwei Jahre in Folge untersucht. Jeder Biogasanlage wurde
ein Pseudonym (Anlagennummer) zugeordnet, um Rückschlüsse
auf eine konkrete Anlage zu verhindern.
3.2.1
Technische Ausrüstung und Konfiguration
der Anlagen
Die technische Ausrüstung und Konfiguration der untersuchten
Biogasanlagen wurde einmalig zu Beginn der Messphase durch
vor-Ort-Besichtigungen, Befragung der Betreibenden und An-
lagenführenden und durch Einsicht in Datenblätter aufgenom-
men. Die Kenntnisse über den Aufbau der Anlagen waren Vor-
aussetzung für die Planung der Messphase auf der jeweiligen
Anlage.
3.2.2 Prozessdaten
Bei den Prozessdaten handelt es sich um zeitlich variable
Messdaten, welche Stoffströme, Energieströme oder Rahmen-
bedingungen des Umwandlungsprozesses in der Biogasan-
lage beschreiben und für die Bewertung von Gärprozess und
Biogasverwertung benötigt werden. In Abgrenzung zu den Da-
ten aus Kapitel 3.2.3 handelt es sich dabei um Messdaten, wel-
che direkt an der Anlage gemessen werden können, ohne dass
eine Probenahme notwendig ist. Durch die zeitliche Variabilität
ergab sich die Notwendigkeit für jede Messgröße ein Zeitinter-
vall für die Datenaufnahme festzulegen. In Tabelle 3-3 sind die
für eine vollständige Bewertung einer Biogasanlage erforderli-
chen Daten mit den festgelegten Messintervallen aufgelistet. In
der Praxis war festzustellen, dass keine der untersuchten Anla-
gen alle der im Vorfeld der Messphasen aufgelisteten Prozess-
daten aufnahm. Einschränkungen hinsichtlich der Messtechnik
und nicht messbarer Prozessgrößen der untersuchten Biogas-
anlagen finden sich in den Beschreibungen der einzelnen An-
lagen in der Online-Version dieser Broschüre in Kapitel 5 bzw.
Kapitel 15.
Die Qualität der aufgenommenen Prozessdaten hängt von
den eingesetzten Messgeräten und deren regelmäßiger Kali-
brierung ab. Die Bewertung der Datenqualität konnte im Mess-
programm nur über die Befragung der Betreiber hinsichtlich der
Häufigkeit der Kalibrierung und der Plausibilität der Messdaten
erfolgen. Ein weiterer Aspekt ist die Art der Erfassung der Mess-
daten. Sofern die Messgeräte in ein Prozessleitsystem eingebun-
den sind, werden die Daten häufig manipulationssicher direkt
digital abgespeichert. Erfolgt hingegen eine manuelle Ablesung
der Messwerte vom Messgerät, kann es zu Übertragungsfehlern
kommen. Im Rahmen der Plausibilitätsprüfung (siehe Kapitel
3.2.4.1) konnten einige Übertragungsfehler aufgedeckt werden.
Die Art der Erfassung der Messdaten wird daher ebenfalls in den
jeweiligen Anlagenbeschreibungen aufgelistet.

16
Biogas-Messprogramm III
Messgröße
Intervall
Messstelle
Kommentar
Eintragsmasse an Substrat/
Prozesswasser/Rezirkulat
täglich
Feststoffeintrag, Pumpen
für jedes Substrat einzeln
Eintragsmasse an Zusatzstoffen
täglich
Dosierstellen
betrifft Spurenelemente, Entschwefelungs-
chemikalien, biologische Hilfsstoffe
Gärrestentnahme
Masse oder Volumen
täglich
Gärbehälter/
Gärrestlager
möglicherweise fest und flüssig getrennt
Gärrest-Rückführung
(Rezirkulation)
täglich
Gärbehälter/
Gärrestlager
Füllstand Behälter
täglich
Gärbehälter/
Gärrestlager
je Behälter
Konzentration
Einzelkomponenten im Biogas
täglich
Gasleitung
betrifft Methan, Kohlendioxid, Sauerstoff,
Wasserstoff, Schwefelwasserstoff
produzierte Biogasmenge
täglich
Gaszähler
für Gesamtanlage, Angabe unter Norm-Bedingungen,
ggf. zusätzlich Messung Gasdruck und -temperatur
verbrauchte Gasmenge Notfackel
täglich
Notfackel
Angabe unter Norm-Bedingungen, ggf. zusätzlich
Messung Gasdruck und -temperatur
verbrauchte Gasmenge BHKW
täglich
BHKW/Biogas
je BHKW, Angabe unter Norm-Bedingungen, ggf.
zusätzlich Messung Gasdruck und Gastemperatur
Zündölverbrauch BHKW
täglich
BHKW
je BHKW, nur bei Zündstrahlmotoren
produzierte Strommenge BHKW
täglich
BHKW/Generator
je BHKW
produzierte Wärmemenge BHKW
täglich
BHKW
je BHKW
eingespeiste Strommenge
Gesamtanlage
monatlich
Einspeisezähler Netzbetreiber/
Abrechnung
einschließlich Satellitenstandorten
extern abgesetzte Wärmemengen
täglich
Wärmemengenzähler Verbraucher
je Verbraucher
Eigenwärmebedarf der
Biogasanlage
täglich
Wärmemengenzähler für
Gesamtanlage
Eigenstrombedarf der
Biogasanlage
täglich
Stromzähler für Gesamtanlage,
Prozessleitsystem
Strombezug aus Stromnetz
monatlich
Stromzähler Netzbetreiber/
Abrechnung
Zum Teil Deckungsgleich mit Eigenstrombedarf
Strombezug sonstige Quellen
monatlich
Stromzähler sonstige Quelle
z. B. von eigener Photovoltaikanlage
Strombedarf einzelner
Anlagenteile
täglich
Prozessleitsystem
betrifft Eintragssystem, Rührwerke, Pumpen,
Gärrestaufbereitung, sonstige Aggregate
Betriebsstunden BHKW
täglich
BHKW
je BHKW
Betriebsstunden einzelner
Anlagenteile
täglich
Prozessleitsystem
betrifft Eintragssystem, Rührwerke, Pumpen,
Gärrestaufbereitung, sonstige Aggregate
Einsatz-Intervalle einzelner
Anlagenteile
täglich
Prozessleitsystem
betrifft Eintragssystem, Rührwerke, Pumpen,
Gärrestaufbereitung, sonstige Aggregate
Prozesstemperatur in
Gärbehältern
täglich
Gärbehälter
je Gärbehälter
Tabelle 3-3: Notwendige Prozessdaten für eine vollständige Anlagenbewertung

17
Methodische Vorgehensweise
3
Parameter
Probenart
Häufigkeit der Analyse
Methodenvorschrift
Trockensubstanz
Substrat,
Fermenter, Gärrest
monatlich
siehe Kapitel 14.1.3
Organische Trockensubstanz
Substrat,
Fermenter, Gärrest
monatlich
siehe Kapitel 14.1.3
pH-Wert
Fermenter, Gärrest
monatlich
siehe Kapitel 14
Ammonium-Stickstoff
Fermenter
monatlich
siehe Kapitel 14.1.6
Gesamt-Stickstoff
Fermenter
monatlich
Methode nach Kjeldahl
FOS und TAC
Fermenter
monatlich
siehe Kapitel 14.1.7
Org. Säuren und Alkohole in
Silagen
Substrat (nur Silagen)
quartalsweis
siehe Kapitel 14.1.3
Rohfasergehalt
Substrat
quartalsweise
siehe Kapitel 14.1.5
Brennwert
Substrat, Gärrest
quartalsweise
siehe Kapitel 14.1.4
Biogaspotential
Substrat
jährlich
VDI 4630
Restmethanpotential
Gärrest
jährlich
VDI 3475
Spurenelemente
Fermenter
jährlich
siehe Kapitel 14
Tabelle 3-4: Analysierte Parameter zur Charakterisierung von Stoffströmen mit Angabe von Ort und Häufigkeit der Probenahme sowie
der Methodenvorschrift
3.2.3
Physikalisch-chemische Analyse
der Biomasse
Nicht alle zur Prozessbewertung notwendigen Daten lassen
sich direkt an der Biogasanlage erheben. Zur Charakterisierung
der Zusammensetzung der Biomasse in Form von Einsatzstof-
fen/Substraten, Gärgemischen und Gärresten war es notwen-
dig, Proben dieser Stoffe zu nehmen und im Labor zu untersu-
chen. So ermöglichen Laboranalysen beispielsweise erst die
Bestimmung von Umsätzen und Abbaugraden bei gegebe-
nen Massenströmen oder auch den Grad der Mineralisierung
von Stickstoff während der Passage der Gärstrecke. Die Quali-
tät der zeitlich variablen Stoffcharakteristika hängt maßgeblich
von der Häufigkeit und Repräsentativität der Probenahme so-
wie der Genauigkeit der Laboranalysen ab. Die Probenahme er-
folgte monatlich durch das betreuende Institut nach vorab fest-
gelegten gemeinsamen Vorschriften (siehe Kapitel 14.1.1 und
14.1.2 der Onlinebroschüre).
Jeder beteiligte Projektpartner nahm die Analysen der von
ihm untersuchten Biogasanlagen selbst vor oder vergab diese
an ein Auftragslabor. Um eine Vergleichbarkeit der Ergebnisse
3.2.4 Datenaufbereitung
Vor der Verwendung der aufgenommenen Daten ist es zunächst
erforderlich diese entsprechend aufzubereiten, um einen ver-
lässlichen Datensatz für die anschließenden Berechnungen zu
erhalten. Die Datenaufbereitung umfasste die Plausibilitätsprü-
fung, das Füllen von Datenlücken, die Vereinheitlichung der
zeitlichen Auflösung der Daten sowie die strukturierte Speiche-
rung der Daten in einer Datenbank.
3.2.4.1 Plausibilitätsprüfung
Der erste Schritt der Datenaufbereitung war die Prüfung auf Plau-
sibilität. Prozessdaten wurden darauf geprüft, ob sie zwischen
zu erreichen, wurde nach gemeinsamen Methodenvorschrif-
ten gearbeitet (siehe Kapitel 14.1 der Onlinebroschüre) und
es wurden Ringversuche zur Bewertung der Vergleichbarkeit
durchgeführt (siehe Kapitel 3.3). Die Häufigkeit der Analysen
der verschiedenen stofflichen und energetischen Parameter
wurde bereits in der Antragstellung des Projekts nach Abwä-
gung von Aufwand und Nutzen festgelegt (siehe Tabelle 3-4).
Die zu beprobenden Stoffströme wurden folgendermaßen defi-
niert (vgl. Abbildung 3-2):
Substrate: alle festen und flüssigen Stoffe, die den Gärbe-
hältern zugeführt werden und an der Biogasbildung betei-
ligt sind.
Gärrest: feste und flüssige Stoffe, die das gasdichte Behäl-
tersystem einer Biogasanlage verlassen; zwischen den Gär-
behältern umgewälzte flüssige Stoffströme (z. B. rezirkulier-
tes Gärgemisch) zählen nicht als Gärrest. Sofern Rezirkulat
stofflich getrennt wird (z. B. fest/flüssig-Separation), muss
der abgetrennte Stoffanteil als Gärrest untersucht werden.
Fermenter: beheizter und abgedeckter Behälter, der direkt
oder mittels Hydrolysestufe beschickt wird.
sinnvollen Grenzen liegen und der zeitliche Verlauf sinnvoll ist
(z. B. nur aufsteigende Zahlenwerte bei Zählerständen). Bei un-
plausiblen Werten wurde nachgeforscht, ob z. B. Messgeräte
richtig funktionieren oder Übertragungsfehler aufgetreten sind.
Offensichtlich falsche Werte wurden entfernt.
Die Laboranalysewerte wurden auf Grundlage von Mehrfach-
bestimmungen und ebenfalls dem zeitlichen Verlauf auf Plausi-
bilität geprüft und ggf. unplausible Analysen wurden wiederholt.
3.2.4.2 Umgang mit Datenlücken
Durch vielerlei Gründe konnten nicht alle erforderlichen Daten
bei allen untersuchten Biogasanlagen erhoben werden. Gründe

18
Biogas-Messprogramm III
für fehlende Prozessdaten waren fehlende Messtechnik, fehler-
hafte Messgeräte oder fehlerhafte Dokumentation der Messwer-
te. Abhängig vom Verwendungszweck der Prozessdaten wurde
mit Datenlücken unterschiedlich umgegangen. Dienen Prozess-
daten zur Beschreibung der Rahmenbedingungen des Prozes-
ses und nicht zur Bilanzierung, beispielsweise Temperaturen in
Gärbehältern, wurden die Datenlücken nicht gefüllt und blieben
erhalten. Für Prozessdaten, die zur Bilanzierung des Prozesses
oder für die Berechnung von Kennzahlen notwendig waren, wur-
den Ersatzwerte wie folgt generiert:
Methangehalt im Biogas: Die Berechnung von Ersatzwerten
erfolgte mit Hilfe tabellierter Methangehalte aus Biogasertrags-
tests nach KTBL (Amon et al., 2015) oder LfL (Strobl und Keymer,
2016) für die eingesetzten Substrate unter Beachtung der Mas-
senverhältnisse in der Einsatzstoffmischung der Biogasanlage.
Produzierte Biogasmenge: Da nur etwa die Hälfte der Anla-
gen über einen Gasmengenzähler verfügte und diese Werte oft
sehr ungenau sind, wurde die produzierte Biogasmenge für alle
Anlagen einheitlich aus der eingespeisten Strommenge berech-
net. Durch diese Rückrechnung werden nicht genutzte Methan-
mengen, z. B. durch Leckage, Abblasen oder Abfackeln, nicht als
produzierte Mengen erkennbar. Nur für Biomethananlagen ohne
BHKW wurden Messwerte von Gaszählern für Berechnungen ver-
wendet. Die genaue Berechnungsvorschrift für die produzierte
Biogasmenge ist in Kapitel 14.2.1 der Onlinebroschüre darge-
stellt.
Auch bei der Charakterisierung der Stoffströme konnten teil-
weise die benötigten Analyseparameter nicht von allen Stoffen
erhoben werden. Dieser Fall trat einerseits dann auf, wenn Stof-
fe nicht beprobt werden konnten, weil z. B. diese zwischen zwei
monatlichen Probenahmen nur kurz eingesetzt und nicht bevor-
ratet wurden oder Rohrleitungen zur Probenahme verstopft wa-
ren. Andererseits kam es vor, dass quartalsweise oder jährliche
Analysen für einen Beprobungsmonat geplant wurden, die be-
treffende Probe dann aber nicht gewonnen werden konnte. Eine
rückwirkende Analyse von Proben aus dem Vormonat war nicht
immer möglich.
Wie bei den Prozessdaten wurden Datenlücken bei den Ana-
lysedaten nur dann geschlossen, wenn die Daten für die Bilan-
zierung oder die Berechnung von Kennzahlen notwendig waren.
Dies betraf nur Analysen von Substrat- und Gärrestproben. Wenn
nur einzelne Analysedaten der monats-/quartalsweisen Probe-
nahmen fehlten, die betroffenen Stoffe aber in angrenzenden
Monaten/Quartalen untersucht worden waren, wurden die Ana-
lysewerte als konstanter Wert in die Vergangenheit bzw. Zukunft
fortgeschrieben. Wenn zu einem betreffenden Substrat einer Bio-
gasanlage gar keine Analysen vorlagen, wurden tabellierte Werte
aus der Literatur verwendet (Amon et al., 2015; Strobl und Key-
mer, 2016). Lagen auch keine Literaturwerte vor, wurde von al-
len gleichartigen Stoffen, welche im Rahmen des BMP III unter-
sucht wurden, der Mittelwert herangezogen.
3.2.4.3 Vereinheitlichung der Datendichte
Für die Berechnung der Kennzahlen werden jeweils unter-
schiedliche Prozessdaten und Analyseparameter als Eingangs-
größen benötigt. Für die Berechnung ist es notwendig alle Ein-
gangsgrößen auf ein einheitliches Zeitintervall zu beziehen. Als
kleinstes, für die Berechnungen verwendetes, Zeitintervall wur-
de ein Monat festgelegt. Folglich müssen für jeden Monat in der
Messphase für alle verwendeten Eingangsgrößen Werte vorlie-
gen. Das bedingt, dass bei einigen Prozessdaten eine Mittelung
im Zeitintervall erfolgen musste, wohingegen für einige Analy-
sedaten eine Zwischenwertberechnung notwendig war.
Die Mittelung des Zeitintervalls erfolgte über die Bildung von
arithmetischen Mittelwerten der zugrundeliegenden tagesge-
nauen Daten. Die Berechnung von Zwischenwerten, für beispiels-
weise quartalsweise gemessene Analyseparameter, erfolgte für
die jeweiligen Messgrößen und Analyseparameter individuell
und ist in Kapitel 14.2.2 der Onlinebroschüre näher beschrieben.
3.2.4.4 Datenspeicherung
Die erhobenen Daten wurden in zwei Datenbanken abgespei-
chert. Eine Datenbank enthält nur die tatsächlich gemessenen
Daten nach Plausibilitätsprüfung. Diese dient z. B. zur Ermitt-
lung von Analysemittelwerten für zu füllende Datenlücken bei
Einsatzstoffen. Die zweite Datenbank enthält sowohl die Mess-
daten als auch berechnete Zwischenwerte und aufgefüllte Da-
tenlücken. Die zweite Datenbank dient der Bilanzierung der
Biogasanlagen und der Berechnung von Kennzahlen.
3.3 Ringversuche
Die Bearbeitung des Projektes mit vier Projektpartnern des 1.
Teilvorhabens im BMP III (DBFZ, LfL, LAB, EEK.SH) führte dazu,
dass die Proben des Projektes in vier verschiedenen Laboren
untersucht wurden. Der daraus resultierende systematische
Fehler kann zu einer Fehlinterpretation der Werte führen. Um
dies zu verhindern, wurden im Rahmen des Forschungsvorha-
bens BMP III vor der ersten und zweiten Messphase jeweils ein
Ringversuch durchgeführt. Auf Basis der Ringversuche kann
festgestellt werden, ob die Messwerte in verschiedenen La-
boren reproduzierbar gemessen werden können. Die Ringver-
suche dienten zur Überprüfung einer hohen Qualität der Mes-
sungen und zur Sicherstellung der Verwendung von gleichen
Bezugsgrößen, zur Abstimmung der verwendeten Methoden.
Dies ist dringend notwendig, um die Fehler zu minimieren und
eine direkte Vergleichbarkeit der Ergebnisse zu ermöglichen. Es
zeigte sich z. B. beim 1. Ringversuch, dass die Methodik zur Be-
stimmung der Ammoniumkonzentration zunächst nicht eindeu-
tig formuliert war und unterschiedliche Bezüge zur Konzentrati-
onsbestimmung verwendet wurden.
Der erste Ringversuch wurde zwischen Mai und Juli 2016
durchgeführt. Ein zweiter Ringversuch folgte genau ein Jahr spä-
ter. Dementsprechend wurden die Ringversuche jeweils vor Start
der Messphasen durchgeführt. Dies stellte eine hohe Qualität
der Laborwerte in beiden Messphasen sicher.
Bei beiden Ringversuchen wurden alle Parameter, die auch
im BMP III betrachtet wurden, untersucht. Einzige Ausnah-
me stellen die Spurenelemente dar, die nur im ersten Ringver-
such untersucht wurden, da diese jeweils von externen Laboren
durchgeführt wurden und dementsprechend eine Einflussnahme
auf die Analysedurchführung gering war. Es wurde im Ringver-
such darauf geachtet, die sehr verschiedenen Substrate bei der
Auswahl der Testsubstanzen repräsentativ abzubilden. Hierbei
wurden im 1. und 2. Ringversuch die gleichen Substrate unter-

19
Methodische Vorgehensweise
3
sucht. Die getrockneten Proben waren dabei identisch, während
die frischen Proben vor dem 2. Ringversuch neu gezogen wur-
den. Die frischen Proben stammten zudem im 1. und 2. Ringver-
such von unterschiedlichen Biogasanlagen.
Einige Untersuchungsparameter wurden im 2. Ringversuch
nur von drei Partnern untersucht. Grund war die Erkenntnis aus
dem 1. Ringversuch, dass einige Analysen nicht innerhalb der
von allen Laboren geforderten Grenzen hinsichtlich der Reprodu-
zierbarkeit lagen. Die Analysen der anfallenden Proben (Ringver-
such und Anlagenproben) wurden dann von den Laboren reali-
siert, die die vorgegebenen Grenzwerte einhielten.
Die Probennahme und der Versand zu den Projektpartnern
wurden zentral von der Universität Hohenheim durchgeführt. Es
wurden Proben von unterschiedlichen Substraten und Gärsubs-
traten aus Biogasanlagen in Baden-Württemberg gezogen. Des
Weiteren wurden die Proben „Maissilage, getrocknet und ge-
mahlen“, „Heu, getrocknet und gemahlen“, „Kälberkraftfutter, ge-
trocknet und gemahlen“, „Mikrokristalline Zellulose, trocken“ und
„Kraftfutter“ hinzugekauft und anschließend bei 60 °C getrock-
net und gemahlen. Im Labor der UHH folgte eine Homogenisie-
rung aller Proben. Dazu wurden die Proben erst gemischt und
anschließend gleichmäßig auf die Teilproben aufgeteilt. Die Teil-
proben wurden anschließend zu den Laboren verschickt.
Die untersuchten Parameter und Proben sind in Tabelle 3-5
aufgelistet.
Untersuchungsparameter
Probe (Probennummer)
TS–Korrektur
Maissilage, frisch (Nr. 1.1)
Grassilage, frisch (Nr. 1.2)
oTS–Korrektur
Maissilage, frisch (Nr. 2.1)
Grassilage, frisch (Nr. 2.2)
Methanpotential
Maissilage frisch (Nr. 3.1)
Maissilage, getrocknet und gemahlen (Nr. 3.2)
(Kälber-)Kraftfutter, getrocknet und gemahlen (Nr. 3.3)
Rindergülle, frisch und flüssig (R1 Nr. 3.4)
Triglyceridhaltiges Futtermittel (R2 Nr. 3.4)
Mikrokristalline Zellulose, trocken (Nr. 3.5)
Heu, getrocknet und gemahlen (Nr. 3.6)
Restmethanpotential
Gärsubstrat aus einem Nachgärer (Nr. 4.1)
FOS/TAC
Fermenterinhalt BGA 1 (Nr. 5.1)
Fermenterinhalt BGA 2 (Nr. 5.2)
FoTS
Maissilage, getrocknet und gemahlen (Nr. 6.1)
Grassilage, frisch (Nr 6.2)
Rohfaser
Maissilage, getrocknet und gemahlen (Nr. 7.1)
Grassilage, frisch (Nr. 7.2)
Kjeldahl-Stickstoff
Fermenterinhalt BGA 1 (Nr. 8.1)
Ammonium
Fermenterinhalt BGA 1 (Nr. 9.1)
Spurenelemente
Fermenterinhalt BGA 1 (Nr. 10.1)
Brennwert
Maissilage, getrocknet und gemahlen (Nr. 11.1)
Gärsubstrat aus Nachgärer (Nr.11.2)
Säurespektrum
Fermenterinhalt BGA 1 (Nr. 12.1)
Künstliche Probe (Nr. 12.2)
1:1 Mischung aus Fermenterinhalt BGA 1 und künstliche Probe (Nr. 12.3)
Tabelle 3-5: Auflistung der Untersuchungsparameter und der untersuchten Proben

20
Biogas-Messprogramm III
Die Auswertung ist in Tabelle 3-5 aufgezeigt. Die Bezeichnung
erfolgt analog zu Tabelle 3-6 und mit Angabe des 1. oder 2. Ring-
versuchs (R1/R2). Zur Auswertung wurden jeweils die Mittelwerte
aller Projektpartner und die Standardabweichung der Mittelwerte
der Labore ermittelt. Des Weiteren ist die maximale Abweichung
vom Mittelwert in absoluten und relativen Werten und Bemerkun-
gen, falls Besonderheiten festgestellt wurden, angegeben.
Die Übersicht dient nur zur Bewertung von Ergebnissen in-
nerhalb der Methode und des Ringversuchs. Eine allgemeine Be-
wertung der Messgenauigkeit einer Methode für andere Labore
kann an dieser Stelle nicht getroffen werden. Ein Vergleich der
Methoden nur aufgrund des Mittelwerts und der absoluten maxi-
malen Abweichung ist ebenfalls nicht möglich, da die Fehlerfort-
pflanzung und die mögliche Streuung der Werte in der Methode
an dieser Stelle nicht berücksichtigt werden. Eine nähere Erläu-
terung und ausführliche Darstellung der Ergebnisse, sowie eine
detaillierte Bewertung der Daten wird in wissenschaftlichen Ar-
tikeln, die im Rahmen des Projektes angefertigt wurden, darge-
stellt
1
. In Kapitel 14 der Onlinebroschüre werden die Ergebnisse
detaillierter dargestellt.
Untersuchungs-
parameter
Mittelwert
(Standardabw.)
Absolute maximale Abweichung
(relative maximale Abweichung)
Kommentar
TS-Korrektur
R1 1.1 [%]
30,0 ± 0,6
0,7 (2,2 %)
Maximale Abweichung TS und oTS:
ohne Korrektur ± 2,3 %
mit Korrektur ± 3,5 %
± 3,5 % ist als maximaler Fehler für alle
oTS basierten Werte anzunehmen
R2 1.1 [%]
35,8 ± 0,4
0,6 (1,6 %)
R1 1.2 [%]
28,0 ± 0,5
0,8 (2,9 %)
R2. 1.2 [%]
19,9 ± 0,2
0,3 (1,6 %)
oTS-
Korrektur
R1 2.1 [%
TS
]
95,8 ± 0,5
0,7 (0,7 %)
R2 2.1 [%
TS
]
88,7± 0,9
0,6 (0,6 %)
R1 2.2 [%
TS
]
96,1 ±0,3
0,5 (0,5 %)
R2. 2.2 [%
TS
]
92,8 ± 0,4
0,7 (0,8 %)
Methan-
potential
R1 3.1 [L kg
oTS
-1
]
411,6 ± 19,0
24,6 (6,0 %)
Ungewöhnlich hohe Werte für Mais
R2 3.1 [L kg
oTS
-1
]
371,9 ± 16,5
29,4 (7,9 %)
R1 3.2 [L kg
oTS
-1
]
377,6 ± 23,1
30,4 (8,0 %)
Ausreißer im 1. Ringversuch Lab 1 und
3 mit Eudiometer. Diese Systeme wur-
den daher nicht im BMP III verwendet
und bei der Betrachtung des Fehlers
nicht berücksichtigt
R2 3.2 [L kg
oTS
-1
]
369,4 ± 21,2
30,1 (8,1 %)
R1 3.3 [L kg
oTS
-1
]
362,7 ± 36,9
52,0 (14,3 %)
R2 3.3 [L kg
oTS
-1
]
362,4 ± 23,7
33,5 (9,2 %)
R1 3.4 [L kg
oTS
-1
]
269,8 ± 5,9
7,9 (2,9 %)
R2 3.4 [L kg
oTS
-1
]
495,1 ± 28,6
36,6 (7,4 %)
R1 3.5 [L kg
oTS
-1
]
378,2 ± 24,0
33,8 (8,9 %)
R2. 3.5 [L kg
oTS
-1
]
371,2 ± 18,5
22,8 (6,1 %)
R1 3.6 [L kg
oTS
-1
]
333,1 ± 13,5
16,9 (5,1 %)
R2 3.6 [L kg
oTS
-1
]
326,1 ± 14,8
21,0 (6,4 %)
Restmethan-
potential
R1 4.1 [L kg
oTS
-1
]
38,1 ± 0,4
0,6 (1,6 %)
Ohne Berücksichtigung der Eudiometer
R2. 4.1 [L kg
oTS
-1
]
53,7 ± 2,7
3,7 (6,9 %)
FOS/TAC
R1 5.1 [-]
0,20 ± 0,02
0,04 (18,0 %)
Jahresverlauf einer Anlage zur
Bewertung ausschlaggebend, daher
Abweichungen Labore akzeptabel
R2 5.1 [-]
0,23 ± 0,06
0,08 (36,1 %)
R1 5.2 [-]
0,25 ± 0,03
0,06 (22,9 %)
R2 5.2 [-]
0,28 ± 0,05
0,04 (15,1 %)
FoTS
R1 6.1 [g/kg]
801,2 ± 19,7
33,4 (4,2 %)
Lab 4 im 2. Ringversuch nicht berück-
sichtigt, Lab 1: 3 Proben geringeren
FoTS-Wert als andere. Grund: hoher
Rohfasergehalt
R2 6.1 [g/kg]
807,8 ± 33,9
47,0 (5,8 %)
R1 6.2 [g/kg]
571,2 ± 9,1
17,8 (3,1 %)
R2 6.2 [g/kg]
293,0 ± 38,6
53,7 (18,3 %)
Tabelle 3-6: Mittelwerte und absolute maximale Abweichung aller Untersuchungen unter Verwendung der Bezeichnungen von Tabelle 3-5
1
Hülsemann, Benedikt; Zhou Lijun; Merkle, Wolfgang; Hassa, Juli; Müller, Joachim;
Oechsner, Hans: Biomethane Potential Test: Influence of Inoculum and the Digestion System. Applied Science 2020
https://www.mdpi.com/2076-3417/10/7/2589

image
21
Methodische Vorgehensweise
3
Untersuchungs-
parameter
Mittelwert
(Standardabw.)
Absolute maximale Abweichung
(relative maximale Abweichung)
Kommentar
Rohfaser
R1 7.1 [g/kg]
203,7 ± 19,9
34,1 (16,7 %)
Grund Abweichung: Lab 1 ermittelt
höhere Konzentrationen, Ursache
bisher nicht bekannt
R2 7.1 [g/kg]
192,1 ± 35,2
49,4 (25,7 %)
R1 7.2 [g/kg]
300,9 ± 31,7
52,3 (17,4 %)
R2 7.2 [g/kg]
437,8 ± 54,7
75,9 (17,3 %)
Kjeldahl-
Stickstoff
R1 8.1 [g/kg]
5,78 ± 0,1
0,1 (2,3 %)
Klare Tendenzen zu erkennen, Abwei-
chung daher vermutlich ein systemati-
scher Fehler, nicht näher untersucht
R2. 8.1 [g/kg]
6,21 ± 0,1
0,2 (3,1 %)
Ammonium
R1 9.1 [g/kg]
3,69 ± 0,1
0,1 (3,8 %)
R2 9.1 [g/kg]
3,14 ± 0,1
0,2 (5,9 %)
Spuren-
elemente
R1 10.1
Spurenelemente alle extern bestimmt; Spannweite in Literatur für
empfohlene Konzentrationen deutlich größer als Messungenauigkeit
Brennwert
R1 11.1 [MJ/kg
TS
]
18,5 ± 0,3
0,4 (2,2 %)
Lab 4 im 2. Ringversuch nicht
berücksichtigt
R2 11.1 [MJ/kg
TS
]
19,1 ± 0,4
0,5 (2,7 %)
R1 11.2 [MJ/kg
TS
]
16,0 ± 0,5
1,2 (7,5 %)
R2 11.2 [MJ/kg
TS
]
16,2 ± 0,3
0,5 (2,9 %)
Säure-
spektrum
R1 12.1 [g
VFA
/kg]
0,18 ± 0,10
0,15 (87,3 %)
Teilweise starke Unterschiede,
Jahresverlauf einer Anlage zur
Bewertung wichtig, daher
Abweichungen Labore akzeptabel
R2 12.1 [g
VFA
/kg]
0,35 ± 0,09
0,26 (7,7 %)
R1 12.2 [g
VFA
/kg]
3,68 ± 0,1
0,11 (3,0 %)
R2 12.2 [g
VFA
/kg]
3,62 ± 0,02
0,27 (77,7 %)
R1 12.3 [g
VFA
/kg]
1,91 ± 0,07
0,10 (5,3 %)
R2 12.3 [g
VFA
/kg]
1,92 ± 0,03
0,28 (14,4 %)
3.4
Massen- und Energiebilanzierung
Die Massen- und Energiebilanzierung ist die Grundlage für die
Bewertung der Effizienz der Umwandlung von Massen und Ener-
gie in Biogasanlagen. Der Gesamtprozess setzt sich zusammen
aus Biogasproduktion und Biogasverwertung. Die Substratpro-
duktion ist der Biogasanlage vorgelagert und wird in diesem
Rahmen nicht untersucht. Entsprechend gibt es Methoden zur
Bewertung der Teilprozesse und des Gesamtprozesses.
3.4.1
Darstellung verfügbarer Methoden zur Be-
wertung des Gärprozesses
Nachfolgend werden verschiedene Methoden dargestellt, wel-
che im BMP III zum Teil parallel verwendet wurden. Dabei soll
verdeutlicht werden, wie sich die Methoden hinsichtlich Auf-
wand, Fokus, Fehlerquellen und Interpretation der Ergebnisse
unterscheiden. Die Methoden und die Terminologie sind nicht
standardisiert, wurden aber so im BMP III verwendet.
3.4.1.1 Massenbilanzierung
Basis jeder Bilanzierung ist eine Bilanzgrenze. Alle Stoffe, wel-
che die Bilanzgrenze passieren, sind bei der Bilanzierung zu be-
rücksichtigen; Stoffströme innerhalb der Bilanzgrenze werden
nicht explizit bilanziert. Für die Bilanzierung des Gärprozesses
im Rahmen des BMP III wurde die Bilanzgrenze so festgelegt,
dass sie alle Behälter umfasst, die an das gasdichte System der
Gasverwertung angeschlossen sind. Gasdichte Gärrestlager lie-
gen innerhalb der Bilanzgrenze, sofern sie an die Gasverwer-
tung angeschlossen sind, offene oder nicht an die Gasverwer-
tung angeschlossene Gärrestlager liegen hingegen außerhalb
der Bilanzgrenze. Rezirkulatströme liegen innerhalb der Bilanz-
grenze, sofern keine Veränderung der Stoffströme außerhalb
der Behälter auftritt, z. B. durch Feststoffabtrennung mittels Se-
paratoren. Die Bilanzgrenze ist in Abbildung 3-2 schematisch
dargestellt.
Abbildung 3-2: Schematische Darstellung der Bilanzgrenze für die Bewertung des Gärprozesses

22
Biogas-Messprogramm III
Die Massenbilanzierung erfolgte nach Gleichung (1). Es wird
vereinfacht von einem kontinuierlichen Prozess im stationären
Zustand ausgegangen. Ein stationärer Zustand bedeutet, dass
sich Füllstände in Behältern und zugeführte Mengen und Arten
von Substraten im Untersuchungszeitraum nicht (wesentlich)
ändern. Beide Faktoren variieren bei den meisten Biogasanla-
gen im Jahresverlauf, kehren jedoch in der Regel jährlich perio-
disch wieder. Durch die Bilanzierung über einen Zeitraum von
zwölf Monaten wird diese Variabilität teilweise nivelliert. Für
alle nachfolgend aufgezeigten Methoden ist der stationäre Zu-
stand Grundvoraussetzung für die Berechnung von Kennzah-
len. Für den kontinuierlichen Gärprozess im stationären Zu-
stand ergibt sich für die Bilanzierung der Gesamtmassen die
Gleichung (2).
Die Gärrestmasse wird nur bei wenigen Biogasanlagen mes-
stechnisch erfasst. Daher wird die Gärrestmasse für alle Bioga-
sanlagen einheitlich über die Massenbilanz errechnet (gemäß
Gleichung (2)). Zu deren Bestimmung ist die Biogasmasse not-
wendig, welche über die produzierte Strommenge der BHKW
errechnet wird (vgl. Kapitel 14.2.1 der Onlinebroschüre).
Werden nicht die Gesamtmassen zu- und abgeführter Stoff-
ströme bilanziert, sondern nur einzelne Stoffe oder Stoffgrup-
pen (z. B. oTS), spricht man von einer Stoffbilanz. In der Stoff-
bilanz ist der Umsatz durch die biochemische Reaktion im
Gärprozess als zusätzliche Quelle oder Senke zu berücksichti-
gen – vgl. Gleichung (1) – da für diese kein Erhaltungssatz gilt.
Für die Bewertung der Stoffumwandlung werden zwei Kennzah-
len verwendet:
Umsatzgrad: gibt an, wieviel von einem Stoff A im Prozess
prozentual umgesetzt wurde. Es wird hierbei keine Aussage
darüber getroffen, welche Stoffe durch den Umsatz von Stoff
A gebildet wurden. Im Folgenden wird der Umsatzgrad im-
mer auf die oTS oder auf das Methanpotential der gesamten
Substratmasse bezogen. Der Umsatz wird über die Differenz
aus dem im Ausgangsstoff enthaltenen Potential und dem
im Gärrest verbleibenden nicht umgesetzten Potential (z. B.
Restmethanpotential oder Brennwert) berechnet.
Ausbeute: gibt an, wieviel von einem Zielprodukt B in Bezug
zum eingesetzten Stoff A gebildet wurde. Das Zielprodukt im
Gärprozess ist der Energieträger Methan. Hier wurde das im
BHKW verwertete Methan zu dem Methanpotential der Sub-
strate ins Verhältnis gesetzt.
dm
dt
Änderung
der Masse
nach Zeit
zugeführter Massenstrom – abgeführter Massenstrom
( )
Massenstrom Substrat = Massenstrom Biogas + Massenstrom Gärrest
( )
Abbaugrad
oTS
=
Masse oTS
Substrat
– Masse oTS
Gärrest
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
Masse oTS
Substrat
( )
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Transport über die Bilanzgrenze
stoffliche Umwandlung
biochemische Reaktion
0
Umsatzgrad und Ausbeute können auch für Energiebilanzen
verwendet werden. Die Ausbeute und der Umsatzgrad können
auf Basis verschiedener Stoffströme und entsprechender Ana-
lysen berechnet werden. Im Vorhaben wurden dazu die fermen-
tierbare organische Trockensubstanz (FoTS), das experimentell
bestimmte Biogaspotential und der Brennwert (zur Energiebi-
lanzierung) verwendet.
3.4.1.2 Bewertung mittels oTS-Abbaugrad
Der oTS-Abbaugrad oder auch oTS-Umsatzgrad gibt an, wie viel
der zugeführten organischen Trockensubstanz im Verlauf des
Gärprozesses abgebaut wurde. Für die Berechnung wird jeweils
für den Bilanzzeitraum die abgebaute Masse oTS über die Diffe-
renz von zugeführter oTS im Substrat und abgeführter oTS im
Gärrest berechnet. Diese abgebaute oTS wird dann auf das ein-
gangs vorhandene Potential, die mittels Substrat zugeführte
Masse oTS bezogen, um einen prozentualen Wert zu erhalten.
Die Berechnung wird nach Gleichung (3) für den Bilanzzeitraum
von zwölf Monaten auf Basis von Monatswerten durchgeführt.
Wie bei allen Umsatzgrößen kann keine Aussage zum Ziel-
produkt Biogas getroffen werden, insbesondere da die Masse
an abgebauten oTS nicht direkt in Biogas umgerechnet werden
kann. Dazu fehlt die Abschätzung der Menge an Wasser, die in
der Hydrolyse in das Substrat integriert wird.
Die Betrachtung des oTS-Abbaugrades ist eine schnelle
und kostengünstige Methode zur Beschreibung der Stoffum-
wandlung im Gärprozess. Die Messgrößen sind meist einfach
bestimmbar. Nachteilig ist, dass die anaerobe Abbaubarkeit
verschiedener organischer Stoffe nicht berücksichtigt wird. An-
lagen mit hohen Anteilen nicht abbaubarer oTS (z. B. Lignin)
zeigen dadurch geringere oTS-Abbaugrade. Somit ist die Ver-
gleichbarkeit von Biogasanlagen mit unterschiedlichen Einsatz-
stoffmischungen eingeschränkt.
3.4.1.3 Bewertung mittels FoTS-Ausbeute
Die FoTS-Ausbeute beschreibt, welcher Anteil des Methanbil-
dungspotentials der im Substrat enthaltenenen fermentierba-
ren organischen Trockensubstanz im Gärprozess ausgebeutet
wurde. Dazu wird der Anteil der oTS abgeschätzt, welcher unter
anaeroben Bedingungen abgebaut werden kann.
Eine Methode für diese Abschätzung für Energiepflanzen wur-
de von Weißbach basierend auf Futterwertanalysen entwickelt
(Weißbach und Strubelt, 2008a, 2008b, 2008c). Dafür wird
im ersten Schritt der fermentierbare Anteil der oTS über Subst-
rat-individuelle Korrelationsgleichungen bestimmt. Für den da-
mit bestimmten abbaubaren Anteil des oTS, der fermentierba-
ren organischen Trockensubstanz (FoTS), wurde von Weißbach
ein Methanpotential für die hier untersuchten Substrate von
420 L
CH
4
/kg
FoTS
hergeleitet. Die FoTS-Ausbeute errechnet sich
dann als Quotient aus der tatsächlich in der Biogasanlage ge-
bildeten Methanmenge (Methanausbeute) und dem Methanpo-
tential der mit dem Substrat zugeführten FoTS im untersuchten
Zeitraum. Die Methanausbeute kann aus der produzierten Strom-
dm
dt
Änderung
der Masse
nach Zeit
zugeführter Massenstrom – abgeführter Massenstrom
( )
Massenstrom Substrat = Massenstrom Biogas + Massenstrom Gärrest
( )
Abbaugrad
oTS
=
Masse oTS
Substrat
– Masse oTS
Gärrest
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
Masse oTS
Substrat
( )
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Transport über die Bilanzgrenze
stoffliche Umwandlung
biochemische Reaktion
0
dm
dt
Änderung
der Masse
nach Zeit
zugeführter Massenstrom – abgeführter Massenstrom
( )
Massenstrom Substrat = Massenstrom Biogas + Massenstrom Gärrest
( )
Abbaugrad
oTS
=
Masse oTS
Substrat
– Masse oTS
Gärrest
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
Masse oTS
Substrat
( )
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Transport über die Bilanzgrenze
stoffliche Umwandlung
biochemische Reaktion
0

23
Methodische Vorgehensweise
3
menge errechnet werden. Methanverluste im Prozess erscheinen
somit als erniedrigte FoTS-Ausbeute. Die praktische Berechnung
ist in Kapitel 14.2.3 der Onlinebroschüre beschrieben.
Die Methode ist kostengünstig und liefert schnell Ergebnisse.
Durch die Berücksichtigung der Fermentierbarkeit unterschiedli-
cher Substrate wird ein Vergleich von Biogasanlagen mit unter-
schiedlichen Arten von Einsatzstoffen möglich. Allerdings sind
nicht für alle Substrate Korrelationsgleichungen zur Berechnung
der FoTS verfügbar. In diesen Fällen wurden im BMP III die Met-
hanpotentiale aus Biogasertragstest zur Berechnung des fer-
mentierbaren Anteils herangezogen.
3.4.1.4 Bewertung mittels Methanausbeute und absolu-
tem und relativem Restmethanpotential
Die Gemeinsamkeit der Kenngrößen „relative Methanausbeute“
und „relatives Restmethanpotential“ besteht darin, dass sich bei-
de Kennzahlen auf Potentiale beziehen, die mit Biogasertragstest
bestimmt wurden. Damit liefern sie Ergebnisse, die am nächsten
an die Realität heranreichen. Der Test ist zwar relativ zeitaufwän-
dig, aber auf Basis der VDI-Richtlinie 4630 (Verein Deutscher In-
genieure, 2006) und der VDLUFA-Methodenbeschreibung (Vd-
LUFA, 2011) weitgehend standardisiert. Die Ergebnisse von
Gärtests zeigen eine Abhängigkeit von einigen Parametern wie
z. B. den Eigenschaften des Inokulums. Die erwähnten Abhängig-
keiten und die Übertragbarkeit von Ergebnissen aus Biogaser-
tragstests im Batch-Maßstab auf kontinuierliche Prozesse sind
Gegenstand aktueller Forschung (Weinrich und Murphy, 2018).
Vorteilhaft am durch den Biogasertragstest bestimmten Met-
hanpotential ist, dass auf dessen Basis eine direkte Aussage zur
Fermentierbarkeit der Biomasse unter anaeroben Bedingungen
getroffen werden kann. Durch die Berücksichtigung der Fermen-
tierbarkeit der einzelnen Substrate über deren individuelles Met-
hanpotential ist ein substratunabhängiger Vergleich von Biogas-
anlagen möglich. Die Ergebnisse lassen sich für die Auslegung
von Biogasanlagen nutzen.
Das absolute Restmethanpotential im Gärrest gibt an, wie-
viel m³ Methan pro kg
oTS
im Biogasertragstest bei 37 °C inner-
halb von 60 Tagen gebildet werden. Das relative Restmethan-
potential errechnet sich aus dem Verhältnis von absolutem
Restmethanpotential und Methanausbeute in der Anlage (vgl.
VDI-Richtlinie 4630, Verein Deutscher Ingenieure, 2006).
Die relative Methanausbeute wird berechnet über die im
Gärprozess gebildete Methanmenge in Bezug zum zugeführten
Methanpotential via Substrat, jeweils im Bilanzzeitraum. Diese
Kennzahl erlaubt eine direkte Aussage zur Effizienz hinsichtlich
der Bildung von Methan im Gärprozess. Da die im kontinuierli-
chen Gärprozess erzeugte Methanmenge ins Verhältnis zu dem
im Biogasertragstest ermittelten Methanpotential gesetzt wird,
können die berechneten Werte für die relative Methanausbeute
allerdings Werte über 100 % annehmen.
dm
dt
Änderung
der Masse
nach Zeit
zugeführter Massenstrom – abgeführter Massenstrom
( )
Massenstrom Substrat = Massenstrom Biogas + Massenstrom Gärrest
( )
Abbaugrad
oTS
=
Masse oTS
Substrat
– Masse oTS
Gärrest
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
Masse oTS
Substrat
( )
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Transport über die Bilanzgrenze
stoffliche Umwandlung
biochemische Reaktion
0
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Während das relative Restmethanpotential eine Aussage
darüber trifft, wie viel Methanpotential mit dem Gärrest verlo-
ren geht, erfasst die Ausbeute zusätzlich Verluste aufgrund von
z. B. Gasleckagen. Um eine hohe Aussagekraft der Ergebnis-
se sicherzustellen, sollten mit der Bestimmung nur erfahrene
Labore beauftragt werden, welche die Methode nach VDLUFA
oder VDI 4630 verwenden und regelmäßig erfolgreich an Ring-
versuchen teilnehmen.
3.4.1.5 Bewertung mittels anaerobem energetischen
Umsatzgrad und anaerober energetischer
Ausbeute
Die Berechnung dieser Kennzahlen erfolgt auf Grundlage der
in den einzelnen Stoffströmen enthaltenen (chemischen) Ener-
gie. Die genaue Berechnungsvorschrift ist in Kapitel 14.2.4 der
Onlinebroschüre zu finden. Bei der anaeroben energetischen
Ausbeute wird die Energie im gebildeten Biogas der anaerob
umwandelbaren Energie der Substrate gegenübergestellt. Der
anaerobe energetische Umsatz hingegen zeigt, wie viel der zu-
geführten und unter anaeroben Bedingungen umwandelbaren
Energie im Gärprozess tatsächlich umgewandelt wurde. Hierfür
wird die Differenz zwischen der mit den Substraten zugeführten
Energie und der mit dem Gärrest abgeführten Energie berech-
net, jeweils integriert über den betrachteten Bilanzzeitraum.
Der Anteil anaerob umwandelbarer Energie im Substrat er-
rechnet sich aus der Gesamtenergie des Substrates, welche
mittels Analyse des Brennwerts ermittelt werden kann, abzüg-
lich der nicht anaerob umwandelbaren Energie im Substrat.
Letzterer wird über eine Korrelationsgleichung aus dem Lignin-
anteil im Gärrest geschätzt. Da Lignin im Gärprozess nicht ab-
gebaut wird, muss die Ligninmenge im Gärrest bereits in den
Substraten enthalten gewesen sein. Entsprechend wird der Lig-
ninmenge im Gärrest eine Energiemenge zugeordnet, welche
im Prozess nicht umgesetzt werden kann. Diese Bestimmungs-
methode für den anaerob nicht umwandelbaren Energieanteil
kann nur dann angewandt werden, wenn der Prozess sich im
stationären Zustand befindet und Lignin der einzige organische
Stoff im Gärrest ist, der anaerob nicht abgebaut wird.
Sowohl die anaerobe energetische Ausbeute als auch der
anaerobe energetische Umsatz sind relativ schnell und kos-
tengünstig bestimmbare Kennzahlen. Durch Berücksichtigung
des anaerob umwandelbaren Energieanteils werden Biogas-
anlagen mit unterschiedlicher Fermentierbarkeit der Substrate
vergleichbar. Die Schätzung des Ligninanteils ist jedoch relativ
ungenau: der mittlere quadratische Schätzfehler für den Lignin-
anteil an der oTS beträgt ca. 9 % (absolut). Der anaerobe ener-
getische Umsatz ist einfacher zu bestimmen als die Ausbeute,
erlaubt aber keine Aussage darüber, wie viel der umgewandel-
ten Energie tatsächlich im Zielprodukt Methan gebunden wur-
de. Die anaerobe energetische Ausbeute hingegen erlaubt eine
direkte Aussage zur Effizienz der Energieumwandlung im Gär-
prozess. Nicht genutzte Methanmengen (z. B. Verlust durch
Leckage oder Überdrucksicherungen) erscheinen als erniedrig-
te Ausbeute, während der Umsatz gleichbleibt. Aus der Diffe-
renz von Umsatz und Ausbeute kann derjenige Energieanteil im

24
Biogas-Messprogramm III
Substrat berechnet werden, der im Gärprozess in Wärme und/
oder Entropie umgewandelt wurde.
3.4.1.6 Vergleich der Kennzahlen zur Bewertung des
Gärprozesses
Eine vergleichende Übersicht über die vorgestellten Metho-
den für die Bewertung des Gärprozesses zeigt Tabelle 3-7. Für
den Vergleich verschiedener Biogasanlagen muss die individu-
elle anaerobe Abbaubarkeit der Substrate berücksichtigt werden.
Alle Methoden außer dem oTS-Abbaugrad sind dafür geeignet.
Die Methoden unterscheiden sich hinsichtlich des zeitlichen
und finanziellen Aufwands. Der zeitliche Aufwand für die Be-
stimmung ist insbesondere dann von Bedeutung, wenn sich der
zu untersuchende Gärprozess im stationären Zustand befindet.
Davon ist nach Ablauf von etwa drei hydraulischen Verweilzei-
ten im Fermentersystem ohne (signifikante) Änderung von Sub-
stratmenge und -zusammensetzung und ohne nennenswerte
Betriebsstörungen auszugehen. Wird die betreffende Anlage
hingegen nach einer größeren Betriebsstörung wieder ange-
fahren oder wurden erhebliche Änderungen in der Substrataus-
wahl vorgenommen, muss der Prozess ohnehin über einen län-
geren Zeitraum betrachtet werden, sodass der Zeitaufwand für
die Bestimmungsmethode selbst in den Hintergrund tritt.
Kennwert
oTS-
Abbaugrad
FoTS-
Ausbeute
Restmethan-
potential
Methan-
ausbeute
Anaerober energeti-
scher Umsatzgrad
Anaerobe
energetische
Ausbeute
Zu bestim-
mende
Stoffströme
Substrat, Gärrest
Substrat, Biogas
Substrat, Gärrest
Substrat, Biogas
Substrat, Gärrest
Substrat, Biogas,
Gärrest
Analyse-
parameter
Substrat
Masse, TS, oTS
Masse, TS, oTS,
ggf. Rohfaser-
gehalt
Masse, TS, oTS,
Methanpotential
Masse, TS, oTS,
Methanpotential
Masse, TS, Brennwert
Masse, TS,
Brennwert
Analysepara-
meter Biogas
Masse/Volumen,
Methangehalt
Masse/Volumen,
Methangehalt
Masse/Volumen,
Methangehalt
Analysepara-
meter Gärrest
Masse, TS, oTS
Masse, TS, oTS,
Methanpotential
Masse, TS, oTS,
Brennwert
Masse, TS, oTS,
Brennwert
Berück-
sichtigung
anaerober
Abbaubarkeit
keine
Fermenta-
tions-quotient
Methanpotential im
Gärtest
Methanpotential
im Gärtest
Schätzung des Ligni-
nanteils
Schätzung des
Ligninanteils
Zeitlicher
Aufwand für
Analysen
ca. 2 Tage
ca. 2 Tage
ca. 60 Tage
ca. 35 Tage
ca. 2 Tage
ca. 2 Tage
Vorteile
etablierte Methode,
Vergleich zu Litera-
turangaben möglich
einfache
Bestimmung des
fermentierba-
ren Anteils der
Substrate
etablierte Methode,
Vergleich zu Litera-
turangaben möglich
etablierte Metho-
de, Vergleich zu
Literaturangaben
möglich
durch Bezug auf Ener-
gie unabhängig von
stofflicher Struktur
durch Bezug auf
Energie unabhän-
gig von stofflicher
Struktur
Nachteile
keine Berück-
sichtigung der
anaeroben
Abbaubarkeit
nicht für alle Sub-
strate anwendbar
zeitaufwändig
zeitaufwändig
Ligninschätzung
relativ ungenau
Ligninschätzung
relativ ungenau
Tabelle 3-7: Vergleich von Kennwerten zur Beurteilung der Effizienz des Gärprozesses
3.4.2
Darstellung verfügbarer Methoden zur Be-
wertung des Gesamtprozesses
Im Folgenden werden mit dem Brennstoffausnutzungsgrad und
dem Benchmarksystem Biogas zwei Methoden vorgestellt, wel-
che eine Bewertung des Gesamtprozesses aus Biogasproduk-
tion und Biogasverwertung ermöglichen. Die Ergebnisse des
Benchmarksystem Biogas werden in der späteren Auswertung
für den Vergleich der untersuchten Biogasanlagen verwendet.
3.4.2.1 Brennstoffausnutzungsgrad
Der Brennstoffausnutzungsgrad ist eine Kenngröße zur Bewer-
tung des Gesamtprozesses von Biogasproduktion und -ver-
wertung. Er berechnet sich als Quotient aus allen im Bilanz-
zeitraum nutzbar abgegebenen Energien (Methan oder Strom
und Wärme) und der gesamten zugeführten Energie (Substrat).
Die nutzbar abgegebene Energie berücksichtigt die zur Biogas-
produktion benötigte Energie (Eigenstrombedarf, Eigenwär-
mebedarf). Der Bezug auf die zugeführte Energie (messbar als
Brennwert der Substrate) stellt eine leicht zugängliche und ob-
jektive Bewertungsgrundlage dar. Unabhängig vom tatsächli-
chen Konversionspfad (thermochemisch, biochemisch) kann
so ein technologieübergreifender Vergleich stattfinden.

image
25
Methodische Vorgehensweise
3
Der Brennstoffausnutzungsgrad bewertet die gesamte Pro-
zesskette von Biogasproduktion und Biogaskonversion. Entspre-
chend kann keine eindeutige Aussage getroffen werden, ob der
Brennstoffausnutzungsgrad beispielsweise aufgrund geringer
Betriebsstunden eines technisch unzureichenden Konversions-
aggregates, nicht identifizierter Gasleckagen oder eines mangel-
haften Abbaus der zugeführten verfügbaren Organik limitiert ist.
Zur eingehenden Interpretation des ermittelten Brenn-
stoffausnutzungsgrades können die Arbeitsausnutzung und die
Kapazitätszahl berechnet werden. Die Kapazitätszahl beschreibt
das Verhältnis der installierten Verstromungs- und Wärmeleis-
tungen aller Konversionsaggregate zur zugeführten stündlichen
Substratenergiemenge. Dadurch können Rückschlüsse über die
Ausgewogenheit zwischen Gasproduktion und Gasverwertung
gezogen werden. Die Arbeitsausnutzung setzt die tatsächlichen
nutzbar abgegebenen Strommengen (Einspeisezähler) und Wär-
memengen (Zähler für Wärmeabsatz) zu den theoretisch pro-
duzierbaren Energiemengen im Betrachtungszeitraum ins Ver-
hältnis. Die Zerlegung des Brennstoffausnutzungsgrades in eine
leistungs- und eine arbeitsbezogene Kennzahl ermöglicht die
grafische Darstellung der erzielten energetischen Effizienz (Fi-
scher et al., 2016).
3.4.2.2 Benchmarksystem Biogas – Methode für den
Anlagenvergleich im BMP III
Als Basismethode im BMP III zur Bewertung des Anlagenzu-
stands und des Betriebserfolgs kam das an der LfL entwickelte
„Benchmarksystem für Biogasanlagen“ zur Anwendung (Busch-
mann et al., 2013). Unter „Anlagenzustand und Betriebserfolg“
wird in diesem Zusammenhang die Effizienz der Prozesskette
für die Erzeugung und die Verwertung von Biogas verstanden,
wobei der Begriff der Effizienz in einem weiter gefassten, über-
greifenden Sinne verwendet wird – wie in der Ökonomie üb-
lich (vgl. z. B. Feess et al., 2014). Der Nutzen einer solchen Be-
wertung des Anlagenzustandes besteht darin, gegebenenfalls
Schwachstellen erkennbar zu machen und daraus möglichst ef-
fektive Verbesserungsmaßnahmen abzuleiten. Was erfahrene
Anlagenbetreiber zum Teil „intuitiv“ durchführen, wird auf diese
Weise systematisiert, so dass beispielsweise ein Beratungsge-
spräch gezielter erfolgen kann (Effenberger et al., 2014). Vor-
aussetzung für die Nutzbarkeit einer solchen Methode ist, dass
ausreichend valide Daten von der Biogasanlage zur Verfügung
stehen.
In der Methode werden Elemente aus der Fuzzy-Mathematik
mit Expertensystemen kombiniert (Djatkov et al., 2012; Djat-
kov et al., 2014). Das Ergebnis des Anlagenvergleichs ist prin-
zipiell unabhängig von der gewählten Stichprobe und in einen
qualitativen und quantitativen Aspekt unterteilt. Die qualitati-
ve Bewertung mittels der vier Effizienzklassen „sehr gut“/„gut“/
„ausreichend“/„ungenügend“ macht Schwachstellen sofort er-
kennbar und ist wie folgt zu interpretieren:
„Sehr gut“: Hervorragende Bewertung
praktisch keine
Verbesserung möglich;
„Gut“: Gute Bewertung
keine Schwachstelle, aber Verbes-
serung möglich;
„Ausreichend“: Ausreichende/durchschnittliche Bewertung
Schwachstelle vorhanden, Verbesserung empfohlen;
„Ungenügend“: Ungenügende Bewertung
schwerwiegen-
der Mangel vorhanden, Verbesserung dringend erforderlich.
Für die quantitative Bewertung wird ein Effizienzwert zwischen
0 und 100 berechnet. Anhand dieses Effizienzwertes können
unterschiedliche Anlagen aufgereiht werden oder es kann eine
einzelne Anlage in verschiedenen Stadien evaluiert werden.
Die Methode verwendet ein System eindeutig definierter Kenn-
zahlen, wie in Abbildung 3-3 (oberer Teil) schematisch darge-
stellt. Aus den vier Kennzahlen/Kriterien „Relative Biogasaus-
beute“, „Methanproduktivität“, „Leistungsausnutzung“ und
„Methan-Nutzungsgrad“ errechnen sich insgesamt sieben Be-
wertungen: für jeweils zwei Kriterien in den beiden Kategorien
„Biogasproduktion“ und „Biogasverwertung“, plus die zusam-
menfassende Bewertung in diesen beiden Kategorien, plus die
Gesamtbewertung
(4 + 2 + 1 = 7).
Um
bei
der
Zusammenfas-
sung der Kriterien eine Kompensation auszuschließen, wurde
ein Regelwerk verfasst. Für die Zusammenfassung zweier Krite-
rien in vier Effizienzklassen sind jeweils 16 Regeln erforderlich
(siehe unten).
Abbildung 3-3: Schema der Bewer-
tungskriterien/Kennzahlen, welche für
die individuelle Schwachstellenanalyse
und Ursachenforschung sowie verglei-
chende Bewertung der Biogasanlagen
im Messprogramm verwendet wurden

26
Biogas-Messprogramm III
Basis der Bewertung sind die sogenannten Zugehörigkeits-
funktionen zu den vier Effizienzklassen für die einzelnen Kenn-
werte. Verwendet werden jeweils trapezoidale Funktionen. Die
„fuzzyfizierten“, d. h. in Fuzzy-Zahlen umgewandelten Kennwerte
werden hierfür normiert. Eine wichtige Eigenschaft der Methode
besteht darin, dass mit den Fuzzy-Kennzahlen die Messgenauig-
keit der Bewertungskriterien abgebildet werden kann. Für deren
Abschätzung wurde eine Fehlerrechnung durchgeführt.
Die Zugehörigkeitsfunktionen und ein Beispielset von Kenn-
werten, die Regeln für die Zusammenfassung der Bewertung in
den Kategorien Biogasproduktion bzw. Biogasverwertung so-
wie die Regeln für die Ableitung der Gesamtbewertung werden
ergänzend in der Online-Version dieser Broschüre in Kapitel
3.4.2.2 dargestellt.
Logischerweise können nur solche Bewertungsergebnisse
miteinander verglichen werden, die mit identischen Sätzen von
Zugehörigkeitsfunktionen und Regeln ermittelt wurden. Für die
Anwendung als Basismethode für das BMP III gelten Besonder-
heiten bzw. Anpassungen des Benchmarksystems, die im Fol-
genden erläutert werden.
1.
Die Effizienzklassen können bei Bedarf an den Stand der
Technik/Wissenschaft angepasst werden. Für das BMP III
wurde die Relative Biogasausbeute (RBY) erstmals auf Ba-
sis der FoTS evaluiert, um den Einfluss der Substratauswahl
auf das Bewertungsergebnis zu minimieren.
2.
Das Bewertungsergebnis kann unabhängig von der Stich-
probe gehalten oder an eine Stichprobe von Biogasanlagen
angebunden werden. Letzteres wurde für das BMP III getan,
indem die Relative Biogasausbeute auf den Wertebereich
skaliert wurde, der von den 60 untersuchten Anlagen abge-
deckt wird: d. h. die Anlage mit der geringsten RBY markiert
den unteren Rand und diejenige mit der höchsten RBY den
oberen Rand der Skala der Zugehörigkeitsfunktionen.
3.
Die Verwendung der Methanproduktivität (MPR) als Kriteri-
um birgt das Problem, dass diese stark von der Raumbelas-
tung und damit von der Auswahl der Einsatzstoffe abhängt.
Insbesondere Anlagen mit hohem Gülleanteil würden hier-
durch systematisch benachteiligt. Für die Bewertung wurde
deshalb gegebenenfalls der nominale Wert für die Methan-
produktivität in Abhängigkeit vom Gülleanteil angepasst.
4.
Mit der zunehmenden Flexibilisierung der Stromerzeugung
aus Biogas wird es methodisch schwieriger, einen ver-
gleichbaren Ausnutzungsgrad für das BHKW zu berechnen.
Für die vorliegende Auswertung wurde deshalb die „Leis-
tungsausnutzung“ herangezogen, definiert als das Verhält-
nis von mittlerer erzielter elektrischer BHKW-Leistung und
elektrischer Höchstbemessungsleistung. Damit bleibt aller-
dings das Problem bestehen, dass Anlagen, die „nach Fahr-
plan“ Strom erzeugen, systematisch benachteiligt werden
(z. B. BGA 31).
5.
Die Zugehörigkeitsfunktionen für den Methan-Nutzungs-
grad (MUR) sind im Gegensatz zu denen der anderen Be-
wertungskriterien nicht fix, sondern werden in Abhängig-
keit des elektrischen BHKW-Wirkungsgrades, %(η
el
) und
des anteiligen Wärmeeigenbedarfs, %(EWB) der jeweiligen
Biogasanlage festgelegt. Die MUR-Werte zwischen zwei Ef-
fizienzklassen, die jeweils eine Zugehörigkeit von 0,5 zu
den nebeneinander liegenden Klassen haben, werden auf
Basis des elektrischen Wirkungsgrades, des anteiligen Ei-
genwärmebedarfs und eines unvermeidbaren Verlustan-
teils berechnet.
6.
Messwerte für EWB waren nur für 30 von 61 Biogasanlagen
verfügbar (vgl. Kapitel 6.5). Um die Zahl der mit der Basisme-
thode zu bewertenden Anlagen zu maximieren, wurde für 21
Anlagen der Wärmeeigenbedarf für die Beheizung der Gär-
behälter in Abhängigkeit von den drei Kriterien Gülleanteil
im Substratmix, Temperaturbereich und Fermenterform ge-
schätzt, wie in den folgenden Tabellen 3-8 bis 3-10
darge-
stellt.
7.
Durch die Regeln für die Zusammenfassung der Bewer-
tungen können Präferenzen für einzelne Bewertungskrite-
rien gesetzt werden. Die im BMP III verwendeten Regeln
gewichten in der Kategorie Biogasproduktion den Ausnut-
zungsgrad des Biogaspotentials der Einsatzstoffe (= Rela-
tive Biogasausbeute) stärker als die Methanproduktivität;
in der Kategorie Biogasverwertung wird der Verwertungs-
grad des erzeugten Methans stärker gewichtet als die
Leistungsausnutzung des BHKW. Für die Beurteilung von
Repowering-Maßnahmen an solchen Anlagen, die im Mess-
programm über zwei Jahre gemessen werden konnten, wur-
de die Basismethode nach dem in Abbildung 3-4 gezeigten
Schema eingesetzt, um den Anlagenstatus im Ausgangszu-
stand und nach erfolgtem Repowering zu bewerten. Man
kann hierbei gegebenenfalls eine prognostische Bewertung
vornehmen. Bestünde beispielsweise eine Schwachstelle
bei der Biogasausbeute und soll diese durch eine Subst-
rataufbereitung beseitigt werden, könnte man betrachten,
wie stark RBY steigen muss, damit eine gute Bewertung für
die Biogasproduktion erzielt wird.
Das Benchmarksystem Biogas wurde in die Webanwendung „Bio-
gas Doc“ umgesetzt, die als Alpha-Version vorliegt (Effenberger et
al., 2014). Personen, die Interesse an einem Zugang zum Biogas
Doc oder zum Bewertungsalgorithmus haben, können sich diesbe-
züglich an das Institut für Landtechnik der LfL wenden.
Da die Alpha-Version des „Biogas Doc“ lediglich die Auswer-
tung jeweils einer einzelnen Anlage erlaubt, wurde diese für die
Anwendung im BMP III um ein Skript erweitert, mittels dessen
der gesamte Datensatz der zu bewertenden Anlagen eingele-
sen und verrechnet werden konnte. Die Eingangsdaten wurden
hierfür mittels Abfragen aus der Projekt-Datenbank in die pas-
sende tabellarische Form gebracht.
3.4.3
Berechnung weiterer Kennzahlen
Für den Anlagenvergleich und die anlagenspezifischen Daten-
blätter wurden noch weitere Kennzahlen berechnet. Die Be-
rechnungen erfolgten nach gängigen Methoden und sind in Ka-
pitel 14.2.5 der Onlinebroschüre ausführlich beschrieben.

image
27
Methodische Vorgehensweise
3
Klassifizierung
Gülleanteil im Substratmix [%]
Klassifizierung
Prozesstemperatur im Fermenter [°C]
Fermenterform
NawaRo
≤ 30
Mesophil
< 48
Liegend
Gemischt
30 < GA ≤ 80
Thermophil
≥ 48
Stehend
Gülle
> 80
Fall
Gülleanteil
Temperaturbereich
Fermenterform
EWB-Klasse
1
NawaRo
Thermophil
Liegend
Hoch
2
NawaRo
Mesophil
Liegend
Mittel
3
Gemischt
Thermophil
Liegend
Hoch
4
Gemischt
Mesophil
Liegend
Mittel
5
Gülle
Thermophil
Liegend
Hoch
6
Gülle
Mesophil
Liegend
Hoch
Fall
Gülleanteil
Temperaturbereich
Fermenterform
EWB-Klasse
7
NawaRo
Thermophil
Stehend
Mittel
8
NawaRo
Mesophil
Stehend
Gering
9
Gemischt
Thermophil
Stehend
Hoch
10
Gemischt
Mesophil
Stehend
Mittel
11
Gülle
Thermophil
Stehend
Hoch
12
Gülle
Mesophil
Stehend
Hoch
Eigenwärmebedarf-Klasse
EWB [%]
Gering
10
Mittel
20
Hoch
30
Tabelle 3-8: Fallklassifizierung für die Kriterien
„Gülleanteil“, „Temperaturbereich“
und
„Fermenterform“
zur Abschätzung des Eigenwärmebedarfs
Tabelle 3-9: Fallklassifizierung des Eigenwärmebedarfs in Abhängigkeit der Kriterien
„Gülleanteil“, „Temperaturbereich“
und
„Fermenterform“
Tabelle 3-10: Abschätzung des anteiligen Eigenwärmebedarfs
nach drei Fällen
Abbildung 3-4: Schema für ein
systematisches Vorgehen bei der
Auswahl und Evaluierung von Repowe-
ring-Maßnahmen an Biogasanlagen

28
Biogas-Messprogramm III
3.5
Ökonomie – Betriebszweigabrechnung
Wie bereits erwähnt, ist eine Steigerung der energetischen Effizi-
enz nicht zwangsläufig mit einer verbesserten ökonomischen Si-
tuation der jeweiligen Anlage verbunden. Für eine ganzheitliche
Bewertung ist daher die Analyse der Wirtschaftlichkeit ein sehr
wesentlicher Aspekt.
In landwirtschaftlich geprägten Unternehmen wird zur Bilan-
zierung des ökonomischen Erfolges eines Betriebszweiges bzw.
des gesamten Betriebes eine Kosten- und Leistungsrechnung
(KLR) erstellt. Ein landwirtschaftlich geprägtes Unternehmen ist
„[…] eine organisatorische Gesamteinheit von Produktionsfak-
toren zur Erzeugung von einem oder mehreren Produkten und
zur Erbringung von Leistungen in einem technisch und räum-
lich zusammenhängenden Bereich.“ (DLG, 2004) Ein Betriebs-
zweig ist dabei „[…] ein auf die Produktion eines oder mehrerer
Produkte oder die Erbringung von Leistungen ausgerichteter
Teilbereich eines landwirtschaftlich geprägten Unternehmens
beliebiger Rechtsform.“ (DLG, 2004) Betriebszweige in land-
wirtschaftlich geprägten Unternehmen sind hiernach in der Au-
ßenwirtschaft z. B. der Marktfrucht- oder Futterbau oder der An-
bau von Dauerkulturen, in der Tierhaltung z. B. die Haltung von
Rindern zur Milchproduktion oder zur Mast. Daneben gibt es
eine Reihe sonstiger Betriebszweige, zu welchen neben Hoflä-
den, landwirtschaftlichen Fuhrunternehmen oder Vermietung
und Verpachtung auch die Energieerzeugung und damit der
Betriebszweig Biogas zählt.
Für Biogasanlagen wird die KLR als Betriebszweigabrechnung
(BZA) Biogas bezeichnet. Definiert wird dabei die Betriebszweig-
abrechnung als „[…] Darstellung der Leistungen (zuzüglich öf-
fentlicher Direktzahlungen) und Kosten eines Betriebszweiges
und dazugehöriger monetärer und naturaler Ergänzungsdaten.“
(DLG, 2004) Mithilfe der BZA Biogas soll dem Biogas-Unterneh-
mer ein unverfälschter Blick auf die Rentabilität seiner Biogasan-
lage ermöglicht werden. Ziel ist es, dass der Biogas-Unternehmer
seinen Erfolg nach betriebswirtschaftlichen Kriterien einschätzen
kann und in der Lage ist, mögliche Rentabilitätsrisiken frühzei-
tig zu erkennen, um diesen entgegensteuern zu können (Strobl,
2011). Da die BZA Biogas eine KLR ist, wird sie dem internen
Rechnungswesen zugeordnet.
Aufgabe der KLR ist es, alle Kosten- und Leistungsströme in-
nerhalb eines Unternehmens zu planen, zu dokumentieren und
zu kontrollieren (Strobl, 2011). Das Ziel ist dabei die Ermittlung
des (Perioden-) Erfolges, Adressat ist die Unternehmensführung.
Der Unterschied zum steuerlichen Jahresabschluss ist, dass die
KLR nicht in Erträge und Aufwände kategorisiert, sondern Kos-
ten und Erlöse als Rechnungsgrößen verwendet. In der Kosten-
rechnung wird der bewertete Güterverbrauch dargestellt und die
Erlösrechnung befasst sich mit den bewerteten erbrachten Leis-
tungen, welche beide ihren Ursprung in der betrieblichen Leis-
tungserstellung haben. Demnach ist der Unterschied zwischen
der KLR und dem externen Rechnungswesen, dass sich die KLR
nur auf die eigentliche Geschäftstätigkeit des Unternehmens
bezieht. Aus der Gegenüberstellung der Kosten und Leistungen
wird in der KLR das Betriebsergebnis ermittelt. Das Betriebser-
gebnis ist dabei nicht mit dem Gesamterfolg des Unternehmens
zu verwechseln, welcher auf Grundlage von handels- und steuer-
rechtlichen Vorschriften ermittelt wird (Strobl, 2011).
Ein weiterer wichtiger Punkt ist, dass in der KLR zwischen kal-
kulatorischen und pagatorischen Kosten unterschieden wird. Da-
bei werden unter kalkulatorischen Kosten Positionen verstanden,
die nicht mit realen Geldströmen übereinstimmen und folglich
nicht in der Gewinn- und Verlustrechnung (externes Rechnungs-
wesen) auftreten. Pagatorische Kosten sind die Kosten, welche
durch reale Auszahlungsströme verursacht werden. Der kalku-
latorische Gewinn bezeichnet die Differenz zwischen Leistun-
gen und Kosten und der pagatorische Gewinn nur die mit rea-
len Geldströmen verbundenen Kosten und Leistungen (Strobl,
2011). Da die kalkulatorischen Kosten und Erlöse für eine Be-
wertung der Wirtschaftlichkeit der eigentlichen Leistungserbrin-
gung eines Unternehmens unabdingbar sind, werden diese in
der KLR in den Berechnungen mit einbezogen. Die für die BZA
Biogas zu erfassenden kalkulatorischen Erlöse und Kosten wer-
den in der Onine-Version dieser Broschüre näher erläutert, eben-
so alle für die BZA Biogas zu erfassenden, pagatorischen Erlösen
und Kosten. Die beiden Begrifflichkeiten zahlungswirksam und
pagatorisch werden dabei synonym verwendet.
3.5.1
BZA Biogas-Grundlagen
Mittels der BZA Biogas werden folgende Ziele verfolgt (Strobl,
2011):
Erfolgsermittlung der Biogaserzeugung nach betriebswirt-
schaftlichen Kriterien
Aufdecken von möglichen Kostenrisiken
Aufzeigen von Veränderungen, welche den Erfolg beeinflussen
können
Analysieren der Stärken und Schwächen der Biogaserzeugung
Die BZA-Biogas verfolgt also das rein betriebswirtschaftlich ori-
entierte Ziel, die technische und ökonomische Effizienz der Bio-
gaserzeugung zu bewerten und einzuordnen, um sie dadurch
zu steigern. Die BZA-Biogas ist eine „ex post“ Betrachtung, d. h.
es erfolgt eine Analyse des abgelaufenen Kalender- oder Wirt-
schaftsjahres. Die BZA Biogas wird in der Regel jährlich erstellt.
Die Wahl des Stichtags sollte sich dabei an der Finanzbuchfüh-
rung orientieren. Zur Erstellung der BZA Biogas wird das Kon-
tenplanverfahren verwendet, welches zur Systematisierung der
Geschäftsvorfälle Kontenpläne bei der Verbuchung verwen-
det. Da es für die Bewertung von kalkulatorischen Kosten ver-
schiedenste Bewertungsverfahren gibt, hat der DLG-Ausschuss
Biogas grundsätzliche Empfehlungen zur Bestimmung der
wichtigsten kalkulatorischen Kosten getroffen, welche bei der
Berechnung der BZA Biogas verwendet werden (Strobl, 2011).
Hierbei werden sowohl Perioden- als auch die Stückkosten des
Betriebszweiges Biogas ermittelt. Dazu wird neben einer Kos-
tenträgerzeitrechnung auch eine Kostenträgerstückrechnung
durchgeführt.
Die Kostenträgerzeitrechnung bezeichnet eine Perioden-
rechnung, in welcher – nach Leistungsart gegliedert – die in
Gesamtheit angefallenen Kosten einer Abrechnungsperiode
bzw. eines Bewertungszeitraums (üblicherweise zwölf Mona-
te) und deren Verteilung auf die einzelnen Kostenträger be-
stimmt wird (Macha, 2011). Die BZA Biogas weist hierbei die
Kosten und Erlöse in zwei verschiedenen Ebenen aus. Zum ei-
nen auf Ebene der Gesamtanlage und zum anderen eine Ebene
darunter, jeweils für die Kosten vor und nach der Schnittstel-

29
Methodische Vorgehensweise
3
le ‚frei Eintrag‘. Zur Berechnung der Stückkosten verwendet die
BZA Biogas die eingespeiste Kilowattstunde elektrisch als Kos-
tenträger, welche die Menge an elektrischem Strom bezeichnet,
die in der zu Grunde gelegten Abrechnungsperiode entgeltlich
an das jeweilige Energieversorgungsunternehmen, in der Regel
Verteilnetzbetreiber oder Stadtwerke, abgegeben wird (Strobl,
2011).
3.5.2
Aufbau und Methodik der BZA Biogas
Die Auswertung der BZA-Biogas erfolgt im BMP III mit dem
LfL-Programm BZA Biogas, welches vom Institut für Agraröko-
nomie der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft entwi-
ckelt wurde mit dem Ziel, anlagenübergreifende vertikale und
horizontale Vergleiche bundesweiter BGA zu ermöglichen. Zum
genauen Aufbau des LfL-Programm BZA Biogas und der Metho-
dik der BZA sei im Detail an dieser Stelle auf das Handbuch Be-
triebszweigabrechnung für Biogasanlagen (Strobl, 2011) ver-
wiesen. Nachfolgend werden ausgewählte Parameter für die
Betriebszweigabrechnung kurz näher erläutert:
Bewertungszeitraum
Grundsätzlich kann beim Bewertungszeitraum, je nach Wahl
des Stichtags, zwischen Kalenderjahren und Wirtschaftsjah-
ren unterschieden werden. Beispielsweise kann ein Unterneh-
mer eines landwirtschaftlich geprägten Unternehmens ein Wirt-
schaftsjahr mit Stichtag 30. Juni wählen, woraufhin der 1. Juli
zum nächsten Wirtschaftsjahr hinzugerechnet wird. Der in die-
ser Broschüre für die Ökonomie relevante Bewertungszeitraum
ist das Kalenderjahr 2017. Um dennoch Anlagen berücksichti-
gen zu können, die Wirtschaftsjahre ausweisen, werden diese
einem Kalenderjahr zugeordnet. Dabei werden Wirtschaftsjahre
2016/2017, die ab dem 01. Juli 2016 beginnen, dem Kalen-
derjahr 2017 zugeordnet.
Abschreibungen
In der BZA Biogas werden zu allen BGA jeweils ein eigenes In-
ventarverzeichnis erstellt, das auch den Zeitbezug der Ab-
schreibungen enthält. Bei den Abschreibungsdauern wird sich
grundsätzlich an den Tabellen der DLG (DLG-Standard) orien-
tiert (DLG, 2006). Im Inventarverzeichnis der Anlagen in der
BZA Biogas wird für verschiedene Inventargruppen dabei eine
Einteilung in Abschreibungskategorien vorgenommen, deren
generell verwendeten Abschreibungsdauern bzgl. der Abset-
zung für Abnutzung (AfA) der nachfolgenden Tabelle 3-11 ent-
nommen werden können. Dieses Vorgehen trägt zum Ziel der
besseren Vergleichbarkeit der Anlagen bei.
Abschreibungskategorie
Abschreibungsdauer [Jahre]
BHKW
7
Maschinen
8
Technik
10
Sonstiges
15
Bau
20
Tabelle 3-11: Abschreibungskategorie und Abschreibungsdauer
Speziell zu den Abschreibungsdauern der einzelnen Abschrei-
bungskategorien ist anzufügen, dass diese im BMP III, falls vor-
handen, betriebsindividuell erfasst werden, weshalb Abwei-
chungen der Abschreibungsdauern und damit in der Höhe der
jährlichen Abschreibungen gegenüber dem DLG-Standard ent-
stehen können. Dies zeigt sich z. B. bei der Abschreibungsdau-
er des BHKW, welches einem hohen mechanischen Verschleiß
unterliegt und eine zentrale technische Komponente einer BGA
darstellt. Eine Verkürzung der Abschreibungsdauer auf fünf
oder sechs Jahre ist dabei in der Praxis durchaus üblich, sofern
eine Generalüberholung durchgeführt wird, aber auch eine Ver-
längerung der Abschreibungsdauer. Trotz dieser Abweichungen
gelten die Abschreibungsdauern gemäß Tabelle 3-11 weiter-
hin als Maßstab, falls keine betriebsindividuellen Abschreibun-
gen für einzelne oder alle Anlagenkomponenten vorgenommen
werden.
Zinsen
Bei dem Parameter Zins handelt es sich um ein „[…] Entgelt, das
Wirtschaftssubjekte für die Aufnahme von Fremdkapital bezah-
len müssen“ (Simon, 2019) innerhalb eines vorher definierten
Bewertungszeitraumes. Bei Nichtvorliegen der genauen Zins-
zahlungen werden diese Werte für die betreffenden Jahre aus
den vorhandenen Parametern Kreditsumme, Zinssatz und Lauf-
zeit errechnet. Dazu wird nachfolgende Gleichung zur Berech-
nung der Annuitäten [R] in Abhängigkeit von der Kreditsumme
[S
0
], dem Zinssatz [i] und der Laufzeit [n] (Zinsfaktor [q] = 1 + i)
verwendet (Perridon et al., 2012):
Verkauf von Rohbiogas und Biomethan
Von dem im BMP III insgesamt 50 ökonomisch untersuchten
BGA weisen insgesamt sechs Anlagen das Merkmal auf, als
Hauptprodukt überwiegend bzw. ausschließlich Rohbiogas
bzw. aufbereitetes Biomethan zu verkaufen. Da hier für die Be-
rechnung der Stückkosten im BZA Biogas nicht die eingespeis-
te Kilowattstunde Strom herangezogen werden kann, erfolgt
als Zwischenschritt für die bessere Vergleichbarkeit mit den 44
weiteren BGA vorab eine Umrechnung auf Basis des Energiege-
haltes des Gases (heizwertbezogen), des Methangehaltes so-
wie eines standardmäßigen elektrischen Wirkungsgrades des
BHKW von 40 %. Dies ist bei den betreffenden Biogasanlagen
in den ökonomischen Datenblättern entsprechend gekenn-
zeichnet.
3.6
Methodische Herangehensweise zur
Bestandsaufnahme der mikrobiellen
Diversität in Biogasanlagen
Eine repräsentative Anzahl der in Deutschland betriebenen
landwirtschaftlichen Biogasanlagen wurde bereits im Rahmen
der ersten beiden Biogas-Messprogramme systematisch un-
tersucht, um Faktoren für einen effizienten Anlagenbetrieb zu
dm
dt
Änderung
der Masse
nach Zeit
zugeführter Massenstrom – abgeführter Massenstrom
( )
Massenstrom Substrat = Massenstrom Biogas + Massenstrom Gärrest
( )
Abbaugrad
oTS
=
Masse oTS
Substrat
– Masse oTS
Gärrest
( + i)
n
*
i
( + i)
n
– 1
q
n
*
i
q
n
– 1
Masse oTS
Substrat
( )
rel. Restmethanpotential =
abs. Restmethanpotential im Gärrest [m
3
]
Methanertrag der Anlage [m
3
]
%
( )
rel. Methanausbeute [%] =
produzierte Menge Methan [m
3
]
Methanpotential im Substrat [m
3
]
%
( )
R = S
O
= S
O
*
( )
Transport über die Bilanzgrenze
stoffliche Umwandlung
biochemische Reaktion
0

image
30
Biogas-Messprogramm III
erfassen. Schwerpunkte lagen dabei auf der Ermittlung der
Energieeffizienz, des Leistungsvermögens sowie der Wirtschaft-
lichkeit der untersuchten Biogasanlagen. Im Rahmen des dritten
Biogas-Messprogramms (BMP III) wurden u. a. diese Bewertung-
saspekte um eine systematische Erfassung der in Biogasanlagen
vorkommenden mikrobiellen Gemeinschaften sowie ihrer reali-
sierten Prozesse erweitert.
Im Rahmen von BMP III wurden insgesamt 61 landwirtschaft-
liche Biogasanlagen untersucht, von denen 46 einer mikrobio-
logischen Untersuchung unterzogen wurden. Die Beprobung der
jeweiligen Hauptfermenter der untersuchten Biogasanlagen er-
folgte nach einer dreimonatigen stabilen Vorlaufzeit durch die
Projektpartner von BMP III, Teil 1.
Biogasfermenter/-anlagen sind technische Systeme, in de-
nen eine Vielzahl von Mikroorganismen organische Biomasse zu
methanhaltigem Biogas umsetzt (Weiland, 2010; Angelidaki et
al., 2011; Schnürer, 2016; Theuerl et al., 2019b). Die mikrobi-
elle Diversität (Vielfalt) wird durch die Managementmaßnahmen
der Anlagenbetreiber wesentlich beeinflusst, da diese die Le-
bensbedingungen für die Mikroorganismen bestimmen (Theuerl
et al., 2019b). Die Nährstoffbasis für die Mikroorganismen bil-
den die Einsatzstoffe, deren chemische Zusammensetzung und
physikalischen Eigenschaften (je nach Art, Menge und ggf. Vor-
behandlung) die verfügbare Menge an Makro- und Mikronähr-
stoffen festlegen. Die in der Biomasse gespeicherten Polymere
(z. B. Zellulose, Eiweiße und Fette) werden während der Hydroly-
se zunächst in Oligo-, Di- und Monomere (z. B. Zucker, Amino-
und Fettsäuren) gespalten, die während der Acido-/Acetogenese
vor allem in organische Säuren (z. B. Essigsäure) sowie Kohlen-
dioxid (CO
2
) und Wasserstoff (H
2
) umgewandelt werden. Im letz-
ten Schritt, der sog. Methanogenese, wird das energiereiche
Methan entweder über den acetoklastischen oder den hydroge-
notrophen Stoffwechselweg gebildet (Abbildung 3-5). Die abio-
tische (unbelebte) Umgebung der Mikroorganismen wird durch
die Fermentertechnologie (z. B. Rührkessel-, Pfropfenstrom- oder
Garagenfermenter, ein- oder mehrphasige Systeme) und den
Fermenterbetrieb (z. B. Raumbelastung, Verweilzeit, Tempera-
tur) gebildet. Bei der Gestaltung der abiotischen Umgebung für
die mikrobielle Gemeinschaft ist zu berücksichtigen, dass jede
Population (also alle Individuen einer Art in einem spezifischen
Lebensraum) nicht nur unterschiedliche Optima hinsichtlich ih-
rer Lebensanforderungen, sondern auch unterschiedliche Tole-
ranzbereiche gegenüber wirkenden Umweltfaktoren aufweisen.
Wenn diese Umweltfaktoren bestimmte Schwellenwerte über-
oder unterschreiten, können Prozessstörungen auftreten (Theu-
erl et al., 2019b).
Abbildung 3-5: Zusammenstellung der derzeit beschriebenen Mikroorganismen, die an den verschiedenen Schritten des Biogasprozesses beteiligt
sind. Das mikroskopische Bild im Hintergrund zeigt ein spezifisch angefärbtes Biogasmikrobiom (Foto von J. Klang). CO
2
= Kohlendioxid, H
2
= Wasser-
stoff, CH
4
= Methan. (übersetzt nach Theuerl et al., 2019b)
hydrolytische und fermentative Bakterien
methanogene
Archaeen
Zellullose, Hemizellulose, Stärke,
Fette, Proteine
Zucker, Aminosäuren, Alkohole,
organische Säuren
Essigsäure
CO
2
/ H
2
Biogas = CH
4
+ CO
2
Hydrolyse
Acido- & Acetogenesis
Methanogenese
Actinobacteria:
Cellulomonas flavigena;
Bacteroidetes:
Prevotella
ruminicola, Prevotella byantii, Proteiniphilum acetatigenes;
Chloroflexi:
Flexilinea floccule,
Fibrobacteres:
Fibrobacter succinogenes;
Firmicutes:
Herbinix hemicellulosilytica, Saccharofermentans acetigenes, Clostridium
bornimense, Clostridium sufflavum
,
Herbivorax saccincola
;
Thermotogae:
Defluviitoga tunisiensis
Methanosarcinales:
Methanosaeta concilii, Methanosaeta harundinacea
,
Methanosarcina acetivorans, Methanosarcina barkeri, Methanosarcina
flavescens;
Methanobacteriales:
Methanobacterium formicicum,
Methanobacterium aggregans;
Methanomicrobiales:
Methanoculleus
bourgensis, Methanoculleus marisnigri
,
Methanospirillum hungatei
Actinobacteria:
Propionibacterium acidipropionici;
Bacteroidetes:
Palidibacter propionicigenes, Petrimonas sulfuriphila, Prevotella ruminicola,
Prevotella byantii
,
Petrimonas mucosa, Proteiniphilum saccharofermentans,
Fermentimonas caenicola;
Chloroflexi:
Anaerolinea thermolimosa, Bellilinea
caldifistulae, Flexilinea floccule
,
Leptolinea tardivitalis, Levilinea
saccharolytica;
Firmicutes:
Saccharofermentans acetigenes, Clostridium
sufflavum, Clostridium xylanovorans, Herbinix hemicellulosilytica,
Anaerobium acetethylicum, Moorella thermoacetica, Peptoniphilus sp. strain
ING2-D1G
, Cellulomonas flavigena, Clostridium bornimense, Clostridium
sticklandii; Moorella thermoacetica, Syntrophomonas wolfei; Propionispira
arcuata; Defluviitalea raffinosedens; Proteiniborus indolifex;
Proteobacteria:
Syntrophus aciditrophicus, Syntrophobacter fumaroxidans, Tepidanaerobacter
acetatoxydans;
Synergistetes:
Aminobacterium colombiense, Anaerobaculum
mobile; Lactivibrio alcoholicus;
Cloacimonetes:
Cloacamonas
acidaminovorans

image
31
Methodische Vorgehensweise
3
Die mikrobielle Gemeinschaft (auch Mikrobiom genannt)
in Biogasanlagen besteht aus hydrolytischen und fermentati-
ven Bakterien, methanogenen Archaeen, Viren, Pilzen und Pro-
tisten (z. B. Kröber et al., 2009; Schnürer, 2016; Theuerl et al.,
2019b; Heyer et al., 2019a; Dollhofer et al., 2017), wobei die
beiden erstgenannten Gruppen in den vergangenen Jahren im
Fokus der Forschung standen (vgl. Abbildung 3-5). Nach aktuel-
lem Kenntnisstand sind mehr als 2.000 verschiedene Bakterien-
und Archaeenarten an der Produktion von Biogas beteiligt. Jeder
Biogasfermenter bildet sein eigenes Mikrobiom aus, das durch
seine taxonomische, funktionelle und ökologische Diversität cha-
rakterisiert ist (Theuerl et al., 2019b). Die taxonomische Diversi-
tät umfasst die Artenanzahl und -verteilung. Die funktionelle Di-
Abbildung 3-6: Überblick über die im BMP III, Teil 2 verwendeten Methoden zur Untersuchung der mikrobiellen Diversität in Biogasfermentern. Das
Methodenspektrum umfasst die Isolierung, Kultivierung und Charakterisierung insbesondere bisher unbekannter Mikroorganismen (Culturomics),
die Analyse komplexer mikrobieller Gemeinschaften mittels TRFLP (terminaler Restriktionsfragmentlängenpolymorphismus), 16S-rRNA-Genampli-
kon-Sequenzierung und Metagenom-/Metaproteom-Analysen sowie die Anwendung multivariater Statistik und mikrobieller Netzwerkanalysen. Unter
Einbeziehung der verfahrenstechnischen Anlagen- und chemischen Prozessdaten wird so Wissen über die systemökologischen Funktionen einzelner
Mikroorganismen, Gruppen von Mikroorganismen oder ganzer Mikrobiome generiert. Detaillierte Beschreibungen können im Schlussbericht BMP III,
Teil 2 nachgelesen werden.
versität definiert die potenziellen (d. h. genetisch festgelegten)
und realisierten Funktionen und Prozesse der vorkommenden Ar-
ten. Die ökologische Diversität beschreibt die Wechselwirkungen
der Mikroorganismen untereinander und mit ihrer Umwelt.
Da jede mikrobielle Gemeinschaft, also jede Biogasanlage,
unterschiedlich auf beispielsweise Veränderungen in der Ein-
satzstoffzufuhr oder der Prozessführung reagiert, ist es von gro-
ßer Bedeutung zu verstehen, wie sich die Reaktionen der mik-
robiellen Gemeinschaften auf die Stabilität und Effizienz des
Prozesses auswirken. Ziel war es daher den Einfluss von Anla-
gen- und Prozessparametern auf die Zusammensetzung der mi-
krobiellen Gemeinschaften aufzuklären und den Einfluss der mi-
krobiellen Gemeinschaften auf die Prozesseffizienz zu ermitteln.

32
Biogas-Messprogramm III
Zur Erfassung der mikrobiellen Diversität steht eine Vielzahl
von Methoden zur Verfügung (vgl. Abbildung 3-6). Für die Be-
standsaufnahme (Inventarisierung) wurden in einem ersten
Schritt die in den Biogasanlagen vorkommenden Arten
2
(Taxa)
und die relative Häufigkeit ihres Vorkommens mit der sog. 16S
rRNA Gen-Amplikonsequenzierung erfasst (Hassa et al., 2018).
Diese Methode ermöglicht eine taxonomische Inventarisierung
von mikrobiellen Gemeinschaften, kann jedoch nicht die Fra-
ge beantworten, welche Prozesse, d. h. welche Stoffwechselwe-
ge tatsächlich realisiert werden. Diese Informationen können
mit Hilfe von sog. Metaproteomanalysen gewonnen werden,
die auf der massenspektrometrischen Erfassung von Proteinen
(z. B. Enzymen) basieren (Heyer et al., 2019b). Darüber hinaus
wurden statistische Methoden verwendet (Paliy und Shankar,
2016), um die Wechselwirkungen zwischen biologischen Ein-
heiten (z. B. Taxa oder Enzymen) und verschiedenen Umwelt-
parametern (z. B. Temperatur, pH-Wert, Ammonium-Stickstoff)
zu ermitteln, wodurch sich die mikrobielle Diversität mit spezifi-
schen Prozesszuständen in Verbindung bringen lässt. Diese me-
thodische Herangehensweise ermöglicht (1) die Ermittlung von
Gemeinsamkeiten und Unterschieden innerhalb der mikrobiel-
len Gemeinschaften, (2) die Ermittlung des Einflusses von An-
lagen- und Prozessdaten auf die strukturelle und funktionelle
Zusammensetzung mikrobieller Gemeinschaften, sowie (3) die
Ermittlung des Einflusses mikrobieller Gemeinschaften auf den
Prozesszustand.
Die in Kaptitel 6.5 aufgezeigten Ergebnisse sind Teil einer
wissenschaftlichen Studie, die insgesamt 92 Fermenter von 66
Biogasanlagen analysiert und sich mit der Erfassung indikativer
taxonomischer und funktioneller Mikrobiom-Strukturen für spe-
zifische Prozesszustände befasst (Hassa et al., in Bearbeitung).
2
Zum besseren Verständnis wird in der vorliegenden Broschüre der Begriff „Arten“ bzw. „Taxa“ verwendet. Mit den angewandten Methoden ist eine Identifizierung der
Mikroorganismen bis auf Artebene nicht möglich, da nur ein Teilabschnitt des phylogenetischen Markergens erfasst wird. Wissenschaftlich korrekt handelt es sich
um sog. vorläufige taxonomischen Einheiten (engl. operational taxonomic units, OTUs). Eine sichere taxonomische Zuordnung ist bis auf Gattungsebene möglich.

33
4
4
ERGEBNISSE DER BUNDESWEITEN
BETREIBERBEFRAGUNG,
ANLAGENAUSWAHL DER
EVALUIERTEN BIOGASANLAGEN
UND DEREN KENNDATEN
Neben der detaillierten und methodisch fundierten Beschrei-
bung des Standes der Technik und der Entwicklungen gegenüber
den vorausgegangenen Messprogrammen sollten im BMP III
auch Optionen für die Weiterentwicklung der Technologie und
Perspektiven für die Branche aufgezeigt werden. Deshalb wur-
den vor dem Hintergrund der jüngsten gesetzgeberischen, öko-
nomischen und technologischen Entwicklungen im Biogassek-
tor Anlagenkategorien definiert, welche von der zu treffenden
Auswahl an Anlagen für das BMP III möglichst gleichmäßig aus-
gefüllt werden sollten. Da der Anlagenpark in Deutschland sehr
groß ist, wurde eine Vorauswahl aus den bei der bundesweiten
Betreiberbefragung des DBFZ erfassten Anlagen vorgenommen.
Die Ergebnisse dieser Betreiberbefragung werden im Folgenden
kurz dargestellt und erlauben so eine Einordnung der für das
BMP III ausgewählten Biogasanlagen.
4.1 Auswahlkriterien
Auf Grundlage von 345 Antworten aus der Betreiberbefragung,
ergänzt um persönliche Kontakte und Empfehlungen von An-
lagenbetreibern wurde eine Vorauswahl von Anlagen getroffen,
welche folgende Kategorien möglichst gleichmäßig abdecken
sollte:
Anlagen mit innovativen Wärmenutzungskonzepten
Anlagen mit bedarfsorientierter Stromerzeugung
Anlagen mit Substrataufbereitung
Anlagen mit Gärrestaufbereitung
Kleine Anlagen mit hohem Gülleanteil, sogenannte Gülle-
kleinanlagen
Anlagen mit Reststoffeinsatz
Anlagen mit durchgeführten Repowering-Maßnahmen
Biomethananlagen
Neben der Zuordnung zu einer oder mehrerer dieser Kategorien
waren für die individuelle Eignung einer Biogasanlage für das
BMP III vornehmlich die Ausstattung mit Messtechnik und die
Kooperationsbereitschaft der Betreiber ausschlaggebend. Dies
wurde nach der Vorauswahl in persönlichen Gesprächen mit
den Betreibern abgeklärt. Ein weiterer Aspekt war die geogra-
fische Lage der Biogasanlagen. Um den Aufwand der monatli-
chen Messfahrten zu begrenzen, wurde eine maximale Entfer-
nung von einem der vier beteiligten Projektpartner von 200 km
festgelegt. Insgesamt wurden 61 Biogasanlagen für das Mess-
programm ausgewählt.
4.2
Ergebnisse der bundesweiten
Datenerhebung
Basierend auf den Rückmeldungen der Biogasanlagenbetrei-
benden werden im Folgenden die Biogasanlagen im bundes-
weiten Durchschnitt hinsichtlich Art der zur Biogaserzeugung
eingesetzten Substrate, installierter Technik, Betriebsweise so-
wie Energieerzeugung und -nutzung, vor allem bezogen auf die
Wärmeproduktion, dargestellt.
4.2.1 Substrateinsatz
Der Großteil der Biogasanlagen in Deutschland wird vornehm-
lich auf der Basis tierischer Nebenprodukte wie Gülle oder Fest-
mist und nachwachsender Rohstoffe (NawaRo) betrieben. Aus-
schlaggebend hierfür waren die bisherigen Fassungen des EEG,

34
Biogas-Messprogramm III
wie etwa EEG 2004 mit dem NawaRo-Bonus, EEG 2009 mit dem
Gülle-Bonus und EEG 2012 mit den festgelegten Einsatzstoffver-
gütungsklassen I und II, welche jeweils einen starken Anreiz für
den Einsatz bestimmter Inputstoffe zur Biogaserzeugung setzten.
Im Zuge der politisch intendierten Konzentration auf (landwirt-
schaftliche) Reststoffe (u. a. Gülle) und Bioabfälle wurde durch
die Einführung weiterer substratbezogener Vergütungskatego-
rien der Einsatz von Wirtschaftsdüngern in Güllekleinanlagen
(§27b EEG 2012, §46 EEG 2014, §44 EEG 2017) gefördert. Hin-
zu kommen sogenannte Kofermentationsanlagen, deren Sub-
stratbasis NawaRo und Wirtschaftsdünger in Kombination mit
geringeren Mengen an Bioabfall bzw. Reststoffen bilden – im Ge-
gensatz zu den rein bioabfallbasierten Biogasanlagen mit min-
destens 90 % massebezogenem Bioabfallinput pro Jahr (§27a
EEG 2012, §45 EEG 2014, §43 EEG 2017).
Basierend auf den Betreiberrückmeldungen ist in Abbildung
4-1 der masse- und der energiebezogene Substrateinsatz in 484
Biogasanlagen dargestellt. Die prozentualen Angaben beziehen
sich dabei auf die im Zuge der Befragung erhobenen jährlichen
Mengen (Frischmasse) eingesetzter Substrate. Massebezogen
dominieren NawaRo sowie Wirtschaftsdünger mit rund 93 % den
Substrateinsatz in den Biogasanlagen, wobei NawaRo aufgrund
der wesentlich höheren Methanausbeute aus der Frischmasse
energiebezogen rund 78 % am Substrateinsatz ausmachen.
Abbildung 4-2 liefert einen Überblick über den Einsatz nach-
wachsender Rohstoffe in den 471 Vor-Ort-Verstromungsanlagen.
Sowohl masse- als auch energiebezogen (71 % bzw. 69 %) hat
Mais-Ganzpflanzensilage eine entscheidende Bedeutung beim
Substrateinsatz in Biogasanlagen. Grassilage und Getreide-Ganz-
pflanzensilage (Getreide-GPS) tragen mit jeweils 13 % bzw. 8 %
zu einem Fünftel des Inputs nachwachsender Rohstoffe bei. Der
Einsatz sonstiger NawaRo wie etwa Getreidekorn, Zwischenfrüch-
te und Zuckerrüben unterliegt alljährlichen ertrags- und quali-
tätsbedingten Schwankungen und machte im Jahr 2015 ledig-
lich einen geringen Anteil von insgesamt 6 % aus.
Abbildung 4-1: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen in Deutschland (ohne Biogasaufbereitungsanlagen), (Betreiberbefra-
gung 2016, Bezugsjahr 2015)
Abbildung 4-2: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen in Deutschland (ohne Biogasaufberei-
tungsanlagen), (Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr 2015)
78,3%
12,4%
4,5%
4,7%
n=484
NawaRo
Exkremente
kommunaler Bioabfall
energiebezogen
51,2%
41,4%
4,4%
3,1%
massebezogen
71%
13%
8%
3%
1%
1%
2%
1%
n=471
© DBFZ 10/2019
Maissilage
Grassilage
GPS-Getreide
Getreide (Getreidekorn)
Landschaftspflegematerial
Zwischenfrucht
Zuckerrübe
sonstige NawaRo
69%
12%
7%
7%
1%
1%
2%
1%
n=471
Maissilage
Grassilage
GPS-Getreide
Getreide (Getreidekorn)
Landschaftspflegematerial
Zwischenfrucht
Zuckerrübe
sonstige NawaRo
energiebezogen

35
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
In Abbildung 4-3 ist der masse- und energiebezogene Einsatz
von Wirtschaftsdüngern dargestellt. Dabei bezieht sich der Be-
griff „Wirtschaftsdünger“ auf Gülle, Festmist und Einstreu. Mas-
sebezogen haben Rindergülle mit 60 % und Schweinegülle mit
20 % den größten Anteil am Wirtschaftsdüngereinsatz in den
390 ausgewerteten Biogasanlagen, während energiebezogen
aufgrund der höheren Gasausbeute aus der Frischmasse der
Festmistfraktion (Rinderfestmist mit 21 % sowie Geflügelmist
bzw. Hühnertrockenkot (HTK) mit 10 %) eine höhere Bedeutung
zukommt.
4.2.2
Installierte Technik
Im Folgenden werden auf Basis der Rückmeldungen der Betrei-
benden die ausgewählten technischen sowie messtechnischen
Parameter dargestellt, wie
Reaktorsysteme,
Gasspeichersysteme und -volumina,
Anzahl installierte BHKW je Biogasanlage,
Art der Gärrestaufbereitung,
installierte Messtechnik,
(erfolgte) Repowering-Maßnahmen.
Abbildung 4-3: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz von Wirtschaftsdüngern in Biogasanlagen in Deutschland (ohne Biogasaufbereitungs-
anlagen), (Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr 2015)
4.2.2.1 Fermentersystem
Die Verteilung der im Rahmen der Betreiberbefragung ermit-
telten Reaktorsysteme für die Erzeugung von Biogas ist in Ab-
bildung 4-4 dargestellt. Anlagen, die ausschließlich Rührkes-
selfermenter betreiben, sind mit einem Anteil von 90 % in der
Stichprobe mit Abstand am weitesten verbreitet. Hinzu kom-
men mehrstufige Systeme („Rührkessel-Kombination“), in wel-
chen ein Rührkesselfermenter in der Regel als Nachgärer ei-
nem Behälter der anderen genannten Formen nachgeschaltet
ist. Im Vergleich jüngere Entwicklungen wie Ring-in-Ring-Lösun-
gen oder Reaktoren nach dem „Pfefferkorn“-Prinzip (zylindri-
scher Hauptgärbehälter mit umschließendem Nachgärbehälter
und hydraulischer Durchmischung) sind nur sehr selten vertre-
ten, was sicherlich auch den geringen Zubauraten von Biogas-
anlagen nach deren Marktreife zuzuschreiben ist. Zudem ist der
Erfahrungsschatz bei Planern und Anlagenbauern in Bezug auf
Rührkesselreaktoren ungemein groß, was sich auf die Entwick-
lung und das Angebot von Komponenten und Peripherie aus-
gewirkt hat.
Mit 3 % Anteil an der Verteilung der Fermentersysteme ist
der Pfropfenstromreaktor der am zweithäufigsten vertretene.
Kommt dieses System klassischerweise bei Substratkombina-
tionen mit hohen Trockensubstanzgehalten zum Einsatz, wird
der Pfropfenstromfermenter in jüngerer Zeit auch häufig für
Güllekleinanlagen eingesetzt. In letzterem Falle handelt es sich
strenggenommen allerdings um Tank-Durchflussanlagen, da
bei den geringen Trockensubstanzgehalten eines güllebeton-
ten Substratgemisches kein Pfropfen zur Ausprägung kommt.
Die Bevorzugung bei kleinen Anlagengrößen rührt vor allem
daher, dass der Reaktorbehälter selbst einfach herzustellen ist
und auf die vergleichsweise aufwendige Rührtechnik der Rühr-
kesselreaktoren verzichtet werden kann. In der Regel kommen
hier lediglich Paddelwellen zum Einsatz, welche das produzier-
te Biogas aus dem Gärgemisch austreiben.
60%
9%
20%
0%
7%
3%
1%
Rindergülle
Rinderfestmist
Schweinegülle
Schweinefestmist
Gülle/ Festmist nicht spezif.
Geflügelmist / HTK
Pferde-, Schafs- u.
Ziegenmist
48%
21%
12%
1%
6%
10%
2%
Rindergülle
Rinderfestmist
Schweinegülle
Schweinefestmist
Gülle/ Festmist nicht spezif.
Geflügelmist / HTK
Pferde-, Schafs- u. Ziegenmist
n = 390

36
Biogas-Messprogramm III
Abbildung 4-4: Prozentuale Verteilung
der genutzten Fermentersysteme
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr
2015)
Abbildung 4-5: Verteilung eingesetzter Rührsysteme, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit in % (Mehrfachnennungen möglich),
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr 2015)
4.2.2.2 Rührtechnik
Basierend auf den Betreiberrückmeldungen werden zur Subs-
tratdurchmischung im Fermenter mit einem Anteil von 59 % am
häufigsten schnell laufende Tauchmotorrührwerke eingesetzt.
In der Häufigkeitsverteilung folgen langsam laufende Langachs-
(37 %), Haspel- (15 %) und Zentralrührwerke (5 %) (vgl. Abbil-
dung 4-5).
90%
3%
2%
5%
Rührkessel
Pfropfenstrom
Rührkessel-Kombination
sonstiges
n = 310
4%
5%
15%
17%
26%
37%
59%
0
40
80
120
160
200
sonstiges
Zentralrührwerk
Haspelrührwerk
Tauchmotorrührwerk (Großflügel)
Langachs-Propellerrührwerk
Langachsrührwerk (Großflügel)
Tauchmotorrührwerk (Propeller)
Anzahl der Nennungen, [n]
n =323

37
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Abbildung 4-6: Art der installierten
Gasspeicher an Biogasanlagen (Befra-
gung 2016, Bezugsjahr 2015)
Abbildung 4-7: Gasspeichervolumina,
differenziert nach Leistungsklassen
(Mehrfachnennungen möglich),
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr
2015)
4.2.2.3 Gasspeichersysteme
Insbesondere nach der Installation zusätzlicher BHKW zwecks
Flexibilisierung der Stromerzeugung ist eine Vergrößerung des
Gasspeichers erforderlich. Ausgehend von den Betreiberrück-
meldungen sind an 63 % und somit den meisten Biogasanla-
4.2.2.4 Gasspeichervolumen gesamt
Sofern die Flexibilität einer bestehenden Biogasanlage durch
den Zubau von zusätzlichen BHKW-Kapazitäten erhöht wurde,
ist es erforderlich, das erzeugte Gas zu speichern, um es bei Be-
darf verstromen zu können. Der Bedarf an Gasspeicherkapazi-
täten steigt demnach mit dem Grad der Flexibilisierung bei kon-
stanter Gasleistung. Die Steuerung des biologischen Prozesses
in der Biogasanlage kann jedoch dazu beitragen, den notwen-
digen Mehrbedarf an Gasspeicherkapazitäten zu reduzieren.
gen zweischalige Membrangasspeicher auf den Gärbehältern
installiert, während bei den verbleibenden 36 % der Anlagen
mit Gashauben einschalige Speichersysteme im Einsatz sind.
Lediglich rund 7 % der befragten Anlagen verfügen über exter-
ne Gasspeicher (vgl. Abbildung 4-6).
In Abbildung 4-7 sind die Gasspeichervolumina in Abhängig-
keit von der installierten elektrischen Leistung der BHKW sowie
differenziert nach der Art der Gasspeicher dargestellt. Grund-
sätzlich steigt das Gesamtvolumen der an Biogasanlagen ins-
tallierten Gasspeicher mit zunehmender Anlagenleistung. Ins-
besondere größere Biogasanlagen mit installierter elektrischer
Leistung über 1 MW
el
verfügen über Gasspeicher mit 4.600 bis
6.800 m
3
Gasspeichervolumen.
0
100
200
300
400
Gasspeicher,
einschalig
Gasspeicher,
zweischalig
Biogasanlagen, Anzahl [n]
Gasspeicherdach
extern
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
≤ 70
71 - 150
151 - 500
501 - 1 000
> 1 000
Gasspeichervolumen, [m
3
]
Leistungsklasse, [kW
el
]
einschalig
zweischalig
extern einschalig
extern zweischalig

38
Biogas-Messprogramm III
4.2.2.5 Anzahl installierter BHKW je Biogasanlage
Im Zuge der Befragung wurden die einzelnen Biogasbetriebs-
stätten erfasst. Die Anzahl der an einem Anlagenstandort be-
triebenen BHKW zur Biogasverwertung kann jedoch in der Pra-
xis variieren. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber
sind an 605 Biogasanlagenstandorten 1.087 BHKW instal-
liert. Rund 83 % der befragten Biogasanlagen verfügen über
ein oder zwei BHKW am Anlagenstandort, während lediglich
etwa 5 % der Befragten angaben, vier oder mehr BHKW an ei-
4.2.2.6 Gärrestaufbereitung
Zur prinzipiellen Durchführung sowie der spezifischen Art der
Gärrestbehandlung wurden Rückmeldungen von 356 befrag-
ten Biogasanlagenbetreibern entgegengenommen. Dabei ga-
ben rund 76 % der Befragten an, keine Aufbereitung der anfal-
lenden Gärreste durchzuführen und diese somit direkt auf den
Anbauflächen zu applizieren. Die verbleibenden 24 % der Be-
ner Betriebsstätte zu betreiben (vgl. Abbildung 4-8). Überdies
erfolgt des Öfteren eine räumliche Trennung eines oder meh-
rerer BHKW vom Produktionsstandort als Satelliten zwecks
Versorgung der Wärmesenken. Die Belieferung der Satelliten-
BHKW mit Rohbiogas wird durch Mikrogasleitungen gewährleis-
tet. Im Zuge der Betreiberbefragung gaben 15 % der Befragten
an, ein oder mehrere Satelliten-BHKW zu betreiben und somit
eine effizientere Energienutzung zu erreichen.
Abbildung 4-8: Anzahl installierter
BHKW je Biogaserzeugungsanlage,
relative Häufigkeit in % (Befragung
2016, Bezugsjahr 2015)
Abbildung 4-9: Art der Gärrestauf-
bereitung (Betreiberbefragung 2016,
Bezugsjahr 2015)
treiber machten detaillierte Angaben zur Art der Gärrestaufbe-
reitung, welche die Basis für Abbildung 4-9 liefern. Demnach
wird am häufigsten (bei 68 % der Anlagen mit Gärrestaufbe-
reitung) eine Fest-Flüssig-Trennung vorgenommen. Getrocknet
werden die Gärreste bei weniger als einem Fünftel der befrag-
ten Anlagen. Eine Separation mit anschließender Trocknung
wird an rund 12 % der Standorte vorgenommen.
0
10
20
30
40
50
≥ 4 BHKW
3 BHKW
2 BHKW
1 BHKW
relative Häufigkeit, [%]
Anzahl installierter BHKW je Anlage
76%
16%
4%
3%
1%
keine
Separation
Trocknung
Separation, Trocknung
sonstige
n = 356

39
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
4.2.2.7 Messtechnik
Eine entsprechende messtechnische Ausstattung der Anlage soll
einen bestmöglichen Betrieb in technischer, biologischer und
wirtschaftlicher Hinsicht ermöglichen. Neben einer Datenerfas-
sung erlaubt die Messtechnik zudem die Kontrolle über die Er-
füllung gesetzlicher Anforderungen an den Betrieb der Biogas-
anlage, Minimierung der Energieverluste entlang der gesamten
Gärstrecke sowie eine allgemeine Effizienzsteigerung des Betrie-
bes. Wie bereits eingangs erwähnt, war die prinzipielle Verfüg-
barkeit entsprechender Messtechnik an der Biogasanlage ein
wesentliches Kriterium bei der gezielten Anlagenauswahl für das
BMP III. Aus diesem Grund wurden die Anlagenbetreiber – kom-
plementär zur bundesweiten Datenerhebung – auch zu ausge-
wählten messtechnischen Parametern befragt.
Bei 51 % an der Befragung teilgenommenen Anlagen wur-
den die Betriebsdaten für das Betriebsjahr 2015 in einem elek-
tronischen Betriebstagebuch erfasst, während 44 % der Be-
treiber die Aufzeichnung auf einem nicht elektronischen Wege
führten. 5 % der Befragten machten hierzu keine Angaben
(n = 324). Die elektronische Erfassung der Betriebsdaten erfolg-
te vornehmlich bei den größeren Anlagen in den Leistungsklas-
sen 151–500 kW und 500–1.000 W mit Inbetriebnahme ab
Abbildung 4-10: Installierte Messtech-
nik zur Erfassung zu- und abgeführter
Stoffströme an den Biogasanlagen
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr
2015)
2004 und später. Rund 77 % der erfassten Anlagen verfügen
über einen Wärmemengenzähler, dabei wird jedoch zu 66 % nur
die extern genutzte Wärme („Wärmeabsatz“) erfasst, ohne quan-
titativ zwischen den Wärmesenken zu differenzieren.
Abbildung 4-10 liefert einen Überblick über die relative Häu-
figkeit der vorhandenen messtechnischen Vorrichtungen zur Wä-
gung resp. Erfassung zugeführter und abgeführter Input- und
Outputstoffströme. Lediglich 5 % der befragten Betreibenden
verfügen über keine entsprechenden Vorrichtungen, während
die restlichen 95 % die zugeführten Einsatzstoffe und die abge-
führten Gärreste mit mindestens einem messtechnischen Gerät
erfassen. So ist der Großteil der befragten Anlagen (78 %) mit ei-
ner Waage zur Dosierung von Feststoffen ausgestattet. Bei 52 %
und somit nur der Hälfte der Anlagen ist eine Überfahrwaage zur
Registrierung von Substratlieferungen vorhanden. Die Mengener-
fassung flüssiger Inputstoffe (wie Gülle oder Rezirkulat) erfolgt
bei 44 % und somit weniger als der Hälfte der befragten Anla-
gen, obwohl Gülle an rund 80 % der befragten Standorte zu un-
terschiedlichen Anteilen eingesetzt wird. Dagegen werden die
abgeführten Outputstoffe wie etwa Gärreste nur an 16 % der
Standorte mit Hilfe eines Durchflusszählers registriert.
0
20
40
60
80
100
Waage (Feststoffe)
Waage
(Substratlieferung)
Durchflußzähler
(zugeführte
Flüssig.)
Durchflußzähler
(abgeführte
Flüssig.)
sonstiges
keine
relative Häufigkeit, [%]
n = 324

40
Biogas-Messprogramm III
In Abbildung 4-11 ist die messtechnische Ausstattung in Ab-
hängigkeit von der jeweiligen Leistungsklasse der Anlage darge-
stellt. Es wird ersichtlich, dass mit zunehmender Anlagengröße
der Einsatz der Messtechnik zunimmt. So sind bspw. Waagen zur
Wägung der Substratlieferungen erst an den Anlagen ≥ 150 kW
el
vorhanden, was auf die notwendige Registrierung größerer In-
putmengen zurückzuführen ist, während an kleineren Anlagen
im Leistungsbereich ≥ 70 kW und 71–150 kW die messtechni-
Abbildung 4-12 liefert einen Überblick über die Kombinati-
onsmöglichkeiten der Messgeräte zur Erfassung zu- und abge-
führter Stoffströme. Im Zuge der Befragung konnten insgesamt
15 Kombinationen ermittelt werden. Demnach sind am häufigs-
ten Waagen für die angelieferten Substrate sowie zur Dosierung
von Feststoffen in die Biogasanlage (19 %) bzw. in Kombination
mit einem Durchflusszähler zur Erfassung von Gülle (15 %) vor-
handen.
schen Vorrichtungen häufiger fehlen. Dies hat vor allem den Hin-
tergrund, dass die Sonderklasse der Kleingülleanlagen recht-
lich nicht verpflichtet sind die Substrate aufzuzeichnen. Generell
lässt sich festhalten, dass 31 % der Anlagen über eine messtech-
nische Vorrichtung, weitere 33 % über zwei messtechnische Vor-
richtungen, 20 % über drei und lediglich 10 % über alle hier ab-
gefragten Geräte verfügt.
Abbildung 4-11: Messtechnische
Ausstattung der Biogasanlagen,
differenziert nach Leistungsklassen
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr
2015)
Abbildung 4-12: Kombinationsmöglichkeiten der Messgeräte zur Erfassung zu- und abgeführter Stoffströme an den Biogasanlagen
(Betreiberbefragung 2016, Bezugsjahr 2015)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
≤ 70
71 - 150
151 - 500
501 - 1000
> 1 000
Waage zur Registrierung von
Substratlieferung
Waage zur Dosierung von
Feststoffen
Durchflußzähler zur Erfassung
zugeführter Flüssigkeiten
Durchflußzähler zur Erfassung
abgeführter Flüssigkeiten
sonstiges
keine
0
5
10
15
20
25
keine
sonstiges
Waage (Feststoffe) + Durchflußzähler (abgeführte Flüssig.)
Waage (Feststoffe) + Durchflußzähler (zu- + abgefürhte Flüssig.)
Durchflußzähler (zu- + abgeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung) + Durchflußzähler (abgeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung) + Durchflußzähler (zu- + abgeführte Flüssig.)
Durchflußzähler (zugeführte Flüssig.)
Waage (Feststoffe) + Durchflußzähler (zu- + abgeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung) + Durchflußzähler (zugeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung)
Waage (Feststoffe) + Durchflußzähler (zugeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung + Feststoffe) + Durchflußzähler (zu- + abgeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung + Feststoffe) + Durchflußzähler (zugeführte Flüssig.)
Waage (Substratlieferung + Feststoffe)
Waage (Feststoffe)
relative Häufigkeit, %

41
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Zum prinzipiellen Vorhandensein der biogasmesstechnischen
Vorrichtungen machten insgesamt 247 Betreibende Angaben,
während 56 der Befragten keine explizite Rückmeldung hierzu
erteilten. Abbildung 4-13 liefert einen Überblick über die Art der
installierten Biogasmesstechnik. Demnach verfügt die Hälfte der
Anlagen (51 %) über Vorrichtungen zur Messung der Gasquali-
tät und der Gasmenge am BHKW. In 22 % und 17 % der Fälle er-
Die Erfassung des Eigenstrombedarfes erfolgt an den be-
fragten Anlagen auf unterschiedlichem Wege. 78 der Befrag-
ten machten hierzu keine Angaben. Unter Berücksichtigung der
möglichen Mehrfachnennungen ist die Verteilung der an den An-
lagen installierten Stromzähler Abbildung 4-14 zu entnehmen.
An der Mehrheit der Anlagen (72 %) wird der Eigenverbrauch
mithilfe eines Zählers zur gemeinsamen Erfassung des Eigenver-
Abbildung 4-14: Art der installierten
Stromzähler zur Erfassung des Eigen-
stromverbrauchs an den Biogasan-
lagen (Betreiberbefragung 2016,
Bezugsjahr 2015)
Abbildung 4-13: Installierte Bio-
gasmesstechnik (Betreiberbefra-
gung 2016, Bezugsjahr 2015)
folgt entweder die ausschließliche Messung der Gasqualität oder
der Gasmenge am BHKW. Zusätzliche Zähler zur Bestimmung
der Gasmenge zwischen der Gastrocknung und dem BHKW oder
aber Satelliten-BHKW sind nur an wenigen Anlagen (3 %) instal-
liert. Über die Kombination der drei genannten messtechnischen
Vorrichtungen verfügen lediglich 6 % der befragten Anlagen.
brauchs von BHKW und Biogasanlage erfasst. Parallel dazu wird
an 34 % der Standorte der Eigenstrombedarf separat bezogen
nur auf die jeweilige Gärstrecke registriert. Darüber hinaus sind
Zähler zur separaten Erfassung des Eigenverbrauchs des/der
BHKW ohne Berücksichtigung der jeweiligen Gärstrecke an ins-
gesamt 15 % der befragten Anlagen im Einsatz.
0
20
40
60
80
Eigenbedarf BHKW (ohne Gärstrecke)
Eigenbedarf BGA (Gärstrecke)
Eigenbedarf BHKW + BGA
relative Häufigkeit, %
n = 246
0%
20%
40%
60%
sonstiges
Messung Gasmenge zusätzl. Zähler
Messung Gasqualität & Gasmenge BHKW & Gasmenge
zusätzl. Zähler
Messung Gasmenge BHKW
Messung Gasqualität
Messung Gasqualität & Gasmenge BHKW
Anteil relativ, %
n = 247

42
Biogas-Messprogramm III
4.2.2.8 Repowering-Maßnahmen
In Abbildung 4-15 sind die in den Jahren 2011 bis 2015 durch-
geführten Repowering-Maßnahmen laut Befragung dargestellt.
Demnach wurde in erster Linie die Wärmenutzung ausgebaut
(25 %) sowie die BHKW-Leistung erhöht (19 %) – letzteres kor-
respondierte oft mit der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprä-
mie ab 2012. Zu den weiteren, häufiger erfolgten Effizienzstei-
4.2.3 Betriebsweise
Im Folgenden werden die Art der Prozessführung sowie die
Auslastung der Biogas-BHKW an den befragten Biogasanlagen
erläutert.
Abbildung 4-15: Umsetzung von Maß-
nahmen zur Anlagenerweiterung bzw.
zum Repowering in den Betriebsjahren
2011–2015, relative Häufigkeit (Mehr-
fachnennungen möglich), (Betreiber-
befragung 2016, Bezugsjahr 2015)
Abbildung 4-16: Art der Prozessfüh-
rung (Nass- bzw. Trockenfermentation)
der Biogasanlagen, differenziert nach
kontinuierlich bzw. diskontinuier-
lich betriebenen Anlagen (relative
Häufigkeit), (Betreiberbefragung 2016,
Bezugsjahr 2015)
gerungsmaßnahmen gehören der Ersatz bzw. Austausch alter
BHKW-Module (16 %), die Nachrüstung der Gärrestlager mit
Abdeckung und Gaserfassung (11 %) sowie die Vergrößerung
des Fermentationsvolumens (8 %). Überdies gaben 116 Be-
fragte an, zukünftig über das Jahr 2015 hinaus weitere Opti-
mierungsmaßnahmen geplant zu haben.
4.2.3.1 Prozessführung
Im Ergebnis der Betreiberbefragung wird bei 90 % der Anlagen,
welche vornehmlich mit landwirtschaftlichen Substraten wie
NawaRo und Gülle beschickt werden, das Verfahren der Nass-
fermentation angewandt, während die Trockenfermentation
bzw. Feststoffvergärung nur vereinzelt vorkommt. Lediglich ein
Betreiber gab an, seine Anlage diskontinuierlich (im Batchbe-
trieb) zu fahren (vgl. Abbildung 4-16).
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2011
2012
2013
2014
2015
JAHR DER DURCHFÜHRUNG
Substratänderung
Substrataufbereitung/-
aufschlussverfahren
Erhöhung Fermentationsvolumen
gasdichte Abdeckung Gärrestlager
Erhöhung BHKW-Leistung
Ersatz/ Austausch von Alt-BHKW
Rohgasleitung/Satelliten-BHKW
Ausbau der Wärmenutzung
Nachrüstung Wärmespeicher
Installation Biogasaufbereitung
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Nassfermentation
Trockenfermentation
Häufigkeit der Nennungen, [%]
Art der Prozessführung
kontinuierlich
diskontinuierlich
n = 566

43
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
4.2.3.2 Betriebsstunden
Zur Bestimmung der Auslastung der Biogas-BHKW wurden die
Betreibenden nach den Betriebsstunden der installierten BHKW
befragt. Die mittleren Betriebsstunden sind in Abbildung 4-17
und unter Berücksichtigung der Art des Anlagenbetriebes (kon-
tinuierlich („Grundlast“) versus flexibel betrieben (Start-Stopp-
Betrieb)) und der installierten elektrischen BHKW-Nennleistung
4.2.4
Energieproduktion und -nutzung
Nachfolgend sind der Umfang sowie die Art der externen Wär-
menutzung an den befragten Biogasanlagen dargestellt.
Abbildung 4-17: Mittlere Betriebsstun-
den grundlastfahrender vs. flexibel be-
triebener Biogasanlagen im Jahr 2015
in Abhängigkeit von der installierten
elektrischen BHKW-Nennleistung,
(Betreiberbefragung 2016)
Abbildung 4-18: Anteil extern genutz-
ter Wärme (nach Abzug des Eigenwär-
mebedarfs), differenziert nach Anzahl
der Nennungen (Betreiberbefragung
2016, Bezugsjahr 2015)
dargestellt. Im Grundlastbetrieb betragen die mittleren Betriebs-
stunden 7.847 h/a, während die Betriebsstunden der flexibel
fahrenden Biogasanlagen im Jahr 2015 im Durchschnitt bei
6.595 h/a liegen. Die Ergebnisse spiegeln nicht die Erwartung
wider, dass der höhere Grad an Professionalisierung zu geringe-
ren Ausfallzeiten und damit auch zu höheren Betriebsstunden
bei größeren Anlagen führen sollte.
4.2.4.1 Externe Wärmenutzung
Nach Abzug des Eigenwärmebedarfs der Biogasanlage wird die
verfügbare Wärmemenge des BHKW zu unterschiedlichen Antei-
len einer externen Nutzung zugeführt. In Mittel beträgt dieser An-
teil rund 55 %, am häufigsten werden Wärmenutzungsgrade von
51 bis 75 % genannt (vgl. Abbildung 4-18). Im nahezu vollem
Umfang wird die gesamte verfügbare Wärme durch 16 von ins-
gesamt 210 der befragten Anlagenbetreiber genutzt.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
71 - 150
151 - 500
501 - 1 000
> 1 000
Betriebsstunden, [h/a]
Leistungsklasse, [kW
el
]
Grundlast
flexibel betrieben
0
10
20
30
40
50
60
70
≤ 10 %
11 - 25 % 26 - 50 % 51 - 75%
76 - 90% 91 - 100 %
Anzahl der Nennungen, [n]
Anteil extern genutzter Wärme
0 % externe Wärmenutzung
100 % externe Wärmenutzung
n = 210

44
Biogas-Messprogramm III
4.2.4.2 Wärmenutzungsarten
In Abbildung 4-19 ist die Häufigkeitsverteilung unterschiedli-
cher Wärmesenken dargestellt, ohne dabei die mengenmäßige
Verteilung in Abhängigkeit von der Nutzungsart zu berücksich-
tigen (was eine Darstellung verschiedener Nutzungsoptionen
nebeneinander – sogenannte Mehrfachnennungen – ermög-
licht). Die verfügbare Wärme wird größtenteils für Trocknungs-
prozesse (an 41 % der Standorte), zur Beheizung und Warm-
wasserbereitung in Wohn- und Sozialgebäuden, Büros und
Abbildung 4-19: Art der Wärmenutz-
ung, absolute Anzahl der Nennungen
und relative Häufigkeit in % (Mehr-
fachnennungen möglich), (Betreiber-
befragung 2016, Bezugsjahr 2015)
Werkstätten (30 %, in der Abbildung als „Sozialgebäude“ zusam-
mengefasst) und zur Stallbeheizung (23 % der Standorte) ge-
nutzt. 55 % der Biogasanlagen versorgen über einen Nahwärme-
netzanschluss benachbarte Liegenschaften bzw. umliegende
Senken mit Wärme. Da die verschiedenen Senken über ausge-
prägte jahreszeitliche Schwankungen hinsichtlich des Wärmebe-
darfes verfügen, ergeben sich Limitierungen hinsichtlich der tat-
sächlich nutzbaren Wärmemenge.
8%
3%
4%
10%
23%
25%
30%
30%
41%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
sonstige Wärmenutzung
Gärtnerei/ Gewächshaus
öffentliche Gebäude
Gewerbe/ Industrie
Stallbeheizung
Fernwärme
Nahwärme
Sozialgebäude
Trocknungsprozesse
Anzahl der Nennungen, [n]

45
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
4.3 Kenndaten
Im Folgenden werden in Tabelle 4-1 bis 4-13 die wesentlichen
Eigenschaften aller im Messprogramm untersuchten Anlagen be-
züglich Einsatzstoffe, bauliche und verfahrenstechnische Konfi-
guration sowie Vergütungsregime für die erzeugte Energie dar-
gestellt. Die Übersicht kann als Ausgangspunkt dienen, um
einzelne Anlagen in den vergleichenden Darstellungen (Kapitel
6 und 6.5) zu identifizieren, die den Lesenden speziell interes-
sieren. Diese können anschließend in der detaillierten Anlagen-
beschreibung (Kapitel 15 der Onlinebroschüre) studiert werden.
Anlagennummer
BGA 01
BGA 02
BGA 03
BGA 04
BGA 05
Jahr der Inbetriebnahme
2007
2007
2009
2011
2001
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM
RG
SG
Pflanzliche Substrate
MS, GPS,
KG, ZR
MS, GPS,
KG, ZR
MS, GS,
GPS, KG
MS, GS,
GPS, KG
MS, ZR,
CCM
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
13.488
12.206
14.095
21.629
10.257
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
1
2
3
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
x
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
4.600
4.600
3.000
5.300
3.210
Prozesstemperatur
1. Stufe
43
45
35–43
43
40
2. Stufe
41
42
43
40
Organische Raumbelastung
Fermenter [kg
oTS
/(m³ d)]
2,5
2,2
2,2
1,9
1,7
Verweilzeit
im Fermentersystem [d]
124
138
78
89
114
im gasdichten System [d]
192
212
78
218
114
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
x
x
x
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
1
1
2
2
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
800
800
400
590
430
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
760
760
380
561
423
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-1: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 01 bis BGA 05

46
Biogas-Messprogramm III
Anlagennummer
BGA 06
BGA 07
BGA 08
BGA 09
BGA 10
Jahr der Inbetriebnahme
2007
2007
2011
2007
2011
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM
SG
RG, RM
RG, RM
Pflanzliche Substrate
MS, GS, ZR,
GPS
MS, GS,
ZR, KG
MS
MS, GPS,
KG
MS, KG,
GS
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
34.203
21.460
11.597
19.830
18.164
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
2
3
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
x
x
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
6.855
3.000
3.600
6.472
3.112
Prozesstemperatur
1. Stufe
43
41
40
42
43
2. Stufe
43
35
32–44
42
43
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
4,1
3,8
2,3
1,4
3,5
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
73
51
113
120
63
im gasdichten System
156
51
113
120
129
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
nicht gasdicht
x
x
gasdicht
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
5
1
2
2
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
2.770
265
504
562
600
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
1.787
545*
479
534
570
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
Direktvermarktung
x
x
x
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-2: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 06 bis BGA 10
* siehe Kapitel 15.6

47
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Anlagennummer
BGA 11
BGA 12
BGA 13
BGA 14
BGA 15
Jahr der Inbetriebnahme
2006
2007
2008
2003
2011
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RM
HTK, RM, PM
RG
RG, RM
RG, SG, SM
Pflanzliche Substrate
MS, GS, KG
MS, GS
MS, KG, GS
MS, GS,
KG, ZR
MS, KG, GS
Reststoffe
Weizenkleie
Kartoffeln
Substrateinsatz [t/a]
8.872
10.423
23.158
28.847
6.762
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
2
3
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
x
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
3.044
3.044
2.874
5.672
3.604
Prozesstemperatur
1. Stufe
44
44
44
27–33
40
2. Stufe
42
42
44
38
39
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
2,9
3,4
3,6
2,2
1,1
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
127
127
45
73
190
im gasdichten System
413
346
45
73
190
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
x
x
x
gasdicht
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
1
3
1
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
537
537
590
549
265
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
510
510
565
522
252
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
x
Direktvermarktung
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
Tabelle 4-3: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 11 bis BGA 15

48
Biogas-Messprogramm III
Anlagennummer
BGA 16
BGA 17
BGA 18
BGA 19
Jahr der Inbetriebnahme
2014
2010
2009
2009
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM
RG, RM
RG, RM, PM
RG, RM, PfM
Pflanzliche Substrate
GS
MS, GS,
ZR, GPS
MS
MS, GS,
KG, GPS
Reststoffe
Milchzuckerme-
lasse
Weizenkleie
Substrateinsatz [t/a]
36.795
8.884
21.479
19.503
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
3
3
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
9.805
2.458
5.547
5.500
Prozesstemperatur
1. Stufe
42
52–59
50
49
2. Stufe
50–58
49
49
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
3,1
2,9
4,3
2,0
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
54
101
59
103
im gasdichten System
104
101
272
246
Abdeckung Gärrestlager
offen
x (flüssig)
nicht gasdicht
x (fest)
x
gasdicht
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
2
2
4
3
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
740
575
1.550
750
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
703
546
1.140
713
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-4: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 16 bis BGA 19

49
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Anlagennummer
BGA 20
BGA 21
BGA 22
BGA 23
Jahr der Inbetriebnahme
2005
2008
2007
2006
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RM, RG
RM
RG, RM
Pflanzliche Substrate
MS, GS, GPS,
KG, ZR
MS, GS,
GPS, ZR
MS, GS, KG, GPS,
Zuckerhirse
MS, GS,
GPS, ZR
Reststoffe
Feuchtmais
Substrateinsatz [t/a]
11.151
20.627
7.751
55.618
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
2
4
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
4.072
4.072
2.212
6.346
Prozesstemperatur
1. Stufe
45
45
38–47
47–60
2. Stufe
43
44
38–47
47–55
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
2,5
3,3
3,1
4,9
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
133
72
104
42
im gasdichten System
189
213
156
74
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
x
gasdicht
x
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
x
separater Gasspeicher
x
BHKW
Anzahl Aggregate
2
3
2
7
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
1.000
1.350
384
2.584
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
660
1.283
365
2.455
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
x
Tabelle 4-5: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 20 bis BGA 23

50
Biogas-Messprogramm III
Anlagennummer
BGA 24
BGA 25
BGA 26
BGA 27
BGA 28
Jahr der Inbetriebnahme
2008
2004
2005
2005
2008
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM, PfM
HTK, RM
PM
RM
Pflanzliche Substrate
MS, GS,
KG, GPS
GS, MS, GPS
MS, GS,
GPS, CCM
Kleegras,
MS
MS, KG,
Kleegras
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
6.508
11.901
11.320
4.688
9.322
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
3
2
1
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
2.538
4.300
5.400
850
3.200
Prozesstemperatur
1. Stufe
45
41
49
43
42
2. Stufe
33
39
37
39
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
1,8
2,6
2,3
4,9
2,0
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
142
132
175
66
125
im gasdichten System
142
258
232
66
231
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
nicht gasdicht
x
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
Gärrestlager
x
x
separater Gasspeicher
x
x
BHKW
Anzahl Aggregate
1
3
2
1
2
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
355
750
800
240
440
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
195
713
760
228
418
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-6: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 24 bis BGA 28

51
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Anlagennummer
BGA 29
BGA 30
BGA 31
BGA 32
BGA 33
Jahr der Inbetriebnahme
2011
2004
2010
2010
2010
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
SG
RG
RM, HTK
RM, PfM
RG, RM
Pflanzliche Substrate
MS, GPS, KG
MS, GS, KG
Kleegras, MKS
KG, MS, GS
MS, GS,
GPS, KG
Reststoffe
Treber, Pülpe
Kartoffel-
schalen
Substrateinsatz [t/a]
7.284
6.810
6.388
21.355
11.753
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
x
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
2
2
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
Hydrolyse
geschlossen
x
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
960
4.200
2.400
8.900
2.800
Prozesstemperatur
1. Stufe
45
42
44
48–56
43
2. Stufe
44
42
44
54–57
43
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
3,3
1,6
2,6
1,6
2,3
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
48
225
137
170
87
im gasdichten System
123
225
309
310
208
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
x
x
x
gasdicht
x
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
1
2
5
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
250
536
795
1.025
400
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
238
509
440
974
380
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
Direktvermarktung
x
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-7: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 29 bis BGA 33

52
Biogas-Messprogramm III
Anlagennummer
BGA 34
BGA 35
BGA 36
BGA 37
BGA 38
Jahr der Inbetriebnahme
2013
2014
2007
2007
2007
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM
HTK, RG
HTK
Pflanzliche Substrate
MS
MS, GPS, ZR,
GS
MS, GPS,
MS, GS, ZR,
KG
MS
Reststoffe
Futterreste
Substrateinsatz [t/a]
6.148
39.746
11.305
31.766
17.334
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
Propfenstrom
x
x
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
1
2
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
1.770
6.750
2.500
6.300
3.850
Prozesstemperatur
1. Stufe
40–52
51
42
43/45
41
2. Stufe
22–41
40–48
-
41
40
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
17,2
4,3
3,6
4,3
3,8
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
105
62
81
72
81
im gasdichten System
105
141
226
118
81
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
x
x
x
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
0
2
3
2
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
75
0
697
1.768
973
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
71
697
1.711
1.180*
Biomethananlage
x
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
Direktvermarktung
x
x
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
Tabelle 4-8: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 34 bis BGA 38
* siehe Kapitel 15.37

53
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Anlagennummer
BGA 39
BGA 40
BGA 41
BGA 42
BGA 43
Jahr der Inbetriebnahme
2011
2007
2009
2007
2008
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, HTK
RG
RG, SG
RG
RG, RM
Pflanzliche Substrate
MS, GPS, GS
MS, GS, KG
MS, KG
MS, GS,
GPS, KG
MS, KG, GS
Reststoffe
Futterreste
Substrateinsatz [t/a]
14.910
23.597
26.299
34.409
23.949
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
3
2
3
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
x
x
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
3.030
3.969
7.089
5.600
7.295
Prozesstemperatur
1. Stufe
42
40
43
44
38–44
2. Stufe
43
40
44
41–44
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
3,2
2,6
2,2
1,6
1,4
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
74
61
36
61
98
im gasdichten System
199
61
148
96
111
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
x
nicht gasdicht
x
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
2
4
1
3
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
600
540
1.175
537
590
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
570
513
877
510
561
Biomethananlage
Externe Wärmenutzung
x
x
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-9: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 39 bis BGA 43

54
Biogas-Messprogramm III
Anlagennummer
BGA 44
BGA 45
BGA 46
BGA 47
BGA 48
Jahr der Inbetriebnahme
2009
2011
2016
2011
2011
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, SG, HTK,
PfM
RG
RG, RM
RG, SM, RM
RM, RG
Pflanzliche Substrate
MS, GS, KG
MS, GPS
MS, GS
GS
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
14.656
47.159
10.996
17.701
7.902
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
1
2
1
2
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
1.665
18.000
1.349
3.422
2.800
Prozesstemperatur
1. Stufe
44
49
41
43–49
39–45
2. Stufe
47
48
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
4,9
2,2
1,2
3,2
2,5
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
42
107
45
71
65
im gasdichten System
168
336
45
168
134
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
x
nicht gasdicht
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
x
BHKW
Anzahl Aggregate
2
0
1
1
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
540
0
75
637
250
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
420
71
605
238
Biomethananlage
x
Externe Wärmenutzung
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
x
x
Direktvermarktung
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
Tabelle 4-10: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 44 bis BGA 48

55
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Anlagennummer
BGA 49
BGA 50
BGA 51
BGA 52
BGA 53
Jahr der Inbetriebnahme
2012
2013
2006
2013
2011
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
HTK, RG, RM
RG, RM, PfM
RM
RG
Pflanzliche Substrate
MS, GS
MS, GS
MS, GS
GS, GPS
MS, GS,
GPS, ZR, KG
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
4.253
6.180
12.277
19.339
44.567
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
1
1
2
2
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
2.589
2.589
2.000
12.238
10.354
Prozesstemperatur
1. Stufe
42
42
47–53
36–40
47–53
2. Stufe
47–51
43–52
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
1,9
3,0
4,8
1,0
3,9
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
73
50
59
231
84
im gasdichten System
221
153
116
275
231
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
x
nicht gasdicht
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
1
2
3
0
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
75
75
1.100
1.650
0
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
71
71
527
615
Biomethananlage
x
Externe Wärmenutzung
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
Direktvermarktung
x
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x
x
Tabelle 4-11: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 49 bis BGA 53

56
Biogas-Messprogramm III
Tabelle 4-12: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 54 bis BGA 57
Anlagennummer
BGA 54
BGA 55
BGA 56
BGA 57
Jahr der Inbetriebnahme
2006
2005
2004
2016
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
RG, RM
SG
SG, RM
Pflanzliche Substrate
GPS, GS, MS,
ZR, KG
MS, GS,
GPS, MKS
MS, GPS, GS
Kleegrass, KG
Reststoffe
Gemüseabfälle
Substrateinsatz [t/a]
15.213
22.411
15.449
5.554
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
Propfenstrom
x
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
2
3
2
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
2.800
5.100
6.400
2.250
Prozesstemperatur
1. Stufe
43
46
48
44
2. Stufe
41
44
45
38
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
3,5
4,6
1,3
1,1
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
67
83
151
148
im gasdichten System
120
173
258
148
Abdeckung Gärrestlager
offen
x
nicht gasdicht
x
gasdicht
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
x
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
BHKW
Anzahl Aggregate
1
2
3
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
549
730
930
75
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
522
694
703
71
Biomethananlage
x
Externe Wärmenutzung
x
x
x
Vergütung
EEG-Festvergütung
x
x
Direktvermarktung
x
x
Flexibilisierung/Zubau BHKW
x

57
Ergebnisse der bundesweiten Betreiberbefragung,
Anlagenauswahl der evaluierten Biogasanlagen und deren Kenndaten
4
Tabelle 4-13: Überblick über wichtige Charakteristika der 61 BGA des BMP III – BGA 58 bis BGA 61
Anlagennummer
BGA 58
BGA 59
BGA 60
BGA 61
Jahr der Inbetriebnahme
2007
2016
2011
2011
Einsatzstoffe
Tierische Exkremente
HTK, RM
SG
RG, RM
RG
Pflanzliche Substrate
MS, GS,
GPS, MKS
MS, GPS, MKS
MS, GS, GPS
MS, GS, GPS
Reststoffe
Substrateinsatz [t/a]
11.026
6.896
9.170
35.914
Reaktorsystem
Rührkessel
x
x
x
x
Propfenstrom
Sonstige
Anzahl Prozessstufen
2
1
1
4
Vorgrube/Anmischbehälter
x
x
Hydrolyse
geschlossen
offen
Arbeitsvolumen gesamt
[m³]
5.400
850
2.500
10.266
Prozesstemperatur
1. Stufe
48
40
43
49–55
2. Stufe
35
48–53
Organische Raumbelastung
Fermenter
kg
oTS
/(m³ d)
2,2
1,9
2,7
3,7
Verweilzeit [d]
im Fermentersystem
179
45
100
87
im gasdichten System
238
146
267
233
Abdeckung Gärrestlager
offen
nicht gasdicht
gasdicht
x
x
x
x
Gasspeicherung
Gärbehälter
x
Gärrestlager
x
x
x
separater Gasspeicher
x
BHKW
Anzahl Aggregate
3
1
1
1
Installierte elektrische
Gesamtleistung [kW
el
]
1.701
75
400
100
Höchstbemessungsleistung [kW
el
]
750