Im direkten Vergleich mit fossilem Erdgas ist das erzeugte Methan aufgrund des im Verhältnis aufwendigen Herstellungsprozesses und der viel geringeren Mengen teurer. Für die Vermarktung des Produktes muss entweder ein Premiummarkt 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 Falle des Projekts Pilot-SBG ist es unser Bestreben, einen Kraftstoff zu erzeugen, 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 finden Sie im Fokusheft „Beispielkonzept zur Bereitstellung von erneuerbarem LNG“. 

Zur Bewertung der energetischen, ökologischen und ökonomischen Effizienz der Pilotanlage wurde ein Beispielkonzept der Anlage im kommerziellen Maßstab berechnet. Alle Ergebnisse dieser Bewertung können im Fokusheft "Beispielkonzept zur Bereitstellung von erneuerbarem LNG aus biogenen Rest- und Abfallstoffen und erneuerbarem Wasserstoff im kommerziellen Maßstab" nachgeschlagen werden. Dabei wird auch das Verhältnis des Energieverbrauchs der zusätzlichen Prozessschritte zu den Mehrerträgen aufgezeigt, wodurch eine umfassende Beurteilung der Effizienz der Pilotanlage möglich ist.

Die Energiebilanz der Pilotanlage ist in den Abbildungen 5 und 6 des Fokusheftes detailliert dargestellt. Daraus geht hervor, dass insgesamt 1,9 MW Strom in die Anlage fließen und dank umfangreicher Wärmerückgewinnung nur in der hydrothermalen Vorbehandlung 2,0 MW Wärme benötigt werden. Zusätzlich wird die Anlage mit Reststoffbiomasse und H₂ mit einem Energiegehalt von 7,8 MW versorgt. Die Pilotanlage produziert LNG mit einem Energiegehalt von 21,6 MW und Düngemittel mit einem Energiegehalt von 13,7 MW. 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 hat zwar einen hohen Wärmebedarf, bietet jedoch keinen Vorteil bezüglich des Methanmehrertrags. Sie ermöglicht aber einen schnelleren Abbau der Biomasse in der anschließenden Fermentation, wodurch bis zu 30 % kleinere Fermenter benötigt werden. Der Prozess bietet in diesem Sinne keinen energetischen Mehrwert, könnte jedoch bei fortschreitendem kommerziellen Reifegrad ökonomische Vorteile bringen. Ähnlich verhält es sich bei der Gärrestaufbereitung und Substratvorbereitung. Die Zerkleinerung in der Vorbereitung zielt darauf ab, das Substrat pumpfähig zu machen. Die Gärrestaufbereitung hat den Vorteil, dass der Gärrest, der sonst mehrere Monate gelagert werden müsste, eine deutliche Volumenverringerung erfährt und ein Teil des Prozesswassers intern rezirkuliert werden kann, wodurch der externe Prozesswasserbedarf erheblich reduziert wird.

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 spezifischen Bedürfnissen und Zielen der jeweiligen Biogasanlage 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.

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. Auf diese Weise wird ein gesamter Prozessschritt, nämlich die CO₂-Abscheidung, eingespart, der mit zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten und auch THG-Emissionen einhergehen würde, wenn das CO₂ erst nach der Abtrennung methanisiert werden soll. 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. 

Die Methanisierungsreaktion ist eine Gleichgewichtsreaktion, die maßgeblich durch die Betriebsparameter Druck und Temperatur beeinflusst wird. Um eine hohe Methanausbeute zu erreichen, sollte bei möglichst niedrigen Temperaturen und hohen Drücken gearbeitet werden. Da die Reaktion jedoch wegen des stabilen CO2-Moleküls kinetisch limitiert ist und somit zum Start der Reaktion eine bestimmte Aktivierungsenergie in Form von Wärme benötigt wird, sind die theoretisch erreichbaren (hohen) Umsätze bei zu geringen Temperaturen im Reaktor nicht realisierbar. Um bei möglichst niedrigen Temperaturen arbeiten zu können, wurden in Vorversuchen sieben verschiedene Katalysatoren für die Pilotanlage untersucht, die bei unterschiedlichen Temperaturen ihre höchste Aktivität zeigen. Für die Forschung an der Pilotanlage wurden die zwei besten Katalysatoren ausgewählt, die schon bei niedrigeren Temperaturen gut funktionieren. Eine Möglichkeit zur Regulierung der Temperatur im Reaktor ist eine Rezirkulation des Produktgases. Wird neben den beiden Reaktanden CO2 und H2 auch ein Teil des Produktgases, das hauptsächlich aus CH4 besteht, in den Reaktor rezirkuliert, verteilt sich die bei der exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionswärme besser im Reaktor. So können Hotspots im Reaktor reduziert werden, die zu verminderten Umsätzen und der Alterung des Katalysators führen würden. Da auch hohe Drücke das thermodynamische Gleichgewicht der Methanisierungsreaktion positiv beeinflussen, kann an der Pilotanlage bei bis zu 25 bar im Methanisierungsreaktor gearbeitet werden.

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.

Sowohl die katalytische als auch die biologische Methanisierung eignen sich sehr gut, um Kohlenstoffdioxid (CO₂) in Methan umzuwandeln. Für welche der beiden Technologien man sich entscheidet, sollte unter anderem anhand folgender Fragen entschieden werde: Wie groß ist der verfügbare Platz am Aufstellort? 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? Im Fall der Pilotanlage ist die Entscheidung zugunsten der katalytischen Methanisierung gefallen, da wir einen vergleichsweise hohen Volumenstrom an Biogas erwarten und die Pilotanlage als Forschungsplattform für die Entwicklung eines kommerziellen Anlagenkonzeptes verstehen. 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, der dazu führt, dass die Reaktoren für die biologische Methanisierung größer oder höher gebaut oder kompliziertere Reaktorbauformen verwendet werden müssen. Für die katalytische Methanisierung kann der Reaktor im Vergleich jedoch trotzdem klein gehalten werden. Ein weiterer wichtiger Punkt ist die Expertise unserer Kollegen und Kolleginnen, die schon auf einen breiten Erfahrungsschatz zu Methanisierungsprozessen zurückblicken können. Auch der größere Abwärmestrom, der bei einer katalytischen Methanisierung im Vergleich zu einer biologischen Methanisierung anfällt, kann innerhalb des Bioraffinerie-Konzeptes der Pilotanlage in anderen Prozessen genutzt werden. Beispielsweise könnten mit der Abwärme der Methanisierung die Fermenter der anaeroben Vergärung beheizt werden. Tiefer gehende Informationen zum Vergleich von katalytischer und biologischer Methanisierung sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden.

Für die katalytische Methanisierung werden in den meisten Fällen Trägerkatalysatoren eingesetzt, die aus einem aktiven Metall auf einem Trägermaterial bestehen. Als aktive Metalle kommen vor allem Übergangsmetalle der Nebengruppen 8-10 infrage, nämlich Fe, Co, Ni, Ru, Rh und Pd. Da Edelmetalle (Ru, Rh und Pd) sehr teuer sind, werden diese selten kommerziell eingesetzt. Den besten Kompromiss aus Preis, Methanisierungsaktivität und Methanselektivität bietet Ni, das aus diesem Grund häufig Anwendung als Methanisierungkatalysator findet. Das Trägermaterial, auf das das aktive Metall in speziellen Herstellungsschritten aufgebracht wird, führt zu einer guten Verteilung (Dispersion) des aktiven Metalls auf der Oberfläche, sodass an der Grenzfläche zwischen Metall und Trägermaterial die Methanisierungsreaktion stattfinden kann. Das Trägermaterial ist in den meisten Fällen ein Oxid, beispielsweise Al₂O₃, SiO₂, TiO₂ oder CeO₂. Einige weiterführende Informationen zu Methanisierungskatalysatoren sind in dem Fokusheft „Methanisierung - Bereitstellung von erneuerbarem Methan aus Biogas und Wasserstoff“ zu finden. In der Pilotanlage werden Katalysatoren mit Ni oder Ru auf Al₂O3 oder CeO₂ untersucht. Da bei der Arbeit mit Biogas Katalysatorgifte wie H₂S in den Reaktor gelangen könnten, besteht hierbei ein weiteres Forschungsgebiet darin, den Katalysator durch die geeignete Auswahl an Aktivkomponente und Trägermaterial möglichst schwefelresistent zu gestalten.

Als Grundlage für diese Arbeiten wurde im Laufe des Projektes ein Übersichtsartikel zu Methanisierungskatalysatoren für die direkte Biogasmethanisierung verfasst: Nieß, S., Armbruster, U., Dietrich, S., & Klemm, M. (2022). Recent advances in catalysis for methanation of CO2 from biogas. Catalysts, 12(4), 374. 

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 erreichen auch erste Mengen regenerativen LNGs den Markt. Mit dem verstärkten Einsatz von (regenerativem) LNG steigen jedoch gleichzeitig die besonders klimaschädlichen Methanemissionen entlang der LNG-Versorgungskette von der Produktion bis zur Nutzung. 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.

Bei einer perspektivisch stärkeren Nutzung von regenerativem LNG als Kraftstoff sehen wir noch deutlichen Forschungsbedarf, um die Quantität und Qualität der tatsächlichen Methanemissionen entlang der gesamten Lieferkette von regenerativem LNG besser abschätzen und ggf. konkrete Gegenmaßnahmen ergreifen zu können. Denn nur die Emissionen aus der biomassebasierten Herstellung können heute schon gut quantifiziert werden. Für alle anderen Teilbereiche (Verflüssigung, Transport, Verteilung) bis hin zur Nutzung im Fahrzeug selbst liegen nur begrenzt valide Informationen 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.

Bioabfall/Grüngut-Anlagen

Diese Frage ist schwer zu beantworten, zum Einen da abhängig von der Zusammensetzung und Struktur der Bioabfall meist entweder in die Kompostierung oder die Vergärung geht und zum Anderen weil es zwei Perspektiven der Bewertung/Betrachtung gibt, die Humusreproduktionsleitung und die Nährstoffzufuhr. Bei der Kompostierung von Bioabfällen wird sowohl Frisch- als auch Fertigkompost erzeugt. Bei der Vergärung entstehen Gärreste, die zum Teil in flüssige und feste Gärrest separiert werden.  Diese Produkte müssen, wenn sie in der Landwirtschaft Anwendung finden sollen, die Anforderungen der Bioabfall- und der Düngemittelverordnung einhalten. Diese Produkte haben unterschiedliche Anwendungsziele. Währen Frischkompost noch

relativ viele leicht abbaubare Bestandteile (Nährhumus) enthält und überwiegend zur Düngung eingesetzt wird dient Fertigkompost aufgrund des relativ hohen Anteils schwerabbaubarer Verbindungen eher der Humusreproduktion. Ähnliches gilt für feste Gärreste, wenn sie einer (häufig angewendeten) Nachrotte unterzogen werden. Flüssige Gärrest gleichen in Ihrer Anwendung Wirtschaftsdüngern wie Scheine- oder Rindergülle. 

Bezüglich der Nährstoffzufuhr ist insbesondere im Fertigkompost und in den Gärresten aus der Nachrotte der Stickstoff größtenteils in der organischen Substanz gebunden und steht

erst über längere Zeiträume für die Pflanzenernährung zur Verfügung. Nicht separierte Gärreste und flüssige Gärreste ….

Landwirtschaftliche Anlagen:

Gärrest aus Strohvergärung vs. Strohverbleib auf dem Feld

Derzeit gibt es dazu keinen wissenschaftlichen Konsens, auch weil entsprechende Forschungsfragen zur Strohvergärung bisher kaum adressiert wurden. Ein Forschungsvorhaben, welches sich jedoch dezidiert mit der Humusreproduktion von Stroh-Gärresten beschäftigt, ist das Verbundvorhaben „Gewährleistung einer ausreichenden Humusreproduktion bei der energetischen Nutzung von Getreidestroh für die Biogasproduktion (Akronym: SOMenergy)“. Die Ergebnisse der im Rahmen des Vorhabens durchgeführten Feldversuche bestätigen die in Pilot-SBG getroffenen Annahmen zur Potenzialermittlung bzw. zeigen die ökologische Vorteilhaftigkeit der Rückführung der Gärreste aus der Strohvergärung gegenüber dem Verbleib des Strohs auf dem Feld (Justus-Liebig-Universität Giessen und Universität Kassel 2019). Dabei bezieht sich die Vorteilhaftigkeit in diesem Fall im Wesentlichen auf die Humusreproduktion. Weitere ökologische Effekte wie Mulcheffekte auf Erosions- und Verdunstungsschutz, Beikrautunterdrückung, Futter für Regenwürmer etc. wurden nicht berücksichtigt. Die Ergebnisse zeigen, dass die energetische Nutzung von Stroh in der Biogasanlage zu einer gegenüber dem Verbleib des Strohs auf der Fläche verbesserten Humusbilanz führen kann, wenn das gesamte Gärprodukt auf die Flächen zurückgeführt wird. Voraussetzung ist die Verengung des C/N-Verhältnisses über die Zugabe N-reicher Fraktionen als Co-Substrat (im Fall der Studie Hühnertrockenkot) in der Biogaserzeugung. Wird nur teilentwässerter bzw. separierter Gärrest auf die Geberfläche zurückgeführt, wirkt sich dies in den Szenarien zwar schlechter auf die Versorgung der Böden mit organischer Substanz aus, im Vergleich zum Strohverbleib stellt es sich jedoch vorteilhaft dar. Unter diesen Annahmen würden die Fragestellungen die geplanten agrarischen Konzepte nicht beeinflussen. Im Fall der ökologischen Bewertung wären keine weiteren Humus- und Kohlenstoffbilanzen notwendig.

Die Hydrokohle ist aufgrund ihrer Zusammensetzung aus vielerlei Hinsicht interessant als Bodenhilfsstoff. Der hohe Kohlenstoffgehalt kann die Humusbildung anregen und Pflanzen bei der Stickstoffaufnahme unterstützen. Nährstoffe wie Phosphor, Aluminium und Calcium finden sich vornehmlich in der Hydrokohle, allerdings auch Schwermetalle wie Cadmium und Chrom. Diese Elemente sind auf der Hydrokohle infolge der thermischen Behandlung weitestgehend immobilisiert, d. h. sie sind nicht leicht pflanzenverfügbar und sind eher als Langzeitdünger einzuordnen. Dementsprechend bleiben allerdings auch die unerwünschten Schwermetalle lange Zeit gebunden. Durch eine gezielte Nachbehandlung der Hydrokohle lässt sich dies jedoch steuern. 

Die Zusammensetzung der Hydrokohle unterscheidet sich stark je nach Einsatzstoff, weswegen eine Bodenanwendung individuell bewertet werden muss. Studien zur Einbringung von Hydrokohle beleuchten positive Effekte sowohl auf physische, wie chemische Bodeneigenschaften und Nährstoffverfügbarkeit. Es wurden allerdings auch phytotoxische Effekte durch Schwermetalle und flüchtige organische Verbindungen beobachtet. Zudem zeigt sich, dass der Kohlenstoff nicht lange im Boden verbleibt. Die Einhaltung von Grenzwerten hinsichtlich der Schadstoffe in der Hydrokohle ist entscheidend für die Umsetzung der Düngemittelverordnung und damit auch für die Anwendung der Hydrokohle als Bodenhilfsstoff. Eine Möglichkeit zur Verbesserung dieser Eigenschaften ist die Pyrolyse der Hydrokohle, die im Laufe des Projekts betrachtet wird.

Methan ist ein Treibhausgas, dass eine vielfach höhere Klimawirksamkeit als Kohlenstoffdioxid aufweist. Der 6. Report des IPCC gibt für Methan ein Treibhausgaspotential von 28 für einen Zeitraum von 100 Jahren an. Das heißt, über diesen Zeitraum ist Methan 28fach klimawirksamer als Kohlenstoffdioxid. Über 75% der Methanemissionen in Deutschland stammten im Jahr 2023 aus landwirtschaftlichen Prozessen, u.a. aus der Lagerung von Wirtschaftsdüngern, wie z. Bsp. Rinder- und Schweinegülle. Werden Rinder- und Schweinegülle z. Bsp. zeitnah in einer Biogasanlage vergoren, können diese Methanemissionen aus der Lagerung vermieden werden, zusätzlich wird über das Biogas ein nutzbarer Energieträger bereitgestellt. Doch auch bei der Biogas- und Biomethanproduktion kann es zu relevanten Methanemissionen kommen. Zwar findet die anaerobe Vergärung im Biogasfermenter in einem gasdichten System statt, jedoch können Emissionen durch Diffusion durch das Gasfoliendach/ die Gasfolienabdeckung, durch Leckagen oder durch Überdruckventile verursacht werden. Diese direkten Methanemissionen werden von einer Vielzahl an Einflussfaktoren bedingt, wodurch Messergebnisse schlecht zu verallgemeinern sind. Daher werden in verfügbaren Literaturstudien üblicherweise diffuse Methanemissionen von 1 % bezogen auf die Methanproduktion angenommen. Die Größenordnung dieser Emissionen kann die Gesamt-THG-Bilanz entscheidend beeinflussen. Das wäre z. Bsp. Der Fall, wenn die bei der Biogasproduktion entstehenden Gärreste mit einem hohen Restgaspotential nicht gasdicht abgedeckt gelagert würden.

Quellen folgen