RAPPORT. Biogas til nettet. Projektrapport Maj 2009

Transkript

1 Biogas til nettet Projektrapport Maj 2009 RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf Fax

2 Biogas til nettet Torben Kvist Jensen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2009

3 Titel : Biogas til nettet Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Torben Kvist Jensen Dato for udgivelse : Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : H:\732\34 Biogas på nettet\sammenfatning\endelig\01_resumerapport_rev 2_2.doc Sagsnavn : Biogas til nettet ISBN :

4 DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 FORORD BAGGRUND OPGRADERING AF BIOGAS Teknik Krav til gaskvalitet Brændværdi og wobbeindeks Karburering til naturgaskvalitet Krav i andre lande Opgraderingsomkostninger Effekt af anlægsstørrelse Transportomkostninger Energiforbrug og metanemission RAMMEBETINGELSER FOR OPGRADERING AF BIOGAS Afgifts- og tilskudsforhold Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas STYRING AF NETTET Lagring ved linepack BIOGAS PÅ NATURGASNETTET - ROLLER OG ANSVAR Modeller for håndtering af opgradering af biogas Distributionsselskaber og opgraderingsaktiviteter MARKEDSMODELLER Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas Mulige nye markedsmodeller DRIFTSØKONOMI SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE MILJØFORHOLD VED ANVENDELSE AF BIOGAS NO og kulbrinteemissioner x

5 DGC-rapport 2 Bilag Bilag 1. Opgradering teknisk beskrivelse. Udført af DGC. Bilag 2. Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet. Udført af DGC. Bilag 3. Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Udført af DGC. Bilag 4. Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet. Uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo. Udført af Helga Moos, Brancheforeningen for decentral kraftvarme. Bilag 5. Styring af naturgasnettet. Udført af Naturgas Midt-Nord. Bilag 6 Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar. Udført af HNG/Naturgas Midt-Nord. Bilag 7. Biogas i den danske markedsmodel. Udført af DONG Energy Sales & Distribution. Bilag 8. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Driftsøkonomisk analyse. Udført af Niras. Bilag 9. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Samfundsøkonomisk analyse. Udført af Niras. Bilag 10. Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas. Udført af DGC.

6 DGC-rapport 3 1 Forord Denne rapport giver et resume af undersøgelser, der er udført under fase 1 af ForskNG projekt Biogas til nettet. Rapporten er skrevet på baggrund af de notater, der er skrevet som en del af projektet. Disse er alle vedlagt som bilag. Følgende partner har deltaget i projektet: Naturgas Midt-Nord (projektleder) Dong Energy Sales & Distribution Dansk Gasteknisk Center (sekretær for projektgruppen) Niras Thorsø Biogas- og Miljøanlæg Foreningen Danske Kraftvarmeværker Brancheforening for decentral kraftvarme Brancheforening for Biogas Projektet er støttet økonomisk af Energinet.dk via ForskNG programmet. Per Jensen, Funktionschef, Naturgas Midt-Nord

7 DGC-rapport 4 2 Baggrund Thorsø Biogas- & Miljøanlæg (herefter THMB) leverer i dag biogas til Thorsø Kraftvarme. Kraftvarmeværket er udstyret med to motorer, der kan fyres med biogas og naturgas og blandinger af disse. Biogassen afsættes til Thorsø Kraftvarme via en ca. 4 km separat gasledning. Der er etableret et ca m 3 gaslager på biogasanlægget, der muliggør en vis tarifdrift. Kapaciteten på gaslageret udgør ca. 4 timers drift. Biogassen fra THMB biogas udgør ca. 60 % af Thorsø Kraftvarmes årlige behov. Det resterende energibehov hos Thorsø Kraftvarme dækkes af naturgas. På trods af at biogassen kun udgør 60 % af det årlige brændselsforbrug, må kraftvarmeværket bortkøle en energi svarende til % af den årlige biogasproduktion. Biogassen afregnes overfor Thorsø Kraftvarme i hht. den til enhver tid gældende naturgaspris (beregnet på energi). THMB Biogas har en kontrakt med Thorsø Kraftvarme om aftag af biogas. Aftalen udløber i 2014, hvorefter det er usikkert om aftalen vil blive forlænget, da Thorsø Kraftvarme undersøger andre muligheder. Thorsø Kraftvarme er dog interesseret i at aftage biogassen efter 2014, såfremt det er muligt at aftage gassen, når det er mest økonomisk fordelagtigt at producere strøm og ikke som nu, hvor man er nødsaget til at aftage kontinuerligt. Det har derfor været nødvendigt for THMB at se efter andre alternativer. Der har været ført indledende møder med Bjerringbro Kraftvarme, der er interesseret i at aftage, men dette vil medføre, at der skal etableres en ca. 15 km. lang gasledning til Bjerringbro. THMB ønsker desuden at udvide produktionen, så derfor blev det besluttet at undersøge mulighederne for at opgradere biogassen og sende gassen ud på naturgasnettet og anvende det eksisterende naturgasnet til distribution. Teknologien til opgradering af biogas til naturgaskvalitet er til rådighed og det praktiseres i dag i bl.a. Sverige. Der er dog er række barrierer, der besværliggør dette i Danmark.

8 DGC-rapport 5 3 Opgradering af biogas Før biogas uden risiko for komplikationer kan afsættes via det eksisterende naturgasnet, skal biogassen renses for bl.a. svovl og opgraderes, hvilket vil sige at dets indhold af CO 2 fjernes. 3.1 Teknik I det følgende gives en kort gennemgang af, hvordan biogas kan renses for forskellige uønskede komponenter. Svovlbrinte, H 2 S, er en giftig og korrosiv gasart, der dannes i reaktoren på biogasanlæg ud fra bl.a. proteiner og andre svovlholdige bestanddele. Svovlforbindelserne kan fjernes ved forskellige metoder. Ved at tilsætte 5-10 % luft til den producerede biogas og lede den igennem et biologisk filter, kan H 2 S koncentrationen reduceres fra ppm. til ppm. Denne metode er meget anvendt i Danmark. Fordelene ved metoden er, at den giver en høj reduktionsgrad, og at den er billig. Det resulterer dog i at den rensede gas indeholder ilt og kvælstof, hvilket er uhensigtsmæssigt hvis gassen skal opgraderes. Det er ligeledes muligt at fjerne svovl ved anvendelse af et filter bestående af aktivt kul eller direkte i biogasreaktoren ved tilsætning af jernsalte. Disse medfører, at svovlet udfældes. De mest anvendte teknologier til CO 2 -fjernelse er Pressure Swing Adsorption (PSA) Fysisk absorption - vandskrubberanlæg Kemisk absorption aminvaskeanlæg Ved PSA-processen udnyttes, at CO 2 i langt højere grad end metan vil adsorberes på overfladen af fx aktivt kul. Adsorption sker ved højt tryk, og den adsorberede CO 2 kan efterfølgende frigives ved lavt tryk. Ved tilsvarende for processer, der er baseret på fysisk absorption, udnyttes det, at CO 2 lettere opløses i vand eller anden væske end CH 4. I vandskrubberanlæg udnyttes at opløseligheden er størst ved højt tryk, og derfor sker kontakten mellem biogas og absorbent ved højt tryk. Efterfølgende kan absorbenten regenereres ved at sænke trykket.

9 DGC-rapport 6 Ved kemisk absorption udnyttes det, at CO 2 absorberes kemisk ved lav temperatur (40 C) ved kontakt med en absorbent, bestående af vandig opløsning f.eks. mono- og dietanolamin (MEA og DEA). For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Opgradering teknisk beskrivelse, vedlagt som Bilag Krav til gaskvalitet Biogas indeholder en række forskellige komponenter, hvoraf en del kan være skadelige. Det kan skyldes, at de er toksiske eller korrosive. Indholdet af skadelige komponenter afhænger af både procestekniske forhold og af råvarerne. Følgende risici skal vurderes ved tilsætning af biogas til naturgasnettet: Sundhedsmæssige forhold for slutbrugere og ansatte Skadesvirkning på naturgasnet Påvirkning af drift af gasforbrugende apparater Brændværdi og wobbeindeks I henhold Gasreglementet skal naturgas i det danske naturgasnet have et øvre Wobbetal mellem 50,8 og 55,8 MJ/m 3 (n). Biogas (65 % CH 4, 35 % CO 2 ) har et Wobbetal på 27,3 MJ/m 3 n, og ren metan har et på 53,5 MJ/m 3 (n). En opgraderet biogas med et metanindhold på 97,3 % metan vil lige netop kunne leve op til kravet til Wobbeindeks. Hvis den opgraderede biogas har et metanindhold lavere end 97,3 % er det muligt at øge Wobbeindekset til det ønskede ved at tilsætte propan til biogassen Karburering til naturgaskvalitet Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet kan man vælge at karburere med - dvs. tilsætte - propan sådan at gassen har en brændværdi svarende til naturgas. På opgraderingsanlægget i Bjuv i Sverige tilsættes ca. 7 % propan til den opgraderede biogas. Dette gøres af afregningsmæssige grunde i det man herved sikrer, at den producerede gas har den samme brændværdi som naturgas og dermed sikres korrekt afregning af leverede energimængder.

10 DGC-rapport Krav i andre lande Marcogaz, der er en teknisk sammenslutning med medlemmer fra den europæiske gasindustri, har samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikkekonventionelle gasser, hvis de skal distribueres via naturgasnettet. Tabel 1. Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgasnettet i forskellige europæiske lande. Østrig Frankrig Tyskland Sverige Schweiz Egenskab Ubegrænset Begrænset injektion injektion CH 4 > 96 % >97% >96% >50% CO 2 < 3 % <2,5% <6% <3% <4% <6% CO <2% Total S < 10 mg/m³ < 30mg/m³ <30 mg/m³ < 23 mg/m³ < 30mg/m³ < 30mg/m³ H 2 S < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ (H 2 S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O 2 < 0,5 % <0,01% <0,5% 1 <1% <0,5% <0,5% H 2 < 4 % <6% <5 % <0,5% <5% <5% Vand dugpunkt MOP 2 peratur <5 C ved Jordtem- -8 C/40 bar <32 mg/m³ <60% <60% Kulbrintedugpunkt (1-70 bar) peratur 0 C ved OP 3 < 2 C Jordtem- 49,1-56,5 MJ/m³ for H Wobbe index 47,9 56,5 MJ/m³ gas 43,2-46,8 MJ/m³ for L gas 37,8 56,5 MJ/m³ 45,5-48,5 MJ/m³ 47,9-56,5 MJ/m³ Øvre brændværdi Relativ densitet Odorant Halogenerede komponenter 4 38,5-46,1 kwh/m³ 10,7-12,8 kwh/m³ for H gas 9,5-10,5 kwh/m³ for L gas 38,5-47,2 kwh/m³ 0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70 Gas to be odorized at consumer 0 mg/m³ mg THT/m³ < 1 mg Cl /m³ < 10 mg F /m³ Gas to be odorized at consumer Ammoniak Teknisk rent <20 mg/nm³ partikler Teknisk rent Teknisk rent Kviksølv < 1 μg/m³ Siloxaner mg THT/m³ mg THT/m³ < 10 mg/m³ (Si) For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet, vedlagt som Bilag 2. 1 Passer umiddelbart dårligt med, at der tilsættes både luft og propan i Tyskland at kunne matche både wobbeindeks og brændværdi. 2 MOP = Maximum operation pressure, dvs. maksimalt driftstryk. 3 OP = Operation pressure, dvs. driftstryk. 4 Typisk til stede i lossepladsgas. 5 Typisk til stede i gas fra spildevandsslam og lossepladsgas.

11 DGC-rapport Opgraderingsomkostninger I det følgende er omkostninger for de to mest udbredte teknologier til opgradering af biogas, PSA (Pressure Swing Adsorption) og vandskrubberanlæg. Begge teknologier vurderes at kunne anvendes i Danmark. Det er forsøgt, men det har endnu ikke været muligt at få tilsvarende detaljerede prisoplysninger om den sidste af tre konventionelle opgraderingsteknologier, MEA vask. Desuden redegøres kort for energiforbrug og metanemissioner i forbindelse med opgradering af biogas. Prisen for opgradering af en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 biogas pr. år og en biogas bestående af 65 % metan, er blevet vurderet ud fra leverandøroplysninger. Med en driftstid på 8300 timer pr. år svarer det til 675 m 3 /h. Med et PSA anlæg fra CarboTech bliver nettoprisen 1,13 kr. pr. m 3 opgraderet metan og for et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water bliver prisen 1,09 kr. pr. m 3 opgraderet metan. Begge priser er inklusiv propantilsætning, sådan at gassen får brændværdi som dansk naturgas. Det er ikke nødvendigt, at tilsætte propan for at opgraderet biogas lever op til kravene til naturgas, som beskrevet i Gasreglementet, Appendiks 5. Hvis den opgraderede biogas afsættes uden propantilsætning, er omkostningerne til opgradering 0,88 og 0,85 kr. / m 3 metan ved anvendelse af hhv. et PSA anlæg fra CarboTech og et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water. For begge anlæg gælder det, at der i prisen er inkluderet omkostninger til en enhed til reduktion af metanemission. De samlede priser er vist i Tabel 2 sammen med kapitalomkostningerne. I 2007 vurderede DGC opgraderingsomkostninger på baggrund af svenske erfaringer. Her betragtedes to forskellige anlægsstørrelser, nemlig anlæg til opgradering af hhv. 300 og 1000 m 3 rå biogas pr. time. Pris for opgradering, inkl. måling og kontrol var hhv og 0,78 kr./m 3 CH 4 af hhv. 300 og 1000 m 3 rå biogas pr. time. Dvs. der er overensstemmelse mellem priserne fra undersøgelsen fra 2007 og priserne fundet i dette projekt.

12 DGC-rapport 9 Tabel 2. Opgraderingsomkostninger ved en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 pr. år. Baseret på leverandøroplysninger. Kr. / m 3 CH 4 PSA CarboTech Vandvask Malmberg Water Kapitalomkostninger 0,40 0,51 Heraf propantilsætning 0,03 0,03 Driftsomkostninger (eksl. Propantilsætning) 0,51 0,36 Propan (nettoudgift 1 ) 0,22 0,22 Samlet inkl. propan 1,13 1,09 Samlet eksl. propan 0,88 0,85 1 Her er taget hensyn til det øgede gassalg, som propantilsætning giver anledning til Effekt af anlægsstørrelse De ovenfor beskrevne priser gælder for én anlægsstørrelse. For at vurdere anlægsstørrelsens betydning for den specifikke opgraderingspris er de af DGC fundne opgraderingspriser sammenlignet med en ny tysk undersøgelse, se Figur 1. Søjlerne i Figur 1 indikerer prisen for opgradering af en biogas med et metan indhold på 53 %. Det viste er eksklusiv eventuel propantilsætning. Den røde prik indikerer opgraderingspriserne fundet i projektet Biogas til nettet, uden propantilsætning, når disse konverteres til et metan indhold på 53 %. Der god overensstemmelse mellem værdierne fra de to undersøgelser. Data fra projektet Biogas til nettet uden propantilsætning. Omregnet til 53% metan. Figur 1. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser.

13 DGC-rapport Transportomkostninger Omkostningerne til distribution af opgraderet biogas er de samme som distributionsomkostninger for naturgas. I notatet fra 2007 blev de samlede distributionsomkostninger opgjort til 0,50 kr./m 3. Hvorvidt disse skal inkluderes når prisen for opgraderet biogas sammenlignes med prisen for naturgas, afhænger af, hvorvidt distributionsomkostningerne er inkluderet i prisen for den naturgas, der sammenlignes med. Under forudsætning af at det samlede gasforbrug i Danmark ikke påvirkes af, at der distribueres opgraderet biogas i naturgasnettet, påvirkes hverken samfundsøkonomien eller driftsøkonomien for gaskunderne af distributionsomkostningerne. 3.6 Energiforbrug og metanemission Energiforbruget til opgradering er vist i Tabel 3 sammen for de tre mest anvendte opgraderingsteknologier. Elforbruget angivet i Tabel 3 til opgradering vha. PSA- og vandskrubberanlæg svarer til knap 4 % af energien den rå biogas. Varmeforbruget til opgradering vha. et MEA anlæg svarer til godt 7 % af energien i den rå biogas. Elforbruget svarer til omkring 0,5 % af energiforbruget i den rå biogas. CarboTech oplyser, at ca. 40 % af elforbruget kan genindvindes og anvendes til procesvarme til biogasproduktionen (ved T= 85 C / 50 C). Noget lignende må forventes for trykvandsanlæg. Metanslippet fra PSA-anlæg og vandskrubberanlæg er betydeligt højere end for aminvaskeanlæg, hvor metantabet er negligibelt. Det er muligt at eliminere metanemissionen ved en oxidationsproces. Varmen fra oxidationsprocessen kan erstatte en del af den varme, der er krævet til biogasproduktion. Dvs. metantabet fra selve opgraderingsprocessen kan nyttiggøres som procesvarme, hvis opgraderingen og biogasproduktionen foregår samme sted.

14 DGC-rapport 11 Tabel 3. Forskellige egenskaber for forskellige opgraderingsteknologier PSA Vandskrubber MEA vask Varmebehov 0 0 0,47@ 105 C [kwh/m 3 biogas] El forbrug 0,25 0,25 0,031 [kwh/m 3 biogas] Tryk ca. 7 bar Ca. 7 bar Ikke tryksat Regulerbarhed +/- 15 % % % Metantab 1-3% 1-2% 1 <0,1% Metanslip <0,2 % 2 <0,2% 2 0,5% 3 <0,1% 1 Malmberg Water garanterer mindre end 2 % metantab. 2 Med katalystisk oxidation af metan 3 Malmberg Water har ioniseringsenhed til reduktion af H 2 S emission. Denne reducerer metanslippet med omkring 50 %. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, vedlagt som Bilag 3.

15 DGC-rapport 12 4 Rammebetingelser for opgradering af biogas Hele det danske system til håndtering af biogasproduktion er opbygget under forudsætning af at biogas anvendes til kraftvarmeproduktion alene Afgifts- og tilskudsforhold Tilskud til produktion af biogas udbetales ikke som et tilskud pr. produceret m 3 biogas. Støtten udmøntes gennem tilskud til biogasbaseret kraftvarmeproduktion og afgiftsfritagelser. Tilskud til produktion af biogas gives i tre led: - gennem tilskud til elproduktion - gennem afgiftsfritagelse på varme - ved fritagelse for CO 2 - afgift. Medmindre loven ændres, vil opgradering af biogas til naturgasnettet være økonomisk uinteressant. Ændres loven, så det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m 3 - baseret tilskud, vil lokale forhold og den almindelige konkurrencesituation afgøre, om biogas anvendes til kraftvarmeproduktion eller opgraderes til naturgasnettet. Gældende kraftvarmetilskud har en værdi på 2,87 kr./m 3 naturgasækvivalent biogas (2009). 4.2 Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas Efter gældende lovgivning fastsættes prisen på biogas lokalt efter forhandling med det kraftvarmeværk, der står som aftager af biogassen. Som leverandører til kraftvarmeværker er biogasanlæg underlagt varmeforsyningsloven. Det betyder, at prisen på biogas hverken må overstige substitutionsprisen eller den omkostningsbestemte pris. Den gældende lovgivning, hvor varmeforsyningsloven i vid udstrækning fastsætter rammerne for afregning af biogas, fjerner incitamentet til udbygning af biogassektoren. Loven er asymmetrisk, idet biogasanlægget godt

16 DGC-rapport 13 må høste tab, men ikke gevinst heller ikke selv om biogassen afsættes til en lavere pris end naturgas Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas Bindingen mellem biogasanlæg og lokale kraftvarmeanlæg skævvrider prisdannelsen på biogas. Selv om biogas naturligt fortrænger fossil gas, spiller lokale forhold ind, så koblingen mellem biogaspris og naturgaspris udviskes. Den opgraderede biogas vil have samme egenskaber som fossil gas og vil indgå som en del af den gas, der leveres til forbrugerne. Der skal således ikke tages særlige hensyn til biogassen, når den efter opgradering er ledt ind på naturgasnettet. Den fysiske opgradering med eller uden propantilsætning og håndtering af tilskud i form af afregning af kubikmeterrelateret biogastilskud kan ske i selve opgraderingsvirksomheden. På den måde kan man i første omgang sikre en forenklet håndtering af gasmarkedet, idet både gasdistributørerne og forbrugerne kan friholdes fra en særskilt håndtering af VE-gas/grøn gas. På sigt når reglerne på et tidspunkt kommer på plads i EU vil det være muligt at skabe et marked for grøn gas/ve-gas, hvor prisen bestemmes af forholdet mellem produktion og efterspørgsel. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet. Uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo., vedlagt som Bilag 4.

17 DGC-rapport 14 5 Styring af nettet I det følgende beskrives de styringsmæssige udfordringer i forbindelse med drift af distributionsnettet ved tilsætning af opgraderet biogas. Naturgas Midt-Nord har 875 km fordelingsledninger og km distributionsledninger, og nettet er derfor så udstrakt, at der er stor sandsynlighed for, at et biogasanlæg uden større ledningsarbejde kan tilsluttes naturgasnettet. Det er også tilfældet med Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, som i dag er tilsluttet distributionsnettet og som udgangspunkt vil kunne levere opgraderet biogas til nettet, forudsat at ledningen har tilstrækkelig kapacitet. Med en forventet maksimal produktion fra opgraderingsanlægget på 400 Nm³/h vil der skulle anlægges ca. ½ km Ø90 PEM. Der er 458 forbrugere på distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø, som i dag forsynes fra 40/4 bar MR-station 5007 Rødkærsbro. 6 af disse er større forbrugere, med hvem der er indgået distributionsaftaler. Det er 3 kraftvarmeværker, 2 industrivirksomheder og THMB. Analyser af forbruget viser, at det kun er få timer om året, hvor forbruget vil blive lavere end den forventede maksimale produktion på opgraderingsanlægget. Også i ferieperioden i juli er forbruget større end produktionen. Forbruget er angivet i Figur 2 for hhv. en vinterdag med højt forbrug og en sommernat, hvor forbruget er lavt. Rødkærsbro FVK 13 ; 732 Fabrik 1/2 10/370 ; 87/595 Forbrug Sommernat m 3 /h Forbrug Vinterdag m 3 /h Rødkærsbro 13 ; 52 Høbjerg 13 ; 52 M/R Rødkærsbro -120 ; Ans 43 ; 172 Vejerslev 16 ; 64 Aidt 17 ; 68 Ans FVV 1 ; 726 THMB 37 ; 148 Thorsø FV 1 ; 475 Sommer natforbrug: Fabrik 1og 2, fjv. Værker slukket, 10% for øvrige Vinter dagforbrug: Distributionsaftaler og 40% for øvrige Figur 2. Forbrug i distributionsnettet.

18 DGC-rapport 15 Der er dog enkelte timer, hvor den planlagte produktion af opgraderet biogas overstiger aftaget, se Figur 3, der viser en varighedskurve over naturgasforbruget i distributionsnettet i Den røde linje indikerer produktionen af opgraderet biogas fra THMB Nm³/h M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve Timer Flowet er mindre end 400 Nm³/h i 195 timer om året og mindre end 300 Nm³/h i 22 timer om året Figur 4. Varighedskurve over naturgasforbruget i distributionsnettet i Den røde linje indikerer produktionen af opgraderet biogas fra THMB Lagring ved linepack Som det fremgår af ovenstående, er det kun i få timer om året, at forbruget i distributionsnettet Rødkærsbro-Thorsø er under 400 m 3 (n)/time, som er den maksimale planlagte leverance fra opgraderingsanlægget. For en periode med meget lavt forbrug, dvs. en sommerweekend, hvor behovet fra rumopvarmning var meget lille, var den største ubalance mellem den planlagte produktion af opgraderet biogas og naturgasforbrug en periode på to timer, hvor produktionen af opgraderet biogas var 112 m 3 (n)/time større end forbruget i nettet. Denne overproduktion kan oplagres i nettet ved at hæve nettrykket med 0,27 bar. Dette er muligt samtidig med at krav til både minimumstrykket og maksimumtrykket overholdes. Dvs. at distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø er velegnet til at modtage opgraderet biogas, hvis forbruget fortsætter på samme niveau, og produktionen af opgraderet biogas ikke overstiger den forventede maksimale produk-

19 DGC-rapport 16 tion på 400 Nm³/h. Nettet har mulighed for at aftage nogen overproduktion vha. linepack, hvis der etableres en trykstyring i MR-stationen. Denne trykstyring kan etableres for en anlægsinvestering på kr Hvis forbruget i et distributionsnet er så lavt, at det i perioder bliver nødvendigt at flare biogassen, vil det være et alternativ at injicere gassen på fordelingsnettet, som altid vil kunne aftage produktionen. Det vil kræve en kompressorløsning til omtrent 1½ mio. kr. Energiforbruget til komprimering fra 4 til 40 bar udgør ca. 1 % af den energi, der komprimeres. Injicering i fordelingsnettet er kun nødvendig i perioder, og derfor vil driftsomkostningerne være minimale. Der er endnu ikke opført anlæg i Europa, hvor gassen injiceres på et 40 bar net. Højeste niveau til nu er 16 bar. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Styring af naturgasnettet, vedlagt som Bilag 5. 6 Biogas på naturgasnettet - Roller og ansvar I det følgende beskrives og vurderes nogle modeller for, hvem der kan stå for opgradering af biogas og nogle konsekvenser heraf. Desuden er forskellige rammer beskrevet til hvordan kommunalt ejede distributionsselskaber kan varetage opgraderingsopgaven. 6.1 Modeller for håndtering af opgradering af biogas Model 1: Kommerciel gashandler Modellen indebærer, at en kommerciel gashandler etablerer og driver opgraderingsanlægget. Den kommercielle gashandler vil typisk være både grossist og detailhandler, som sælger naturgas til danske forbrugere. Den kommercielle aktør køber (ikke opgraderet) biogas af biogasproducenten, og giver dermed biogasproducenten sikkerhed for opgradering og afsætning af biogassen indenfor den aftalte periode. Den kommercielle gashandler er ansvarlig for gaskvaliteten og bringer selv opgraderet biogas på markedet.

20 DGC-rapport 17 Model 2: Teknisk operatør Modellen indebærer, at en teknisk operatør forestår opgraderingen af biogas. Den tekniske operatør er i denne sammenhæng kendetegnet ved, at aktøren ikke er interesseret i eller berettiget til at købe eller sælge biogas/naturgas, og derfor alene varetager den tekniske side af opgraderingen. Operatøren gøres ansvarlig for gaskvaliteten. Den tekniske operatør kan eksempelvis være en privat, sagkyndig investor eller et distributionsselskab, som har fået tilladelse til at drive opgraderingsvirksomhed som sideordnet aktivitet udskilt i et særligt selskab med begrænset ansvar. Model 3: Distributionsselskabet opgraderer Denne model indebærer, at distributionsselskabet etablerer og driver såvel opgraderings- som modtagefaciliteter og mod betaling stiller dem til rådighed for biogasproducenten. Hvis myndighederne bestemmer det, kan det også ske mod delvis eller slet ingen betaling. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af opgraderet biogas med en kommerciel gashandler, som sørger for at bringe gassen på markedet. Modellen indebærer, at distributionsselskabet selv står inde for og bærer ansvaret for kvaliteten af den opgraderede biogas, der bringes ind i naturgasnettet. Model 4: Biogasproducenten opgraderer Modellen indebærer, at biogasproducenten selv forestår opgradering af biogassen. Det indebærer, at investeringsbyrden pålægges biogasproducenten. Der vil i givet fald skulle indgås en tilslutningsaftale mellem distributionsselskab og biogasproducent med samme indhold, som hvis en kommerciel gashandler forestår opgraderingen. Biogasproducenten pålægges af distributionsselskabet ansvaret for overholdelse af kravene til gaskvalitet i Gasreglementet.

21 DGC-rapport Distributionsselskaber og opgraderingsaktiviteter Hvis et kommunalt ejet distributionsselskab skal stå for etablering og drift af biogas opgraderingsanlæg, kan det principielt ske indenfor rammerne af en af følgende fire modeller. Model A: Opgradering som sideordnet virksomhed i særskilt selskab En forudsætning for modellen er, at Energistyrelsen godkender, at aktiviteten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksomheden, og at aktiviteten kan varetages i et særskilt selskab med begrænset ansvar. Ejerkommunerne vil skulle påtage sig ansvar og risiko, hvis bionaturgassen forårsager erstatningsberettigede skader på naturgasinstallationer. Det forventes de ikke at ville påtage sig. Model B: Opgradering som sideordnet virksomhed i distributionsselskabet En forudsætning for modellen er, at Energistyrelsen godkender, at aktiviteten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksomheden, og at aktiviteten kan varetages af samme selskab, som distributionsbevillingen er udstedt til. Model C: Opgradering som bevillingspligtig aktivitet En forudsætning for modellen er, at aktiviteten opgradering defineres (lovgivningsmæssigt?) som en del af den bevillingspligtige aktivitet, men med krav om særskilt tarifering af opgraderingsydelsen, således at brugerne af ydelsen kommer til at betale for den. Aktiviteten vil således ikke skulle betales af gasforbrugerne via distributionstariffen. Priser og vilkår vil være underlagt Energitilsynets kontrol. Model D: Opgradering som PSO-ydelse En forudsætning for modellen er, at aktiviteten opgradering defineres (lovgivningsmæssigt?) som en PSO-ydelse, som indgår som en del af den bevillingspligtige aktivitet, og som betales af gasforbrugerne via distributionstariffen. Opgraderingsaktiviteterne vil kunne finansieres meget fordelagtigt, med udgangspunkt i såvel ejerkommunernes hæftelse, som gasforbrugernes betaling af aktiviteten over distributionstariffen. Principperne for tarifering

22 DGC-rapport 19 vil skulle godkendes af Energitilsynet, og de konkrete priser være underlagt Energitilsynets kontrol. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar., vedlagt som Bilag 6. 7 Markedsmodeller Biogas i det danske naturgasnet repræsenterer sammen med (fysisk) import af naturgas fra Tyskland og/eller Norge nye udfordringer til organiseringen af naturgassystemet i Danmark. Norsk og/eller tysk gas indebærer udfordringer i forhold til bl.a. afregning af kunderne på grund af betydelige energiindholdsvariationer i forhold til den danske naturgas fra nordsøen. Fysisk import fra allerede eksisterende entry/exit-punkter i transmissionsnettet (Ellund m.v.) og/eller indførelse af et nyt entrypunkt i f.eks. Sæby som konsekvens af gennemførelsen af Skanled-projektet vurderes ikke at nødvendiggøre væsentlige ændringer i markedsmodellen. Biogasproduktion vil imidlertid gøre det, idet der ikke eksisterer decentral gasproduktion i markedsmodellen i dag Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas Det danske transmissionssystem er kommercielt sammensat som en entryexit-model, jf. Figur 5. Transportkunderne skal købe kapacitet og derved retten til at sende naturgas ind i eller trække naturgas ud af transmissionssystemet for at få transporteret naturgas henholdsvis ind i entry-punkterne og ud af exit-zonen eller transitpunkterne. Modellen består af tre entry-punkter i henholdsvis Nybro, Ellund og Dragør. Den danske model har én samlet exitzone for hele landet. Det er derfor nok at reservere en samlet kapacitet, uanset hvor i landet man ønsker at forbruge naturgassen.

23 DGC-rapport 20 Figur 5. Illustration af nuværende markedsmodellen for gas. Det betyder, at den eksisterende markedsmodel ikke er i stand til at håndtere en decentral gasproduktion. Dette kan løses på forskellig måde Mulige nye markedsmodeller Nedenfor skitseres tre løsningsmodeller for tilførelsen af biogas til naturgasnettet. Indledningsvis redegøres for løsningsmodeller, som kan håndteres inden for den eksisterende markedsmodel. Efterfølgende drages parallel-ler til elsektoren. Model A: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som nye entry - punkter i transmissionsnettet (enten hvert biogasproduktionssted for sig eller puljet for alle transportkundens biogasproduktionssteder i et distributionsområde) og indgår i transportkundernes balancering i transmisssionssystemet direkte. Transportkunderne nominerer den forventede biogasproduktion (på timebasis) og allokeres i forhold til de af distributionsselskabet målte timeværdier for biogasproduktionen. Tariferingsmæssigt indgår biogas som anden naturgas i transmissionsnettet (f.eks. entry Nybro eller entry Ellund) med betaling af transmission (kapactet/variabel) og nødforsyning (variabel).

24 DGC-rapport 21 I distributionssystemet håndteres biogas tariferingsmæssigt som anden naturgas efter slutkundeforbrug og uden særskilt betaling (alle modeller). Model B: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som entry - punkter i distributionssystemet som forbrugssteder med negativt (timeaflæst) forbrug tilknyttet en leverandørs forbrugerportefølje. Indgår herved indirekte i transportkundens balanceregnskab som andre forbrugssteder i distributionssystemet. Transportkunderne nominerer ikke entry - biogas eparat men alene nettoaftaget i exitzone DK (opdelt på distributionsområder). Distributionsselskaberne fremsender måling af nettoaftag i det enkelte distributionsområde på timebasis for den enkelte leverandør og ikke nødvendigvis separat for aftag og modgående biogasindfødning (men målinger kan separeres og fremsendes hvis nødvendigt for systembalancering). Der betales ikke transmissionsbetaling (nødforsyning kan betales separat, jf. nedenfor) for forbrug i exitzonen dækket af decentral biogasproduktion. Distributionsbetaling håndteres som i model A efter den eksisterende model. Model C: Den danske markedsmodel ændres radikalt, så den svarer til den danske elsektor. I den danske el-sektor indgår decentral produk-tion i stort omfang som anden produktion med betaling af indfødningstarif og balancering for balanceringsansvarlige i forhold til transmissionsniveauet. To afgørende forskelle i forhold til den danske markedsmodel for naturgas er, at transmissionsbetaling i el-sektoren hovedsagelig er placeret på slutkunden i forhold til forbruget (a la den danske model for naturgas i distribution) samt at der fysisk sker flytning af el-produktion fra distributionsniveau til transmissionssystemet ved decentral produktion. Der er flest lighedspunkter fra el-modellen til model A ovenfor. Model B vurderes at være den administrativt letteste, hvorfor den har visse fordele i en opstartsfase, hvor der må forventes begrænset biogasproduktion. Der skal i udvekslingen mellem transmissionsselskabet og transportkunderne ikke ske nominering/allokering separat for entry -biogas. Tariferingsmæssigt kan der argumenteres for, at der ikke bør betales transmissionsbetaling, når der ikke er tale om fysisk transport i transmissionsnettet. Det er her forståelsen, at biogasproduktion fysisk vil blive injiceret ved 4,0 BAR M/Rstationen til distributionssystemet og fysisk forbruges i samme distributionssystem. Betalingsmæssigt kan biogasproduktion sammenlignes med de di-

25 DGC-rapport 22 rekte forbrugssteder, der ikke er tilknyttet distributionsnettet og ikke betaler distributionstarif. Model A vil her formentlig være nærliggende. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Biogas i den danske markedsmodel vedlagt som Bilag 7.

26 DGC-rapport 23 8 Driftsøkonomi For Thorsø Miljø- Biogasanlæg er der fortaget en driftsøkonomisk analyse af alternative muligheder for afsætning af biogaspruktionen. Der er i alt set på 5 alternativer: Case 0: Status quo dvs. gassen sælges efter gældende regler til Thorsø Kraftvarme. Case 1: Status quo + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 2: Udbygning af biogasanlægget + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 3: Udbygning af biogasanlægget + etablering af KV motor. Al varme bortkøles. Case 4/5: Udbygning af biogasanlægget + opgradering, hvor gassen sælges som almindelig naturgas/brændstof til køretøjer. I beregningerne tages hensyn til den ny energiaftale herunder Lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love, som blev vedtaget i Den er dog stadig ikke gældende pga. manglende ratificering i EU. De fremtidige gaspriser forventes at udvikle sig i henhold til Energistyrelsens fremskrivning 6, og i samtlige tilfælde forventes biogasprisen at svare til den ækvivalente naturgaspris. Der regnes med et afkastkrav på 10 %. Resultaterne viser, at basisscenariet (case 0) er at foretrække med en nutidsværdi på 18,6 mio. kr. (set over en 20-årig periode). Der skal dog gøres opmærksom på, at Thorsø Biogasanlæg pt ikke har en aftale der rækker længere frem end til 2014, hvorefter gasafregningen udover denne dato ikke er kendt. Scenariet, hvor der bygges en ledning til Bjerringbro følger herefter med en nutidsværdi på 2,2 mio. kr. De øvrige scenarier er ikke interessante set fra et driftsøkonomisk perspektiv. 6 Som baserer sig på IEA s fremskrivning.

27 DGC-rapport 24 Tabel 1:Opsummering af resultater Scenarium Nutidsværdi Intern Tilbagebetalingstid rente Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + 2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år ledning 2: Udbygning + -2,2 mio.kr. 9 pct. > 20 år ledning 3: Udbygning + -1,6 mio.kr. 9 pct. > 20 år KV 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -12,6 mio.kr. n.a. > 20 år Resultaterne er naturligvis afhængige af forudsætningerne. Følsomhedsanalyserne viser, at specielt ændringer i gasprisen kan påvirke anlæggets rentabilitet. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der i samtlige scenarier er anvendt en pris på biogas, som svarer til den ækvivalente naturgaspris. Dette svarer til den afregningspraksis, som Thorsø har i dag. I det scenarium hvor det antages, at biogassen opgraderes, er det dog forudsat, at Thorsø skal betale omkostningerne forbundet med opgraderingen. Dette sænker således indtjeningen pr. m 3 opgraderet gas. Såfremt Thorsø ikke skulle afholde denne omkostning, ville dette scenarie få en positiv nutidsværdi på 19,2 mio. kr., som dermed er højere end nutidsværdien i basisscenariet. Såfremt scenarie 4+5 skulle være lige så godt som basisscenariet ville det kræve, et årligt tilskud på mellem 3,4 og 4 mio. kr. svarende til øre/m 3 biogas. Tilskuddet varierer fra år til år da gaspriserne ikke er konstante. Konklusionen i den driftsøkonomiske analyse er at scenario 0 er den mest fordelagtige model. Det skal dog understreges, at der i analysen ikke er taget stilling til at kontrakten mellem parterne udløber i 2014 og at den nye kontrakt, der evt. kan indgås ikke vil blive på de samme vilkår og det vil påvirke økonomien, Dette skyldes, at det ikke er attraktivt for kraftvarmeanlæg, at producere el i perioder med lave elpriser. Det vil man i højere grad være nødt til ved anvendelse at biogas end ved anvendelse af naturgas som brændsel. Hvis der skal indgås en ny gasaftale, vurderes det, at denne vil være lavere for at kompensere for ulempen ved at producere el på bestemte tidspunkter. Dette vil få en mærkbar indflydelse på indtjeningen fra år I scenario 1 og 2 regnes der ligeledes med en naturgasækvivalent pris for afregning mellem THMB og Bjerringbro Kraftvarme. Forholdene er analog

28 DGC-rapport 25 som ovenfor beskrevet og det er derfor ikke sandsynligt, at denne pris kan opnås. Det skal også bemærkes, at den enkelte landmand (som en del af ejerkredsen af THMB) også har andre interesser end direkte forrentning af investering i biogasproduktion. Fx kan landmanden få tilladelse til at holde flere dyreenheder opnå en højere gødningsværdi af husdyrsgødningen og dermed fremme sit primære erhverv. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Driftsøkonomisk analyse, vedlagt som Bilag 8.

29 DGC-rapport 26 9 Samfundsøkonomisk analyse Analysen er blevet udført som en samfundsøkonomisk analyse af et repræsentativt nyetableret biogasanlæg. Anlægget forudsættes at behandle 550 tons biomasse pr. dag, hvoraf knap 11 pct. er organisk affald. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget i en kraftvarmemotor, hvor varmeproduktionen dækker procesvarmebehovet, mens elektriciteten sælges. Dels sælges gassen. Det er antaget, at al gas kan afsættes og der således ikke finder bortkøling sted. Samlet betyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m 3 NGæ og 1,7 mio. kwh el fra egen kraftvarmemotor. Med henblik på at vurdere betydningen af eksternaliteter udføres den samfundsøkonomiske analyse på tre niveauer: 1. Snæver samfundsøkonomisk analyse, hvor ingen afledte konsekvenser medtages. Dvs. kun indtægten fra energiproduktionen inkluderes. 2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de konsekvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden inddrages. 3. Total samfundsøkonomisk analyse, hvor samtlige afledte konsekvenser forsøges kvantificeret og prissat, fx lugtreduktion. Eksternaliteterne er prissat ud fra enhedspriser fastsat enten af Energistyrelsen eller Fødevareøkonomisk Institut. Endvidere anvendes de forventede markedspriser. Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse opgives som den samfundsøkonomiske break-even gaspris (pr. m 3 naturgas ækv (NGæ)), som er den pris, som er nødvendig for, at økonomien hænger sammen set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Det vil med andre ord sige, at det er den gaspris, som vil resultere i, at biogasanlæggets årlige overskud præcist bliver nul. Udover at beregne en break-even pris for de enkelte niveauer vurderes betydningen også af den affaldsmængde, der behandles på biogasanlægget. Anvendelse af affald i et biogasanlæg kan have en samfundsøkonomisk værdi i form af en afledt besparelse af afbrænding i et forbrændingsanlæg. Denne forudsætning er dog diskutabel ikke mindst set i lyset af, at tilsætning af affald øger gasudbyttet væsentligt samtidig med at modtagergebyret ofte har stor økonomisk betydning for anlæggene.

30 DGC-rapport 27 Jo flere eksternaliteter som medtages, dvs. jo højere niveau, desto lavere break-even pris. Overordnet kan det siges, at er break-even prisen lav, vil det være samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at producere biogas og omvendt, hvis break-even prisen er høj. For niveau 1 er break-evenprisen 4,90 kr./m 3 NGæ, mens den er 1,08 kr./ m 3 i niveau 3. Såfremt værdien af affaldsbesparelsen tages ud, øges break-even prisen. For at få den samfundsøkonomiske pris på opgraderet biogas er det nødvendigt at tillægge ovenstående break-even pris et opgraderingstillæg. Det er forudsat, at opgraderingen sker vha. et PSA anlæg. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der opstår afregningstekniske problemer, idet det nuværende afregningssystem ikke kan håndtere varierende brændværdier. Disse problemer kan løses ved at tilsætte propan i opgraderingsprocessen, som fordyrer opgraderingsprocessen væsentligt. Da det ikke er nødvendigt at tilsætte propan for at overholde gældende krav til dansk naturgas jf. Gasreglementet medregnes omkostningen ved at tilsætte propan ikke i denne analyse. Nedenstående tabel viser break-even prisen for biogas alene, omkostningen til opgradering samt den samlede samfundsøkonomiske break-even pris for opgraderet biogas. Det ses, at opgradering betyder, at gasprisen pr. m 3 NGæ stiger med pct. i forhold til, hvis der ikke sker nogen opgradering. Opgraderingen kan ses som en omkostning for at øge fleksibiliteten. Da opgraderet biogas kan anvendes på lige fod med naturgas kan ovenstående break-even pris sammenlignes med den samfundsøkonomiske pris på naturgas. Er prisen lavere end naturgas er det ud fra en samfundsøkonomisk betragtning en god forretning at producere og opgradere biogas. Er den højere er det ikke en god forretning. Den samfundsøkonomiske naturgaspris er fastsat til 2,11 kr./m 3. Denne pris afspejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år i henhold til Energistyrelsens fremskrivning. Til denne pris lægges den samfundsøkonomiske omkostning ved den indeholdte fossile CO2, som jo ikke indgår i opgraderet biogas. Værdien af denne eksternalitet kan bestemmes til 48 øre/m 3, således at den samlede samfundsøkonomiske værdi bliver 2,58 kr./m 3. Det er antaget, at de øvrige eksternaliteter med forbrænding af opgraderet biogas og naturgas er ens og derfor tillægges værdien af disse eksternaliteter ikke. Naturgasprisen på 2,58 kr. /m 2 NGæ er derfor et pejlemærke som omkostningen ved opgraderet biogas kan sammenlignes med.

31 DGC-rapport 28 I nedenstående tabel sammenlignes den samfundsøkonomiske break-even pris på opgraderet biogas med naturgas. Tabel 4. Sammenligning af naturgas og opgraderet biogas. Kr./NGæ Af tabellen fremgår det, at såfremt samtlige eksternaliteter medtages samt besparelsen ved alternativ affaldsbortskaffelse, så er opgraderet biogas at foretrække frem for konventionel naturgas. Såfremt besparelsen af alternativ affaldsbesparelse eller hvis samtlige eksternaliteter ikke medtages, så vil naturgas være at foretrække set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Resultatet afhænger naturligvis af den forudsatte naturgaspris. Hvis der i stedet bliver taget udgangspunkt i den nuværende (november 2008) gaspris på 3,09 kr./m 3 er opgradering af biogas også at foretrække for niveau 2. Endelig ser analysen på CO 2 -reduktionsomkostningen forbundet med at benytte opgraderet biogas frem for naturgas. Udover at substituere fossil CO 2 mindsker biogasproduktionen udledningen af metan og lattergas i marken. Analysen viser, at opgradering af biogas repræsenterer en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser, såfremt samtlige eksternaliteter medtages, idet reduktionsomkostningen ligger under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO2 7. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Samfundsøkonomisk analyse vedlagt som Bilag 9. 7 Energistyrelsen (2008). Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Efter færdiggørelsen af analyserne er der kommet en opdateret fremskrivning fra Energistyrelsen.

32 DGC-rapport Miljøforhold ved anvendelse af biogas For at vurdere hvordan produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede emission af drivhusgas, er der udført scenarieberegninger med forskellige anvendelser af biogassen. Biogas anvendt til kraftvarme, til transportformål og opgradering og distribution via naturgasnettet er undersøgt. Produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede drivhusgas emission gennem en række forskellige kilder. Følgende kilder til emission af drivhusgasser er medtaget: Emission af drivhusgasser fra gylle, der spredes på marker Emission fra de køretøjer, der transporterer gylle til biogasanlæg Metanslip fra biogasmotorer Metanslip fra opgraderingsanlæg. Emission fra elproduktion, der anvendes til processer Fortrængning af CO 2 emission fra det brændsel, der erstattes af biogas. Produktion og anvendelse af biogas reducerer den samlede emission af drivhusgasser. De to væsentligste kilder er en reduceret emission af drivhusgasser fra gylle spredt på marker og at biogassen fortrænger fossilt brændsel. På Figur 6 er størrelsen af de enkelte bidrag til den samlede CO 2 emission angivet for de fem forskellige cases. Heraf fremgår det, at det største enkeltbidrag til den samlede CO 2 fortrængning kommer fra fortrængning af andet fossilt brændsel, men også at der kommer et meget betydeligt bidrag fra reduceret emission af drivhusgasser fra marker. Den største samlede CO 2 reduktion opnås ved at udvide biogasproduktionen i Thorsø og føre biogassen i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk, nemlig 39,4 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn. Medregnes effekten af CO 2 kvotesystemet ser billedet ganske anderledes ud, se Figur 7. Det skyldes bl.a. at en kvoteomfattet virksomhed som Bjerringbro Kraftvarmeværk, kan sælge CO 2 der bliver i overskud, hvis anlægget aftager biogas, der regnes CO 2 neutral. Køberen kan så udlede den CO 2 fortrængning, der er opnået på Bjerringbro Kraftvarmeværk. I det tilfælde er

33 DGC-rapport 30 anvendelse af biogassen på det kvotebelagte værk, Bjerringbro Kraftvarmeværk, den CO 2 -mæssigt dårligste løsning. CO 2 fordelen er mere end tre gange større, hvis biogassen i stedet sendes på naturgasnettet eller anvendes til transport. Selv hvis Bjerringbro Kraftvarmeværk ikke var kvotebelagt, ville reduktionen i emission af drivhusgasser falde fra de 39,4 til 18,6 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn, når effekten af kvotesystemet medtages. Det skyldes, at det kun er varmeproduktion, der vil fortrænge fossilt baseret energiproduktion. Elproduktionen fra et ikkekvoteomfattet værk vil ganske vist fortrænge elproduktion fra kvoteomfattede værker. Disse får derved kvoter i overskud som kan sælges til virksomheder, der ønsker at øge CO 2 emission fra deres produktion. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet Figur 6. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er ikke medtaget. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet Figur 7. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er medtaget.

34 DGC-rapport NO x og kulbrinteemissioner Grunden til at NO x emissionerne er højere og UHC emissionerne er lavere for biogasmotorerne end for naturgasfyrede motorer generelt, skyldes i højere grad anvendte motorstørrelser og indstilling til aktuelle miljøkrav end forskellige forbrændingsegenskaber for de to brændsler. Hvis en øget dansk biogasproduktion skal afsættes til eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, er det rimeligt at forvente, at emissionerne væsentligst vil afhænge af, om gassen anvendes på en forkammer- eller en åben-kammermotor. Hvis biogas anvendes på eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, vil det derfor være rimeligt at antage, at UHC og NO x emissionerne vil være som ved naturgasfyring. Dvs. at NO x emissionerne reduceres, og at det vil ske på bekostning af højere metanemissioner i forhold til anlæg, der i dag kører på biogas alene. For yderligere detaljer og reference refereres til projektnotatet Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas, vedlagt som Bilag 10.

35 Bilag 1. Opgradering teknisk beskrivelse. Udført af DGC.

36

37 DGC-notat 1/13 Opgradering teknisk beskrivelse Notat udført som del af ForskNG projektet Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center a/s Biogas til netteth:\732\34 biogas på nettet\sammenfatning\endelig\02_opgraderingsteknikker4.doc

38 DGC-notat 2/13 Indholdsfortegnelse INDLEDNING...3 Rensning... 3 I det følgende gives en kort gennemgang af hvordan biogas kan renses for forskellige uønskede komponenter. Gennemgangen baseret kilderne... 3 Svovlbrinter... 3 Vand... 4 Siloxaner... 4 Halogerede kulbrinter... 5 Ilt og kvælstof... 5 Ammoniak... 5 Partikler... 5 Opgraderingsteknologier... 5 Membranteknologi... 7 PSA... 8 Trykvandabsorption... 9 Aminvaskeanlæg Sammenligninger REFERENCER...13