Wir sprachen mit Simon Magerl, Portfolio Management, bmp greengras GmbH, München, über die Chancen von Biomethan.

Für Biogaserzeuger könnte die Biomethanproduktion nach Ablauf der 20-jährigen EEG-Vergütung eine Alternative zur Stromerzeugung sein. Welche Vermarktungswege gibt es für das Gas?

Magerl: Es gibt diverse Möglichkeiten, wobei jeder Anlagenbetreiber gemeinsam mit dem Händler den optimalen Weg für sich finden muss. So ist zum Beispiel der Wärmeverkauf ein Zukunftsmarkt, weil auch der Gesetzgeber den Einsatz erneuerbarer Energien im Wärmemarkt fordert und fördert. Auch die Industrie ist auf der Suche nach klimafreundlichen Alternativen zu Öl und Erdgas. Außerdem kann das Biomethan herkömmliche Kraftstoffe im Verkehrssektor ersetzen und so dabei helfen, den Ausstoß von Treibhausgasen zu reduzieren.

Kann ich die Biogasanlage mit dem Verkauf von Biomethan weiterhin wirtschaftlich betreiben und welche Absatzmärkte für das Gas sind am lukrativsten?

Magerl: In der Regel kann man das. Hierbei muss man aber die gesamte Wertschöpfungskette betrachten. Aktuell sieht es aufgrund der Gesetzeslage mit der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (Renewable-Energy-Directive, RED II) so aus, als sei der Kraftstoffmarkt dabei der lukrativste. Die Erlöse sind aber auch abhängig vom jeweiligen Substrateinsatz. So ist Biomethan aus Gülle zum Beispiel im Kraftstoffmarkt mehr wert als aus Energiemais.

Woran liegt das?

Magerl: Je niedriger die Treibhausgas-Emissionen eines Rohstoffs sind, desto besser sind die Vermarktungsmöglichkeiten und die Vergütung. Gülle und Klärschlamm, Abfall- und Reststoffe sind hier besonders gut geeignet – vor allem dann, wenn es sich um regionale Erzeugnisse handelt.

Worauf sollten Anlagenbetreiber mit Blick auf das Substrat noch achten?

Magerl: Wer seine Anlage zertifizieren lässt, sichert sich mittel- und langfristig Vorteile. So haben zum Beispiel nur diejenigen Anlagenbetreiber Zugang zum Kraftstoffmarkt, die nach REDcert oder ISCC zertifiziert sind und damit die Nachhaltigkeit der Lieferkette nachweisen können. Es ist absehbar, dass auch Abnehmer von Strom und Wärme künftig darauf achten, woher das Biomethan kommt und welche Emissionen dahinterstecken.

Bislang galten ausschließlich Abfallbiogasanlagen als interessant für den Kraftstoffmarkt, Nawaro-Anlagen haben dagegen Gas für die Stromerzeugung verkauft. Inwieweit könnte sich das jetzt ändern?

Magerl: Die Vergärung von Rest- und Abfallstoffen wird aufgrund der niedrigeren Treibhausgas-Emissionen im Kraftstoffmarkt voraussichtlich auch weiterhin interessanter sein als der Einsatz von Energiepflanzen. Deswegen könnten Betreiber über eine Umstellung nachdenken, was aber nicht immer möglich ist. Das bedeutet für sie aber nicht, dass sie ihr Biomethan nicht mehr vermarkten können. Zum einen läuft die EEG-Vergütung je nach Inbetriebnahmejahr der Biogasanlage noch mehrere Jahre. Zum anderen werden Energiepflanzen immer eine Rolle spielen.

Im Raum Trier gibt es ein Verbundprojekt, bei dem über 40 Einzelanlagen Gas zu einer gemeinsamen Aufbereitung leiten. Ist das ein Modell für kleinere Anlagen?

Magerl: Kleine, alleinstehende Anlagen haben ja oft kaum Chancen, ihr Gas abzusetzen. Bei einem Projekt dieser Größenordnung sieht das anders aus. Es ist aber kein „Selbstläufer“, es müssen viele Dinge beachtet und gesteuert werden: Wie weit sind die Anlagen voneinander entfernt, nutzen sie verschiedene Substrate, wie steht das Investment der Refinanzierung gegenüber? Wenn das geklärt und die Zusammenarbeit möglich ist, ist ein Verbundprojekt sehr interessant und durchaus sinnvoll.