Anvendelse af biogasressourcerne og gasstrategi herfor

Transkript

1 NOTAT 3. maj 2010 J.nr. Ref. ST Energiforsyning Anvendelse af biogasressourcerne og gasstrategi herfor I det følgende beskrives potentiale for og anvendelse af biogas i kraftvarmeværker eller som transportbrændstof samt udnyttelse af naturgasnettet i sammenhæng hermed. Notatet indledes med en kort opsummering, hvorefter en længere række af de vigtigste temaer uddybes nærmere. Opsummering Et biogasanlæg, som anvender gylle året rundt og via regulering med energiafgrøder 3-dobler produktionen i vinterhalvåret, vil kunne dække hele brændselsbehovet til kraftvarme i en eller flere tilknyttede fjernvarmebyer. På årsbasis vil gasproduktionen fra et sådant anlæg fordele sig med 50 pct. fra gylle/gødning og 50 pct. fra energiafgrøder. Økonomien i brug af energiafgrøder skal først afklares mere præcis, før det kan afgøres, om konceptet er økonomisk holdbart. I givet fald er det et realistisk perspektiv, at biogas på lang sigt kan levere 60 PJ/år til energiforsyningen. Det kan svare til omkring 10 pct. af Danmarks bruttoforbrug, når et omfang af energibesparelser også tages i betragtning. Scenariet forudsætter brug af omkring 30 PJ energiafgrøder, hvilket med aktuelle niveauer for høstudbytte vil lægge beslag på omkring 6 pct. af den dyrkede jord. Grøn Vækst aftalen af 16. juni 2009 indeholder som mål, at op til 50 pct. af husdyrgødningen skal udnyttes til grøn energi i Energistyrelsen forventer, at målet primært skal nås ved en kraftig udbygning med biogasanlæg. Succes hermed forudsætter, at udbygningen de nærmeste år finder sted ved brug af de bedste erfaringer fra de eksisterende anlæg, og at nye, store fiaskoer undgås. Den store, umiddelbart foreliggende barriere er at demonstrere, at økonomisk sunde biogasanlæg kan etableres uden afhængighed af tilførsel af organisk affald, som er en væsentlig del at det økonomiske grundlag for de eksisterende biogasanlæg. Biogassen skal primært erstatte naturgas. De første år skal naturgas erstattes direkte i de decentrale kraftvarmeværker. Denne infrastruktur er på plads. På længere sigt skal naturgasnettet tages i brug til biogas. Men det er aktuelt usikkert, med hvilke teknologier det skal ske. En række aktører har argumenteret for, at det skal ske via såkaldt opgradering (dvs. frarensning af CO 2 ). Energistyrelsen har omvendt givet udtryk for, at opgradering er for bekostelig, og at gaskvaliteten i lokale eller regionale naturgasnet antagelig i stedet skal ændres svarende til bygassen i København og Aalborg, før det bliver økonomisk realistisk at bruge dem til biogas. Side 1

2 Investeringer i opgraderingsanlæg de nærmeste år kan være forhastede, hvis det viser sig, at nettene i stedet skal omstilles til anden gaskvalitet. På lang sigt kan det også blive aktuelt at bruge biogas i transportsektoren. Det kan ske enten direkte via frarensning af CO 2 og komprimering, således som det gøres i flere andre europæiske lande, herunder i betydeligt omfang i Sverige. Men det kan også vise sig, at den indirekte vej, hvor biogas bruges som syntesegas til produktion af metanol mv., vil give bedre resultater. Sådanne anlæg vil i princippet kunne øge biogassens anvendelighed som regulérbar VEform, idet de i teorien vil kunne aftage vindkraft til konvertering af biogassens CO 2 indhold, på tidspunkter hvor der er rigelig vindkraftforsyning. Teknisk-økonomiske analyser og konkret udviklingsarbejde skal afklare alt dette. En vellykket igangsætning af udbygningen de nærmeste år forudsætter fokus på effektiviseringer og optimeringer på produktionssiden, og at den etablerede infrastruktur af decentrale kraftvarmeværker tages i brug til anvendelse af biogassen. Temaet med opgradering og afsætning til naturgasnettet lægger aktuelt beslag på en relativt stor del af opmærksomheden. Hvis der ydermere parallelt hermed som noget tyder på opstår stadig større vanskeligheder for de nye projekter med at opnå aftaler om afsætning af biogassen til de decentrale kraftvarmeværker, er det succes for den samlede udbygning, der kan være i fare. Udarbejdelse af en gasstrategi kan være et godt virkemiddel til at bringe større klarhed over, hvordan biogas bedst muligt videreudvikles, udbygges og indpasses effektivt i energiforsyningen på både kort og længere sigt. Afklaringen vil blandt andet kunne medvirke til at skabe balance i, hvor fokus og indsats koncentreres, således at afklaringer af langsigtede muligheder ikke på kort sigt kommer til at stå i vejen for løsninger af de aktuelle problemer for udbygningen af biogasproduktionen. 1. Lidt baggrund hvad er biogas? Biogas dannes som led i det økologiske kredsløb, når biologisk stof nedbrydes under ilt fri forhold, dvs. i skovsøers bundslam, i vandmættede jordtyper m.m. Under disse forhold sikrer biogasprocessen, at kredsløbet ikke går i stå. I stedet for varme produceres metanholdig gas (biogas), som bobler op og senere iltes i atmosfæren, hvorved kredsløbet er sluttet. Det er denne naturligt forekommende bakterielle nedbrydningsproces, som udnyttes til energiproduktion i biogasanlæg, dvs. i gastætte beholdere med omrøring og let opvarmning til Biogasprocessen er i over 100 år blevet brugt til stabilisering af slam på renseanlæg. Der er i dag 65 renseanlæg i Danmark med rådnetanke og biogasproduktion. Der er også nogle få industrier med egne biogasanlæg, og der er omkring 30 større og mindre lossepladser, hvorfra biogas indvindes og udnyttes. Disse muligheder er i hovedsagen udtømt. Det store uudnyttede potentiale findes i gyllebaserede biogasanlæg i landbruget. Af gyllebiogasanlæg har vi indtil videre 20 store fællesanlæg og gårdbiogasanlæg. De omsætter i dag omkring 5 pct. af den samlede mængde husdyrgødning i Danmark. Fællesanlæggene har kapacitet til behandling af tons gylle og anden biomasse pr. dag. De største behandler gylle/gødning fra besætninger i deres områder. Gårdanlæggene har kapaciteter indenfor et spektrum på tons/dag. Tendensen går mod større anlæg for både fælles- og gårdanlæg på grund af de økonomiske fordele herved. Side 2

3 Biogas består normalt af pct. metan, som er den brændbare del af gassen. Resten er CO 2, samt nogle få procent svovlbrinte (H 2 S), kvælstof og vanddamp. Brændværdien ligger på ca. 60 pct. af brændværdien af dansk naturgas fra Nordsøen. Biogassen anvendes altovervejende til kraftvarme. De kommende år forudsættes biogas i betydeligt omfang at erstatte naturgas i de decentrale kraftvarmeværker. Nyere motoranlæg på disse værker er udstyret, således at de kan bruge biogas og naturgas i valgfri blandingsforhold. 2. Potentiale Størstedelen af det uudnyttede potentiale for biogasproduktion udgøres af husdyrgødning, jf. tabel 1. Tabel 1: Potentiale og opgjort biogasproduktion Poten- Prod. Prod. Prod. Prod. Prod. Prod. Prod. tiale år 2002 år 2003 år 2004 år 2005 år 2006 år 2007 år 2008 PJ PJ PJ PJ PJ PJ PJ PJ Husdyrgødning 26,0 0,70 0,85 0,91 0,94 1,03 1,04 1,06 Spildevandsslam 4,0 0,87 0,87 0,83 0,91 0,88 0,87 0,84 Industriaffald, dansk 2,5 0,67 0,80 0,85 0,82 0,92 0,99 1,04 Industriaffald, import 0,45 0,55 0,65 0,65 0,70 0,65 0,65 Kødbenmelsprodukter 2,0 0,00 0,00 0,00 0,05 0,03 0,03 0,03 Husholdn./madaffald 2,5 0,05 0,07 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 Have- og parkaffald 1,0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Lossepladsgas 1,0 0,62 0,44 0,46 0,43 0,32 0,30 0,27 I alt 39,0 3,36 3,58 3,74 3,83 3,92 3,91 3,93 Tabelnote: Fordelingen mellem energi fra husdyrgødning og fra industriaffald m.m. er baseret på flere skøn, idet det ikke kan fastlægges entydigt ud fra hvilken biomasse, biogassen er dannet, når produktionen forløber i anlæg, hvor flere biomasser udrådnes i blanding. Dette er det normale i gyllebaserede biogasanlæg, hvoraf næsten alle også får tilført en vis mængde industriaffald. Halm, energiafgrøder og akvatisk biomasse (havalger m.m.) er ikke medtaget i potentialet i tabellen. I det omfang det med tiden bliver ønskeligt og rentabelt at inddrage disse biomassetyper til biogasproduktion, vil potentialet vokse tilsvarende. Den aktuelle produktion på ca. 4 PJ/år svarer til ½ pct. af Danmarks energiforbrug. De anførte ressourcer på ca. 40 PJ/år vil således fuldt udnyttet kunne dække ca. 5 pct. af det aktuelle bruttoenergiforbrug. Hvis andre ressourcer inddrages såsom halm, energiafgrøder eller havalger vil potentialet øges her ud over. 3. Udviklingen i biogasproduktionen Udviklingen i produktionen af biogas fra 2000 til 2008 fremgår af figur 1. Der er fire hovedområder: gyllebiogas, lossepladsgas, industrianlæg og renseanlæg. Samlet er produktionen steget ca. 1 PJ siden Bidraget fra gylleanlæg er øget lidt mere end 1 PJ, mens udvindingen af biogas fra lossepladserne er faldende. Det er biogas fra gyllebaserede anlæg, der skal præstere den store stigning det kommende tiår. Bidraget fra de øvrige områder er samlet set svagt faldende. Side 3

4 Biogasproduktion PJ pr. år 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, Gyllebiogas Lossepladsgas Industrianlæg Renseanlæg I alt Figur 1. Biogasproduktionen fordelt på hovedtyper af anlæg i perioden 2000 til 2008 Det fremgår af figur 1, at den samlede produktion stagnerede på i alt knap 4 PJ i årene For at skabe ny fremgang blev afregningsprisen for biogasbaseret elproduktion forbedret markant med Energiaftalen i februar Dette blev fulgt op med yderligere initiativer i Grøn Vækst aftalen fra juni Disse forbedringer har endnu ikke vist sig i statistikken. Det første tegn på accelererende produktion kan forventes i tallene for Det er i første omgang primært udvidelser af de eksisterende anlæg, der vil tegne sig for øget produktion, mens etablering af helt nye anlæg er mere tidkrævende. 4. Grøn Vækst aftalen Med Grøn Vækst aftalen af 16. juni 2009 er der fastsat nye ambitiøse mål for brug af biomasse i form af husdyrgødning i energiforsyningen. Aftalen har særlig fokus på at nedbringe udledningen af drivhusgasser fra landbruget. Målsætningen er formuleret som følger: Der sigtes mod at op til 50 pct. af husdyrgødningen i Danmark kan udnyttes til grøn energi i Energiudnyttelse af 50 pct. af husdyrgødningen allerede i 2020 er en meget stor opgave. Energistyrelsen forventer, at dette primært vil ske ved en kraftig udbygning med biogasanlæg, mens det er mere usikkert, hvor stort omfang direkte forbrænding af husdyrgødning vil få. Succes forudsætter, at udbygningen med nye biogasanlæg de nærmeste år finder sted ved brug af de bedste erfaringer fra de eksisterende anlæg, og at nye, store fiaskoer undgås. Biogassen skal primært erstatte naturgas. Det giver det største bidrag til øget forsyningssikkerhed og god samfundsøkonomi, samtidig med at det kan give biogasselskaberne den bedste pris for gassen. De første år skal biogassen erstatte naturgas i de decentrale kraftvarmeværker. Denne infrastruktur er på plads. På længere sigt skal naturgasnettet tages i brug til afsætning og distribution af biogas, især hvis omkostningerne til behandling af biogassen, inden den indpumpes på nettet, kan nedbringes. En forøgelse fra aktuelt ca. 5 pct. til 50 pct. af husdyrgødningen i biogasanlæg forudsætter et gennembrud for biogasanlæg, der kan balancere økonomisk på basis af husdyrgødning/gylle og anden biomasse såsom energiafgrøder, men uden afhængighed af tilførsel af organisk af- Side 4

5 fald, som er en allerede næsten fuldt udnyttet ressource. Hvis det lykkes at realisere dette gennembrud, vil vejen være banet for, at resten af husdyrgødningen kan inddrages i energiforsyningen i tiden efter Et sådant resultat vil samtidig få international betydning. 5. Realismen i 50 pct. målsætningen Det samlede biogaspotentiale i husdyrgødningen er vurderet til omkring 26 PJ/år, jf. tabel 1. Aktuelt skønnes husdyrgødningen kun at bidrage til produktionen med lidt over 1 PJ/år. En udbygning svarende til 50 pct. indebærer derfor en udbygning med biogas fra gylle/gødning på omkring 12 PJ/år. Men da biogasanlæg også anvender anden biomasse ud over husdyrgødning, vil biogasudnyttelse af 50 pct. af husdyrgødningen indebære en udbygning på mere end 12 PJ. Hvis det økonomisk stærkeste koncept viser sig at være en biogasmæssigt 1:1 kombination af husdyrgødning og energiafgrøder, vil en fuld opfyldelse af Grøn Vækst målsætningen via biogas indebære en udbygning på omkring 24 PJ/år. Når disse store tal sammenlignes med, at det forudgående har taget 8 år at realisere udbygningen fra 3 til 4 PJ/år, er det klart, at det forudsætter en meget markant acceleration, hvis den ambitiøse målsætning for 2020 skal realiseres. Energistyrelsen har derfor også understreget, at succes med målopfyldelsen forudsætter, at udbygningen de nærmeste år kommer godt i gang med økonomisk sunde projekter, og at nye, større fiaskoer undgås. 6. Mange nye projekter Den fornyede politiske interesse har medført, at der de seneste par år er taget mange initiativer til nye, store biogasanlæg. Det er primært sket med landmændene og landboorganisationerne som initiativtagere, men også en række kommuner har engageret sig med markante initiativer til biogasudbygning. Tabel 2. Oversigt over projekter for nye store biogasanlæg, som skønsmæssigt er forholdsvis langt i det forberedende arbejde. Navn Gylle og anden Påregnet årlig biomasse energiproduktion tons/dag PJ/år Brørup-Holsted Biogas Amba ,270 BSG Nakskov BioGas A/S 600 0,370 Djurs Bioenergi Amba (første af to anlæg) 477 0,172 Faaborg Biogas ,260 Give 590 0,160 Maabjerg Bioenergy, MBE Drift ,400 Nordfyns Biogas Amba 550 0,150 Nørager Bio- & Miljøanlæg Amba 275 0,100 Ringkøbing-Skjern se tabelnote Sydvestjysk Biogas Amba ,400 Sønderjysk Biogas Amba ,250 Thy, økologisk fællesanlæg 200 0,075 Sum ,607 Tabelnote: En række kommuner har engageret sig med ambitiøse biogasplaner. Det gælder bl.a. Frederikshavn, Sønderborg og Ringkøbing-Skjern. Sidstnævnte skiller sig ud med en målsætning om biogasproduktion fra 80 procent af husdyrgødningen i kommunen inden Side 5

6 De projekter, der skønsmæssigt er nået længst i det forberedende arbejde, er opført i tabel 2. En tabel over alle igangværende initiativer ville omfatte 2-3 gange så mange navne. Udgangspunktet i form af interesse iblandt landmænd og kommuner og i form af initiativer til nye anlæg er således godt. Langt hovedparten af de nye projekter er i gang med forundersøgelser. Det er derfor for tidlige at afgøre, om de initiativer til forbedret økonomi og fjernelse af ikke-økonomiske barrierer for biogasudbygningen, som dels er og dels bliver gennemført, samlet set vil have den ønskede effekt. Dette vil først kunne bedømmes i løbet af de kommende 1-2 år. 8. Gylle + energiafgrøder som muligt koncept I forlængelse af Grøn Vækst aftalen i juni 2009 fremlagde Energistyrelsen den business-case for at 1000 m 3 biomasse pr. dag fælles biogasanlæg, som er brugt som model-case. Gasproduktionen er her fordelt med 66 pct. fra gylle, 18 pct. fra fast gødning og gødningsfibre og 16 pct. fra energiafgrøder (aktuelt energimajs), mens der ikke er forudsat anvendt organisk affald. Det er således allerede nu forudsat, at energiafgrøder skal spille en rolle i den kommende biogasudbygning. Et af de afgørende spørgsmål er, om denne rolle viser sig at blive større end hidtil forudsat. I Tyskland anvendes energiafgrøder til biogas i stort omfang. En del majs eksporteres i dag fra Sønderjylland til Sydslesvig til brug i biogasanlæg, og en del af de nye majssorter, som er tilmeldt afprøvning i Danmark, testes med biogas for øje. Et biogasanlæg, som alene anvender gylle, vil kunne dække pct. af brændselsbehovet på det eller de aktuelle kraftvarmeværker, der aftager gassen. Men hvis anlægget via sæsonregulering med energiafgrøder 3-dobler produktionen i vinterhalvåret, vil det kunne dække hele brændselsbehovet til kraftvarme, se illustration figur Afgrøder Gylle /gødning 0 J A S O N D J F M A M J Figur 2. Behovet for gas på et givet kraftvarmeværk kan dækkes 100 pct. med biogas, såfremt produktionen 3-dobles i vinterhalvåret f.eks. ved brug af energiafgrøder. Både samfunds- og selskabsøkonomisk er gassen samtidig mere værd, når den leveres som øget produktion om vinteren. På årsbasis vil gasproduktionen fra et sådant anlæg fordele sig med 50 pct. fra gylle/gødning og 50 pct. fra energiafgrøder. Ressourcemæssigt ligger denne 1:1 fordeling tæt på forudsætningen i Fødevareministeriets "Landbrug og Klima" rapport fra Side 6

7 december 2008, hvor et bidrag på ca. 20 PJ biogas er medtaget i form af energimajs fra ha og græs fra naturpleje fra ha. Konceptets perspektiv er som følger: Hvis ¾ af biogasressourcerne på knap 40 PJ inddrages, vil der her fra blive produceret ca. 30 PJ biogas. Doblet op med energiafgrøder bliver det til 60 PJ. De 30 PJ energiafgrøder vil kunne produceres fra omkring ha eller 6 pct. at det dyrkede areal. 60 PJ i forhold til Danmarks aktuelle bruttoenergiforbrug (på ca. 850 PJ) er 7 pct. Når det tages i betragtning, at bruttoenergiforbruget skal falde, kan 60 PJ biogas om år vise sig af svare til omkring 10 pct. af Danmarks energiforbrug. Det er et afgørende forbehold for dette scenarie, at der aktuelt er for stor usikkerhed angående prisen pr. m 3 metan i energiafgrøden (råvaren). En pris på 2 kr./m 3 metan synes at kunne åbne mulighed for brug af energiafgrøder, mens en pris på 2½ kr./m 3 forekommer at være for høj. Denne usikkerhed skal derfor indsnævres bl.a. via praktisk demonstration mv., før det økonomiske potentiale i energiafgrøder til biogas kan afgøres. Enggræs og lignende typer af biomasse fra miljøfølsomme områder, som ønskes afhøstet og fjernet ud fra naturplejehensyn, kan også komme til at spille en rolle i grundlaget for de kommende biogasanlæg. Men det har endnu ikke været muligt at vurdere mængder og økonomi i fornødent omfang med henblik på inkludering i konkrete business-cases. 9. Økonomisk afgørende forudsætninger Den store, umiddelbart foreliggende barriere for en større biogasudbygning er, hvorvidt økonomisk sunde anlæg kan etableres uden afhængighed af tilførsel af organisk affald. Økonomien i de eksisterende biogasanlæg er baseret på tilsætning af organisk affald (fra slagterier, fiskeindustri m.m.m.). Men ressourcerne af organisk affald er stort set brugt op. Den videre udbygning afhænger derfor af, at det lykkes at sammensætte et økonomisk grundlag uden brug af affald. Det grundprincip, der arbejdes med, er uændret. Dvs. at økonomien i gylle-basisanlægget forbedres via tilsætning af mere gas-holdig biomasse såsom energiafgrøder, fiberfraktion fra gårdsepareret gylle eller lignende. Disse biomasser er ikke så økonomisk attraktive som det organiske industriaffald, men de er tilsyneladende/muligvis tilstrækkeligt økonomiske under visse forudsætninger angående skala (store anlæg), generelt lave driftsomkostninger (driftsøkonomisk optimerede anlæg), pris på tilsætningsbiomasse og god salgspris for gassen. Pointen i kombinationen er, at de lave enhedsomkostninger (kr./m 3 behandlet biomasse) basalt opnås ved effektiv håndtering af relativt store mængder gylle. Når den forudsætning er opfyldt, kan anden biomasse iblandes og behandles for tilnærmelsesvis lige så lave omkostninger, så længe det gennemsnitlige tørstofindhold forøges i begrænset omfang, dvs. nogle få procent. Side 7

8 4,5 kr./m3 metan 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Basis, omkostninger ved gylle alene Majs ved tilsætning til gylle Fiber ved tilsætning til gylle Sum af basis + majs + fiber Salgspris Gas salgspris Driftsudgifter Transport til anlæg Køb af råvare Figur 3: Produktionsomkostninger og salgspris, kr./m 3 metan. Figuren er baseret på den business-case for et 1000 m 3 biomasse/dag, som Energistyrelsen udsendte i forlængelse af Grøn Vækst aftalen i juni De økonomiske forudsætninger er illustreret i figur 3. Figuren er baseret på Energistyrelsens business-case for et 1000 m 3 biomasse/dag anlæg. Der er især fire faktorer, som er afgørende for, om konceptet kan danne grundlag for den kommende biogasudbygning: Kapital- og driftsomkostninger (rødt markeret, første kolonne). Erfaringer fra den bedste halvdel af de eksisterende anlæg er lagt til grund. Det er en nøglefaktor, at de nye anlæg skal etableres med vægt på lave driftsomkostninger pr. m 3 biomasse, der behandles. Pris for tilsætningsbiomasse, kr./m 3 metan an reaktor + ekstra driftsudgifter i kr./m 3 biomasse (grønt markeret, anden kolonne). Jf. omtalen tidligere under energiafgrøder. Gårdsepareret fiber, transportudgift, gasudbytte m.m. (tredje kolonne). Fast gødning og fiber indgår i business-casen svarende til 18 pct. af gasproduktionen. Men de hidtidige erfaringer tyder på mindre omfang heraf end forventet. Faktoren skal derfor revurderes. Gassalgspris. Der er forudsat en salgspris på 4 kr./m 3 metan, svarende til leverance til et i øvrigt naturgasfyret decentralt kraftvarmeværk. Flere af initiativerne i Grøn Vækst aftalen tager sigte på at give nye projekter bedre værktøjer til optimal udnyttelse af erfaringerne fra den bedst fungerende halvdel af den etablerede biogassektor. Fokus på de økonomisk afgørende faktorer er essentiel for succes. Sammenligninger med andre områder kan være vanskelige. Men det kan nævnes, at Nordea s landbrugschef i Jyllands- Posten 8. januar 2010 refereres for at vurdere, at økonomien i biogasproduktion er dårlig, dels på grund af afregningsprisen på energien og dels fordi der er tale om komplicerede og fintfølende teknologier. Det forhold, at en storbank som Nordea ikke umiddelbart ønsker at finansiere nye biogasanlæg, er ikke i sig selv nyt. Vigtigheden af kommunegaranteret finansiering blev understreget allerede under udarbejdelsen af Grøn Vækst planen. Men udtalelsen illustrerer, at långiverne anser biogasteknologien for at være for usikker og uforudsigelig. En succesfuld udbygning forudsætter derfor, at denne usikkerhed adresseres og reduceres. Side 8

9 10. Decentral biogasproduktion (Ringkøbing-Skjern konceptet) De sidste år har fælles biogasanlæg, hvor gyllen transporteres ad landevej frem til et større biogasanlæg (og retur som afgasset gylle), været det afgørende koncept lokomotivet i biogasudbygningen, og det er i høj grad stadig projekter for store, fælles biogasanlæg, der tegner til at skulle blive den vigtigste drivkraft i udbygningen de kommende 5-10 år. Men parallelt hermed er gårdbiogasanlæg blevet udviklet, her af også til anlæg i relativt stor skala. Desuden er det økologiske landbrug de senere år blevet meget interesseret i biogas. Økologerne satser i første omgang på etablering af gårdbiogasanlæg, men projekter for fælles økologiske biogasanlæg er også under udarbejdelse. Det decentrale koncept, hvor biogassen produceres på gårdanlæg og herefter transporteres via et biogasledningsnet frem til byerne, er blevet relanceret af Ringkøbing-Skjern Kommune, som samtidig har meldt den meget ambitiøse målsætning ud, at 80 pct. af gyllen og gødningen i kommunen skal bruges til biogas inden Produktionen af biogas ud fra gylle/gødning i selve biogasanlægget udgør kun en del af omkostningerne. Omkostningerne til transport - enten af gylle/gødning til biogasanlægget (som ved fællesanlæg) eller af biogas til anvendelsessted (som ved gårdanlæg) har også stor betydning. Det er i forbindelse med en langsigtet strategi vigtigt at vurdere, hvor konkurrencedygtig et decentralt koncept kan blive i forhold til det nu gennemprøvede koncept med fælles biogasanlæg. Strukturudviklingen i landbruget fører til koncentration af produktionen på store og færre brug. Når man taget udgangspunkt i et relativt husdyrtæt område med 1,1 DE/ha, hvilket aktuelt gælder store dele af Jylland, og produktionen samlet på enheder af 2000 DE (skønsmæssigt 5-10 gange gennemsnittet i dag), kunne gasproduktionen herfra flyttes via gasledninger ind til forbrugsstederne i byerne for en omkostning på løseligt beregnet omkring 60 øre/m 3 metan, - såfremt alle husdyrbrugene i området var koblet på. Hvis ydermere produktionsomkostningerne på gårdene (kapital og drift) kan holdes på omkring 2 kr./m 3 metan med nedadgående tendens med tiden, vil biogas på sigt kunne produceres og leveres fra decentrale anlæg til omkring 2½ kr./m 3 metan i omkostninger. I det omfang anlæggene tilsætter energiafgrøder mv., vil omkostningerne pr. m 3 falde tilsvarende. Omkostninger på under 3 kr./m 3 metan til produktion og levering af biogas vil være interessante i forhold til omkostningerne på fælles biogasanlæg, som ofte ligger på omkring 4 kr./m 3 metan eller derover. Der er med andre ord belæg for at arbejde med og forsøge at udvikle det decentrale koncept. Omvendt skal det understreges, at konceptet endnu ikke er demonstreret i praksis, hvorfor diverse overslagsberegninger naturligvis skal tages med der til svarende forbehold. Det skal bemærkes, at der set fra landmandens synspunkt er nogle væsentlige forskelle på gårdbiogasanlæg og fælles biogasanlæg. De fælles anlæg indebærer andre funktioner især angående omfordeling af over- og underskudsgødning sammenlignet med gårdbiogasanlæg. Fællesanlæg har derfor også en mere vidtrækkende miljømæssig betydning. Der vil således også på lang sigt opstå en fordeling imellem gårdanlæg og fælles anlæg, som bl.a. vil være dikteret af, at anlægstyperne løser forskellige opgaver. Side 9

10 11. Afsætning til kraftvarme versus til naturgasnettet I Sverige distribueres opgraderet biogas via naturgasnettet. I Danmark anvendes biogas foreløbig udelukkende transporteret via separate biogasledninger til el- og varmeproduktion. Årsagen er, at der bredt fordelt i Danmark er etableret fjernvarmeværker og naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker, som kan modtage biogassen for relativt lave transpostomkostninger. Til sammenligning indebærer den nødvendige behandling af biogassen (opgradering), før den kan pumpes på naturgasnettet, en mange gange højere omkostning end den direkte levering til kraftvarmeværkerne. Dette er illustreret nedenfor i figur Støtte kr./m3 metan Opgradering Ledn. til KV 0 Naturgaspris Biogas til KV-værk via separat ledning Biogas til naturgasnet via opgradering Samlet værdi = naturgas + støtte Biogasproduktion Naturgaspris Figur 4. Værdi af biogas sammenlignet med omkostningerne til henholdsvis direkte levering til kraftvarmeværker og via opgradering til naturgasnettet. Figurforklaring: Naturgas koster typisk 2-3 kr./m 3 metan. Produktion af biogas koster (skøn for stort fællesanlæg): 3,8 kr./m 3 metan. Transport af biogas via separat biogasledning til KV-værk koster ca. 0,1 kr./m 3 metan. Opgradering af biogas til naturgasnettet koster ca. 1,1 kr./m 3 metan (stort anlæg). Støtte til biogas via PSO og afgiftsfritagelse er opgjort til ca. 2,7 kr./m 3 metan. Den støtte, der opnås ved brug af biogas til kraftvarme i stedet for naturgas, afhænger af, hvor effektivt gassen bruges i det aktuelle kraftvarmeanlæg, både m.h.t. elproduktion og m.h.t. varmeproduktion. Ved normalt forekommende effektivitet kan det beregnes, at støtten samlet er omkring omkring 2,70 kr./m 3 metan eller 27 øre/kwh biogas. Den velkendte direkte afsætning til lokale kraftvarmeværker er altså væsentligt mere omkostningseffektiv end levering til naturgasnettet via opgradering. Baggrunden her for er, at naturgasnettet dimensionerings- og installationsmæssigt er tilpasset netop naturgas. Når nettet er etableret med henholdsvis 80, 40, 16 og 4 bar på transmissions- og distributionsnettet, er årsagen, naturgassen kommer ind fra Nordsøen med det høje tryk. Biogas produceres derimod trykløst. Når biogas skal distribueres i et gasnet, er det derfor en økonomisk prioritet, at det kan ske ved så lavt tryk som muligt. Det er en af grundene til, at det indebærer en stor ekstraomkostning at tilpasse biogas, således at den kan pumpes på det eksisterende naturgasnet. En Side 10

11 anden og endnu vigtigere grund er, at biogassen skal renses for CO 2, når naturgassen definerer kvaliteten i nettet. Et alternativ til opgradering er den omvendte mulighed, hvor dele af naturgasnettet omstilles til en gaskvalitet svarende til biogassens. Det kan gøres ved at nedgradere naturgassen, dvs. ved opblanding ca. 1:1 med luft. Naturgas/luft-forsyning bruges i dag under navnet Bygas2 til forsyning af omkring husstande i København og Aalborg. Et sådant system synes med forholdsvis lave omkostninger at kunne suppleres eller hovedforsynes med biogas. Der fremgår heraf, at der foreløbig ikke er klarhed over, hvordan gasnettet kan og skal bruges til biogas på længere sigt. Da der samtidig er rigelig med uudnyttede afsætningsmuligheder direkte til kraftvarmeværkerne, er der i princippet god tid til at analysere brugen af biogas i naturgasnettet nærmere. Det er fastsat i Grøn Vækst aftalen fra juni 2009, at der skal etableres en støtteordning, der tilskudsmæssigt ligestiller biogas, der afsættes til naturgasnettet, med biogas, der anvendes til kraftvarme. Den praktiske udmøntning heraf pågår aktuelt i de berørte ministerier. Men da opgraderingsteknologien, som den kendes i dag, vil pålægge biogasproducenterne markant højere omkostninger, forventer Energistyrelsen ikke på kortere sigt, at afsætning til naturgasnettet via opgradering vil være en økonomisk reel alternativ afsætningsmulighed for biogasproducenterne. 12. Konkurrence om afsætning til kraftvarmeværkerne Det er vurderet, at der umiddelbart vil kunne erstattes omkring 10 PJ/år naturgas med biogas i de decentrale kraftvarmeværker. Da den afgørende første udbygningsfase omfatter etablering af kapacitet på skønsmæssigt 2-4 PJ/år, er der umiddelbart vurderet rigelige afsætningsmuligheder til de decentrale kraftvarmeværker i denne fase. Men det forhold, at der rent fysisk er rigelige uudnyttede afsætningsmuligheder til de kraftvarmeværker, der i dag bruger naturgas, er desværre ikke det samme som, at denne afsætning ligger klar for de nye biogasprojekter. Der er i dag megen debat om, hvordan de naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker skal virke i fremtiden og hvilke brændsler eller energikilder, de skal bruge. Mange muligheder nævnes: Affaldsvarme, solvarme, halm eller flis (via frit brændselsvalg ), geotermi og vindkraft (via elpatroner og varmepumper). Samtidig er tilskuds- og afgiftsregler ændret, således at samproduktionen af el og varme på de naturgasfyrede kraftvarmeværker er blevet reduceret. Konkurrencen fra andre forsyningsmuligheder har gjort det vanskeligere for nye biogasprojekter at opnå aftaler om levering af biogas til decentrale kraftvarmeværker. En ny biogasproducent kan således blive mødt med det krav, at biogassen godt nok vil kunne erstatte naturgas, man aftageren (kraftvarmeværket) forbeholder sig ret til at kræve, at biogassen afregnes til en pris svarende til flis. Et sådant krav vil underminere det økonomiske beslutningsgrundlag for biogasanlægget. Det skal bemærkes, at lovgivningen ikke åbner mulighed for, at et naturgasfyret kraftvarmeværk kan skifte til ren varmeproduktion med halm eller flis. Men alene debatten herom har medført, at indpasning af biogas er blevet vanskeliggjort. Side 11

12 Det illustrerer også vanskelighederne med indpasning af biogas på kraftvarmeværkerne, at der indenfor de seneste 5-6 år er etableret store solvarmeanlæg på decentrale kraftvarmeværker, der ellers kunne være biogasforsynede. I samme periode er det kun lykkedes at få biogas ind på to mindre naturgasfyrede kraftvarmeværker. Et decentralt kraftvarmeværk, der er forsynet med et stort solvarmeanlæg til dækning af sommervarmebehovet, er de facto blokeret for fremtidig biogasforsyning, idet en biogasforsyning vil overflødiggøre solvarmen. Biogas og solvarme er ikke forenelige i samme fjernvarmeforsyning (evt. bortset fra store forsyningsområder, hvor der er plads til begge i grundlasten). 13. Brug af biogas til transportbrændstof Når biogas vurderes som muligt brændstof i sammenligning med andre muligheder for VEforsyning af transportsektoren, kommer biogas ofte ud som en af de bedre eller bedste muligheder målt på energieffektivitet, CO 2 -fortrængning m.v. Alligevel fraråder Energistyrelsen brug af biogas til transport på kortere sigt. Forklaringen er, at det er en endnu bedre løsning både samfundsøkonomisk og driftsøkonomisk for biogasproducenten at bruge biogassen i de decentrale kraftvarmeværker til erstatning af naturgas her. Derfor vil det ikke på nuværende tidspunkt være fremmende for biogasudbygningen at pege på brug til transport. Det vil i givet fald ske på bekostning af bedre løsninger. Temaet har været genstand for flere forespørgsler. Eksempelvis bad Energipolitisk Udvalg 29. april 2009 klima- og energiministeren kommentere en henvendelse fra Energibyen Frederikshavn, som har ønsket brug af biogas til transport fremmet. Ministeren svarede bl.a.: Biogas bruges mest effektivt økonomisk, miljø-, energi- og klimamæssigt til kraftvarme. Hvis der før eller siden træffes beslutning om at bruge gas som transportbrændstof, vil den naturgas, som erstattes af biogas i kraftvarmeværkerne, være til rådighed til transport. Her ved vil man de facto opnå det samme, som ved direkte brug af biogas til transport, men mere omkostningseffektivt og mere energieffektivt, idet den opgradering, som er nødvendig, hvis biogas skal bruges til transport, kan spares. På længere eller lang sigt er det relevant at vurdere, hvordan biogas kan løse en del af opgaven med forsyning af transportsektoren. Men inden da skal den videre forskning og udvikling vise, hvilke af de mange tænkelige nye muligheder der teknisk-økonomisk og på anden vis er de mest holdbare. 14. Effektiv indpasning af biogas i energiforsyningen på kort og lang sigt Det fremgår, at den infrastruktur, der i dag er etableret og egnet til effektiv brug af biogas dvs. de decentrale kraftvarmeværker, der i dag anvender naturgas gradvis er ved at blive overtaget af andre forsyningsmuligheder. Dette forhold kan vise sig at blive kritisk for udbygningen med biogas, fordi indpumpningen af biogas på naturgasnettet med aktuel opgraderingsteknologi ikke er et økonomisk reelt alternativ hertil. Den kommende biogasudbygning er således i risiko for at blive bremset p.g.a. manglende muligheder for effektiv afsætning til energiforsyningen. Hvis dette bliver tilfældet, og det ikke lykkes at komme i gang med en væsentlig udbygning af biogasproduktionen de nærmeste år, vil diskussion om en fremtidig brug af biogas via naturgasnettet og evt. til transport komme til at mangle sit produktionsmæssige grundlag. Side 12

13 Biogasudbygningen er på kort sigt afhængig af afsætning til de decentrale kraftvarmeværker, når den både omkostnings- og energieffektivitetsmæssigt skal være effektiv. Når og hvis denne afsætning kommer i gang, vil der omvendt være tid til at analysere, hvordan yderligere biogasudbygning på længere sigt anvendes mest effektivt i energiforsyningen. Denne analyse vil både omfatte, hvordan gasnettet kan og skal bruges til biogas, og hvordan biogas evt. kan spille en rolle som transportbrændstof. Både i forhold til gasnettet og i forhold til mulighederne for brug som transportbrændstof vil det også skulle analyseres, om biogas har et potentiale som syntese gas, hvorved biogassens indhold af CO 2 bliver et aktiv, som kan udnyttes f.eks. i kombination med vindkraft. Sådanne muligheder er aktuelt under overvejelse hos Topsøe med baggrund i det forslag herom, som blev fremlagt i Frederikshavn for et par år siden, som led i planen her for omstilling til VE. Side 13