Dieses Kapitel fasst stichwortartig die Empfehlungen aus den verschiedenen Fach-disziplinen an die Stakeholder zusammen. Die Empfehlungen sind gegliedert in:
Biomethanerzeugung Markteinführung,
Weiterer Forschungsbedarf, Politik und Verwaltung,
Voraussetzungen für Biomethanproduktion und -einspeisung und Verbraucherinformation.
Die Auflistungen erheben nicht den Anspruch auf Vollständigkeit.
4.7.1 Biomethanerzeugung
1.200 Millionen m³ Biomethanpotential ist derzeit erreichbar; Erhöhung der Rohstoffpotentiale durch vermehrte Nutzung von Stroh, Ausbau Zwischenfrüchte oder Integrierte FF möglich.
Nutzung von Stroh: Entwicklung von Ernteverfahren, Vorbehandlungstechnologie für die Aufbereitung u. a. notwendig.
Nutzung von Zwischenfrüchten: Entwicklung und Optimierung von Ernteverfahren und Einlagerung notwendig, wegen sehr hohem Wassergehalt.
Einsatz von Gülle als Rohstoff ist aus ökologischer Sicht (speziell im Hinblick auf Treibhausgasemissionen) vorteilhaft, auch dann wenn es sich nicht um reine Gülleanlagen handelt, sondern Gülle mit anderen Rohstoffen kombiniert wird.
Ein abgedecktes Endlager reduziert zusätzlich die Treibhausgasemissionen.
Beim Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen ist bei Anbau und Ernte gemäß guter landwirtschaftlicher Praxis vorzugehen, um die Umweltwirkungen so gering wie möglich zu halten.
Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion sollte im Rahmen der Möglichkeiten vermieden oder reduziert werden, um damit einem zentralen Argument in der öffentlichen Debatte wirksam begegnen zu können. In der Praxis bedeutet das:
Nutzung von Reststoffen, Anbau von Zwischenfrüchten und zumindest die Ver-meidung des Anbaus von Energiefrüchten im großen Stil.
Optimierung der Biogasanlagen- und Aufbereitungskonfiguration in energetischer Sicht.
Betriebswirtschaftliche Optimierung der Biogas-, Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen: z.B. Maximierung des Biomethan-Outputs zur Senkung der spezifischen Kosten.
Ökonomisch und ökologisch verschiedene Optimierungsmöglichkeiten: z.B.
Beheizungsvariante, Schwachgasnutzung, Eigenstromerzeugung, …
Mögliche Variante zur Anlagen-Optimierung: Kombination von Biogas-Aufbereitungsanlagen mit Einspeisung ins Erdgasnetz und einer Rohbiogas-Verstromung in einem BHKW zur Deckung des Strom- und Wärmebedarfs
4.7.2 Markteinführung
5% Biomethan-Anteil im Erdgasmarkt Österreich ist bezogen auf das Rohstoffpotential machbar; Zusatzkosten zu Erdgas und mögliche Konkurrenz zu Futter- und Nahrungsmittel sind energiewirtschaftliche Herausforderung.
Zur Erreichung der Ziele der Energiestrategie 2020 sind 6,7 PJ Biomethan im Verkehrssektor notwendig, bei Betrieb von 200.000 Gasfahrzeugen mit ausschließlich Biomethan.
Innovative Geschäftsideen zur Markteinführung von Biomethan: z.B. Angebot von Gas-Mischprodukten aus Biomethan (z.B. 20%) und Erdgas zur Senkung der spezifischen Kosten oder Koppelung der Wohnbauförderung an einen Biomethan-Bezug für Gasheizungen.
Teilweise Zumischungsverpflichtung von Biomethan zu Erdgas ergibt einen geringeren öffentlichen Subventionsbedarf und damit vorteilhaftere makroökonomische Effekte.
Die Entwicklung nachfrageseitiger Strukturen ist eine wichtige Antriebskraft für die weitere Entwicklung von Biomethan, selbst wenn dieses preislich über Er-dgas liegt. Zu diesen Strukturen gehören die oben genannte Beimischungs-verpflichtung, aber auch Maßnahmen der Wohnbauförderung (gekoppelt an die Nutzung erneuerbarer Energien inkl. eines festzulegenden Anteils von Biome-than für Heizzwecke), der stärkeren Nutzung von BiomeBiome-than im öffentlichen Verkehr und der Unterstützung einer verstärkten Biomethannutzung im gewerb-lichen Bereich (z.B. für Fuhrparks), etwa durch Schaffung entsprechender In-frastrukturen.
Ermittlung potenzieller Einspeisepunkte und mögliche Einspeisemengen zur einfacheren Standortbestimmung für Biomethan-Produktionsanlagen Zusammenarbeit mit den Gasnetzbetreibern notwendig.
Kooperations-, Organisations- und Geschäftsmodelle für die Zusammenarbeit von Anlagenbetreibern, Rohstofflieferanten und Netzbetreibern müssen verbes-sert, einfacher und transparenter werden. So sollte etwa bessere Übereinstim-mung darüber erzielt werden, wie die Wertschöpfungskette organisiert ist (sind z.B. Landwirte auch Betreiber der Anlagen?) oder wie attraktive Angebote für Kunden ausschauen könnten. Entlang der Wertschöpfungskette gibt es oft noch unklare Erwartungen an gegenseitige Rollen – z.B. Präferenz großer Projekte durch die Gaswirtschaft (um Transaktionskosten im Umgang mit vielen kleinen, evtl. unzuverlässigen, Partnern zu vermeiden) im Gegensatz zu kleineren Anla-gengrößen und kürzeren Zeithorizonten in der Landwirtschaft.
Netzgebundene Biomethanversorgung sollte nicht nur auf Einspeisung in das Gasnetz reduziert werden. Für eine förderliche Marktentwicklung bedarf es in-tegrierter Konzepte sowohl für die Einspeisung in übergeordnete Netze, als auch für lokale Mikro-Netze und Speichermöglichkeiten.
Bei der Nutzung von Biomethan zur Strom- und Wärmeerzeugung ist darauf zu achten, dass mit Biomethan tendenziell eine höhere Wärmenutzung erreicht wird als mit einem Biogas BHKW an einem dezentralen Standort. Ansonsten ist
die Verwendung von Biomethan bei gleichem Rohstoffeinsatz mit höheren Umweltwirkungen verbunden als die Strom- und Wärmeerzeugung mit einem Biogas BHKW.
4.7.3 Forschungsbedarf
Detaillierung Potentialanalyse: Auswahl und Abgrenzung der potenziellen landwirtschaftlichen Flächen, Standorte tierhaltender Betriebe, Berücksichtigung von ökomischen Kriterien und Einschränkung auf Kulturen bzw. Nutzung von Neben- und Zwischenfrüchten.
Strategie-Entwicklung zur Minimierung der Flächenkonkurrenz von Nahrungs-, Futtermittel und Biogasrohstoffe.
Betriebswirtschaftliche Optimierung der Biomethan-Erzeugungspfade um konkrete Empfehlungen für die Anlagenkonfiguration geben zu können.
Gesamtoptimierung der Biomethan-Erzeugungspfade: z.B. in Bezug auf Biogas-potenzial, Biogasaufbereitung, Wärme und Strombedarf, Reduktion, THG-Reduktions-kosten, …
Sozialwissenschaftliche Untersuchung der öffentlichen Wahrnehmung von Bio-gas und Markforschung zu möglichen Kundensegmenten. Repräsentative Befra-gungen der österreichischen Bevölkerung ließen sich als Basis für die Entwick-lung von Kommunikationsstrategien und mögliche Anpassungen der Aufbrin-gung und Nutzung von Biomethan verwenden.
4.7.4 Politik und Verwaltung
Derzeitiges Angebot zur Förderung ist oftmals nicht geeignet bzw. nicht ausreichend. Verbesserung bestehender und Entwicklung neuer Förder- und An-reizstrukturen ist notwendig, zB:
Bestehende Investitionsförderung für Aufbereitungsanlagen erhöhen und Kri-terien zur Erreichung einer größeren Zielgruppe anpassen,
Schaffung einer Vergütung für Einspeisung von Biomethan ähnlich dem Öko-stromregime Überwindung ökonomischer + institutioneller Hemmnisse und Verpflichtende Bereitstellung des Gasnetzzugangs durch Netzbetreiber.
Standardisiertes, für Bewerber voraussehbares Verfahren von der Antragstellung, über die Kontaktpartner und Abwicklung des Antrags muss ausgearbeitet werden und sich in der Praxis etablieren (und sollte zeitlich und vom Aufwand überschaubar sein). Jede Einspeisung muss derzeit einzeln mit al-len Partnern verhandelt werden (Regelzonenführer, Netzbetreiber, Gasversor-ger, Abnehmer), ähnliches gilt für Fragen der Ausgleichsenergie, d.h. es gibt noch kein standardisiertes System, das für Einspeiser transparent ist und ihren Aufwand reduziert (z.B. im Sinne eines One-Stop-Shops).
Konzentration der Förderung auf Anlagen mit niedrigem Subventionsbedarf und hohem Anteil an investitionsgebundenen Kosten positive Wirkung auf BIP, Beschäftigung und Fördereffizienz.
Bei betriebswirtschaftlicher Kostengleichheit von Biomethan und Erdgas kommt es zu positiven BIP- und Beschäftigungs-Effekten durch eine Nachfrageerhöhung
nach hauptsächlich inländisch produzierten Gütern. Dadurch würde auch der derzeitige Bedarf an staatlichen Subventionen wegfallen.
4.7.5 Voraussetzungen für Biomethanproduktion und -einspeisung
Kein Wärmebedarf im Umfeld der Biogasanlage für den Betrieb eines BHKWs für wärmeintensiven Anwendungen (z.B. Holztrocknung) oder Mikrowärmenetze.
Entfernung zum Gasnetz gering, maximal 2 bis 5 km.
Mindestanlagengröße für Aufbereitung und Einspeisung zur Kostenoptimierung notwendig. Zusammenschluss von mehreren Biomethan-Produktionsanlagen mit gemeinsamer Aufbereitungsanlage erscheint möglich, jedoch erst mittelfristig realistisch.
Energieträger für den Strom- und Wärmebedarf der Biogasaufbereitung ist entscheidend für die Ergebnisse der ökonomischen und ökologischen Bewertung: z.B. Einsatz kostengünstiger erneuerbarer Energieträger vorteilhaft.
4.7.6 Verbraucherinformation
Verbesserung der Verbraucherinformation über Biomethanerzeugung und -nutzung. Dabei sollten natürlich die positiven Effekte dieser Energieform (Klimaschutz etc.) angesprochen werden, aber auch potentielle Probleme in der öffentlichen Wahrnehmung, wie Rohstoffaufbringung (Konkurrenz zu Nahrungsmitteln, Monokulturen), befürchtete Funktionsstörungen oder erforderliche Adaptierungen bei Anlagen (Heizanlagen, Motoren).
Nach Möglichkeit sollten entsprechende Informationskampagnen entworfen werden, die neben zielgruppenspezifischen Informationsstrategien (Wohnbau, Verkehr, Betriebe) auch Kommunikationsstrategien für Anlagenbetreiber (beginnend mit der Planungsphase) beinhalten sollten.
Nutzung bestehender Informationskanäle, z.B. populärer Magazine und Zeitschriften, auch solcher mit einem technischen oder ökologischen Fokus, um Information über Biomethan sowie Potentiale und Vorteile der Netzeinspeisung zu kommunizieren.
Die derzeitige Besteuerung von Diesel und Benzin kann die Einführung von Biomethan als Treibstoff begünstigen, wenn gleichzeitig Biogas bzw. Biomethan nicht besteuert wird.
„Kostenvorteil“ heute schon bei Ersatz von Benzin/Diesel-Fahrzeugen durch Erdgas-Fahrzeuge gegeben (negative THG-Reduktionskosten) verstärkte Kommunikation in der Öffentlichkeit.
Mehrkosten bei Energieträger-Umstieg von Erdgas auf Biomethan bei allen Energiedienstleistung (Wärme, Strom&Wärme und Transport) gleich, relativ wirken sich die Mehrkosten je nach Kostenstruktur unterschiedlich aus Berücksichtigung bei der Verbraucherinformation.