Important news

• Anpassung Strukturierungsbeitragsbeträge 

• Verschiebung der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020

• Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) in Begutachtung

Good to know

• AGGM tritt ARGE EDA bei

• Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff – AGGM ist an Bord

• Implizite Allokationen am Grenzkopplungspunkt Freilassing

• AGID und MIM 2020

AGGM im Dialog

• Interview mit Univ.-Prof. Dr. Hermann Hofbauer und DI Martin Hammerschmid, Chemische Verfahrenstechnik und Energietechnik, TU Wien

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Important news

 

Anpassung Strukturierungsbeitragsbeträge

Die aktuellen Preisentwicklungen an den europäischen Handelsplätzen hat AGGM zum Anlass genommen, die Staffelbeträge für den Strukturierungsbeitrag zu überarbeiten. Konkret wurde dabei der höhere Staffelbetrag für Bilanzgruppen-Unausgeglichenheiten über 400.000 kWh von 0,9 Cent/kWh auf 0,45 Cent/kWh reduziert.

 

Nähere Informationen finden Sie in der Version des Bilanzierungsberichts 2019 (Update August 2020) auf der AGGM Website. Bilanzgruppenverantwortliche wurden über die Änderung separat informiert (AGGM-Info).

Verschiebung der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020

Bereits im Dezember letzten Jahres wurde die Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 (GMMO-VO 2020) der Regulierungsbehörde E-Control veröffentlicht, mit der das österreichische Bilanzierungsmodell wesentlich überarbeitet werden soll. Die Vorbereitungen für die Umsetzung der neuen Systemanforderungen sind bei AGGM bereits in vollem Gange. Während die ursprüngliche Planung ein Inkrafttreten der GMMO-VO 2020 zum 01.10.2021 vorsah, hat entsprechend einer Marktinformation von E-Control die Ausbreitung von COVID-19 in Österreich auch zeitliche Implikationen für das Ernennungsverfahren der Bilanzierungsstelle. Vor diesem Hintergrund hat E-Control ein adaptiertes Inkrafttreten der GMMO-VO 2020 in Aussicht gestellt, wobei als Zieltermin gemäß aktueller Planung der 01.04.2022 vorgesehen ist.

Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) in Begutachtung

Kürzlich wurde die Begutachtung zum Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz – EAG gestartet. Das Gesetzespaket wird vom Bundesministerium für Klimaschutz als größtes Energiepaket seit Jahrzehnten für den Klimaschutz bezeichnet und von einigen Seiten als wichtige Weichenstellung in Richtung klimaneutrale Zukunft bezeichnet. Der Fokus wird in diesem Paket auf die Erreichung des Ziels, bis 2030 100 Prozent unseres Stroms aus erneuerbaren Energiequellen erzeugen gelegt, wobei dabei zu erwähnen ist, dass elektrische Energie aktuell lediglich rund 20 % des energetischen Endverbrauchs in Österreich abdeckt.

 

Kritisch gesehen wird daher, dass der Begutachtungsentwurf keine Grundlage für eine ganzheitliche Energiewende liefert, da insbesondere der notwendige Rechtsrahmen für Grünes Gas fehlt. Das Dekarbonisierungspotential von Biomethan und Wasserstoff ist unbestritten ein wesentlicher Baustein für ein klimaneutrales Energiesystem. Die Schaffung stabiler Rahmenbedingungen für die Herstellung erneuerbarer Gase und deren Einspeisung in das Gasnetz muss mit höchster Priorität vorangetrieben werden, damit dieses Potential im Sinne eines dekarbonisierten und versorgungssicheren Energiesystems tatsächlich gehoben werden kann.

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Good to know

 

AGGM tritt ARGE EDA (Energiewirtschaftlicher Datenaustausch) bei

Sowohl im Strom- als auch im Gasbereich müssen unterschiedlichste Informationen zwischen Netzbetreibern und Marktteilnehmern elektronisch ausgetauscht werden. Mit dem Projekt Energiewirtschaftlicher Datenaustausch (EDA) wurde eine Kommunikationsplattform für einen standardisierten und effizienten Datenaustausch entwickelt, die im europäischen Energiemarkt eine Vorreiterrolle einnimmt und bereits jetzt als Musterbeispiel dafür gilt, wie mit hochsensiblen Informationen umzugehen ist.  Für den Betrieb und die Weiterentwicklung von EDA, der Branchen-Website www.ebutilities.at und die Erarbeitung der technischen Dokumentationen für die Marktkommunikation ist die Arbeitsgemeinschaft ARGE EDA zuständig. Um insbesondere die Weiterentwicklung von Datenaustauschprozessen im Gasbereich verstärkt mitgestalten zu können, ist AGGM seit Jahresbeginn Mitglied dieser Arbeitsgemeinschaft.

Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff/European Clean Hydrogen Alliance – AGGM ist an Bord

Anfang Juli hat die Europäische Kommission die Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff ins Leben gerufen. Als Ziel setzt sich diese Allianz insbesondere die Schaffung eines Marktes für Angebot und Nachfrage von Wasserstoff im industriellen Maßstab. Bis 2024 sollen europaweit Elektrolysekapazitäten mit einer Leistung von 6 GW und bis 2030 mindestens 40 GW verfügbar sein. Wasserstoff wird in der Infrastrukturplanung der AGGM wird auch angesichts dieser Ziele und Entwicklungen eine große Rolle spielen. Um diese Entwicklungen gemeinsam mit den relevanten Stakeholdern erfolgreich voranzutreiben, hat sich AGGM dieser Allianz angeschlossen.

Implizite Allokationen am Grenzkopplungspunkt Freilassing

Bereits im ACER Gas Target Model 2015[1] (GTM) wird als Instrument zur Verbindung von Gasmärkten die implizite Allokation von grenzüberschreitenden Verbindungskapazitäten erläutert. Das Konzept der impliziten Allokation sieht vor, dass für benachbarte Marktgebiete mit getrennten Spot‐Handelsmärkten ein Prozess etabliert wird, bei dem die Allokation von Day‐Ahead‐ und Within-Day‐Transportkapazität mit dem Commodity-Fließhandel der jeweiligen Märkte verbunden wird; d.h. Marktteilnehmer mit einer einzigen Transaktion sowohl ein Handelsgeschäft für Gas durchführen als auch Kapazität für einen grenzüberschreitenden Transport der gehandelten Menge erstehen. Die jeweiligen Bilanzierungssysteme der Marktgebiete bleiben bei diesem Modell unverändert. Die für den Mechanismus vorgesehene Kapazität wird zum regulierten Preis vermarktet.

 

Nach intensiven Abstimmungen zwischen AGGM und den betroffenen Netzbetreibern Energienetze Bayern und Salzburg Netz, deren Netze am Grenzkopplungspunkt Freilassing die Marktgebiete Net Connect Germany (NCG) und das österreichische Marktgebiet Ost verbinden, dem Marktplattformbetreiber EEX sowie den Regulierungsbehörden Bundesnetzagentur und E-Control konnte im ersten Quartal 2020 das Pilotprojekt implizite Allokation in Freilassing – PiAF gestartet werden.

 

Im Einvernehmen mit den zuständigen Regulierungsbehörden in Deutschland und Österreich werden mit PiAF folgende übergeordnete Ziele verfolgt:

• Maximierte Nutzung der Transportmöglichkeiten zwischen den benachbarten Marktgebieten

• Erhöhung des Angebots an den beteiligten Börsehandelsplätzen

• Unterstützung der Angleichung von Marktpreisen

• Verringerung der Transaktionsrisiken von Marktteilnehmern bei Cross‐Border‐Trades durch Synchronisierung von Kapazitätsbeschaffung und Commodity‐Transaktionen

• Erhöhte Versorgungssicherheit für Salzburg durch zusätzliche physische Aufspeisung

Für die Abwicklung einer derartigen, impliziten Allokation skizziert das GTM die Notwendigkeit eines „Implicit Allokation Operators (IAO)“; AGGM nimmt diese Rolle bei PiAF ein. Kommt es nun zu Preisunterschieden auf den Spot-Handelsplätzen des Marktgebiets NCG (EEX NCG Natural Gas Spot) und des Marktgebiets Ost (EEX CEGH Natural Gas Spot), werden im Rahmen der impliziten Allokation die Verkaufsangebote des (billigeren) Handelsplatzes auf dem benachbarten (teureren) Handelsplatz zuzüglich der Transportkosten verfügbar gemacht.

 

Transaktionen können bis zu den mengenmäßig jeweils verfügbaren Transportkapazitäten am Grenzkopplungspunkt Freilassing durchgeführt werden. Die Börse-Marktteilnehmer nehmen diese Transaktionen lediglich als ‚gewöhnliche‘ Spotmarktgeschäfte wahr, der erforderliche Transport wird von AGGM als IAO vollautomatisch abgewickelt. Die administrativen und operativen Voraussetzungen dafür wurden in enger Kooperation zwischen Energienetze Bayern, Salzburg Netz und AGGM geschaffen. Für die automatisierte Abwicklung der Börsehandelstransaktionen konnte AGGM die Firma TRAYPORT mit ihrer Niederlassung in Wien als Partner gewinnen. Die hervorragende Zusammenarbeit ist vom wechselseitigen Einbringen von Innovationen im Bereich automatisierter Umsetzung von Handelsstrategien im eingesetzten TRAYPORT autoTRADER gekennzeichnet, um optimale Ergebnisse im Rahmen der impliziten Kapazitätsallokation zu erzielen.

 

Nach der erfolgreichen Inbetriebnahme des „Pilotprojekts implizite Allokation Freilassing“ (PiAF) kann nunmehr eine erste positive Bilanz gezogen werden.

 

Bis dato wurden im Rahmen des Pilotprojekts rund 2.000 Handelstransaktionen ausgelöst und damit ein Beitrag zur Liquidität der betroffenen Handelsplätz geleistet. Dafür wurde Transportkapazität im Ausmaß von über 115.000 MWh implizit vergeben und entsprechende Mengen über den Grenzkopplungspunkt Freilassing transportiert. Nicht zuletzt leistet das Projekt damit mit der verstärkten Nutzung vorhandener Infrastruktur einen Beitrag zu erhöhten Netzerlösen, die im Rahmen der Tarifermittlung letztendlich auch bei Endkunden entsprechend positive Effekte auslösen.

 

Auf Basis dieser ermutigenden Ergebnisse strebt AGGM eine Fortsetzung des vorerst befristeten Pilotprojekts in Kooperation mit den Projektbeteiligten an, um die Erreichung der o.g. Ziele konsequent weiterzuverfolgen.

 

[1] Vgl. Kapitel 4 des Anhang 6 zum European Gas Target Model – review and update
 

Austrian Gas Infrastructure Day (AGID) am 4. November 2020

Der Austrian Gas Infrastructure Day (AGID) zur Präsentation der Konsultationsversionen der österreichischen Gasnetzausbaupläne (Langfristige Planung 2020 und Koordinierter Netzentwicklungsplan 2020) findet am Dienstag, den 4. November 2020, als Onlineveranstaltung statt. 

Die Konsultation der Langfristigen Planung 2020 für das Verteilergebiet als auch des Koordinierten Netzentwicklungsplans 2020 für das Fernleitungsnetz findet vom 27.10.2020 bis 16.11.2020 statt. Die Konsultationsunterlagen werden auf der AGGM Website veröffentlicht.

 

Das Programm wird mit zwei Gastvorträgen zum Thema Sektorkopplung in Österreich und Entwicklung eines europäischen Wasserstoffnetzes abgerundet.

 

Weitere Informationen sowie das Anmeldeformular finden Sie auf unserer Website. Die Teilnahme an der Veranstaltung ist kostenlos.

Save the Date - AGGM Maintenance Information Meeting 2020/21 am 26. November 2020

Unsere jährliche Veranstaltung zur Instandhaltungskoordination wird dieses Jahr am Donnerstag, den 26. November 2020 von 10:00 bis 11:00 Uhr online als webAGORA abgehalten werden. Via Livestream informieren wir Sie über unsere Koordinationsprozesse in Fernleitungs- und Verteilernetzen und geben einen Überblick über den aktuellen Stand der Instandhaltungsplanung 2021 sowie die zugehörigen Veröffentlichungen. Die Veranstaltung wird in deutscher Sprache abgehalten und richtet sich an Bilanzgruppenverantwortliche, Netzbetreiber, Speicherbetreiber und Produzenten.

 

Eine gesonderte Einladung mit dem Link zur Anmeldung wird zeitgerecht vor der Veranstaltung versendet.

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AGGM im Dialog

 

Interview mit Univ.-Prof. Dr. Hermann Hofbauer, Chemische Verfahrenstechnik und Energietechnik, TU Wien und DI Martin Hammerschmid, Junior Researcher, Chemische Verfahrenstechnik und Energietechnik, TU Wien

Die fachliche und öffentliche Diskussion um die Rolle erneuerbarer Gase in einem dekarbonisierten Energiesystem der Zukunft ist in vollem Gange und auch in den von AGGM jährlich in Kooperation mit den Netzbetreibern erstellten Infrastrukturplänen für das österreichische Gasnetz wird der Integration von erneuerbaren Gasen immer größerer Raum gewidmet, um die Brücke zwischen der Herstellung von erneuerbaren Gasen mit Absatzmärkten zu bilden und den erneuerbaren Anteil im Gasnetz rasch zu erhöhen. Vor diesem Hintergrund ist das beachtliche Potential von Holzgas, das in der Machbarkeitsstudie „Reallabor zur Herstellung von Holzdiesel und Holzgas aus Biomasse und biogenen Reststoffen für die Land- und Forstwirtschaft“ der Technischen Universität Wien untersucht wurde, ein wesentlicher Faktor.

 

In Ihrer Studie haben Sie sich diesem Thema umfassend gewidmet. Die Produktion von Holzgas über eine Vergasung ist eigentlich keine neue Technologie, sondern geht auf die 1940er Jahre zurück. Was macht die Holzvergasung gerade jetzt besonders attraktiv? 

Die Produktion von einspeisefähigen synthetischen Erdgas (SNG) wurde in der Vergangenheit sehr oft in Krisensituationen großtechnisch eingesetzt, beispielsweise die Ölkrise in den 1970er Jahren in den USA. Gerade jetzt in Zeiten von COVID-19 wird das Bewusstsein hinsichtlich Eigenversorgung wieder größer. Ein wichtiger Baustein dafür wird die Gaserzeugung aus Holz werden, indem österreichische holzartige Roh- und Reststoffe zu SNG (auch Holzgas genannt) veredelt werden. Neben der Krisensicherheit macht das SNG ebenso der minimale CO2-Fußabdruck attraktiv. Durch den Einsatz von SNG können im Vergleich zu fossilem Erdgas mehr als 80% der CO2-Emissionen eingespart werden. Für die Wandlung hin zu einem fossilfreien Energiesystem muss demnach SNG aus Holz (Holzgas) eine große Rolle spielen.

 

Was sind die wichtigsten Erkenntnisse, die die Gaswirtschaft aus Ihrer Studie mitnehmen kann? Gibt es in Österreich ein ausreichend großes Potenzial an Ressourcen (Altholz & Kurzumtriebsholz) um die Holzvergasung großflächig einzusetzen? 

In Österreich wurden laut Energieflussdiagramm im Jahr 2018 ca. 287 PJ an Erdgas (ohne Exporte) verbraucht. Durch die Sanierung von Wohngebäuden, die Erhöhung des Laubholzanteils durch den Klimawandel, die Bewirtschaftung ungenutzter Waldflächen, sowie durch die Steigerung der Altholzverwertung und Kurzumtriebsholznutzung wird im Jahr 2030 mit einem kaskadisch genutzten zusätzlichen energetischen Holzpotential von 50-100 PJ gerechnet. Der energetische Wirkungsgrad der Produktion von Holzgas liegt in etwa bei 60% wodurch in etwa mit einem Holzgaspotential im Sinne der verfügbaren Biomasse von 30-60 PJ zu rechnen ist. Im Vergleich mit den eingesetzten Erdgasmengen in Österreich, könnte man durch die Produktion von biogenem Holzgas in etwa 10-20% der eingesetzten Erdgasmenge ersetzen und somit eine beträchtliche Menge an CO2-Emissionen einsparen.

 

Ihre Studienergebnisse zeigen, dass nach dem Prinzip von „Economy of Scale“, die Wirtschaftlichkeit von Anlagen mit der Größe steigt. 50 MWth bilden dabei die Grenze zur Rentabilität. Holzgas als Biomethan erfüllt alle Anforderungen zur direkten Einspeisung in das Gasnetz und liegt im Sinne des geplanten „Greening the Gas“ Ausbau- und Unterstützungsprogramms der Regierung. Mit einer Anlage dieser Größenordnung könnte man beispielsweise ca. 30.000 Wohnungen pro Jahr versorgen. Ihre Studie betrachtet primär die Dekarbonisierung der Land- und Forstwirtschaft. Wo sehen Sie darüber hinaus zukünftige Einsatzgebiete der Holzvergasung? 

Neben dem Einsatz von Holzgas in der Land- und Forstwirtschaft könnte dies vor allem im privaten Haushaltsbereich Einzug finden. In Privathaushalten wurden laut Energieflussdiagramm im Jahr 2018 rund 55 PJ an Erdgas genutzt, wodurch diese Menge ein realistisches Substitutionspotential durch Holzgas darstellt. Weiters liegen die berechneten Produktionskosten ohne Steuern für Holzgas im Bereich des Marktpreises von Erdgas für private Abnehmer. Durch gezielte Fördermaßnahmen bzw. die Einführung von CO2-Steuern könnte in diesem Sektor das biogene Holzgas wirtschaftlich eingesetzt werden. Der Industriemarktpreis für Erdgas liegt ein Vielfaches unter den Produktionskosten von Holzgas wodurch eine ökonomische Einbringung von Holzgas in den Industriebereich schwierig werden wird.

 

Sie geben in Ihrer Machbarkeitsstudie von ca. 64 bis 80 €/MWh Produktionskosten für eine Holzgasanlage mit einer Leistung von 100 MWth an. Der aktuelle Erdgaspreis liegt deutlich darunter. Welche Faktoren haben signifikanten Einfluss auf die Produktionskosten und wie könnte man diese zukünftig verringern? Kann die Holzvergasung vor diesem Hintergrund einen signifikanten Beitrag liefern und was sind die größten Hürden, die es dabei zu überwinden gilt? 

Der Haushaltspreis für Erdgas im 2. Halbjahr 2019 (Preisniveau vor Corona) wird laut E-Control mit 57 bis 103 €/MWh je nach Abnahmemenge angegeben. Die Nicht-Haushaltspreise für Erdgas im gleichen Zeitraum werden mit 23 bis 60 €/MWh je nach Abnahmemenge angeführt. Im Vergleich liegen die berechneten Holzgas-Produktionskosten ohne Steuern und Abgaben je nach Holzpreis zwischen 64 und 80 €/MWh. Dieser Vergleich zeigt, dass die Unterschiede zu den Haushaltspreisen nicht allzu groß sind und durch geeignete Fördermaßnahmen leicht kompensiert werden könnten. Durch die Ausrollung der Technologie und die Vervielfachung der Anlagen können die Investitionskosten bei Energieanlagen erfahrungsgemäß noch um bis zu ein Viertel gesenkt werden. Weiters könnten die Holzgasproduktionskosten durch die Lockerung der Einspeiseanforderungen an synthetisches Erdgas (z.B.: Holzgas) laut Gaswirtschaftsgesetz 2011 gesenkt werden. Vor allem durch die Anhebung des erlaubten Wasserstoffgehaltes im Gasnetz könnte bei der Aufbereitung des Holzgases eine Reinigungsstufe eingespart werden. Folglich könnten die Holzgasproduktionskosten in den nächsten Jahren bei Ausrollung der Technologie und Anpassung des Gaswirtschaftsgesetzes um 20-30% gesenkt werden. Bei derzeitigen Holzgasproduktionskosten, könnte eine Investitionsförderung in der Höhe von 15-50%, eine Holzgas-Betriebsförderung in der Höhe von 5-20€ /MWh oder eine CO2-Besteuerung des fossilen Erdgases in der Höhe von 25-120 €/tCO2 im Vergleich zu einem mittleren Haushaltspreis für Erdgas zum Einsatz kommen um den derzeitigen Konsumentenpreis auf gleichem Niveau zu halten.

 

Für die Ermittlung eines geeigneten Standortes für das vorgeschlagene 5 MW Reallabor haben Sie einen Kriterienkatalog entworfen. Muss für Anlagen in einem deutlich größeren Maßstab dieser Katalog angepasst werden und was sind die wichtigsten Entscheidungsfaktoren, die zu beachten sind? 

Der Entwurf des Kriterienkatalogs zielt nur auf die Standortbestimmung des Reallabors ab. Für die Ausrollung der Technologie im größeren Maßstab, sollte aufgrund von ökonomischen Gründen von einer gekoppelten Produktion von Holzdiesel und Holzgas an einem Standort abgesehen werden, sondern entweder eine Anlage zur Erzeugung von Holzdiesel oder Holzgas. Umliegende landwirtschaftliche Flächen sind bei der Produktion von Holzgas weniger wichtig, wie bei der Produktion von Holzdiesel, wo dieser als Bewirtschaftung der Flächen dient. Umliegende forstwirtschaftliche Flächen sind auch bei größeren Anlagen von Vorteil, da im Sinne der Nachhaltigkeit kurze Transportwege des Rohstoffs zu bevorzugen sind. Der Zugang zum Erdgasnetz hingegen ist nur für die Produktion von Holzgas essentiell.

 

Der Schritt von einem Reallabor zu standardisierten industriellen Einsatz benötigt oft viel Zeit. Wann können wir mit den ersten größeren Mengen an Holzgas im Gasnetz rechnen? 

Das Ziel für die Fertigstellung des Reallabors wurde mit dem Jahr 2022 beziffert. Nach einer 2-3-jährigen wissenschaftlichen Begleitung des Reallabors kann mit dem Bau der ersten kommerziellen Anlage begonnen werden. Folglich könnten die ersten größeren Mengen an Holzgas im Jahr 2025 ins Gasnetz geliefert werden.

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