Bioenergie

Bioenergie ist Energie aus kürzlich noch lebender organischer Substanz: Holz, Ernterückständen, Energiepflanzen, Gülle, Klärschlamm, Speiseresten und dem biogenen Anteil des Hausmülls. Sie ist der älteste Brennstoff der Menschheit und noch immer die größte erneuerbare Wärmequelle, beim Strom aber eine Nische. 2025 erzeugte Bioenergie rund 710 TWh, etwa 2,2 % des Weltstroms, während Solarenergie und Wind jeweils auf 8–9 % kamen. Anders als diese beiden ist Bioenergie regelbar, lässt sich als Brennstoff lagern und zu flüssigen und gasförmigen Kraftstoffen verarbeiten. Das erklärt ihren Reiz und auch, warum so hitzig über sie gestritten wird.

So funktioniert es

Jeder Bioenergiepfad setzt chemische Energie frei, die Pflanzen per Photosynthese aus Sonnenlicht gewonnen haben. Drei Umwandlungsarten dominieren:

• Thermochemisch. Feste Biomasse wird in einem Kessel verbrannt und erzeugt Dampf für eine Turbine, genau wie in einem Kohlekraftwerk. Die Vergasung (Teiloxidation bei 700–1.000 °C) liefert ein Synthesegas aus CO und H2. Die Pyrolyse unter Sauerstoffabschluss ergibt Bioöl, Gas und Kohle.
• Biochemisch. Bei der Vergärung zersetzen Mikroben feuchte organische Substanz ohne Sauerstoff und erzeugen Biogas. Die Fermentation macht aus Zucker und Stärke Ethanol.
• Chemisch. Durch Umesterung werden Pflanzenöle und tierische Fette zu Biodiesel (FAME). Hydrierung liefert hydriertes Pflanzenöl (HVO) und einen Großteil des heutigen nachhaltigen Flugkraftstoffs.

Der Energiegehalt hängt stark vom Rohstoff ab und vor allem von der Feuchte. Darrtrockenes Holz hat einen Heizwert von etwa 18–19 MJ/kg, Holzpellets bei 6–10 % Feuchte rund 17 MJ/kg (4,7–4,8 kWh/kg), frisch geschlagenes Holz dagegen kaum 8–10 MJ/kg. Unser Rechner für den Energiegehalt von Brennstoffen rechnet zwischen diesen Werten und fossilen Äquivalenten um.

Die wichtigsten Varianten

Verbrennung fester Biomasse und Mitverbrennung

Biomassekraftwerke reichen von Fernwärmekesseln mit 1–50 MW, die Hackschnitzel verfeuern, bis zu Staubfeuerungsblöcken mit mehreren hundert Megawatt. Das bekannteste ist Drax in Großbritannien. Zwischen 2013 und 2018 wurden dort vier Kohleblöcke mit je 645 MW auf Holzpellets umgestellt. Heute verbrennt das Kraftwerk mehrere Millionen Tonnen Pellets im Jahr, die vor allem aus dem Südosten der USA und aus Kanada verschifft werden. Bei der Mitverbrennung werden einem Kohlekessel mit geringen Umbauten 5–20 % Biomasse beigemischt. Früher war das in Europa verbreitet, heute vor allem in Japan und Südkorea.

Am meisten holt die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) aus fester Biomasse heraus. Nordische Anlagen verkaufen Strom und Fernwärme und erreichen Gesamtwirkungsgrade von 85–90 %.

Biogas und Biomethan

Biogasanlagen vergären bei 35–55 °C Mist, Gülle, Ernterückstände, Energiepflanzen (in Deutschland vor allem Maissilage), Klärschlamm oder Speisereste. Das Gas besteht zu 50–75 % aus Methan, der Rest ist überwiegend CO2. Es wird entweder vor Ort in einem Gasmotor (BHKW) verbrannt oder per Membran, Druckwasserwäsche oder Aminwäsche zu Biomethan aufbereitet und ins Gasnetz eingespeist. Den größten Anlagenbestand hat Europa mit rund 20.000 Anlagen, angeführt von Deutschland, Italien, Frankreich und Dänemark. In Dänemark deckt Biomethan bereits einen großen Teil des Gasbedarfs im Netz. Der Gärrest ist ein wertvoller Dünger. Der Biogasrechner schätzt Gas- und Stromerträge für bestimmte Substrate.

Richtwerte aus europäischen Leitfäden zur Vergärung (z. B. KTBL, FNR); die tatsächlichen Erträge hängen von Trockensubstanzgehalt und Verweilzeit ab.

Müllverbrennung mit Energienutzung

Müllverbrennungsanlagen verfeuern Restabfall auf Rostfeuerungen. Weil die Rauchgase korrosiv sind, bleiben die Dampfparameter begrenzt und der elektrische Wirkungsgrad bescheiden (meist 20–30 %). Als KWK-Anlagen kommen sie aber auf insgesamt 80 % und mehr. Als erneuerbar zählt nur der biogene Anteil, meist rund die Hälfte der Energie im gemischten Hausmüll. Der Kunststoffanteil ist fossil. Die einfache Verwandte ist die Deponiegaserfassung: Sie fängt Methan auf, das sonst entweichen würde.

Flüssige Biokraftstoffe

Ethanol (aus US-Mais und brasilianischem Zuckerrohr) sowie Biodiesel und HVO (aus Raps, Soja, Palmöl und Altspeiseöl) decken rund 3–4 % des weltweiten Energiebedarfs im Verkehr (IEA). Die USA und Brasilien stellen den Großteil des Ethanols her, und Indonesiens Beimischungspflicht für Palmöl-Biodiesel ist die größte ihrer Art. Fortschrittliche, zellulosebasierte und abfallbasierte Kraftstoffe wachsen vor allem wegen Quoten für Flugkraftstoffe wie ReFuelEU in der EU.

BECCS

Bioenergie mit CO₂-Abscheidung und -Speicherung ist die Variante, auf die sich Klimamodelle am häufigsten stützen. Bei der Ethanolfermentation entsteht ein fast reiner CO2-Strom, dort ist die Abscheidung billig. Die ADM-Anlage in Decatur (Illinois) presst seit 2017 CO2 in einen salinen Aquifer. Die Abscheidung aus dem Rauchgas von Biomassekraftwerken und KWK-Anlagen, geplant bei Drax und im Bau bei Stockholm Exergi, kostet weit mehr. Wie viel CO2 tatsächlich entnommen wird, hängt vollständig von den Emissionen der Lieferkette und der Bilanzierung des Kohlenstoffs im Rohstoff ab.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Brennstoff lässt sich lagern, deshalb laufen Biomasse- und Biogasanlagen mit gesicherter Versorgung mit hohen Kapazitätsfaktoren: 80–90 % bei Biogas-BHKW und reinen Biomassekraftwerken. Anlagen, die dem Wärmebedarf oder der Merit-Order folgen, laufen oft weniger. Die Kostendatenbank von IRENA weist für neue Bioenergieprojekte der letzten Jahre einen weltweit gewichteten Kapazitätsfaktor im Bereich von 60–80 % aus.

Der Kapazitätsfaktor-Rechner rechnet zwischen installierter Leistung und Jahreserzeugung um.

Kosten

Anders als bei den meisten erneuerbaren Energien bestimmt bei Bioenergie oft der Brennstoff die Kosten, nicht das Kapital. Der Rohstoff kann kostenlos sein oder sogar Entsorgungserlöse bringen (Abfall, Gülle), er kann aber auch 3–10 USD/GJ oder mehr kosten (Pellets, Energiepflanzen). IRENAs Renewable Power Generation Costs in 2023 nennt für neu in Betrieb gegangene Bioenergieanlagen weltweit gewichtete Stromgestehungskosten von etwa 0,07 USD/kWh. Einzelne Projekte reichen von unter 0,05 USD/kWh (Bagasse und Reststoffe in Brasilien und Indien) bis über 0,20 USD/kWh (kleine europäische Anlagen mit zugekauftem Brennstoff). Die Investitionskosten liegen bei Feststoffanlagen bei rund 1.000–4.000 USD/kW, bei kleinen europäischen Biogasanlagen bei 2.500–6.000 USD/kW.

In den meisten Märkten ist Bioenergie damit teurer als neue große Solar- oder Onshore-Windparks. Konkurrenzfähig ist sie dort, wo sie Reststoffe verbrennt, die im Werk ohnehin anfallen, oder wo Wärmeverkauf und Entsorgungsgebühren die Rechnung stützen. Biomethan kostet in Europa in der Herstellung meist 50–110 EUR/MWh (IEA 2020): deutlich mehr als Erdgas zu historischen Preisen, aber weniger als in den Spitzen von 2022. Deine eigenen Annahmen testest du mit dem LCOE-Rechner.

Fläche, Wasser und Rohstoffe

Die Fläche ist die harte Grenze. Übers Jahr speichert die Photosynthese weit weniger als 1 % des einfallenden Sonnenlichts als chemische Energie. Energiepflanzen liefern daher etwa 0,1–0,6 W pro Quadratmeter Land, ein bis zwei Größenordnungen weniger als Photovoltaik. Für 1 TWh Strom im Jahr aus Energiepflanzen braucht man in der Größenordnung von 500–1.500 km² Ackerland, Freiflächen-PV kommt mit rund 10–20 km² aus. Die meisten Analysten, darunter IEA und IPCC, sehen die nachhaltige Rolle der Bioenergie deshalb bei Rest- und Abfallstoffen (Nebenprodukte der Forstwirtschaft, Sägespäne, Stroh, Gülle, Altspeiseöl) und nicht bei großen neuen Plantagen, die mit Nahrungsmitteln konkurrieren oder Entwaldung antreiben.

Die Umwandlung selbst braucht mäßig viel Wasser (Dampfkraftwerke müssen gekühlt werden, wie Kohlekraftwerke), bewässerte Energiepflanzen können aber sehr viel verbrauchen. Der Materialbedarf ist im Vergleich zu anderen Technologien gering: gewöhnliche Stahlkessel, Turbinen und Motoren, ohne die kritischen Mineralien, die in Batterien oder Permanentmagnet-Generatoren stecken.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

Bei keiner Erzeugungstechnologie sind die Lebenszyklusemissionen so umstritten wie bei Bioenergie, denn die Ergebnisse hängen an Annahmen über den biogenen Kohlenstoffkreislauf. IPCC AR5 WGIII Anhang III nennt:

• Reine Biomassekraftwerke: 130–420 g CO2e/kWh, Median 230 g
• Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle: 620–890 g CO2e/kWh, Median 740 g (überwiegend aus dem Kohleanteil)

Diese Werte unterstellen, dass nachwachsende Pflanzen das CO2 aus dem Schornstein ausgleichen, und lassen indirekte Landnutzungsänderungen und Albedoeffekte außen vor. Studien, die die CO₂-Schuld einrechnen, also die Zeit, die ein abgeernteter Wald braucht, um seinen Kohlenstoff wieder aufzunehmen, kommen zu dem Ergebnis, dass Pellets aus ganzen Stämmen über 20–50 Jahre mehr ausstoßen können als Kohle. Reststoffe, die sonst verrotten oder offen verbrannt würden, amortisieren sich innerhalb weniger Jahre. Biogas aus Gülle kann deutlich negativ ausfallen, weil es Methanemissionen aus der Güllelagerung verhindert; Biogas aus Energiepflanzen schneidet viel schlechter ab.

Die Politik setzt Mindestschwellen, statt Neutralität zu unterstellen. Nach der RED II der EU müssen Strom und Wärme aus Biomasseanlagen, die ab 2021 in Betrieb gegangen sind, die Treibhausgasemissionen gegenüber einem fossilen Vergleichswert um mindestens 70 % senken, ab 2026 um 80 %. Flächenkriterien schließen außerdem Primärwald, Moore und Gebiete mit hoher Biodiversität aus.

Sicherheit und Umweltwirkungen

• Luftverschmutzung. Holzfeuerungen in Haushalten gehören in Europa zu den größten Quellen für Feinstaub (PM2,5), in vielen Ländern noch vor dem Straßenverkehr. Große Anlagen mit Elektro- und Gewebefiltern stoßen pro Energieeinheit weit weniger aus.
• Biodiversität. Kahlschläge für Pellets und die Umwandlung von Grünland oder Wald in Anbauflächen für Energiepflanzen können Lebensräume zerstören. Zertifizierungssysteme (SBP, FSC, PEFC, ISCC) und die RED-Kriterien sollen das ausschließen.
• Methanschlupf. Methan hat ein hohes Treibhauspotenzial. Leckagen an Fermentern, Aufbereitungsanlagen und offenen Gärrestlagern können den Klimanutzen von Biogas aufzehren.
• Betriebsrisiken. Staubexplosionen in Pelletsilos, Selbsterhitzung gelagerter Hackschnitzel und giftiger Schwefelwasserstoff in Fermentern verlangen sorgfältigen Umgang.
• Teller oder Tank. Biokraftstoffe aus Nahrungspflanzen konkurrieren um Ackerland, und die Lebensmittelpreisspitze 2007–2008 hat Beimischungsquoten erneut auf den Prüfstand gestellt.

Ausblick

Die IEA erwartet, dass moderne Bioenergie vor allem bei Wärme, Industrie und Verkehr weiter wächst. Beim Strom tritt sie gegen immer billigere Wind- und Solarenergie und Batteriespeicher an. Am stärksten wächst Biomethan (das REPowerEU-Ziel der EU liegt bei 35 Mrd. m³ pro Jahr bis 2030), dazu Flugkraftstoffe, getrieben von Beimischungsquoten, und Biomassestrom in Asien, vor allem Mitverbrennung in Japan und neue reststoffbefeuerte Kraftwerke in Indien und Brasilien. In Netzen mit hohem Anteil wetterabhängiger Erneuerbarer sind flexible Biomasse- und Biogasanlagen, die laufen, wenn Wind und Sonne fehlen, mehr wert als Grundlastblöcke.

BECCS bleibt die große Unbekannte. Integrierte Bewertungsmodelle unterstellen oft mehrere Gigatonnen BECCS-Entnahmen pro Jahr bis zur Jahrhundertmitte, real abgeschieden werden heute einstellige Millionen Tonnen. Ob Bioenergie dem gerecht wird, hängt weniger von der Technik ab als von glaubwürdigen Nachhaltigkeitsregeln, transparenter CO₂-Bilanzierung und der Frage, wie viel wirklich überschüssige Biomasse es gibt. Einen direkten Vergleich mit anderen Optionen bietet der Technologievergleich, bestehende Anlagen findest du auf der Kraftwerkskarte.