Biogas als Treibstoff - Wirtschaftliche Grundlagen und Machbarkeit

Status

Abgeschlossen

Kurzfassung

Laut Grünbuch der Kommission KOM (2000)769 sollen in der Europäischen Union bis zum Jahr 2020 zwanzig Prozent des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus Alternativtreibstoffen kommen, die Hälfte davon aus Methan, d.h. Biogas oder Erdgas. Der Entwurf zum österreichischen Biomasseaktionsplan sieht ein noch ambitionierteres Ziel vor: Biogas alleine soll bis 2020 zehn Prozent des gesamten Treibstoffverbrauches in Österreich abdecken.

Best Practice Beispiele in Schweden und der Schweiz zeigen, dass die Verwendung von Biogas als Treibstoff grundsätzlich wirtschaftlich sein kann. So wird Biogas in Schweden bereits seit mehr als 10 Jahren als Treibstoff verwendet.

Mit diesem Projekt wurde daher das Ziel verfolgt, die Machbarkeit der Verwendung von Biomethan als Treibstoff auch in Österreich zu zeigen und jene Distributionsvarianten zu identifizieren, die unter den derzeitigen Rahmenbedingungen wirtschaftlich umsetzbar sind.

Grundlage des methodischen Vorgehens war ein praxisorientierter Bottom-Up Ansatz. Zunächst wurden ausländische Best Practice Beispiele analysiert und insbesondere die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen von Distributions- und Betankungssystemen detailliert betrachtet.

In der zweiten Phase wurde die Übertragbarkeit der Projekterfahrungen auf die österreichischen Verhältnisse untersucht. Diese Erkenntnisse wurden abschließend einem Realitäts-Check unterzogen, wobei anhand eines Fallbeispiels gezeigt wurde, dass ein solches Treibstoffprojekt auch in Österreich wirtschaftlich machbar ist.

Einige der wichtigsten Schlussfolgerungen aus dieser Studie sind:

• Insbesondere bei Nutzung vorhandener Infrastruktur (freie Faulraumkapazitäten in Kläranlagen) ist die Verwendung von Biogas als Treibstoff von hoher Wirtschaftlichkeit. Zweistellige Gesamtrenditen sind möglich.
• Bei kurzen Distanzen sind die Kosten von Biogaspipelines deutlich geringer als jene der Netzeinspeisung, steigen jedoch proportional mit der Transportentfernung an.
• Die Kosten des Biomethantransportes über das Erdgasnetz sind hingegen entfernungsunabhängig. Während bei öffentlichen Tankstellen ein spezieller Pauschaltarif angewendet wird, sind die Transportkosten zu nicht-öffentlichen Tankstellen je Bundesland stark unterschiedlich (zwischen 0,36 c/kWh (Wien) und 1,34 c/kWh (Tirol) für typische Biomethantankstellen auf der Netzebene 3).
• Als entscheidende Hürde für die Direktvermarktung von Biomethan über das Erdgasnetz wurde die stündliche Bilanzausgleichsperiode identifiziert. Im Gegensatz dazu wurde in Deutschland ein spezieller Flexibilitätsrahmen für die Biogaseinspeisung geschaffen.
• Nicht leitungsgebundene Distributionsvarianten (Transporttrailer) sind aufgrund ihrer verhältnismäßig hohen spezifischen Transportkosten lediglich in Einzelfällen die wirtschaftlich interessanteste Lösung. Diesbezüglich gibt es eine größere Anzahl von Anbietern von Containersystemen, vorwiegend aus Italien oder Südamerika, die diese Systeme bisher für den Erdgastransport in netzfernen Gebieten eingesetzt haben und die ohne Änderungen auch für den Biogastransport verwendet werden können. Die Transportkosten liegen typischerweise in der Größenordnung von 1 Cent/kWh und sind damit deutlich höher als die Netznutzungsentgelte in den meisten Netzgebieten in Österreich.
• Inwieweit Langsam- oder Schnellbetankung möglich bzw. wirtschaftlich sinnvoller ist, hängt vom jeweiligen Einzelfall ab. Die Hausbetankung ist unter den derzeitigen Rahmenbedingungen in Österreich hingegen nicht wirtschaftlich.
• Durch Kopplung der Treibstoff- mit der Strom und Wärmeproduktion (Tri-Generation bei Verwendung des Membranverfahrens) kann die Wirtschaftlichkeit optimiert werden. Im Smart Grid Kontext kann diese durch Einbeziehung der elektrischen Lasten weiter verbessert werden.

Bei der Darstellung der Ergebnisse wurde besonderer Wert auf die Praxistauglichkeit der Ergebnisse gelegt, um potentiellen Projektbetreibern ein Hilfsmittel zur wirtschaftlichen Beurteilung ihrer Projektideen zur Verfügung zu stellen.

Projektleiter

DI Robert Hinterberger
NEW ENERGY Capital Invest GmbH

Projekt- und Kooperationspartner

• Swedish Gas Centre
  Ing. Friedrich Bauer GmbH

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DI Robert Hinterberger
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