Inhalte DVGW-Forschungsbericht G 202430 Das DVGW-Forschungsprojekt G 202430 untersucht das Potenzial von Biomethan als klimafreundlicher Energieträger in der deutschen Gasversorgung. Ziel der Studie ist es, mithilfe einer GIS-gestützten Analyse sowohl den aktuellen Stand als auch die zukünftigen Entwicklungsmöglichkeiten der Biomethaneinspeisung systematisch zu erfassen und zu bewerten. Im Jahr 2024 speisten 244 Anlagen etwa 11 TWh Biomethan in das deutsche Gasnetz ein, was rund 1 % des Erdgasbedarfs entspricht. Die Studie verfolgt eine zweistufige Methodik: Im ersten Schritt wird das theoretisch maximale Einspeisepotenzial ohne Einschränkungen berechnet. Im zweiten Schritt wird ein restriktiverer Ansatz gewählt. Die elektrische Nennleistung des Biogas-BHKWs muss eine Mindestgröße von 250 kW haben. Bei der Berechnung der Biomethanpotenziale wird davon ausgegangen, dass alle Biogasanlagen, die über ein BHKW (Block-Heiz-Kraftwerk) Strom erzeugen, nach dem Auslaufen der EEG-Förderung Biomethan einspeisen. Die Ergebnisse zeigen, dass das Biomethanpotenzial in den kommenden Jahren erheblich steigen kann. Bereits bis 2030 könnte sich die eingespeiste Menge mehr als verfünffachen und etwa 7 % des Erdgasverbrauchs decken. Ab 2035 wären sogar mehr als 10 % möglich. Langfristig, ab 2045, könnten bis zu 117 TWh Biomethan jährlich zur Verfügung stehen, die ca. 15% des deutschen Erdgasverbrauchs decken können. Auch unter restriktiven Annahmen lassen sich bis 2030 etwa 6 %, ab 2040 mehr als 10 % und ab 2045 ca. 12% des Erdgasbedarfs durch Biomethan decken. Ein wesentlicher Vorteil von Biomethan liegt in seiner Eigenschaft als chemischer Energiespeicher und der Verwendung als Erdgassubstitut in der Bestandsinfrastruktur. Neben der dezentralen Erzeugung, die regionale Ressourcen nutzt und die Versorgungssicherheit sowie die lokale Wertschöpfung stärkt, kann Biomethan zur Erfüllung gesetzlicher Anforderungen im Wärmemarkt beitragen, etwa im Rahmen des Gebäudeenergiegesetzes, das einen Anteil von mindestens 65 % erneuerbarer Energien vorsieht. Insgesamt zeigt die Studie, dass Biomethan eine zentrale Rolle im zukünftigen Energiesystem spielen kann – sowohl zur Deckung industrieller Prozesswärmebedarfe als auch zur Versorgung des Gebäudesektors mit klimafreundlicher Wärme sowie als regenerativer Kohlenstoffträger.Inhaltsverzeichnis Einleitung 2 Status quo – Biomethaneinspeiseanlagen 2024 3 Methodik 4 Ergebnisse 5 Fazit 6 Abbildungsverzeichnis DVGW-Forschungsbericht G 202430 kaufenSie können den DVGW-Forschungsbericht G 202430 als PDF-Datei zum sofortigen Download kaufen

Content of DVGW G 265-3 Code of Practice This DVGW G 265-3 Code of Practice serves as a basis for the planning, manufacture, construction, test, commissioning and operation of systems for the injection of hydrogen into networks for the pipeline-bound supply of gas andhydrogen to the general public. DVGW G 265-3 Code of Practice can also be applied to injection stations that inject hydrogen into hydrogen networks. It shall also apply to systems for feeding back hydrogen into upstream hydrogen networks. Injection stations, to which this DVGW Code of Practice refers, are required as the link between the production plant for hydrogen and the gas infrastructure. The hydrogen can be supplied from various forms of production. The injection of hydrogen can take place both in hydrogen networks and as an injection into networks with methane-rich gases. Compared to DVGW Guideline G 265-3:2014-05, the following amendments in particular have been made: Extension of the scope to include injection as substitute gas into the 5th family of gases in accordance with DVGW G 260:2021-09; general specification of the requirements for injection into the 2nd or 5th family of gasesDVGW G 265-3 Code of Practice 07 Further amendments to the scope: DVGW Code of Practice G 265-3 as a supplement to DVGW Code of Practice G 491 and G 492 with regard to hydrogen-specific requirements, connecting lines, description of the interface to DVGW Code of Practice G 220 Updating the normative references Definition of gas mixing plants, risk assessment, hazard assessment, protection goals New sub-clauses on general requirements: Use of several technical regulations within one safety concept, quality of the hydrogen at the inlet to the hydrogen injection system, risk reduction through risk assessment, risk assessment/occupational safety, water-polluting substances/environmental protection New clause: Quality of the hydrogen at the inlet to the hydrogen injection system New clause: Requirements for measuring technology, in particular in accordance with PTB TRG 19 New clause: Requirements for systems, construction elements and sub-assemblies: new requirements for material selection/materials, compressors, pipelines (including flexible pipelines and hose assemblies) New clause: Functional requirements: Gas mixing, odorisation, measuring technology requirements New clause: Protection against inadmissible operating conditions New clause: Requirements for construction and equipment: New requirements for ventilation, exhaust and pressure relief lines, Gas Detection Systems, inertisation, hazardous areas and safety distances, fire protection New clause: Requirements for test and commissioning, in particular description of a multi-stage tightness test The former Annex A on gas measurement has been deleted, as this issue is already well described by PTB TRG 19. New Annex A: Ex zone classification in consultation with the Ex Directive Committee New Annex B: Model inspection certificate New Annex C: Determination of the required mixing distance by numerical flow simulation; description of a simplified procedure for determining the minimum mixing distance under certain boundary conditions. Table of content Foreword 1 Scope 2 Normative references 3 Terms, symbols, units and abbreviations 4 General requirements 5 Asset demarcation 6 Requirements for products (sub-assemblies, construction elements and components) 7 Functional requirements for injection station for hydrogen 8 Protection against inadmissible operating conditions 9 Requirements for plants, construction elements and sub-assemblies 10 Construction and equipment 11 Test and commissioning 12 Operation Annex A (informative) - Ex-zoning of installations for the injection of hydrogen into gas supply networks Annex B (informative) - Inspection certificate Annex C (informative) - Determination of the required mixing distance by numerical flow simulation References Important normative references DVGW Code of Practice G 100DVGW Code of Practice G 213DVGW Code of Practice G 260DVGW Code of Practice G 415DVGW Code of Practice G 463DVGW Code of Practice G 469DVGW Code of Practice G 472DVGW Code of Practice G 492DVGW Code of Practice G 493-2DVGW Code of Practice G 495DVGW Code of Practice G 497DVGW Code of Practice G 2000 German version DVGW-Arbeitsblatt G 265-3   Buy DVGW G 265-3 Code of Practice You can purchase DVGW G 265-3 Code of Practice as PDF file for immediate download. 

Inhalte DIN EN ISO 24252/A11 Bei der DIN EN ISO 24252/A11 handelt es sich um eine Änderung zu der europäischen Norm DIN EN ISO 24252. Inhaltsverzeichnis Europäisches Vorwort Anhang D (informativ) A-Abweichungen   DIN EN ISO 24252/A11 kaufen Sie können DIN EN ISO 24252/A11 als PDF-Datei zum sofortigen Download oder als gedruckte Ausgabe kaufen.    

Inhalte DVGW-Arbeitsblatt G 292-1 DVGW-Arbeitsblatt G 292-1 beschreibt den Mindestumfang überwachungsbedürftiger, steuer- und abschaltrelevanter Parameter einer Biogaseinspeiseanlage (BGEA). G 292-1 behandelt den Verantwortungsbereich bei der Überwachung des Betriebes von Biogasaufbereitungs- und Biogaseinspeiseanlagen sowie Meldeprozesse und Verhaltensweisen, falls Grenzwertverletzungen vorliegen.Das DVGW-Arbeitsblatt richtet sich insbesondere an Netzbetreiber, Anlagenbetreiber und in der Planungs- und Errichtungsphase beteiligte Unternehmen. Es werden Informationen gegeben zu: Datenumfang der Fernübertragung zwischen Dispatchingzentrale als ständig besetzte Stelle und den Einspeise- und Aufbereitungsanlagen von Biogas Prozessen zur erstmaligen Inbetriebnahme und Wiederinbetriebnahme dieser Anlagen überwachungsrelevanten Parametern Informations- und Meldekonzepten Zusätzlich werden Handlungsempfehlungen gegeben, wie ein Nachweis der gesetzlichen Anlagenverfügbarkeit von 96 % gegenüber dem Anschlussnehmer erbracht, verfolgt und ausgewertet werden kann. Die Überprüfung weiterer vertraglicher Regelungen zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber sind nicht Gegenstand dieses Arbeitsblattes. Ebenso sind Hinweise enthalten, wie der Aufwand zur Konditionierung des einzuspeisenden Biogases mit Flüssiggas reduziert werden kann. Es werden also Überwachungs- und Meldekonzepte beschrieben, die als Grundlage für die operative Arbeit in Dispatchingzentralen, als Grundlage für Melde- und Entscheidungsprozesse, verwendet werden können.Gegenüber DVGW-Arbeitsblatt G 292:2020-11 wurden folgende Änderungen vorgenommen:komplette redaktionelle Überarbeitung des TextesAnpassung der normativen VerweisungenAufnahme von computergestützten und behördlich anerkannten Verfahren zur Gasbeschaffenheitsverfolgung (z. B. Einleitung und Anhang A)Präzisierung der Maßnahmen bei Grenzwertverletzungen bzw. Meldungen in Tabelle 1 Inhaltsverzeichnis Vorwort Einleitung 1 Anwendungsbereich 2 Normative Verweisungen 3 Begriffe 4 Grundlegende Abstimmung zum Betrieb einer Biogaseinspeiseanlage 5 Überwachungs- und Meldekonzept 6 Überwachungsrelevante Parameter im Betrieb aus Sicht des Dispatching 7 Anlagenverfügbarkeiten 8 Rückspeisung in vorgelagerte Netze Anhang A (informativ) – Überwachung und Steuerung der Konditionierung Anhang B (informativ) –Wesentliche Prozessschritte zur Errichtung einer Biogaseinspeiseanlage Anhang C (informativ) – Checkliste der Funktionsprüfung sowie Spezifizierung der Zuständigkeiten und Ansprechpartner Anhang D (informativ) – Beispiele für eine vom Dispatching genutzte Meldeliste einer Biogaseinspeiseanlage Wichtige normative Verweisungen DVGW-Arbeitsblatt G 260DVGW-Arbeitsblatt G 265-1DVGW-Merkblatt G 265-2DVGW-Merkblatt G 267DVGW-Arbeitsblatt G 280DVGW-Arbeitsblatt G 685-1DVGW-Arbeitsblatt G 685-2DVGW-Arbeitsblatt G 1050 DVGW-Arbeitsblatt G 292-1 kaufen Sie könnenDVGW-Arbeitsblatt G 292-1 als PDF-Dateizum sofortigen Download und alsgedruckte Ausgabekaufen.

Inhalte DIN 30691 Diese Norm DIN 30691 legt Anforderungen an die Prüfung von elektrisch leitfähigen Dichtungen in Flanschverbindungen fest, die als Blitzschutzsystembauteile eingesetzt werden sollen. Die nach dieser Norm erfolgreich geprüften Dichtungen können bei der Errichtung eines Blitzschutzsystems verwendet werden.    Inhaltsverzeichnis Anwendungsbereich Normative Verweisungen Begriffe Anforderungen und Prüfungen Allgemeines Dichtheitsprüfung Kontaktwiderstandsprüfung Elektrische Prüfung der Blitzstromtragfähigkeit Sichtprüfung Prüfbericht Literaturhinweise   Wichtige normative Verweisungen DIN EN 12327 DIN EN 14291  DVGW-Arbeitsblatt G 491   DIN 30691 kaufen Sie können DIN 30691 als PDF-Datei zum sofortigen Download oder als gedruckte Ausgabe kaufen.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2615 enthält einen allgemeinen Leitfaden für die Probenahme und gaschromatographische Analyse von Verdichteröl in Biomethan oder komprimiertem Erdgas (CNG, en: compressed natural gas). Der Massenanteil des Verdichteröls wird durch Probenahme auf Koaleszenzfiltern unter festgelegten Betriebsbedingungen (die ersten beiden Kubikmeter Gas, die unter Standardbedingungen an einer Tankstelle abgegeben werden) bestimmt.  Verdichteröle sind Schmiermittel, die in mechanischen Geräten verwendet werden und deren Zweck es ist, das Volumen von Gasen zu reduzieren und deren Druck zu erhöhen, um sie für eine Vielzahl von Anwendungen zu nutzen. Das Verfahren ist ausschließlich auf komprimiertes Gas (p>18MPa) anwendbar.  Der Gehalt an Verdichteröl wird als Massenanteil angegeben. Der Anwendungsbereich dieses Verfahrens liegt zwischen 3mg/kg und 30mg/kg. Dieses Dokument unterstützt die Umsetzung von Spezifikationen (Festlegungen) für Biomethan und Biogas, wie z.B. ISO15403-1oder der Normenreihe EN16723[9][10], bei der Verwendung in Erdgasnetzen und als Transportkraftstoff. Die Umsetzung dieser Spezifikationen erfordert gebrauchstaugliche Messverfahren mit bekanntem Leistungsverhalten und annehmbarer messtechnischer Rückführbarkeit, um den Handel mit erneuerbaren Gasen und die Konformitätsbewertung zu unterstützen.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2611-1 legt ein Verfahren zur Bestimmung der Konzentration von Salzsäure (HCl) und Flusssäure (HF) in Biomethan nach Absorption auf einem alkaliimprägnierten Quarzfaserfilter oder in einer Sorptionsfalle durch Ionenchromatographie (IC) mit konduktometrischer Detektion fest. Sofern nicht anders angegeben, werden alle Konzentrationen in diesem Dokument unter Standardbezugsbedingungen angegeben. Andere Bedingungen können angewendet werden.  Dieses Verfahren ist auch auf Biogas anwendbar. Dieses Verfahren ist zur Unterstützung der Konformitätsbewertung von Biomethan und Biogas in Übereinstimmung mit Festlegungen (Spezifikationen), wie z.B. der EN16723 Reihe, bestimmt. Für die Messung von Chlorwasserstoff (HCl) und Fluorwasserstoff (HF) in Biomethan wird ein Verfahren beschrieben, das auf der Absorption dieser Komponenten auf einem alkaliimprägnierten Quarzfaserfilter beruht. Die Anionen Chlorid und Fluorid werden dann durch Ionenchromatographie mit konduktometrischer Detektion analysiert. Die Konzentrationen werden in Äquivalenten von Salzsäure und Flusssäure bei geeigneten Bezugsbedingungen angegeben.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2620 beschreibt ein Verfahren zur Probenahme und Analyse von flüchtigen organischen Verbindungen (VOCs), einschließlich Siloxanen, Terpenen, organischen Schwefelverbindungen, in Erdgas- und Biomethan-Matrices mit thermischer Desorptions-Gaschromatographie mit Flammenionisations- und/oder Massendetektoren (TD-GC-FID/MS). DIN EN ISO 2620 unterstützt die Anwendung von Spezifikationen für Biomethan und Biogas, die in den Erdgasnetzen eingesetzt und als Transportkraftstoff verwendet werden. Die Anwendung dieser Spezifikationen erfordert gebrauchstaugliche Prüfverfahren mit bekannter Leistung und annehmbarer metrologischer Rückführbarkeit, um den Handel der erneuerbaren Gase und der Konformitätsbewertung zu unterstützen.  Je nach Herstellverfahren enthält Biogas üblicherweise flüchtige organische Verbindungen (en: Volatile Organic Compounds, VOC) wie Terpene, Siloxane, Kohlenwasserstoffe, schwefelhaltige Verbindungen, sauerstoffhaltige Kohlenwasserstoffe, halogenhaltige Kohlenwasserstoffe, Ketone, Alkohole und Ester. VOCs können ebenfalls in Biomethan gefunden werden, selbst nach der Aufbereitung.

DIN EN ISO 2612 beschreibt mehrere Prüfverfahren zum Messen des Ammoniakstoffmengenanteils in Erdgas und Biomethan im Spurenbereich. Die geeignete Handhabung und Probenahme von druckbeaufschlagten Gemischen von Ammoniak in Methan, die auf mehrere verschiedene Ammoniakmesseinrichtungen angewendet werden, sind beschrieben. Die Messeinrichtungen bestehen aus fertig im Handel erhältlichen spektroskopischen Analysatoren, die spezifisch für Ammoniak sind. Diese NH-Analysatoren gelten als eine Black Box bezüglich ihres Betriebs, der von den Anweisungen des Herstellers abhängig ist. Das Dokument beschreibt geeignete Kalibrier- und Messstrategien zum Quantifizieren von Ammoniak in (Bio)Methan.

Das DVGW-Forschungsvorhaben ME VerV, zusammnegefasst im Forschungsbericht G 202137,  stellt ein Pilotprojekt dar und sollte die Methanemissionen von Verdichtern bei vier verschiedenen Gasverteilnetzbetreibern (VNB) quantifizieren. Dazu wurden Messungen als auch ingenieurstechnische Berechnungen (für Wartungsemissionen) durchgeführt. Es wurden Biogaseinspeise-, Netzregulierungs- sowie CNG-Füllanlagen untersucht. Zunächst erfolgte die Auswahl des Messverfahrens und die Bewertung möglicher Einflussparameter auf die Messungen. Anschließend wurden die Messungen durchgeführt und auf Grundlage der erhaltenden Messwerte Emissionsfaktoren (EF) gebildet. 

Dieses Dokument DIN EN ISO 24252 ist anwendbar für Systeme zur Biogaserzeugung durch anaerobe Vergärung, zur Biogaskonditionierung, zur Biogasaufbereitung und zur Biogasverwertung unter den Gesichtspunkten der Sicherheit, des Umweltschutzes, der Leistung und der Funktionalität während der Planungs-, Herstellungs-, Installations-, Bau-, Prüf-, Inbetriebnahme-, Abnahme-, Betriebs-, regelmäßigen Inspektions- und Wartungsphasen.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2614 legt ein Mikrogaschromatographie-Verfahren für die direkte oder indirekte Bestimmung des Gehalts von fünf Terpenen in Biomethan fest; alpha-Pinen, beta-Pinen, para-Cymen, Limonen und 3-Caren. Das Verfahren wurde speziell für diese fünf Verbindungen entwickelt. Es ist anwendbar auf die Bestimmung der einzelnen Stoffmengenanteile der fünf Terpene von 1μmol/mol bis einschließlich 10μmol/mol. Mit geringen Modifikationen kann es auch für Terpen- Stoffmengenanteile über 10μmol/mol angewendet werden.

Dieses Dokument DIN EN ISO 2613-2 Entwurf beschreibt ein Gaschromatographie-Ionenbeweglichkeitsspektrometrie-(GC-IMS-)Verfahren zur Bestimmung der Konzentration von Siloxanen in Biomethan.Der Norm Entwurf beschreibt geeignete Kalibrier- und Messstrategien zum Quantifizieren von Siloxanen in (Bio)Methan um ein und über einem Niveau von 0,3 mg m−3 (14 μmol mol−1) und ist anwendbar für eine Analyse innerhalb eines absoluten Druckbereiches von 1 bar bis 2 bar1, bei Temperaturen von 0 °C bis 40 °C und bei einer relativen Luftfeuchte von < 90 %.

Das DVGW-Arbeitsblatt G 469 gibt die Druckprüfverfahren vor, mit denen vor Inbetriebnahme an einer Leitung oder Anlage der Nachweis der Festigkeit und Dichtheit erfolgt. Dabei war immer der ordnungsgemäße Betrieb mit Erdgas die Grundlage. In der Zukunft werden in der Gasverteilung Leitungen und Anlagen zu prüfen sein, die für einen ordnungsgemäßen Betrieb mit Wasserstoff umgestellt oder errichtet werden. Da Wasserstoff gegenüber Erdgas andere physikalische Eigenschaften aufweist, welche die Eignung der bisherigen Druckprüfverfahren für einen sicheren Betrieb infrage stellen, wurde vom DVGW das Forschungsvorhaben „Leckageraten Gasmischungen (ECLHYPSE)“ [1] durchgeführt. Die Forschungsergebnisse zeigen, dass einige Druckprüfverfahren anzupassen sind, damit bei einem ordnungsgemäßen Betrieb mit Wasserstoff (5. Gasfamilie nach DVGW-Arbeitsblatt G 260) ein sicherer Betrieb einer Leitung oder Anlage gewährleistet ist. Das Beiblatt G 469-B1 ergänzt das DVGW-Arbeitsblatt G 469:2019-07 in den Abschnitten 4.1.4, 4.2.2, 4.3.2.1, 4.3.2.2 und 5.

Inhalte DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 Dieses Beiblatt G 260-B1 ändert den unteren Grenzwert der relativen Dichte für Gase der 2. Gasfamilie im DVGW-Arbeitsblatt G 260:2021-09. Die Neuregelung der relativen Dichte gilt ausdrücklich nur für Gase der 2. Gasfamilie. Alle weiteren normativen und informativen Angaben der DVGW G 260 sind von diesem Beiblatt unberührt und gelten uneingeschränkt fort. Die relative Dichte, definitionsgemäß auch in der Formel zur Berechnung des Wobbe-Index enthalten, ist abhängig von der Gaszusammensetzung. Entsprechend lassen sich ihre Grenzwerte für die 2. Gasfamilie anhand der Beschaffenheit des derzeit transportierten Erdgases technisch begründen. Der obere Grenzwert der relativen Dichte soll gewährleisten, dass vor allem der Anteil höherer Kohlenwasserstoffe im Gas begrenzt wird. Die Einschränkung ist beispielsweise wegen des Brennverhaltens erforderlich. So nimmt etwa die Rußbildung bei einem größeren Anteil von höheren Kohlenwasserstoffen deutlich zu. Der untere Grenzwert der relativen Dichte mit seinem bisherigen Wert von 0,55 findet seine Begründung in der rechnerischen Herleitung: So entspricht er genau dem Dichteverhältnis (0,5549) von reinem Methan zu Luft nach Referenzzusammensetzung nach ISO/TR 29922 [5]. Daraus ergibt sich zwangsläufig, dass andere Gase mit einer geringeren Dichte als reines Methan ausgeschlossen werden. Die Verwendung von entsprechenden niedrigen relativen Dichten ist im DVGW-Regelwerk geübte Praxis. So weist beispielsweise die DVGW G 260:2008-05 in der ersten Gasfamilie eine untere Grenze der relativen Dichte von 0,32 auf, um Gasanteile mit niedrigerer Dichte zu erlauben. Die Sicherstellung der Kompatibilität mit den aktuellen Gasbeschaffenheiten erfordert eine regelmäßige Prüfung der Grenzwerte der relativen Dichte. In den DVGW-Projekten Roadmap Gas 2050  und H2-20 , sowie dem EU-Projekt THyGA (Testing Hydrogen admixture for Gas Applications) , wurden Gasanwendungen in Laboren und Feld sowie Netzanschlüsse mit unterschiedlichen H2-Konzentrationen im Erdgas bzw. Methan getestet. Ein Effekt durch die kleinere relative Dichte der Gemische konnte nicht beobachtet werden. 20 Vol.-% H2-Anteil entsprechen einer relativen Dichte von etwa 0,45. Weitere Informationen können der DVGW-Merkblatt G 655 in der aktuellen Fassung, entnommen werden. Inhaltsverzeichnis Vorwort Einleitung 1 Anwendungsbereich 2 Normative Verweisungen 3 Änderung des Abschnitts 4.1: Anpassung des unteren Grenzwertes der relativen Dichte 4 Auswirkungen auf Wasserstoff als Zusatzgas in der 2. Gasfamilie 5 Auswirkungen auf Anhang D.1 6 Änderung der grafischen Darstellungen im DVGW-Arbeitsblatt G 260, Anhang B, aufgrund der Herabsetzung der Untergrenze der relativen Dichte Literaturhinweise Wichtige normative Verweisungen DVGW-Arbeitsblatt G 260 DVGW-Merkblatt G 655   DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 kaufen Sie können DVGW-Arbeitsblatt G 260-B1 als PDF-Datei zum sofortigen Download oder als gedruckte Ausgabe kaufen.

In dem Forschungsberichtbericht G 202114 zum Forschungsvorhaben ENEVEG werden alternative Nutzungsoptionen von teilaufbereitetem Biogas sowie Biomethan vorgestellt und im Hinblick auf die größtmögliche Potenzialausschöpfung der erneuerbaren Gaserzeugung diskutiert. Im ENEVEG-Projekt wurden unterschiedlichste auf Biogas basierende Nutzungsoptionen zum Gegenstand der Untersuchungen gemacht. Dabei wurden sowohl die heute im Feld dominierenden Technologieketten der Biogasverstromung sowie der Biomethaneinspeisung, als auch eine Vielzahl innovativer Optionen berücksichtigt. Letztere umfassen das Konzept der Biogassammelleitungen, die Kopplung mit Power-to-Gas, die Nutzung im Mobilitätssektor, die thermische Direktnutzung von teilaufbereiteten Biogasen, die Verteilung von teilaufbereiteten Gasen in speziellen Netzzellen, Synthesegaschemie aus Biogas, bis hin zur Wasserstoffgewinnung aus Biogas. Zur Überprüfung der Nutzbarkeit teilaufbereiteter Biogase mit hohem CO2-Anteil in Netzzellen unter Verwendung heutiger Gasendgeräte wurden Laborexperimente durchgeführt. Diese führen zu der Erkenntnis, dass selbst moderate CO2-Anteile im Brenngas, das heißt Anteile, die noch weit unter dem CO2-Gehalt von teilaufbereiteten Biogasen liegen, für eine Nutzung mit den im Feld vorhandenen Gastechnologien insbesondere aufgrund extrem hoher CO-Emissionen auszuschließen sind. Ferner wurde die Verfügbarkeit von Biogas-Substraten Stand heute sowie in Zukunft unter Einfluss des Klimawandels untersucht, um eine Potenzialeinschätzung vornehmen zu können. Die Ergebnisse des ENEVEG-Projektes münden schließlich in gemeinsamen Handlungsempfehlungen. Hier werden die Kernergebnisse in kompakter Form zusammengefasst und zielgruppengenaue Empfehlungen ausgesprochen. Das Forschungsvorhaben ENEVEG zeigt, dass sehr vielfältige Optionen bestehen, Biogase weit über den heutigen Umfang hinaus zu nutzen. Somit können grüne Gase aus heimischer Erzeugung einen wertvollen Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten.