Im direkten Vergleich mit fossilem Erdgas ist das erneuerbares Methan aufgrund des im Verhältnis aufwendigen Herstellungsprozesses und der viel geringeren Mengen teurer. Für die Vermarktung des Produktes muss entweder ein Markt für das erneuerbare Produkt vorhanden sein, auf dem die Bereitschaft besteht, mehr für erneuerbares Methan zu bezahlen, oder es muss eine zusätzliche Vergütung für die Nutzung von erneuerbarem Methan geben. Im Projekt Pilot-SBG soll ein Kraftstoff zu erzeugt werden, welcher es ermöglicht, für die eingesparten Emissionen im Verkehr eine zusätzliche Erlöskomponente zu generieren. Durch diese Erlöse aus der Treibhausgasminderungsquote können die Mehrkosten für das erneuerbare Methan ausgeglichen werden. Weiterführende Informationen enthalten die Fokushefte „Beispielkonzept zur Bereitstellung von erneuerbarem LNG“ und "Marktanalyse und Treibhausgasquote für erneuerbares Methan im Verkehr".

Das in der ersten Projektphase bilanzierte Beispielkonzept hat eine Bereistellungskapazität für 21,6 MW erneuerbares LNG sowie Düngemittel mit einem Energiegehalt von 13,7 MW. Dafür werden Reststoffbiomasse und Wasserstoff mit einem Energiegehalt von 7,8 MW sowie insgesamt 1,9 MW Strom sowie 2,0 MW Wärme benötigt. Der Wärmebedarf besteht ausschließlich für die hydrothermale Vorbehandlung dank umfangreicher Wärmerückgewinnung für die sonstigen Prozessschritte. Außerdem entstehen aus der hydrothermalen Vorbehandlung und der katalytischen Methanisierung noch 2,3 MW nutzbare Abwärme. Prozessschritte wie die katalytische Methanisierung weisen somit eine positive Energiebilanz auf. Die hydrothermale Vorbehandlung soll einen schnelleren Abbau der Biomasse in der anschließenden Fermentation ermöglichen, wodurch bis zu 30 % kleinere Fermenter benötigt werden. Inwiefern sich dieser Prozessschritt als insgesamt vorteilhaft bewerten lässt ist Bestandteil der Untersuchungen im Vorhaben Pilot-SBG. Die mehrstufige Gärrestaufbereitung soll einerseits das Volumen erforderlicher Gärrestlager verringern und die Rezirkulation des Prozesswassers ermöglichen. Andererseits wird das Potenzial vermarktbarer Nebenprodukte aus dem Gärrest genauer betrachtet.

Bei der Entscheidung zwischen katalytischer Methanisierung und CO₂-Abscheidung für die Aufbereitung von Biogas sind mehrere Aspekte zu berücksichtigen. Die katalytische Methanisierung ist ein Prozess, bei dem Wasserstoff mit dem im Biogas enthaltenen CO₂ an einem Katalysator zu Methan reagiert. Dieser Prozess ist insbesondere für größere Anlagen (>100 MW) geeignet und bietet die Vorteile, dass sie eine Erhöhung der Methankonzentration und die Nutzung von CO₂ als Ressource ermöglicht. Die katalytische Methanisierung ist eine effiziente Methode, um die eingespeiste Gasmenge zu erhöhen. Zudem kann sie zur indirekten Speicherung von überschüssigem, erneuerbarem Strom dienen. 

Im Gegensatz dazu ist die CO₂-Abscheidung eine etablierte Technologie, die darauf abzielt das CO₂ aus dem Biogas zu entfernen, um die Methankonzentration zu steigern. Obgleich die stoffliche Nutzung von CO₂ weit verbreitet ist, findet sie bisher nach der Abscheidung von Biogas nur selten Anwendung, sodass nur selten ein zusätzlicher Erlös generiert werden kann. 

Die Entscheidung zwischen beiden Methoden sollte auf einer gründlichen Analyse basieren, welche die Anlagengröße, die Investitions- und Betriebskosten sowie die Verfügbarkeit von Wasserstoff berücksichtigt. Während die katalytische Methanisierung eine fortschrittliche Option für größere Anlagen darstellt, bleibt die CO₂-Abscheidung eine zuverlässige Wahl für Standardanwendungen, insbesondere wenn keine zusätzlichen Wasserstoffquellen verfügbar sind. Die Entscheidung hängt letztlich von den standortspezifischen Gegebenheiten der jeweiligen Biogasanlage und den Entwicklungen der regulatorischen Rahmenbedingungen und damit der Märkte für CO₂, erneuerbares Methan und grünen Wasserstoff insgesamt ab.  

Mehr Informationen zum Vergleich der direkten Biogasmethanisierung und der CO₂-Abscheidung sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden.

Die verschiedenen Leitstudien zur Klimaneutralität in Deutschland (u.a. von Agora Energiewende, BDI oder BMWK) zeigen, dass wir zukünftig große Mengen an erneuerbarem Wasserstoff und erneuerbarem Methan für die stoffliche und energetische Nutzung benötigen. Es geht also nicht um "entweder Wasserstoff oder Methan". Vielmehr brauchen wir beide Stoffe gleichermaßen.

Perspektivische Anwendungsfelder für Wasserstoff sind in der Energieversorgung als Energiespeicher, im Verkehr für den Einsatz in Brennstoffzellenfahrzeugen, in der chemischen Industrie als Ausgangsstoff für verschiedene chemische Produkte, in der Stahlindustrie für die Direktreduktion von Eisenerzen zur Herstellung von kohlenstoffarmem Stahl oder in der industriellen Wärmeversorgung zur Bereitstellung von Hochtemperaturwärme. Gleichzeitig gibt es auch zukünftig Anwendungsfelder, die für eine direkte Nutzung von Wasserstoff nicht geeignet sind. Die im Vergleich zu allen anderen flüssigen und gasförmigen Energieträgern deutlich geringere volumetrische Energiedichte stellt insbesondere eine Herausforderung für die Transport- und Speicherbarkeit von Wasserstoff dar. In diesen Fällen ist es sinnvoll, Wasserstoff über verschiedene Syntheseprozesse weiter zu verarbeiten und in einen für die jeweilige Anwendung besser geeigneten Stoff umzuwandeln. Methan kann eines dieser Folgeprodukte sein.

Methan und sein fossiles Pendant Erdgas werden heute vor allem in der Wärmeversorgung, in der Chemie als Ausgangsstoff für verschiedene technische Synthesen und auch im Verkehr als alternative Kraftstoffoption eingesetzt. Während Methan in der Wärmeversorgung perspektivisch an Bedeutung verlieren wird, wird der Bedarf in anderen Anwendungen steigen. So hat in den letzten Jahren die Zahl der Schiffe mit LNG-Antrieb (LNG: Liquefied Natural Gas) zugenommen - auch vor dem Hintergrund, dass diese Antriebe perspektivisch mit erneuerbarem Methan betrieben werden können. Die Methanisierung des im Biogas gebundenen Kohlendioxids mit erneuerbarem Wasserstoff stellt dabei eine Möglichkeit dar, die Produktionsmengen von erneuerbarem Methan zukünftig zu erhöhen.

Weitere Informationen im Fokusheft "Infrastruktur für erneuerbares Methan im Verkehr".

Das mit dem Pilot-SBG-Verfahren produzierte Gas hat einen Methangehalt von über 96 mol-%. Es erfüllt die technischen Anforderungen an die Gasbeschaffenheit (DVGW G 262) und die Einspeisung in das öffentliche Gasnetz (DVGW G 260). In Abstimmung mit dem zuständigen Netzbetreiber sind Brennwert, Wobbe-Index und Odorierung am Einspeisepunkt einzustellen.

Durch die Einbindung in die Infrastruktur des DBFZ-Forschungscampus bezieht die Pilotanlage den Wasserstoff aus dem hausinternen Gasnetz. Dieses wird durch gelieferte Flaschenbündel gespeist. Neben dem Betrieb der Pilotanlage ist die Entwicklung und Bewertung von beispielhaften Konzepten im kommerziellen Maßstab wesentlicher Bestandteil des Projekts Pilot-SBG. Hierfür werden Massen- und Energiebilanzen verwendet, die auf belastbaren Daten aus dem Forschungsbetrieb der Pilotanlage basieren. Innerhalb der Konzeptbewertung wird, anders als in der Pilotanlage, die Installation einer Wasserstoffelektrolyse berücksichtigt. Die übergeordnete Annahme ist, dass diese vollständig mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrieben werden kann.

Die katalytische Methanisierung von Kohlenstoffdioxid (CO₂) mit Wasserstoff (H₂) funktioniert nicht nur mit reinem CO₂, sondern auch mit aufgereinigtem Biogas sehr gut. Da das Zielprodukt der Anlage Methan (CH₄) ist und CO₂ auch im Biogas zu Methan umgesetzt werden kann, ist die Abtrennung des CO₂ aus dem Biogas nicht notwendig. Mehrere Studien konnten bereits in Maßstäben vom Labormaßstab bis zu einer Größe von 22 m³/h(STP) Biomethanproduktion nachweisen, dass die katalytische CO₂ Methanisierung auch direkt mit Biogas funktioniert. Daher kann der Prozessschritt der CO₂-Abscheidung vor einer katalytischen Methanisierung entfallen. Nicht zuletzt würde dieser auch mit zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten sowie THG-Emissionen einhergehen.

Mehr Informationen zum Vergleich der direkten Biogasmethanisierung und der CO₂-Abscheidung (ohne Methanisierung) sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden. Mehr Informationen zum Vergleich der direkten Biogasmethanisierung und der CO₂-Abscheidung (ohne Methanisierung) sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden.

Calbry-Muzyka, A. S., & Schildhauer, T. J. (2020). Direct methanation of biogas—technical challenges and recent progress. Frontiers in Energy Research, 8, 570887. 
Moioli, E., Senn, P., Østrup, S., & Hütter, C. (2024). Results from the operation of an efficient and flexible large-scale biogas methanation system. Energy Advances, 3(1), 131-142. 

Sowohl die katalytische als auch die biologische Methanisierung sind sehr gut geeignet, um Kohlenstoffdioxid (CO₂) in Methan umzuwandeln. Die Entscheidung für eine der beiden Technologien sollte unter anderem auf Grundlage der folgender Fragen getroffen werden: Wieviel Platz steht am Aufstellort zur Verfügung? Wie groß ist der zu erwartende Biogasstrom? Welche Expertise besitzen die Personen, die den Prozess betreuen werden? Wie soll die Abwärme aus der Methanisierung genutzt werden? In Pilot-SBG fiel die Entscheidung zugunsten der katalytischen Methanisierung, da wir einen vergleichsweise hohen Volumenstrom an Biogas erwarten und die Pilotanlage als Forschungsplattform für die Entwicklung kommerzieller Anlagenkonzepte dienen soll. In größeren Maßstäben steht mehr Biogas für die Methanisierung zur Verfügung. Dementsprechend wird auch ein hoher Volumenstrom an Wasserstoff (H₂) im Reaktor benötigt. Bei der biologischen Methanisierung ist der Eintrag von gasförmigem H₂ in die wässrige Phase ein limitierender Faktor, so dass die Reaktoren für die biologische Methanisierung entsprechend größer oder mit komplizierteren Reaktorbauformen ausgelegt werden müssen. Bei der katalytischen Methanisierung kann der Reaktor vergleichsweise klein gehalten werden. Nicht zuletzt kann das DBFZ-Team auf langjährige Erfahrungen im Bereich der katalytischen Methaniserung aufbauen. Der bei der katalytischen Methanisierung vergleichsweise größere Abwärmestrom kann innerhalb von Bioraffineriekonzepten in anderen Prozessen genutzt werden. Beispielsweise könnte die Abwärme der Methanisierung zur Beheizung der Fermenter der anaeroben Vergärung genutzt werden. Weitere Informationen zum Vergleich von katalytischer und biologischer Methanisierung sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden.

Regeneratives LNG gilt als vielversprechende Option im Schwerlast- und Schiffsverkehr, um Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Derzeit liegt der Fokus noch auf fossilem LNG, dessen Absatz in den letzten Jahren sprunghaft angestiegen ist. Mittlerweile erreicht auch regenerativen LNGs den Markt. Mit dem verstärkten Einsatz von (regenerativem) LNG können jedoch auch die Emissionen von Methan als besonders schädlichem Klimagas entlang der LNG-Versorgungskette von der Produktion bis zur Nutzung steigen. Regeneratives Methan kann als Energieträger zur Minderung anthropogener THG-Emissionen beitragen, wenn einerseits bei der Produktion fortschrittliche regenerative Ressourcen wie erneuerbarer Strom, Kohlendioxid sowie biogene Rest- und Abfallstoffe eingesetzt werden und andererseits möglichst keine oder nur geringe Mengen des erzeugten Methans, z.B. durch Leckagen, in die Atmosphäre entweichen. Entlang der LNG-Distributionskette müssen viele verschiedene Umweltanforderungen erfüllt werden, um die Methanemissionen zu begrenzen, sei es durch technische Maßnahmen wie Fackeln oder Druckspeicher oder durch organisatorische Maßnahmen wie Betankungsstrategien. Grundlegende Erfahrungen im Umgang mit LNG als Kraftstoff, insbesondere zur Vermeidung von Methanemissionen, müssen jedoch erst noch gesammelt werden.

Aus einer perspektivisch stärkeren Nutzung von regenerativem LNG als Kraftstoff resultiert entsprechender Forschungsbedarf, um die tatsächlichen Methanemissionen entlang der gesamten Lieferkette von regenerativem LNG besser lokalisieren und quantifizieren und so zielgerichtete Gegenmaßnahmen ergreifen zu können. Auf dem bereits sehr guten Kenntnisstand und den Lernerfahrungen im Bereich der Emissionen aus der biomassebasierten Methanproduktion kann dabei aufgebaut werden. Für alle anderen Teilbereiche (Verflüssigung, Transport, Verteilung) bis hin zur Nutzung im Fahrzeug selbst liegen derzeit nur begrenzt valide Informationen vor.

Weitere Informationen im Fokusheft "Infrastruktur für erneuerbares Methan im Verkehr"

Auch in der Pilotanlage sind diffuse Methanemissionen nicht auszuschließen. Im Normalbetrieb wird diesen durch die Verwendung einer thermischen Nachverbrennung begegnet. Dabei werden Fehlchargen und weitere Spülgase sicher verbrannt. Eventuelles Ausgasen von Zwischenprodukten und Gärresten wird durch die deren Lagerung in einer Kühlzelle entgegengewirkt. Dadurch werden die Abbauprozesse der Mikroorganismen gehemmt. Auch wenn dadurch die Methanemission dieser Medien stark verringert werden, sind sie nicht vollumfänglich auszuschließen. Die Anlagentechnik ist "technisch dicht" ausgeführt, welches per Definition kein Austritt von Gasen zulässt. Bei Wartungsarbeiten und Reparaturen können Leitungen und Behälter gezielt gespült werden, sodass die methanenthaltende Gase über die thermische Nachverbrennung sicher verbrannt werden können. Bei Havarien ist eine Methanemission nicht zu verhindern. Wartungs- und Instandhaltungsprozesse beugen diesem Risiko jedoch aktiv vor.

Biogenes CO₂ – also Kohlendioxid, das aus biologischen Quellen stammt – kann vielfältig genutzt werden. Im Folgenden werden einige Anwendungsbereiche vorgestellt:

Biogenes CO₂ wird in der Lebensmittelindustrie für die Karbonisierung von Getränken wie Softdrinks und Bier verwendet. In Gewächshäusern kann es zur Förderung des Pflanzenwachstums eingesetzt werden, da es ein wichtiger Bestandteil der Photosynthese ist. Die Pharmaindustrie nutzt biogenes CO₂ für verschiedene Prozesse und Produkte, da es sich durch seine hohe Reinheit auszeichnet. Des Weiteren kann biogenes CO₂ fossiles CO₂ ersetzten, z. Bsp. In der Chemieindustrie bei der Produktion kohlenstoffbasierter Chemikalien.

Pyrolyse und hydrothermale Prozesse sind in der Tat verwandte Verfahren mit ähnlichen Einsatzszenarien – beide wandeln Biomasse thermochemisch unter Ausschluss von Luft um. Der prinzipielle Unterschied von hydrothermalen Prozessen liegt darin, dass sie Wasser als Lösungs- und Reaktionsmedium nutzen, was eine energie- und kostenintensive Trocknung vermeidet. Diese ist zur Vorbehandlung der Substrate für die anaerobe Vergärung auch nicht sinnvoll, da die Vergärung wiederum feucht stattfindet. Nach der Carbonisierung der Gärreste ist die Pyrolyse der Hydrokohle zur Stabilisierung des Kohlenstoffs Gegenstand der Forschung des Projekts.

Das Anlagenkonzept besteht aus vier maßgeblichen Prozessschritten. Die damit verbundenen einzelnen Technologiekomponenten befinden sich auf unterschiedlichen technologischen Entwicklungsstufen (Technology Readiness Level, TRL ). Während der Entwicklungsstand der Einzeltechnologien zum Teil sehr weit fortgeschritten ist, ist die Verknüpfung dieser Prozesse unter Berücksichtigung der eingesetzten, sehr anspruchsvollen, Substrate wenig bis gar nicht erprobt. Der innovative Ansatz des Konzeptes ist die geschlossene Darstellung der Gesamtkette und damit die Möglichkeit, Prozessparameter zu optimieren, Produktzusammensetzungen zu steuern sowie Stoff- und Energieströme unter ökonomischen und ökologischen Aspekten zu verbessern sowie die Produktpalette zu erweitern.

Die Hauptprozessschritte sind:

[1] rohstoffspezifische Vorbereitung inklusive Ultraschalldesintegration (TRL 5-7),

[2] hydrothermale Vor- und Nachbehandlung des Biomassegemisches (TRL 5-8),

[3] anaerobe Vergärung der vorbehandelten Biomasse zu Biogas (TRL 8-9),

[4] die Methanisierung des Biogases (TRL 8-9) unter Einbindung von Wasserstoff sowie

[5] die Separation/Fraktionierung der Gärreste zu Nebenprodukten (TRL 4-9).