Economics and potential of wood gasification CHP plants in the Austrian sawmill industry DI Dr. Gerald Kalt Austrian Energy Agency – Österreichische Energieagentur Mariahilfer Straße 136 1150 Vienna, Austria [email protected] www.energyagency.at Motivation As a by-product of sawnwood production, large amounts of wood chips, shavings, bark etc. accrue in the sawmill industry. In Austria, the total heating value of industrial wood residues is estimated 17 TWh/a (average of 2009 to 2012). These quantities are either used for energy generation or material uses in the paper, pulp or wood board industry. Currently, energy generation in companyowned combined heat and power plants (CHP plants) is practically limited to large-scale sawmills. However, due to recent technological and market developments in the field of small to medium-scale wood gasification CHP plants (“wood gas plants”), combined heat and power generation is also becoming a feasible option for comparatively small sawmills. Furthermore, relatively high feed-in tariffs were established for “highly-efficient” biomass plants with a rated power up to 500 kW el in Austria in 2012. Research questions The core questions of this paper are: Can wood gas plants be considered an economic option for the Austrian sawmill industry? What crucial aspects and success factors need to be considered? To what extent can wood gas plants in the sawmill industry contribute to the establishment of a renewablebased electricity supply in Austria? Results The economics of wood gas plants have been analysed on the basis of five model cases: three downdraft gasification plants with power ratings of 50, 150 and 500 kW and two plants based on stationary fluidised bed gasification with 1.5 and 3 MW. Representative technology and cost data have been determined through comprehensive literature research and data provided by (primarily Austrian 1 and German) suppliers of wood gas plants. Based on rather conservative assumptions regarding investment and operation costs, fuel costs (opportunity costs) of 20 Euro/MWhHu, heat revenues of 30 Euro/MWhtherm and under the assumption of 7.000 full load hours per year, the power generation costs of these model plants are in a range of 18 to 25 cent/kWhel. This is considerably higher than electricity purchase costs of the industry and relevant feed-in tariffs in Austria, which range from 10.73 (3 MW-plant) to 14.93 cent/kWhel (up to 500 kW el), if industrial wood residues are used as fuel (tariffs as of 2013). Economic operation of wood gas plants may only be achieved under very favourable conditions or if additional investment subsidies are granted. Still, due to relatively high electrical efficiencies (especially for small-scale plants), wood gasification CHP is usually considered to be a very promising technology. It is a key technology to open up currently untapped segments for CHP generation. The widespread use of wood gas plants in the Austrian sawmill industry (in small to medium-sized sawmills) may provide an additional 450 GWhel of green electricity per year. About 10 % of the total fuel potential of industrial wood residues from Austrian sawmills would be required to achieve this annual generation. Acknowledgements This paper is based on the results of the project „Potentials and economics of renewable power generation in the Austrian sawmill industry with a special focus on small companies and wood gasification CHP plants“, financed by the Association of the Austrian Wood Processing Industries. 1

It needs to be stressed that no model case is entirely based on data provided by a certain supplier. Hence, the calculations may not be considered as profitability analyses for realised or actually offered plants.

Wirtschaftlichkeit und Potentiale von Holzgas-KWKAnlagen in der österreichischen Sägeindustrie DI Dr. Gerald Kalt Austrian Energy Agency – Österreichische Energieagentur Mariahilfer Straße 136 1150 Vienna, Austria [email protected] www.energyagency.at

Motivation In der Sägeindustrie fallen bei der Erzeugung von Schnittholz erhebliche Mengen an Sägenebenprodukten (SNP) an. Diese werden bereits jetzt zu einem wesentlichen Teil energetisch verwertet. Die Verstromung von SNP in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) findet jedoch bislang in erster Linie in Großbetrieben statt. Durch die technologischen Entwicklungen der letzten Jahre – insbesondere bei KWK-Anlagen auf Basis von Biomassevergasung („Holzgasanlagen“) im kleinen Leistungsbereich – stellt die Ökostromerzeugung zunehmend auch für kleinere Sägebetriebe eine interessante Option zur Verwertung von SNP dar. Darüber hinaus wurden mit der im zweiten Halbjahr 2012 erlassenen Ökostrom-Einspeiseverordnung (ÖSET-VO 2012) deutlich attraktivere Rahmenbedingungen für Biomasse-KWK-Anlagen im niedrigen Leistungsbereich (bis 500 kW el) geschaffen.

Fragestellung Die zentralen Fragestellungen des vorliegenden Beitrags lauten: •

Stellen Holzgasanlagen unter den derzeitigen Rahmenbedingungen in Österreich eine wirtschaftliche Option für die Sägeindustrie dar?

•

Was sind die wesentlichen kritischen Aspekte und Erfolgsfaktoren, die es zu beachten gilt?

•

Wie ist das Potential der österreichischen Sägeindustrie zur Produktion von Ökostrom mittels Holzgasanlagen quantitativ einzuschätzen?

•

Welche Rolle kann (hinsichtlich der Struktur der österreichischen Sägeindustrie) Holzgasanlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung im niedrigen Leistungsbereich zukommen?

Aufbau und methodische Ansätze Im Folgenden wird zunächst ein Überblick über Anlagentypen und deren Leistungsbereiche gegeben, und die Vor- und Nachteile verschiedener Konzepte im niedrigen bis mittleren Leistungsbereich werden erläutert. Anschließend werden kritische Aspekte angeführt, die es bei der Planung und dem Betrieb von Holzgasanlagen zu beachten gilt. Die Wirtschaftlichkeit wird auf Basis exemplarischer Berechnungen für fünf Modellanlagen analysiert. Die Berechnung der Stromgestehungskosten erfolgt auf Basis der Annuitätenmethode und in Anlehnung an VDI-Richtlinie 2067 [1]. Insbesondere wird dabei auf die Wirtschaftlichkeit unter den im Jahr 2013 in Österreich gültigen Einspeisetarifen eingegangen. Im darauffolgenden Abschnitt wird das Ökostrompotential in der Sägeindustrie untersucht. Dabei wird so vorgegangen, dass auf Basis der Struktur der österreichischen Sägeindustrie (Anzahl an Betrieben und deren jährlicher Rundholzeinschnitt), des SNP-Anfalls und des Trocknungswärmebedarfs in Betrieben unterschiedlicher Größenordnung mögliche Einsatzbereiche für Holzgasanlagen identifiziert,

und die – unter der Annahme einer vollständigen Erschließung dieser potentiellen Einsatzbereiche – 2 maximal produzierbare Strommenge berechnet wird. Im letzten Abschnitt erfolgt eine Zusammenfassung und Interpretation der Ergebnisse.

Anlagentypen und Leistungsbereiche Die für den Vergasungsprozess erforderliche thermische Energie wird entweder durch eine externe Quelle der Biomasse zugeführt („allotherme“ Verfahren), oder durch eine teilweise Verbrennung des Brennstoffes bereitgestellt („autotherme“ Verfahren). Als Vergasungsmittel kommen neben Luft auch Sauerstoff und Wasserdampf in Frage. Für kleinere Anlagen bis ca. 300 kW el kommen praktisch nur autotherme Verfahren mit Luft als Vergasungsmittel zum Einsatz [2]. Bei den Reaktortypen kann zwischen Festbett-, Wirbelschicht- und Flugstromreaktoren sowie mehrstufigen bzw. kombinierten Verfahren (Zweibett-Wirbelschicht-, Doppelfeuervergasung u.ä.) unterschieden werden (siehe z.B. [3]). Festbettreaktoren kommen im niedrigsten Leistungsbereich zum Einsatz, während Flugstromreaktoren im höchsten angesiedelt sind. Bei Festbettreaktoren liegt der Brennstoff auf einem Gitterrost; man unterscheidet, abhängig von der Bewegungsrichtung der Gase und der Richtung der Brennstoffzuführung, zwischen Gleichstrom- und Gegenstromanlagen. Bei 3 Holzgasanlagen im niedrigsten Leistungsbereich (ca. 100 kW BWL bis knapp 2 MW BWL) handelt es sich in der Regel um Festbett-Gleichstromanlagen (siehe z.B. [4]). Der typische Leistungsbereich von Festbett-Gegenstromanlagen liegt etwas höher und reicht bis ca. 10 MW BWL. Bei Wirbelschichtvergasern kann zwischen Anlagen mit stationärer und zirkulierender Wirbelschicht unterschieden werden. Als Sammelbegriff wird in der Literatur zum Teil auch die Bezeichnung „Bewegtbettverfahren“ verwendet. Die Größenordnung von Anlagen mit stationärer Wirbelschicht reicht von ca. 1 bis wenigen MW BWL. Anlagen mit noch höherer Brennstoffwärmeleistung können auf dem Konzept der zirkulierenden Wirbelschicht- oder der Flugstromvergasung basieren (siehe Abbildung 1).

Abbildung 1: Realisierbare Leistungsbereiche der verschiedenen Vergasungsreaktortypen (Brennstoffwärmeleistung) Quellen: [4], [5], eigene Darstellung

2

Rohstoffkonkurrenzen (d.h. die Tatsache, dass eine verstärkte energetische Nutzung von SNP mitunter auf Kosten der stofflichen Verwertungsschienen gehen kann), sind nicht Gegenstand des vorliegenden Beitrags. 3 BWL: Brennstoffwärmeleistung

In Abbildung 2 sind die verschiedenen Vergasungskonzepte schematisch dargestellt. Mit zunehmender Anlagengröße nehmen die typischen Verweilzeiten des Brennstoffs sowie dessen typische Partikelgröße ab. Die Gasgeschwindigkeiten sind in Festbettreaktoren am niedrigsten und in Flugstromvergasern am höchsten. Ausgehend von diesen Grundtypen wurden von diversen Unternehmen weitere Bauformen von Vergasungsreaktoren entwickelt. Beispiele hierfür sind Anlagen mit Doppelfeuervergasung, einer Kombination von Gleich- und Gegenstromvergasung (siehe [6]), Schwebebettvergasung (siehe [7]) oder mehrstufiger/gestufter Vergasung (siehe [3]).

Abbildung 2: Schematische Darstellung der Grundtypen von Vergasungsanlagen Quelle: [8]

Vor- und Nachteile von Anlagentypen im niedrigen bis mittleren Leistungsbereich Der Hauptvorteil von Festbettanlagen gegenüber Wirbelschicht- und Flugstromvergasern ist in der relativ einfachen Bauweise zu sehen. Gleichstrom-Festbettvergasung eignet sich für niedrige Leistungen, das „Upscaling“ auf Leistungen über ca. 1 MW BWL ist jedoch problematisch. Der Grund dafür ist, dass die Gewährleistung einer gleichmäßigen Verteilung des Vergasungsmittels über den Reaktorquerschnitt mit zunehmender Reaktorgröße schwieriger wird. Dies stellt jedoch eine Grundvoraussetzung für einen gleichmäßigen und stabilen Vergasungsvorgang dar. Zur Erreichung höherer Leistungen werden daher zum Teil zwei oder mehr Anlagen parallel betrieben. Eine wesentliche Schwäche von Gleichstromanlagen sind die hohen Anforderungen an die Brennstoffqualität. In der Regel sind für einen störungsarmen Betrieb relativ enge Grenzen hinsichtlich der Stückigkeit (Abmessungen und Geometrie) sowie hinsichtlich des Wassergehaltes und der Feinanteile einzuhalten [9]. Gegenstrom-Festbettanlagen zeichnen sich durch eine größere Flexibilität hinsichtlich der Brennstoffeigenschaften aus (ebd.). Der wesentliche Nachteil dieser Anlagentypen liegt in den hohen Verunreinigungen des Produktgases (Teer, Staub etc.). Im Vergleich zu Gleichstromanlagen ist daher ein größerer technischer Aufwand zur Gasreinigung erforderlich. Upscaling über 1 MW BWL ist mit Gleichstromanlagen problemlos möglich [10].

Kritische Aspekte & Erfolgsfaktoren

In der Vergangenheit wurde eine Reihe kritischer Aspekte identifiziert, die für einen stabilen Betrieb von Holzgasanlagen sowie den wirtschaftlichen Erfolg maßgeblich sind: •

• • •

•

•

•

Brennstoffqualität: Wenn auch die konkreten Anforderungen an die Brennstoffqualität (Wassergehalt, Stückigkeit, Feinanteil) stark von der Art des Vergasungsprozesses bzw. dem Anlagentyp abhängen, so ist doch diesem Aspekt bei der Planung und dem Betrieb von Holzgasanlagen generell besondere Bedeutung beizumessen. Brennstoffaufbereitung und -lagerung: Durch ein integriertes HackschnitzelTrocknungskonzept, Siebeinrichtungen zur Reduzierung des Feinanteils u.ä. können die Anforderungen an die Qualität des gelieferten Hackguts reduziert werden. Brennstoffzuführung: Bei manchen Anlagen hatten laut Erfahrungsberichten Probleme mit dem Zufuhrsystem häufige Betriebsunterbrechungen zur Folge. Gasqualität bzw. Gasreinigung: Eine der größten Schwierigkeiten bei der Entwicklung marktreifer Holzgasanlagen stellte in der Vergangenheit die Teerproblematik dar [13]. Die Problematik besteht darin, dass die im Rohgas vorhandenen Teere (langkettige Kohlenwasserstoffe) in den Rohrleitungen und den Aggregaten der Gasaufbereitung und der Stromerzeugung kondensieren und Ablagerungen bilden (ebd.). Dadurch wird eine regelmäßige und häufige Reinigung erforderlich. In den letzten Jahren wurden verschiedene Konzepte zur Behebung bzw. Umgehung der Teerproblematik entwickelt. Mittlerweile dürfte die Teerproblematik auch in Kleinanlagen weitgehend gelöst sein, zumindest solange die Brennstoffanforderungen streng eingehalten werden. Schwankende Brennstoffqualitäten bzw. Wassergehalte können unter Umständen zu erhöhten Teerkonzentrationen und Betriebsstörungen führen. Betriebsführung und Personal: Obwohl sich Holzgasanlagen in den letzten Jahren stark in Richtung Stand der Technik entwickelt haben, ist mit einem (gegenüber etablierten KWKTechnologien) wesentlich erhöhten Bedien-, Wartungs- und Instandhaltungsaufwand zu rechnen. Wartungskosten sollten daher bei Wirtschaftlichkeitsberechnungen nicht zu niedrig angesetzt werden [2] Sicherheit und Gesundheitsschutz: Sicherheitstechnischen Aspekten, Gesundheitsschutz und diesbezüglichen rechtlichen Rahmenbedingungen und Genehmigungsverfahren kommt bei Holzgasanlagen eine besondere Bedeutung zu. Diesbezüglich wird auf [3], [14] bzw. die im Rahmen des EU-Projektes „Gasification Guide“ erstellte Checkliste [15] verwiesen. Planung und Umsetzung des Gesamtkonzepts: Entscheidend für den Erfolg eines Projektes ist letztlich das Gesamtkonzept, das neben den oben genannten, speziell auf Holzgasanlagen zutreffenden Aspekten die gesamte Biomasse-Prozesskette, das Wärmenutzungskonzept und die Anpassung der Anlage an örtliche Gegebenheiten berücksichtigen muss. Es werden eine detaillierte individuelle Planung, eine individuelle Beurteilung der Wirtschaftlichkeit unter Berücksichtigung der konkreten Rahmenbedingungen, exakte Vorbereitung von Genehmigungsanträgen und Sicherheitsanalysen und die Vereinbarung erweiterter Haftungen und Gewährleistungen empfohlen [10]

Anlagen- und Stromgestehungskosten Die Wirtschaftlichkeit von Holzgasanlagen auf Basis von SNP wird im Kontext der im Jahr 2013 in Österreich gültigen Einspeisetarifen (Ökostromgesetz (ÖSG) 2012, BGBl. I Nr. 75/2011 bzw. Ökostrom-Einspeisetarifverordnung (ÖSET-VO), BGBl. II Nr. 307/2012) betrachtet. Die untersuchten Modellfälle beziehen sich auf Holzgasanlagen in Betrieben der Sägeindustrie. Es wird davon ausgegangen, dass einerseits die Verfügbarkeit geeigneter Biomasse-Brennstoffe (d.h. Sägenebenprodukte entsprechender Qualität) und andererseits der betriebsinterne Wärmebedarf die zentralen Kriterien für die Dimensionierung der Anlagen darstellen. Auf weitere Aspekte, die in allgemeineren Fällen wesentlichen Einfluss auf die Dimensionierung und Wirtschaftlichkeit von Biomasse-KWK-Anlagen haben (wie beispielsweise die Anbindung an ein Fernwärmenetz oder die Brennstofflogistik), wird nicht näher eingegangen. Es werden fünf Modellanlagen mit elektrischen Leistungen von 50 kW el bis 3 MW el betrachtet. Bei den drei kleineren Anlagen (50, 150 und 500 kW el) handelt es sich um FestbettGleichstromvergasungsanlagen (GSV), bei den beiden größten um Anlagen mit stationärer

Wirbelschichtvergasung (WSV). Die im Folgenden verwendeten Abkürzungen der Modellanlagen setzen sich aus den Abkürzungen der Vergasungstechnologie und der jeweiligen elektrischen Leistung zusammen. Es wird von einem kalkulatorischen Zinssatz in der Höhe von 6 % ausgegangen. Die Steigerungsraten bei sämtlichen jährlich anfallenden Kosten (Brennstoff, Personalkosten, Wartungs- und Instandhaltungskosten, Wärmeerlöse etc.) sind einheitlich mit 2 % pro Jahr angenommen. Hinsichtlich der jährlichen Betriebsdauer der Anlagen wird von 7.000 Volllaststunden ausgegangen. In Anlehnung an derzeitige Preisniveaus bei Sägenebenprodukten werden für den Brennstoff Opportunitätskosten in der Höhe von 20 €/MWhHu angesetzt. Dieser Wert liegt im unteren Bereich der aktuellen Börsenpreise für SNP (siehe [16]); da jedoch ein gewisser Aufwand für Vermarktung und Verladung entfällt, erscheint die Annahme von Opportunitätskosten in dieser Höhe gerechtfertigt. Hinsichtlich der Wärmenutzung wird unterstellt, dass im Fall der GSV-Anlagen 20 % der erzeugten Wärme für die Trocknung des Brennstoffes eingesetzt werden oder – bei Verfügbarkeit trockener Brennstoffe – ungenutzt bleiben. Bei den WSV-Anlagen wird dieser Anteil aufgrund tendenziell geringerer Anforderungen hinsichtlich der Holzfeuchte und aufgrund von Skaleneffekten mit 10 % angenommen. Für die restlichen 80 bzw. 90 % der Wärmeerzeugung wird im Basisfall mit Wärmeerlösen in der Höhe von 30 €/MWhtherm kalkuliert. Dieser Wertes wird auch in vergleichbaren Wirtschaftlichkeitsberechnungen für Biomasse-KWK-Anlagen in der Literatur herangezogen (z.B. [17], [18]) und entspricht etwa den Wärmeerzeugungskosten von Biomasse-Heizanlagen ähnlicher thermischer Leistung. Zusätzlich zu den jährlichen Verwaltungs- und Versicherungskosten in der Höhe von 0,5 bzw. 1 % der Investitionskosten wird in Anlehnung an [18] für Unvorhergesehenes ein jährlicher Betrag von 0,75 % der Investitionskosten einkalkuliert. Der Betrachtungszeitraum entspricht mit 15 Jahren der unterstellten Abschreibdauer sowie der aktuellen Laufzeit der Einspeisetarife für Anlagen auf Basis fester Biomasse. Hinsichtlich der spezifischen Investitionskosten, Wartungs- und Instandhaltungskosten etc. werden im Basisfall entsprechend den Empfehlungen von [10] eher konservative Werte angesetzt (vgl. Daten zu spezifischen Investitionskosten in Abbildung 3). Die Investitionskosten beinhalten bauliche Maßnahmen für Brennstofflagerung und -trocknung und beziehen sich auf die „Errichtung auf grüner Wiese“. Die unterstellten Personalkosten orientieren sich an Angaben von Herstellern bzw. Daten in der Literatur. Es wird nicht – wie es bei kleinen Anlagen in land- und forstwirtschaftlichen Kleinbetrieben zum Teil der Fall sein dürfte – von unbezahlter Eigenleistung für Wartungs- und Reinigungsarbeiten ausgegangen. Die Personalkosten für Wirbelschichtanlagen werden gemäß der („wenig personalintensiven“) Grundvariante gemäß [18] angesetzt, da davon ausgegangen wird, dass kleinere Wartungsarbeiten von eingeschulten Mitarbeitern des Sägebetriebs durchgeführt werden können. Obwohl die Daten der Modellanlagen unter Berücksichtigung von Herstellerangaben festgelegt wurden, wird explizit darauf hingewiesen, dass Kosten- und Anlagendaten nicht 1:1 von Herstellern übernommen wurden. Die hier dargestellten Berechnungen dürfen daher nicht als Wirtschaftlichkeitsanalysen für konkrete Anlagen eines bestimmten Anbieters interpretiert werden.

Abbildung 3: Darstellung der spezifischen Investitionskosten von Holzgasanlagen: Literaturdaten, Herstellerangaben / realisierte Anlagen und in der vorliegenden Arbeit betrachtete Modellanlagen Quellen: siehe Abbildung; eigene Darstellung

Abbildung 4 zeigt die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnungen. Die Stromgestehungskosten liegen mit ca. 18 bis 25 ct/kWhel deutlich über typischen Strombezugskosten der Industrie. Investitionen in Holzgasanlagen sind daher derzeit allenfalls unter Inanspruchnahme von Förderungen wirtschaftlich darstellbar. Aus der Abbildung geht hervor, dass sich die Kosten zu etwa je einem Drittel aus Annuitäten der Investitionskosten, Brennstoffkosten sowie den übrigen Kostenkomponenten zusammensetzen. Letztere beinhalten verbrauchsgebundene (Strombezugskosten, Ascheentsorgung und sonstige Betriebsmittel) und betriebsgebundene Kosten (Wartung und Instandhaltung, Personalkosten), Versicherungen, Verwaltung sowie sonstige Kosten. Durch die Wärmeerlöse können bei den Modellanlagen etwa 20 % der Gesamtkosten gedeckt werden.

Abbildung 4: Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse im Basisfall: Stromgestehungskosten der Modellanlagen und Kostenkomponenten

Quelle: eigene Berechnungen

Diskussion der Wirtschaftlichkeit im derzeitigen Förderregime In der folgenden Tabelle sind die für Ökostromanlagen auf Basis fester Biomasse in den Jahren 2012 und 2013 gültigen Einspeisetarife zusammengefasst. Für Anlagen in der Sägeindustrie von besonderer Relevanz sind die Tarifabschläge bei Verwendung von SNP (minus 25 %) bzw. Holzabfällen (minus 40 %). Wenn Anlagen bis 500 kW el im Sinne des ÖSG „hocheffizient“ und auf Basis von SNP betrieben werden, beträgt der Einspeisetarif 2013 14,93 cent/kWhel. Für die WSV-Anlagen mit 1,5 bzw. 3 MW el ergeben sich bei Verwendung von SNP Tarife von 11,57 bzw. 10,73 cent/kWhel. Eine Gegenüberstellung der Ergebnisse des vorigen Abschnitts ergibt, dass keine der Modellanlagen auf Basis von SNP wirtschaftlich betrieben werden kann. Selbst wenn Anspruch auf die volle Tarifhöhe besteht (d.h. bei Verwendung von Waldhackgut) ist nur mit der Modellanlage GSV 500 kW wirtschaftlicher Betrieb möglich. Die Ergebnisse von Sensitivitätsanalysen zeigen, dass Stromgestehungskosten unter 14,93 ct/kWhel nur bei sehr günstiger Brennstoffversorgung (unter 10 €/MWhHu) oder signifikanten Kostensenkungen bei mehreren Einflussfaktoren realisierbar sind. In den folgenden Absätzen wird anhand exemplarischer Berechnungen dargestellt, welche Abweichungen vom Basisfall bei den Anlagen GSV 500 kW und WSV 3.000 kW notwendig sind, um die Stromgestehungskosten auf bzw. knapp unter die jeweiligen Einspeisetarife zu senken. Der Grund für die Auswahl dieser beiden Anlagen ist, dass sie aufgrund der Tarifgestaltung bzw. der Leistungsklassen in der ÖSET-VO 2012 die aussichtsreichsten der fünf Modellanlagen darstellen. Aufgrund der Annahme, dass ausschließlich SNP eingesetzt werden, wird dabei von Tarifabschlägen in der Höhe von 25 % ausgegangen.

Tabelle 1: Einspeisetarife für neue Ökostromanlagen auf Basis fester biogener Energieträger im ersten und zweiten Halbjahr 2012 sowie im Jahr 2013 Quelle: Ökostrom-Einspeisetarifverordnung 2012 (BGBl. II Nr. 307/2012) vom 18. September 2012 Einspeisetarife für Neuanlagen in ct/kWhel (Laufzeit: 15 Jahre)

1.HJ 2012

2.HJ 2012

14,98

20,00

19,90

Sonstige Anlagen bis 500 kW

14,98

18,00

17,91

über 500 kW bis 1 MW

13,54

15,80

15,72

über 1 MW bis 1,5 MW

13,10

15,50

15,42

über 1,5 MW bis 2 MW

12,97

15,00

14,92

über 2 MW bis 5 MW

12,26

14,37

14,30

über 5 MW bis 10 MW

12,06

13,88

13,81

über 10 MW

10,00

11,00

10,94

„Hocheffiziente“ Anlagen bis 500

Feste Biomasse (wie Waldhackgut, Stroh) a

Abfall mit hohem biogenen Anteil

kW b

SN 17, Tab. 2, Bsp. Rinde, Sägespäne

minus 25 %

SN 17, Tab. 1, Bsp. Spanplattenabfälle

minus 40 %

Andere 5-stellige SN in Tab. 1 und 2 ÖSG

5,00

5,00

2013

4,95

Kommentare: a) Wenn die gesamte installierte Leistung von Anlagen auf Basis von fester Biomasse, über die ein Vertragsabschluss seit dem 20. Oktober 2009 erfolgt ist, 100 MW erreicht hat, erfolgt lt. ÖSET-VO 2012 eine Reduktion der Tarife. b) „Hocheffiziente“ Anlagen: Brennstoffnutzungsgrad von mindestens 70 %

Die geringste Differenz zur Wirtschaftlichkeitsschwelle weist im Basisfall die Anlage GSV 500 kW auf (ca. 5 ct/kWhel). Wird ein kalkulatorischer Zinssatz von 4 % (anstelle von 6 %) angesetzt, eine hundertprozentige Wärmenutzung unterstellt (d.h. es wird angenommen, dass die Feuchte der verfügbaren SNP den Qualitätsansprüchen der Anlage ohne Trocknung genügt), und die Opportunitätskosten für SNP mit 15 €/MWhHu angesetzt, so liegen die Stromgestehungskosten mit 14,8 ct/kWhel etwa auf dem Niveau des Einspeisetarifs. Sollten neben Einspeisevergütungen auch Investitionsförderungen in der Größenordnung von 20 bis 30 % gewährt werden, ist – ausgehend vom Basisfall –bei einer hohen Anlagenauslastung (7.500 bis 8.000 Volllaststunden pro Jahr) wirtschaftlicher Betrieb möglich. Bei der Anlage WSV 3.000 kW liegen die Stromgestehungskosten unter den oben beschriebenen Annahmen hinsichtlich Zinssatz, Wärmenutzung und Brennstoffkosten bei 14,65 ct/kWhel, und damit um fast 4 ct/kWhel über den Einspeisetarifen der entsprechenden Leistungskategorie. Das Niveau der Einspeisetarife (10,73 ct/kWhel) ist allenfalls bei stark reduzierten Investitions-, Wartungs- und Betriebskosten erreichbar. Ausgehend vom Basisfall ist selbst unter der Annahme einer zusätzlichen Investitionsförderung in der Höhe von 30 % und unter sehr günstigen Rahmenbedingungen hinsichtlich Auslastung und Brennstoffversorgung bei der derzeitigen Einspeisevergütung kein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Die Kostenstruktur von Holzgasanlagen auf Basis von Pellets weicht deutlich von jener von Hackgutbasierten Anlagen ab: Niedrigere Investitions- und Betriebskosten stehen wesentlich höheren Brennstoffkosten gegenüber. Die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen hängt also noch stärker von einer günstigen Brennstoffversorgung ab. Insgesamt wird die Wirtschaftlichkeit von Anlagen auf Basis von Pellets unter den derzeitigen Rahmenbedingungen nicht wesentlich besser eingeschätzt als jene von Hackgut-basierten Anlagen. Wenn auch die Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen auf tendenziell konservativ angesetzten Parametern basieren, zeigen die Berechnungen, dass die Wirtschaftlichkeit von Vergasungsanlagen auf Basis von SNP unter den derzeitigen Rahmenbedingungen nur schwer darstellbar ist. Die besten Aussichten bieten Anlagen, die noch in die kleinste Leistungskategorie (bis 500 kW el) fallen, und Brennstoffnutzungsgrade von mindestens 70 % aufweisen (sodass das Kriterium für „hocheffiziente“ Anlagen laut ÖSG 2012 erfüllt ist, und der Einspeisetarif 14,93 ct/kWhel beträgt).

Abschätzung des Ökostrompotentials von Holzgasanlagen in der Sägeindustrie Aufbauend auf Daten zur Struktur der österreichischen Sägeindustrie wird im Folgenden das Potential von Holzgasanlagen in diesem Industriezweig abgeschätzt. Die österreichische Sägeindustrie umfasst etwa 1.000 Sägewerke [24]. Der gesamte Jahreseinschnitt lag im Zeitraum 2009 bis 2012 zwischen 14 und 16 Mio. Festmeter (fm) Rundholz. Im Durchschnitt betrug er etwa 15,2 Mio. fm/a. Etwa zwei Drittel davon entfallen auf Sägewerke mit einem Jahreseinschnitt von mindestens 50.000 fm/a. Aufkommen von SNP Das Brennstoffpotenzial von SNP kann auf Basis des Einschnitts, der Ausbeute an Schnittholz sowie typischer Rinde- und Kappholzmengen abgeschätzt werden. Neben Rinde und Kappholz wird zwischen den Fraktionen Späne und Hackgut unterschieden. Die im Folgenden unterstellte Aufteilung des gesamten SNP-Aufkommens auf diese vier Fraktionen basieren auf empirischen Daten (siehe [25] und [26]). In Abbildung 5 ist die Entwicklung der geschätzten Aufkommensmengen dargestellt.

Abbildung 5: Abschätzung der Mengen an SNP, die im Zeitraum 2005 bis 2012 in österreichischen Sägewerken angefallen sind. Quellen:[25], [26], [27], eigene Berechnungen

Abbildung 6: Verteilung der gesamten SNP-Aufkommensmengen in Österreich auf Sägewerke 4 unterschiedlicher Größenkategorien Quellen: [25], [26], [27], [28], eigene Berechnungen

Abbildung 6 zeigt die Verteilung der jährlichen Aufkommensmenge auf fünf Größenkategorien von Sägewerken, wobei vom durchschnittlichen Rundholzeinschnitt der letzten vier Jahre (15,2 Mio. fm) ausgegangen wurde. Als größte Kategorie wurden Werke über 500.000 fm/a gewählt, die kleinste beinhaltet Sägewerke mit einem Jahreseinschnitt von maximal 10.000 fm. Es zeigt sich, dass ca. 70 % des Gesamtaufkommens auf die elf Sägewerke der größten Kategorie zurückgehen. Der Energieinhalt beläuft sich auf über 9,5 TWh (34 PJ). Die zweitgrößte Kategorie (über 100.000 bis maximal 500.000 fm/a) beinhaltet 14 Werke. Die jährliche Aufkommensmenge dieser Kategorie entspricht ca. 3,5 TWh (12,6 PJ). In der kleinsten Kategorie – sie beinhaltet über 800 Werke – fällt knapp eine TWh (3,4 PJ) an SNP an. Potentialabschätzung

4

Kommentar: Abschätzung basiert auf Größenverteilung im Jahr 2010, bei Sägewerken unter 50.000 fm/a auf Daten aus dem Jahr 2007

Für die Bewertung von möglichen Standorten für Holzgasanlagen in der Sägeindustrie sind in erster Linie folgende Aspekte zu berücksichtigen: •

Brennstoffverfügbarkeit und Qualität der verfügbaren SNP: Wenn man davon ausgeht, dass die Anlage in erster Linie oder gänzlich mit SNP betrieben werden soll, stellt das Aufkommen an SNP ein zentrales Auslegungskriterium dar. Im Fall von Holzgasanlagen ist darüber hinaus zu prüfen, welche Mengen an SNP den Brennstoffanforderungen der in Frage kommenden Anlagentypen genügen. Der Einsatz von zusätzlichem Waldhackgut ist in der Praxis eine naheliegende Option, im Folgenden wird jedoch zunächst davon ausgegangen, dass ausschließlich SNP genutzt werden. • Wärmebedarf: Trotz relativ hoher elektrischer Wirkungsgrade ist bei Holzgasanlagen wärmegeführter Betrieb anzustreben. Für die Wärmenutzung kommt in Sägebetrieben in erster Linie Schnittholztrocknung in Frage. Insbesondere bei kleineren Anlagen kann die Bereitstellung von Raumwärme für Betriebsgebäude und andere Gebäude in der unmittelbaren Umgebung eine wesentliche Komponente des Wärmenutzungskonzeptes darstellen. Bei Vorhandensein eines Nahwärmenetzes stellt die Einspeisung eine naheliegende Option dar. • Zeitliche Struktur des Wärmebedarfs: Wie die Berechnungen in Abschnitt 4 zeigen, ist aus wirtschaftlicher Sicht eine hohe jährliche Anlagenauslastung erforderlich. Für ein sinnvolles Wärmenutzungskonzept ist daher ein ganzjähriger Wärmebedarf unerlässlich. Neben Trockenkammern für Schnittholz, der Beheizung von Betriebs- und Wohngebäuden oder auch der Trocknung von Spänen für die Pelletsproduktion kann insbesondere bei Kleinanlagen in ländlichen Gebieten die Trocknung landwirtschaftlicher Erzeugnisse eine passende Ergänzung in Richtung eines ganzjährigen Wärmenutzungskonzeptes darstellen. • Verfügbarkeit von Anlagen im benötigten Leistungsbereich: Die derzeit kommerziell verfügbaren Holzgasanlagen reichen von ca. 100 kW BWL bis zu einigen MW BWL. (Zum Teil werden zwei oder mehr Vergasungsreaktoren parallel betrieben, um einen optimale Anlagengröße zu erreichen.) • Die Wirtschaftlichkeit unter den jeweiligen Rahmenbedingungen ist letztlich von Fall zu Fall zu prüfen. Im Rahmen der folgenden Analysen zu potentiellen Einsatzbereichen und dem Ökostrompotential von Holzgasanlagen wird die Frage der Wirtschaftlichkeit nicht näher in Betracht gezogen (d.h. es werden keine wirtschaftlichen Potentiale ermittelt). • Weitere Aspekte beinhalten die Frage, wie sich Holzgasanlagen in das Gesamtkonzept der Wärmebereitstellung und der SNP-Verwertung integrieren lassen. So ist etwa zu prüfen, welche Verwertungsoptionen sich für die SNP-Fraktionen bieten, die nicht den Brennstoffanforderungen der Holzgasanlage genügen. Auf Basis der Kriterien betriebsinterne SNP-Aufkommensmengen und Wärmebedarf für Schnittholztrocknung wurden potentielle Einsatzbereiche von Holzgasanlagen unterschiedlicher Leistung identifiziert. Sägewerke mit einem jährlichen Einschnitt von ca. 2.500 bis 25.000 fm/a sowie in der Größenordnung 25.000 bis 100.000 fm/a kommen in erster Linie als Standorte von Holzgasanlagen in Frage. Für eine konkrete Abschätzung des Ökostrompotentials von Holzgasanlagen wird davon ausgegangen, dass im Durchschnitt pro Festmeter Rundholzeinschnitt eine Menge von ca. 0,5 MWhHu Hackgut anfällt, welches den Brennstoffanforderungen von Holzgasanlagen genügt. Für Sägewerke mit einem jährlichen Einschnitt von ca. 2.500 bis 25.000 fm/a bietet sich der Einsatz von Gleichstrom-Vergasungsanlagen mit elektrischen Leistungen von ca. 50 bzw. 500 kW el an. Auf Basis der Größenverteilung der Betriebe ergibt sich eine gesamte, in Holzgasanlagen verstrombare Brennstoffmenge von über 1.300 GWh. Bei einem durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrad von 25 % beläuft sich das Ökostrompotential auf ca. 330 GWh/a. Mit dem nutzbaren Wärmeoutput (gesamter Wärmeoutput der Anlage abzüglich 20 % für Brennstofftrocknung) könnten mindestens 5 67 % der Schnittholzproduktion getrocknet werden. Dieses Ökostrompotential in der Höhe von 330 GWh/a lässt sich anhand der Anzahl der Sägewerke mit einem jährlichen Einschnitt von maximal 25.000 fm/a plausibilisieren: Der Großteil der mehr als 5

Der Trocknungsanteil von 67 % basiert auf der Annahme eines spezifischen Wärmebedarfs von 3 500 kWh pro m Schnittholz. Werden effiziente Trocknungsanlagen mit einem Wärmebedarf von 3 330 kWh/m oder weniger eingesetzt, ist ein Trocknungsanteil von 100 % realisierbar (vgl. [30]).

900 Sägewerke in der betrachteten Größenordnung schneiden weniger als 10.000 fm/a ein. Geht man davon aus, dass jeder dieser Betriebe eine 50 kW el-Holzgasanlage installiert und Betriebe der Größenordnung 10.000 bis 25.000 fm/a eine Anlage mit durchschnittlich 100 kW el, so ergibt sich eine gesamte elektrische Leistung von ca. 55 MW. Eine jährliche Stromerzeugung von 330 GWh wäre in diesem Fall bei durchschnittlich 6.000 Volllaststunden pro Jahr erreichbar. Die verfügbaren Daten zu bestehenden KWK-Anlagen deuten darauf hin, dass derzeit auch in größeren Sägewerken mit einem Jahreseinschnitt zwischen 25.000 und 100.000 fm/a in der Regel keine KWK-Anlagen installiert sind. Wie aus den Analysen im vorigen Abschnitt hervorgeht, würden sich diese Betriebe prinzipiell als Standort für Holzgasanlagen im Leistungsbereich von wenigen 100 kW el bis über 1 MW el eignen. Eine Abschätzung analog zu oben ergibt bei Annahme eines durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrades von 28 % eine potentielle Strommenge von ca. 120 GWh/a. In Summe beläuft sich das Ökostrompotential von Holzgasanlagen in der Sägeindustrie also auf ca. 450 GWh/a. Der Brennstoffeinsatz würde bei Realisierung dieses Potentials knapp 1.800 GWh Hackgut pro Jahr betragen. Dies entspricht 10,4 % der gesamten jährlich anfallenden Menge an SNP. (Der Mittelwert der Jahre 2009 bis 2012 belief sich auf ca. 17 GWh/a.) Die tatsächliche Realisierbarkeit dieses Potentials hängt von zahlreichen Faktoren ab, und kann nur unter Inbetrachtnahme repräsentativer Fallbeispiele beurteilt werden. Maßgebliche Einflussfaktoren, die bei der Beurteilung potentieller Standorte von Holzgasanlagen zu prüfen sind, beinhalten die konkrete Menge und Zusammensetzung der anfallenden SNP, den Jahresverlauf des Wärmebedarfs, potentielle externe Wärmeabnehmer (insbesondere Nah-/Fernwärmenetze, landwirtschaftliche Betriebe mit Trocknungswärmebedarf, großvolumige Gebäude wie Schulen, Altersheime, Schwimmbäder etc.), externe Brennstoffbezugsquellen (Waldhackgut etc.) und Verwertungsmöglichkeiten der nicht für die Verstromung in Holzgasanlagen geeigneten SNP. Das oben berechnete Ökostrompotential ist im Kontext des derzeitigen Ausmaßes der Biomasseverstromung zu sehen: Im Jahr 2011 wurden in Österreich auf Basis von „Holzabfall“ über 2.000 GWh Strom erzeugt. Davon entfielen ca. 630 GWh auf „Unternehmen mit Eigenanlagen“, der 6 Rest auf Energieversorgungsunternehmen. Holzgasanlagen stellen aufgrund ihres Leistungsbereichs einen Schlüssel zur Erschließung eines bedeutenden Marktsegments für Kraft-Wärme-Kopplung dar. Im Bereich der Sägewerke bis ca. 25.000 fm/a kommen neben Holzgasanlagen lediglich andere wenig etablierte Technologien wie ORC-Anlagen oder Biomassekessel mit Stirlingmotoren in Frage. Diese weisen jedoch deutlich niedrigere elektrische Wirkungsgrade auf. Bei gegebenem Wärmebedarf kann daher durch den Einsatz von Holzgasanlagen das Ökostrompotential der Sägeindustrie deutlich erhöht werden.

Schlussfolgerungen Holzgasanlagen werden aufgrund ihrer relativ hohen elektrischen Wirkungsgrade, insbesondere im niedrigen Leistungsbereich, im Allgemeinen als aussichtsreiche Technologie betrachtet. Die typischen Einsatzbereiche dieser Anlagentypen beinhalten kleinere und mittelgroße land- und forstwirtschaftliche Betriebe, die einen ganzjährigen Bedarf an (Trocknungs-)Wärme haben. Aufgrund ihres Leistungsbereichs und ihrer hohen Stromkennzahlen stellen Holzgasanlagen einen Schlüssel zur Erschließung eines bedeutenden, derzeit praktisch unerschlossenen Marktsegments für Kraft-WärmeKopplung dar.

6

Unter dem Begriff „Holzabfall“ sind in der Energiebilanz [29] nicht ausschließlich SNP, sondern auch Waldhackgut zusammengefasst. Die genaue Ermittlung der derzeitigen Stromerzeugung auf Basis von SNP ist daher anhand statistischer Daten nicht möglich. Ebenso liegen keine Daten über den Anteil der Stromerzeugung in der Sägeindustrie vor.

Berichte von Anlagenbetreibern deuten auf gemischte Erfahrungen hinsichtlich Störanfälligkeit bzw. Betriebssicherheit hin. Einige Hersteller können mittlerweile allerdings auf eine große Anzahl an Referenzen und positive Erfahrungsberichte verweisen. Während noch vor einigen Jahren fast ausschließlich Pilotanlagen in Betrieb waren, können die Anlagen einiger Hersteller mittlerweile als technologisch ausgereift betrachtet werden. Andererseits wird sowohl von Herstellern, als auch von Betreibern und Planern darauf hingewiesen, dass bei Holzgasanlagen im Vergleich zu etablierten KWK-Technologien mit wesentlich höherem Bedien-, Wartungs- und Instandhaltungsaufwand zu rechnen ist. Darüber hinaus kommt der strikten Einhaltung der Brennstoffanforderungen eine zentrale Bedeutung zu. Wirtschaftlichkeitsberechnungen für Modellanlagen im Leistungsbereich von 50 kW el bis 3 MW el zeigen, dass die Stromgestehungskosten, bei Zugrundelegung konservativ angesetzter Anlagenparameter und Brennstoffpreise (Opportunitätskosten) in der Größenordnung aktueller Börsenpreise (20 €/MWhHu und mehr), deutlich über den relevanten Einspeisetarifen in Österreich im Jahr 2013 liegen. Anlagen, die gemäß ÖSET-VO 2012 noch in die niedrigste Leistungsklasse (bis 500 kW el) fallen, über einen Brennstoffnutzungsgrad von mind. 70% verfügen und damit als „hocheffizient“ im Sinne des ÖSG 2012 gelten, weisen prinzipiell die besten Aussichten auf Wirtschaftlichkeit auf. Literatur [1] [2] [3]

[4] [5] [6] [7] [8] [9] [10]

[11] [12] [13] [14]

[15] [16]

[17]

VDI, 2000. Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen. Grundlagen und Kostenberechnung. Verein Deutscher Ingenieure (VDI), Düsseldorf. Kilburg, S., 2012a. Kleine Holzvergasungsanlagen. Handlungsempfehlungen für Kapitalgeber. C.A.R.M.E.N. e.V., Straubing. Timmerer, H., Lettner, F., 2005. Anlagensicherheit und Genehmigung von Biomassevergasungsanlagen. Leitfaden für Betreiber, Hersteller und Behörden. TU Graz, [WWW-Dokument]. URL http://www.nachhaltigwirtschaften.at/results.html/id3477 (zuletzt abgerufen im Mai 2013). Pfeifer, C., 2013. Technologieübersicht der Holzvergasung. Vortrag im Rahmen des INREN Holzgasseminars, St. Pölten, 21.02.2013 IRENA, 2012. Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Volume 1: Power Sector, Issue 1/5. Biomass for Power Generation. International Renewable Energy Agency, Bonn. Obernberger, I., 2000. Thermische Nutzung fester biogener Brennstoffe, VDI Schriftenreihe Regenerative Energien in Deutschland und in Ungarn. Ingenieurbüro BIOS, TU Graz. Huber, M., 2013. CraftWERK. Biomasseheizkraftwerk der 2. Generation. Vortrag im Rahmen des INREN Holzgasseminars, St. Pölten, 21.02.2013 Herrmann, A., Klemm, M., Zeymer, M., 2013. Bundesmessprogramm – Stand und Erfahrungen. Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH (DBFZ), Leipzig. Bauermeister, U., 2006. Gaserzeugung aus fester Biomasse – Marktfähigkeit heute. Vortrag in Halle, 2006. Lettner, F., 2012. Technisch-wirtschaftliche Einordnung von Holzgasanlagen sowie deren Genehmigungsverfahren. Vortrag im Rahmen des Seminars „Holzgas – die neue Kraft am Land“ Forstliche Ausbildungsstätte Pichl, 2012Zeymer et al. (2009) Zeymer, M., Rönsch, S., Klemm, M., 2009. Nutzung fester Biomasse in kleintechnischen KWK-Anlagen. Vortrag im Rahmen des Workshops "Technische Anlagen und Kon-zepte" in Mosbach, März 2009 Kralemann, M., 2011. Statusbericht Kraft-Wärme-Kopplung mit biogenen Festbrennstoffen im kleinen Leistungsbereich. 3N-Kompetenzzentrum Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe e.V. Vogel, A., 2007. Dezentrale Strom- und Wärmeversorgung aus biogenen Festbrennstoffen. Leipzig. Vos, J., Knoef, H., Hauth, M., Seifert, U. et al., 2009. Leitfaden für die sichere und umweltverträgliche Biomassevergasung. BTG Biomass Technology Group. [WWW-Dokument]. URL http://www.gasificationguide.eu/ (zuletzt abgerufen im Mai 2013) Gasification Guide, 2009. Gasification Guide Checklist [WWW Dokument]. URL http://www.gasificationguide.eu/index.php?id=11&r=7 (zuletzt abgerufen im März 2013) Wiener Börse, 2013. Wiener Börse. Holzkursblatt [WWW Dokument]. URL http://www.wienerborse.at/marketplace_products/commodity/boersezeiten_kursblaetter.html (zuletzt abgerufen im Juli 2013) Thrän, D., al, et, 2011. Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß § 65 EEG im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Vorhaben IIa. Endbericht. Deutsches BiomasseForschungsZentrum gemeinnützige GmbH, Leipzig.

[18] Schulzke, T., 2012. Abschlussbericht: Schließung regionaler Stoffkreisläufe bei der dezentralen Strom- und Wärmeerzeugung in einer stationären Wirbelschichtvergasung. RegioSWS. Fraunhofer UMSICHT, Oberhausen. [19] Kirjavainen, M., Sipilä, K., Savola, T., Sálomon, M., 2004. Small-scale biomass CHP technologies. Situation in Finland, Denmark and Sweden (OPET Report 12). VTT, OPET CHP/Dh Cluster. [20] Vogel, A., 2006. Analyse und Evaluierung der thermo-chemischen Vergasung von Biomasse, Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe, Gülzow [21] Wiese, L., 2007. Energetische, exergetische und ökonomische Evaluierung der thermochemischen Vergasung zur Stromerzeugung aus Biomasse (Dissertation). Technischen Universität Hamburg-Harburg, Hamburg. [22] Obernberger, I., Biedermann, F., Thonhofer, P., Gaia, M., et al. 2008. Neue Klein-ORC-Technologie (200 kW el) für dezentrale Biomasse-KWK-Anlagen. BIOS Bioenergiesysteme GmbH. [23] Arena, U., Di Gregorio, F., Santonastasi, M., 2010. A techno-economic comparison between two design configurations for a small scale, biomass-to-energy gasification based system. Chemical Engineering Journal 162, 580–590. [24] WKO, 2013. Website der Wirtschaftskammer Österreich. Zahlen und Fakten. Die Österreichische Holzindustrie. [WWW Dokument]. URL http://portal.wko.at/wk/format_detail.wk?angid=1&stid=312734&dstid=315 (zuletzt abgerufen im Juli 2013) [25] Lang, B., Tretter, H., 2011. Energie aus Biomasse in der österreichischen Sägeindustrie: Best-Practice und Potential. Austrian Energy Agency, Wien. [26] Lang, B., Nemestothy, K., 2012. Holzströme in Österreich 2010. Austrian Energy Agency, Landwirtschaftskammer Österreich, Wien, St. Pölten. [27] Timber-online, 2013b. “2012 wehte ein rauer Wind. Sägeindustrie leidet unter Schlechtwetterlage“. Reportage vom 3. Juni 2013. [WWW Dokument]. URL http://www.timber-online.net/?id=2500,5232352 (zuletzt abgerufen im Juli 2013) [28] Timber-online, 2011b. „Größte Sägewerke Österreichs 2011“. Marktanalyse vom 4. Jänner 2011. [WWWDokument]. URL http://www.timber-online.net/?id=2500,4827426 (zuletzt abgerufen im Juli 2013) [29] Statistik Austria, 2013a. Website von Statistik Austria - Energiebilanzen [WWW Dokument]. URL http://www.statistik.at/web_en/statistics/energy_environment/energy/energy_balances/index.html (zuletzt abgerufen im August 2013) [30] Reisenbichler R., 2009. Energieeffizienzsteigerung durch standardisierte Energieaudits in Industrie und produzierendem Gewerbe. Diplomarbeit, Technische Universität Wien.

Danksagung Die Inhalte des vorliegenden Beitrages wurden im Rahmen des Projektes „Potentiale und Wirtschaftlichkeit der Ökostromerzeugung in der österreichischen Sägeindustrie mit besonderem Fokus auf kleine Sägebetriebe und Vergasungsanlagen“, finanziert durch den Fachverband der Holzindustrie Österreichs (Berufsgruppe Sägeindustrie), erarbeitet.