Slutrapport. På Vej Mod Metansamfundet? - anvendelse af brint til opgradering af biogas og kunstig metanfremstilling. Fase 1

Transkript

1 Slutrapport På Vej Mod Metansamfundet? - anvendelse af brint til opgradering af biogas og kunstig metanfremstilling Fase 1 Slutrapport for erhvervsudviklingsprojekt gennemført med støtte fra: Projektdeltagere: Side 1 af 43

2 Indholdsfortegnelse 1 Sammenfatning Indledning og baggrund Teknik Opbygning af pilotanlæg Bygning af pilotanlæg Drift og diverse målinger Svovloptag af absorbenter Afsvolvning Modellering af Cat B svovlprofil i bøtte Måling af gasser i forbindelse med Haldor Topsøes gasrenser Driftsøkonomi Beregningsforudsætninger Optimeringsmetode Grundberegning Variationer i forhold til grundberegningen Variation med en driftstid på timer/år Variation med SOEC elektrolyse Variation med mere vind Følsomhed: Elektrolyse med 5 kwh el pr. Nm 3 brint Metanprocent 60 % Variation af elprisen Følsomhed: 15 års afskrivning Renten 1 % -point lavere Anlæg til behandling af 20 mio. Nm 3 biogas/år Forretningsplan for udvikling af metaniseringsanlæg til biogas Baggrund og målgruppe Teknologien Økonomien Konkurrentanalyse Markedets størrelse Organisation SWOT Markedsføringsplan Erhvervsfremmeaktiviteter På vej mod Metansamfundet? - fase Litteratur

3 1 Sammenfatning Indeværende projektskrivelse er en slutrapport for projektet På Vej Mod Metansamfundet? første fase ud af tre. Projektet er gennemført med støtte fra Region Midtjylland. Projektet er et samarbejde mellem Agro Business Park, Hydrogen Innovation & Research Center (HIRC), Planenergi, Haldor Topsøe, Green Hydrogen, HMN Naturgas, Lemvig Biogas, DTU, Aarhus Universitet og Innovationsnetværket for Biomasse. Projektets fase 1 blev indledt i januar 2011 og afsluttes med denne rapport i november Følgende hovedresultater er opnået i projektets første fase. Det er lykkedes at dimensionere og konstruere et pilotanlæg til rensning af biogassen, som muliggør en Sabatier reaktion senere i metaniseringsprocessen Der er foretaget følsomhedsanalyser på metanprisen, som har vist sig at være konkurrencedygtig ift. andre opgraderingsteknologier på markedet. Der er udarbejdet en forretningsplan for et demonstrationsanlæg, som blandt andet skal bruges til fase 2: Demonstrationsanlæg (EUDP ansøgning). Konkurrentanalysen viser blandt andet en større effektivitetsgrad på den danske teknologi, end på de metaniseringsanlæg som bliver udviklet i Tyskland. Projektets resultater og konceptet som helhed, er blevet præsenteret foran relevante interessenter på diverse nationale og internationale konferencer om VE-Gas, med det formål at promovere teknologien og endvidere identificere underleverandører og fremtidige investorer. Ligeledes er projektet og konceptet promoveret i flere relevante tidsskrifter. De første skridt mod Fase 2: Demonstrationsanlæg, er taget. Dette har udarbejdet sig til en ansøgning til Energiteknologisk Udviklings & Demonstrationsprogram (EUDP) i september. Overordnet vurderes denne teknologi og dette koncept at være yderst interessant i forhold til fremtidens energisystem, heriblandt udfordringen med at lagre vindmøllestrøm. Sideløbende med dette projekt har andre initieret konkrete planer mod metanisering og opgradering af biogas. Den planlagte fase 2 af dette projekt kommer formentlig til at blive gennemført i regi af flere parallelle projekter, delvist med Region Midt medfinansierng. Pt. er der givet tilsagn til Grøn Gas Erhvervsklynge i Region Midt, som vil lave meget erhvervsrettede aktiviteter og demonstrationer. Electrocheae og Århus Universitet etablerer en anden metaniseringsteknologi som demo anlæg i Foulum ultimo 2012 med finansiering fra EUDP. En del af Metansamfundets partnere har søgt EUDP om tilskud til etablering af demoanlæg i Foulum, men status kendes ikke. Slutrapporten er redigeret af Agro Business Park, med input fra andre projektdeltagere. 3

4 2 Indledning og baggrund Vindmøller producerer el og nogle perioder i overskud/til en lav pris når det blæser meget og der ikke er strømforbrug. Analyser af den fremtidige energiforsyning i det jysk-fynske område viser, at når elproduktionen fra vindmøller overstiger ca. 40 % af det årlige elforbrug, skal el tages ud af elsystemet. El kan fx anvendes til at spalte vand til brint (H 2 ) og ilt (O) med en simpel elektrolyse, som også afgiver varme. I store del af region Midtjylland er naturgasforbruget på kraftvarmeanlæg betydeligt mindre endbiogaspotentialet fra gylle og anden husdyrgødning. Biogas består af metan (CH 4 ) og CO 2. Hvis man reagerer brint produceret på vindmøllestrøm med CO 2 i svovlrenset biogas får man opgraderet biogas til rent metan, dvs. til naturgaskvalitet. Man øger metan produktionen med et slag med mindst 50 %. Det rene metan kan fx sælges via naturgasnettet eller tryksættes og sælges til transport. Formålet med projekt På Vej Mod Metansamfundet? er at bidrage til udviklingen af et koncept og en teknologi der kan lagre vindmøllestrøm i det eksisterende naturgasnet gennem opgradering af CO 2 en i biogas, og på denne måde skabe grundlaget for erhvervsudvikling, vækstmuligheder og jobskabelse i Region Midtjylland. Projektet var oprindeligt opdelt i tre faser: Fase 1: Laboratorietest i pilotanlæg (denne rapport) Fase 2: Demonstrationsanlæg og yderligere dokumentation/tests (EUDP ansøgning, september 2012) Fase 3: Fuldskala anlæg Udviklingen har med regeringens energiforlig i 2012 sat rigtig meget skub i området. Mange naturgasselskaber går nu aktivt ind og vil investere i opgradering af biogas med traditionelle teknologier og HMN og Skive Kommune har en plan om at metanisere når teknologien er moden ved Kåstrup. Andre spillere er også kommet på banen, hvor Electrocheae (med tilskud fra EUDP) her ultimo 2012 er i færd med at etablere en konkurrerende biologisk metaniseringsteknologi i Foulum. Samtidig har Region Midt godkendt ansøgning om at etablere en Grøn Gas erhvervsklynge i Region Midt, hvor HMN, Århus Universitet, flere kommuner og private aktører vil lave erhvervsrettede aktiviteter omkring opgradering og metanisering ved de kommende demo og fuldskala anlæg, der vil blive etableret i Region Midt. Med denne erhvervsklynge kan vi i Region Midt blive ledende på at opbygge en ny branche og det er langt mere perspektivrigt for erhvervslivet at tage alle opgraderingsteknologier under samme hat end blot at vente på at metaniseringsteknologierne bliver modnet på demo niveau. I denne erhvervsklynge bliver der fuld-skala anlæg af traditionelle opgraderingsteknologier og den jobskabende værdi bliver langt større. Fuld skala metaniseringsanlæg og det tilknyttede erhvervspotentiale er formentlig stadig 3-5 år ude i fremtiden om end der er særdeles store samfundsøkonomiske og energiforsyningsmæssige perspektiver i det. Derfor ser vi Grøn Gas erhvervsklyngen som en mere realistisk og konkret fase 2, samtidig med at den oprindelige tænkte fase 2 med EUDP midler forhåbentlig også kommer i gang. 4

5 3 Teknik Overordnet kombinerer projektet, teknikken og konceptet elektrolyse, biogasopgradering og naturgasnettet, således at: Elektrolyse skaber brint og varme af vindmøller CO 2 i biogas reagerer med H 2 fra elektrolysen og danner CH 4 og højværdig damp ved at biogas reagerer direkte med H 2 i en katalysator. Naturgasnettet anvendes som distribution og lager for den producerede metan. De følgende sider beskriver dimensionering, bygning, drift samt måleresultater fra konstruktionen af pilotanlægget, som er placeret på Aarhus Universitet Foulum. 3.1 Opbygning af pilotanlæg Pilotanlægget er opbygget efter følgende blokdiagram, se figur 1. Figur 1: Blokdiagram for pilotanlæg Anlægget består af en kompressor, der øger biogassens tryk fra 50 mbar til 1000 mbar, for at sikre konstant flow ved hjælp af flowcontrolleren. Biogassen passerer 3 rensebøtter, som fjerne urenheder herunder svovl. Gassens temperatur kontrolleres af 6 temperaturregulatorer og måles af 6 termofølere (T1 - T6). Før bøtte 3 tilføres hydrogen. Efter hver rensebøtte er der et aftapningssted for gasprøver, så renseprocessen kan testes. 5

6 3.2 Bygning af pilotanlæg Pilotanlægget er bygget i et stålskab med dimensionerne 80x110x210 cm. Skabet er del i 2 rum af en perforeret stålplade. Figur 2 (ovenfor): Styreboks, gasdetektorer, ventilator. Plads til gasflasker Figur 3 (ovenfor): Rensebøtter, kompressor, flowcontrollere, ventiler og gasudtag Figur 2 (venstre): Elektronikstyreboksen indeholder styringen til de 6 varmesløjfer, måling af de 6 gastemperaturer, styring af kompressoren, fejlsikring i forbindelse med gasalarm og datakommunikation til intranettet. Enhederne kommunikerer på RS485 med Modbus protokol. Via en Ethernet gateway og modbus software kan enhederne styres og overvåges via universitetets intranet. Data logges hvert 10. minut. 6

7 3.3 Drift og diverse målinger Efter opbygning, kalibrering samt tilslutning og justering af diverse slager og udskiftning af defekte følere, blev anlægget sat i drift. Herefter blev der foretaget måleresultater på blandt andet temperaturstabilitet. Herudover blev der også målt på metan, CO 2 og iltindholdet. Figur 3: Denne figur viser datalogning fra T6, (se figur 1) gastemperaturen ud af bøtte nummer 3. Her ses et forløb efter en strømafbrydelse. Anlægget startes kl. 13:09 og kl. 15:49 er gastemperaturen på 155 C. Figur 7: Resultat der viser hvor stabilt systemet er i stand til at styre gas temperaturerne, her ved T5. her holdes en konstant temperatur på 201 grader i en periode på to timer. 7

8 3.4 Svovloptag af absorbenter Tre Haldor Topsøe absorbent/katalysator materialer (Cat A, Cat B og Cat C) har serielt været i drift i 1000 timer i AU Foulums forsøgsanlæg for at demonstrere at biogassen kan renses for svovlforbindelser. Absorption er for de tre absorbenter foregået ved hhv. ca. 35 C, 50 C og 200 C og gassen skulle ifølge specifikationerne indeholde H2S og lidt CH3SH, men vi har ikke fået dette eksplicit verificeret ved analyse. Da biogassen har været igennem et biologisk svovlrensningsanlæg før Topsøe rensemasserne er det også forventet at den indeholder omkring 0,5 vol. % oxygen. Der tilsættes derfor hydrogen mellem Cat B og Cat C reaktoren for at få oxygen omsat til vand i den sidste reaktor således at det undgås at sende O2 videre nedstrøms til en efterfølgende metaniseringsenhed. Cat A synes at være mættet med svovl ved forsøget afslutning og det er ved et optag på ca. 15 w/w % svovl. Cat B har ikke nået mætning med svovl selv i toppen af reaktoren. Dataene indikerer, at gassen udover H2S har indeholdt en eller flere svovlforbindelser, der ikke absorberes så let på Cat B som H2S. Dette har forårsaget en sekundær svovlprofil i Cat B reaktoren og baseret herpå, kunne der være en smule af disse svært absorberende svovlforbindelser i gassen, der er lækket videre til Cat C -specielt i slutningen af forsøget. Cat C har ikke absorberet særlig meget svovl da der øjensynligt kun er lækket meget små mængder igennem til tredje reaktor. Der er foretaget flere målinger på produkt gassen uden at der er fundet spor af svovl over detektionsgrænsen, som er meget lav (omkring 5 ppb). Baseret på de optagne svovlmængder og at forsøget har været i drift i 1000 timer, beregnes gennemsnits svovlkoncentrationen indgang de tre reaktorer at have været henholdsvis 71 ppmv, 24 ppmv og 0,04 ppmv i indgangen til reaktoren med hhv. Cat A, Cat B og Cat C. Computer simulering af svovlprofilen i reaktoren med Cat B indikerer, at vi præcist kan forudsige H2S absorption og at den fuldt sulfiderede absorbent vil indeholde ca. 24 w/w % svovl. Det er 50 % mere end hvad Cat A har optaget på vægtbasis og på volumen basis vil Cat B derfor kunne optage ca. 2,5 gang mere end Cat A. Da Cat B imidlertid har en højere pris end Cat A vil det være optimalt i et fuldskala kommercielt anlæg at have installeret en større mængde Cat A i en første reaktorer til at absorbere hovedparten af især H2S efterfulgt af en mindre mængde af Cat B i den næste reaktor til at fjerne de mere svært absorberbare svovlforbindelser. Sluttelige skal en mindre Cat C tjene til omdannelse af oxygen med hydrogen samt fjernelse af de sidste spormængder af svovl. Forsøgene har vist, at det er muligt at fuldstændigt fjerne svovl fra biogassen, hvilket har dannet basis for et optimalt design. Det anslås at driftsudgiften til udskiftning af absorbenter vil udgøre ca. 3 4 øre per Nm3 opgraderet metan efter metaniserings enheden. 3.5 Afsvolvning Haldor Topsøe er partner i projektet På vej mod metansamfundet? og har designet gasrensningssektionen til forsøgsanlægget i Foulum. Haldor Topsøes absorbenter har været i drift i Foulum-anlægget i 1000 timer hvorefter absorbenter er sendt tilbage til Haldor Topsøe til evaluering. 8

9 Foulums biogasekspert, Henrik B. Møller, havde skønnet følgende sammensætning af biogassen: CH4: 58 % CO2: 38% H2S, methantioletc: 50ppm O2: 0,5% N2: 3,5% Denne gas sammensætning har tjent som design grundlag. Eksperimentelt Absorbenterne har været i drift i Foulum og den viden om forsøget som Haldor Topsøe er i besiddelse af rapporteres herunder. I Foulum findes tre serieforbundne identiske reaktorer (kaldes også bøtte 1 til 3), som vist i Figur 8 og et billede af reaktorerne ses i Figur 9. Hydrogen Lay out of desulphurisation for Bio-SNG plant Methanation of CO2 + H 2 Biogas Cat A Cat B Cat C Figur 8 Design af de tre afsvovlingsreaktorer i Foulum anlægget Reaktorerne er designet af Haldor Topsøe og specifikationerne fremgår af Figur 3. Den ydre diameter er 33,4 mm og den indre diameter er 25,4 mm. Der regnes med en fyldhøjde på 700 mm i reaktorerne baseret på fyldningsdensiteterne og udtagne mængder. Load er i Bøtte 1 Cat A og består af flager svarende til 4x8 mm. Fyldningsdensitet er 510 kg/m3, middel partikeldiameter er 3.5 mm og hbet overflade arealet 1100 m2/g. Load i bøtte to er Cat B, som er 4.5x2.5 mm tabletter med en fyldningsdensitet på ca kg/cm3. 9

10 Load i bøtte tre er Cat C, som er 4 mm ekstrudater med en fyldningsdensitet på ca kg/cm3. Der blev doseret 500 Nl/h biogas til bøtte 1 og 2 og til bøtte 3 også 10 Nl/h H2 ved et tryk på 100 mbar g og anlægget var i drift i lige godt 1000 timer. Der blev målt en gastemperatur på omkring 35 C til indgangen af bøtte 1 og mellem 25 og 35 C i udgangen. Gastemperaturen i indgangen til bøtte to blev målt til C og udgangen C. Gastemperaturen i indgangen til bøtte tre blev målt til ca. 200 C og i udgangen blev målt 165 C i starten af forsøget, men den faldt løbende i forsøgsperioden og sluttede ved 62 C. Der er ikke fundet nogen forklaring på dette temperaturfald idet der ikke kan forekommer kemiske reaktioner, der kunne afstedkomme et sådan fald, så det må nok tilskrives ringere kompensation for varmetab efterhånden, som forsøget skred frem. Figur 9 Billede af de tre rensereaktorer fra laboratoriet i Foulum. Figur 10 Reaktor tegning 10

11 Det er oplyst, at der er foretaget svovlmålinger på gassen undervejs i forsøget og at der ikke er målt noget svovl ud af bøtte 3. Efter endt drift, blev prøverne fra hver bøtte udtaget i 5 omtrent lige store portioner, således at prøve #1 er den der har set gassen først. Voluminet af de udtagne prøver varierer med typen af absorbent, således at den udtagne fyldningsdensitet ca. er 600 kg/m3 for Cat Al og 1200 kg/m3 for både Cat B og Cat C. Vægt af de enkelte bøtter fremgår af Tabel 1. Prøver er udtaget fra toppen af de fremsendte beholdere og analyseret for S. Denne prøveudtagningsmetode kan give et lidt forkert billede af de faktuelle svovloptag i de enkelte fraktioner især for Cat B prøverne, hvor der klart er en stor variation i svovlindholdet ned igennem reaktoren. Svovloptag og beregnet S-koncentration i gassen Svovlanalyserne af hver af de fem ens volumenfraktioner fra de tre reaktorer B1, B2 og B3 er givet i Tabel 1 og de beregnede totale svovloptag i de enkelte fraktioner er vist i Figur 8. Svovlprofilen i de enkelte reaktorer afbildet dels mod det målte svovloptag i de enkelte portioner fra hver reaktor er vist i Figur 11. Det ses tydeligt, at Cat A i den første bøtte har optaget samme mænge svovl i alle prøver i reaktoren og dermed formodes mættet helt med svovl. Cat B i den anden bøtte har optaget meget svovl i toppen af reaktoren og så et mere jævnt optag i den sidste del af reaktoren, hvilket kunne tyde på, at der udover H2S er en eller flere andre svovlforbindelser i gassen, der absorberes med lavere kapacitet/hastighed på Cat B end H2S. Cat C har kun absorberet meget lidt svovl, selvom der ifølge Cat B profilen måske kunne være lidt svovl i gassen især i slutningen af forsøget. Gennembruddet fra Cat B, kan dog være kommet kort tid for afslutningen af forsøget og forklare den lave absorption af Cat C. Baseret på de optagne svovlmængder og at forsøget har været i drift i 1000 timer beregnes svovlkoncentrationen at være hhv. 71 ppmv, 24 ppmv og 0,04 ppmv til indgangen af Bøtte 1, 2 og 3. Name Vægt (g) Niveauhøjde (cm) S (wt %) Beregn. S (g) Beregn. S (Nl) Activated Carbon_B Activated Carbon_B Activated Carbon_B Activated Carbon_B Activated Carbon_B SC-101_B SC-101_B SC-101_B SC-101_B SC-101_B HTZ-51_B HTZ-51_B HTZ-51_B

12 Svovl vægt procent Projekt: På Vej Mod Metansamfundet? - Slutrapport november, 2012 HTZ-51_B HTZ-51_B Tabel 1: Vægt af de enkelte fraktioner udtaget af reaktoren, niveauhøjden i bægeret med ID4cm, de målte svovl og kul indhold samt heraf beregnede svovloptag i de enkelte fraktioner og hertil svarende gasmængde. Vægten er først målt efter udtag af prøve til analyse og vægten af hver prøve er derfor adderet skønnet 2g (B1) og 3g (B2 og B3) Cat A Cat B Cat C Reaktor position Figur 11: Svovlindhold bestemt ved analyse i hver sektion for hver af de fem fraktioner udtaget fra hver reaktorbøtte. Cat B piller efter drift Enkelte piller af Cat B er gennemskåret og fotograferet, da det erfaringsmæssigt er således at sulfideringsgrænsen tydeligt kan ses, idet det sulfiderede materiale bliver mørkere end det oprindelige materiale, hvilket også tydeligt ses af Figur 12 for prøven med omkring 12.6 wt % S. 12

13 Svovl (w/w%) Projekt: På Vej Mod Metansamfundet? - Slutrapport november, 2012 Figur 12 Billeder af gennemskårne Cat B piller fra B Modellering af Cat B svovlprofil i bøtte 2 Svovlabsorptionen på Cat B må være foregået ved at H2S koncentrationen gradvist er øget pga. gennembrud fra Cat A absorbenten. Modellering af svovloptag med computer programmet CATABS sker ved at antage en konstant H2S koncentration og det forudsætter derfor, at det alene er H2S absorption på Cat B. Desuden antages det, at der ikke sker en vægtændring ved sulfideringen, da vægtændringen pga. af sulfidering i tidligere laboratorieforsøg er målt til at være minimal samt at fuld sulfidering svarer til et svovlindhold på 24 w/w %. Profilen viser i Figur 13, at det er forventet ved H2S absorption på Cat B, at svovlniveauet skal falde til nul allerede halvvejs nede i reaktoren. Dette er ikke fundet og kan skyldes, at der også er en anden svovlkomponent end H2S i gassen, som også tidligere påpeget. Dette vil kunne forklare afvigelsen fra den beregnede profil. Sulfideringsgraden for den første fraktion er beregnet til at ligge mellem 45 og 65 %, og det stemmer med at pillerne for denne fraktion ikke er gennemsulfiderede, se Figur B2; SC-101 CATABS Position i reaktoren Figur 13 Cat B svovlprofil og den beregnede profil baseret på 24 ppm H2S i fødegassen over 1000 timer (GIPS calc. no ). 13

14 3.6 Måling af gasser i forbindelse med Haldor Topsøes gasrenser I forbindelse med test af en gasrenser på AU Foulum er der udtaget en række gasprøver. Prøverne blev udtaget før selve gasrenseren med 3 kolonner, imellem de enkelte kolonner og endelig efter den sidste kolonne. Prøverne blev udtaget i Tedlar-poser fredage og mandage, men blev af praktiske og økonomiske grunde først analyseret om mandagen, således at prøverne udtaget fredage var ca. 3 dage gamle. Der blev brugt samme pose til de enkelte prøveud-tagningssteder, men poserne blev tømt og skyllet med rent kvælstof efter hver analyse. Selve analysen foregik på en GC med svovlspecifik detektor (kemilu-minescens) med en detektionsgrænse for svovl på omkring 5 ppb (μl/m³). Kalibreringen foregik med en kalibreringsgas med følgende stoffer og koncentrationer: Svovlbrinte, H2S ppb Methanthiool, MT ppb Dimethylsulfid, DMS ppb. Da instrumentet ikke har en lineær respons over hele det anvendte område, blev prøverne udtaget før gasrenseren analyseret med en lavere følsomhed på detektoren end prøverne efter kolonne 1. Forskellen på den høje og lave følsomhed er ca Metoden er indkørt og valideret. Prøverne udtaget fredage og først analyseret efterfølgende mandag viste betydelige tab i poserne og er derfor ikke medtaget i databehandlingen. I gassen før gasrenseren (men efter biogasanlæggets biologiske svovlrenser med tilsætning af atmosfærisk luft) blev der fundet en lang række stoffer som af tidsmæssige grunde ikke er nærmere bestemt. På grund af at prøverne blev udtaget i tedlarposer, så må der regnes med et tab på ca. 20 % eller mere for de enkelte stoffer. De målte koncentrationer varierede meget. I gennemsnit blev der fundet ca ppb H2S, 250 ppb MT og > 600 ppb af flere uidentificerede svovlforbindelse i gassen før gasrenseren. Efter kolonne 1 med aktivt kul fandtes ca pbb H2S, < 5 ppb MT, ca. 40 ppb DMS, samt mere end ppb af uidentificerede svovlforbindelser, hvoraf hovedparten eluerede efter 1,9 min, formentlig carbonylsulfid. Efter kolonne 2 med katalysator B fandtes der ikke H2S, MT eller DMS, men ca. 30 ppb uidentificerede svovlforbindelser. Efter kolonne 3 med katalysator C blev der ikke påvist nogen stoffer med en anslået detektionsgrænse på ca. 5 ppb. Opsamling Kort sagt, så viser data at der siver en lille del igennem kolonne 1, men ikke et egentlig gennembrud. Der sker formentlig nogle kemiske reaktioner i kolonne 1 og 2, og der kommer lidt igennem kolonne 2 og intet (under detektionsgrænsen) igennem kolonne 3. Alle data er tilgængelige i et regneark som efter aftale kan rekvireres hos Anders Peter Adamsen, AU Universitet. 14

15 4 Driftsøkonomi Driftsøkonomien for opgradering af biogas er beregnet i dette afsnit. På baggrund af en række forudsætninger optimeres en anlægssammensætning, som anvendes i en grundberegning. Herefter udføres en række følsomhedsberegninger ved at ændre på forudsætningerne. 4.1 Beregningsforudsætninger Anlægget som helhed Udgangspunktet er et biogasanlæg med en biogasproduktion på Nm3/år = 570,8 Nm3/h (biogas med 65 % metan). Ved siden af biogasanlægget bygges 1. en elektrolyse-enhed 2. et brintlager 3. et biogaslager 4. en biogaskompressor 5. en Sabatier-enhed 6. en metankompressor Komponenterne 4, 5 og 6 skaleres samlet, således 100 % svarer til den kontinuerte biogasproduktion. Elektrolyse-enheden (1) skaleres tilsvarende, således 100 % svarer til den kontinuerte biogasproduktion. Systemgrænsen er Biogas købes fra biogasanlægget til 3,25 kr/nm3 biogas (svarende til 5,00 kr/nm3 metan). El købes til spotpris (DK Vest 2010). Der betales ikke for distribution eller el-afgifter. Den producerede varme sælges til 360 kr./mwh, bl.a. til procesvarme til biogasanlægget. Metanprisen beregnes herefter som (summen af udgifter til biogas, el og kapitalomkostninger til 1 6) divideret med (den producerede metanmængde). De årlige kapitalomkostninger beregnes som 13 % af investeringen (svarende til 1. års ydelse på et 10-årigt annuitetslån med en rente på 5 % p.a.). Biogas, som ikke anvendes til metan-produktionen, og som ikke kan være i lageret fordi dette er fyldt, fakles bort eller anvendes i en biogasmotor. Evt. udgifter til eller indtægter fra dette indgår ikke i den beregnede metanpris. 15

16 Anlægsdele 1 Elektrolyse (150 % kapacitet) 1 INPUT: El-forbrug = 108,4 kg/h * 11,13 Nm 3 /kg * 3,9 kwh/nm 3 = 4,705 MW 2 OUTPUT: Brint-produktion = 108,4 kg/h 1 OUTPUT: Varme-prod. = 108,4 kg/h * 11,13 Nm 3 /kg * 0,175 kwh/nm 3 = 0,211 MW 1 Investering = 108,4 kg/h * 11,13 Nm 3 /kg * kr./(nm 3 /h) = kr. D&V = Brint-produktion * 11,13 Nm 3 /kg * 0,04 kr/nm 3 2 Brintlager 3 Investering = 105 /kg * 7,50 kr./ = 787,50 kr./kg 3 Biogaslager 4 Investering = lagervolumen * 100 kr/m 3 Det er desuden antaget, at startomkostningen på biogaslageret afholdes af biogasanlægget, og derfor ikke skal indgå i beregningen af metanprisen (startomkostningen er mellem 0,5 og 1,0 mio. kr.). 4 Biogaskompressor (150 % kapacitet) 5 El-forbrug = 0,21 MW 5 Investering = kr. 5 Sabatier (150 % kapacitet) INPUT: Biogas-forbrug = 1,5 * 570,8 Nm 3 /h = 856,2 Nm 3 /h 2 INPUT: Brint-forbrug = 108,4 kg/h 2 OUTPUT: Metan-produktion = 624,9 kg/h * 1,374 Nm 3 /kg = 858,6 Nm 3 /h 2 OUTPUT: Varme-produktion = 1,08 MW 6 Investering = kr kr. * skala / 150 % D&V = Brint-forbrug * 11,13 Nm 3 /kg * 0,06 kr/nm 3 6 Metankompressor (150 % kapacitet) 5 El-forbrug = 0,16 MW 5 Investering = kr. Alle INPUT, OUTPUT og investeringer skaleres proportionalt med komponenternes størrelser. Den eneste undtagelse herfra er Sabatier-enheden, som har en startomkostning på 10 Mkr. 1 GreenHydrogen.dk, Roadmap Alkaline MW-Electrolyser, Rev. 01, tal for år Ebbe Münster, Grundmodel med 50 % overkapacitet i forhold til 5 mio. m 3 biogas/år, Mail fra Mikael Sloth, , tal for år Baseret på budgetpriser på og Nm 3 fra LSH-BIOTECH, Mail fra Ebbe Münster, , baseret på tal fra BAY Kompressor, Mail fra Ebbe Münster, samt

17 4.2 Optimeringsmetode Beregningen af metanprisen bygger på en model, som er lavet i det dynamiske simuleringsprogram TRNSYS Et skærmbillede af modellen kan ses i nedenstående figur. TRNSYS-modellen beregner både den årlige energiomsætning og metanprisen. Figur 14: Skærmbillede af TRNSYS-model. Der laves numerisk optimering af TRNSYS-modellen v.h.a. optimeringsprogrammet GenOpt. Formålet med optimeringen er at dimensionere størrelsen på komponenterne og driften af anlægget således at metanprisen minimeres. Beregningen af metanprisen genskabes efterfølgende i Excel v.h.a. udvalgte data fra TRNSYS. Dette gøres for at gøre beregningerne og resultaterne mere tilgængelige. 4.3 Grundberegning Grundberegningen bygger på forudsætningerne i afsnit 4.1. I grundberegningen er størrelserne på biogaslageret brintlageret elektrolysen og Sabatier en samt antallet af driftstimer på elektrolysen (som styres ved hjælp af spotprisgrænsen ) optimeret således der opnås den lavest mulige metanpris. Resultatet fremgår af nedenstående figur. 17

18 Metanpris / [kr/nm3] Projekt: På Vej Mod Metansamfundet? - Slutrapport november, 2012 Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger Grundberegning 09 Biogaslagervolumen 1,028 m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet % 66.67% = Skala Sabatierkapacitet % 66.67% = Skala Spotprisgrænse 480 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 1,028 m3 = 102,780 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 101 kg = 79,380 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 12,064,920 kr 39% Sabatier 10,000,000 kr * 66.67% + 10,000,000 kr = 16,666,667 kr 53% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 66.67% = 1,333,333 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * 66.67% = 1,000,000 kr 3% I alt 31,247,080 kr 100% Driftsomkostninger 9,274,404 Biogas-køb 4,698,602 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 15,270,457 kr/år 57% 94% Varme-salg til biogasanlæg 5,803 MWh/år * -360 kr/mwh = -2,089,186 kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme 1,282 MWh/år * -360 kr/mwh = -461,341 kr/år -2% El-spot 27,853 MWh/år * 333 kr/mwh = 9,274,404 kr/år 35% 8,232 El-distribution 27,853 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 27,853 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 94% Elektrolyse D&V 6,621,584 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 264,863 kr/år 1% Sabatier D&V 6,621,584 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 397,295 kr/år 1% Kapitalomkostninger 31,247,080 kr * 13% /år = 4,062,120 kr/år 15% I alt 26,718,613 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Figur 15: Grundberegningen. 4,711,842 Nm3/år 5.67 kr/nm3 Det fremgår, at størrelserne på både elektrolysen og Sabatier en svarer til den kontinuerte biogasproduktion (100 %), og der er derfor ikke det store brug for lagrene. Brintlageret kan af beregningsmæssige årsager ikke blive mindre end 101 kg. Driftstiden på elektrolysen er ca timer/år, svarende til 94 %. I figur 16 ses metanprisen som funktion af antallet af årlige driftstimer på elektrolysen. 8,00 7,50 7,00 6,50 6,00 Punkt 09 5,50 5, Driftstid på elektrolysen / [timer/år] Figur 16: Metanpris som funktion af antal driftstimer på elektrolysen. Det fremgår bl.a. at grundberegningen (Punkt 09) har den laveste metanpris. 18

19 4.4 Variationer i forhold til grundberegningen Variation med en driftstid på timer/år Grundberegningen viser at den bedste økonomi (d.v.s. den laveste metanpris) opnås med et meget stort antal årlige driftstimer. Dette passer dog ikke særlig godt i et el-system med mange vindmøller, hvor der er større behov for at lagre strøm i færre årlige timer, frem for el-forbrugende grundlastenheder. Der er derfor lavet en optimering, hvor antallet af årlige driftstimer på elektrolysen er begrænset til Resultatet fremgår af figur 17. Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger Max timer/år på elektrolysen Biogaslagervolumen 3,008 m3 Brintlagerkapacitet 4,061 kg Elektrolysekapacitet % % = Skala Sabatierkapacitet % 67.33% = Skala Spotprisgrænse 323 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 3,008 m3 = 300,780 kr 1% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 4,061 kg = 3,197,880 kr 7% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 25,064,871 kr 53% Sabatier 10,000,000 kr * 67.33% + 10,000,000 kr = 16,733,333 kr 35% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 67.33% = 1,346,667 kr 3% Metankompressor 1,500,000 kr * 67.33% = 1,010,000 kr 2% I alt 47,653,531 kr 100% Driftsomkostninger 4,773,180 Biogas-køb 3,011,016 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 9,785,802 kr/år 50% 60% Varme-salg til biogasanlæg 3,685 MWh/år * -360 kr/mwh = -1,326,614 kr/år -7% Varme-salg til fjernvarme 856 MWh/år * -360 kr/mwh = -308,091 kr/år -2% El-spot 17,864 MWh/år * 267 kr/mwh = 4,773,180 kr/år 24% 2,640 El-distribution 17,864 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 17,864 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 30% Elektrolyse D&V 4,412,216 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 176,489 kr/år 1% Sabatier D&V 4,412,216 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 264,733 kr/år 1% Kapitalomkostninger 47,653,531 kr * 13% /år = 6,194,959 kr/år 32% I alt 19,560,458 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris 3,019,501 Nm3/år 6.48 kr/nm3 Figur 17: Den lavest mulige metanpris med max timer/år på elektrolysen. Det fremgår bl.a., at den optimale Sabatier-størrelse (næsten) stadig svarer til den kontinuerte biogasproduktion (101 %). Derimod er den optimale elektrolyse-størrelse mere en dobbelt så stor som den kontinuerte biogasproduktion (208 %), og behovet for brintlageret er øget markant (4061 kg metan). 19

20 Metanpris / [kr/nm3] Projekt: På Vej Mod Metansamfundet? - Slutrapport november, ,00 7,50 7,00 6,50 6,00 5,50 Punkt 09 Max h 5, Driftstid på elektrolysen / [timer/år] Figur 18: Metanpris som funktion af antal driftstimer på elektrolysen. Figur 18 er magen til figur 15, suppleret med en variation med timers-anlægget. Det fremgår, at timers-anlægget er ca. 25 øre/nm 3 billigere end anlægget i grundberegningen, hvis antallet af årlige driftstimer på elektrolysen begrænses til Variation med SOEC elektrolyse I denne variation erstattes Green Hydrogens elektrolyseanlæg med Topsøes SOEC elektrolyseanlæg. Dette betyder følgende ændrede forudsætninger (investeringen er uændret): Parameter Grundberegning Variation med SOEC 7 El-forbrug 3,9 kwh/nm 3 H 2 3,5 kwh/nm 3 H 2 ( 10 %) El-effekt 4,705 MW 4,223 MW ( 10 %) D&V 0,04 kr/nm 3 0,05 kr/nm 3 (+25 %) Resultaterne fremgår af figur 19 7 Topsøe, Roadmap SOEC-electrolysis version May 2011, tal for år

21 Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger SOEC Biogaslagervolumen 1,028 m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet % 66.67% = Skala Sabatierkapacitet % 66.67% = Skala Spotprisgrænse 496 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 1,028 m3 = 102,780 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 101 kg = 79,380 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 12,064,920 kr 39% Sabatier 10,000,000 kr * 66.67% + 10,000,000 kr = 16,666,667 kr 53% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 66.67% = 1,333,333 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * 66.67% = 1,000,000 kr 3% I alt 31,247,080 kr 100% Driftsomkostninger 8,508,370 Biogas-køb 4,742,554 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 15,413,299 kr/år 59% 95% Varme-salg til biogasanlæg 5,848 MWh/år * -360 kr/mwh = -2,105,169 kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme 1,303 MWh/år * -360 kr/mwh = -469,216 kr/år -2% El-spot 25,443 MWh/år * 334 kr/mwh = 8,508,370 kr/år 33% 8,309 El-distribution 25,443 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 25,443 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 95% Elektrolyse D&V 6,683,511 Nm3/år * 0.05 kr/nm3 = 334,176 kr/år 1% Sabatier D&V 6,683,511 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 401,011 kr/år 2% Kapitalomkostninger 31,247,080 kr * 13% /år = 4,062,120 kr/år 16% I alt 26,144,591 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Figur 19: Variation med SOEC elektrolyse. 4,755,917 Nm3/år 5.50 kr/nm3 Det fremgår, at metanprisen reduceres med 3 % fra 5,67 til 5,50 kr/nm 3. Dette skyldes primært det lavere el-forbrug. Det bemærkes, at lagre og kapaciteter er identiske med grundberegningen, samt at driftstiden er øget en anelse (fra 94 % til 95 %). Det skal kontrolleres om Sabatieren producerer tilstrækkelige mængder damp til SOEC elektrolyse, specielt i tilfælde af at sidstnævnte er overskaleret i.f.t. førstnævnte. I.h.t. grundmodellen producerer en Sabatier (med 150 % kapacitet) 600 kw damp (og 480 kw fjernvarme). SOEC ens el-forbrug er kw. Hvis dampforbruget er 15 % heraf, svarer det til 635 kw, hvilket er 6 % mere end dampproduktionen hvis Sabatieren og SOEC en er lige store Variation med mere vind I denne variation ændres el-spotpriserne således de forsøger at repræsentere et fremtidsscenarie med mere vind i el-systemet. 21

22 El-spotpris / [kr/mwh] Projekt: På Vej Mod Metansamfundet? - Slutrapport november, ( Mere vind ) = 0, * ( DK Vest 2010 )^2 ( Mere vind ) har samme uvægtede gennemsnit som ( DK Vest 2010 ) ( EA ) = 1,8 * ( DK Vest middel ) + middel, dog mindst 0 ( EA ) har et uvægtet gennemsnit, der er 0,9% større end ( DK Vest 2010 ) DK Vest 2010 Mere vind EA Timenr. Figur 20: Varighedskurver for el-spotpriser. Figur 20 viser nogle varighedskurver for el-spotpriserne. DK Vest 2010 (den blå kurve) er anvendt i grundberegningen. Mere vind (den røde kurve) er PlanEnergi s bud på at lave en større prisvariation, således de lave priser er lavere (når der er meget vindmøllestrøm), og de høje priser er højere således gennemsnittet er uændret. Resultatet af denne fremgår af figur 7. EA (den grønne kurve) er Ea Energianalyse s bud på mere vind. Denne er vist til sammenligning. 22

23 Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger Mere vind Biogaslagervolumen 101 m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet % 66.67% = Skala Sabatierkapacitet % 66.67% = Skala Spotprisgrænse 454 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 101 m3 = 10,080 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 101 kg = 79,380 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 12,064,920 kr 39% Sabatier 10,000,000 kr * 66.67% + 10,000,000 kr = 16,666,667 kr 53% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 66.67% = 1,333,333 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * 66.67% = 1,000,000 kr 3% I alt 31,154,380 kr 100% Driftsomkostninger 7,239,981 Biogas-køb 4,200,854 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 13,652,776 kr/år 59% 84% Varme-salg til biogasanlæg 5,242 MWh/år * -360 kr/mwh = -1,887,033 kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme 1,093 MWh/år * -360 kr/mwh = -393,309 kr/år -2% El-spot 24,903 MWh/år * 291 kr/mwh = 7,239,981 kr/år 31% 7,360 El-distribution 24,903 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 24,903 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 84% Elektrolyse D&V 5,920,208 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 236,808 kr/år 1% Sabatier D&V 5,920,208 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 355,213 kr/år 2% Kapitalomkostninger 31,154,380 kr * 13% /år = 4,050,069 kr/år 17% I alt 23,254,505 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris 4,212,691 Nm3/år 5.52 kr/nm3 Figur 21: Variation med mere vind. Sammenlignet med grundberegningen byder mere vind-beregningen på lidt færre driftstimer på elektrolysen (7.360 mod timer/år), samt en lavere gennemsnitlig el-pris (291 mod 333 kr/mwh). Metanprisen reduceres med 2,6% fra 5,67 til 5,52 kr/nm 3. 23

24 4.4.4 Følsomhed: Elektrolyse med 5 kwh el pr. Nm 3 brint I grundberegningen er anvendt et elforbrug på 3,9 kwh/nm 3 forbruget ca. 5 kwh. I figur 21 er dette forbrug anvendt. brint. I dagens teknologi er Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger 5 kwh el pr. Nm3 brint Biogaslagervolumen 1,008 m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet 98.00% 65.33% = Skala Sabatierkapacitet 98.00% 65.33% = Skala Spotprisgrænse 449 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 1,008 m3 = 100,800 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 101 kg = 79,380 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 11,823,622 kr 38% Sabatier 10,000,000 kr * 65.33% + 10,000,000 kr = 16,533,333 kr 54% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 65.33% = 1,306,667 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * 65.33% = 980,000 kr 3% I alt 30,823,802 kr 100% Driftsomkostninger 11,018,886 Biogas-køb 4,475,978 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 14,546,930 kr/år 52% 90% Varme-salg til biogasanlæg 5,653 MWh/år * -360 kr/mwh = -2,035,000 kr/år -7% Varme-salg til fjernvarme 1,096 MWh/år * -360 kr/mwh = -394,683 kr/år -1% El-spot 33,471 MWh/år * 329 kr/mwh = 11,018,886 kr/år 39% 10,095 El-distribution 33,471 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 33,471 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 115% Elektrolyse D&V 7,957,245 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 318,290 kr/år 1% Sabatier D&V 7,957,245 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 477,435 kr/år 2% Kapitalomkostninger 30,823,802 kr * 13% /år = 4,007,094 kr/år 14% I alt 27,938,952 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris 4,488,591 Nm3/år 6.22 kr/nm3 Figur 22: Beregning med elforbrug på 5 kwh/nm3 brint. 24

25 4.4.5 Metanprocent 60 % I denne beregning reduceres metanprocenten fra 65 til 60. Dette betyder, at Sabatieren skal bruge 123,2 kg/h brint i stedet for 108,4 kg/h. Dette medfører at elektrolysen bør være 123,2 / 108,4 1 = 13,65 % større end Sabatieren. Bemærk, at optimeringen har fundet 13,75 %! Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger Biogas med 60% metan Biogaslagervolumen 1,035 m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet % 75.83% = Skala Sabatierkapacitet % 66.67% = Skala Spotprisgrænse 468 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 1,035 m3 = 103,500 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 101 kg = 79,380 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 13,723,847 kr 42% Sabatier 10,000,000 kr * 66.67% + 10,000,000 kr = 16,666,667 kr 51% Biogaskompressor 2,000,000 kr * 66.67% = 1,333,333 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * 66.67% = 1,000,000 kr 3% I alt 32,906,727 kr 100% Driftsomkostninger 10,292,857 Biogas-køb 4,650,215 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 15,113,198 kr/år 54% 93% Varme-salg til biogasanlæg 5,748 MWh/år * -360 kr/mwh = -2,069,140 kr/år -7% Varme-salg til fjernvarme 1,421 MWh/år * -360 kr/mwh = -511,449 kr/år -2% El-spot 31,055 MWh/år * 331 kr/mwh = 10,292,857 kr/år 37% 8,141 El-distribution 31,055 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 31,055 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 93% Elektrolyse D&V 7,448,475 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 297,939 kr/år 1% Sabatier D&V 7,448,475 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 446,908 kr/år 2% Kapitalomkostninger 32,906,727 kr * 13% /år = 4,277,874 kr/år 15% I alt 27,848,188 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris 4,663,318 Nm3/år 5.97 kr/nm3 Figur 23: Beregning med 60 % metan i biogas 25

26 4.4.6 Variation af elprisen Processen er meget følsom over for elprisen. Derfor er foretaget to beregninger, hvor elprisen er henholdsvis 20 % dyrere og 20 % billigere. Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger El 20% dyrere Biogaslagervolumen m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet 100,00% 66,67% = Skala Sabatierkapacitet 100,00% 66,67% = Skala Spotprisgrænse 480 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * m3 = kr 0% Brintlager 105 /kg * 7,50 kr/ * 101 kg = kr 0% Elektrolyse (H2) 72,27 kg/h * 11,13 Nm3/kg * kr/nm3/h = kr 39% Sabatier kr * 66,67% kr = kr 53% Biogaskompressor kr * 66,67% = kr 4% Metankompressor kr * 66,67% = kr 3% I alt kr 100% Driftsomkostninger Biogas-køb Nm3/år * 3,25 kr/nm3 = kr/år 53% 94% Varme-salg til biogasanlæg MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -7% Varme-salg til fjernvarme MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -2% El-spot MWh/år * 400 kr/mwh = kr/år 39% El-distribution MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 94% Elektrolyse D&V Nm3/år * 0,04 kr/nm3 = kr/år 1% Sabatier D&V Nm3/år * 0,06 kr/nm3 = kr/år 1% Kapitalomkostninger kr * 13% /år = kr/år 14% I alt kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Nm3/år 6,06 kr/nm3 Figur 24: Beregning med 20 % dyrere elpris 26

27 Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger El 20% billigere Biogaslagervolumen m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet 100,00% 66,67% = Skala Sabatierkapacitet 100,00% 66,67% = Skala Spotprisgrænse 480 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * m3 = kr 0% Brintlager 105 /kg * 7,50 kr/ * 101 kg = kr 0% Elektrolyse (H2) 72,27 kg/h * 11,13 Nm3/kg * kr/nm3/h = kr 39% Sabatier kr * 66,67% kr = kr 53% Biogaskompressor kr * 66,67% = kr 4% Metankompressor kr * 66,67% = kr 3% I alt kr 100% Driftsomkostninger Biogas-køb Nm3/år * 3,25 kr/nm3 = kr/år 61% 94% Varme-salg til biogasanlæg MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -2% El-spot MWh/år * 266 kr/mwh = kr/år 30% El-distribution MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 94% Elektrolyse D&V Nm3/år * 0,04 kr/nm3 = kr/år 1% Sabatier D&V Nm3/år * 0,06 kr/nm3 = kr/år 2% Kapitalomkostninger kr * 13% /år = kr/år 16% I alt kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Nm3/år 5,28 kr/nm3 Figur 25: Beregning med 20 % billigere elpris 27

28 4.4.7 Følsomhed: 15 års afskrivning Afskrivningsperioden for anlægget er sat til 10 år i grundberegningen, men levetiden forventes at være mindst 15 år. Derfor er foretaget en følsomhedsberegning, hvor afskrivningsperioden er forlænget til 15 år. Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger 15 års afskrivning Biogaslagervolumen m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet 100,00% 66,67% = Skala Sabatierkapacitet 100,00% 66,67% = Skala Spotprisgrænse 480 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * m3 = kr 0% Brintlager 105 /kg * 7,50 kr/ * 101 kg = kr 0% Elektrolyse (H2) 72,27 kg/h * 11,13 Nm3/kg * kr/nm3/h = kr 39% Sabatier kr * 66,67% kr = kr 53% Biogaskompressor kr * 66,67% = kr 4% Metankompressor kr * 66,67% = kr 3% I alt kr 100% Driftsomkostninger Biogas-køb Nm3/år * 3,25 kr/nm3 = kr/år 59% 94% Varme-salg til biogasanlæg MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -2% El-spot MWh/år * 333 kr/mwh = kr/år 36% El-distribution MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 94% Elektrolyse D&V Nm3/år * 0,04 kr/nm3 = kr/år 1% Sabatier D&V Nm3/år * 0,06 kr/nm3 = kr/år 2% Kapitalomkostninger kr * 9,69% /år = kr/år 12% I alt kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Nm3/år 5,45 kr/nm3 Figur 26: Beregning med 15 års afskrivningsperiode 28

29 4.4.8 Renten 1 % -point lavere Renten i grundberegningen er 5 %. Regnes i stedet med 4 % fås nedenstående resultat. Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. februar 2012 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger Rente minus 1%-point Biogaslagervolumen m3 Brintlagerkapacitet 101 kg Elektrolysekapacitet 100,00% 66,67% = Skala Sabatierkapacitet 100,00% 66,67% = Skala Spotprisgrænse 480 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * m3 = kr 0% Brintlager 105 /kg * 7,50 kr/ * 101 kg = kr 0% Elektrolyse (H2) 72,27 kg/h * 11,13 Nm3/kg * kr/nm3/h = kr 39% Sabatier kr * 66,67% kr = kr 53% Biogaskompressor kr * 66,67% = kr 4% Metankompressor kr * 66,67% = kr 3% I alt kr 100% Driftsomkostninger Biogas-køb Nm3/år * 3,25 kr/nm3 = kr/år 58% 94% Varme-salg til biogasanlæg MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -8% Varme-salg til fjernvarme MWh/år * -360 kr/mwh = kr/år -2% El-spot MWh/år * 333 kr/mwh = kr/år 35% El-distribution MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 94% Elektrolyse D&V Nm3/år * 0,04 kr/nm3 = kr/år 1% Sabatier D&V Nm3/år * 0,06 kr/nm3 = kr/år 1% Kapitalomkostninger kr * 12,38% /år = kr/år 15% I alt kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Nm3/år 5,63 kr/nm3 Figur 27: Beregning med 4 % rente 29

30 4.5 Anlæg til behandling af 20 mio. Nm 3 biogas/år I dette afsnit undersøges konsekvenserne er en 4-dobbelt biogasproduktion sammenlignet med grundberegningen. Resultatet ses i figur 28. Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger 20 mio. Nm3 biogas pr. år Biogaslagervolumen 2,560 m3 Brintlagerkapacitet 360 kg Elektrolysekapacitet % % = Skala Sabatierkapacitet % % = Skala Spotprisgrænse 444 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 2,560 m3 = 255,960 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 360 kg = 283,500 kr 0% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 48,139,031 kr 51% Sabatier 10,000,000 kr * % + 10,000,000 kr = 36,600,000 kr 39% Biogaskompressor 2,000,000 kr * % = 5,320,000 kr 6% Metankompressor 1,500,000 kr * % = 3,990,000 kr 4% I alt 94,588,491 kr 100% Driftsomkostninger 34,982,241 Biogas-køb 18,002,686 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 58,508,730 kr/år 59% 90% Varme-salg til biogasanlæg 5,757 MWh/år * -360 kr/mwh = -2,072,513 kr/år -2% Varme-salg til fjernvarme 21,388 MWh/år * -360 kr/mwh = -7,699,834 kr/år -8% El-spot 106,720 MWh/år * 328 kr/mwh = 34,982,241 kr/år 35% 7,905 El-distribution 106,720 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 106,720 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 90% Elektrolyse D&V 25,370,692 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 1,014,828 kr/år 1% Sabatier D&V 25,370,692 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 1,522,241 kr/år 2% Kapitalomkostninger 94,588,491 kr * 13% /år = 12,296,504 kr/år 12% I alt 98,552,196 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris Figur 28: Beregning med 20 mio. Nm3 biogas pr. år. 18,053,414 Nm3/år 5.46 kr/nm3 Sammenlignet med grundberegningen er der her lidt færre driftstimer (90 % mod 94 %) og dermed en lidt lavere gennemsnitlig el-pris (328 mod 333 kr/mwh). Metanprisen reduceres med 21 øre/nm 3 (fra 5,67 til 5,46 kr/nm 3 ), hvilket primært skyldes relativt lavere kapitalomkostninger, fordi startomkostningernes betydning reduceres med 20,4 øre/nm 3 (fra 27,6 til 7,2 øre/nm 3 ). 30

31 Beregning af metanpris PlanEnergi, den 11. november 2011 / Niels From Celler med grå farve indeholder formler Forudsætninger 20 mio. Nm3 biogas pr. år og max timer/år Biogaslagervolumen 2,529 m3 Brintlagerkapacitet 11,236 kg Elektrolysekapacitet % % = Skala Sabatierkapacitet % % = Skala Spotprisgrænse 323 kr/mwh Investering Biogaslager 0 kr kr/m3 * 2,529 m3 = 252,900 kr 0% Brintlager 105 /kg * 7.50 kr/ * 11,236 kg = 8,848,035 kr 6% Elektrolyse (H2) kg/h * Nm3/kg * 15,000 kr/nm3/h = 82,312,917 kr 60% Sabatier 10,000,000 kr * % + 10,000,000 kr = 36,400,000 kr 27% Biogaskompressor 2,000,000 kr * % = 5,280,000 kr 4% Metankompressor 1,500,000 kr * % = 3,960,000 kr 3% I alt 137,053,852 kr 100% Driftsomkostninger 16,430,013 Biogas-køb 10,406,456 Nm3/år * 3.25 kr/nm3 = 33,820,983 kr/år 53% 52% Varme-salg til biogasanlæg 3,491 MWh/år * -360 kr/mwh = -1,256,666 kr/år -2% Varme-salg til fjernvarme 12,203 MWh/år * -360 kr/mwh = -4,392,903 kr/år -7% El-spot 61,730 MWh/år * 266 kr/mwh = 16,430,013 kr/år 26% 2,759 El-distribution 61,730 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% h/år ~ El-afgift 61,730 MWh/år * 0 kr/mwh = 0 kr/år 0% 31% Elektrolyse D&V 15,138,337 Nm3/år * 0.04 kr/nm3 = 605,533 kr/år 1% Sabatier D&V 15,138,337 Nm3/år * 0.06 kr/nm3 = 908,300 kr/år 1% Kapitalomkostninger 137,053,852 kr * 13% /år = 17,817,001 kr/år 28% I alt 63,932,262 kr/år 100% Metanproduktion Metanpris 10,435,780 Nm3/år 6.13 kr/nm3 Figur 29: Beregning med 20 mio. Nm3 biogas pr. år og max timer pr. år. Figur 29 viser resultatet af et anlæg til 20 mio. Nm 3 biogas pr. år og max årlige driftstimer på elektrolysen. Dette øger metanprisen med 67 øre/nm 3, hvilket er lidt mindre end de 81 øre/nm 3 for det lille anlæg med driftstimer. 31

32 5 Forretningsplan for udvikling af metaniseringsanlæg til biogas. 5.1 Baggrund og målgruppe I et samfund med 100 % vedvarende energi vil der være knaphed på biomasseressourcer, hvis fødevarebehovet skal dækkes, samtidigt med at der er biomasse til kemikalier, plastmaterialer, flybrændstof, langdistance vejtransport og som lagret energi til el- og varmeproduktion i perioder med lav produktion fra vedvarende energikilder. Samtidigt vil der være brug for at omforme periodevis overskydende elektricitet til f.eks. brint. Der vil derfor være brint til rådighed og der vil også være biogas, som skal opgraderes til naturgaskvalitet og andre CO 2 kilder til rådighed, [1], [2]. Den producerede brint vil enten skulle lagres og/eller distribueres direkte til forbrugerne eller den kan anvendes til at opgradere og genvinde kulstof fra biomasse, så vi får f.eks. metan eller diesel, som er nemmere at opbevare og transportere end brint. Nærværende projekt har til formål at udvikle en teknologi til opgradering af biogas ved hjælp af brint. Målet er, at gøre opgradering ved hjælp af brint konkurrencedygtig med traditionel opgradering af biogas. Metanisering forventes også at blive attraktivt i forbindelse med CO 2 fra f.eks. kraftværker, men biogas er valgt, fordi CO 2 her har en negativ værdi, hvis biogassen skal opgraderes til metan (fordi det er forbundet med omkostninger at fjerne CO 2 fra biogassen). Teknologien er anvendelig til lagring af el, samtidigt med at den forøger produktionen af metan med % i forhold til resultatet af traditionel opgradering af biogas. Lagring af el I et fremtidigt energiforsyningssystem med op imod 100 % vedvarende energi, vil en meget stor del af energiproduktionen komme som el fra vindkraft- og solkraftværker. Produktionen vil blive fluktuerende og derfor vil der blive behov for ellagring. De i dag kendte lagerteknologier er pumpelagre trykluftlagre batterier (f.eks. i forbindelse med elbiler) eller omdannelse til brint- og kulstofbaserede brændsler Omdannelse til brint- og kulstofbaserede brændsler har langt den største lagerkapacitet. F.eks. er situationen i Tyskland følgende m.h.t. lagermuligheder eksisterende pumpelagre : 0,07 TWh 45 mio. elbiler : 0,45 TWh Naturgasnettet : 100 TWh Det gennemsnitlige elforbrug er på 0,07 TW, så kun naturgasnettet kan tilbyde langtidslagring. [4]. Situationen er tilsvarende i Danmark. 32

33 Forøgelse af metanproduktionen fra biogas En normal kubikmeter biogas består af 65 % CH 4 (metan) og 35 % CO 2. Ved traditionel opgradering af biogassen fjernes CO 2. Hvis der i stedet tilføres H 2 (brint) til biogassen i en katalysator omdannes også CO 2 til metan, og mængden af metan forøges med godt 54 %. Biogas og biobrændstoffer i det hele taget bliver en fremtidig mangelvare, da mængden af biomasse er begrænset. F. eks fremgår af [1] at det årlige biomasseudbud i DK forventes at være 198 PJ mens der i [7] anvendes 280 PJ i 100 % VE-scenariet i Opgradering ved metanisering vil således være attraktiv på lang sigt og på kort sigt såfremt den også er økonomisk konkurrencedygtig i forhold til traditionel opgradering 5.2 Teknologien Teknologien består af elektrolyseanlæg, metaniseringsanlæg (Sabatier-anlæg), brintlager og biogaslager I forbindelse med et biogasanlæg. Figur 30: Systemdiagram for metaniseringsanlæg til biogas. [3]. Elektrolyseanlægget kan være traditionel alkalisk elektrolyse eller SOEC elektrolyse. SOECprocessen ser ud til at være mere effektiv end alkalisk analyse, men der er endnu ikke fuldskala erfaringer med den. Metaniseringsanlægget skal være i stand til at håndtere metaniseringsprocessen ved varierende temperaturforhold. Processen foregår ved 30 bar og har en effektivitet på ca. 80 %. De sidste 20 % bliver til varme og højtryksdamp, som kan anvendes til procesdamp eller i SOEC anlægget hvis et sådant indgår. 33

34 Katalysatorens levetid afhænger af biogassens renhed. Derfor vil ekstra rensning af biogassen være en nødvendig del. Biogaslageret og brintlageret er nødvendige, hvis det skal være muligt at neddrosle elektrolyseanlægget i perioder med høje elpriser og opnå en jævn tilførsel af biogas og brint til metaniseringsanlægget. 5.3 Økonomien Anlægsdelene er prissat af henholdsvis Green Hydrogen (traditionel elektrolyse) og Haldor Topsøe (SOEC og metaniseringsanlæg). PlanEnergi har derefter prissat og simuleret det samlede procesanlæg og optimeret det, i forhold til elpriserne i Beregningerne er foretaget for et biogasanlæg, som producerer 5 mio. m 3 biogas/år. Der er beregnet lavest mulig metanpris, når der optimeres på: biogaslager volumen brintlagerkapacitet elektrolysekapacitet metaniseringskapacitet spotprisgrænse Anlægspriserne er forventelige priser for Resultatet er følgende Figur 15: Beregning af lavest mulig metanpris fra biogasanlæg med en årsproduktion på 5 mio. m3 biogas. 34