Bio-LNG in Niedersachsen - Verflüssigtes Biogas für den Transportsektor - 3N Kompetenzzentrum
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Bio-LNG in Niedersachsen
Verflüssigtes Biogas für den Transportsektor
Europäische Union
Europese Unie
Impressum Herausgeber: 3N Kompetenzzentrum Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe und Bioökonomie e. V. Kompaniestraße 1 | 49757 Werlte Tel.: 05951 9893-10 | Fax: 05951 9893-11 E-Mail: info@3-n.info Redaktion: Michael Kralemann, Philipp Rüschen 1. Auflage Dezember 2019 Alle Rechte liegen beim Herausgeber. Nachdruck nur mit Genehmigung. Bildmaterial: 3N Kompetenzzentrum, AG Ems, Wärtsilä Layout: Margit Camille-Reichardt
Inhaltsverzeichnis 1. LNG Pilots 3 2. Vom Biogas zum Bio-LNG 4 3. Nutzungsmöglichkeiten 5 4. Potenzial in Niedersachsen 6 5. Rechtlicher Rahmen 8 6. Technikübersicht 11 7. Ökologischer Wert (Lebenszyklusanalyse) 14 8. Ausblick 16
2
1. LNG Pilots
Das deutsch-niederländische Verbundprojekt LNG Auf niederländischer Seite koordiniert Ekwadraat
Pilots wurde im Rahmen der Interreg V A Förderung BV die Untersuchungen.
am 18. November 2016 in Papenburg bestehend aus Im Arbeitspaket 3 B werden zwei Biogasanlagen-
40 niederländischen und deutschen Unternehmen standorte für die Eignung der Bio-LNG Produktion
und Forschungseinrichtungen gestartet. Alle Akteu- betrachtet. Es wird unter anderem ein Biogasver-
re sind in den grenznahen Regionen (Ems Dollart bundnetz zur Verknüpfung verschiedener Biogas-
Region (EDR) und EUREGIO) beheimatet und arbei- anlagen mit zentraler Biogasaufbereitung und Ver-
ten an der grenzübergreifenden Entwicklung von flüssigung untersucht.
(regionalen) innovativen Lösungen für die Trans-
Die Erzeugung von Bio-LNG kann sowohl zentral wie
port- und Industriesektoren. Das dreijährige Pro-
auch dezentral erfolgen und bietet damit gerade im
jekt ist mit einem Finanzvolumen von 6,75 Mio. €
ländlichen Raum gänzlich neue Möglichkeiten der
ausgestattet. Leadpartner ist die Netzwerkorgani-
Wertschöpfung. Die Bio-LNG Produktion kann eine
sation New Energy Coalition mit Sitz in Groningen,
Möglichkeit zum Weiterbetrieb von Biogasanlagen
Niederlande.
außerhalb der EEG-Vergütung sein.
Folgende Arbeitspakete sind Bestandteil des Pro-
Das Interreg V A Projekt LNG Pilots wird gefördert
jekts:
durch die nachfolgend genannten deutschen und
1. Logistikkonzepte niederländischen Provinzen, Ministerien und staat-
2. Technische Innovationen für eine neue LNG- lichen Einrichtungen:
Infrastruktur
3. Rahmenbedingungen zur Einführung von
Bio-LNG
4. Rahmenbedingungen zur Realisierung einer
LNG-Infrastruktur
5. Kommunikation, Wissenstransfer und Weiter-
bildung
Das Arbeitspaket 3 betrachtet die Rahmenbedin-
gungen zur Einführung von Bio-LNG. Auf deutscher
Seite koordiniert das 3N Kompetenzzentrum Nie-
dersachsen Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe
und Bioökonomie e. V. (3N) im Arbeitspaket 3 A
(»Regenerativen Quellen«) die Entwicklung von
neuen Businessmodellen sowie den Weiterbetrieb
bereits vorhandener Biogasanlagenstandorte zur
Bio-LNG Produktion. Ziel ist es, auf kurz- und mit-
telfristige Sicht innovative Technologien zur Erzeu-
gung von Biomethan und Bio-LNG aufzuzeigen und
den Ausbau von geeigneten Produktionsstätten
voranzutreiben.
Kurz erklärt: LNG
Die Abkürzung LNG steht für Liquefied Natural Gas und be- Propan und weiteren langkettigen Alkanen) und kann je nach
schreibt ein tiefkaltes fossiles Gas, das in flüssiger Form vor- Herkunftsland und Region (Katar, Algerien, Russland, USA
liegt. Die LNG-Qualität hängt von der Zusammensetzung des etc.) schwanken.
Erdgases ab (hauptsächlich Methan mit Anteilen an Ethan,
3
2. Vom Biogas zum Bio-LNG
Der Biogassektor hat in den letzten zehn Jahren eine Erzeugung von Treibstoff. Dies ist eine sinnvolle Er-
beachtliche Entwicklung vollzogen. Derzeit sind in gänzung zur Elektromobilität, insbesondere für den
Deutschland etwa 9.500 Biogasanlagen mit einer Schwerlastverkehr. Die Biogasnutzung, die heute
installierten elektrischen Leistung von rund 5.200 fast ausschließlich auf die Strom- und Wärmeerzeu-
MW in Betrieb. 2017 stellte Biogas 16 % des Stroms gung ausgerichtet ist, wird dabei deutlich verändert.
aus erneuerbaren Energiequellen und damit 6,1 % Biogas kann sowohl in verdichteter Form als Bio-
des bundesweiten Stromverbrauchs bereit. CNG als auch in verflüssigter, tiefkalter Form als Bio-
Ende 2018 waren in Niedersachsen 1.662 überwie- LNG genutzt werden.
gend landwirtschaftliche Biogasanlagen mit einer Bio-LNG besteht aus Biomethan (97 - 99 Vol. %)
installierten elektrischen Leistung von insgesamt und wird durch Abkühlung erzeugt. Dadurch erhöht
1.174 MW in Betrieb. Diese Anlagen erzeugen 18 % sich die Energiedichte des Biomethans erheblich
des erneuerbaren Stroms in Niedersachsen und und es kann mit sehr geringem Platzbedarf gespei-
leisten darüber hinaus durch Kraft-Wärmekopplung chert und genutzt werden.
über Nahwärmenetze einen erheblichen Beitrag zur Bei der Schaffung der erforderlichen Infrastruk-
Bereitstellung erneuerbarer Energien im Wärme- tur und der Verbreitung geeigneter Fahrzeuge wird
markt. noch nicht zwischen Gas aus fossilen und erneuer-
baren Quellen unterschieden. Dies ist für die mög-
Neue Funktion für Biogas lichst schnelle Markteinführung der Technologien
Bei der langfristigen Umstellung der deutschen vertretbar, entspricht dem Vorgehen bei anderen
Energieversorgung auf erneuerbare Energieträger alternativen Treibstoffen wie CNG und Strom und ist
bekommt Biogas eine neue Aufgabe. Der Verkehrs- auch durch die Umweltentlastung gegenüber Diesel
sektor stellt eine besondere Herausforderung bei und Benzin begründet. Die gesetzlichen Vorgaben
der Energiewende dar. Im Gegensatz zu den Sek- auf nationaler und internationaler Ebene bieten
toren Strom (bundesweit 30 %) und Wärme (13 %) hierfür den Handlungsrahmen und werden durch
weist der Verkehrsbereich nur einen Anteil von Fördermaßnahmen des Bundes und des Landes
4,8 % erneuerbarer Energieträger auf, der im Niedersachsen unterstützt. Mittelfristig werden die
Wesentlichen von Biodiesel und Bioethanol gebildet gesetzlichen Rahmenbedingungen wie die europäi-
wird. Um einen größeren Anteil zu erreichen, sehen sche Erneuerbare-Energie-Richtlinie den Fokus stär-
die überwiegenden Szenarien der zukünftigen Ener- ker auf Biogas lenken (s. Kapitel 5).
gieversorgung in Biogas eine weitere Chance zur
Biogasanlage Gasreinigung Gasverflüssigung
Kryo-Speichertank
Gasnetz
Kurz erklärt: Bio-LNG Bio-CNG
Die Bezeichnung Bio-LNG ist fachlich nicht ganz korrekt, da Bei Bio-LNG und Bio-CNG handelt sich um Kraftstoffe, die
es sich um ein nicht-fossiles Gas handelt. Der Wortzusatz in Ottomotoren eingesetzt werden können. Der Unterschied
»Bio« beschreibt die biogene Herkunft und meint vor allem besteht in der Aggregatzustand und in der Speicherung. Bio-
Biomethan aus Biogasanlagen. Dieses Biomethan wird nach CNG beschreibt einen gasförmigen Kraftstoff, der bei 200 bar
der Aufbereitung bei ca. -163 °C verflüssigt und liegt in flüs- in speziellen Tanks gespeichert wird. Er findet schon heute
siger Form vor. Die Speicherung erfolgt in Spezialbehältern. Anwendung in Bussen, PKW und LKW.
43. Nutzungsmöglichkeiten
Bio-LNG kann vielfältig eingesetzt werden: Es dient medium. In Tankfahrzeugen, -waggons und -schif-
im Schwerlast- und Schifffahrtsverkehr als Alterna- fen kann LNG aufgrund seiner hohen Energiedichte
tive zu Dieselkraftstoff oder als Brennstoff in der In- von den Erzeugungs- zu den Nutzungsorten trans-
dustrie. Aufgrund der hohen Energiedichte kann Bio- portiert werden. Angesichts des weitverbreiteten
LNG auch als Energiespeicher und Transportmedium Erdgasnetzes in Deutschland und des hohen Ener-
genutzt und gegebenenfalls wieder zu Biomethan gieaufwands für die Verflüssigung ist eine Regasifi-
umgewandelt werden (Regasifizierung, auch als zierung jedoch nur dann sinnvoll, wenn die beson-
L-CNG bezeichnet). deren Eigenschaften des Bio-LNG benötigt werden
Ebenso wie im Straßenschwerlastverkehr ermög- – z. B. die hohe Reinheit oder die biogene Herkunft.
licht Bio-LNG die Umstellung auf emissionsärmere Einsatzfelder sind Industriebetriebe, die keinen Erd-
Antriebe auch in der Schifffahrt. Durch den Verzicht gasanschluss besitzen und konstant hohe Gasqua-
auf Schweröl wird dabei eine besonders hohe Um- litäten benötigen.
weltentlastung erreicht. Neben dem Kreuzfahrt- Ein weiteres Beispiel stellt die Versorgung der
schiff AIDAnova sind die im Fährverkehr zwischen öffentlichen Busse in Oslo dar. Der Bioabfall der
Emden und Borkum eingesetzte MS Ostfriesland norwegischen Hauptstadt wird zu Biogas vergoren.
sowie das Containerschiff Wes Amelie die bisher Da der Standort jedoch nicht über einen Erdgasan-
einzigen niedersächsischen Schiffe mit Flüssigerd- schluss verfügt, wird das Biogas verflüssigt und in
gasantrieb. Die MS Ostfriesland wurde 2015 auf das Busdepot Oslo Vest gebracht. Dort wurde eine
LNG umgerüstet und benötigt je nach Saison ein bis Infrastruktur mit 44 Betankungsplätzen geschaf-
zwei Betankungen pro Woche. Die Wes Amelie wur- fen. Das angelieferte Bio-LNG wird in einem hohen
de 2017 auf LNG umgerüstet und soll zukünftig mit Lagerbehälter vorgehalten und bei Bedarf wieder zu
synthetischem Kraftstoff aus Werlte fahren. gasförmigem Kraftstoff (Bio-CNG) expandiert. Nach
Wenn Bio-LNG nicht direkt genutzt werden soll, dient 15 bis 20 Minuten sind die CNG-Tanks der Busse
die verflüssigte Form als Speicher- und Transport- gefüllt.
Gasinfrastruktur im Busdepot Oslo Vest (Quelle: 3N) MS Ostfriesland (Quelle: AG Ems)
Kurz erklärt: L-CNG
Wie bei jeder neuen Technologie ist zu Anfang die Anzahl Als Zwischenlösung kann die Umwandlung von LNG und Bio-
an Nutzern sehr überschaubar. Dies bedeutet am Beispiel LNG in CNG und Bio-CNG in Frage kommen. Diese sogenannte
von LNG und Bio-LNG, dass Tankstellenbetreiber eine hohe Regasifizierung beschreibt die Rückführung von flüssigem
Investition in die Tankstellentechnik vornehmen und auf LNG in gasförmiges CNG. Der Fachausdruck hierfür lautet
einen wachsenden Abnehmerkreis warten müssen. Liquefied Compressed Natural Gas, kurz L-CNG.
54. Potenzial in Niedersachsen
Das Erzeugungspotenzial für Biogas als Treibstoff in • Wirtschaftsdünger
Niedersachsen setzt sich aus zwei betrachteten Po- In Niedersachsen werden rd. 8,2 Mio. t Gülle
tenzialen zusammen. und Festmist in Biogasanlagen eingesetzt und
Das technische Potenzial betrachtet bestehende Bio- energetisch genutzt. Dies entspricht 38 % des
methan-Einspeiseanlagen sowie Biogasanlagen, die Gesamtmengeneinsatzes, wodurch 12 % der
aus der Verstromung in die Gaseinspeisung wech- Gesamtleistung bereitgestellt werden. Das vor-
seln. Das Rohstoffpotenzial betrachtet die Erschlie- handene Wirtschaftsdüngerpotenzial wird damit
ßung neuer Einsatzstoffe, insbesondere die Verwen- aber nur zu etwa 17 % energetisch genutzt. Die
dung von Wirtschaftsdünger, landwirtschaftlichen Mobilisierung des Wirtschaftsdüngerpotenzials
Reststoffen und Bioabfall. In beiden Betrachtungen ist durch das dezentrale Aufkommen und die
müssen Biomethanerzeugung und Verflüssigung geringe Transportwürdigkeit begrenzt. Hierfür
nicht ausschließlich am gleichen Standort erfolgen. kommen vor allem bestehende Biogasanlagen
in Frage, die sowohl Anbaubiomasse als auch
Bestehende Biomethananlagen Abfallstoffe als Kofermente einsetzen können.
Die Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität und
die Einspeisung in das öffentliche Gasnetz hat sich • Stroh und feste landwirtschaftliche Reststoffe
zu einem etablierten Verfahren entwickelt. In Nie- Diese Stoffgruppe enthält neben Stroh auch Ern-
dersachsen bereiten 35 Biogasanlagen Biogas auf tereste, Zwischenfrüchte ohne Futternutzung
und speisen dies in das Erdgasnetz ein. Vier der und verdorbene oder krankheitsgeschädigte
Anlagen sind Kofermentanlagen und vergären Abfäl- Pflanzen. Während sie heute mit einer Einsatz-
le. Die Einspeiseleistung beträgt insgesamt 14.360 menge von rd. 400.000 t/a nur einen Anteil von
mN³/h Biomethan, was einer elektrischen Leistung 1 % des Substratmixes der niedersächsischen
von 57,4 MW entspricht. Biogasanlagen ausmachen, kann von einem
deutlichen höheren Potenzial ausgegangen wer-
Wechsel aus der Verstromung den. Es wird im Wesentlichen von Stroh gebildet,
Für eine Umstellung von der Verstromung von Bio- da die übrigen Stoffe in weit geringeren und stark
gas zur Aufbereitung auf Erdgasqualität kommen schwankenden Mengen anfallen. Dabei sind die
aus technischen und wirtschaftlichen Gründen vor große Bedeutung von Stroh als Einstreu und als
allem Anlagen ab einer Leistung von ca. 1,5 MWel in Humusbildner sowie die konkurrierenden ener-
Frage. Kleinere Anlagen können sich zu einem Ver- getischen Nutzungen wie Verbrennung und Ver-
bund zusammenschließen, um eine ausreichende schwelung zu berücksichtigen.
Leistung zu erreichen – insbesondere dann, wenn
• Bioabfall
ein Teil der Gaserzeugung weiterhin in Kraft-Wärme-
Bio- und Grünabfall ist grundsätzlich gut zur
Kopplung eingesetzt werden soll, um bestehende
energetischen Nutzung geeignet, die Vergärung
Wärmekunden zu versorgen.
stellt bisher jedoch nur eine wenig genutzte Opti-
Für die Realisierung dieses Potenzials sind neben der on dar. Niedersachsen weist gute Voraussetzun-
Bedeutung der örtlichen Wärmeversorgung und der gen für die Vergärung von Bioabfällen auf, da sie
grundsätzlichen individuellen Situation der Biogas- in 86 % der Haushalte erfasst werden. In Zukunft
anlage auch die Entfernung zu einer Gastransport- ist deshalb keine wesentliche Steigerung des
leitung mit ausreichender Kapazität, das Interesse Aufkommens zu erwarten. Die energetische Nut-
der Betreiber am Einstieg in eine weitergehende zung wird jedoch gegenüber der Kompostierung
Technologie und ihre Kooperationsbereitschaft mit eine wesentlich höhere Bedeutung bekommen.
benachbarten Anlagen entscheidend. Hierzu trägt auch die 2017 in Kraft getretene
Erschließung neuer Substrate Düngemittelverordnung bei, nach der der Nähr-
stoffgehalt von Kompost bei der landwirtschaftli-
Ungenutzte Potenziale zur Biogaserzeugung finden
chen Verwertung vollständig auf die Nährstoffbi-
sich vor allem bei Rest- und Abfallstoffen, die nach-
lanz angerechnet wird, was zu einer verringerten
folgend näher erläutert werden:
Nutzung dieses Verwertungswegs führen wird.
6Um belastbare Aussagen zur Potenzialerschließung Substrate
treffen zu können, müssen technische, wirtschaft-
liche und rechtliche Restriktionen berücksichtigt 4%
Energiepflanzen
werden. Ein Beispiel bilden Reststoffe aus der Le-
20 %
bensmittelverarbeitung. Sie werden aufgrund der Wirtschaftsdünger
hohen Nährstoffgehalte überwiegend als Futtermit- 24 % 52 % biogene Abfälle
tel eingesetzt und würden bei einer Umlenkung in
Stroh
die energetische Nutzung den Anbau und/oder Im-
port von entsprechenden Mengen nach sich ziehen.
Die gesellschaftlich gewünschte Auflösung des
Teller-Tank-Konflikts würde so zu einem Trog-Tank- Erschließungswege
Konflikt führen.
Ergebnis Bestand Biomethan
31 % 30 %
Abbildung 1 zeigt die Beiträge der Rohstoffe und Wechselverstromung
Erschließungswege der Biokraftstoffpotenziale.
Neukapazitäten
Der Beitrag von Energiepflanzen sinkt deutlich un-
ter den heutigen Wert von 79 %, leistet aber wei- 39 %
terhin den größten Beitrag. Wirtschaftsdünger stei-
gert seinen Anteil von heute 12 % auf 24 %, biogene
Abfälle vervierfachen ihren Anteil auf 20 %. Stroh Abb. 1: Anteile der Rohstoffe (bezogen auf Energiegehalt) und
der Erschließungswege am Biokraftstoffpotenzial
leistet aus den o. g. genannten Gründen einen ge-
ringen Beitrag. In der Summe beträgt der Anteil von
Rest- und Abfallstoffen 48 %.
Aus den zuvor skizzierten Annahmen lässt sich somit
das nachfolgend genannte Potenzial errechnen. Das
niedersächsische Potenzial zur Erzeugung von Bio-
CNG/Bio-LNG von rd. 2,6 Mio. kWh/a kann 4,2 % des
gesamten Treibstoffverbrauchs decken. Der Beitrag
erneuerbarer Energieträger kann damit nahezu ver-
doppelt werden. Da speziell Bio-LNG im Straßenver-
kehr ausschließlich im Schwerlastsegment einge-
setzt werden wird, ist auch der Vergleich zu dessen
Verbrauch sinnvoll. LKW benötigen mit 1,8 Mio. t/a
mehr als die Hälfte des gesamten Dieselverbrauchs.
Wenn das Treibstoffpotenzial von Biogas vollständig
in Form von Bio-LNG eingesetzt wird, kann es 8,5 %
des niedersächsischen Dieselverbrauchs von LKW
ersetzen. Neben der ausschließlichen Verwendung
von Bio-LNG als Ersatz für Diesel kann auch die Bei-
mischung von Bio-LNG zu fossilem LNG eine Option
darstellen.
75. Rechtlicher Rahmen
Förderungen und Vergünstigungen Senkung der Fernstraßenmaut
Der Einsatz von Gas als Kraftstoff wird z. Z. an meh- In den Jahren 2019 und 2020 sind gasbetriebene
reren Stufen der Wertschöpfungskette unterstützt. LKW vollständig von der Fernstraßenmaut befreit.
Allen Maßnahmen ist gemeinsam, dass nicht zwi- Ab 2021 müssen sie nur die Mautkomponenten für
schen CNG bzw. LNG fossiler und biogener Herkunft Infrastruktur und Lärm entrichten, von der Kompo-
unterschieden wird. nente Luftverschmutzung bleiben sie befreit. Bei
einem zulässigen Gesamtgewicht von mehr als 18 t
Investitionszuschuss für LKW
gelten die folgenden Sätze2:
Das Bundesministerium für Verkehr und digitale
Infrastruktur hat ein Programm zur Förderung von • Komponente Infrastruktur 0,174 €/km
energieeffizienten und/oder CO2-armen schweren • Komponente Luftverschmutzung 0,011 €/km
Nutzfahrzeugen aufgelegt1. Gefördert wird die An- • Komponente Lärm 0,002 €/km
schaffung von LKW und Sattelzugmaschinen mit
Erdgasantrieb (CNG), Flüssigerdgasantrieb (LNG)
Investitionszuschuss für Tankstellen
oder Elektroantrieb. Für die einzelnen Antriebsar- Das Land Niedersachsen gewährt mit Mitteln des Eu-
ten sind folgende Zuschüsse pro Fahrzeug pauschal ropäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE)
festgesetzt, sie dürfen 40 % der Investition nicht und mit eigenen Mitteln Zuschüsse für den Aufbau
überschreiten: einer Infrastruktur für alternative Treibstoffe3.
Der Auf- und Ausbau von Tankinfrastruktur zur Ver-
• CNG-Antrieb: 8.000 € sorgung der Binnenschifffahrt und des Straßengü-
• LNG-Antrieb: 12.000 € terverkehrs mit alternativen Treibstoffen (z. B. LNG-
• Elektroantrieb bis einschließlich 12 t zulässiges Betankungseinrichtungen) wird mit einem Zuschuss
Gesamtgewicht: 12.000 € in Höhe von 50 % der Investition unterstützt. Dabei
• Elektroantrieb ab 12 t zulässiges Gesamt- muss es sich um öffentlich zugängliche Tankstellen
gewicht: 40.000 € handeln. Die Abwicklung erfolgt über die NBank.
Senkung der Erdgassteuer Festlegung der Mengenanteile am
Die Steuer für die Nutzung von Erdgas als Fahrzeug- Kraftstoffverbrauch
antrieb ist gemäß § 2 Absatz 2 Energiesteuergesetz
Die Mindestabsatzquote für Biokraftstoffe wird
nach den folgenden Sätzen reduziert gegenüber
durch die gesetzlichen Vorgaben bestimmt (38.
dem regulären Satz von 31,80 €/MWh:
Bundesimmissionsschutzverordnung und Renew-
• bis 31.12.2023 13,90 €/MWh able Energy Directive II). Über die Quotenerfüllung
• 1.1. - 31.12.2024 18,38 €/MWh hinaus werden Mengen nachgefragt, wenn dies für
die Anwender wirtschaftlich interessant ist, umwelt-
• 1.1. - 31.12.2025 22,85 €/MWh
freundliche Transportformen gesucht werden oder
• 1.1. - 31.12.2026 27,33 €/MWh es der Lösung anderer Problemstellungen dient, wie
z. B. der Feinstaubbelastung in Innenstädten.
1
Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur: »Richtlinie über die Förderung von energieeffizienten und/oder CO2-armen schweren
Nutzfahrzeugen in Unternehmen des Güterkraftverkehrs«. Berlin, 22.5.2018
2
Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur: »Gesetz über die Erhebung von streckenbezogenen Gebühren für die Benutzung von
Bundesautobahnen und Bundesstraßen (Bundesfernstraßenmautgesetz - BFStrMG)«. Berlin, 12.7.2011, letzte Änderung 14.8.2017
3
Niedersächsisches Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr: »Richtlinie über die Gewährung von Zuwendungen zur Verbesserung der
Versorgung mit alternativen Treibstoffen in Niedersachsen«. Hannover, 26.5.2016
8Regelungen auf Bundesebene
Das Bundeskabinett hat im November 2017 die Dies bedeutet u. a., dass Biokraftstoffe eine THG-
38. BImSchV verabschiedet, die die Rahmenbedin- Vermeidung von zunächst mindestens 35 % nach-
gungen für die Periode 2020 bis 2025 setzt. Dabei weisen mussten. Diese Nachhaltigkeitskriteri-
wird zwischen konventionellen und fortschrittlichen en betreffen zum einen die Anbaufläche und die
Kraftstoffen unterschieden. Kraftstoffe aus Anbau- landwirtschaftliche Praxis für die verarbeitenden
biomasse werden als konventionell definiert, ihr An- Pflanzen und zum anderen das Potenzial zur Treib-
teil soll die Obergrenze von 6,5 % der energetischen hausgasminderung der erzeugten Biokraftstoffe.
Menge nicht überschreiten. Mengen, die darüber hi- Nachdem die Minderung der THG-Emissionen 2017
naus in Verkehr gebracht werden, werden wie fossile auf 50 % anhoben wurde, stieg dieser Wert 2018 auf
Kraftstoffe bewertet. Progressive Entwicklungsziele 60 %. Abbildung 2 enthält ausgewählte Standard-
werden nur für sog. fortschrittliche Kraftstoffe fest- werte für die Treibhausgasminderung gegenüber
gelegt, die aus Rest- und Abfallstoffen, Gülle, Stroh, fossilem Referenzkraftstoff. Dabei wird der Einfluss
Algen etc. oder mit innovativen Verfahren zur CO2- des Rohstoffs und des Herstellungsverfahrens deut-
Abscheidung auf Basis von erneuerbaren Energieträ- lich. Konkrete Verfahren können im Einzelfall ihre
gern hergestellt sind. Eine Unterquote sieht hierfür Werte nachweisen, so dass auch höhere Emissions-
für 2020 einen Anteil von 0,05 % vor, der 2021 auf minderungen anerkannt werden können.
0,1 %, 2023 auf 0,2 % und bis 2025 auf 0,5 % steigen Energieerzeugnisse, die vollständig oder teilweise
soll. Kleinere Unternehmen werden in den Anfangs- aus tierischen Ölen oder Fetten hergestellt sind,
jahren von diesen Verpflichtungen ausgenommen, werden seit 2012 nicht mehr auf die Erfüllung dieser
da sie voraussichtlich schlechteren Zugang zu den Verpflichtungen angerechnet (§ 37b BImSchG). Der
geringen verfügbaren Mengen haben werden. Basiswert fossiler Kraftstoffe wurde 2017 von 83,8
Zur Anrechnung von Kraftstoffen auf die Biokraft- auf 93,3 (Ottokraftstoff ) bzw. 95,1 kg CO2äq/GJ (Die-
stoffquote ist seit 2011 der Nachweis erforderlich, selkraftstoff ) angehoben, was eine Entlastung für
dass Biokraftstoffe die Kriterien der Biokraft-Nach- die Quotenverpflichteten darstellt.
haltigkeitsverordnung erfüllen.
-60 % -50 % -35 %
ab 2018 ab 2017 ab 2013
Biogas aus Gülle
Biogas aus organischen Siedlungsabfällen
reines Rapsöl
Biodiesel aus biologischem Abfallöl
Biodiesel aus Sonnenblumen
Biodiesel aus Raps
Ethanol aus Zuckerrohr
Ethanol aus Weizen (Stroh in KWK)
Ethanol aus Weizen (Erdgas in KWK)
Ethanol aus Mais (Erdgas in KWK)
Ethanol aus Zuckerrüben
-90 % -80 % -70 % -60 % -50 % -40 % -30 % -20 % -10 % 0%
Treibhausgasminderung
Abb. 2: Standardwerte für Treibhausgasminderung gegenüber fossilen Referenzkraftstoff (83,8 g/MJ CO2 äq)
9Seit 2017 kann auch Strom, der zur Verwendung 3,5 % 2030. Sie wird ergänzt durch Stoffe gemäß
in Elektrofahrzeugen aus dem Netz entnommen Teil B (gebrauchte Fette und Öle, tierische Fet-
wird, auf die Treibhausgasquote angerechnet wer- te der Kategorie 1 und 2 sowie Molasse aus der
den. Zur Berechnung der Treibhausgasemissionen Zuckerrüben-/Zuckerrohrverarbeitung) in Höhe
wird die Strommenge mit den durchschnittlichen von 1,7 % und sieht zudem erneuerbare Kraft-
THG-Emissionen und der Antriebseffizienz multipli- stoffe nichtbiogenen Ursprungs (Power-to-X) so-
ziert. Auch komprimiertes und verflüssigtes Biogas wie die Anrechnung der eMobilität vor.
kann auf die Quote angerechnet werden – sowohl Zugleich soll die Anforderung an die Treibhausgas-
als Reinkraftstoff als auch als Gemisch. Ein Novum minderung verschärft werden, die für Neuanlagen
stellt die Möglichkeit dar, die Quotenvorgaben auch mindestens 70 % beträgt. Hierdurch sind energie-
durch fossiles Erdgas oder Wasserstoff aus fossilen aufwendige Verfahren wie die Biodieselerzeugung
Energieträgern zu erfüllen. Durch die geringe THG- aus Raps- und Palmöl oder die Herstellung von die-
Minderung sind hierfür allerdings entsprechend gro- sel-ersetzenden Kraftstoffen aus Pyrolyseverfahren
ße Anteile erforderlich. Dies stellt eine Bestandssi- betroffen. Abgesehen von der Biokraftstoffproduk-
cherung für die Erdgastankstellen dar, deren Zahl tion aus Abfallstoffen (gebrauchte Fette und Öle)
sich in den letzten Jahren kontinuierlich verringert konzentrieren sich die Verfahren für fortschrittliche
hat. Die Tankstellenbetreiber können nun durch die Biokraftstoffe vor allem auf die Biomethan- und
Emissionseinsparungen von CNG gegenüber Otto- Bioethanolproduktion.
und Dieselkraftstoffen die Quotenverpflichtungen
Die Energieträger werden hinsichtlich ihrer Her-
von Mineralölgesellschaften übernehmen. Der Bio-
kunft und Produktionsverfahren mit unterschiedli-
methananteil am Erdgaskraftstoff wird sich hier-
chen Faktoren bewertet:
durch jedoch verringern.
• Biokraftstoffe auf Basis von Rohstoffen
Regelungen auf europäischer Ebene aus Anhang IX (Teil A und B) 2-fach
Die wichtigste rechtliche Rahmenbestimmung stellt • Elektromobilität im Straßenverkehr 4-fach
die Novellierung der Erneuerbare-Energien-Richtli- • erneuerbarer Strom im Schienenverkehr 1,5-fach
nie der EU dar (RED II), die von 2021 bis 2030 gelten • erneuerbare Kraftstoffe im Flug- und
soll. Sie sieht im Verkehrsbereich eine Quotenrege- Schiffsverkehr 1,2-fach
lung für den Anteil der Biokraftstoffe vor und hat das
Ziel, den Anteil von Biokraftstoffen aus Anbaubio- Die nationale Umsetzung der RED II muss in
masse zu reduzieren. Form einer Novellierung der 38. BImSchV bis zum
30.6.2021 erfolgen. Die gestiegenen Anforderun-
Die wichtigsten Regulierungsgegenstände: gen insbesondere an »fortschrittliche Treibstoffe«
1. Steigerung des Anteils erneuerbarer Energie- lassen eine erhöhte Nachfrage an gasförmigen
träger von 10 % 2020 auf 14 % 2030 (gemessen Kraftstoffen biogenen Ursprungs erwarten.
am Gesamtendenergieverbrauch der im Stra-
ßen- und Schienenverkehr verbrauchten fossilen
Energie)
2. Kappungsgrenze für Biokraftstoffe aus Anbau-
biomasse von 7,0 %
3. Förderung der Kraftstoffe aus Rest- und Abfall-
stoffen (»Fortschrittliche Treibstoffe«).
Der Anteil von Biokraftstoffen aus Rest- und Ab-
fallstoffen (gemäß Anhang IX der Positivliste)
soll von 1,5 % 2021 auf 6,8 % 2030 steigen. Für
Reststoffarten gemäß Anhang IX Teil A (Stroh,
Gülle, Bagasse, Rohglycerin etc.) besteht eine
Unterquote von 0,2 % 2022 über 1,0 % 2021 bis
106. Technikübersicht
Bei der Verflüssigung von Biogas aus Biogas-, De- Biomethanbestandteil Anteil
ponie- oder Klärgasanlagen spricht man von der
Methan (CH4) Hauptstrom
Small Scale-Verflüssigung, der Umwandlung von
Biogas zu Bio-LNG im kleintechnischen Maßstab. Wasser (H2O) < 1 ppmv
Die dafür notwendige Technik zur Erzeugung tief- Schwefelwasserstoff (H2S) < 3,5 ppmv
kalter Temperaturen findet seit Jahrzehnten Anwen- Kohlendioxid (CO2) < 50 ppmv
dung in der Erdgasbranche. Bei den Technologien Stickstoff N2STECKBRIEF Wärtsilä Gas Solutions STECKBRIEF ERT
Name Name
Wärtsilä Gas Solutions ERT Refrigeration Technology GmbH
Unternehmenssitz Unternehmenssitz
Helsinki, Finnland Hamburg, Deutschland
Verfahren Verfahren
Kältemittelgemisch-Verfahren Verflüssigung nach dem Stirling-Prinzip
(eng. Mixed Refrigerants (MR) process)
Eigenschaften
Eigenschaften Kryogeneratoranlage nach dem Stirling-Prinzip.
Geschlossener Kühlkreislauf mit mehreren Wärme- Geschlossener Kreislauf mit Helium als Arbeits-
überträgern und Ventilen; wiederholte Phasen medium, das abwechselnd einem regenerativen
aus Entspannung, Phasentrennung Wärmetausch Wärmetauscher und Gasverdränger zugeführt
und Verdichtung; optimiertes Kältemittelgemisch wird.
mit variablem Siedepunkt • Biomethanverflüssigung und Unterkühlung von
flüssigem LNG möglich
Leistungsbereich
• Einsatz an Land und im Off-shore-Bereich
10, 17 und 25 t LNG/d
Leistungsbereich
Referenzanlagen
Einsatzbereich von < 150 kg/d bis ca. 20 t/d, für
- EGE Biogas, Oslo Biomethanmengen von ca. < 10 mN³/h bis ca.
- Biokraft, Skogn 1.200 mN³/h und größer
- weitere Referenzanlagen für die LNG Produk- • Einzylinder-Kryogenerator ca.: < 150 - 330 kg/d
tion vorhanden bzw. < 360 - 1.040 l/d,
Besonderheiten • Vierzylinder-Kryogenerator: 0,6 - 1,3 t/d bzw.
Für größere Volumenströme sind weitere Techno- 1.400 - 4.150 l/d
logien vorhanden (u.a. Reverse Brayton Verfah- Methangastemp. von +20 °C, je nach Verflüssi-
ren, Stickstoffverflüssigung [LIN]) gungs-/Lagerdruck
Weitere Informationen Leistungsbereich allgemein mit mehreren Modu-
www.wartsila.com/de len und einzeln von 0 bis 20 bar.
Referenzanlagen
LNG Boil-off-Gas (BOG) Handling / Verflüssigung
techn. Gase (Stickstoff, Argon, Sauerstoff, etc).
Besonderheiten
• Als Stand-alone-Anlage mit eigener Steuer-
einheit oder in einer Multisystem-Anordnungen
einsetzbar
• Einfach, robust, besonders für Kleinanlagen
(v. a. Laborbereich)
• Geeignet für die Verflüssigung von Biomethan
oder Erdgas sowie die Rückverflüssigung von
1. LNG-Speichertank und Übergabestation Boil-off-Gas und zur Unterkühlung von Flüssig-
2. Verflüssigungseinheit
3. Vorbehandlungseinheit (Gasreinigung)
methan bei der Tanklagerung
4. Glykolkühlung (Vorkühler) Weitere Informationen
5. Prozessüberwachung Quelle: Wärtsilä
www.ertgmbh.de
12STECKBRIEF Liqal STECKBRIEF Cryo Pur
Name Name
Liqal Cryo Pur SAS
Unternehmenssitz Unternehmenssitz
Breda, Niederlande Massy, Frankreich
Verfahren Verfahren
Kaskadenverfahren Kryogene Kondensation verschiedener Biogas-
bestandteile durch unterschiedliche Temperatur-
Eigenschaften
niveaus
Hohe Effizienz, vor allem bei vielen Kaskaden-
schritten; höhere Investitionskosten aufgrund der Eigenschaften
Vielzahl an Kompressoren und Wärmetauschern Integriertes System bestehend aus kryogener
• Biomethanverflüssigung und Unterkühlung von Gasaufbereitung, CO2-Abscheidung und Bio-
flüssigem LNG möglich
methanverflüssigung über mehrere Wärmetau-
• Geeignet für die Verflüssigung von Biomethan.
scher und Verdichterstationen
oder Erdgas sowie die Rückverflüssigung von
Boil-off-Gas und zur Unterkühlung von Flüssig- Leistungsbereich
methan bei der Tanklagerung • 0,7 bis 18,6 t/d (70 bis 2.000 mN³ Biogas/h)
Leistungsbereich Referenzanlagen
0,25 bis 25 t/d BIOGNVAL, Frankreich;
Greenville Energy, Irland
Referenzanlagen
LNG Boil-off-Gas (BOG) Handling. Verflüssiger Besonderheiten
werden an Tankstellen u. a. in den Niederlanden • CO2-Abtrennung und Verflüssigung möglich; es
zur Rückverflüssigung der Gasphase eingesetzt entsteht ein separates Produkt in hoher Reinheit
Besonderheiten • Biogasaufbereitung und -verflüssigung in
einem Prozess kombiniert
Geeignet für die Rückverflüssigung von Boil-off-
Gas (BOG) und zur Unterkühlung von Flüssig- Weitere Informationen
erdgas bei der Tanklagerung www.cryopur.com/en
Weitere Informationen
www.liqal.com BIOGAS
H2O CH4 CO2
N
O2 2 H2S Flash N2
VOC Siloxanes O2
1 2 3
PRE- CH4 CO2 LIQUE-
TREATMENT CO2 CAPTURE CH4 FACTION
❄ -75°C ❄ -120°C ❄ -120°C/-160°C
H2S
H2O BioCO2 BioLNG
VOC
Siloxanes CO2 CH4
137. Ökologischer Wert (Lebenszyklusanalyse)
Ob eine Biogasanlage im Vergleich zu konventio- Richtlinie (Renewable Energy Directive / RED II) ein-
nellen Kraftwerken ökologisch vorteilhaft ist, lässt gehalten werden können.
sich mit Hilfe einer Klimagasbilanz beurteilen. Die- Bei der betrachteten Biogasanlage handelt es sich
se betrachtet den Einfluss einer Technologie auf um eine Bestandsanlage, die im Wesentlichen
den Treibhausgaseffekt, sowohl qualitativ als auch Schlachtabfälle einsetzt und über ein Wärmenut-
quantitativ, und bildet die Grundlage, um verschie- zungskonzept verfügt (siehe Abbildung 4). Das Bio-
dene Energieerzeugungsformen hinsichtlich ihrer gas, das bereits in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Treibhausgaswirkung zu vergleichen. verstromt wird und Industrie- und Privatkunden mit
Am Beispiel einer niedersächsischen Abfallvergä- Wärme versorgt, steht für eine Aufbereitung zu Bio-
rungsanlage wurde mithilfe einer Lebenszyklusana- LNG nicht zur Verfügung. Es werden ausschließlich
lyse untersucht, ob die Nutzung von Bio-LNG öko- freie Mengen für die Aufbereitung eingesetzt, also
logische und ökonomische Vorteile im Vergleich zu bisher nicht in KWK verstromtes Biogas sowie Bio-
konventionellen Kraftstoffen bietet und die Nach- gas, das aus einer Steigerung der Gaserzeugung
haltigkeitskriterien (Emissionsreduktion um 65 % resultiert. Es ergibt sich eine Bio-LNG Menge von
ab 2021) der europäischen Erneuerbare-Energien- rund 1.400 t/a.
Emissionen
Gutschrift Systemgrenze Gutschrift
Wohnhaus Wärme Strom
Blockheizkraftwerk Öffentliches
Biogas Stromnetz
Wärme Strom
Wärme Strom
Strom
Gewerbe
Fermenter Nachgärer Gärproduktlager
Biogas
Bio-LNG
Transport
Tankstelle
Aufbereitung & Verflüssigung
Schlachtabfälle, Landwirtschaftliche Verwertung
Speisereste, Flotate
Abb. 4: Einfache Systemgrenze zum Lebensweg der Bio-LNG Bereitstellung aus Abfall-Biogas (rote Kästen: Erweiterte Systemgren-
zen mit Gutschriften für Strom und Wärme)
Kurz erklärt: LCA
Eine Lebenszyklusanalyse (Life Cycle Assessment, LCA), Rohstoffs und der Produktion über die Nutzung bis hin
auch Ökobilanz genannt, umfasst die systematische Ana- zum Recycling und/oder der Entsorgung. Unternehmen
lyse und Bewertung eines Produktes oder Prozesses hin- nutzen diese ökobilanzielle Betrachtung zunehmend zur
sichtlich ihrer Umwelteinflüsse. Betrachtet wird der ge- Prozessoptimierung und zur Erstellung eines sogenannten
samte Lebenszyklus, beginnend bei der Gewinnung des »CO2-Fußabdruckes«.
14Die Auswertung der Lebenszyklusanalyse in der 31 - 35 g CO2 eq. pro MJ Bio-LNG reicht. Betrach-
Wirkungskategorie »Global Warming Potential tet man das Best Practice-Szenario mit Strom- und
(GWP)« für die dezentralen Bio-LNG Erzeugung be- Wärmegutschriften, so liegen die Netto-Emissio-
inhaltet zum einen das Bioraffineriekonzept nach nen mit -20 g CO2 eq. pro MJ Bio-LNG sogar im ne-
RED II (einfache Systemgrenzen) und zum anderen gativen Bereich. Es werden demnach mehr Emissi-
das Best-Practice-Beispiel der betrachteten Biogas- onen eingespart als freigesetzt.
anlage einschließlich Strom- und Wärmegutschrif- Die Aufteilung der Emissionsanteile zeichnet fol-
ten (erweiterte Systemgrenzen). Um die Vergleich- gendes Bild: Bei den Szenarien ohne externe
barkeit mit anderen Biogasbereitstellungspfaden Strom- und Wärmegutschriften liegen die Emissio-
zu gewährleisten, wurde zudem ein Literaturwert nen aus der Biogaserzeugung und der Aufbereitung
für ein Biogasgemisch aus Wirtschaftsdünger und zu Bio-LNG auf einem ähnlichen Niveau. Die Haupt-
Bioabfall (50%/50%) herangezogen, welcher zu emissionsquellen sind die Gärrestbehandlung (bei
Biomethan aufbereitet und ins Erdgasnetz einge- energieintensiven Aufbereitungsprozessen) mit
speist wird (vgl. Abbildung 5). direkten Emissionen (Lachgas, Ammoniak) und
Die Auswertung der Wirkungskategorie GWP für die entsprechenden Gutschriften für die Mineraldün-
drei betrachteten Szenarien zeigt, dass die Biogas- gersubstitution sowie die direkten Emissionen aus
anlage die Bewertungskriterien nach RED II erfüllt, der Biogasanlage und den BHKW (hauptsächlich
wenn auch nur knapp (31 g CO2 eq. pro MJ Bio-LNG). Methanschlupf ). Die Substratbereitstellung hat
Die Bilanzierung mit Literaturdaten für ein Biogas- trotz der teils großen Transportentfernungen nur
gemisch liefert ähnliche Werte (33 g CO2 eq. pro MJ einen geringen Anteil an den Gesamtemissionen
Bio-LNG), liegt aber oberhalb des Reduktionsziels genauso wie die Gutschriften für die Hygienisie-
von 65 %, wobei die Unsicherheitsspanne von rung.
0,10 0,094
GWP [kg CO2eq. * MJ-1]
0,08
Referenezwert RED II
-65 %
0,06 LNG Aufbereitung
0,031
0,04 Transport Substrate
0,033
Biogasanlage
0,02
Ausbringen Gärrest
0
BHKW Emissionen
-0,02 Biogas nach Majer et al., 2016
-0,020
Gutschrift Thermische Energie
-0,04
Gutschrift Elektrische Energie
-0,06
Düngegutschrift
-0,08 Hyhgienisierung
-0,10 Netto Emissionen
Abfallbiogasanlage Abfallbiogasanlage Biogasbereitstellung RED II
(nach RED II) mit Strom/Wärme- aus Gülle/Abfall
Gutschriften (50%/50%)
Abb. 5: Wirkungsabschätzung in der Kategorie »Klimawandel« (GWP) verschiedener Small Scale-LNG-Bereitstellungspfade im
Vergleich zum RED II-Referenzwert
158. Ausblick
Um Bio-LNG als Kraftstoff zu etablieren, müssen Verlässliche Einsatzbedingungen für
die Einflussfaktoren entlang der gesamten Herstel- Biogas als Kraftstoff
lungs- und Nutzungskette betrachtet werden. Ne- Für die Biogasanlagenbetreiber haben vor allem ein
ben den technischen Möglichkeiten und dem recht- stabiler rechtlicher Rahmen und die Entwicklung der
lichen Rahmen zählen dazu auch das wirtschaftliche Substratkosten die größte Bedeutung. Biogas wird
Umfeld und die Akzeptanz der Anwender. heute vorrangig zur Wärme- und Stromerzeugung
Die Verbreitung von Biogas im Verkehr ist im Gegen- eingesetzt. Für die bestehenden Biomethan-BHKW
satz zu flüssigen Kraftstoffen auf den Ausbau der bleibt dieser Pfad – ebenso wie für die mit Rohbio-
geeigneten Infrastruktur angewiesen. Bei strombe- gas betriebenen BHKW – während der verbleiben-
triebenen Fahrzeugen zeigt sich ein ähnliches Bild. den Vergütungsdauer des EEG zumindest für Biogas
Das flächendeckend vorhandene Stromnetz muss aus Energiepflanzen und Wirtschaftsdünger attrak-
durch eine ausreichende Verteilung von Ladepunk- tiv. Ab 2025 ist hier eine Verschiebung zu Gunsten
ten ergänzt werden. Ein gänzlich anderes Bild zeigt der Kraftstoffnutzung zu erwarten. Für Biogas und
sich bei LNG und Wasserstoff, für die bisher kaum Biomethan aus Abfallstoffen und Wirtschaftsdünger
eine Tankinfrastruktur besteht. Hier kann eine Ver- ist dieser Pfad bereits heute schon interessant. Für
breitung nur punktweise von einzelnen Tankstellen die Produktion von Bio-LNG aus Biogas sind Tech-
ausgehen, die vorwiegend für Flottenkunden mit nologien im kleinen Leistungsbereich erforderlich.
begrenztem Aktionsradius errichtet werden. Meh- Hier sind bereits einige technische Entwicklungen
rere Mineralöllieferanten und Energieversorger auf dem Markt.
planen deutschlandweit bis Ende 2020 rd. 40 Tank- Für die potenziellen Anwender von LNG stehen die
stellen, davon 10 in Niedersachsen, Hamburg und technischen und wirtschaftlichen Fragen im Vorder-
Bremen. grund. Nur bei ausreichender Infrastruktur, breiter
Für den Zeitraum Juli 2018 bis Juli 2019 sind ins- Fahrzeugvielfalt und zufriedenstellender Reichweite
gesamt 1.390 energieeffiziente LKW über das För- resultiert aus grundsätzlichem Interesse eine Kauf-
derprogramm des Bundes unterstützt worden. entscheidung. Bei der Bewertung der Wirtschaft-
LNG-LKW erfahren mit einem Umfang von 994 lichkeit spielen sowohl die Anschaffungskosten als
Fahrzeugen die größte Nachfrage gefolgt von CNG- auch die Kraftstoffkosten eine Rolle. Beide werden
LKW mit einem Umfang von 339 Bewilligungen. durch die bestehenden steuerlichen Bestimmungen
57 Elektro-LKW sind für den betrachteten Zeitraum und Förderprogramme positiv beeinflusst.
gefördert worden. Von entscheidender Bedeutung ist die Bewertung
der Umweltentlastung durch Bio-LNG im Gegensatz
zu LNG fossiler Herkunft. Von der nationalen Um-
setzung der RED II sind hier deutliche Impulse zu
erwarten, die die Gasbereitstellungskosten auf das
aktuelle Marktniveau absenken können.
16Geschäftsstelle Werlte
Kompaniestraße 1 | 49757 Werlte
Tel.: +49 (0) 5951 9893-10 | Fax: +49 (0) 5951 9893-11 | E-Mail: info@3-n.info
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