Handlungsfeld I1.6: Prozesswärme über 500°C dekarbonisieren

Verantwortlich für den Inhalt: Christof Drexel

Das Handlungsfeld mit seinen abgeleiteten Maßnahmen bezieht sich auf das Aktionsfeld 9.5 der Strategie der EA+.

Status quo

Ausgangslage und Zielsetzung

Die verbleibenden 30% des Prozesswärmebedarfs im Hochtemperaturbereich (nach Reduktionsmaßnahmen gemäß I1.3: 297 GWh Endenergie) werden voraussichtlich auch in Zukunft durch Verbrennung eines Gases bereitgestellt. Diese Menge kann durch die Hebung des Biogas-Potenzials im Land in Form von grünem Gas bereitgestellt werden (Handlungsfelder E2.1 bis E2.3). Voraussetzung für die Nutzung dieses Biogases inkl. Verteilung über das bestehende Gasnetz ist die parallel zu betreibende, vollständige Substitution von Gas in der Raumwärme (Handlungsfeld G1.4), sowie der restlichen Prozesswärme (Handlungsfelder I1.4 und I1.5). Noch offen ist, ob auch in Zukunft Gas mit den Eigenschaften von Erdgas ("Biomethan") verwendet werden soll, oder ob auf die Aufbereitung in der Landwirtschaft verzichtet werden und Rohgas eingespeist werden kann - siehe auch Handlungsfeld E2.1 [1]. Letzteres könnte gesamthaft ökonomisch sinnvoll sein, da nur eine Umstellung (im besten Fall Neueinstellung) einiger weniger Gasbrenner erforderlich wird. THG-Effekt: 0,18 Tonnen CO₂ pro Person und Jahr.

Gesetze und Verordnungen, regional

• Luftreinhalteverordnung: [2]

Förderungen und Subventionen, Bund und EU

• KPC-Förderung für Umstellung auf Erneuerbare: [3]

Maßnahmen

Rohgasverwertung und Direktmarkt, Low-Tech-Maßnahme (E1.6.1)

Direktnutzung von Rohgas, entschwefelt, getrocknet. Leuchtturmprojekt(e) evaluieren und ggf. lancieren.

Technische und wirtschaftliche Klärung des Direktbezuges von Roh(Bio)gas aus einer benachbarten landwirtschaftlichen BGA. Ziel: Energie-Nachbarschaften im Rahmen des EAG und EGG ausloten. Die direkte Bereitstellung von getrocknetem und entschwefeltem Rohgas unter Nachbarn, z.B. für die Erzeugung von Prozessenergie, kann die Quoten-Pflicht der Gasversorger erfüllen helfen auch ohne Investition in eine Biomethanaufbereitung. Dafür sind Rohgasnetze, Rohgassammelleitungen von 1 od mehreren BGA, Rohgas-Verbünde zu organisieren und zu errichten.

Projektaussicht: Süd-Dornbirn an mind. 2 Standorten.

Zielwert: I, Industrie mit Prozessenergiebedarf stößt das Projekt an, und bestellt einen Sachverständigen, zur Klärung der Bezugs- und Verarbeitungs-Bedingungen, schließt sich evt. mit ÖVGW bzw. SWSG kurz, ERFA.

Monitoring: 1 Stk. Fallanalyse (Machbarkeitsbericht) bis Ende 2023.

KPI: 0/1

Zuständig: Netzbetreiber / ÖVGW.

Anpassung Gasbrenner auf Rohgas (I1.6.2) - abhängig von Biogasstrategie

Sollte es sich im Rahmen der Biogasstrategie als gesamtökonomisch vorteilhaft erweisen, mit Rohgas aus den Bereichen Landwirtschaft, Lebensmittelindustrie und Abwasserreinigungsanlagen zu arbeiten, sind die Gasbrenner auf Verwendbarkeit des Rohgases zu prüfen und ggf. anzupassen. Die konkreten Handlungsbedarfe müssen von den Einspeisern, den Energieversorgern, den Technologieanbietern (Gasbrenner) und den betroffenen Industriebetrieben gemeinsam erarbeitet werden.

Der Lead könnte beim Landesenergieversorger illwerke VKW liegen.

Auswirkungen der Umsetzung

...auf die Ökonomie

Die Kosten für das eingespeiste Biogas werden aus heutiger Sicht bei rund 15 cent/kWh liegen (Wird die Möglichkeit geschaffen, Rohgas einzuspeisen, sinkt der Preis relevant). Bei einem angenommenen zukünftigen Erdgaspreis von 10 cent/kWh entstehen Mehrkosten von 5 cent/kWh, was zu CO₂-Vermeidungskosten von 210 €/Tonne führt.

Der ökonomische Vorteil liegt darin, dass sowohl bzgl. Verfügbarkeit als auch bzgl. Preis-Volatilität nur regionale Abhängigkeiten bestehen.

...auf den Arbeitsmarkt

in Arbeit

Sonstige Auswirkungen

in Arbeit

Co-Benefits

Reduktion externalisierter Kosten, Gesundheit, Lebensqualität, Versorgungssicherheit, Sozialkapital,...

Partizipation

in Arbeit

Wie müssen die betroffenen Akteure miteinbezogen werden?