TREIBHAUS GAS REDU IERTER KRAFTSTOFF

Stand der Technik

Da es mit Kohlenstoffdioxid (C0 ₂ ), Methan (CH ), Lachgas (N ₂ 0), den diversen Fluorkoh- lenwasserstoffen, Schwefelhexafluorid (SF ₆ ), Stickstofftrifluorid (NF ₃ ) und weiteren Gasen Treibhausgase (im Folgenden auch THG) mit unterschiedlichster Klimawirkung gibt, werden Treibhausgaseffekte mittels C0 ₂ -Äquivalenten vereinheitlich und quantifiziert. In der Regel werden diese in Bezug gesetzt zu verbrauchten Energieeinheiten (z.B. gC0 ₂ -Äq/kWh oder gC0 ₂ -Äq/MJ) oder zu zurückgelegten Fahrstrecken (gC0 ₂ -Äq/km). Während die von der Au- tomobilindustrie veröffentlichten C0 ₂ - Werte angeben, wie hoch die effektive stöchiometri- sche C0 ₂ -Produktion bei der Kraftstoffverbrennung ist, rechnen Umweltinstitute und - behörden den jeweiligen Energieträgern zusätzlich zu, welche C0 ₂ -Emissionen über deren gesamtes Werden entstanden sind, also über den gesamten Lebenszyklus (Life Cycle) bzw. über die gesamte Produktionsstrecke von der Quelle des Energieträgers bis zum Rad des Au- tos (well-to-wheel). So gehen in die LCA-Betrachtung z.B. von Benzin auch die Emissionen an (fossilem) C0 ₂ ein, die in der Prozesskette von den Rohöltankern, von den Pipelines, von den Raffinerien, von den Stromkraftwerken, die den in der Produktionsstrecke benötigten Strom erzeugen, und von den Tankstellen verursacht werden.

In Übereinstimmung mit allen nationalen und internationalen Umweltbehörden (z.B. dem Weltklimarat IPCC = Intergovernmental Panel on Climate Change und dem UNFCCC = United Nations Framework Convention on Climate Change (Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen) und staatlichen Stellen (u.a. dem Bundesministerium für Umwelt und dem Bundesministerium für Finanzen) werden die C0 ₂ -Emissionen der diversen Energieträger im Folgenden über deren gesamten Entstehungsprozess betrachtet, also auf der Basis einer soge- nannten Life Cycle Analysis (LCA) bzw. well to wheel (WtW).

Im Sektor Verkehr ist die Sensibilität hinsichtlich der Treibhausgaseffekte am höchsten ausgeprägt. Der jeweilige C0 ₂ -Ausstoß pro km muss in der Europäischen Union z.B. beim Automobilverkauf zwingend angegeben werden. Gemäß EU-Beschluss soll die Besteuerung der Kraftstoffe und Fahrzeuge demnächst C0 ₂ -orientiert sein. Gerade weil die THG-Reduzierung im Verkehrswesen so schwierig und kostenintensiv ist, wird hier eine THG-Reduzierung am besten honoriert. Abgesehen davon sind THG-reduzierte und THG-freie Kraftstoffe natürlich besser für die Umwelt als die THG-intensiven fossilen Kraftstoffe.

Hersteller von treibhausgasreduzierten und insbesondere von treibhausgasfreien Kraftstoffen werden in der Zukunft mit einer erhöhten Marktnachfrage rechnen können. Gemäß EU- Richtlinie RED 2009/28/EG vom 23. April 2009 soll der Energieverbrauch des Verkehrs in jedem Mitgliedsland der EU bis 2020 zu 10% mit THG-reduzierten (Bio-)Kraftstoffen gedeckt werden. Bis 2050 strebt die deutsche Bundesregierung einen weitgehend THG-freien Verkehr an. Konventionell nach dem bekannten Verfahren der anaeroben bakteriellen Vergärung aus Gülle und Nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo) erzeugtes BioMethan hat das Defizit, dass es nicht per se einen umweltfreundlichen Energieträger darstellt, sondern im Gegenteil in erheblichem Maße mit Treibhausgasen belastet ist. Die Treibhausgasbelastung ergibt sich dabei aus der Summe der Treibhausgasbelastungen aller Energien bzw. aller Energieträger, die beim Anbau der Biomasse, bei deren Lagerung, bei ihrem Transport, bei ihrer Konversion zu Biogas, bei der Aufbereitung des Biogases zu BioMethan und bei der Komprimierung und Ein- speisung des BioMethans in ein Erdgasnetz sowie bei dessen Distribution zum Einsatz kommen.

Beim Einsatz von Anbaubiomasse als Gärsubstrat belasten vor allem energieintensive Anbau- und Ernteprozesse die LCA-Treibhausgasbilanz der Produkte„Biogas" und„BioMethan". Insbesondere das in Biogasanlagen (BGA) in großen Mengen und Anteilen zum Einsatz kommende Gärsubstrat„Mais" weist im Prozessschritt„Anbau" aufgrund der erforderlichen intensiven Düngung mit mineralischem Dünger und aufgrund der Kohlenstoff-Frei Setzung aus dem Boden (Humusabbau) hohe Treibhausgasemissionen auf: Bei der Herstellung des mineralischen Düngers kommen erhebliche Mengen an fossilen Energieträgern zum Einsatz. Bei der Ausbringung des mineralischen Düngers entsteht das höchst umweltschädliche Lachgas (N ₂ 0). Im Wesentlichen sind dafür zwei bakterielle Prozesse verantwortlich: sowohl bei der bakteriellen Nitrifikation von Urea/ Ammonium (NH ₄ ) zu Nitrat entsteht Lachgas (N ₂ 0) als auch bei der bakteriellen Denitrifikation von Nitrat zu N ₂ . Allein der beim Maisanbau stattfindende Abbau von im Boden gebundenem Kohlenstoff (Humus) hat einen Anteil von ca. 70 % an den gesamten THG-Emissionen. Nicht ohne Grund hat der Mais von den Bauern schon in den alten Zeiten den Beinahmen„Bodenräuber" bekommen. Lachgas ist ca. 296-mal so umweltschädlich wie C0 ₂ , so dass mit mineralischem Dünger gedüngte Anbaubiomasse mehr oder weniger stark mit Treibhausgasemissionen belastet ist. Da Mais nicht nur relativ viel mineralischen Dünger benötigt, sondern auch relativ viel Kohlenstoff aus dem Boden aufnimmt, ist das wichtigste für die anaerobe bakterielle Vergärung ge- nutzte Gärsubstrat (Mais macht in Deutschland rd. 80% der in Biogasanlagen eingesetzten NawaRo aus, rd. 60 % der gesamten deutschen Biogasproduktion stammt aus Mais) in dem Teilprozess„Anbau" übermäßig mit der Emission von Treibhausgasen belastet. Dazu kommen die Treibhausgaseffekte, die sich aus dem Einsatz von fossilem Dieselkraftstoff bei den diversen Anbau- und Ernteprozessen (Vorbehandlung des Ackers, Aussaat, Düngung, Be- handlung mit Fungiziden und Pestiziden, Ernte etc.) ergeben.

Bei der Lagerung der diversen Gärsubstrate kommt es zu biochemischen Prozessen, die ebenfalls in Treibhausgasemissionen resultieren. Der aerobe Oxidationsprozess der Verrottung z.B. erzeugt erhebliche Mengen an C0 ₂ . Bei der Lagerung von Maissilage rechnet man von Lagerverlusten in Höhe von bis über 5 % der eingelagerten Mengen. Dazu kommt der Ener- gieeinsatz für die Einlagerung, der meist fossilen Ursprungs ist (z.B. Dieselkraftstoff für die Traktoren, die im Fahrsilo die Maissilage festfahren).

Da der Transport der Gärsubstrate vom Feld zum Lagerplatz und vom Lagerplatz zur Biogasanlage i.d.R. mit konventionellen Traktoren oder Lkw vorgenommen wird, für die meist fossiler Diesel als Kraftstoff zum Einsatz kommt, ist auch der Transport der Anbaubiomasse mit Treibhausgaseffekten belastet, denn Dieselkraftstoff setzt wie auch Benzin pro kWh über den gesamten Herstellungs- und Distributionsprozess (Lebenszyklus bzw. well-to-wheel) gesehen rd. 302 g an (fossilen) C0 ₂ -Äquiva-Ienten frei. Da auch BioDiesel in erheblichem Maße THG-Emissionen aufweist, verbessert die Ersetzung von Dieselkraftstoff durch BioDiesel die THG-Bilanz kaum. Bei der Konversion der Biomasse zu Biogas kommen in konventionellen Biogasanlagen erhebliche Strommengen zum Einsatz (z.B. für die permanente Homogenisierung der Gärmassen), die meist aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen werden. Dieser aus verschiedenen Quellen stammende Strom ist in Deutschland zurzeit mit durchschnittlich bis zu 624 gC0 ₂ - Äquivalenten / kWhei belastet, d.h. auch der Verfahrensschritt„Konversion" belastet die Treibhausgasbilanz des Produkts„BioMethan" in erheblichem Maße. Wenn das über die anaerobe bakterielle Vergärung gewonnene Biogas nicht verströmt wird, sondern eine Aufbereitung zu BioMethan stattfindet, werden für die Kompression des Biogases (z.B. beim Druckwechselverfahren) und/oder für dessen Erhitzung (z.B. beim Verfahren der drucklosen Aminwäsche) nochmals erhebliche Energiemengen (Strom und/oder Wärme) benötigt, die meist fossilen Ursprungs sind. Dieser Input an fossiler Energie belastet die Treibhausgasbilanz des BioMethans weiter.

In der Regel wird das aufbereitete BioMethan in ein Erdgasnetz eingespeist. Erdgasnetze stehen unter einem erheblichen Druck. Das BioMethan muss deshalb bei der Einspeisung mit stromintensiven Kompressoren auf das jeweilige Druckniveau gebracht werden. Hierbei kommt meist Strom aus dem regionalen Strommix zum Einsatz. In Deutschland ist dieser

Strommix wie bereits erwähnt zurzeit mit bis zu 624 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWh _e i belastet mit der Folge, dass auch der Verfahrensschritt Einspeisung die THG-Bilanz des Produkts„BioMethan" erheblich belastet.

Schließlich wird das ins Erdgasnetz eingespeiste BioMethan bei der Distribution regional transportiert. Hierbei kommen ebenfalls Kompressoren zum Einsatz, die als Energie entweder fossiles Erdgas oder Strom aus dem regionalen Strommix benötigen. In beiden Fällen fuhren die in diesem Teilprozess stattfindenden Aktivitäten zu einer Emission von Treibhausgasen. Diese belastet die LCA-Treibhausgasbilanz des Produkts„BioMethan" zusätzlich.

Wie diverse Studien ergeben haben, ist konventionell aus Mais erzeugtes BioMethan über den gesamten Erzeugungsprozess (bzw. Lebensweg bzw. Life Cycle bzw. well-to-wheel) gesehen je nach Ausgestaltung des Produktions weges mit 140 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWhßioMethan bis 234 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWhßioMethan belastet. Gegenüber der THG-Emission der Kraftstoffe Benzin und Dieselkraftstoff (302 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh) erreicht konventionell erzeugtes BioMethan damit zwar eine Reduktion von 23 % bis 54 %, eine Treibhausgasfreiheit bzw. ei- ne so genannte C0 ₂ -Neutralität, bei der pro kWh Energiegehalt nicht mehr als 0 g an (fossilen) C0 ₂ -Äquivalenten ausgestoßen werden, ist aber bei weitem nicht gegeben. BioMethan ist also nicht per se C0 ₂ -frei, sondern belastet die Umwelt in erheblichem Maße.

Insbesondere wenn BioMethan als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden soll, spielt dessen Treibhausgas-(THG-)Belastung eine entscheidende Rolle. Eine Reduktion von lediglich 23 - 54 % ggü. Benzin reicht beispielweise für BioMethan, das in neu errichteten Anlagen erzeugt wird, gemäß EU-Richtline„Renewable Energy Directive 2009/28/EG" vom 23. April 2009 ab 2018 nicht mehr aus, denn ab dem 01.01.2018 müssen in neuen Anlagen hergestellte Bio- Kraftstoffe eine THG-Reduktion von mindestens 60% erreichen. Besonders vorteilhaft wäre ein Kraftstoff, der überhaupt nicht mit Treibhausgasen belastet ist, dessen THG-Bilanz also neutral ist - was bedeutet, dass durch die Nutzung des Kraftstoffs kein weiteres (fossiles) C0 ₂ in die Atmosphäre gelangt.

Aufgabenstellung

Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, den Mangel der THG-Belastung von konventionellem BioMethan zu beseitigen und für die Konversion von Biomassen ein Verfahren und eine nutzbare Anlage zu schaffen, die als Output Energieträger haben, deren Treibhaus- gasbelastung deutlich geringer ist als die von konventionell erzeugtem BioMethan, und die als treibhausgasreduzierte Kraftstoffe, vorzugsweise als treibhausgasfreie und besonders vorzugsweise als treibhausgasnegative Kraftstoffe im Verkehr eingesetzt werden können. Mit dem Begriff„treibhausgasreduziert" ist in dieser Offenlegung je nach Zusammenhang eine Minderung des Ausstoßes an fossilen Treibhausgasen (THG) auf Werte gemeint, die entweder unter dem LCA-Wert von konventionellem BioMethan (140 - 234 g C0 ₂ -Äquivante / kWh) oder unter dem LCA-Wert von Erdgas (233 - 245 gC0 ₂ -Äquivalente / kWh) oder unter dem LCA-Wert von Benzin und Diesel (302 gC0 ₂ -Äquivalente / kWh) liegen.

Lösung

Diese Aufgabe wird hinsichtlich des Verfahrens im Wesentlichen durch die im Anspruch 1 aufgeführte Erfindung gelöst und hinsichtlich der Anlage im Wesentlichen durch die im Anspruch 9 aufgeführte Erfindung. Die Erfindungen setzen dabei zum Teil auf die vorbekannten Offenlegungen DE4409487 (Steffen / Grooterhorst), DE19532359 (Winkler), DE19633928 (Vollmer), DE19805045 (Hoffmann / ATB), DE1062 1337 (Hoffmann), DE10026771 (Hoffmann), DE10034279 (Bekon), DE10050623 (Schiedermeier), DE102004054468 (Leh- mann), DE102005029306 (Krausch / Kreidl), DE202006 003293 (Müller), EP1926810 (Bekon), DE 10200702491 1 (Bekon), DE202007010912 (BioSonic) sowie die ebenfalls vorbekannten Offenlegungen des Erfinders (DE102007029700A1 , WO002009000 305A1 ,

WO002009000307A1, WO002009000309A1, DE102010008287.2, US-020100285556A1 und DE102010017818.7) auf. Bis auf die Schriften DE102010008287.2 und

DE102010017818.7 ist keine dieser Offenlegungen auf die Minimierung der Emission von fossilen Treibhausgasen (THG) ausgerichtet. Weder sind die vorgestellten Verfahren insge- samt noch die einzelnen Verfahrensschritte darauf ausgerichtet, die THG-Belastung der Produkte Biogas oder BioMethan zu minimieren.

Das hier offen gelegte, konsequent auf die Minimierung der Emission von fossilen Treibhausgasen ausgerichtete Verfahren zur Herstellung von BioMethan besteht bei voller Nutzung aller Ausführungs- bzw. Ausbaumöglichkeiten aus insgesamt 27 Verfahrensteilschritten. Diese umfassen im Einzelnen die Verfahrensschritte„Substrat-Auswahl",„Substrat- Anbau/- Ernte",„Substrat-Lagerung",„Substrat-Transport",„Subst rat-Annahme/-Zwischenlagerung", „Vorbehandlung",„Innerbetrieblicher Transport",„Konversion",„Biogasaufteilung",„Ver- stromung",„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung",„Rekuperation des regenerativen C0 ₂ ", „Aufteilung des regenerativen C0 ₂ ",„Reforrnierung des regenerativen C0 ₂ ",„Sequestierung des regenerativen C0 ₂ ",„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ ",„Aufteilung BioMethan", „Netzexterne Vermischung von BioMethan und Erdgas",„Komprimierung",„Einspeisung", „Verflüssigung",„Abfüllung",„Nährstoffextrahierung" ,„Brennstoffherstellung",„Aschere- kuperation",„Düngemittelherstellung", und„Distribution BioMethan". Davon sind die meisten optional. Die 9 Verfahrensschritte„Substrat-Auswahl",„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abschei- dung",„Rekuperation des regenerativen C0 ₂ ",„C0 ₂ -Sequestierung des regenerativen C0 ₂ ", „Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ ",„Substitution fossiler Kraftstoffe durch synthetisches Methan",„Nährstoffextrahierung",„Brennstoffherstellung" und„Düngemittelherstellung" haben - wie der Erfinder erstmals so festgestellt hat und wie im Folgenden erläutert wird - besonders gewichtigen Einfluss auf die THG-Bilanz der Endprodukte.

Außer durch die Gestaltung des Gesamtverfahrens wird die THG-Bilanz dadurch optimiert, dass zusätzlich bei jedem einzelnen der Verfahrensschritte eine THG-orientierte Steuerung des Energieeinsatzes erfolgt, d.h. die Treibhausgasbelastung wird jeweils minimiert. Dies geschieht sowohl über die erfindungs gemäße Auswahl der in den Verfahrensschritten jeweils einzusetzenden Energieträger und Energien als auch über die Gestaltung der einzelnen Verfahrensschritte selbst. So werden in den einzelnen Verfahrensschritten vorzugsweise Subverfahren eingesetzt, die die THG-Bilanz weniger belasten als andere mögliche Subverfahren.

Als Gärsubstrat kommt treibhausgasbelastete Anbaubiomasse zunächst nicht zum Einsatz, statt dessen werden erfindungsgemäß möglichst treibhausgasfreies Stroh, treibhausgasarme landwirtschaftliche Reststoffe wie strohhaltiger Festmist und Mischungen aus Stroh und Gülle und treibhausgasarmer Biomüll hergenommen, also Substrate, die nicht eigens angebaut werden müssen und deshalb in dem Verfahrensschritt„Substrat-Anbau/-Ernte" bis zur Einsamm- lung nicht oder in nur sehr geringem Maße mit Treibhausgasen belastet sind. Wenn sich bei der Ausgestaltung des Gesamtverfahrens unter Nutzung der optionalen Verfahrensschritte ergibt, dass das resultierende Produkt„BioMethan" bzw.„CBM" (Compressed BioMethane) treibhausgasnegativ wird, können die Anteile von treibhausgasarmen NawaRo oder ggf. auch von treibhausgasreichen NawaRo am Frischmasse-Input soweit erhöht werden, bis die LCA- Treibhausgasbilanz des BioMethans bzw. des CBM gerade noch nicht vom Negativen ins Positive umschlägt. Die erzeugten Energieträger bleiben so mindestens treibhausgasfrei.

Bei der Substrat-Lagerung wird darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen von Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unter- bunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion und Emission von C0 ₂ verbunden sind. Dieser Teilprozess bleibt so im Wesentlichen treibhausgasfrei.

Beim Transport der Biomasse werden erfindungsgemäß Traktoren und/oder Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden, so dass die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Transport" auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering ausfällt und die THG-Belastung vorzugsweise aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurückgeht. Bei der Substrat- Annahme und Zwischenlagerung der Substrate im Biogaswerk wird wie bei der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden mit der Folge, dass auch dieser Teilprozess THG-frei bleibt.

Die Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe erfolgt so, dass der in die- sem Verfahrensschritt eingesetzte Aufwand an Energie kleiner ist als der auf die Vorbehandlung zurückzuführende zusätzliche Energieertrag. Der Einsatz treibhausgasfreier Energie sorgt dafür, dass auch dieser Teilprozess THG-frei bleibt.

Beim innerbetrieblichen Transport wird nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent eingesetzt, so dass die Treibhausgasbe- lastung des ebenfalls eingesetzten Dieselkraftstoffs kompensiert wird und die THG-Bilanz dieses Verfahrensschrittes insgesamt neutral bleibt.

Auch bei der Konversion der bereits treibhausgasarmen Biomasse zu Biogas kommen in einem modifizierten Vergärungsverfahren bzw. in einer modifizierten Biogasanlage erfin- dungsgemäß treibhausgasfreie Energien zum Einsatz, vorzugsweise von der Konversionsanlage selbst erzeugter treibhausgasfreier Strom und von ihr selbst erzeugte treibhausgasfreie Wärme. Der Teilprozess„Konversion" trägt damit ebenfalls nicht oder kaum mehr mit eigenen Treibhausgaseffekten zu einer schlechten Treibhausgasbilanz der erzeugten Energieträger (Biogas, BioMethan, alternativer Brennstoff, ggf. auch BioMethanol,) und der erzeugten E- nergien (Strom, Wärme) bei.

Bei der Biogasaufteilung erfolgt eine Aufteilung des erzeugten Biogases und des ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Verwertungsstränge und Teilprozesse„Verstromung",„Biogas wäsche/C0 ₂ -Abscheidung" inkl. nachfolgender„C0 ₂ -Rekuperation" und „C0 ₂ -Reformierung". Durch das Einziehen des Teilprozesses„Biogasaufteilung" in die ge- samte Prozessabfolge ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger und die Abscheidung und Rekupe- ration des C0 ₂ an die sich ändernden technischen und oder ökonomischen Rahmenbedingungen angepasst werden können.

Da gemäß dem Verfahren erzeugtes THG-reduziertes bzw. THG-freies bzw. THG-negatives BioMethan meist wertvoller ist als verströmtes Biogas, ist es von Vorteil, den Biogasanteil, der in den Verfahrensschritt„Verstromung" geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Biogasverstromung auf den Eigenbedarf des Verfahrens begrenzt wird. Ferner kommen nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz, was die einzusetzenden Biogasmengen ebenfalls minimiert. Bei der Biogaswäsche bzw. CO^-Abscheidung werden das bis zu diesem Verfahrensschritt im Wesentlichen treibhausgasfreie Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas zu BioMethan aufbereitet. Dies geschieht mit treibhausgasfreiem Strom und treibhausgasfreier Wärme, vorzugsweise mit von der Biogasanlage selbst erzeugtem Strom und selbst erzeugter Wärme, so dass auch dieser Verfahrensschritt die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belastet. Die Biogasaufbereitung beinhaltet die Abscheidung von C0 ₂ nach einem der bekannten Verfahren (u.a. Druckwechselabsorption, drucklose A- minwäsche, Kryo-Kältetechnik).

Rekuperation des regenerativen CO?: Das bei der Biogaswäsche abgeschiedene regenerative C0 ₂ wird bei dem hier offen gelegten Verfahren nicht wie bei herkömmlichen Aufbereitungsverfahren in die Umgebungsluft ab- und damit in den (kurzfristigen) C0 ₂ -Kreislauf zurückgegeben, sondern aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert. Die C0 ₂ -Abscheidung und die C0 ₂ -Rekuperation können in einer Anlage zusammengefasst werden (vgl. Figuren 19 bis 39 sowie Anspruch 9).

In dem der Rekuperation nachgeordneten Teilprozess„CCySequestierung" wird das C0 ₂ geologisch endgelagert (sequestiert). Es kann aber auch in einem weiteren Teilprozess„Substitution fossilen CO?" als stoffliches Substitut für fossiles C0 ₂ eingesetzt oder in dem Teilprozess„CO^-Reformierung" zu einem regenerativen Energieträger aufbereitet werden, vorzugsweise gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu synthetischem Methan (CH ₄ ) oder gemäß den bekannten Verfahren (Dampfreformierung, Bertau/Pätzold/Singliar-V erfahren) zu synthetischem Methanol (CH ₃ OH).

Durch die Sequestierung wird regeneratives C0 ₂ aus dem C0 ₂ -Kreislauf entnommen, was deutlich mehr ist als eine Vermeidung von weiteren THG-Emissionen. Ohne sonstige Maßnahmen und Verfahrensschritte kann allein der Verfahrensschritt„Sequestierung" die Treibhausgasbilanz des nach der Abscheidung des C0 ₂ -Anteils zurückbleibenden BioMethans so weit entlasten, dass sie stark negativ (!) wird. Im besten Fall kann die THG-„Belastung" des BioMethans zusammen mit den anderen beschriebenen Maßnahmen sogar bis zu -468 gC0 ₂ - Äquivalente / kWhßi ₀ Methan erreichen.

Der beste Fall wird erreicht, wenn das aufgefangene regenerative C0 ₂ wie oben beschrieben sequestiert wird, im Verfahren gleichzeitig THG-freie Energien und Energieträger eingesetzt werden, ferner gleichzeitig eine Nährstoffextrahierung erfolgt, die mit einer Düngemittelherstellung verbunden ist (s.u.), außerdem die Gärreste aus der anaeroben bakteriellen Vergärung zu alternativen Brennstoffen aufbereitet und als Heizöl- oder Gas- oder Kohlesubstitut genutzt werden (s.u.) und zudem die Asche der alternativen Brennstoffe rekuperiert wird und mineralische Düngemittel ersetzt, kurz, wenn alle oben beschriebenen 27 Verfahrensteilschritte zum Einsatz kommen. Das gemäß dem Verfahren erzeugte Biogas und/oder aus externen Quellen zugeführtes Biogas und/oder das rekuperierte regenerative C0 ₂ können im optionalen Teilprozess„CO?- Reformierung" wie oben beschrieben zu BioMethan und/oder BioMethanol reformiert werden. Z.B. ist das für die Methanolsynthese erforderliche (Sub-) Verfahren der Dampfreformie- rung (steam reforming) in anderen Anwendungen seit Jahrzehnten im Einsatz. Die benötigten Strom- und Wärmemengen werden bei dem hier offen gelegten Verfahren jedoch aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt. Für die Methanisierung des C0 ₂ kann der bekannte Sabatier-Prozess genutzt werden, wobei der dafür erforderliche Wasserstoff elektrolytisch mittels THG-freiem Strom erzeugt werden soll, so dass der so er- zeugte Wasserstoff nicht mit THG-Emissionen belastet ist (bislang wird Wasserstoff meist aus fossilem, THG-belastetem Erdgas oder als Abfallprodukt der chemischen Industrie hergestellt).

Durch die energetische Nutzung des C0 ₂ -Anteils des Biogases wird der ansonsten erforderliche Einsatz von fossilen Energieträgern vermieden. Dieser Vermeidungseffekt wird dem Hauptprodukt des Verfahrens zugeschrieben, was die THG-Bilanz des Methananteils des Biogases bzw. des BioMethans ganz erheblich verbessert.

Wenn die C0 ₂ -Reformierung synthetisches Methan abwirft, wird dieses physisch dem Bio- Methan aus der Biogaswäsche hinzugefügt, in der THG-Bilanz ersetzt es fossiles Erdgas und - wenn das Erdgas Dieselkraftstoff oder Benzin ersetzt - eben auch Diesel und Benzin. Im Fall der Produktion von BioMethanol, wird dieser Energieträger separat einer Verwendung zugeführt, vorzugsweise als treibhausgasreduzierte Kraftstoffkomponente. Das BioMethanol ersetzt ebenfalls fossile Kraftstoffe, was zu THG-Gutschriften führt, die dem Produkt BioMethan zugerechnet werden.

Das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan wird vorzugsweise im Teilprozess Einspei- sung" in ein bestehendes Erdgasnetz eingespeist. Da die Erdgasnetze meist unter erheblichem Gasdruck stehen, ist es erforderlich, das BioMethan zu verdichten. Dies erfolgt mit stromintensiven Kompressoren, die mit zunehmender Größe effizienter werden, im vorgeschalteten Teilprozess ..Komprimierung". Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die Komprimierungsmengen und damit auch die Einspeisemengen möglichst groß sind. Als Strom wird auch in diesem Verfahrensschritt möglichst THG-freier Strom eingesetzt, so dass das eingespeiste BioMethan mindestens THG-frei, vorzugsweise aber THG-negativ bleibt. Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, können die gemäß dem Verfahren erzeugten Gase „BioMethan" und„Regeneratives C0 ₂ " in flüssigem Zustand abgegeben werden. Für BioMe- than ist das z.B. sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung BioMethan als Kraftstoff zur Verfügung stehen soll. Dazu werden die Gase im Teilprozess„Verflüssigung" so weit abgekühlt, dass sie flüssig werden. Die dafür eingesetzte Energie entstammt gemäß der obigen Direktive regenerativen Quellen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei und insbesondere von der Konversionsanlage selbst erzeugt wurden. Damit bleibt die THG-Bilanz auch für verflüssigte Gase THG-frei bzw. THG- negativ. Ggf. werden die Gase„BioMethan" und„Regeneratives C0 ₂ " in gasförmigem Zustand benötigt. Dann ist es erforderlich, sie in Drucktanks abzufüllen und auszuliefern. Dies geschieht mit stromintensiven Kompressoren im Teilprozess„Abfüllung". Auch hier wird treibhausgas- reduzierte Strom eingesetzt, vorzugsweise treibhausgasarmer Strom, besonders vorzugsweise treibhausgasfreier Strom und insbesondere treibhausgasnegativer Strom. In diesem Teilpro- zess erfolgt auch die Zwischenspeicherung und Abfüllung der flüssigen Energieträger. Hierbei ist es ggf. erforderlich, die befüllten Tanks zu kühlen. Diese Kühlung erfolgt ebenfalls mit THG-armen bzw. THG-freiem Strom oder mit aus regenerativem C0 ₂ gemäß dem Verfahren erzeugtem Trockeneis, so dass die erzeugten Energieträger THG-frei bzw. THG-negativ bleiben. Von allen Verfahrensschritten und Maßnahmen hat die Sequestierung von regenerativem C0 ₂ den größten Effekt auf die THG-Bilanzen des Verfahrens bzw. auf die mit dem Verfahren gewonnenen Energieprodukte. Hierbei handelt es sich nicht um eine rechnerische Zuordnung, das C0 ₂ wird vielmehr physisch in tiefen geologischen Formationen endgelagert. Die effektive CO -Minderung (endgültige Entfernung des regenerativen C0 ₂ aus dem C0 ₂ -Kreislauf) wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem BioMethan, zugerechnet, was der Hauptgrund für die THG-Freiheit bzw. THG-Negativität des erzeugten BioMethans ist.

Bei den anderen Optionen der C0 ₂ - Verwertung, der C0 ₂ -Reformierung und der stofflichen Substitution fossilen Kohlenstoffdioxids, ergibt sich„lediglich" eine Q, -V er meidung. C0 ₂ aus fossilen Quellen, z.B. Rohöl oder aus Erdgas erzeugtes C0 ₂ wird durch regeneratives C0 ₂ aus dem hier beschriebenen Verfahren ersetzt. Das nicht benötigte fossile C0 ₂ wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dies geschieht im Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ ". Auch dieser Vermeidungseffekt wird dem BioMethan zugerechnet.

Eine zusätzliche Verbesserung der THG-Bilanz entsteht für das BioMethan, wenn die in den Einsatzstoffen und Gärresten enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe in einem Teilprozess„Nähr- stoffextrahierung" abgetrennt und rekuperiert werden. Nach Überführung der Nährstoffe in den Teilprozess„Düngemittelherstellung" können die resultierenden organischen Düngemittel Mineraldünger substituieren, der meist unter erheblichem energetischem Aufwand aus und mit fossilen Energieträgern erzeugt wird. Diese Substitution vermeidet eben diesen Einsatz fossiler Energien, was eine geringere Freisetzung zusätzlicher Treibhausgase bedeutet. Auch diese THG-Vermeidung wird dem BioMethan zugerechnet, wodurch sich dessen THG-Bilanz weiter verbessert.

Ein weiterer positiver THG-Effekt ergibt sich, wenn die in den Gärresten enthaltene Restenergie in einem optionalen Teilprozess„Brennstoffherstellung" nutzbar gemacht wird. Aus Gärresten aufbereitete alternative Brennstoffpellets substituieren in diesem Fall fossiles, Treibhausgase freisetzendes Heizöl oder fossiles, Treibhausgase freisetzendes Erdgas oder auch fossile, Treibhausgas freisetzende Kohle. Auch diese vermiedenen Treibhausgasbelastungen werden dem BioMethan zugerechnet, wodurch sich dessen THG-Bilanz nochmals verbessert.

Rekuperation der Pelletasche: Besondere Vorteile ergeben sich, wenn die Asche von Gär- restpellets bzw. Gärrestbriketts rekuperiert und in die Düngemittelherstellung geführt wird. So können auch die in der festen Phase der Gärreste enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe, insbesondere das voraussichtlich noch vor dem Rohöl zur Neige gehende Phosphat, großenteils in den Nährstoffkreislauf zurückgeführt werden. Die rekuperierten Nährstoffe ersetzen mineralischen Dünger, was die THG-Bilanz des Produkts BioMethan weiter verbessert. Das im Teilprozess„CO^-Reformierung" erzeugte synthetische Methan (SynMethan) wird wie das im Teilprozess Biogaswäsche bzw. CC Abscheidung erzeugte BioMethan im weiteren Teilprozess„Einspeisung" in ein Erdgas- oder BioMethannetz eingespeist (s.o.).

Im Teilprozess„Vermischung" wird das BioMethan mit Erdgas vermischt. Die Vermischung kann physisch vor der Einspeisung des BioMethans ins Erdgasnetz erfolgen, indem das Erd- gas aus dem Netz entnommen und entspannt wird und mit dem drucklosen BioMethan ver- mischt und dann zusammen mit diesem wieder komprimiert und in das Netz zurückgeführt wird. Eleganter und vorteilhafter ist es, wenn das BioMethan und/oder das SynMethan zunächst auf den Druckniveau des Netzes gebracht wird, in das es eingespeist werden soll, wenn dann eine Vermischung mit dem aus dem Gasnetz entnommenen aber noch unter Druck ste- henden Erdgas erfolgt und wenn schließlich eine Rückspeisung ins Erdgasnetz erfolgt. Am elegantesten und vorteilhaftesten ist es, wenn die Vermischung lediglich statistisch/virtuell erfolgt, etwa dergestalt, dass aufbereitetes BioMethan und/oder SynMethan in ein Erdgasnetz eingespeist wird, es sich im Erdgasnetz mit Erdgas vermischt und dass das vom Verbraucher aus dem Erdgasnetz entnommene Gas nur rechnerisch (statistisch/virtuell) einen bestimmten Anteil an BioMethan aufweist. Je nach gewünschter THG-Reduktion können dann entsprechende Mehrmengen an (Misch-)Gas aus dem Erdgasnetz entnommen werden. Bei einem gewünschten BioMethananteil von z.B. 50 % an dem Mischgas kann das Doppelte der energetischen BioMethan-Einspeisemenge als Mischgas entnommen werden. Dies ist von besonderem Vorteil, weil sich dadurch indirekt die verfügbare Menge an Endenergie erhöht. Der als Engpass auftretende Produktionsfaktor„Biomasse" kann über den Multiplikatoreffekt des zugemischten Erdgases besser ausgenutzt werden.

Im Teilprozess„Distribution" erfolgt die Verteilung der Gase„BioMethan" und„Regeneratives C0 ₂ " entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Vorzugsweise werden bei der Distribution des BioMethans Lkw eingesetzt, die mit treibhausgas- freiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden, so dass die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Distribution" auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering ausfällt und die THG-Belastung vorzugsweise aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurückgeht. D.h., die THG-Bilanz des distribuierten Bio-/SynMethans bleibt so gut wie diejenige des noch nicht distribuierten Bio-/SynMethans.

Übergeordnetes Ziel der Erfindung ist die Erzeugung von treibhausgasreduzierten Energieträgern, vorzugsweise die Erzeugung von treibhausgasfreien Energieträgern und besonders vor- zugsweise die Erzeugung von treibhaus gasnegativen (!) Energieträgern. Während fossiles

Benzin und fossiler Dieselkraftstoff gemäß Life Cycle Analysis (LCA) jeweils mit 302 gC0 ₂ - Äquivalenten/kWh zum Treibhauseffekt beitragen und Erdgas (CNG) mit 233 - 245 gC0 ₂ - Äquivalenten/kWh sowie konventionell aus Mais erzeugtes BioMethan mit etwa 140 bis 234 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWh, sollen die Energieträger, die nach dem hier offenbarten Verfahren erzeugt werden, die THG-Belastung von 120 gC0 ₂ -Äquivalenten kWh deutlich unterschreiten und im Idealfall bis zu -468 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh erreichen. Insgesamt soll die Treibhausgasminderung des gemäß dem innovativen Verfahren erzeugten BioMethans so weit ge- hen, dass der Energieträger„BioMethan/Erdgas-Mischung" auf eine THG-Emission von < 120 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh kommt und damit als deutlich treibhausgasreduzierter Energieträger Verwendung finden kann. Vorzugsweise soll er als treibhausgasarmer Energieträger mit einer THG-Belastung von < 50 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWh eingesetzt werden, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreier Energieträger (THG-Belastung von = 0 gC0 ₂ -Äquiva- lente/kWh) und insbesondere als treibhausgasnegativer Energieträger (THG-Belastung von < 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh).

Besondere Vorteile ergeben sich, wenn THG-armes bzw. THG-freies bzw. THG-negatives BioMethan mit Erdgas vermischt wird. Ggü. den Kraftstoffen Benzin und Dieselkraftstoff kann dann nach neuer Erkenntnis auch der C0 ₂ -Minderungseffekt des Erdgases genutzt wer- den, der ggü. Benzin und Diesel immerhin ca. 63 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhE _r dgas bzw. rd. 21 % beträgt.

Weiteres Ziel ist der Einsatz der Energieträger als Kraftstoff im Verkehr, vorzugsweise in einer Mischung aus BioMethan und Erdgas als treibhausgasarmer Kraftstoff mit einer THG- Belastung von < 50 gC0 ₂ -Äquivalenten/ kWh, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreier Kraftstoff und insbesondere als treibhausgasnegativer Kraftstoff.

Wenn es mit allen Schritten realisiert wird, kann mit dem hier offengelegten Verfahren THG- negatives BioMethan erzeugt werden. Das THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG-Belastung well-to-wheel bei rd. 233 - 245 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWhcNG) vermischt wer- den, dass das resultierende Mischgas jede beliebige THG-Belastung zwischen -468 gC0 ₂ -

Äquivalente/kWliMischgas und +239 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh i _S chgas aufweist. Damit können mit dem hier offengelegten Verfahren sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Emission und damit unterschiedlichen THG-Reduktionseffekten erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative (!) Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden. Erreichte Vorteile

Mit der Erzeugung von Mischgasen können unterschiedliche THG-Reduktionseffekte erreicht werden. Diese können bei entsprechendem Mischungsverhältnis z.B. 35 % erreichen oder 50 % oder 60 % oder 80 % oder auch 100 %. Bei der Substitution von Benzin oder Dieselkraft- stoff besteht der besondere Vorteil einer Vermischung von THG-negativem BioMethan mit fossilem, THG-belastetem Erdgas (CNG) darin, dass der THG-Minderungseffekts des Erdgases noch zum THG-Entlastungseffekt des BioMethans hinzukommt. Je THG-negativer das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan ist, desto mehr Erdgas kann dem BioMethan hinzugefügt werden, um eine bestimmte Mischgasqualität zu erreichen und desto höher wird der anteilige THG-Minderungseffekt des Erdgases. D.h., je mehr Aufwand bei der Erzeugung des THG-reduzierten BioMethans getrieben wird und je besser das zum Einsatz kommende Zwischenprodukt„BioMethan" hinsichtlich der THG-Minderung ist, desto mehr„schlechtes" fossiles Erdgas (CNG) kann in„gutes" THG-reduziertes Mischgas konvertiert werden. Wenn z.B. ein BioMethan-4 _68g mit bis zu -468 gC0 ₂ A _q kWhBi ₀ Methan als Basisgas für die Vermischung zum Einsatz kommt, können bei der Herstellung eines Mischgases _-35 o _o (THG-Belastung gemäß Life Cycle Analysis rd. 195 gC0 ₂ -Äquivalente / kWl ischgas, was ggü. Benzin eine Reduktion der THG-Emission von 107 g gC0 ₂ -Äquivalenten/kWh bzw. 35 % bedeutet) pro 1 kWh _B ioMethan-468g rd. 7,7 kWh an Erdgas ₊₂₃ 9 _g hinzugefügt werden, um die THG- Minderungsquote von 35 % zu erreichen. Für die Herstellung eines Mischgases mit einer THG-Reduktion von 55 % (THG-Belastung gemäß Life Cycle Analysis rd. 137 gC0 ₂ - Äquivalente / kWliMischgas, was ggü. Benzin eine Reduktion der THG-Emission von 165 g gC0 ₂ -Äquivalente / kWh bzw. 55 % bedeutet) können pro 1 kWhBi ₀ Methan-4 ₆ 8g noch rd. 3,0 kWh an Erdgas hinzugefügt werden.

Insgesamt stehen in diesen beispielhaften Rechnungen damit pro 1 kWhßioMethan bis zu 4,0 kWh an Mischgas zur Verfügung, die hinsichtlich der THG-Belastung in etwa konventionell aus Mais erzeugtem BioMethan entsprechen (dessen THG- Werte gemäß Life Cycle Analysis wie oben dargelegt zwischen 140 und 234 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan liegen). Eine innovative Biogasanlage, die gemäß dem hier vorgestellten Verfahren BioMethan herstellt, kann damit eine Energiemenge bereitstellen, die bis 4 mal so groß ist wie der energetische Biomasse- Input. Während konventionelle Biogasanlagen eine Konversionsquote von 70 - 80 % erreichen, erreichen Anlagen, die gemäß dem hier beschriebenen Verfahren arbeiten, ein Input-/Outputverhältnis von bis zu 400 %. Ohne die Automobiltechnik (also weder das Produkt noch die Herstellungswerke) groß verändern bzw. weiterentwickeln zu müssen, wird mit der kombinierten Nutzung von Gasfahrzeugen und THG-armem bzw. THG-freiem Mischgas Nullemissionsmobilität möglich, ggf. sogar THG-negative Mobilität. Die internationale Automobilindustrie kann nach wie vor hochwertige Autos bauen, ohne die Technologie groß ändern zu müssen. Benzinmotoren müssen in bekannter Art und Weise lediglich zu Gasmotoren modifiziert werden.

Die Nachteile der ggf. ebenfalls C0 ₂ -freien Elektromobilität wie kurze Reichweite, lange Ladezeiten, hohes Batteriegewicht, sehr hohe zusätzliche Anschaffungskosten, problematische Beheizung im Winter und problematische Klimatisierung im Sommer, Investition in neue Produktionslinien, hohe F&E- Ausgaben etc. etc. treten dabei nicht auf, denn Gasfahrzeuge entsprechen bis auf die zusätzlichen Gastanks und einigen Modifikationen am Motor konventionellen Benzinfahrzeugen. Weder muss die hochentwickelte Verbrennungsmotorentechnik auf eine einfache Elektromotorentechnik umgestellt werden, noch müssen Hochleistungsbatterien entwickelt, produziert und bezahlt werden. Auch ggü. der gegenwärtig noch als ultima ratio gepriesenen Wasserstofftechnologie weisen das hier beschriebene Produktionsverfahren, das resultierende Produkt und die beschriebene Verwendung Vorteile auf. Der Wirkungsgrad von mobilen Gasmotoren ist mit +5% bis +8% ggü. mobilen Benzinmotoren zwar auf rd. 28% - 29% verbessert, aber noch längst nicht so gut wie der von Brennstoffzellen, die einen Wirkungsgrad von ca. 40 - 50% aufweisen. Die- ser Nachteil wird aber überkompensiert durch die erheblich geringeren Herstellungskosten des für den Einsatz von„CBM" erforderlichen CNG-Fahrzeuges. Während die Anschaffungsmehrkosten von Wasserstoff-Pkw heute ggü. vergleichbaren Benzinfahrzeugen bei 50.000 Euro und mehr liegen, belaufen sie sich bei CNG-Pkw im Durchschnitt auf lediglich 2.800 Euro. Kaum ein Pkw kann während seiner gewöhnlichen Nutzungszeit diesen Kosten- nachteil durch Kostenvorteile beim Kraftstoffverbrauch kompensieren.

Die Erzeugung von THG-reduziertem bzw. THG-freiem BioMethan und dessen Verwendung als Kraftstoff in Gasfahrzeugen ist also von Vorteil für die Automobilindustrie, für deren Arbeitnehmer, für die Autokäufer und -nutzer und last but not least für die Umwelt. Detaillierte Beschreibung

Zum besseren Verständnis der vorliegenden Erfindung wird im Folgenden auf in den Zeichnungen dargestellte Ausführungsbeispiele Bezug genommen, die anhand fachspezifischer Terminologie beschrieben sind. Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass der Schutzumfang der Erfindung durch die Angabe von Ausführungsbeispielen nicht eingeschränkt werden soll, da Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren und an der offenbarten Biogasanlage sowie an deren Ausführungsvarianten und weitere Anwendungen der Erfindung und weitere Verwendungen der Produkte als übliches derzeitiges oder künftiges Fachwissen eines zuständigen Fachmanns angesehen werden. Die Figuren 1 bis 18 zeigen Ausführungsbeispiele des erfindungsgemäßen Verfahrens, nämlich:

Figur 1 ein schematisches Blockdiagramm der wesentlichen Verfahrensschritte zur Erzeugung von Biogas aus THG-reichen NawaRo, der Abscheidung von C0 ₂ und der Verwendung von THG-reduziertem BioMethan als THG-reduzierter bzw. THG-freier Energieträger Figur 2 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 1 beschriebenen Verfahrens, umfassend eine Einspeisung von treibhausgasreduziertem BioMethan in ein Erdgasnetz, eine Ausspeisung eines Energieäquivalents und dessen Verwendung als THG- reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff

Figur 3 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 2 beschriebenen Verfahrens mit THG-armen NawaRo als Gärsubstrat

Figur 4 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 3 beschriebenen Verfahrens mit THG-freiem bzw. THG-armem Biomüll als Gärsubstrat

Figur 5 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 4 beschriebenen Verfahrens mit Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen als Gärsubstrate Figur 6 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 5 beschriebenen Verfahrens umfassend eine Vorbehandlung der Gärsubstrate Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe Figur 7 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 6 beschriebenen Verfahrens umfassend den optionalen Einsatz von THG-armen und/oder THG-reichen Nachwachsenden Rohstoffen als zusätzliche Gärsubstrate

Figur 8 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der vorstehenden Verfah- rensvarianten umfassend eine Auswahl aus einer breiten Palette an Einsatzstoffen und den Einsatz von regenerativen und treibhausgasarmen Energien in den diversen Verfahrensschrit- ten

Figur 9 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens umfassend eine netzexterne Vermischung des erzeugten BioMethans mit Erdgas Figur 10 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 9 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Reformierung des im THG-reduzierten Biogases enthaltenen C0 ₂ zu THG-reduziertem SynMethan und/oder zu THG-reduziertem SynMethanol

Figur 1 1 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 10 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Reformierung von abgeschiedenem regenerativem C0 ₂ zu THG-reduziertem BioMethan und/oder zu THG-reduziertem BioMethanol

Figur 12 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebenen Verfahren umfassend eine Substitution fossilen C0 ₂ durch abgeschiedenes regeneratives C0 ₂

Figur 13 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebe- nen Verfahren umfassend eine optionale Verstromung von THG-reduziertem Biogas

Figur 14 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebenen Verfahren umfassend eine optionale Verflüssigung von treibhausgasreduziertem BioMethan oder von einem aus treibhausgasreduziertem Biomethan und Erdgas bestehenden Mischgas

Figur 15 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Verwertung der Gärreste als Mineraldünger-Substitut Figur 16 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 15 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Extrahierung von pflanzlichen Nährstoffen aus den Gärresten und deren optionale Verwertung in einer Düngemittelherstellung

Figur 17 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 16 beschriebe- nen Verfahrens umfassend eine optionale Aufbereitung der festen Gärreste zu alternativem Brennstoff

Figur 18 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 17 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Rekuperation der Brennstoffasche und deren Verwertung als Düngemittelkomponente In den Figuren 1 bis 18 sind Prozesse als Rechteck dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck mit abgeschnittenen Ecken. In den Figuren 19 bis 39 sind Anlagen bzw. Vorrichtungen als Rechteck dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck mit abgeschnittenen Ecken. Die Figuren 19 bis 39 zeigen Ausführungsbeispiele der erfindungsgemäßen Anlage, nämlich: Figur 19 ein schematisches Blockdiagramm der wesentlichen Komponenten einer Biogasanlage zur Erzeugung von treibhausgasreduziertem BioMethan und regenerativem C0 ₂ sowie der Verwendung des treibhausgasreduzierten BioMethans als treibhausgasreduzierter oder treibhausgasfreier Gas-Kraftstoff

Figur 20 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 19 beschriebe- nen Anlage, umfassend die Nutzung einer hinsichtlich der THG-Bilanz verbesserten Gärsubstratmischung

Figur 21 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 20 beschriebenen Anlage, umfassend die Nutzung von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen als Gärsubstrate Figur 22 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 21 beschriebenen Anlage, umfassend einen eingehausten Annahmebereich und ein eingehaustes Zwischenlager Figur 23 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 22 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Vorbehandlung von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen

Figur 24 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 23 beschriebe- nen Anlage, umfassend die zusätzliche Nutzung von Biomüll als Gärsubstrat

Figur 25 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 24 beschriebenen Anlage, umfassend die zusätzliche Nutzung von THG-armen und THG-reichen Nachwachsenden Rohstoffen als Gärsubstrat

Figur 26 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 25 beschriebe- nen Anlage, umfassend die zusätzliche oder alternative Verwendung von regenerativem C0 ₂ als Substitut für fossiles C0 ₂

Figur 27 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 26 beschriebenen Anlage, umfassend die zusätzliche Verwendung von Gärresten als Substitut für Mineraldünger Figur 28 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 27 beschriebenen Anlage, umfassend einen Nachgärer

Figur 29 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 28 beschriebenen Anlage, umfassend einen Kompressor zur Verdichtung des erzeugten treibhausgasredu- zierten BioMethans (Compressed BioMethane CBM) und mindestens einen Einspeisepunkt für die Einspeisung dieses BioMethans in ein Erdgas- oder ein BioMethannetz

Figur 30 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 29 beschriebenen Anlage, umfassend mindestens einen Ausspeisepunkt für die Ausspeisung von BioMe- than bzw. BioMethan-Substitut bzw. BioMethan-/Erdgasmischungen bzw. entsprechender Energieäquivalente aus einem Erdgasnetz Figur 31 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 30 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Umwandlung des erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases zu THG-reduziertem Strom Figur 32 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 31 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Reformierung von Biogas zu BioMethan oder Bio- Methanol

Figur 33 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 32 beschriebenen Anlage, umfassend eine Verbindung von der C0 ₂ - Abscheide- und -Rekuperationsanlage zur C0 ₂ -Reformierungsanlage zur Einleitung von rekuperiertem regenerativen C0 ₂ in die C0 ₂ -Reformierungsanlage

Figur 34 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 33 beschriebe- • nen Anlage, umfassend eine Vorrichtung zur netzexternen Vermischung von treibhausgasre- duziertem BioMethan mit Erdgas, zur Verdichtung des Mischgases und zur Einspeisung des verdichteten Mischgases in ein Erdgasnetz

Figur 35 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 34 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Verflüssigung von treibhausgasreduziertem BioMethan oder einer aus treibhausgasreduziertem BioMethan und Erdgas bestehenden Gasmischung

Figur 36 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 35 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Extrahierung von pflanzlichen Nährstoffen aus den anfallenden Gärresten

Figur 37 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 36 beschriebenen Anlage, umfassend eine Düngeraufbereitungsanlage zur Aufbereitung der extrahierten organischen Nährstoffe zu Düngemittel und Düngemittelkomponenten

Figur 38 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 37 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Aufbereitung des festen Teils von Gärresten zu alternativem Brennstoff

Figur 39 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 38 beschriebenen Anlage, umfassend Heizkessel mit Vorrichtungen zur Rekuperation der Gärrestasche

Diese Ausführungsbeispiele werden im Folgenden im Detail beschrieben. In der Figur 1 ist die einfachste Ausführungsvariante des Verfahrens dargestellt. Sie gibt das gängige Basisprinzip einer Biogasanlage wieder, jedoch mit den Ergänzungen a) Abschei- dung von regenerativem C0 _2j b) Rekuperation des abgeschiedenen regenerativem C0 ₂ , c) geologische Endlagerung (Sequestierung) des abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C0 ₂ und d) Verwendung des THG-reduzierten BioMethans als treibhausgasreduzierter Energieträger. Subvarianten dieser Ausführungsvariante können darin bestehen, dass das BioMe- than als treibhausgasreduzierter Kraftstoff Verwendung findet oder (nicht gezeigt) als treib- hausgasfreier oder treibhausgasnegativer Energieträger oder als treibhausgasfreier oder treib- hausgasnegativer Kraftstoff. Vorzugsweise findet der jeweilige Kraftstoff im Verkehr Ver- Wendung (vgl. Ansprüche 2 und 5).

In dieser einfachsten Ausführungsvariante des Verfahrens sind im Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" noch keine Veränderungen zum konventionellen Vorgehen vorgesehen, es kommen nach wie vor relativ THG-reiche NawaRo zum Einsatz. Ebenso bleiben die bisher üblichen Vorgehensweisen im Verfahrensschritt„Substrat-AnbauZ-ernte" unverändert. Auch im Verfahrensschritt„Substrat-Lagerung" wird zunächst nicht darauf geachtet, ob die eingelagerten Einsatzstoffe Methan oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungsprozesse zunächst noch zugelassen. Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage konventionelle Traktoren und Lkw eingesetzt. Beim Verfahrensschritt„Substrat-Annahme und Substrat-Zwischenlagerung" wird wie bei der Substrat-Lagerung auch noch nicht darauf geachtet, ob es zu Ausdünstungen von Methan oder Lachgas kommt.

Die im Verfahrensschritt„Konversion" angeordnete Umwandlung der Biomasse in Biogas (Vergärung) erfolgt wie von der Branche bislang praktiziert. Die Konversion ist ein energieintensiver Prozess, insbesondere, wenn es sich bei den eingesetzten Anlagen um Nassanlagen handelt, bei denen die Gärmasse fast permanent mit stromintensiven Rührgeräten durchgerührt (homogenisiert) werden muss. Wenn der gesamte Biogasertrag verströmt wird, müssen bei konventionellen Nassanlagen hierfür bis zu 15 % des Stromertrags aufgewandt werden. Auch wenn vor Ort eine Verstromung des erzeugten Biogases erfolgt, wird in der Regel der hierfür notwendige Strom dennoch aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen, denn der aus dem Netz bezogene Strom ist meist günstiger als die Vergütung für den eingespeisten Strom. Bei einem THG-Wert des deutschen Strommixes von 624 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWhei wird der Verfahrensschritt„Konversion" deshalb bei konventioneller Arbeitsweise in erheblichem Maße mit Treibhausgaseffekten belastet. Diese bislang übliche Vorgehensweise bleibt zunächst unverändert.

Gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren werden das konventionell erzeugte (THG- belastete) Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas in den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/CO^-Abscheidung" und„Rekuperation des regenerativen CO?" zu BioMe- than aufbereitet. Das Biogas wird in einer Gasaufbereitungsanlage„gewaschen", d.h. das im Biogas mit ca. 39 - 47 % enthaltene C0 ₂ und andere Gase (Schwefel, Ammoniak, Stickstoff, Sauerstoff, die zusammen zu ca. 5 % im Biogas enthalten sind) werden abgeschieden. Dies geschieht mit konventionellen Verfahren (u.a. mit einem Druckwechselverfahren) oder mit dem (Sub-) Verfahren der Drucklosen Aminwäsche, vorzugsweise aber mit einem bislang nicht eingesetzten Kälteverfahren (Kryo-Technik). Das abgeschiedene, regenerative C0 ₂ wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern für eine weitere Verwendung aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert oder in eine Gasleitung eingespeist (vgl. Ansprache 1). Die Verwendungsoptionen des rekuperierten C0 ₂ umfassen die geologische Endlagerung (Sequestierung), seine Reformierung in synthetisches Methan (SynMethan) oder synthetisches Methanol (SynMethanol) und die stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ (vgl. Anspruch 1).

Es ist von Vorteil, wenn für die C0 ₂ -Abscheidung ein Verfahren eingesetzt wird, bei dem der Methanschlupf und dessen THG-Emission sehr gering sind (Methan ist 23 -mal so umwelt- schädlich wie Kohlenstoffdioxid). Das ist bei der drucklosen Aminwäsche der Fall (vgl. Anspruch 7). Wenn der Transport oder die Nutzung des C0 ₂ oder des resultierenden BioMethans in flüssiger Form erfolgen soll (vgl. Anspruch 1), ist es vorteilhaft, als Gaswäscheverfahren ein Kryo- Verfahren einzusetzen, das mit Kälte arbeitet und das C0 ₂ in flüssiger Form bereitstellen kann und zwar mit relativ geringem weiterem Energieaufwand für die Abkühlung (vgl. Anspruch 7).

Es hat sich gezeigt, dass bei der Biogaswäsche bzw. bei der C0 ₂ -Abscheidung Größeneffekte (scale effects) auftreten. Bei einer Verdopplung der Kapazität der eingesetzten Anlagen erhöht sich der apparative Aufwand nur minimal. Dadurch sinken die Stückkosten bzw. die Kosten pro m ³ Biogas stark. Es ist deshalb von Vorteil, wenn der Volumenstrom eine gewisse Mindestgröße aufweist (vgl. Anspruch 7). Bei dem aus dem Biogas abgeschiedenen C0 ₂ handelt es sich nicht um fossiles C0 ₂ , sondern um C0 ₂ aus Pflanzen, das noch 1 oder 2 Jahre zuvor in der Atmosphäre war. Dieses C0 ₂ wird im Folgenden als regeneratives C0 ₂ bezeichnet.

Die Verminderung von zusätzlichem Ausstoß von Treibhausgasen (THG-Emission) ist eine Sache, die Entfernung von (regenerativem) Kohlenstoffdioxid (C0 ₂ ) aus der Atmosphäre ist dagegen ein Vorgang, der über die Vermeidung von zusätzlichen THG-Emissionen weit hinausgeht. In der Verwendungsvariante„Sequestierung" wird mit dem Verfahren also nicht die Emission von zusätzlich generiertem fossilem C0 ₂ durch eine Art CCS (Carbon Capture and Storage) vermieden, sondern bereits in der Atmosphäre befindliches C0 ₂ wird abgeschieden, rekuperiert und endgelagert bzw. sequestiert (vgl. Anspruch 1).

Während die Abscheidung des regenerativen C0 ₂ im Verfahrensschritt„Biogaswäsche/C0 ₂ - Abscheidung" und die Rekuperation des abgeschiedenen regenerativen C0 ₂ im Verfahrensschritt„C0 ₂ -Rekuperation" vorgenommen werden, erfolgt die Endlagerung des (regenerativen) C0 ₂ im Verfahrensschritt ,,CO?-Sequestierung" (vgl. Anspruch 1). Da bei der Sequestie- rung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ bessere Treibhausgaseffekte entstehen als bei der Reformierung des rekuperierten C0 ₂ zu Methan (CH ₄ ) oder zu Methanol (CH ₃ OH) und auch bessere Treibhausgaseffekte als bei der Substitution fossilen C0 ₂ durch das rekuperierte regenerative C0 ₂ , ist es von Vorteil, wenn ein möglichst großer Anteil des Biogases in den Strang „Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" geleitet wird (vgl. Anspruch 7), denn es könnte auch in die Reformierung (siehe Ausführungsvariante der Figur 10) oder in die Ver- stromung geführt werden (siehe Ausführungsvariante der Figur 13).

Da das C0 ₂ nur an ausgewählten Orten geologisch endgelagert werden kann, muss es i.d.R. von der Abscheidungsvorrichtung zum Sequestierungsort transportiert werden. Dies geschieht abgekühlt in Flüssigkeitstanks oder gasförmig in Drucktanks oder in fester Form als Trocke- neis oder gasförmig über eine C0 ₂ -Leitung. Außer für den Transport mittels dezidierter Gasleitung werden als Transportmittel vorzugsweise Lkw eingesetzt, die THG-freien Kraftstoff nutzen (vgl. Anspruch 1).

Durch die endgültige Entfernung des C0 ₂ aus der Atmosphäre und aus dem C0 ₂ -Kreislauf entsteht wie bereits oben dargestellt nicht nur eine Vermeidung von zusätzlichen THG- Emissionen, sondern eine echte THG-Minderung. Diese THG-Minderung wird dem Produkt des Verfahrens, dem „BioMethan" zugerechnet. Allein aufgrund der Höhe der C0 ₂ - Minderung kann die THG-Bilanz des BioMethans negativ (!) werden. Diese vorteilhafte C0 ₂ - Minderung fällt umso höher aus, je höher der Anteil an regenerativem C0 ₂ ist, der in die Se- questierung geführt wird (vgl. Anspruch 7).

Aufgrund der geologischen Endlagerung des regenerativen C0 ₂ verbessert sich die THG- Bilanz des resultierenden BioMethans drastisch: das konventionell aus dem konventionellen Einsatzstoff „THG-reiche NawaRo" erzeugte Biogas ist zwar zunächst noch mit THG- Emissionen belastet (beim Einsatz von Mais nach neuesten Studien mit 140 bis 234 gC0 ₂ - Äquivalenten/kWhßiogas), die Entfernung des regenerativen C0 ₂ aus dem C0 ₂ -Kreislauf wird jedoch dem Energieträger zugeschrieben, also dem BioMethan. Wenn ein ausreichend großer Anteil des abgeschiedenen und rekuperierten C0 ₂ sequestiert wird, kann die THG-Belastung des BioMethans auf unter 100 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhBioMethan, fallen, ggf. auch auf unter 50 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhBioMethan bzw. auf unter 1 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan und unter Umständen sogar auf unter -100 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhBi ₀ -Methan (vgl. Anspruch 1).

Das in Figur 2 dargestellte Verfahren ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 1 be- schriebenen Ausführungsvariante des Verfahrens. Das Verfahren wird verbessert, indem die Distribution des THG-reduzierten bzw. THG-freien BioMethans bzw. CBM nach einer entsprechenden Einspeisung über ein Erdgas- oder BioMethannetz vorgenommen wird. Diese Modifikation reduziert die Distributionskosten und senkt den Energieeinsatz.

Im Verfahrensschritt„Komprimierung" wird das nach der Biogas wäsche/C0 ₂ -Abscheidung und der C0 ₂ -Rekuperation übrig bleibende BioMethan auf ein etwas höheres Druckniveau komprimiert, als in dem Erdgasnetzabschnitt herrscht, in den es eingespeist werden soll. Dies erfolgt mit stromintensiven Kompressoren, die mit zunehmender Größe effizienter werden. Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die zu komprimierende Gasmenge möglichst groß ist (vgl. Anspruch 7). Um die THG-Bilanz weiter zu verbessern wird als Strom auch in diesem Verfahrensschritt möglichst THG-reduzierter, vorzugsweise THG- freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Mit der Komprimierung wird aus dem drucklosen oder mit mäßigem Druck versehenen BioMethan sogenanntes„Compressed BioMethane" (im Folgenden auch CBM).

Das CBM wird gemäß Verfahrensschritt„Einspeisung" in den vorgesehenen Abschnitt eines Erdgas- oder BioMethannetzes eingespeist (vgl. Anspruch 2). Auch für die Einspeisung wird vorzugsweise THG-reduzierter, besonders vorzugsweise THG- freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Da es bei der Einspeisung von BioMethan in Erdgasnetze starke Volumeneffekte gibt, ist es von Vorteil, wenn die eingespeisten Volumina eine Mindestgröße aufweisen (vgl. Anspruch 7).

Im Verfahrensschritt„Distribution BioMethan" erfolgen der physische oder der virtuel- le/statistische Transport des in ein Erdgas- oder BioMethannetz eingespeisten BioMethans zum Verbraucher. Dabei vermischt sich das eingespeiste BioMethan mit dem im Netz befindlichen Erdgas (vgl. Anspruch 2), es kann physisch nicht mehr von dem Erdgas getrennt werden. Eine Vermischung kann aber auch dergestalt erfolgen, dass Erdgas aus dem Erdgasnetz entnommen und außerhalb des Erdgasnetzes mit dem CBM vermischt wird (vgl. die Ausfüh- rungsvariante der Figur 9).

Am elegantesten und vorteilhaftesten ist es, wenn die Vermischung lediglich statistisch / virtuell erfolgt, etwa dergestalt, dass reines BioMethan bzw. eine Mischung aus BioMethan, Propan und/oder Butan in ein Erdgasnetz eingespeist wird und diese Mischung sich im Erdgasnetz mit Erdgas vermischt. Möglich ist auch eine Ausführungsvariante des Verfahrens, bei der das letztlich vom Verbraucher aus dem Erdgasnetz entnommene Gas bezogen auf einen bestimmte Energiemenge (Energie- oder Erdgasäquivalent) einen bestimmten Anteil an THG- negativem BioMethan aufweist und deshalb entsprechende Mehrmengen an (Misch-)Gas aus dem Erdgasnetz entnommen werden. Die möglichen Entnahmemengen ergeben sich dabei aus der THG-Zielbelastung, d.h. je höher die zugelassene THG-Belastung des Entnahmegases, desto größer die mögliche Entnahmemenge (vgl. Anspruch 2).

Aufgrund der unmöglichen physischen Trennung von CBM und CNG wird ausgespeistes Gas dem eingespeisten Gas über Energie- oder Erdgasäquivalente oder bei gleichem Energiege- halt der Gase über Normmengen (Nm ) gegenübergestellt. Wenn sich die ausgespeisten und eingespeisten Energiemengen entsprechen, können die Ausspeisemengen als„reines CBM" bezeichnet werden. Sind die ausgespeisten Energiemengen größer als die eingespeisten Energiemengen, dann handelt es sich bei dem ausgespeisten Gas definitionsgemäß um eine CBM- /CNG-Mischung. Aufgrund der möglichen THG-Negativität des CBM kann die entnommene CBM-/CNG-Mischung dennoch eine THG-Belastung von 0 gC02-Äq/kWh i _SC hgas aufweisen.

Aus dem Netz, in das CBM eingespeist wurde, kann also an jedem beliebigen Ausspeisepunkt des Erdgasnetzes eine energieäquivalente Menge zzgl. einer Mehrmenge an Erdgas entnommen werden, die per virtueller/statistischer Verrechnung mit exakt den gleichen (negativen) THG- Werten„belastet" ist wie das eingespeiste CBM. Physisch ist das entnommene Gas zwar nicht mit dem eingespeisten CBM identisch, aber dafür nutzen andere als die an dem de- zidierten Ausspeisepunkt angeschlossenen Erdgasverbraucher ohne es zu wissen das zu einem mehr oder weniger großen Teil eingespeiste CBM. Letztlich ist es für das weltweite Klima egal, wo die THG-Einsparung erfolgt. Bei der Verwendung des ausgespeisten Mischgases emittieren die Endverbraucher insgesamt entsprechend geringere Mengen an langfristigem, fossilen C0 ₂ . Stöcheometrisch bleibt die entstehende C0 ₂ -Menge zwar unverändert, es stammt eben nur ein gewisser Anteil aus dem„kurzen" C0 ₂ -Kreislauf und eben nicht aus dem langfristigen fossilen C0 ₂ -Kreislauf. Wenn das ausgespeiste Gas hinsichtlich der Energiemenge genau der eingespeisten CBM- Menge entspricht, können einer ausgespeisten Gasmenge genau die THG-Effekte des einge- speisten CBM zugeschrieben werden. Wenn die Ausspeisemenge in Nm gemessen größer ist als die CBM-Ein-speisemenge, dann findet eine„Verdünnung" (Dillution) des THG-Effekts statt. Diese Verdünnung kann so weit getrieben werden, bis der gewünschte THG- Wert er- reicht ist. Wenn sich die THG-„Belastung" des eingespeisten CBM z.B. auf -468 gC0 ₂ -

Äquivalente/kWhc _BM beläuft und ein TGH-freies Mischgas ausgespeist werden soll, können an einem dezidierten Ausspeisepunkt insgesamt pro 1 kWh an eingespeistem CBM rd. 2,98 kWh an Gas ausgespeist werden (1 kWhc _BM mit einer THG-Belastung von -468 gC0 ₂ - Äq/kWhc _BM und 1,98 kWhcNG mit einer THG-Belastung von +236 gC0 ₂ -Äq/kWhcNG ergeben 2,98 kWh Ausspeisegas mit einer THG-Belastung von 0 gC0 ₂ -Äq/kWh _A usspeisegas)- Die gemeinsame bzw. durchschnittliche THG-Belastung liegt dann bei 0 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWliAuss eisegas- Dieses Ausspeisegas kann u.a. als THG-reduzierter oder THG-freier Kraftstoff verwendet werden (vgl. Anspruch 5).

Die Verdünnung kann auch so weit gehen, dass ein THG- Wert zwischen 0 und 235 gC0 ₂ -Äq / kWhAus-speisegas oder zwischen 0 und 301 gC0 ₂ -Äq/kWhAusspeisegas erreicht wird. Diese

Ausspeisegase gelten dann im ersten Fall als ggü. Erdgas (CNG) THG-reduziert und im zweiten Fall als ggü. Benzin THG-reduziert. CBM gilt als ggü. konventionell aus Mais erzeugtem BioMethan THG-reduziert, wenn dessen THG- Wert (gemäß neuester Studien ca. 140 - 234 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhBioMethan) unterschritten wird. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases bei 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh„cBM" _> dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasfreier Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases unter 0 gC0 ₂ - Äquivalente/kWh„cBM", dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasnegativer Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten„CBM" über 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh„cB ", aber noch unter 236 gC0 ₂ - Äquivalente/kWh„cBM"> dann kann das ausgespeiste„CBM" als ggü. Erdgas treibhausgasre- duzierter Energieträger bezeichnet werden. Das Selbe gilt für ausgespeiste„CBM"-/CNG- Mischungen: wenn deren THG-Belastung zwischen 0 und 235 gC02-Äquivalente/kWtiMischgas liegt, ist das Mischgas THG-reduziert, beträgt die THG-Belastung genau 0 gC0 ₂ -Äquivalen- te/kWhMischgas, dann handelt es sich um THG-freies Mischgas, liegt sie darunter, dann ist das Mischgas THG-negativ. Es ist vorteilhaft, das ausgespeiste„CBM" und die„CBM"-/CNG-Mischungen als treibhaus- gas-reduzierte bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe einzusetzen, vorzugsweise im Verkehr (vgl. Anspruch 5). Da in Deutschland mit < 0,2 % des Kfz-Bestandes heute kaum mit CNG betriebene Gasfahrzeuge in Betrieb sind und damit praktisch jedes neue, mit CBM betriebene Gasfahrzeug ein Benzin- oder Dieselfahrzeug ersetzt, ergibt sich die effektive THG-Reduktion für Deutschland als Differenz zwischen der THG-Belastung von Benzin und der jeweiligen THG- Belastung des„CBM" bzw. des„CBM"-/CNG-Mischgases. Bei einer THG-Belastung des „CBM"-/CNG-Mischgases von z.B. 40 gC02-Äquivalenten/kWh _M isch _g as beträgt die THG- Reduktion ggü. Benzin 262 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh bzw. rd. 87 %, bei einer THG-Belastung des„CBM"-/CNG-Mischgases von 0 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWh _M i _S chgas beläuft sich die THG- Minderung auf 302 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhMischgas bzw. rd. 100%.

Das in Figur 3 dargestellte Verfahren ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 2 beschriebenen Ausführungsvariante des Verfahrens. Die THG-Bilanz des Verfahrens wird verbessert, indem im Verfahrensschritt„Substratauswahl" zu einem größeren Anteil auch THG- arme NawaRo als Gärsubstrat zum Einsatz kommen. Treibhausgasarme NawaRo sind z.B. Landschaftspflegegut, Aufwuchs von extensiv bewirtschafteten Flächen, Gras und Miscantus. Der„Bodenräuber" Mais und düngungsintensive Substrate wie grüner Getreideganzpflanzen- schnitt sind keine treibhausgasarmen NawaRo, sie werden in dieser Ausführungsvariante deshalb auch nur in 2. Wahl als Gärsubstrat eingesetzt. Der THG-Effekt ist dabei umso positiver, je höher der Anteil der THG-armen NawaRo an der Frischmasse ist. Damit ist erstmals bereits das Biogas THG-reduziert, denn es kommen insbesondere THG- arme Substrate zum Einsatz (die in den Ausführungsvarianten der Figur 1 und 2 eingeführten Verfahrensänderungen haben nur Einfluss auf den THG-Wert des BioMethans, nicht auf den THG-Wert des im Herstellungsprozess vorher anfallenden Biogases).

Es sei vermerkt, dass die hier vorgestellte Maßnahme zur Reduzierung der THG-Emission auch mit der in Figur 1 beschriebenen Basisvariante des Verfahrens sowie allen anderen Aus- führungsvarianten kombiniert werden kann.

In der Weiterbildungsvariante der Figur 4 ist eine Verfahrenskombination dargestellt, mit der die THG-Bilanz durch den ausschließlichen Einsatz von Biomüll (der organische Anteil von Haushaltsmüll und gewerblichem Müll) als Gärsubstrat weiter verbessert wird (vgl. Anspruch 3). Da Biomüll kaum mit THG-Emissionen belastet ist, findet allein durch den Wechsel von NawaRo auf Biomüll eine Verbesserung des THG- Wertes des Biogases statt - noch vor den im Verfahrensablauf später angeordneten Verfahrensschritten„Biogas wäsche/C0 ₂ - Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation". Zusammen mit der bereits in Figur 1 dargestellten C0 ₂ -Abscheidung und den resultierenden THG-Effekten verbessert sich die THG-Bilanz des Verfahrens weiter. Dieser durch die Substratauswahl bedingte Effekt ist umso stärker, je hö- her der Anteil des Biomülls an der Frischmasse ist. In der Figur 4 ist der alleinige Einsatz von Biomüll als Gärsubstrat dargestellt, möglich ist gleichwohl auch der Einsatz einer aus NawaRo und Biomüll bestehenden Substratmischung.

Der Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" ist in der Figur 5 so ausgestaltet, dass als Gärsubstrate ausschließlich treibhausgasfreies Stroh und treibhausgasfreie landwirtschaftliche Rest- Stoffe (darunter Wirtschaftsdünger) ausgewählt wurden (vgl. Anspruch 3). Bei diesen Einsatzstoffen entfällt der Verfahrensschritt„Substrat- AnbauZ-ernte" fast ganz. Stroh muss z.B. nur noch zu Ballen gepresst und eingesammelt werden, bei Festmist entfällt das Pressen, er muss nur noch eingesammelt werden. Hinsichtlich des Treibhausgaseffekts ist mit dieser Auswahl ggü. den konventionellen Einsatzstoffen (gemeint sind die Anbaubiomassen Mais, Getreide- Ganzpflanzenschnitt, Getreidekörner, Grassilage, Rüben) ein erster Vorsprung gegeben, d.h., bis inklusive dem Verfahrensschritt„Substrat-AnbauZ-ernte" wird mit einer THG-Belastung von null oder nahezu null gearbeitet.

Im Verfahrensschritt„Substrat-Lagerung" wird gemäß dem hier offenbarten Verfahren darauf geachtet, dass die eingelagerten Einsatzstoffe nicht Methan oder Lachgas ausdünsten (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall aufgenommen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüf- tung versehenes Zwischenlager gebracht. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion von C0 ₂ verbunden sind. U.a. wird das Stroh trocken gelagert, so dass keine (aeroben) Verrottungsprozesse stattfinden können und damit kein C0 ₂ in die Atmosphäre gelangt. Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgas- bzw. Energieäquiva- lent (vgl. Anspruch 1). Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Transport" fällt damit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse - außer beim Transport von Stroh - abgedeckt sind. Beim Verfahrensschritt„Substrat- Annahme und Substrat-Zwischenlagerung" wird wie bei der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas kommt. Das ist z.B. möglich, wenn die Substrat-Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wie- derum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C0 ₂ freigesetzt wird.

Für den Einsatz von Festmist, insbesondere von Geflügelmist, werden dem Verfahren bzw. dessen Hauptprodukt„BioMethan" sogar THG-Gutschriften zugerechnet, denn durch die Verwertung des ammoniak- und ammoniumhaltigen Geflügelmistes werden ansonsten statt- findende Ausdünstungen von Lachgas (N ₂ 0) vermieden. Insofern ist diese Substrat-Auswahl hinsichtlich des THG-Effekts noch besser als die Substratauswahl„Biomüll".

Selbstverständlich können Stroh und strohhaltige Substrate auch den bereits aufgeführten Einsatzstoffen zugemischt werden. Der gewünschte THG-Effekt ist am größten, wenn der Anteil des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe möglichst hoch ist (vgl. Anspruch 3). Die Figur 6 zeigt eine positive Weiterbildung des in Figur 5 beschriebenen Verfahrens. Beim Einsatz von Stroh bzw. strohhaltigen Stoffen ist es gasertragsfördernd, diese Gärsubstrate einer Vorbehandlung zu unterziehen. Das geschieht im optionalen Verfahrensschritt„Vorbehandlung" (vgl. Anspruch 4). Ein höherer Gasertrag pro Tonne Input führt dazu, dass letztlich mehr fossile Energieträger ersetzt werden und damit eine vergrößerte Menge an Treibhausgasen vermieden wird.

Als Vorbehandlung kommen insbesondere die mechanische Vorbehandlung der Vermahlung, die chemische Vorbehandlung der Einweichung in säurehaltigen Lösungen, die thermochemi- sche Vorbehandlung mit Sattdampf, die thermomechanische Vorbehandlung mittels Dampfexplosion (steam explosion), die thermochemische Vorbehandlung mittels Thermodruckhyd- rolyse und die chemische Vorbehandlung mittels Vermischung mit Festmist oder mit Gülle sowie die Zugabe von Exo-Enzymen in Frage (vgl. Anspruch 4). Die Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe erfolgt in jedem Falle so, dass der in diesem Verfahrensschritt eingesetzte Energieaufwand kleiner ist als der auf die Vorbehandlung zurückzuführende zusätzliche Energieertrag. Vorzugsweise werden in diesem Verfahrensschritt THG- arme, besonders vorzugsweise THG-freie Energien bzw. Energieträger eingesetzt.

Für den Fall, dass das Aufkommen an Stroh und/oder strohhaltigen Einsatzstoffen nicht ausreicht oder dass die Gärprozesse mit ihnen besser ablaufen, können zusätzlich auch THG- arme und THG-reiche NawaRo in die Gärsubstratmixtur aufgenommen werden (vgl. Anspruch 3). Die aus einer besseren Vergärung der Substratmixtur resultierende höhere Substrateffizienz überkompensiert dann die auf den Einsatz von THG-reichen NawaRo zurückzuführenden negativen Effekte auf die THG-Bilanz des Verfahrens. Diese Ausführungsvariante ist in Figur 7 dargestellt. Wenn sich bei der Ausgestaltung des Gesamtverfahrens (Nutzung der weiteren optionalen

Verfahrensschritte) ergeben sollte, dass das resultierende Produkt„BioMethan" treibhausgas- negativ wird, und das Ziel ein THG-freies CBM ist, dann können die Anteile von Anbaubiomasse mit geringerer THG-Belastung als Mais oder ggf. auch treibhausgasbelasteter Mais am Frischmasse-Input erhöht werden, bis die Treibhausgasbilanz des CBM gerade eben noch nicht von einem negativen Emissionswert (THG-Belastung < 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh) in einen positive Emissionswert (THG-Belastung > 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh) umschlägt. Wenn die anderen Gärsubstrate nicht in ausreichenden Mengen zu bekommen sind, kann es von Vorteil sein, wenn der NawaRo- Anteil möglichst hoch ist, denn die gibt es immer zu kaufen.

Figur 8 zeigt die Möglichkeit, jeden Stoff aus der Palette Stroh, Strohhaltige Einsatzstoffe, Biomüll, THG-arme NawaRo und THG-reiche NawaRo als Gärsubstrat in dem Verfahren einzusetzen. Es sei ausdrücklich darauf verwiesen, dass das in diesem Ausführungsbeispiel beschriebene Verfahren grundsätzlich auch mit anderen Gärsubstraten als den aufgeführten Einsatzstoffen durchgeführt werden kann und ohne die Verfahrensschritte„Komprimierung" und/oder„Einspeisung". Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit entsprechenden Erdgasäquivalenten (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall verladen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüftung versehenes Zwischenlager gebracht. Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Substrat- Transport" fallt damit auch bei einer Vermischung des (THG-negativen) BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des ein- gesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die

Transportmittel beim Transport der Biomasse außer beim Transport von Stroh abgedeckt sind.

Beim Verfahrensschritt„Substrat- Annahme/- Zwischenlagerung" wird wie beim Verfahrensschritt der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas kommt. Das ist z.B. möglich, wenn die Substrat- Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wiederum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrot- tungsprozesse möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C0 ₂ freigesetzt wird.

Für die THG-Bilanz des Produkts CBM ist es bedeutsam, insbesondere im Fall der Zufuhrung von Biogas aus externen Quellen, dass das aufzubereitende Biogas möglichst wenig mit

Treibhausgasen belastet ist. Subsumiert soll hier deshalb auch sein, dass in allen Verfahrens- schritten, in denen Strom oder Wärme zum Einsatz kommen, diese aus regenerativen Quellen stammen bzw. besonders geringe, vorzugsweise gar keine THG-Emissionen aufweisen (vgl. Anspruch 1).

Es ist auch möglich, in dieser Verfahrensvariante die Vorbehandlung des Strohs und/oder der strohhaltigen Einsatzstoffe wegzulassen und/oder das BioMethan nicht über das Erdgasnetz, sondern in mobilen Tanks zu distribuieren. Diese Tanks können Flüssiggastanks sein oder auch Drucktanks. Möglich ist auch die Distribution des BioMethans mittels einer dezidierten BioMethan-Leitung.

Das Ziel der THG-Reduzierung wird auch erreicht, wenn nicht bei jedem einzelnen Verfah- rensschritt bzw. bei jedem einzelnen Teilprozess eine Optimierung hinsichtlich der Treibhausgaseffekte stattfindet. Auch kann der Einsatz von THG-freien oder THG-reduzierten E- nergien in einem oder mehreren Verfahrensschritten entfallen. Der aus der Sequestierung des regenerativen C0 ₂ resultierende Effekt allein reicht bei annähernd vollständiger C0 ₂ - Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung bereits aus, um die THG-Belastung des CBM ins Negative gehen zu lassen (was insgesamt einen positiven THG-Effekt ergibt). Das Gestaltungselement der C0 ₂ -Sequestierung kann - muss aber nicht - um weitere Elemente mit dem Effekt einer THG-Minderung bzw. -Vermeidung ergänzt oder durch andere Gestaltungselemente ersetzt werden. Das zeigen die weiteren Ausführungsbeispiele, in denen die THG-Bilanz des BioMethans jeweils weiter verbessert wird. In der Ausführungsvariante der Figur 9 wird in Ergänzung oder alternativ zum Verfahrensschritt„Komprimierung" das aus den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" stammende THG-reduzierte BioMethan 1 im Verfahrensschritt „Netzexterne Vermischung" bereits vor der Einspeisung ins Erdgasnetz mit Erdgas vermischt (vgl. Anspruch 2). Diese netzexterne Vermischung kann auf verschiedenen Druckniveaus stattfinden: a) drucklos, d.h. auf dem Niveau der Umgebungsluft, b) auf dem Druckniveau des aus einem Erdgasnetz entnommenen Erdgases und c) auf jedem beliebigen Druckniveau zwischen a) und b).

Von Vorteil ist es, gemäß b) vorzugehen und das aus dem Erdgasnetz entnommene CNG auf seinem Druckniveau zu belassen, zunächst nur das BioMethan zu verdichten und eine netzex- terne Vermischung der beiden Gase auf diesem Druckniveau vorzunehmen. So erspart man sich den mit einer Entspannung einhergehenden Energieeinsatz für das Wiederverdichten des Erdgases.

Das vorkomprimierte BioMethan wird also physisch mit dem aus dem Erdgasnetz entnommenen und nicht entspannten CNG vermischt. Nach der netzexternen Vermischung wird das vorkomprimierte Mischgas noch etwas weiter komprimiert, so dass es gegen den Druck des Erdgasnetzes in dieses eingespeist werden kann. Die im diesem Verfahrensschritt eingesetzten Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.

Dieser Verfahrensschritt der netzexternen Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMe- than und CNG kann als eigenständiger Verfahrensschritt auch in jeder anderen Ausführungsvariante des Verfahrens eingebaut werden, z.B. in ein Verfahren, bei dem das BioMethan nicht durch eine C0 ₂ -Abscheidung aus dem Biogas erzeugt wird, sondern durch eine Refor- mierung des im Biogases enthaltenen C0 ₂ -Anteils (s.u.). In dieser Hinsicht ist es auch gleichgültig, ob den oben aufgeführten Ausführungsvarianten weitere Verfahrensschritte bzw. - module hinzugefügt werden oder nicht.

In der Ausführungsvariante der Figur 10 wird das THG-reduzierte Biogas aus der anaeroben bakteriellen Vergärung in Ergänzung oder alternativ zu den Verfahrensschritten„Biogaswä- sche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" in einem Verfahrensschritt„C0 ₂ - Reformierung" zu THG-reduziertem, synthetischem BioMethan 2 (SynMethan) oder zu THG- reduziertem synthetischem BioMethanol SynMethanol) aufbereitet (vgl. Anspruch 1). Um SynMethan zu erzeugen, wird dem im Biogas enthaltenen C0 ₂ regenerativer, vorzugsweise elektrolytisch erzeugter Wasserstoff zugeführt. Diese beiden Stoffe reagieren gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess unter Druck zu Methan (CH ₄ ). Mit der bekannten Dampfreformie- rung kann unter Druck auch synthetisches Methanol (CH ₃ OH) erzeugt werden. Aufgrund der regenerativen Einsatzstoffe werden das Methan zu BioMethan und das Methanol zu BioMethanol bzw. SynMethanol. Das synthetische BioMethanol wird vorzugsweise als THG- reduzierte Kraftstoffkomponente verwendet.

Das THG-reduzierte BioMethan 2 (SynMethan) wird entweder dem aus dem Verfahrensschritt„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" entstammenden BioMethan 1 beigemischt oder er- setzt dieses, d.h. das BioMethan 2 wird im letzteren Fall an Stelle des BioMethan 1 entweder mit CNG vermischt und ins Erdgasnetz eingespeist oder pur oder versetzt mit Propan und/oder Butan auf etwas über dem Druckniveau eines Erdgasnetzes hochverdichtet und sodann in dieses Erdgasnetz eingespeist. Die Verwendung ist die gleiche wie in Figur 1 beschrieben.

Für die Reformierung von C0 ₂ zu Methanol (CH ₃ OH) hat sich das Verfahren der Dampfre- formierung in anderen Anwendungen bewährt. Der Einsatz dieses Verfahrens ist hinsichtlich der Funktionsfähigkeit und des apparativen Aufwands relativ risikolos und deshalb von Vorteil.

Wenn große Mengen an treibhausgasreduzierten bzw. treibhausgasfreien Energieträgern, insbesondere an Strom, günstig zur Verfügung stehen (z.B. zu Starkwindzeiten), kann es von Vorteil sein, einen möglichst großen Teil des Biogases nicht in den Strang„Biogaswä- sche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" zu leiten, sondern in den Produktionsstrang und Verfahrensschritt„C0 ₂ -Reformierung" (vgl. Anspruch 7).

Die im Verfahrensschritt„C0 ₂ -Reformierung" benötigten Strom- und Wärmemengen werden vorzugsweise aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt (vgl. Anspruch 1). Auch bei der C0 ₂ -Reformierung treten Volumeneffekte (scale effects) auf, so dass es von Vorteil ist, wenn der Volumenstrom des zugeführten C0 ₂ möglichst groß ist (vgl. Anspruch 7). Für die THG-Bilanz der mittels C0 ₂ -Reformierung erzeugten Energieträger ist es von besonderem Vorteil, wenn das zugeführte Biogas möglichst wenig mit THG- Emissionen belastet ist. Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur C0 ₂ -Reformierung des Biogases weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Abscheidungseinheit mit Biogas beliefern - dann ist ein Transport des Biogases erforderlich. Von Vorteil, weil technisch und Ökonomisch weniger aufwändig, ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt (vgl. Anspruch 7). Das Gleiche gilt für die Abscheidung und Reformierung von regenerativem C0 ₂ . Sollten die Anlagen zur Abscheidung von regenerativem C0 ₂ und zur Reformierung des regenerativen C0 ₂ weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Gaswäsche- bzw. Abscheideanlagen eine größere Reformierungseinheit mit regenerativem C0 ₂ beliefern - dann ist ein Transport des C0 ₂ erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine spezielle C0 ₂ -Leitung erfolgt. Um im Verfahrensschritt„C0 ₂ -Reformierung" eine Reformierung von C0 ₂ durchführen zu können (C0 ₂ ist im Biogas zu ca. 40 % bis 47 % enthalten oder wird in fast reiner Form aus den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" zugeführt), muss Wasserstoff in ausreichender Menge zugegeben werden. Um die gute THG- Bilanz der Inputstoffe des Verfahrensschrittes„C0 ₂ -Reformierung" aufrecht zu erhalten, sollte dieser Wasserstoff aus regenerativen Quellen stammen bzw. nicht mit THG-Emissionen belastet sein. Die Nutzung fossiler Quellen und/oder Energieträger verbietet sich daher. Von Vorteil ist es, den benötigten Wasserstoff mittels Elektrolyse zu gewinnen, wobei der dafür eingesetzte Strom vorzugsweise aus regenerativen Quellen stammen sollte. Im Prinzip ist je- der Strom für die Elektrolyse geeignet, der auf < 100 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhei treibhausgas- reduziert ist. Vorzugsweise wird Strom aus Wind- oder Wasserkraft oder aus Geothermie o- der aus Solaranlagen oder mittels Photovoltaik gewonnener Strom eingesetzt. In Frage kommt dabei auch Strom, der gemäß dem hier offengelegten Verfahren erzeugt wurde (vgl. Figur 13 f.) sowie Atom- und Fusionsstrom (vgl. Anspruch 1). Unter Umständen kann es Sinn machen, THG-Emissionen in Kauf zu nehmen, z.B., wenn der für die Elektrolyse benötigte Strom besonders günstig ist.

Wenn das BioMethan 2 (SynMethan) oder das BioMethanol fossile Energieträger substituieren, kommt es zu einer THG- Vermeidung. Im Rahmen der Substitutionsmengen führt das dazu, dass der oder die substituierten fossilen Energieträger nicht zum Einsatz kommen und da- mit kein weiteres fossiles C0 ₂ in die Umwelt gelangt. In diesem Fall wird zwar kein C0 ₂ dauerhaft aus dem C0 ₂ -Kreislauf entfernt, dafür wird aber durch die Substitution fossiler E- nergieträger verhindert, dass zusätzliches fossiles C0 ₂ in die Atmosphäre kommt.

In der Figur 11 ist aufbauend auf dem in Figur 10 beschriebenen Verfahren eine vorteilhafte Ausführungsvariante beschrieben, in der eine Sequestierung des rekuperierten C0 ₂ (noch) nicht mit ausreichenden Volumina möglich oder nicht sinnvoll ist. Hinsichtlich der THG-

Bilanz und/oder der Herstellungskosten ist es dann von besonderem Vorteil, wenn eine möglichst große Menge von dem abgeschiedenen und rekuperierten C0 ₂ in die C0 ₂ -Reformierung geleitet wird, wo aus dem regenerativen C0 ₂ ein regenerativer Energieträger hergestellt wird, der fossile Energieträger substituiert (vgl. Anspruch 1). In der Ausführungsvariante der Figur 12 kommt als weitere Verwendungsform des in den Verfahrensschritten„Biogas wäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C0 ₂ zu den beiden Optionen„C0 ₂ -Sequestierung" und „C0 ₂ -Reformierung" als dritte Option der Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " hinzu (vgl. Anspruch 1). Es ergibt sich ein THG-Vermeidungseffekt, wenn C0 ₂ aus fossilen Quellen, z.B. aus Erdgas hergestelltes Trockeneis, im Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " durch regeneratives C0 ₂ aus dem hier offengelegten Verfahren ersetzt wird. Das nicht benötigte fossile C0 ₂ wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dieser THG-Effekt wird dem BioMethan zugerechnet. Vorzugsweise werden größere Mengen an regenerativem C0 ₂ in der Industrie dann eingesetzt, wenn die beiden anderen Optionen nicht zur Verfügung stehen. Am einfachsten ist die Substitution von Trockeneis, das mittels Kxyo-V erfahren ohne besonderen Aufwand bereits in diesem Verfahrensschritt als Fertigprodukt erzeugt werden kann.

Hinsichtlich der Kombination des zusätzlichen Verfahrensschrittes„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " mit den anderen Verfahrensschritten sollen auch Ausführungsvarianten ohne die C0 ₂ -Reformierung und/oder ohne die C0 ₂ -Sequestierung und/oder ohne den Verfahrensschritt„Komprimierung" soll geschützt sein.

Die Figur 13 zeigt einen Verfahrensschritt, der in alle Ausführungsvarianten integriert werden kann: die teilweise oder vollständige Verstromung des per anaerober bakterieller Vergä- rung erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases. Durch die Verwendung treibhausgasredu- zierten Biogases wird der erzeugte Strom ebenfalls THG-reduziert. Wenn die aus dem Biogas gewonnenen Strommengen den Bedarf des Verfahrens decken, wird das Verfahren energieautark. Solange die Optionen der C0 ₂ -Abscheidung und der C0 ₂ -Reformierung nicht zur Verfügung stehen, ist es von Vorteil, das gesamte Biogas zu verströmen. Da BioMethan, das gemäß dem hier offengelegten Verfahren erzeugt wurde, meist wertvoller ist als verströmtes Biogas - insbesondere in der Verwendung als Kraftstoff - kann es von Vorteil sein, den Biogasanteil, der in den Verfahrensschritt„Verstromung" geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Bio gasver Strömung auf den Eigenbedarf begrenzt wird (vgl. Anspruch 5). Es hat sich erwiesen, dass bei der Verstromung von Biogas Größen- bzw. Volumeneffekte (scale effects) auftreten. Je größer die Generatorsets (BHKW) oder Brennstoffzellen oder ORC -Anlagen sind, desto höher fallt der elektrische Wirkungsgrad aus. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die Verstromungsanlagen eine gewisse Mindestgröße aufweisen, insbesondere dann, wenn aus irgendwelchen Gründen die Biogasmengen, die in den Strang„Biogaswä- sche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" und/oder den Strang„C0 ₂ -Reformierung" und / oder den Strang„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " gehen, zurückgefahren werden müssen und der überwiegende Teil des Biogases in die Verstromung geht. Es ist ferner von Vorteil, wenn nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz kommen. Da das in den Strang„Verstromung" geführte Biogas mindestens treibhausgasredu- ziert ist, weisen auch der in diesem Strang erzeugte Strom und die in diesem Strang erzeugte Wärme gute bis sehr gute THG- Werte auf (s.o.). Diese guten bis sehr guten THG- Werte werden dem selbst erzeugten Strom und der selbst erzeugten Wärme bei verfahrensinterner Verwendung quasi mitgegeben, wodurch die Verfahrensschritte, in denen dieser THG-reduzierte bzw. THG-freie Strom und diese THG-reduzierte bzw. THG-freie Wärme zum Einsatz kommen, hinsichtlich ihrer THG- Werte entlastet werden.

Die Ausführungsvariante der Figur 14 umfasst den zusätzlichen Verfahrensschritt„Verflüssigung". Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, kann das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan nämlich auch in flüssigem Zustand abgegeben werden. Das ist z.B. dann sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung treibhausgasreduziertes BioMethan als Kraftstoff zur Verfügung stehen soll. In flüssiger Form ist die Energiedichte wesentlich größer, was den Transportaufwand senkt. Um den flüssigen Zustand zu erreichen, werden die Gase in diesem Verfahrensschritt abgekühlt (vgl. Anspruch 1). Die dafür eingesetzten Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei (vgl. Anspruch 1). Die Abkühlung kann auch mit gemäß dem Verfahren aus regenerativem C0 ₂ erzeugtem Trockeneis erfolgen, ggf. über Wärmetauscher.

Für den Fall, dass bestimmte THG- Werte erreicht werden sollen, kann dem treibhausgasredu- zierten BioMethan vor bzw. anlässlich der Verflüssigung CNG beigemischt werden. Pro kWh BioMethan können zwischen 0,1 kWh und 20 kWh CNG beigemischt werden (s.o.). Das verflüssigte treibhausgasreduzierte BioMethan bzw. die verflüssigte BioMethan-/CNG-Mischung wird vorzugsweise als THG-reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff eingesetzt. Der Verfahrensschritt„Verflüssigung" kann inklusive der Bereitstellung des ggf. erforderlichen CNG in jede Ausführungsvariante des Verfahrens und damit auch alle vorstehenden Ausfuhrungsvarianten integriert werden.

In dieser Ausfuhrungsvariante kann der Nutzer des Verfahrens folgendes entscheiden: a) wel- che Einsatzstoffe in welchen Anteilen zum Einsatz kommen, b) ob sie vorbehandelt werden sollen oder nicht, c) mit welchem Anteil das THG-reduzierte Biogas in welchen Verwertungsstrang geht, d) mit welchem Anteil das rekuperierte C0 ₂ in welchen Verwertungsstrang geht, e) ob das erzeugte treibhausgasreduzierte BioMethan verflüssigt werden soll oder nicht, f) ob das gasförmige treibhausgasreduzierte BioMethan im Erdgasnetz oder außerhalb des Netzes mit Erdgas vermischt wird und g) ob das„CBM" als THG-freier oder als THG- reduzierter Kraftstoff genutzt werden soll, d.h. in welchem Verhältnis es mit CNG vermischt wird.

Wie bereits erwähnt soll der Schutz nicht nur das vollständige Verfahren umfassen, sondern auch Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren, seinen Ausfüh- rungsvarianten und der offenbarten Biogasanlage. Insofern sollen auch Ausfuhrungsvarianten geschützt seinen, denen einzelne Verfahrensschritte fehlen, z.B. die in Figur 13 dargestellte Verfahrensvariante ohne den Verfahrensschritt„Netzexterne Vermischung" oder ohne den Verfahrensschritt„Vorbehandlung" oder ohne die Verfahrensschritte„Komprimierung" und „Einspeisung". In der Figur 15 ist eine Ausführungsvariante des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens dargestellt, wobei die bei der anaeroben bakteriellen Vergärung anfallenden Gärreste als Mineral- dünger-Substitut Verwendung finden (vgl. Anspruch 1). Die Substituierung von Mineraldünger vermeidet zusätzliche, mit der Produktion und der Ausbringung des Mineraldüngers verbundene THG-Emissionen. Diese Vermeidung von THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem CBM, zugerechnet. Sowohl die THG-Bilanz des Verfahrens als auch die THG-Bilanz des CBM verbessern sich dadurch erheblich.

In der Figur 16 werden dem in Figur 14 beschriebenen Verfahren der Verfahrensschritt „Nährstoffextrahierung" und der Verfahrensschritt„Düngemittelherstellung" hinzugefügt. Die in den Gärresten enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe werden extrahiert. Das geschieht, indem die Gärreste zunächst mechanisch dehydriert werden, vorzugsweise mit mindestens einer

Schneckenpresse. Während die feste Phase als Mineraldüngersubstitut aufs Feld zurückgeht, wird die flüssige Phase ein zweites Mal dehydriert, vorzugsweise mit mindestens einem De- kanter. Um bei der Ultrafiltration die Membranen nicht zu verstopfen, wird die flüssige Phase des Dekanters vor einer Ultrafiltration zunächst einer Vorfiltration unterzogen und erst dann der Ultrafiltration. Das Permeat aus der Ultrafiltration wird entweder einer Ausfällung unter- zogen oder einer Umkehrosmose. In beiden Fällen werden organische Nährstoffe extrahiert, im Wesentlichen Nitrate, Kalium und Phosphate, ggf. auch Magnesium und diverse Salze.

Die extrahierten Nährstoffe können - müssen aber nicht - in den Verfahrensschritt„Düngemittelherstellung" geführt werden, wo aus ihnen Düngemittel und/oder Düngemittelkomponenten hergestellt werden (vgl. Anspruch 1). Diese substituieren Mineraldünger, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG- Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben.

Dieser THG-Effekt wird noch positiver, wenn in einem oder in beiden Verfahrensschritten Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei (vgl. Anspruch 1).

Da bei der anaeroben bakteriellen Vergärung in jedem Fall Gärreste anfallen, können die Verfahrensschritte„Nährstoffextrahierung" und„Düngemittelherstellung" in jede der bereits beschriebenen Ausführungs Varianten integriert werden sowie in jede andere Ausführungsvariante. Die Ausführungsvariante der Figur 17 entspricht jener der Figur 16, jedoch ergänzt um den Verfahrensschritt„Brennstoffherstellung". Die Feste Phase aus der mechanischen Dehydrierung 1 wird nicht mehr unbehandelt als Mineraldüngersubstitut verwendet, sondern getrocknet, zerkleinert und zu Gärrestpellets pelletiert. Vorzugsweise werden auch in diesem Verfahrensschritt treibhausgasarme und besonders vorzugsweise treibhausgasfreie Energien und E- nergieträger eingesetzt, das reduziert den C0 ₂ -Fußabdruck des Verfahrens.

Die Brennstoffpellets ersetzen fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas), große Mengen an THG-Emissionen werden so vermieden. Diese THG- Vermeidung wird dem Verfahren bzw. dem Hauptprodukt THG-reduziertes BioMethan bzw. CBM zugeschrieben, wodurch sich die THG-Bilanzen weiter verbessern. Es ist für jede Ausführungsvariante schon in energetischer Hinsicht vorteilhaft, die Brennstoffherstellung in das Verfahren zu integrieren - was durchaus möglich ist und hiermit geschützt werden soll.

Die Ausführungsvariante der Figur 18 entspricht dem in Figur 17 beschrieben Verfahren, je- doch ergänzt um den Verfahrensschritt„Ascherekuperation". Die Asche der verheizten Gärrestpellets wird rekuperiert und als wertvolle Düngemittelkomponente einer Düngemittelherstellung zugeführt (vgl. Anspruch 1). Dadurch gelangt insbesondere das wenig lösliche Phosphor in den Nährstoffkreislauf zurück, was von hoher Bedeutung ist, denn die weltweit noch verfügbaren hochwertigen Phosphorlagerstätten werden noch den Erdöllagerstätten ausgebeu- tet sein. Zu den Vorteilen der energetischen Nutzung kommen die großen Vorteile eines nahezu geschlossenen Nähr Stoffkreislaufs.

Die Brennstoffpellets ersetzen weiterhin fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas). Es ist für jede Ausführungsvariante vorteilhaft, die Rekuperation der Gärrestasche und deren Verwertung in die jeweilige Verfahrensvariante zu integrieren— z.B. in die Verfahrensvarian- te der Figur 14. Dies ist durchaus möglich und soll ebenso geschützt werden wie die Integration der beiden Verfahrensschritte„Brennstoffherstellung" und„Ascherekuperation" in jede andere Ausfuhrungsvariante.

Die THG-Bilanzen des Verfahrens bzw. des CBM können noch durch eine ganze Reihe von Verfahrensmodifikationen verbessert werden. So können im Verfahrensschritt„Konversion" erfindungsgemäß nur treibhausgasarme bzw. treibhausgasfreie Energien zum Einsatz kommen, vorzugsweise selbst erzeugter treibhausgasfreier Strom und selbst erzeugte treibhausgasfreie Wärme (vgl. Anspruch 1). Der Verfahrensschritt„Konversion" trägt damit ebenfalls nicht oder kaum mehr mit Treibhausgaseffekten zu einer schlechten Treibhausgasbilanz des erzeugten Biogases, der anderen erzeugten Energieträger (BioMethanol, alternativer Brenn- Stoff) und der erzeugten Energien (Strom, Wärme) bei.

Vorzugsweise wird auch in allen Verfahrensschritten, in denen Wärme benötigt wird, mit treibhausgasfreier Wärme, vorzugsweise mit selbst erzeugter Wärme gearbeitet, so dass auch diese Verfahrensschritte die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belasten (vgl. Anspruch 1). Aus allen Konversionsprozessen, die für die Konversion von Biomasse zu allgemein einsetzbaren Energieträgern verfügbar sind, wurde erfindungsgemäß das Verfahren ausgesucht, das die höchsten Konversionsraten und den geringsten apparativen Aufwand aufweist, also die beste Kombination aus Substrateffizienz und Anlageneffizienz und damit die beste Gesamtef- fizienz. Das ist die anaerobe bakterielle Vergärung (vgl. Anspruch 1). Um die anfänglich hohe Treibhausgasbelastung von Anbaubiomasse zu vermeiden, werden in einem ersten Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" Gärsubstrate ausgewählt, die diese Treibhausgasbelastung nicht bzw. nur in geringem Maße aufweisen: treibhausgasfreie Reststoffe, darunter Festmist (vgl. Anspruch 3), treibhausgasarmer Biomüll (vgl. Anspruch 3) und Nachwachsende Roh- Stoffe (NawaRo), die im Verfahrensschritt„Anbau" vorzugsweise treibhausgasarm sind (vgl. Anspruch 3).

Es ist vorteilhaft, für die anaerobe bakterielle Vergärung der Reststoffe Stroh, strohhaltiger Festmist und Biomüll das Verfahren der Feststoffvergärung in perkolierten Garagenfermen- tern zu nutzen (vgl. Ansprüche 1 und 6). Dieses Verfahren ist gleichwohl nicht zwingend er- forderlich, die diversen Nassverfahren können ebenfalls eingesetzt werden.

Wenn das Gesamtverfahren mit all seinen Verfahrensschritten schließlich so gestaltet ist, dass das BioMethan am Ende treibhausgasnegativ wird (z.B. durch Nutzung der optionalen Ver- fahrensschritte„Nährstoffextrahierung" und/oder„Brennstoffherstellung" oder durch eine entsprechende Auswahl der in den diversen Verfahrensschritten einzusetzenden Energien und Energieträger oder durch eine entsprechende Aufteilung des Biogases im Verfahrensschritt „Biogasaufteilung" oder durch die Nutzung des Verfahrensschrittes„C0 ₂ -Sequestierung"), und wenn das Ziel ein THG-freies CBM ist, dann kann auch der Anteil treibhausgasintensiver NawaRo an der Frischmasse erhöht werden, und zwar so weit, bis die Treibhausgasbelastung des Produkts„CBM" gerade eben noch nicht vom Negativen ins Positive kippt, d.h., dann kommen auch Mais und Grünroggen als Gärsubstrat in Frage, denn Mais und Grünroggen haben die Vorteile hoher Hektarerträge und großer Verfügbarkeit.

Insbesondere wenn bei der Konversion von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen das (Sub- )V erfahren der Feststoffvergärung mittels perkolierten Garagen eingesetzt wird (s.u.), kann der Verfahrensschritt„Innerbetrieblicher Transport" eine bedeutende Quelle für Treibhaus- gasbelastungen sein. Erfindungsgemäß wird nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent als Kraftstoff für den bzw. die Radbzw. Teleskoplader eingesetzt, so dass die Treibhausgasbelastungen der ebenfalls eingesetz- ten Kraftstoffe Erdgas und Diesel kompensiert werden (vgl. Anspruch 1). Stationäre Fördermittel werden elektrisch betrieben. Hierfür kommt THG-reduzierter, vorzugsweise mit THG- freier Strom zum Einsatz (vgl. Anspruch 1).

Im Verfahrensschritt„Biogasaufteilung" erfolgt wie oben bereits dargestellt eine Aufteilung des in der Biogasanlage erzeugten und ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Verwertungsstränge und Verfahrensschritte„Verstromung",„Biogaswäsche/C0 ₂ - Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" und„C0 ₂ -Reformierung" (in den Figuren 1 bis 18 nicht explizit dargestellt). Mit der Aufteilung wird u.a. entschieden, welcher apparativer Aufwand und welcher weitere Energieeinsatz bei welchen Rahmenbedingungen getätigt werden soll. Mit sich ändernden Marktpreisen für genutzte Energie und erzeugte Energieträger kann es einmal technisch und/oder ökonomisch mehr Sinn machen, das treibhausgasreduzierte Biogas in den Verwertungsstrang„Biogas wäsche/C0 ₂ - Abscheidung / C0 ₂ -Rekuperation" zu geben, ein anderes Mal ist es sinnvoller, es zu einem möglichst großen Anteil in den Verwertungsstrang „C0 ₂ -Reformierung" zu führen und in einem dritten Fall werden die technischen Parameter und/oder der Deckungsbeitrag am höchsten, wenn ein möglichst großer Anteil am Biogas verströmt wird (vgl. Anspruch 7). Durchaus möglich ist auch der Fall, dass eine ganz bestimmte prozentuale Aufteilung des Biogases auf die drei Verwertungsstränge im technischen und / oder ökonomischen Sinne optimal ist. Durch das Einziehen des Verfahrensschrittes„Biogasaufteilung" in das Gesamtverfahren ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger an die sich ändernden Rahmenbedingungen angepasst werden kann. Technisch erfolgt die Steuerung des Biogasstroms durch einfache Ventile in den entsprechenden Gasleitungen.

Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur Abscheidung des C0 ₂ aus dem Biogas weiter voneinander entfernt sein wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Abscheidungseinheit mit Biogas beliefern, dann ist ein Transport des Biogases erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt. Möglich ist auch ein Transport mittels Tanks.

Ggf. werden die Gase„BioMethan" und„Regeneratives C0 ₂ " in gasförmigem Zustand benö- tigt. Bei BioMethan ist dies z.B. dann der Fall, wenn kein Erdgasnetz vorhanden ist. Da es (noch) kein öffentliches C0 ₂ -Netz gibt, ist es erforderlich, diese beiden Gase dann in Drucktanks abzufüllen und auszuliefern. Dies geschieht mit stromintensiven Kompressoren im Ver- fahrensschritt„Abfüllung". Auch hier wird treibhausgasreduzierter Strom eingesetzt, vorzugsweise treibhausgasarmer Strom, besonders vorzugsweise treibhausgasfreier Strom und insbesondere treibhausgasnegativer Strom.

Im Verfahrensschritt„Distribution" erfolgt die Verteilung der Gase„BioMethan" und„Rege- neratives C0 ₂ " entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Wenn bei der Distribution der Gase Lkw eingesetzt werden, sollen diese mit treibhausgasfreiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden. Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Distribution" fällt dann auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering aus, ggf. geht die THG-Belastung aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf nahezu null zurück.

Wie bereits dargestellt treten in mehren Verfahrensschritten Volumeneffekte (scale effects bzw. economies of scale) auf. Es ist deshalb in jeder Ausführungsvariante von Vorteil, möglichst große Biogasanlagen zu errichten und zu betreiben (vgl. Anspruch 7).

Wenn es mit allen Schritten realisiert ist, dann kann mit dem hier offengelegten Verfahren THG-reduziertes, vorzugsweise THG-armes, besonders vorzugsweise THG-freies und insbesondere THG-negatives BioMethan erzeugt werden, dessen THG-Minderungseffekt ggü. Erdgas (CNG) mindestens 100 gC0 ₂ -Äquivalente / kWh _B i ₀ Methan bzw. 180 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan bzw. 236 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan bzw. 336 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan beträgt. Das vorzugsweise THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG- Belastung well-to-wheel bei 236 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWhcNG) vermischt werden, dass das resultierende Mischgas jede beliebige THG-Belastung zwischen -468 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWhMisch as und +236 gC0 ₂ -Äquivalente / kWliMischgas aufweist. Damit können mit dem neuen Verfahren sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Reduktion erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr oder in der Stromerzeugung eingesetzt werden. Bei der Vermarktung des Kraftstoffs ist es erforderlich und wichtig, eingängige und gut handhabbare THG-Effekte darstellen zu können. Eine THG-Minderung um z.B. 85 % ist für Endverbraucher eingängiger und klarer als eine THG-Minderung um 82 %. THG- Minderungseffekte werden deshalb z.B. auch in der Gesetzgebung auf 5 %-Punkte auf- oder abgerundet. Dementsprechend ist es von besonderem ökonomischem Vorteil, Mischgase anbieten zu können, deren THG-Minderungseffekt in die 5 %-Stufung fällt.

Das Blockdiagramm der Figur 19 zeigt die einfachste Ausfuhrungsvariante der erfindungsgemäßen Anlage. Sie gibt die gängigen Module einer Biogasanlage wieder, jedoch mit einem zusätzlichen Anlagenmodul zur Abscheidung von regenerativem C0 ₂ aus dem erzeugten Bio- gas, einem zusätzlichen Anlagenmodul zur Rekuperation des abgeschiedenen regenerativen C0 ₂ (in den Figuren 19 ff. ist das Anlagenmodul„C0 ₂ -Rekuperation" nicht separat dargestellt, sondern gemeinsam mit dem Anlagenmodul„Biogas wäsche/C0 ₂ - Abscheidung"), einem zusätzlichen, entfernt installierten geologischen Endlager zur Sequestierung des abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C0 ₂ und mit der Verwendung des in der Anlage erzeugten treibhausgasreduzierten BioMethans als THG-reduzierter bzw. THG-freier Gas- Kraftstoff (vgl. Anspruch 8).

Durch die Sequestierung des regenerativen C0 ₂ findet wie oben bereits dargelegt eine Entfernung von regenerativem C0 ₂ aus dem„kurzfristigen" C0 ₂ -Kreislauf statt (der„langfristige" C0 ₂ -Kreislauf beinhaltet die langfristige, fossile Einlagerung von Kohlenstoff in geologische Formationen). Die Entfernung von regenerativem C0 ₂ aus dem kurzfristigen C0 ₂ -Kreislauf wird dem verbleibenden Energieträger zugerechnet, also dem BioMethan. Dieser Effekt ist gemäß neuer Erkenntnis des Erfinders so groß, dass die gemäß EU-Direktive„Renewable E- nergy Direktive (RED) 2009/28/EG" vom 23. April 2009 berechnete THG-Belastung des BioMethans negativ wird. Wie negativ, hängt davon ab, zu welchem Anteil das im Biogas enthaltene C0 ₂ abgeschieden wird und zu welchem Anteil das abgeschiedene C0 ₂ rekuperiert wird. Je höher beide Anteile sind, desto höher ist die C0 ₂ -Minderung und desto besser die THG-Bilanz des resultierenden BioMethans (vgl. Anspruch 8). Durch die beschriebene Kombination einer Biogasanlage mit einer Gaswäscheanlage, mit Vorrichtungen zur Abscheidung und Rekuperation des regenerativen C0 ₂ , mit entsprechenden Transportmitteln zum Transport des rekuperierten regenerativen C0 ₂ zu einen geologischen Endlager und schließlich mit der Sequestierung des regenerativen C0 ₂ in diesen geologischen Endlagern wird aus THG- belastetem Biogas mindestens ggü. konventionellem BioMethan THG-reduziertes BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert wird < 137 g C0 ₂ -Äquivalente / kWh _B joMethaji), vor- zugsweise THG-freies BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert bei 0 g C0 ₂ - Äquivalenten/kWhßioMethan) und besonders vorzugsweise THG-negatives BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert < 0 g C0 ₂ -Äquivalente / kWh _B i ₀ Methan)-

Die THG-Negativität des BioMethans macht es wie oben dargelegt möglich, das THG- negative BioMethan mit Erdgas zu vermischen, ohne das die THG-Bilanz des Mischgases die Nulllinie, also 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWliMischgas, überschreitet. Deshalb sollen vor allem auch die erfindungsgemäßen Anlagenanordnungen zur Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMethan mit (fossilem) Erdgas geschützt werden, insbesondere Anlagenanordnungen zur Vermischung von treibhausgasnegativem BioMethan mit (fossilem) Erdgas (vgl. Anspruch 9). Die entsprechenden Ausführungsvarianten sind in den Figuren 29 ff. beschrieben. Es sei jedoch ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die in diesen Figuren beschriebenen zusätzlichen Anlagenmodule jeder Ausführungsvariante der Anlage hinzugefügt werden können.

Subvarianten der in Figur 19 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage können darin bestehen, dass das BioMethan nicht treibhausgasreduziert ist, sondern sogar treibhausgasfrei oder treibhausgasnegativ, oder darin, dass das BioMethan nicht als Kraftstoff Verwendung findet, sondern ganz allgemein als treibhausgasreduzierter oder als treibhausgasfreier oder treibhausgasnegativer Energieträger oder darin, dass das BioMethan als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt wird (vgl. Anspruch 10).

In dieser einfachsten Ausführungsvariante der Anlage sind bei der Auswahl der Einsatzstoffe noch keine Veränderungen zu einer konventionellen Biogasanlage vorgesehen, es kommen nach wie vor relativ THG-reiche NawaRo zum Einsatz. Auch ein speziell eingerichtetes Lager zur umweltfreundlichen Lagerung der Einsatzstoffe wird in dieser Ausführungsvariante (noch) nicht eingesetzt, d.h. es wird (zunächst) nicht darauf geachtet, ob die eingelagerten Einsatzstoffe Methan oder Ammoniak oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungs- prozesse (zunächst noch) zugelassen. Für den Transport der Einsatzstoffe vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden (zunächst noch) konventionelle Transportmittel (Traktoren und Lkw) eingesetzt. Auch in dem für die Substrat-Annahme und die Substrat-Zwischenlagerung vorgesehenen Anlagenbereich wird wie bei der Substrat-Lagerung (noch) nicht darauf geachtet, ob es zu Ausdünstungen von Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Die Konversion der Biomasse in Biogas erfolgt wie von der Branche bislang praktiziert in konventionellen, einstufigen Fermentern. Da zunächst auch die Einsatzstoffe unverändert bleiben, weist das dabei entstehende Biogas (noch) keine THG-Reduzierung auf (siehe Figur 19).

Das (noch) konventionell erzeugte, THG-belastete Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas werden in den Anlagenmodulen _u Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und „C0 ₂ -Rekuperation" zu BioMethan aufbereitet: das Biogas wird in einer Gasaufbereitungsan- lage„gewaschen", d.h. das im Biogas mit ca. 39 - 47 % enthaltene C0 ₂ und andere Gase (Schwefel, Ammoniak, Stickstoff, Sauerstoff, die zusammen zu ca. 5 % im Biogas enthalten sind) werden abgeschieden. Dies geschieht in konventionellen Anlagen (u.a. mit Druckwechsel-Technik) oder mit Anlagen zur Durchführung der Drucklosen Aminwäsche, vorzugsweise aber mit Kälte-Technik (Kryo-Technik; vgl. Anspruch 11). Das abgeschiedene, regenerative C0 ₂ wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern erfindungsgemäß in einem Anlagenmodul„C0 ₂ -Rekuperationseinrichtung" aufgefangen und in Drucktanks oder in Flüssigtanks oder in wärmeisolierten Behältern oder Räumen zwischengelagert oder in eine Kühlanlage oder in eine Gasleitung eingespeist (vgl. Anspruch 8). Die Verwen- dungsoptionen des rekuperierten regenerativen C0 ₂ umfassen die geologische Endlagerung (Sequestierung; siehe Anlagenvariante der Figur 19), seine Reformierung (siehe Ausfuhrungsvariante der Figur 32) und die Substitution fossilen C0 ₂ (siehe Ausführungsvariante der Figur 26).

Es ist von Vorteil, wenn für die C0 ₂ -Abscheidung Anlagen eingesetzt werden, bei denen der Methanschlupf und die THG-Emission sehr gering sind (Methan ist 23 -mal so umweltschädlich wie Kohlenstoffdioxid). Das ist bei Anlagen zur drucklosen Aminwäsche der Fall (vgl. Anspruch 1). Wenn der Transport oder die Nutzung des C0 ₂ oder des resultierenden BioMe- thans in flüssiger Form erfolgen soll, ist es vorteilhaft, Anlagen einzusetzen, die mit Kälte arbeiten und das C0 ₂ in flüssiger Form bringen können und zwar mit relativ geringem weiterem Energieaufwand für die Abkühlung.

Es hat sich gezeigt, dass bei der Biogaswäsche bzw. bei der C0 ₂ -Abscheidung Größeneffekte (scale effects) auftreten. Bei einer Verdopplung der Kapazität der eingesetzten Anlagen erhöht sich der apparative Aufwand nur minimal. Dadurch sinken die Stückkosten bzw. die Kosten pro m ³ Biogas stark. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die in den Anlagenmodulen „Anlagen zur Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„Anlagen zur Rekuperation von regenerativem C0 ₂ " geführten Volumenströme gewisse Mindestgrößen aufweisen (vgl. Anspruch 1 1). Während die Abscheidung und Rekuperation des regenerativen C0 ₂ in den Anlagenmodulen „Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„CC -Rekuperation" vorgenommen wird, erfolgt die Endlagerung des (regenerativen) C0 ₂ in einem entfernt platzierten geologischen Endlager. Da bei der Sequestierung des rekuperierten regenerativen C0 ₂ bessere Treibhausgaseffekte ent- stehen als bei der Reformierung des rekuperierten C0 ₂ zu Methan (CH ₄ ) oder zu Methanol (CH3OH) und auch bessere Treibhausgaseffekte als bei der Substitution fossilen C0 ₂ durch das aufgefangene regenerative C0 ₂ , ist es von Vorteil, wenn ein möglichst großer Anteil des Biogases in den Anlagenstrang„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" geleitet wird (vgl. Anspruch 1 1), hiervon ein möglichst großer Teil abgeschieden und aufgefangen wird (vgl. Anspruch 11) und hiervon ein möglichst großer Teil sequestiert wird, denn es könnte auch in die Reformierung (siehe Ausführungsvariante der Figur 32) oder in die Ver- stromung geführt werden (siehe Ausführungsvariante der Figur 31).

Da das C0 ₂ nur an ausgewählten Orten geologisch endgelagert werden kann, muss es i.d.R. von der Abscheidungs- und Rekuperationsvorrichtung zum Sequestierungsort transportiert werden. Dies geschieht abgekühlt in Flüssigkeitstanks oder gasförmig in Drucktanks oder in fester Form als Trockeneis oder gasförmig über eine C0 ₂ -Leitung. Außer für den Transport mittels dezidierter Gasleitung werden als Transportmittel vorzugsweise Lkw und/oder Schiffe eingesetzt, die THG-freien Kraftstoff nutzen.

In Figur 20 ist als Blockdiagramm dargestellt, dass die THG-Belastung bzw. die THG-Bilanz des in der Anlage erzeugten BioMethans allein durch eine erfindungsgemäße Auswahl der Einsatzstoffe weiter verbessert werden kann. Wenn nicht die konventionellen, THG-reichen Gärsubstrate Mais, Getreideganzpflanzenschnitt, Rüben und Getreidekörner eingesetzt werden, sondern THG-arme Gärsubstrate wie z.B. Landschaftspflegegut, Aufwuchs von extensiv bewirtschafteten Flächen, Gras und Miskanthus, reduziert sich die THG-Belastung des er- zeugten Biogases. Aus konventionellem Biogas wird dadurch THG-reduziertes Biogas. Die THG-Reduktion ist dabei umso größer, je höher der Anteil der THG-armen NawaRo an dem gesamten Frischmasse-Input ist.

Die Auswahl der Einsatzstoffe umfasst in der Ausführungsvariante der Figur 21 ausschließlich treibhausgasfreies Stroh und treibhausgasfreie landwirtschaftliche Reststoffe (darunter strohhaltiger Wirtschaftsdünger). Bei diesen Einsatzstoffen entfallen der THG-intensive Substratanbau und die ebenfalls THG-intensive Substraternte. Stroh muss z.B. nur noch zu Ballen gepresst und eingesammelt werden, beim strohhaltigen Festmist entfällt selbst das Pressen, er muss nur noch eingesammelt werden. Hinsichtlich der Treibhausgasbelastung des Biogases wird mit dieser Auswahl ggü. allen NawaRo (treibhausgasreichen als auch treibhausgasarmen NawaRo) ein erster Vorsprung erzielt, d.h., bis inklusive der Substraternte wird mit einer THG-Belastung von null oder nahezu null gearbeitet. Für die Nutzung von ammoniakhalti- gern Wirtschaftsdünger gibt es - wie oben dargelegt - sogar THG-Gutschriften. Diese sind für Geflügelmist besonders hoch, denn Geflügelmist enthält relativ viel Ammoniak und Ammonium, aus dem sich das besonders umweltschädliche Lachgas bildet (s.o.). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall aufgenommen und zur Biogasanlage gebracht. Wenn der Anteil des Geflügelmistes an den Einsatzstoffen ausreichend hoch ist, kann das in den Fermentern erzeugte Biogas zusammen mit den Reduktionen der

THG-Emission bei der Substrat-Lagerung und dem Substrat-Transport sogar negativ mit THG „belastet" sein.

Bei der Substrat-Lagerung wird darauf geachtet, dass die eingelagerten Einsatzstoffe nicht Methan, Ammoniak, C0 ₂ oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungsprozesse mög- liehst unterbunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion von C0 ₂ verbunden sind. Z.B. wird das Stroh trocken gelagert, so dass keine (aeroben) Verrottungsprozesse stattfinden können und damit kein C0 ₂ in die Atmosphäre gelangt.

Beim Substrat-Transport der Biomassen vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugs- weise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent (vgl. Anspruch 1). Die Treibhausgasbelastung des Transports fällt damit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus. Vorzugsweise geht die THG-Belastung des für den Biomassetransport eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse - außer beim Transport von Stroh - abgedeckt sind.

Selbstverständlich können Stroh und strohhaltige Substrate auch den bereits aufgeführten Einsatzstoffen zugemischt werden. Der gewünschte THG-Effekt ist am größten, wenn der Anteil des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe möglichst hoch ist (vgl. Anspruch 13). Das Blockdiagramm der Figur 22 bildet eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 21 beschriebenen Anlage ab. Der Biogasanlage wird ein Anlagenbereich„Substrat-Annahme/- Zwischenlagerung" hinzugefügt. Dieser ist mit Einrichtungen versehen, die Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas auffangen und neutralisieren. Das ist z.B. möglich, wenn die Sub- strat-Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wiederum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrottungsprozesse durch eine entsprechende Belüftung oder eine Trockenlagerung möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C0 ₂ freigesetzt wird. Die Figur 23 zeigt eine positive Weiterbildung der in Figur 22 beschriebenen Anlage. Beim Einsatz von Stroh bzw. strohhaltigen Stoffen ist es gasertragsfördernd, diese Gärsubstrate einer Vorbehandlung zu unterziehen. Das geschieht in optionalen Anlagen zur Vorbehandlung bzw. zum Aufschluss von Stroh. Ein höherer Gasertrag pro Tonne Input hat zur Folge, dass letztlich mehr fossile Energieträger ersetzt werden und damit eine vergrößerte Menge an Treibhausgasen vermieden wird.

Als Anlagen zur Vorbehandlung von Stroh und/oder strohhaltigen Einsatzstoffen kommen für eine Zerkleinerung des Strohs insbesondere Mühlen (Hammermühlen, Kugelmühlen) in Betracht, für das Einweichen des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe in säurehaltigen Lösungen Becken und Behälter, für die Vorbehandlung des Strohs mit Sattdampf Anlagen zur Vorbehandlung mittels Dampfexplosion (steam explosion) und Anlagen zur Vorbehandlung mittels Thermodruckhydrolyse und für die Vorbehandlung des Strohs mittels Vermischung mit Festmist oder mit Gülle entsprechenden Flächen oder Siloanlagen und für die Zugabe von Exo-Enzymen entsprechende Sprüh- oder Verteileinrichtungen. Die Anlagen zur Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe sind so ausgewählt und konfiguriert, dass der in diesen Anlagen eingesetzte Endenergieaufwand kleiner ist als der auf den Einsatz dieser zusätzlichen Anlagen zurückzuführende zusätzliche Endenergieertrag aus den Einsatzstoffen. Ferner werden vorzugsweise THG-reduzierte Energieträger und Energien eingesetzt, besonders vorzugsweise THG-freie Energieträger und Energien und insbesondere THG-negative Energieträger und Energien (vgl. Anspruch 8). In einer vorteilhaften Weiterbildungsvariante zur in Figur 23 beschriebenen Anlagenkonfiguration ist in Figur 24 eine Anlage dargestellt, mit dem die THG-Bilanz durch den Einsatz von Biomüll (der organische Anteil von Haushaltsmüll und gewerblichem Müll) als Gärsubstrat gering gehalten wird (vgl. Anspruch 13). Der Einsatz von Biomüll in der Biogasanlage ist vorteilhaft, wenn im Einzugsbereich der Biogasanlage nicht genügend Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe aufzutreiben sind. Da Biomüll kaum mit THG-Emissionen belastet ist, findet allein durch den Wechsel von NawaRo auf Biomüll eine Verbesserung des THG- Wertes des Biogases statt. Zusammen mit der bereits in den Figuren 19 bis 23 dargestellten C0 ₂ -

Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung und mit den resultierenden THG-Effekten bleibt die THG-Bilanz der Anlage auch dann weiter niedrig, wenn Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe nicht in ausreichender Menge zu beschaffen sind. Der durch diese Substratauswahl bedingte THG-Effekt ist umso stärker, je höher der Anteil des Biomülls an der Frisch- masse ist (vgl. Anspruch 13).

Figur 25 zeigt die Möglichkeit, jeden Stoff aus der Palette Stroh, Strohhaltige Einsatzstoffe, Biomüll, THG-arme NawaRo und THG-reiche NawaRo als Gärsubstrat in der Anlage einzusetzen. Es sei ausdrücklich darauf verwiesen, dass die in diesem Ausführungsbeispiel beschriebene Anlage grundsätzlich auch mit anderen organischen Gärsubstraten als den aufge- führten Einsatzstoffen betrieben werden kann und ohne die Anlagenmodule„Annahmebereich und Zwischenlager" und/oder„Vorbehandlungsanlagen".

Beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden - wie oben dargestellt -erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfrei- em, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mi- schung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall verladen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüftung versehenes Zwischenlager (s.u.) gebracht. Die von den Transportmitteln verursachte Treibhausgasbelastung fällt da- mit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse außer beim Transport von Stroh abgedeckt sind.

Für die THG-Bilanz des Produkts„Ggü. herkömmlichem BioMethan treibhausgasreduziertes BioMethan" ist es bedeutsam, insbesondere im Fall der Zuführung von Biogas aus externen Quellen, dass das aufzubereitende Biogas möglichst wenig mit Treibhausgasen belastet ist, denn dann kommt die aus der C0 ₂ -Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung resultierende C0 ₂ -Minderung noch besser zum Tragen.

In dieser und den folgenden Ausführungsvariante soll auch subsumiert sein, dass in allen Anlagenmodulen, in denen Strom oder Wärme zum Einsatz kommen, diese aus regenerativen Quellen stammen bzw. besonders geringe THG-Emissionen aufweisen (vgl. Anspruch 1).

In der Ausführungsvariante der Figur 26 kommt als alternative Verwendung des in den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" abgeschiedenen und rekuperierten C0 ₂ zu der Option„C0 ₂ -Sequestierung" die Option„Stoffliches Substitution fossilen C0 ₂ " (vgl. Anspruch 1). Wenn stoffliches C0 ₂ aus fossilen Quellen, z.B. aus Erd- gas hergestelltes Trockeneis, durch C0 ₂ aus der beschriebenen Anlagenkonfiguration ersetzt wird, ergibt sich ein THG-Vermeidungseffekt. Das nicht benötigte fossile C0 ₂ wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dieser Effekt wird dem BioMethan zugerechnet.

Vorzugsweise werden größere Mengen an regenerativem C0 ₂ in der Industrie dann eingesetzt, wenn die Alternative der C0 ₂ -Sequestierung nicht zur Verfügung steht. Am einfachsten ist die Substitution von fossilem Trockeneis durch Trockeneis, das mittels Kryo-Technik ohne besonderen weiteren Aufwand bereits nach der C0 ₂ -Rekuperation erzeugt werden kann.

Hinsichtlich der Kombination der zusätzlichen Verwendungsoption„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " mit den jeweils vorgesehenen Anlagenmodulen sollen auch Ausführungsvarianten ohne die C0 ₂ -Sequestierung und/oder ohne die Anlagenmodule„Vorbehandlungsanla- gen" und/oder„Annahmebereich und Zwischenlager" geschützt werden.

In der Figur 27 ist eine vorteilhafte Ausführungsvariante der in Figur 26 beschriebenen Anlagenkonfiguration dargestellt, wobei die in dem mindestens einen Fermenter anfallenden Gärreste als Mineraldünger-Substitut Verwendung finden. Die Substituierung von Mineraldünger vermeidet zusätzliche, mit der Produktion und der Ausbringung des Mineraldüngers verbun- dene THG-Emissionen. Diese Vermeidung von THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan, zugerechnet, dessen THG-Bilanz sich dadurch erheblich verbessert.

Die Figur 28 zeigt eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 27 aufgeführten Anlagenkonfiguration. Die Gärreste aus dem mindestens einen Fermenter werden in mindestens einen zusätzlichen Nachgärer geführt, wodurch zusätzliches treibhausgasreduziertes Biogas entsteht. Zusätzliches Biogas aus derselben Inputmenge bedeutet eine Erhöhung der Substrateffizienz. Um dieselbe Menge an THG-reduziertem Gas-Kraftstoff zu erzeugen, sind bei einer höheren Substrateffizienz weniger Einsatzstoffe erforderlich. Das ist für den Betreiber der Anlagen von erheblichem Vorteil. Das Anlagenmodul„Nachgärer" kann auch in alle anderen Anlagenkonfigurationen integriert werden, also auch in die in den Figuren 19 bis 26 beschriebenen Anlagenkonfigurationen. Diese Kombinationen sollen ebenfalls geschützt werden.

Die in Figur 29 dargestellte Anlagenkonfiguration ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 28 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage. Die Anlage wird verbessert, indem die Distribution des THG-reduzierten BioMethans nach einer entsprechenden Einspeisung über ein Erdgasnetz erfolgt.

Das aus der Gaswäsche resultierende THG-reduzierte BioMethan wird mittels mindestens einem Kompressormodul auf ein etwas höheres Druckniveau komprimiert, als in dem Erdgasnetzabschnitt herrscht, in den es eingespeist werden soll. Kompressoren sind in der Regel stromintensiv. Der relative, auf eine bestimmte Gasmenge bezogene Stromaufwand nimmt jedoch mit zunehmender Größe des Kompressormoduls ab. Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die Einspeisemenge möglichst groß ausfällt (vgl. Anspruch 1 1). Als Strom wird auch in diesem Anlagenmodul möglichst THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Mit der Komprimierung wird aus dem druck- losen oder mit mäßigem Druck versehenen BioMethan sogenanntes„Compressed BioMetha- ne" (im Folgenden auch CBM).

Das CBM wird in den vorgesehenen Abschnitt eines Erdgas- oder BioMethannetzes eingespeist. Bei dem physischen oder virtuell-statistischen Transport des eingespeisten und ggü. konventionellem BioMethan treibhausgasreduzierten CBM zum Verbraucher vermischt sich das eingespeiste BioMethan mit dem im Netz befindlichen Erdgas, es kann physisch nicht mehr von dem Erdgas getrennt werden. Diese Vermischung ist gewollt, denn es ist nicht vorgesehen, pures CBM zu vermarkten, sondern eben eine Mischung aus CBM und Erdgas (CNG) oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent.

Das zusätzliche Kompressormodul kann in jede der vorstehenden Ausführungsvarianten der Anlage integriert werden. Diese optionale Integration soll ebenfalls geschützt werden. Die in Figur 30 im Blockdiagramm dargestellte Anlagenkonfiguration ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 29 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage. Aufgrund der unmöglichen physischen Trennung von CBM und CNG wird ausgespeistes Gas dem eingespeisten Gas über Energieäquivalente oder bei gleichem Energiegehalt der Gase über Norm- mengen (Nm ³ ) gegenübergestellt. Wenn sich die ausgespeisten und eingespeisten Energiemengen entsprechen, können die Ausspeisemengen als„reines CBM" bezeichnet werden. Sind die ausgespeisten Energiemengen größer als die eingespeisten Energiemengen, dann handelt es sich bei dem ausgespeisten Gas um eine„CBM"-/CNG-Mischung.

Aus dem Erdgas- oder BioMethannetz, in das das CBM eingespeist wurde, kann an jedem be- liebigen Ausspeisepunkt des Netzes also eine energieäquivalente Menge an Erdgas bzw.

BioMethan (,,CBM"-Gas) entnommen werden, die per virtuell-statistischer Verrechnung mit exakt den gleichen (negativen) THG- Werten„belastet" ist wie das eingespeiste CBM. Physisch ist das entnommene Gas zwar nicht mit dem eingespeisten CBM identisch, aber dafür nutzen andere als der an der an den dezidierten Ausspeisepunkt angeschlossene Erdgas- Verbraucher ohne es zu wissen zu einem mehr oder weniger großen Teil das eingespeiste

CBM. Bei der Verwendung des ausgespeisten Mischgases emittieren sie entsprechend geringere Mengen an langfristigem, fossilen C0 ₂ . Stöcheometrisch bleibt die entstehende C0 ₂ - Menge zwar unverändert, es stammt eben nur ein gewisser Anteil aus dem„kurzfristigen" C0 ₂ -Kreislauf und eben nicht aus dem langfristigen, fossilen C0 ₂ -Kreislauf. Wenn das ausgespeiste Gas hinsichtlich der Energiemenge genau der eingespeisten CBM- Menge entspricht, können einer ausgespeisten Gasmenge genau die THG-Effekte des eingespeisten CBM zugeschrieben werden. Wenn die Ausspeisemenge in Nm ³ gemessen größer ist als die CBM-Ein-speisemenge, dann findet eine„Verdünnung" (Dillution) des THG-Effekts statt. Diese Verdünnung kann so weit getrieben werden, bis der gewünschte THG- Wert er- reicht ist. Wenn sich die THG-„Belastung" des eingespeisten CBM z.B. auf -468 gC0 ₂ -

Äquivalente/kWhc _BM beläuft und ein TGH-freies Mischgas ausgespeist werden soll, können an einem dezidierten Ausspeisepunkt insgesamt 2,98 kWh ausgespeist werden (1 kWhc _BM mit einer THG-Belastung von -468 gC0 ₂ -Äq/kWh _CB M und 1,98 kWhc _NG mit einer THG- Belastung von +236 gC0 ₂ -Äq/kWhcNG)- Die gemeinsame bzw. durchschnittliche THG- Belastung liegt dann bei 0 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWh _AuS speisegas- Dieses Ausspeisegas kann u.a. als THG-reduzierter oder THG-freier Kraftstoff verwendet werden. Die Verdünnung kann auch so weit gehen, dass ein THG-Wert zwischen 0 und 235 gC0 ₂ -Äq / kWliAus-speisegas oder zwischen 0 und 301 gC0 ₂ -Äq/kWh _A u _S speisegas erreicht wird. Diese Ausspeisegase gelten dann im ersten Fall als ggü. Erdgas (CNG) THG-reduziert und im zweiten Fall als ggü. Benzin THG-reduziert. BioMethan gilt als ggü. konventionellem BioMethan THG-reduziert, wenn dessen THG-Wert (aus Mais erzeugtes BioMethan gemäß neuester Studien ca. 140 - 234 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhßioMethan) unterschritten wird.

Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases bei 0 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhcBM oder darunter, dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasfreier Energieträger bzw. Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt sie für das ausgespeiste„CBM" über 0 gC0 ₂ -Äquivalente / kWhcBM, aber noch unter 236 gC0 ₂ -Äquivalente/kWhcBM, dann kann das ausgespeiste„CBM" als ggü. Erdgas treibhausgasreduzierter Energieträger bzw. Kraftstoff bezeichnet werden. Das Selbe gilt für ausgespeiste„CBM"-/CNG-Mischungen: wenn deren THG-Belastung zwischen 1 und 235 gC0 ₂ -Äquivalente / kWliMischgas liegt, ist das Mischgas ggü. Erdgas THG-reduziert; beträgt die THG-Belastung 0 gC0 ₂ -Äquivalente / kWliMischgas, dann handelt es sich um THG-freies Mischgas, liegt sie darunter, dann ist das Mischgas THG-negativ.

Es ist vorteilhaft, das ausgespeiste„CBM" und die„CBM"-/CNG-Mischungen als treibhaus- gas-reduzierte bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe einzusetzen, vorzugsweise im Verkehr (vgl. Ansprüche 10 und 16). Da in Deutschland mit rd. 0,2 % des Kfz-Bestandes heute kaum mit CNG betriebene Gasfahrzeuge in Betrieb sind und damit jedes neue, mit CBM betriebene Gasfahrzeug ein Benzin- oder Dieselfahrzeug ersetzt, ergibt sich die effektive THG- Reduktion als Differenz zwischen der THG-Be-lastung von Benzin und der jeweiligen THG- Belastung des„CBM" bzw. des„CBM"-/CNG-Mischgases. Bei einer THG-Belastung des „CBM"-/CNG-Mischgases von z.B. 40 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWh _M i _SC hgas beträgt die THG- Reduktion ggü. Benzin 262 gC0 ₂ -Äquivalente/kWh bzw. rd. 87 %, bei einer THG-Belastung des„CBM"-/CNG-Mischgases von 0 gC0 ₂ -Äquivalenten/kWh _M ischgas 302 gC0 ₂ - Äquivalente/kWhMischgas bzw. rd. 100%.

Die Figur 31 zeigt eine Anlagenkonfiguration, die in alle Ausführungsvarianten integriert werden kann: die teilweise oder vollständige Verstromung des in der Biogasanlage erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases. Durch die Verwendung treibhausgasreduzierten Biogases werden der erzeugte Strom und die erzeugte Wärme ebenfalls THG-reduziert. Was den Strom betrifft, wird die Anlage dadurch energieautark. Solange die Optionen der C0 ₂ -Abscheidung und der C0 ₂ -Reformierung nicht zur Verfügung stehen, ist es von Vorteil, das gesamte Biogas zu verströmen (vgl. Anspruch 11).

Da BioMethan, das in einer der hier beschriebenen Ausführungsvarianten erzeugt wurde, meist wertvoller ist als verströmtes Biogas, insbesondere als Kraftstoff, kann es von Vorteil sein, den Biogasanteil, der in die Verstromungsanlagen geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Biogasverstromung auf den Eigenbedarf begrenzt wird.

Es hat sich erwiesen, dass bei der Verstromung von Biogas Größen- bzw. Volumeneffekte (scale effects) auftreten. Je größer die Generatorsets (BHKW) oder Brennstoffzellen oder ORC -Anlagen sind, desto höher fällt der elektrische Wirkungsgrad aus. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die Verstromungsanlagen eine gewisse Mindestgröße aufweisen, insbesondere dann, wenn aus irgendwelchen Gründen die Biogasmengen, die in den Anlagenstrang„Bio- gaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" und/oder den Anlagenstrang„C0 ₂ - Reformierung" (s.u.) und / oder den Anlagenstrang„Stoffliche Substitution fossilen C0 ₂ " gehen, zurückgefahren werden müssen und der überwiegende Teil des Biogases in die Verstromungsanlagen geht. Es ist ferner von Vorteil, wenn nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz kommen. Da das in den Anlagenstrang„Verstromung" geführte Biogas mindestens treibhausgasreduziert ist, weist auch der in diesem Anlagenstrang erzeugte Strom gute bis sehr gute THG- Werte auf (s.o.). Diese guten bis sehr guten THG- Werte werden dem selbst erzeugten Strom und der selbst erzeugten Wärme bei anlageninterner Verwendung quasi mitgegeben, wodurch die Anlagenmodule, in denen dieser THG- reduzierte bzw. THG-freie Strom und die THG-reduzierte bzw. THG-freie Wärme zum Einsatz kommen, hinsichtlich ihrer THG- Werte entlastet werden.

In der Ausführungsvariante der Figur 32, die eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 31 beschriebenen Anlage darstellt, wird das THG-reduzierte Biogas aus dem mindestens einen Fermenter und dem mindestens einen Nachgärer in Ergänzung oder optional zu den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" sowie

„BHKW/ORC/Brennstoffzelle" in ein Anlagenmodul„C0 ₂ -Reformierung" geführt und dort zu THG-reduziertem B10-CH ₄ (SynMethan) oder zu THG-reduziertem BioMethanol (Syn- Methanol) aufbereitet. Dazu wird dem im Biogas enthaltenen C0 ₂ in der Reformierungsanla- ge Wasserstoff zugefügt (vgl. Anspruch 1). Diese beiden Stoffe reagieren unter Zugabe von Druck gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu Methan (CH ₄ ) bzw. gemäß der bekannten Dampfreformierung zu Methanol (CH ₃ OH). Aufgrund der mindestens THG-reduzierten Einsatzstoffe und der in den diversen Anlagenmodulen eingesetzten mindestens THG- reduzierten Energieträger bzw. Energien sind das erzeugte SynMethan und das SynMethanol ebenfalls mindestens THG-reduziert. Das SynMethanol wird vorzugsweise als THG- reduzierte Kraftstoffkomponente verwendet. Das mindestens THG-reduzierte SynMethan wird entweder dem aus den Anlagenmodulen „Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und„C0 ₂ -Rekuperation" entstammenden BioMethan beigemischt oder ersetzt dieses, d.h. das SynMethan wird im letzteren Fall an Stelle des Bio- Methans auf etwas über dem Druckniveau eines Erdgas- bzw. BioMethannetzes hochverdichtet und ins Erdgasnetz eingespeist. Die Verwendung ist die gleiche wie in Figur 30 beschrie- ben.

Für die Reformierung von C0 ₂ zu Methanol (CH ₃ OH) haben sich Dampfreformierungsanla- gen bewährt. Der Einsatz dieser Anlagentechnik ist hinsichtlich der Funktionsfähigkeit und des apparativen Aufwands relativ risikolos und deshalb von Vorteil.

Wenn große Mengen an treibhausgasreduzierten bzw. treibhausgasfreien Energieträgern, ins- besondere an Strom, günstig zur Verfügung stehen, kann es von Vorteil sein, einen möglichst großen Teil des Biogases nicht in den Anlagenstrang„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ - Rekuperation" zu leiten, sondern in den Produktionsstrang„C0 ₂ -Reformierung" (vgl. Anspruch 11).

Die im Anlagenmodul„C0 ₂ -Reformierung" benötigten Strom- und Wärmemengen werden vorzugsweise aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt (vgl. Anspruch 1). Auch bei der C0 ₂ -Reformierung treten Volumeneffekte (scale effects) auf, so dass es von Vorteil ist, wenn der Volumenstrom der zugeführten Gase möglichst groß ist (vgl. Anspruch 1 1). Für die THG-Bilanz der mittels C0 ₂ -Reformierung erzeugten Energieträger ist es von Vorteil, wenn das zugeführte Biogas möglichst wenig mit THG-Emissionen be- lastet ist, daher ist die Umsetzung möglichst jeder der aufgeführten Maßnahmen zur Minderung von THG-Emissionen vorteilhaft bzw. zwingend.

Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur C0 ₂ -Reformierung des Biogases weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Biogasaufbereitungsanlage mit Biogas beliefern - dann ist ein Transport des Biogases von der Biogasanlage zur Biogasaufbereitungsanlage erforder- lieh. Von Vorteil, weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig, ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt (vgl. Anspruch 12). Das Gleiche gilt für die Ab- scheidung und Reformierung von regenerativem C0 ₂ . Sollten die Anlagen zur Abscheidung von regenerativem C0 ₂ und zur Reformierung des regenerativen C0 ₂ weiter voneinander ent- fernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Gaswäschebzw. Abscheideanlagen eine größere Reformierungseinheit mit regenerativem C0 ₂ beliefern - dann ist ein entsprechender Transport des C0 ₂ erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine spezielle C0 ₂ -Leitung erfolgt (vgl. Anspruch 12). Um im Anlagenmodul„C0 ₂ -Reformierung" eine Reformierung von C0 ₂ in CH ₄ durchführen zu können (C0 ₂ ist im Biogas zu ca. 40 % bis 47 % enthalten oder wird in fast reiner Form aus dem Anlagenmodul„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" zugeführt), muss Wasserstoff in ausreichender Menge zugegeben werden. Um die gute THG-Bilanz der Inputstoffe des Anlagenmoduls„C0 ₂ -Reformierung" aufrecht zu erhalten, sollte dieser Was- serstoff aus regenerativen Quellen stammen bzw. nicht mit THG-Emissionen belastet sein. Die Nutzung fossiler Quellen und/oder Energieträger verbietet sich daher. Von Vorteil ist es, den benötigten Wasserstoff mittels Elektrolyse zu erzeugen, wobei der dafür eingesetzte Strom vorzugsweise aus regenerativen Quellen stammen sollte (vgl. Anspruch 1). Im Prinzip ist jeder Strom für die Elektrolyse geeignet, der auf gemäß LCA < 100 gC0 ₂ - Äquivalente/kWh _e i treibhausgasreduziert ist. Vorzugsweise wird Strom aus Wind- oder Wasserkraft oder aus Geothermie oder aus Solaranlagen oder mittels Photovoltaik gewonnener Strom oder aus Biomasse erzeugter Strom eingesetzt. In Frage kommt dabei auch Strom, der mittels der hier offengelegten Anlagenkonfiguration erzeugt wurde (vgl. Figuren 31 ff.) sowie Atom- und Fusionsstrom (vgl. Anspruch 1). Unter Umständen kann es Sinn machen, THG- Emissionen in Kauf zu nehmen, z.B., wenn der für die Elektrolyse benötigte Strom besonders günstig ist.

Wenn das treibhausgasreduzierte SynMethan (in den Figuren 19 ff. als„B10-CH4" bezeichnet) oder das treibhausgasreduzierte SynMethanol (in den Figuren 32 ff. als Bio-CH ₃ OH bezeichnet) fossile Energieträger substituieren, kommt es zu einer THG-Vermeidung. Im Rahmen der Substitutionsmengen führt das dazu, dass der oder die substituierten fossilen Energieträger nicht zum Einsatz kommen und damit kein weiteres fossiles C0 ₂ in die Umwelt gelangt. In diesem Fall wird zwar kein C0 ₂ dauerhaft aus dem C0 ₂ -Kreislauf entfernt, dafür wird aber durch die Substitution fossiler Energieträger verhindert, dass zusätzliches fossiles C0 ₂ in die Atmosphäre kommt.

In der Figur 33 ist aufbauend auf der in Figur 32 beschriebenen Anlagenkonfiguration eine vorteilhafte Ausführungsvariante beschrieben, in der das rekuperierte C0 ₂ nicht vollständig in ein geologisches Endlager geführt wird, sondern in die C02-Reformierungsanlage. Hinsichtlich der THG-Bilanz und/oder der Herstellungskosten und/oder des ökonomischen Deckungsbeitrags kann es nämlich von Vorteil sein, wenn eine möglichst große Menge von dem abgeschiedenen und rekuperierten C0 ₂ in die C0 ₂ -Reformierung geleitet wird, wo aus dem regenerativen C0 ₂ ein regenerativer Energieträger hergestellt wird, der fossile Energieträger sub- stituiert (s.o.).

In der vorteilhaften Ausführungsvariante der Figur 34 wird in Ergänzung oder alternativ zur Kompressoranlage das aus den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung" und „C0 ₂ -Rekuperation" stammende THG-reduzierte BioMethan in ein Anlagenmodul zur netzexternen Vermischung geführt, wo es bereits vor der Einspeisung ins Erdgasnetz mit Erdgas, vorzugsweise mit komprimiertem Erdgas (Compressed Natural Gas - CNG) vermischt wird. Diese netzexterne Vermischung kann auf verschiedenen Druckniveaus stattfinden: a) drucklos, d.h. auf dem Niveau der Umgebungsluft, b) auf dem Druckniveau des aus einem Erdgasnetz entnommenen Erdgases und c) auf jedem beliebigen Druckniveau zwischen a) und b). Von Vorteil ist es, gemäß b) vorzugehen und das aus dem Erdgasnetz entnommene CNG auf seinem Druckniveau zu belassen, nur das BioMethan zu verdichten und eine netzexterne Vermischung der beiden Gase auf diesem Druckniveau vorzunehmen. So spart man den mit einer Entspannung einhergehenden Energieeinsatz für das Wiederverdichten des Erdgases ein.

Das vorkomprimierte BioMethan wird also physisch mit dem aus dem Erdgasnetz entnommenen und nicht entspannten CNG vermischt. Nach der netzexternen Vermischung wird das vorkomprimierte Mischgas noch etwas weiter komprimiert, so dass es gegen den Druck des Erdgasnetzes in dieses eingespeist werden kann. Die im diesem Anlagenmodul eingesetzten Energien sollten regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.

Dieses Anlagenmodul zur netzexternen Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMethan und CNG kann als eigenständiges Anlagenmodul auch in jede andere der bislang aufgeführten Anlagenkombination eingebaut werden, z.B. in eine Anlage, bei der das BioMethan nicht in einer C0 ₂ -Abscheidevorrichtung aus dem Biogas isoliert wird, sondern der C0 ₂ - Anteil des Biogases in einer Reformierungsanlage zu BioMethan reformiert wird, so dass das gesamte Biogas zu BioMethan wird. In dieser Hinsicht ist es auch gleichgültig, ob den oben aufgeführten Ausführungsvarianten weitere Anlagenmodule hinzugefügt werden oder nicht. Die vorteilhafte Ausführungsvariante der Figur 35 entspricht der in Figur 34 beschriebenen Anlage, umfasst aber zusätzlich das Anlagenmodul„Verflüssigung". Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, kann das in der Anlage erzeugte BioMethan bei Einsatz dieses Anlagenmoduls auch in flüssigem Zustand abgegeben werden. Das ist z.B. dann sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung treibhausgasreduziertes BioMethan als Kraftstoff zur Ver- fügung stehen soll. In flüssiger Form ist die Energiedichte wesentlich größer, was den Transportaufwand senkt. Um den flüssigen Zustand zu erreichen, werden die Gase in dem Anlagenmodul abgekühlt (vgl. Anspruch 8). Die dafür eingesetzten Energieträger bzw. Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei. Die Abkühlung kann auch mit in der Anlage aus regene- rativem C0 ₂ erzeugtem Trockeneis erfolgen, ggf. über Wärmetauscher.

Für den Fall, dass das zu liefernde flüssige BioMethan-Gas bestimmte THG- Werte aufweisen soll, kann dem treibhausgasreduzierten BioMethan vor bzw. anlässlich der Verflüssigung CNG beigemischt werden. Pro kWh BioMethan können zwischen 0,1 kWh und 20 kWh CNG beigemischt werden (s.o.). Das verflüssigte treibhausgasreduzierte BioMethan bzw. die ver- flüssigte BioMethan-/CNG-Mischung oder deren Erdgasäquivalent wird vorzugsweise der Verwendung als THG-reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff im Verkehr zugeführt (vgl. Anspruch 16).

Das Anlagenmodul„Verflüssigung" kann inklusive der Bereitstellung des ggf. erforderlichen CNG in jede Ausführungsvariante der Anlage und damit auch in alle vorstehenden Ausfüh- rungsvarianten integriert werden.

In dieser Ausführungsvariante kann der Betreiber einer solchen Anlage folgendes entscheiden: a) welche Einsatzstoffe in welchen Anteilen zum Einsatz kommen, b) ob sie vorbehandelt werden sollen oder nicht, c) mit welchem Anteil das THG-reduzierte Biogas in welchen Verwertungsstrang geführt wird, d) mit welchem Anteil das rekuperierte C0 ₂ in welchen Verwertungsstrang geführt wird, e) ob das erzeugte treibhausgasreduzierte BioMethan verflüssigt werden soll oder nicht, f) ob das gasförmige, treibhausgasreduzierte BioMethan im Erdgasnetz oder außerhalb des Netzes mit Erdgas vermischt wird und g) ob das„CBM" als THG-freier oder als THG-reduzierter Kraftstoff genutzt werden soll, d.h. in welchem Verhältnis es mit CNG vermischt wird.

Wie bereits erwähnt soll der Schutz nicht nur die vollständige Anlagenkonfiguration umfas- sen, sondern auch Veränderungen und Modifizierungen an der offenbarten Anlagenkonfiguration und ihren Ausfuhrungsvarianten. Insofern sollen auch Ausfuhrungsvarianten geschützt werden, denen einzelne Anlagenmodule fehlen, z.B. das Anlagenmodul„Netzexterne Vermischung" oder das Anlagenmodul„Vorbehandlung" oder das Anlagenmodul„Kompressoranlage". In der Figur 36 wird der in Figur 35 beschriebenen Anlagenkonfiguration das Anlagenmodul „Nährstoffextrahierung" hinzugefügt. In diesem Anlagenmodul werden die in der flüssigen Phase der Gärreste enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe in mehreren Stufen extrahiert. Das geschieht, indem die Gärreste zunächst in einem Nachgärer mit Wasser vermischt und dann in einer Schneckenpresse oder einer vergleichbaren Vorrichtung (sonstige geeignete Pressen, Extruder) mechanisch dehydriert werden. Während die feste Phase als Mineraldüngersubstitut aufs Feld zurückgeht, wird die flüssige Phase ein zweites Mal dehydriert, vorzugsweise mit mindestens einem Dekanter. Um bei der Ultrafiltration die Membranen nicht zu verstopfen, wird die flüssige Phase des Dekanters vor der Zuführung in die Ultrafiltrationsanlage zunächst durch eine Vorfilteranlage geführt und erst dann in die Ultrafiltrationsanlage. Das Permeat der Ultrafiltrationsanlage wird entweder in eine Ausfällungsanlage geführt oder in eine Umkehrosmoseanlage. In beiden Strängen werden die organischen Nährstoffe extrahiert, im Wesentlichen Nitrate, Kalium und Phosphate, ggf. auch Magnesium und diverse Salze.

Die organischen Nährstoffe substituieren Mineraldünger bzw. Mineraldüngerkomponenten, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG-Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben.

Der THG-Effekt wird noch positiver, wenn in diesem Anlagenmodul Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei. Das Anlagenmodul„Nährstoffextrahierung" kann in jede der bereits beschriebenen Ausfuhrungsvarianten integriert werden sowie in jede andere Ausfuhrungsvariante.

Figur 37 zeigt eine vorteilhafte Ausfuhrungsvariante der in Figur 36 beschriebenen Anlagenkonfiguration. Die extrahierten organischen Nährstoffe werden zusätzlich in ein Düngemit- telwerk geführt, wo aus ihnen Düngemittel und/oder Düngemittelkomponenten hergestellt werden. Diese substituieren Mineraldünger, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG-Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben. Der THG-Effekt wird noch positiver, wenn bei der Düngemittelherstellung Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.

Das Anlagenmodul„Düngemittel werk" kann in jede der bereits beschriebenen Ausführungsvarianten integriert werden sowie in jede andere Ausführungsvariante. Die Ausführungsvariante der Figur 38 entspricht jener der Figur 37, jedoch vorteilhafterweise ergänzt um das Anlagenmodul„Brennstoffherstellung". Die Feste Phase aus der mechanischen Dehydrierung 1 (die mit einer Schneckenpresse oder ähnlichen Vorrichtung vorgenommen wird) wird nicht mehr unbehandelt als Mineraldüngersubstitut verwendet, sondern in einen Trockner (Band- oder Trommeltrockner) gefuhrt, dort getrocknet, anschließend in eine Zerkleinerungseinrichtung (Hammer- oder Kugelmühle) geleitet, dort zerkleinert und schließlich in eine Pelletpresse geführt, um dort zu Gärrestpellets pelletiert zu werden. Vorzugsweise werden auch in diesem Anlagenmodul treibhausgasarme und besonders vorzugsweise treib- hausgasfreie Energien und Energieträger eingesetzt, das reduziert den C0 ₂ -Fußabdruck der Anlage bzw. des BioMethans erheblich. Die Gärrestpellets ersetzen fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas), große Mengen an THG-Emissionen werden so vermieden. Diese THG- Vermeidung wird dem Verfahren bzw. dem Hauptprodukt THG-reduziertes BioMethan bzw. CBM zugeschrieben, wodurch sich die THG-Bilanzen weiter verbessern. Es ist auch möglich, die Gärreste mit zerkleinertem Holz (Sägespäne, zerkleinerten Holzhackschnitzeln) vor der Zuführung in die Pelletpresse zu ver- mischen, so dass Mischpellets entstehen, deren Qualität zwischen derjenigen von Holzpellets und derjenigen von Gärrestpellets liegt. Eine Vermischung von Holz und Gärresten für die Brennstoffherstellung vorzunehmen ist insbesondere dann vorteilhaft, wenn nur so die gesetzlichen Abgaswerte eingehalten werden können.

Es ist für jede Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung schon in energetischer Hinsicht vor- teilhaft, die Brennstoffherstellung in das Verfahren zu integrieren - was durchaus möglich ist und geschützt werden soll.

Die Ausführungsvariante der Figur 39 entspricht der in Figur 38 beschrieben Anlage, jedoch ergänzt um die Rekuperation der Asche der Gärrestpellets bzw. der Mischpellets. Die Asche der verheizten Gärrestpellets und/oder der Mischpellets wird gesammelt und als wertvolle Düngemittelkomponente einer Düngemittelherstellung zugeführt (vgl. Anspruch 1). Dadurch gelangt insbesondere das in den (getrockneten) Feststoffen enthaltene, wenig lösliche Phosphor in den Nährstoffkreislauf zurück, was von hoher Bedeutung ist, denn die weltweit noch verfügbaren hochwertigen Phosphorlagerstätten werden noch den Erdöllagerstätten ausgebeutet sein. Zu den Vorteilen der energetischen Nutzung kommen also die großen Vorteile eines nahezu geschlossenen Nährstoffkreislaufs. Die Brennstoffpellets ersetzen weiterhin fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas).

Es ist für jede Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung vorteilhaft, die Anlagen zur Herstellung von Gärrestpellets und zur Rekuperation der Gärrestasche und deren Verwertung in die jeweilige Anlagenvariante zu integrieren - z.B. in die Anlagenkonfiguration der Figur 27. Dies ist durchaus möglich und soll ebenso geschützt werden wie die Integration dieses Anlagenmoduls in jede andere Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung.

Vorzugsweise wird auch in Anlagenmodulen, in denen Wärme benötigt wird, mit treibhaus- gasfreier Wärme, vorzugsweise mit selbst erzeugter Wärme gearbeitet, so dass auch diese Anlagenmodule die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belasten (vgl. Anspruch 1).

Aus allen Konversionsanlagen, die für die Konversion von Biomasse zu allgemein einsetzbaren Energieträgern verfügbar sind, wurden erfindungsgemäß die Anlagen ausgesucht, die die höchsten Konversionsraten und den geringsten Kapitalaufwand aufweisen, also die beste Kombination aus Substrateffizienz und Anlageneffizienz und damit die beste Gesamteffi- zienz. Das sind die Anlagen zur anaeroben bakteriellen Vergärung (vgl. Anspruch 8). Um die anfänglich hohe Treibhausgasbelastung von Anbaubiomasse zu vermeiden, werden bereits bei der Substrat-Auswahl Gärsubstrate ausgewählt, die diese Treibhausgasbelastung nicht bzw. nur in geringem Maße aufweisen: treibhausgasfreie Reststoffe, darunter Festmist, treibhaus- gasarmer Biomüll und Nachwachsende Rohstoffe, die beim Anbau vorzugsweise treibhaus- gasarm sind (vgl. Ansprüche 13).

Es ist vorteilhaft, für die anaerobe bakterielle Vergärung der Reststoffe Stroh, strohhaltiger Festmist und Biomüll Feststoffvergärungsanlagen zu nutzen, vorzugsweise perkolierte Garagenfermenter (vgl. Anspruch 1). Diese Anlagen sind gleichwohl nicht zwingend erforderlich, diverse Nassanlagen können ebenfalls eingesetzt werden. Wenn die Gesamtanlage mit all ihren Anlagenmodulen schließlich so gestaltet ist, dass das BioMethan am Ende treibhausgasnegativ wird (z.B. durch Nutzung der optionalen Anlagenmodule„Nährstoffextrahierung" und/oder„Brennstoffherstellung" oder durch eine entsprechende Auswahl der in den diversen Anlagenmodulen einzusetzenden Energien und Energieträger oder durch eine entsprechende Aufteilung des Biogases auf die 3 Verwertungsstränge oder durch die Nutzung des Anlagenmoduls„C0 ₂ -Sequestierung") und das Ziel„Treibhausgasfreies CBM" lautet, dann kann auch der Anteil treibhausgasintensiver NawaRo an der Frischmasse erhöht werden, und zwar so weit, bis die Treibhausgasbelastung des Produkts „BioMethan" gerade eben noch nicht vom Negativen ins Positive kippt, d.h., dann kommen auch Mais und Grünroggen als Gärsubstrat in Frage, denn Mais und Grünroggen haben die Vorteile hoher Hektarerträge und großer Verfügbarkeit.

Insbesondere wenn für die Konversion der Biomasse in Biogas perkolierte Garagenfermenter eingesetzt werden, kann der innerbetriebliche Transport per Rad- oder Teleskoplader eine bedeutende Quelle für Treibhausgasbelastungen sein. Erfindungsgemäß werden nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent als Kraftstoff für den bzw. die dann zum Einsatz kommenden Rad- bzw. Teleskoplader eingesetzt, so dass die Treibhausgasbelastungen der ebenfalls eingesetzten Kraftstoffe Erdgas und Diesel kompensiert werden (vgl. Anspruch 1). Stationäre Fördermittel werden elektrisch betrieben. Hierfür kommt THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Strom zum Einsatz (vgl. Anspruch 1). An der Steuer- und Regelstelle „Biogasaufteilung" (in den Figuren nicht explizit dargestellt) erfolgt wie oben bereits aufgeführt eine Aufteilung des in der Biogasanlage erzeugten und ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Anlagen- und Verwertungsstränge „Verstromung",„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" und„C0 ₂ - Reformierung". Mit der Aufteilung wird u.a. entschieden, welcher apparativer Aufwand und welcher weitere Energieeinsatz bei welchen Rahmenbedingungen getätigt werden soll. Mit sich ändernden Marktpreisen für genutzte Energie und erzeugte Energieträger kann es einmal technisch und/oder ökonomisch mehr Sinn machen, das treibhausgasreduzierte Biogas in den Verwertungsstrang„Biogaswäsche/C0 ₂ -Abscheidung/C0 ₂ -Rekuperation" zu geben, ein anderes Mal ist es sinnvoller, es zu einem möglichst großen Anteil in den Verwertungsstrang „C0 ₂ -Reformierung" zu führen und in einem dritten Fall werden die technischen Parameter und / oder der Deckungsbeitrag am höchsten, wenn ein möglichst großer Anteil am Biogas verströmt wird. Durchaus möglich ist auch der Fall, dass eine ganz bestimmte prozentuale Aufteilung des Biogases auf die drei Anlagen- und Verwertungsstränge im technischen und / oder ökonomischen Sinne optimal ist. Durch das Einziehen der Weiche„Biogasaufteilung" in die Gesamtanlage ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger an die sich ändernden Rahmenbedingungen angepasst werden kann. Technisch erfolgt die Steuerung des Biogasstroms durch einfache Ventile in den entsprechenden Gasleitungen.

Die Verteilung bzw. Distribution der Gase„BioMethan" und„Regeneratives C0 ₂ " erfolgt entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Wenn bei der Distribution der Gase Lkw eingesetzt werden, sollen diese mit treibhausgasfreiem oder treib- hausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden (vgl. Anspruch 1). Die aus der„Distribution" resultierende Treibhausgasbelastung fällt dann auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering aus, ggf. geht die THG-Belastung aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurück.

Wie bereits dargestellt treten bei mehren Anlagenmodulen Volumeneffekte (scale effects bzw. economies of scale) auf. Es ist deshalb in jeder Ausführungsvariante von Vorteil, möglichst große Biogasanlagen zu errichten und zu betreiben (vgl. Anspruch 1 1).

Wenn sie mit allen Schritten realisiert ist, dann können mit den hier offengelegten Anlagenkonfigurationen THG-reduziertes, vorzugsweise THG-armes, besonders vorzugsweise THG- freies und insbesondere THG-negatives BioMethan erzeugt werden, dessen THG- Minderungseffekt ggü. Erdgas (CNG) mindestens 100 bzw. 180 bzw. 236 bzw. 336 gC0 ₂ - Äquivalente / kWhßioMethan beträgt. Das THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG- Belastung well-to-wheel bei 236 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWhcNG) vermischt werden, dass das resultierende Mischgas beliebige THG-Belastungen zwischen -468 gC0 ₂ -Äquivalenten / kWli ischgas und +236 gC0 ₂ -Äquivalente / kWliMischgas aufweist. Damit können mit den neuen Anlagen sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Reduktion erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden.

Bei der Vermarktung des aus den erfindungsgemäßen Anlagen stammenden Kraftstoffs ist es erforderlich und wichtig, eingängige und gut handhabbare THG-Effekte darstellen zu können. Eine THG-Minderung um z.B. 85 % ist für Endverbraucher eingängiger und klarer als eine THG-Minderung um 82 %. THG-Minderungseffekte werden deshalb z.B. auch in der Gesetzgebung auf 5 %-Punkte auf- oder abgerundet. Dementsprechend ist es von besonderem ökonomischem Vorteil, Mischgase anbieten zu können, deren THG-Minderungseffekt in die 5 %- Stufung fällt.