Important news 

• Verschiebung der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 

• Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG)  

• Bilanzierungsbericht für 2020

 

Good to know

• Die E-Control Austria hat die LFP 2020 und den KNEP 2020 genehmigt

• klimaaktiv Biogas Workshopreihe

 

AGGM im Dialog

Interview mit DI Dominik Wagner, Geschäftsführender Gesellschafter Leopold Dangl GmbH 

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Important news 

Verschiebung der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020

Die Vorbereitungen zur Umsetzung der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 (GMMO-VO 2020) sind bei AGGM in vollem Gange. Wir arbeiten daran, die Anforderungen der weitreichenden Änderungen des Bilanzierungssystem zeitgerecht umzusetzen und für die Marktteilnehmer ein modernes und benutzerfreundliches System zu schaffen. Auch die Allgemeinen Bedingungen der AGGM als Markt- und Verteilergebietsmanager müssen im Rahmen dieses Prozesses angepasst werden. 

 

Der von der Regulierungsbehörde E-Control in Aussicht gestellte Termin für das Go-live des neuen Bilanzierungssystems ist weiterhin der 1.4.2022. In einer geplanten Novelle zur GMMO-VO 2020 soll dieser Termin in den nächsten Monaten auch verbindlich gemacht werden. Vor diesem Termin werden wir Sie über die entsprechenden Änderungen und Neuerungen, die mit der Systemumstellung verbunden sind, in Infoveranstaltungen rechtzeitig informieren. Schon jetzt können Sie sich über die bevorstehenden Änderungen des Bilanzierungssystems in unseren Competence Center Trainings (CCT) informieren. Geplante Termine für unsere CCTs finden Sich am Ende dieses Newsletters.  

 

Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG)

Aktuell befindet sich die Regierungsvorlage zum Erneuerbaren Ausbau Gesetz (EAG) im parlamentarischen Prozess und soll in den nächsten Wochen vom Nationalrat beschlossen werden. Mit dem EAG sollen wesentliche Weichenstellungen erfolgen, die die Erreichung der Klimaziele ermöglichen. Der Schwerpunkt in der vorliegenden Regierungsvorlage wird auf erneuerbaren Strom gelegt. Angesichts des künftig steigenden Anteils von Elektrizität im künftigen Energiesystem sind die hier vorgezeichneten Schritte nachvollziehbar. Der massive Ausbau der Produktion von erneuerbarem Strom ist unbedingt notwendig und ein wesentliches Element, um die Dekarbonisierung des Energiesystems eine Realität werden zu lassen. 

 

Im heutigen Energiesystem werden rund 25 % des Endenergiebedarfs durch Strom gedeckt. Schon die „bilanzielle“ Dekarbonisierung allein dieses (wachsenden) Sektors stellt eine große Herausforderung dar, die einen massiven Zubau von erneuerbaren Stromerzeugungs-, Speicher- und Transportkapazitäten notwendig macht. 

 

Die Herausforderungen eines vollständig dekarbonisierten Energiesystems, das heißt auch der „übrigen“ rund 75 %, sind jedoch durch eine isolierte Betrachtung einzelner Sektoren nicht lösbar. Notwendig ist vielmehr ein Gesamtumbau des Energiesystems. Dieser Umbau kann nur mit einem holistischen Ansatz gelingen, der das gesamte Energiesystem betrachtet, alle vorhandenen erneuerbaren Ressourcen  auch die, der erneuerbaren Gase – effizient nutzt und Technologien sektorgekoppelt und optimiert einsetzt, sodass jeder Energieträger und jede Technologie die jeweiligen Stärken in das Energiesystem einbringen kann. 

 

Unter Einbindung von gasförmigen erneuerbaren Energieträgern und der Gasinfrastruktur kann die Energiewende gelingen. Einerseits können mit Biomethan und erneuerbarem Wasserstoff und mit den dafür zur Verfügung stehenden Gastransport- und Speicherkapazitäten die Herausforderungen der Produktion und Speicherung der benötigten erneuerbaren Energiemengen bewältigt werden und andererseits der räumliche und zeitliche Ausgleich zwischen der Erzeugung erneuerbarer Energie und der zu deckenden Last versorgungssicher gewährleistet werden. 

 

Die regionale Verfügbarkeit von Feucht- und Festbiomasse für die Erzeugung von substanziellen Mengen an Biogas wurde bereits in mehreren Studien belegt. Gelingt der Ausbau von Erzeugungsanlagen für erneuerbaren Strom, wird auch die Umwandlung von Strom in erneuerbaren Wasserstoff mittels Elektrolyse ein wesentliches Element für den kurzfristigen und saisonalen Ausgleich von Produktions- und Verbrauchsschwankungen. 

 

Für den Transport von erneuerbaren Gasen kann in weitreichendem Ausmaß auf die schon heute verfügbaren Kapazitäten des Gasnetzes zurückgegriffen werden und mit der Nutzung dieser Transportmöglichkeiten das Ziel der Dekarbonisierung schneller erreicht werden. Für den Transport von reinem Wasserstoff bietet sich als volkwirtschaftlich kostenoptimierte und technisch machbare Lösung die künftige Umwidmung von bestehenden Gasleitungen an. Diesbezüglich wird sowohl auf nationaler als auch europäischer Ebene bereits intensiv an entsprechenden Konzepten gearbeitet. 

 

In Teilbereichen enthält der vorliegende Entwurf Regelungen, die diesen Ansprüchen durchaus gerecht werden und die die bessere Integration von erneuerbaren Gasen in das Energiesystem unterstützen. Etwa die Erleichterungen für den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz sind positiv zu bewerten. Dennoch werden durch den Gesetzesvorschlag die erforderlichen Grundlagen für die Herstellung der Konkurrenzfähigkeit erneuerbarer Gase gegenüber fossilem Gas und für die volkswirtschaftlich sinnvolle Nutzung der regional vorhandenen Potentiale für erneuerbare Gase nicht gelegt. 

 

Die Dekarbonisierungsziele müssen im Interesse künftiger Generationen erreicht werden! Dazu braucht es ein resilientes Energiesystem mit einem breiten Energie- und Technologiemix, der eine Verteilung der Lasten auf die Strom-, Gas- und Fernwärmenetze ermöglicht. Sachlich nicht begründbare Verwendungsbeschränkungen führen zu Ineffizienzen, die für eine rasche und kosteneffiziente Zielerreichung nicht zweckmäßig sind. 

 

Der Schritt von der Stromwende hin zur Energiewende ist mit dem Entwurf zum EAG noch nicht gelungen. Substanzielle Weiterentwicklungen des rechtlichen Rahmens, die die in Studien belegte volkswirtschaftlich sinnvolle Nutzung aller erneuerbaren Ressourcen ermöglichen, sind daher unbedingt erforderlich. 

 

Bilanzierungsbericht 2020

Gemäß der geltenden Verordnung bezüglich des österreichischen Gasmarktmodells (Gasmarktmodell-Verordnung 2012) ist die AGGM Austrian Gas Grid Management AG (AGGM) als Markt- und Verteilergebietsmanager (MGM bzw. VGM) für die ordnungsgemäße Durchführung der österreichischen Netzbilanzierung verantwortlich. Um ihre diesbezüglichen Tätigkeiten transparent zu gestalten, ist jährlich ein Bilanzierungsbericht vorzulegen. Der Bericht für das Jahr 2020 befindet sich auf der AGGM Website.
 

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Good to know 

Die E-Control Austria hat die Langfristige Planung 2020 und den Koordinierten Netzentwicklungsplan 2020 genehmigt

Langfristige Planung 2020 

Die Langfristige Planung 2020 reflektiert die österreichische Energiepolitik und insbesondere den Nationalen Energie- und Klimaplan (NEKP) und stellt die Absatzszenarien der LFP20, des NEKP und des Ten Year Network Development Plan in Relation zueinander. Das in der LFP20 hinterlegte Baseline Szenario entspricht dem TYNDP Szenario „National Trend“ welches sich auf den österreichischen Nationalen Energie- und Klimaplan bezieht.  

In der LFP20 wurden zwei neue Projekte genehmigt (Projekt 2020/01 Netzübergabestation GCA – Wiener Netze im Bereich Wiener Ölhafen und Projekt 2020/02 Ersatzinvestition: Station Laa/Thaya West), 10 weitere Projekte befinden sich in Umsetzung.  

Der Bescheid und der Bericht zur LFP20 wurden veröffentlicht. Weiters finden Sie die Präsentationen des AGID Austrian Gas Infrastructure Day auf unserer Website unter folgendem Link https://www.aggm.at/netzinformationen/netzentwicklungsplaene/lfp  

 

Koordinierter Netzentwicklungsplan 2020  

Im Koordinierter Netzentwicklungsplan 2020 wurden die Planungen der ENTSOG und die regionale Netzentwicklung der europäischen Gasinfrastruktur und deren Auswirkungen auf die österreichische Gasinfrastruktur beleuchtet. Das Kapazitätsszenario des KNEP basiert im Wesentlichen auf den Kapazitätsbedarfen die im Rahmen des NC CAM (Network Code Capacity Allocation Mechanism) Prozesses 2019 eingebracht wurden. Im KNEP20 wurden insgesamt 15 neue Projekte genehmigt, 10 Projekte davon sind Ersatzinvestitionsprojekte.  

Die in der Konsultation eingebrachten Stellungnahmen, die Präsentationen des AGID und den Bescheid inkl. Bericht zum KNEP20 finden Sie unter folgendem Link   

https://www.aggm.at/netzinformationen/netzentwicklungsplaene/knep  

  

klimaaktiv Biogas Workshopreihe 

Organisiert von klimaaktiv – der Klimaschutzinitiative des Bundesministeriums für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie – und vorbereitet vom Kompost & Biogas Verband Österreich, konnten Interessierte an einer Online-Workshopreihe zu Gasnetz und Biomethaneinspeisung teilnehmen.   

In fünf kompakten Workshops zu den Themen Biomethanaufbereitung, Gaseinsatz und -netz, Gasmarkt, Biomethan im Gasnetz und Herkunftsnachweise, die von Dezember 2020 bis März 2021 stattfanden, wurde den Teilnehmern dieser Vortragsreihe Einblick in dieses für unsere zukünftige Energieversorgung bedeutende Themengebiet vermittelt. AGGM hat diese Vortragsreihe durch mehrere Vorträge unterstützt.   

Alle Präsentationen sind als Download unter  

https://www.klimaaktiv.at/erneuerbare/biogas/workshopreihe.html verfügbar. Aufzeichnungen der Vorträge und Videos zu den Biomethanaufbereitungstechniken sind ebenfalls über den angeführten Link erreichbar. 

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AGGM im Dialog

Interview mit DI Dominik Wagner, Geschäftsführender Gesellschafter Leopold Dangl GmbH 

Die erwähnte klimaaktiv Biogas Workshopreihe hat unmittelbar zu mehreren konkreten Anfragen von potenziellen Biogaseinspeisern bezüglich des Netzanschlusses geführt. Einen der Interessenten wollen wir hier zu Wort kommen lassen:  

  

Sehr geehrter Hr. DI Wagner, Sie beschäftigen sich schon lange mit der Konzeption  

und dem Betrieb von Biogasanlagen. Aktuell stehen große gesetzliche Veränderungen  

im Raum, welche im Rahmen des EAG Pakets demnächst beschlossen werden sollen.  

Vor welchen Herausforderungen stehen Biogasanlagenbetreiber aktuell in Österreich? 
Ich denke, dass man hier zwischen Bestands- und Neuanlagen unterscheiden muss. 
Für Bestandsanlagen unter 250 kW sehe ich keine großartigen Veränderungen durch das EAG zukommen.  
Bereits bestehende Biogasanlagen ab 250 kW elektrischer Leistung sollen auf Biomethaneinspeisung umgestellt werden – soweit infrastrukturell machbar. Hier sehe ich vor allem für Anlagen im Bereich zwischen 250 kW und 400 kW durch das EAG eine Benachteiligung, da das Zusammenwirken zwischen thermischer Bereitstellung für den internen Biogasgewinnungsprozess und Investitionskosten für eine Biomethananlage eine Schieflage für Anlagenbetreiber erzeugen wird.  

  

Sie kamen vor Kurzem bezüglich einer Anfrage zur Biomethaneinspeisung ins öffentliche Gasnetz auf uns zu. Wie sieht der Planungsprozess einer Gasnetzeinspeisung aus der Sicht des Biogasanlagenbetreibers aus, welche Hürden gibt es derzeit und wie kann die Gaswirtschaft diesen Prozess erleichtern?  

Vor Beginn einer solchen Unternehmung sind gewisse vorbereitende Tätigkeiten zu erledigen, ehe man überhaupt das Gespräch mit einem Gasnetzbetreiber sucht. Wie auch bei der Konzeptionierung einer stromerzeugenden Biogasanlage dreht sich alles um den Input. Die entscheidende Frage ist immer, welchen Input habe ich in welcher Qualität und Quantität dauerhaft zur Verfügung und wie wird mein Gasertrag daraus sein. Erst wenn man das geklärt hat, sollte man das Gespräch mit einem Gasnetzbetreiber suchen! 
Wir haben in einer relativen frühen Phase des Projekts das Gespräch mit der AGGM gesucht und haben uns von Anfang an dort gut aufgehoben gefühlt. 
Generell denke ich aber, dass die Kommunikation zwischen Gasnetzbetreibern und Biomethanproduzenten schneller, offener und verbindlicher werden muss. Andernfalls werden vor allem die Umsetzungsfristen zum Umstieg (24 Monate lt. EAG) und auch der Neubau von Biomethananlagen schwer realisierbar werden.  

  

Gemäß dem aktuellen Entwurf des EAGs sollen die Kosten für den Netzanschluss, teilweise der Anschlussleistung, der Übergabemessung und ggf. der Verdichtung vom Netzbetreiber übernommen werden. Welchen Stellenwert hat diese Kostenübernahme für die Entscheidung eine Biogasanlage zu errichten bzw. Biomethan zu produzieren. Erwarten Sie sich dadurch nun einen Run auf den Netzanschluss? 
Sollte der im Ministerrat passierte Entwurf tatsächlich auch so beschlossen werden, wäre das sicher ein großer wirtschaftlicher Anreiz für viele Bestands- und auch Neuanlagen. Ich denke, dass sich ein Gasnetzbetreiber sicher manchmal auch leichter im Erwerben von Servitutsrechten und auch Dienstbarkeiten im Hinblick auf die Verlegung von Gasleitungen tut. 
Jeder Biogasanlagenbetreiber muss für sich selbst entscheiden, ob und auch in welcher Form ein Umstieg in das EAG auch tatsächlich Sinn macht. Ich denke nicht, dass man davon ausgehen sollte, dass jede Bestandsanlage den Umstieg – auch in Hinsicht auf den Substratmix v.a. ab 2025 - vornehmen wird.  

Beim Thema Neuanlagen sehe ich eher größere Industriefirmen und institutionelle Rohstoffverwerter (Abfall) mit starkem Bezug zum Inputmaterial im Kommen. Wie viele Neuanlagen gebaut werden hängt natürlich stark von den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab.  

  

Als Biomethanproduzent ist die Vermarktung auch ein entscheidender Wirtschaftsfaktor. Welche Möglichkeiten zur Vermarktung stehen Anlagenbetreibern aktuell zur Verfügung und welche Modelle sind am attraktivsten? Welche Änderungen bedarf es um die Vermarktung zu vereinfachen bzw. Barrieren abzuschaffen?  

Im Moment steht uns lediglich die Vermarktung des Biomethans über privatrechtliche Verträge mit registrierten Biomethanhändlern zur Verfügung. Darüber hinaus gibt es durchaus Überlegungen einer eigenen zentralen oder dezentralen Vermarktung im Bereich der Industrie und dem Automobilsektor. Jedoch ohne einen geschützten und regionalen Markt – wobei ich auf die Größe eines regionalen Marktes nicht näher eingehen möchte - und verpflichtenden Biomethanquoten im Netz oder im Endeffekt beim Endkunden, hängt vieles vom Verhandlungsgeschick und dem Know-how jedes einzelnen Biomethanproduzenten ab. Genauer gesagt sollte das erneuerte „Gasgesetz“ so bald wie möglich kommen, um hier auch eine zeitliche Perspektive für viele Anlagenbetreiber zu ermöglichen.  

  

Aus ihrer langjährigen Erfahrung mit der Planung und dem Betrieb von Biogasanlagen, welche nützlichen Tipps können Sie branchenfremden angehenden Biomethanproduzenten mit auf den Weg geben?  

Wie vorhin schon erwähnt, hängt fast alles von meinem geplanten Input-Substrat ab. 
Die gesamte Anlieferung, Aufbereitung und Behältergrößen wird danach ausgelegt und im Endeffekt hat mein Substrat auch Einfluss auf die Gasqualität und in weiterer Folge auf meine Betriebskosten sowohl bei der Aufbereitung zum Biomethan als auch auf die Betriebskosten auf der Anlage selbst. Wichtig wird auch für die Zukunft sein, dass man sich intensiver mit dem Vertragsmanagement (Input, Output) auch schon in der Projektentwicklungsphase beschäftigt und sich hier professioneller aufstellt.
 

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Competence Center Training 

Die ab voraussichtlich 1.4.2022 gültigen neuen Regelungen der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 werden ab sofort in unserem Competence Center Training mit aufgenommen.  

Wir bieten das Competence Center Training in vier Formaten an:  

1.    AGGM Competence Center Training  

2.    AGGM Competence Center Training - Online  

3.    AGGM Competence Center Training in Kooperation mit CEGH  

4.    AGGM Competence Center Inhouse Training in Ihrem Unternehmen  

  

Alle Termine und weiteren Informationen finden Sie hier.  

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