Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die Ergebnisse aller Fachdiszipli-nen als Basis für die Gesamtbewertung.
Tabelle 8 – Ergebnisübersicht der Fachdisziplinen für die Gesamtbewertung (Teil 1)
Energiefruchtfolge 675 91% -17,4 1806 -40,7
1b 600 Nm³/h
Energiefruchtfolge 510 103% -25,7 2049 -53,1
2 800 Nm³/h
Integrierte Fruchtfolge 625 100% -30,4 1713 -52,7
3a 500 Nm³/h
Reststoffe 70 60% 26,5 1987 -3,0
3b 400 Nm³/h
Reststoffe 54 57% 38,3 2294 4,1
4 400 Nm³/h
Zwischenfrüchte&Stroh 117 71% 12,2 1963 -16,4
5 250 Nm³/h
Mais 490 125% -72,0 1443 -92,6
6 300 Nm³/h
Mais&Rohglycerin 73 60% 43,2 2333 14,6
7a 250 Nm³/h
Integrierte FF&Stroh 390 134% -91,8 1182 -112,7
7b 130 Nm³/h
Integrierte FF&Stroh 196 268% -319,5 -402 -336,1
8a 27 Nm³/h
Wiesengras 134 262% -323,7 -1136 -339,2
8b 22 Nm³/h
Wiesengras 110 294% -375,0 -1354 -392,7
9a 27 Nm³/h
Rinder&Schweinegülle 213 240% -291,2 -980 -309,7
9b 20 Nm³/h
Rinder&Schweinegülle 151 314% -425,0 -2081 -442,0
10 7 Nm³/h
Hühnermist&Schweinegülle 4 394% -635,0 -4535 -638,9
BIP
Tabelle 9 – Ergebnisübersicht der Fachdisziplinen für die Gesamtbewertung (Teil 2)
Energiefruchtfolge -78% 1565% 67% 234% -78% 224,0 ++
-1b 600 Nm³/h
Energiefruchtfolge -92% 2042% 80% 120% -92% 207,0 +
-2 800 Nm³/h
Integrierte Fruchtfolge -78% 1625% 70% 249% -78% 237,0 +
-3a 500 Nm³/h
Reststoffe -62% -354% 22% 374% -66% 219,0 ++ +
3b 400 Nm³/h
Reststoffe -69% -409% 31% 370% -75% 188,0 ++ +
4 400 Nm³/h
Zwischenfrüchte&Stroh -71% 2075% 71% 138% -82% 211,0 ++ +
5 250 Nm³/h
Mais -100% 1502% 93% 475% -81% 220,0 -
-6 300 Nm³/h
Mais&Rohglycerin -99% 185% 48% 357% -82% 136,0 ++
-7a 250 Nm³/h
Integrierte FF&Stroh -111% 1088% 106% 548% -81% 207,0 -
-7b 130 Nm³/h
Integrierte FF&Stroh -154% 2064% 85% 164% -91% 263,0 - -
-8a 27 Nm³/h
Wiesengras -99% 234% 26% 159% -81% 400,0 - - +
8b 22 Nm³/h
Wiesengras -113% 283% 37% 74% -92% 386,0 - - +
9a 27 Nm³/h
Rinder&Schweinegülle -281% -622% -76% 195% -86% 130,0 - +
9b 20 Nm³/h
Rinder&Schweinegülle -372% -921% -134% -49% -94% 125,0 - - +
10 7 Nm³/h
Hühnermist&Schweinegülle -170% -1209% -83% -65% -90% 333,0 - - +
Hieraus können folgende wichtige fachspezifische Ergebnisse für die Gesamtbewer-tung abgeleitet werden:
1. Landwirtschaftliches Potential: Für das im Projektantrag formulierte Ge-samtziel von 500 Millionen m3 Biomethan pro Jahr im Erdgasnetz ist ausrei-chend landwirtschaftliches Potential vorhanden. Allerdings weisen die unter-suchten Erzeugungspfade stark unterschiedliche Potentiale auf (am höchsten bei Pfaden 1a, 1b, 2 u. 5).
Die Erzeugungspfade mit Reststoffen (3a, 3b) sind mit ca. 10 % des avisierten Gesamtziels begrenzt.
11 der 15 Erzeugungspfade weisen ein Potential von mehr als 100 Millionen m³ auf (was ca. 1 % des jährlichen Erdgasbedarfs in Österreich entspricht).1
2. BWL: Die Biomethangestehungskosten sind bei allen Erzeugungspfaden mit Mehrkosten gegenüber Erdgas verbunden. Im günstigsten Fall sind es +57 % (Pfad 3 Reststoffe, gefolgt von Pfad 6 Mais+Glycerin), im schlechtesten Fall +394 %.
1 Die genannten Potentiale sind nicht kumulativ (vgl. Kap.5.1)
Insgesamt 7 Erzeugungspfade liegen in einer Bandbreite bis ungefähr +100 % Mehrkosten.
Biomethan aus kleineren Anlagen wird tendenziell zunehmend teurer.
3. Die ökologischen Auswirkungen1 aller Erzeugungspfade sind überwiegend positiv. Dies gilt ohne Einschränkung für die Vermeidung von Treibhausgasemis-sionen, welche zwischen -62% und -372% liegt, und die Reduktion fossiler Energieträger, welche zwischen -66% und -94% liegt.
Bei der Versauerung, der bodennahen Ozonbildung und den Staubemissionen sind die Auswirkungen teils positiv, teils negativ, aber insgesamt auf einem niedrigen Niveau.2
Kleinere Anlagen, die hohe Gülleanteile verarbeiten (<300 Nm3/h) werden bes-ser bewertet, was vor allem an den geringeren Methanemissionen im Vergleich zu den jeweiligen Referenzpfaden ohne Biogas-Erzeugung liegt.
4. Volkswirtschaft3: Die Effekte auf das Bruttoinlandsprodukt (BIP) sind je nach Anlagentyp unterschiedlich, allerdings meist negativ. Es lässt sich jedoch die Tendenz erkennen, dass die betriebswirtschaftliche Kosteneffizienz der Anla-gen positiv mit dem BIP korreliert. Ebenfalls uneinheitlich sind die Beschäfti-gungseffekte, die allerdings im Vergleich zum BIP mehrheitlich positiv sind.
Der Nettoeffekt auf den öffentlichen Haushalt4 ist überwiegend negativ, weil die Mehrkosten der Biomethanerzeugung und -einspeisung im Vergleich zum Erdgas aus Subventionen aufgebracht werden müssen und dies nicht durch teilweise verminderte Arbeitsmarktausgaben oder erhöhte Einnahmen aus Lohn- und Einkommenssteuern ausgeglichen werden kann.5
Insgesamt werden betriebswirtschaftlich günstigere Anlagen positiver, hingegen betriebswirtschaftlich teurere negativer bewertet. Dies korreliert in erster Nähe-rung mit einer abnehmenden Biomethan-Outputleistung, da Anlagen mit gerin-gen Outputleistungerin-gen meist auch betriebswirtschaftlich teurer sind.
1 Ein Teil der ökologischen Effekte wird erst bei der Biomethannutzung wirksam. Für manche Indikatoren (z.B. Treibhausgasemissionen) hat das große Auswirkungen. Hier berücksichtigt ist die Nutzung von Biomethan in einem Brennwertkessel, damit die ökologischen Effekte auch auf Ebene der Biomethanerzeugungspfade dargestellt werden kann.
2 Die teilweise sehr hohen relativen Effekte bspw. bei der Versauerung liegen in den absolut sehr niedrigen Werten des Referenzsystems Erdgas begründet. Für weitere Erläuterungen zu den Ökologischen Effekten vgl. Kapitel 5.2
3 Bei den volkswirtschaftlichen Auswirkungen werden jene Effekte abgebildet, welche durch die Erzeugung und Verwendung von Biomethan durchschnittlich auf einem Ausbaupfad der Produktionskapazität von 500 Mio. m³ (ca. 5 % des jährlichen Erdgasbedarfs in Österreich) bis zum Jahr 2020 erreicht werden. In der Simulation wurde – um die in der Praxis notwendige Angleichung der Preise für die Konkurrenzfähigkeit von Biomethan mit dem chemisch identen Erdgas zu erreichen – eine staatliche Subventionierung der Biomethan-Erzeugung im notwendigen Ausmaß angenommen.
4 Der „Nettoeffekt auf öffentlichen Haushalt“ ist der Saldo aus Veränderungen von Einnahmen und Ausgaben der öffentlichen Hand. Auf der Einnahmenseite stehen die Veränderungen des Aufkommens von direkten Steuern (Lohn- und Einkommenssteuern sowie direkte Steuern der Kapitalgesellschaften) und indirekten Steuern (Umsatzsteuern bereinigt um sektorale Subventionen). Überdies sind auf der Einnahmenseite vermiedene Kosten von CO2-Emissionszertifikaten berücksichtigt, deren Kauf durch verminderte CO2-Emissionen infolge der vermehrten Substitution von Erdgas mit Biomethan vermindert werden kann. Auf der Ausgabenseite beeinflussen der Subventionsbedarf der einzelnen Biomethananlagen und die Veränderungen der arbeitsmarktbezogenen Ausgaben den Effekt auf den öffentlichen Haushalt.
5 Dabei sind auch ein CO2-Zertifikatekauf für Österreich mit etwa 10€/t (allerdings nicht mögliche Strafzahlungen) berücksichtigt.
5. Marktwirkung1: Die Treibhausgasreduktionskosten liegen zwischen 105 und 400 € pro Tonne CO2-Äq., was deutlich über Marktpreisen von gehandelten CO2-Zertifikaten liegt. Diese Kosten sollten aber auch mit anderen „heimischen“
Erneuerbaren wie z.B. Solarthermie, PV oder Pellets verglichen werden. Unter-suchungen mit dem gleichen methodischen Ansatz für andere erneuerbare Energieträger liegen derzeit jedoch nicht vor.
Die Reduktionskosten werden beeinflusst durch das landwirtschaftliche Biome-than-Potential, die spezifische Gestehungskosten und das Treibhausgasredukti-onspotential. Wenn einer dieser Faktoren nicht so günstig ist, kann dieser durch die anderen überkompensiert werden (z.B. Pfad 9a, 9b – hohe Gestehungskos-ten, geringes Potential aber große Einsparung an Treibhausgasen; Pfad 6 – ge-ringe Gestehungskosten, kleines Potential, mittlere Einsparung an Treibhausga-sen).
Die Marktwirkung ist bei den Pfaden mit dem Rohstoffmix Mais & Rohglycerin und Rinder & Schweinegülle am besten.
6. Energiepolitik2: Die Förderfähigkeit gemäß den derzeit geltenden Richtlinien (hier vor allem gemäß dem Wirtschaftlichkeitskriterium der UFI-Richtlinien) er-scheint bei Anlagen mit niedrigen Gestehungskosten deutlich besser als bei An-lagen mit hohen, weil sie näher am Erdgasmarktpreis liegen und damit die Wirt-schaftlichkeit eher erreichen.
7. Sozialwissenschaft: Positiv bewertet werden Erzeugungspfade, bei denen ge-ringe oder keine Flächenkonkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion besteht.
Dies trifft bei größeren Anlagen mit Reststoffen und Zwischenfrüchten sowie bei sehr kleine Anlagen (<30 Nm3/h) aufgrund der verwendeten Rohstoffe (Wiesen-gras, Gülle, Hühnermist) zu.
Diese Analyse erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit und sollte durch die de-taillierten Ergebnisse in den Darstellungen der einzelnen Fachdisziplinen ergänzt werden.
Im nächsten Schritt werden die Bewertungen der Erzeugungspfade aus Sicht der Fachdisziplinen zu einer Gesamtbewertung zusammen geführt.
1 Marktwirkung: Zukünftige Perspektiven in der österreichischen Energiewirtschaft für die Nutzung von Biomethan. Untersuchte Indikatoren sind u.a. Treibhausgasreduktionspotential und Treibhausgasreduktionskosten
2 Die Förderfähigkeit von Biogasanlagen wird durch die Förderrichtlinien der Umweltförderung im Inland (UFI) festgelegt. Alle untersuchten Anlagenvarianten wären ohne innovative Vermarktungsstrategien zur Erzielung höherer Erlöse unzureichend rentabel und daher prinzipiell nicht förderfähig durch die UFI. Bei Anwendung innovativer Vermarktungsstrategien – konkret die Rahmenbedingungen des Modells „Biomethan-Beimischung Oberösterreich“ – erreichen insbesondere größere Anlagen eine ausreichende Rentabilität, um die Anlagen auch ohne Förderung gewinnbringend zu betreiben. Unter den nicht rentablen Anlagen könnte der Betrieb von einigen, meist größere Anlagen durch UFI-Förderungen sichergestellt werden. Nichtsdestotrotz sind meist kleinere Anlagen trotz relativ hoher Fördermöglichkeiten nicht kostendeckend zu betreiben, was diese wiederum von der Förderung ausschließt. Ausnahmen diesbezüglich sind jedoch möglich, beispielsweise im Falle von Demonstrationsprojekten. (vgl. Kapitel 6.2.1)