Omlægning af naturgasnet til biogasnet

Transkript

1 Omlægning af naturgasnet til biogasnet Biogas anvendt til boligopvarmning Projektrapport Marts 2018 Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf

2 Omlægning af naturgasnet til biogasnet Biogas anvendt til boligopvarmning Jonas Hoen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2018

3 Titel : Omlægning af naturgasnet til biogasnet Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Jonas Hoen Dato for udgivelse : Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : ; H:\744\64 Biogasnet CO2 reduktion\rapport\omlægning_rapport_final_marts.docx Sagsnavn : Omlægning af naturgasnet til biogasnet mhp. CO 2 -reduktion i boligsektoren ISBN :

4 DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 Sammenfatning Baggrund Formål Konvertering af et naturgasforsynet område til biogasdrift Tekniske udfordringer Biogasproduktion og gasbehov Omstilling eller udskiftning af gasforbrugende apparater Netkapacitet og forbrugsmåling Samfundsøkonomiske aspekter ved implementering af de tekniske løsninger Villakedler Gasmotorer Gasblæseluftbrændere Opgraderings- og nedgraderingsanlæg De samlede samfundsøkonomiske omkostninger Diskussion Opgradering af biogas i et naturgasforsynet område Perspektivering for husejerne Bibliografi Bilag Bilag A: Andre beregninger

5 DGC-rapport 2 1 Sammenfatning Som en del af Paris-aftalen skal CO 2 -udledning fra den ikke-kvotebelagte sektor reduceres med 39 pct. inden I nærværende analyse undersøges muligheder for CO 2 -reduktion hos forbrugere, der forsynes med gas fra det eksisterende kollektive gasnet. Analysen består af tre dele. Del 1 består af en økonomisk analyse af omkostninger til konvertering af et eksisterende naturgasdistributionsnet til biogasdrift. Omkostningerne sammenholdes med den eksisterende model, hvor biogas opgraderes til naturgaskvalitet og afsættes via naturgasnettet. Resultat af analysen viser, at ud fra samfundsøkonomiske synspunkter er det bedre at behandle gassen, sådan at den kan anvendes med eksisterende infrastruktur og apparatbestand, end at undlade opgradering og i stedet tilpasse apparaterne og gassystemet til biogassen. I anden del undersøges det, om biogas kan anvendes til boligopvarmning og tælle som CO 2 -reduktion i en non-ets-opgørelse. Heraf fremgår det, at det ikke er muligt at anvende det eksisterende certifikatsystem til få biogassen til at tælle som CO 2 -reduktion i forbindelse med individuel opvarmning. I tredje del af analysen undersøges de privatøkonomiske omkostninger til hhv. biogasforsyning og anvendelse af elvarmepumpe, og disse omkostninger er sammenlignet med anvendelse af naturgasbaseret opvarmning. Resultatet viser, at ud fra en privatøkonomisk betragtning opnås en billigere varmeforsyning med det eksisterende setup suppleret med certifikater end med varmepumpebaseret opvarmning. Men certifikatløsningen tæller dog ikke med som reduktion i den ikke-kvotebelagte sektor, altså non-etsopgørelsen, og er derfor ikke brugbar, hvis dette er målet.

6 DGC-rapport 3 2 Baggrund Et nyt incitament til at distribuere biogas i naturgasnettet er kravet om at reducere CO 2 -udledningen i den ikke-kvotebelagte sektor med 39 pct. Da boligopvarmning via el, elvarmepumper, fjernvarme og træpiller enten er udledningsneutralt eller hører under den kvotebelagte sektor, kan reduktioner kun ske ved at omlægge opvarmningsformen i de naturgas- og olieopvarmede boliger, som derfor kommer under et omstillingspres. Dette er vist i et nyligt afsluttet projekt Reduktion i den ikke-kvotebelagte sektor. Muligheden for at distribuere ren biogas i naturgasnettet bliver jævnligt foreslået, primært fordi udgiften til opgradering af biogas til bionaturgas herved kan spares. De tekniske konsekvenser af konceptet er undersøgt ved flere lejligheder, og der kan specielt refereres til [1]. I København er der desuden erfaringer med delvis biogasdrift, idet HOFOR distribuerer en blanding af biogas, naturgas og luft (bygas2) til bygaskunderne. En direkte biogasopvarmet bolig giver ikke anledning til CO 2 -udledning, hvorfor biogasforsynede naturgasnet giver mulighed for at anvende grøn gas til den individuelle boligopvarmning.

7 DGC-rapport 4 3 Formål Formålet med dette projekt er at vurdere muligheden for at reducere CO 2 - emissionen fra boligopvarmning ved konvertering fra naturgas til biogas. En sådan omstilling kræver, at man omstiller hele eller dele af et distributionsnet, hvilket også vil påvirke andre typer gaskunder i samme net. I projektet vurderes de økonomiske omkostninger ved konvertering af et sådant mindre naturgasforsynet område. Følgende arbejde er således udført i projektet: A. De samfundsøkonomiske omkostninger ved konvertering af et naturgasforsynet område til biogasdrift undersøges. Herunder vurderes omkostninger til indkøb af biogas, gaskonditionering og konvertering af apparater. B. Muligheden for at opnå reduktion i den ikke-kvotebelagte sektor ved køb af biogascertifikater undersøges. Desuden undersøges de privatøkonomiske forhold for boligejerne, også med sammenligning af elvarmepumpe.

8 DGC-rapport 5 4 Konvertering af et naturgasforsynet område til biogasdrift De generelle afsætningsmuligheder for biogas i et lokalt distributionsnet er enten direkte afsætning eller opgradering af biogassen. Ved direkte afsætning af biogas til et lokalt naturgasnet er sammensætningen af gasapparater og biogasproduktionen osv. af stor betydning for den tekniske løsning og derved det økonomiske omfang. Til vurdering af omkostninger tages der udgangspunkt i case-beregninger i distributionsnettet, der forsynes fra MR-stationen i Jebjerg. I det følgende er det benævnt Jebjergnettet. Nettet er vist i Figur 4.1 nedenfor. Casen tager udgangspunkt i et scenarie, hvor biogassen afsættes direkte til distributionsnettet uden at blive opgraderet til naturgaskvalitet. I stedet tilpasses gasapparater, der forsynes, sådan at de fungerer med biogas i stedet for naturgas. Naturgasnettet fungerer som backup, i tilfælde af at biogasproduktionen ikke kan dække forbruget fra nettet. Naturgas og biogas har ikke samme egenskaber. Naturgassen blandes med luft, sådan at naturgas-luftblandingen har et wobbetal svarende til biogas, inden den ledes over i Jebjergnettet. Figur 4.1 Distributionsnettet forsynet fra MR-stationen i Jebjerg, kilde [1].

9 DGC-rapport 6 Nærværende afsnit er opdelt i to dele, hvoraf første delafsnit tager udgangspunkt i og beskriver de tekniske udfordringer, mens andet delafsnit gennemgår de overordnede økonomiske aspekter ved omstillingen. 4.1 Tekniske udfordringer Konvertering af et naturgasnet til biogasdrift medfører en række tekniske udfordringer relateret til produktionen og biogaskvaliteten. De tekniske udfordringer kan primært henføres til biogasproduktionen, gasforbrug og omstilling eller udskiftning af naturgasapparater samt netkapaciteten i distributionsnettet. Førstnævnte er et spørgsmål om gasmængder, mens de andre er relateret til biogaskvaliteten, som er forskellig fra naturgas Biogasproduktion og gasbehov I spørgsmålet om gasbehov og biogasproduktion er Figur 4.2 udarbejdet, som giver et detaljeret overblik over et Jebjergnet potentielt forsynet med direkte afsat biogas. Af figuren fremgår det, at der i løbet af året vil være mere end 6000 timers behov for forsyning af nedgraderet naturgas, da biogasproduktionen ikke kan dække gasforbruget. Samtidig ses det også, at der vil være lidt mere end 2500 timer, hvor det er nødvendigt at afsætte biogassen til fordelingsnettet. Figuren illustrerer derfor nødvendigheden af et backup- og opgraderingssystem, som skal træde i kraft, når produktionen og efterspørgsel ikke er ens. Denne problemstilling vil være tilsvarende for andre biogasnet, hvor figuren dog kan variere i gasforbruget og/eller biogasproduktionen.

10 DGC-rapport 7 Kundeforbrug Biogas produktion Energiforbrug [GJ] Behov for nedgraderet naturgas Afsætning af biogas til fordelingsnet Opdelt forbrug for året [pr. time] Figur 4.2 Kundeforbruget, biogasproduktionen, kilde [2] Af tekniske løsninger til backup har [1] beskrevet en velkendt metode, hvor naturgas nedgraderes til bygas2 ved tilsætning af luft til naturgas vha. ejektorer, der anvender naturgassens tryk til at trække luften ind. Tilsvarende nedgraderingsmetode, hvor luft iblandes naturgas, kan også benyttes til at lave naturgas om til biogaskvalitet. Beregninger har dog vist at ejektorsystemet ikke kan levere det ønskede tryk til naturgas-luftblandingen på 4 bar, som er trykket i distributionsnet. Derfor er det nødvendigt at anvende en anden metode til at nedgradere naturgassen, hvor luft alternativt komprimeres op til det ønskede tryk og derefter blandes med naturgas. Nedgraderingsløsningerne er ikke problemfri, selvom gasserne har ens wobbetal, da nedgraderet naturgas og biogas ikke har samme forbrændingsegenskaber. Det betyder, at situationer som afblæsning, termisk belastning af komponenter og dårlig forbrænding kan opstå. I perioder, hvor biogasproduktion overstiger forbruget i nettet, kan overskydende biogas opgraderes, komprimeres og afsættes via fordelingsnettet, der i dag forsyner Jebjergnettet med naturgas. afbrændes vha. en flare. Dette vil spare anlægs- og driftsomkostningerne, som opgraderingen medfører, men skal modvejes i tabt omsætning og ikke mindst øget CO 2 -aftryk.

11 DGC-rapport Omstilling eller udskiftning af gasforbrugende apparater Indførelsen af biogas i distributionsnettet stiller også nye krav til apparaterne, hvor det må forventes, at disse enten skal udskiftes, modificeres eller efterjusteres. Årsagen hertil skal findes i kvalitetsforskellen mellem naturgas og biogas, som bl.a. påvirker forbrændingsforholdene, hvilket kan føre til uhensigtsmæssige og farlige situationer ved gasforbrænding. Læs nærmere om disse problemstillinger i [1]. Nedenstående Tabel 4.1 viser en oversigt over Jebjergnettets installationer med tilhørende installeret effekt for hver kategori. Det ses, at de tre kategorier, kedler, gasblæseluftbrændere og motorer, udgør 98 pct. af den installerede effekt, hvorfor fokus er lagt på disse tre kategorier. Kedelmassen 1 i Jebjerg blev i [1] vurderet til at være uegnet til biogasdrift ud fra en teknisk betragtning. Ud over de forbrændingsmæssige udfordringer er der også lovkrav, som skal overholdes, som fx at kedlerne skal være godkendt til biogasdrift, og at nye kedelinstallationer skal være kondenserende. HOFOR har dog positive erfaringer med omstilling af naturgaskedler, som efterfølgende er godkendt til biogas, jf. Bilag A. HOFORs omtalte kedler anvender kun biogas og ikke gasser med en varierende gassammensætning, som vil være tilfældet her, idet der også anvendes naturgas-luftblanding som backup. Pga. biogassens CO 2 -indhold kan der være risiko for ustabil forbrænding, hvis biogasandelen er for høj, og apparatet ikke er bygget til det. Fx må bygassen i Danmark maksimalt indeholde 43 pct. biogas (på energibasis). På baggrund af dette vurderes en ombygning/udskiftning af kedelmassen som mulig, om end problematisk. Ved omstilling af gasblæseluftbrændere er udfordringerne følgende: Gasrampen skal sandsynligvis skiftes ud, brænderen skal konfigureres til biogas, og denne skal være udstyret med tilbageslagsventil. For gasrampen gælder det yderligere, at denne skal være godkendt til biogas. Herefter kan gasblæseluftbrænderen indreguleres. Dette forventes at tage omkring 4-6 timer, jf. mailkorrespondance med Weishaupt. 1 Dækker over både villa- og fjernvarmekedler, men i dette eksempel behandles massen udelukkende som villakedler.

12 DGC-rapport 9 I Jebjergnettet er der 7 installerede naturgasmotorer, som skal ombygges for at kunne køre på biogas og nedgraderet naturgas. Ombygningen vil typisk omfatte justering af motor, udskiftning af styringskomponent, målere osv. Omstilling af naturgasmotorer er bestemt mulig set ud fra [1] og [3]. Tabel 4.1 Registreret antal og installeret effekt af forskellige typer gasforbrugende apparater, der forsynes i Jebjergnettet. Antal Installeret effekt [kw] Landbrug og mindre virksomheder Komfurer, husholdning Komfurer, storkøkken 3 35 Kedler Gasblæseluftbrændere Tørretumblere 3 6 Kaloriferer eller strålepaneler Gasmotorer Netkapacitet og forbrugsmåling Biogas og nedgraderet naturgas har en lavere brændværdi end naturgas, og for at dække energibehovet må volumenflow i distributionsnettet øges med 70 pct. Fra [1] er der listet tre mulige løsninger for at opretholde energiforsyningen. 1. Afgangstrykket fra MR-stationen hæves med mindst 1,5 bar til 5,3 bar(g) for at kompensere for øget tryktab, hvilket er mere end nettets designtryk (4 bar). Det er dermed ikke en reel mulighed at få godkendt det øgede afgangstryk. 2. Den krævede effekt hos enkelte store forbrugere reduceres. Fx kan trykket opretholdes hos øvrige forbrugere, hvis Ramsing-Lem- Lihme Kraftvarmeværk afbrydes. Det vil sandsynligvis kræve, at der aftales en kompensationsordning for kraftvarmeværket. 3. Der installeres to kompressoranlæg i distributionsnettet, der skal kompensere for det øgede tryktab, som opstår, som følge af at det er en større gasmængde, der skal distribueres.

13 DGC-rapport 10 Af de ovenstående mulige løsninger blev den første udelukket, pga. at distributionsnettet ikke var/er designet til den krævede trykforøgelse. Den anden løsning kom uden om dette ved at reducere forbruget hos storkunder. Den tredje løsning kompenserer trykfaldet ved at installere to kompressorer. Nye forbrugstal viser, at den samlede installerede effekt er reduceret med næsten 60 pct. ift. tidligere, og umiddelbart vurderes det derfor, at der ikke er behov for at gøre noget yderligere ift. Jebjerg. Dette er dog ikke nødvendigvis tilfældet for andre distributionsnet. Hertil kan det også være nødvendigt at udskifte nogle rørinstallationer for at kunne tage højde for en større strømning. Den forøgede mængde gas i nettet vil også stille nye krav til målerinstallationer, som skal kunne håndtere det øgede flow. For villakunder vurderes det ikke, at disse målerinstallationer skal udskiftes, hvorimod det for de øvrige installationer individuelt skal vurderes, om målersystemet skal udskiftes. Begrundelsen er, at måler- og regulatorsystemerne tilpasses individuelt til forbrugeren, hvorimod villakunder har standardmålere, som godt kan håndtere det øgede flow. 4.2 Samfundsøkonomiske aspekter ved implementering af de tekniske løsninger I de følgende underafsnit opstilles de samfundsøkonomiske omkostninger ved omstilling til biogasnet for Jebjergnettet, hvor alternativerne samtidig opstilles. Sidste delafsnit opstiller herefter de overordnede økonomiske omkostninger ved omstillingen. I beregningsgrundlagene er der opstillet fire mulige scenarier, hvoraf de første tre er forskellige biogasscenarier, mens det sidste er et opgraderingsscenarie. Opgraderingsscenariets formål er at muliggøre økonomiske sammenligningsgrundlag for rentabiliteten ved biogasnet mod normal praksis. De tre tænkte biogasscenarier oplistes nedenfor. - Første scenarie tager udgangspunkt i, at villakedler kan omstilles til biogasdrift, hvor overskydende biogas flares.

14 DGC-rapport 11 - Andet scenarie tager udgangspunkt i en udskiftning af villakedler til biogaskedler, og at overskydende biogas opgraderes, komprimeres og afsættes til fordelingsnettet. - Tredje scenarie tager udgangspunkt i en udskiftning af villakedler til biogaskedler, hvor overskydende biogas flares. Omstillingen tænkes desuden forceret, med den begrundelse at der ikke kan implementeres en glidende overgang. For biogasdrift betyder det, at alle eksisterende apparater enten skal ombygges, udskiftes eller udfases. Derfor antages det desuden også, at alle installationers scrapværdi er nul, hvis nettet enten omstilles til biogasdrift eller lukkes. Foruden ovenstående skal der nævnes to andre antagelser om investeringslevetiderne og den anvendte interne rentefod. For levetiderne anvendes en standardlevetid på 20 år, hvis ikke der er givet en teknisk levetid for det givne anlæg. Det betyder, at der fx ved investering i nye gaskedler gælder en levetid på 22 år, jf. [4]. Den interne rentefod fastsættes ud fra den reale samfundsøkonomiske kalkulationsrente, jf. [5], som er fastsat til 4 pct. ved investeringslevetider på op til 35 år. Det skal ligeledes understreges, at der i de samfundsberegninger ikke er taget forbehold for forvridningstab, som skatter og afgifter medfører. I de følgende underafsnit gennemgås de forskellige omstillinger, der er nødvendige for de forskellige gasanlæg, som tidligere beskrevet Villakedler Konvertering af biogasnet vil kræve, at den nuværende kedelmasse enten ombygges eller udskiftes, med antagelse om at dette er muligt. I nedenstående Tabel 4.2 ses den samfundsøkonomiske opstilling ved ombygning eller udskiftning af kedelmassen. Der er i tabellen taget udgangspunkt i en standardkedel med maksimal ydelse på 20 kw, og hvor levetiden afhænger af, om den gamle kedel kan anvendes, eller om der skal investeres i en ny. For nye kedler anvendes en levetid på 22 år, og for de eksisterende kedler er

15 DGC-rapport 12 gennemsnittet sat til 20 år, som er sat ud fra en gennemsnitlig levetid af kedelmassen. I tabellen fremgår desuden også den forventede investeringsomkostning, hvis kedlen kan ombygges eller udskiftes. Ved opgradering skal der ikke foretages nogen yderligere investering, idet kedlen kan anvendes som før. Variable omkostninger som service osv. er desuden også inddraget, mens omkostninger ved gasforbrug ikke er inddraget i tabellen. Sidstnævnte sker, fordi der ikke regnes med nogen større ændring af gas/energiforbruget. Tabel 4.2 Økonomisk oversigt ved ombygning eller udskiftning af villakedler baseret primært på [4]. Biogas Opgraderet Ombygning Ny Ingen ændring Effekt [kw] Levetid [år] Apparat [t.kr.] 5 * 30 0 Faste årlige omk. [t.kr] 1,0 1,0 1,0 Variable årlige omk. [t.kr.] 0,8 0,8 0,8 CAPEX [t.kr/år] 0,6 2,1 0,0 OPEX [t.kr/år] 1,8 1,8 1,8 TOTAL [t.kr./år] 2,4 3,8 1,8 * Antaget omkostning til ombygning Tabellen viser, at en simpel ombygning koster omkring 600 kr. om året, mens det koster omkring 2100 kr. om året at udskifte kedlen med en ny biogaskedel. Ombygning eller udskiftning af kedelmassen i Jebjergnettet koster derfor enten 631 eller 2126 t.kr. om året, hvilket er en årlig omkostningsforskel på næsten 1.5 mio. kr. om året. Det skal dog bemærkes, at der i dag hverken findes godkendte muligheder for konvertering af eksisterende kedler eller nye kedler på markedet, der er godkendt til biogasdrift, hvor gassammensætningen kan variere, afhængig af andelen naturgas-luft, der anvendes til backup i perioder, hvor gasforbruget overstiger biogasproduktionen Gasmotorer Samfundsøkonomiske omkostninger ved konvertering af gasmotorer er tidligere blevet behandlet i [3], og i nedenstående Tabel 4.3 ses videre bereg-

16 DGC-rapport 13 ninger på den gennemsnitlige motorstørrelse i Jebjergnettet. Fra tabellen ses det, at den gennemsnitslige størrelse på motorerne ift. deres maksimale ydelse er omkring 3 MW, og der er fastsat en restlevetid på 10 år. Fra tabellen ses de forventede investeringsomkostninger, der kræves af gennemsnitsmotoren i Jebjerg, hvor der ved opgradering ikke kræves nogen ombygning. Faste årlige omkostninger er antaget at være ens både ved ombygning og opgraderet biogas. Tabel 4.3 Økonomisk oversigt ved omstilling til biogasdrift med opgraderet biogas, kilde [3] og [6]. Biogas Opgraderet Ombygning Effekt [MW] 3 3 Levetid [år] Ombygning [t.kr.] Faste årlige omk. [t.kr] 227,4 227,4 Variable årlige omk. [t.kr.] - - CAPEX [t.kr/år] 111,0 0,0 OPEX [t.kr/år] 227,4 227,4 TOTAL [t.kr./år] 338,3 227,4 Fra tabellen ses det, at den eneste omkostningsforskel, der er ved biogas og opgraderet biogas, er ombygningen, som biogasdrift kræver. Årligt betyder det en ekstraomkostning på omkring 110 t.kr. pr. motor, hvilket er en årlig omkostning på næsten 780 t.kr. i Jebjergnettet Gasblæseluftbrændere Gasblæseluftbrændere anvendes typisk i industriinstallationer. De samfundsøkonomiske omkostninger ved konvertering af gasblæseluftbrændere er baseret på antagelser bl.a. fra udmeldingen fra Weishaupt og ses i Tabel 4.4. Fra tabellen ses det, at omkostning ved udskiftning af ny gasrampe osv. er antaget til at løbe op på ca. 75 t.kr., hvilket giver en årlig ekstraomkostning.

17 DGC-rapport 14 Tabel 4.4 Forudsætninger anvendt til vurdering af omkostninger til konvertering af gasblæseluftbrænder til biogasdrift. Biogas Ombygning Effekt [kw] 600 Levetid [år] 10 Ombygning [t.kr.] 75 Faste årlige omk. [t.kr] - CAPEX [t.kr/år] 9,2 OPEX [t.kr/år] - TOTAL [t.kr./år] 9,2 Fra tabellen ses det, at det årligt forventes at koste 9,2 t.kr. årligt at omstille en gasblæseluftbrænder med en restlevetid på 10 år. Årligt betyder det en ekstraomkostning på omkring 350 t.kr. for Jebjergnettet Opgraderings- og nedgraderingsanlæg I delafsnittet Biogasproduktion med Figur 4.2 blev det vist, at der vil være situationer, hvor det er nødvendigt enten at opgradere overskudsproduktion af biogas eller alternativt flare denne. I Tabel 4.5 ses en oversigt over de økonomiske omkostninger ved at etablere et opgraderingsanlæg eller alternativt flare overskudsbiogas. Tabellen er opdelt i et biogasscenarie jf. scenarie 3 et opgraderingsscenarie og et flare-scenarie. I investeringerne er der taget udgangspunkt i, at den anvendte opgraderingsteknologi er water scrubbing, jf. [7]. Metoden renser desuden også for svovl, og derfor antages det, at det ikke er nødvendigt med et ekstra anlæg til svovlrensning i opgraderingsscenariet. Dette gælder ikke for biogasscenarierne, hvor den rene biogas skal renses for svovl, før det ledes i distributionsnettet. Det skal ligeledes nævnes, at denne metode også har andre fordele, da rensningen foregår under tryk, som passer til, at den opgraderede biogas kan sendes direkte på distributionsnettet, og der således ikke er behov for en ekstra kompressor til dette formål, men at der ved levering til 40 bar nettet er behov for yderligere tryksætning.

18 DGC-rapport 15 Et alternativ til ovenstående er i stedet at brænde gassen ved flaring. Denne metode antages at have lave investeringsomkostninger, men dette skal modsvares i det samfundsmæssige tab ved den unyttiggjorte gas. Tabet ved den unyttiggjorte gas bestemmes ved naturgasprissætningen i [8] ud fra argumentet om, at biogassen kunne erstatte et tilsvarende naturgasforbrug. Flaring vil sandsynligvis ikke accepteres politisk, men kan vise sig at være den mest simple og økonomisk tilgængelige metode til at håndtere den overskydende biogas. Derfor er denne også inddraget i den samfundsøkonomiske opstilling. Tabel 4.5 Økonomisk oversigt for opgraderingsanlæg ved overskudsproduktion og for ren opgradering, kilde [7]. Opgradering Flaring Overskud Hele produktionen Overskud Levetid [år] Anlæg, opgradering Faste årlige omk. [t.kr/år] Variable årlige omk. [t.kr./år] ,9 CAPEX [t.kr/år] 702,3 907,5 11,0 OPEX [t.kr/år] 173, ,0 526,9 TOTAL [t.kr./år] 875, ,5 537,9 * Antaget investeringsomkostning Fra Tabel 4.5 ses det som forventet, at biogasscenariet investeringsmæssigt er mindre omkostningsfyldt end scenariet, hvor al biogas opgraderes, hvor forskellen i kapitalomkostningerne næsten er 3 mio. kr. Forskellen betyder, at der skal investeres yderligere 30 pct. for at opnå samme niveau fra biogasscenariet til opgraderingsscenariet. Ved de faste årlige omkostninger ses der dog en markant større forskel, hvor omkostningerne ottedobles, pga. den større mængdebiogas, som opgraderes. Ved opgradering af overskydende biogas er der som tidligere nævnt også et behov for et kompressoranlæg, der kan trykke den opgraderede biogas op til 40 bar nettet, så den overskydende biogasproduktion kan afsættes til fordelingsnettet. I nedenstående Tabel 4.6 er samfundsøkonomien opstillet for et sådant anlæg. Det kan uddybes, at tabellen er fundet med udgangspunkt i [9], hvor der er approksimeret til en mindre kapacitetsstørrelse.

19 DGC-rapport 16 Tabel 4.6 Økonomisk oversigt for kompressoranlæg fra 4 bar til 40 bar nettet, kilde [9], [2] og [8]. Tilførsel til 40 bar nettet Levetid [år] 20 Kapacitet [Nm 3 /t] 400 Anlæg, tryk 40bar Variable årlige omk. [t.kr./år] 21 CAPEX [t.kr/år] 946,5 OPEX [t.kr/år] 20,6 TOTAL [t.kr./år] 967,1 Som nævnt i starten af delafsnittet vil der opstå overskudsproduktion af biogas, og ligeledes vil der opstå situationer, hvor biogasproduktionen heller ikke kan dække efterspørgslen, hvorfor det er nødvendigt at nedgradere naturgas til biogaskvalitet. Nedgradering vil derfor være nødvendig i alle biogastilfældene, og samfundsøkonomien ses i Tabel 4.7. Beregningerne, der går forud for tabellen, er baseret på kompressoranlæg beregnet til tryksætning fra 4 bar til 40 bar, hvorfor det er muligt, at prisen kan reduceres. Dog vurderes det ikke at være af afgørende betydning, da kompressorapparatsprisen kun udgør omkring halvdelen af investeringsomkostningen. Tabel 4.7 Økonomisk oversigt for kompressoranlæg ved tilførsel af luft til nedgradering af naturgas, kilde [9], [2] og [8]. Biogas Levetid [år] 20 Kapacitet [Nm 3 /t] 2300 Anlæg, kompressor 4 bar Årlige omk. [t.kr/år] 64 CAPEX [t.kr/år] 1138,7 OPEX [t.kr/år] 64,4 TOTAL [t.kr./år] 1203,1 * Der er taget udgangspunkt i anlægspriser for kompressoranlæg fra 4 bar til 40 bar, hvorfor det er sandsynligt, at prisen kan reduceres yderligere For begge kompressoranlæg jf. Tabel 4.6 og Tabel 4.7 gælder det, at der er medtaget investeringsomkostninger til kompressoranlæg, som omfatter kompressor, eltilslutningsbidrag og andet. Med hensyn til variable omkostninger er der inkluderet elforbrug baseret på priser an værk.

20 DGC-rapport De samlede samfundsøkonomiske omkostninger Dette underafsnit samler ovenstående gennemgang i et samlet samfundsøkonomisk perspektiv for omstillingen af Jebjergnettet ift. de nævnte scenarier. Det betyder, at ovenstående gennemgang sammenfattes med antallet af installationer i Jebjergnettet, jf. Tabel 4.1. Det skal desuden præciseres, at øvrige, ikke-gennemgåede, investeringer kan findes i Bilag A, som også er medtaget i den samlede oversigt. Det er kun investeringsomkostningerne og ekstra vedligeholdsomkostninger, der er medtaget. Det betyder, at det er valgt at se bort fra udgifter, som er ens i alle tilfælde, fx er vedligehold for villakedler osv. ikke med i oversigten. De overordnede resultater ses i Figur 4.3, mens mere detaljerede resultater ses i Tabel 4.8. Figuren er opdelt de tre nævnte biogasscenarier og et opgraderingsscenarie med bionaturgas i Jebjergnettet. Hvert scenarie er yderligere inddelt i kategorierne, apparater, biogaskonditionering, flare og gasnet Årlig samfundsomkostning (t.kr.) Flare Gasnet Konditionering Apparater Biogasscenarie Bionaturgas Figur 4.3 Oversigt over de samfundsmæssige omkostninger ved omstilling i Jebjergnettet, hvor omkostningerne er inddelt i fire overordnede kategorier. Det overordnede resultat fra Figur 4.3 viser, at bionaturgasscenariet, hvor biogassen opgraderes og injiceres i Jebjergnettet, har de laveste omkostninger efterfulgt af 1. biogasscenarie, hvor det antages, at villakedlerne kan

21 DGC-rapport 18 ombygges og overskudende biogas flares. Omsat i tal ses det fra Tabel 4.8, at bionaturgasscenariet har en omstillingspris på ca. 76 øre/m 3 metan og herefter kommer 1. biogasscenarie med en pris på 88 øre/m 3, mens det dyreste scenarie har en pris på 160 øre/m 3. Prisen er altså mere end dobbelt så høj for det dyreste scenarie som for det billigste. For biogasscenarierne ses det også fra figurerne, at hovedomkostningerne primært skal findes ved apparaterne, mens der ved 2. biogasscenarie hvor gaskedler udskiftes, og overskydende biogas opgraderes også ses betydelige omkostninger til gasnettet og konditionering af biogas. Tabel 4.8 giver en mere detaljeret oversigt over samfundsomkostningerne ved omstilling til biogasdrift. Tabel 4.8 Oversigt over de investeringsmæssige samfundsomkostninger i omstilling til biogasnet ved forskellige scenarier. Biogas Bionaturgas Husholdning, CAPEX Rørinstallationer Gasmotorer, CAPEX Rørinstallationer Gasblæseluftbrændere, CAPEX Biogasopgradering, CAPEX Biogasopgradering, OPEX Flaring, TOTAL Svovlrensning, TOTAL Nedgradering, CAPEX Nedgradering, OPEX Tryksætning 40bar, CAPEX Tryksætning 40bar, OPEX Øvrige installationer - Rørinstallationer Målere TOTAL [t.kr./år] TOTAL [øre/m 3 ]

22 DGC-rapport Diskussion Følgende diskussion er en refleksion over de samfundsøkonomiske resultater i forrige delafsnit. Generelt skal det præciseres, at priserne i Figur 4.3 og Tabel 4.8 naturligvis ikke er eksakte, men nærmere illustrerer et skøn over samfundsomkostningerne. Overordnet vurderes resultaterne dog at give et retvisende billede på, at opgradering er den mest samfundsmæssigt omkostningseffektive metode til at introducere biogas i et lokalt net. Begrundelsen herfor findes specielt i den store udskiftning/omstilling af apparater i nettet, som ren biogasdrift kræver. Udskiftning/omstilling af apparaterne er en teknisk omfattende løsning og indeholder sandsynligvis uforudsete ekstraomkostninger. En af de usikkerheder, der dog taler for biogasdrift, er nedgraderingsanlægget, som sandsynligvis er vurderet for højt, da beregningerne tager udgangspunkt i en kompressor, som komprimerer fra 4 til 40 bar. Beregninger viser dog, at en halvering i kompressorprisen ikke har den store betydning for regnskabet, hvor første biogasscenarie reduceres fra 88 til 80 øre/m 3. Dvs. en halvering i kompressorprisen reducerer de årlige omkostninger med 8 øre/m 3 for biogasscenarierne og bringer første biogasscenarie tættere på bionaturgasscenariet. Første scenarie indeholder dog også en væsentlig usikkerhed i prissætningen af den flarede biogas. Prissætningen for flaring baseres på den mængde naturgas, den opgraderede biogas kunne fortrænge i gasnettet, hvor prisen er bestemt ud fra importpriserne i [8]. Det betyder, at der ikke er tillagt nogen ekstra værdi i den CO 2 -neutralitet, som biogassen repræsenterer, og samtidig er der ikke taget højde for en produktion med uændrede omkostninger. Begge dele vil trække prisen for flaring op. Det skyldes, at der mistes klimagevinster ved flaring af grøn biogas, og det vil desuden fordyre den resterende biogas, som ikke flares, da produktionsomkostningerne er uændrede. Der er i beregningerne taget udgangspunkt i en case med en bestemt gasforbrugsprofil og en bestemt biogasproduktion. I andre cases vil både produktion og forbrug være anderledes, og derfor vil resultatet af beregningerne være anderledes. For at vurdere betydningen af disse forhold er biogasproduktionen og forbruget i case-beregningerne vurderet i forhold til andre mu-

23 DGC-rapport 20 lige scenarier. Til vurdering af gasforbruget i Jebjergnettet er forbruget i dette net sammenlignet med forbrug i ti andre distributionsnet, se Figur 4.4. Af figuren fremgår det, at kun to af de viste net har en forbrugsprofil, svarende til at der i længere perioder kan afsættes mere biogas end i referencescenariet. Samtidig bekræfter forbrugsprofilerne også nødvendigheden af at kunne bortskaffe overskydende gasproduktion samt at have et backupsystem. Figur 4.5 sammenligner mængden af biogas i referencescenariet med metanmængderne, der afsættes i form af bionaturgas til naturgasnettet i Danmark. Af figuren fremgår det, at mængden, der afsættes til Jebjergnettet, er lavt ift. det, der afsættes i andre delnet. For Jebjergnettet betyder det, at en stor mængde af den producerede biogas kan afsættes lokalt, og at der ikke er en større mængde, som skal opgraderes. Fordelen heri er, at der er et relativt højt aftag af den producerede biogas i en stor del af tiden. Omvendt er ulempen, at der i større grad er behov for backupforsyning, når produktionen ikke svarer til et større gasbehov. For Jebjergnettet er det umiddelbart en fordel, at produktionen ikke svarer til det højere gennemsnit, da omstillingen ville blive yderligere fordyret i behovet for et større opgraderingsanlæg til overskydende biogas, som kun delvist ville blive benyttet. Ulempen ved større biogasproduktion for Jebjergnettet ligger konkret i, at opgraderingsanlægget skal kunne dække en større grad af produktionen, hvorfor det bedre kan svare sig at opgradere hele produktionen og spare omkostningen ved omstillingen. Det betyder bl.a., at det undersøgte scenarie sandsynligvis er mere velegnet til afsætning af biogas, end det kan forventes andre steder. Der skal altså ligge en nøje overvejelse omkring størrelsen af opgraderingsanlægget ved omstilling til biogasdrift.

24 DGC-rapport Naturgasforbrug [Nm 3 ] Opdelt forbrug for året [pr. time] Figur 4.4 Naturgasforbrug i forskellige distributionsnet, som sammenligningsgrundlag til Jebjergnettet (stiplet sort streg). Figur 4.5 Bionaturgas, der afsættes til naturgasnettet i Danmark.

25 DGC-rapport 22 5 Opgradering af biogas i et naturgasforsynet område I dette afsnit klarlægges det, hvorvidt distribution af opgraderet biogas er en mulighed, som accepteres i forhold til realiserede CO 2 -reduktioner for villaejere i den ikke-kvotebelagte sektor. Opgraderet biogas kan afsættes enten ved dedikerede lokalnet som i det rene biogasscenarie eller ved salg af biogascertifikater. Sidstnævnte er den klart mest simple løsning, men sikrer ikke, at den opgraderede biogas når ud til køberne, men kun at biogassen når ud i gasnettet. I undersøgelsen har der været kontakt med forskellige fagpersoner fra bl.a. Energinet, som overordnet har henvist til Energistyrelsen, der har videresendt os til Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet. I svaret fra ministeriet fremgår det, at det ikke er direkte muligt at reducere i udledningen for boligsektoren ved kvoteopkøb. Dette skyldes, at der ikke er sikkerhed for, at biogassen når ud til forbrugeren, men derimod kun opgøres som en andel af hele gasnettet. Det betyder, at den opgraderede biogas tæller med som en andel af det samlede forbrug i nettet og således bliver inddraget i den kvoteog ikke-kvotebelagte sektor og alle sektorer herunder. Den opgraderede biogas i nettet kan således ikke tildeles til en enkelt sektor ved den nuværende opgørelsesmetode.

26 DGC-rapport 23 6 Perspektivering for husejerne I afsnit 4 var fokus på de samfundsmæssige omkostninger forbundet med omstilling af et naturgasnet til grøn gas. Analysen viste, at den mest samfundsrentable løsning p.t. er at opgradere biogassen til bionaturgas og injicere denne i et distributionsnet. Dette afsnit undersøger brugerøkonomien ved forskellige muligheder for klimaneutral opvarmning. I undersøgelsen er der inddraget tre løsningsforslag samt et referencescenarie for kunden, hvoraf de to første omhandler køb af grøn bionaturgas, og det sidste omhandler luft/vand-elvarmepumper. For at opstille investeringsscenarierne er det nødvendigt at opstille de forskellige energirelaterede udgifter/priser, der er for villaejeren. Denne opstilling ses i Tabel 6.1, hvor medtagne energiformer er naturgas, naturgas med certifikater fra HMN, grøn gas injiceret direkte i et lokalt net (Ø-drift) og el til en varmepumpe. I opstillingen af tabellen er det nødvendigt at finde den faktiske pris for bionaturgas, som er et tilnærmelsesvist tilsvarende produkt til HMN s løsning med naturgas kombineret med certifikater. HMN oplyser deres basispris for naturgas med og uden certifikater. I deres opgørelsesmetode opgør HMN en basis for naturgas (1,75 kr./m 3 ) ud fra energiprisen (1,68 kr./m 3 ) samt bidrag til transmission og lager (0,07 kr./m 3 ), hvor følgende formel for naturgas fås. BBBBBBBBB NNNNNNNN = EEEEEEEEEE + TTTTTmiiiiii Tilsvarende ligning kan opstilles for den grønne certifikatgasløsning fra HMN, hvor der samtidig skal medregnes et tilskud (5,39 kr./m 3 ) til opgraderet biogas. Tilskuddet fratrækkes i ligningen for basisprisen, da den indirekte er med til at skabe en lavere pris for kunden. I HMN s prisopgørelse er basisprisen for naturgas med certifikater (2,85 kr./m 3 ) ikke uddybet som ved basisprisen for naturgas, som er nødvendig for at beregne gasprisen ved lokal injicering af bionaturgas. Energiprisen for de to produkter skal dog være ens ellers vil det alternativt være mere interes-

27 DGC-rapport 24 sant for producenten at sælge til det højest bydende marked. Det betyder dermed, at energiprisen på bionaturgas er den eneste ubekendte ud fra en betragtning om, at transmissions- og lageromkostningen er uændret, og opgraderingstilskuddet er kendt. BBBBBBBBs NNNNNNNN mmm cccccccccccc = BBBBBBBBB BBBBBBBBBBB = EEEEEEEEEE BBBBBBBBBBB + TTTTTTTTTTTT TTTTTTT EEEEEEEEEE BBBBBBBBBBB = BBBBBBBBB BBBBBBBBBBB TTTTTTTTTTTT + TTTTTTT Ved ovenstående ligning kan man således finde energiprisen for bionaturgas udregnet til at være 8,17 kr./m 3, som også fremgår i Tabel 6.1. Kundens endelige pris inkl. afgifter mv. fremgår nederst i tabellen, hvor det skal bemærkes, at der er en forskel mellem løsningen med certifikater og bionaturgas afsat i lokal Ø-drift. Forskellen ligger bl.a. i et højere tilskud til opgradering og injicering i naturgasnettet, og omvendt opnår denne model ikke samme afgiftsfritagelser som opgraderet biogas i lokalnettet. Det tænkte eksempel med lokalnet er at betragte som Ø-net, således at lokalnettet ikke direkte har forbindelse til naturgasnettet. Lokalnetløsningen med opgraderet biogas betragtes altså som biogas, hvor tilskudssatserne er lavere ift. injiceret bionaturgas i naturgasnettet. Tabel 6.1 Prisoversigt for villaejeren ved brug af forskellige energikilder, kilde [2]. Brændselspriser Naturgas Grøn gas El Angivet i kr./nm 3 gas* Certifikater Lokalnet ** Gas- og elpris 1,68 8,17 8,17 0,04 Transmission og lager 0,07 0, Tilskud 0 5,39 2,20 - Distribution 0,87 0,87 0,87 0,32 Afgifter 2,59 2,59 0,11 0,57 Moms 1,30 1,58 1,74 0,23 Total [kr./nm 3 ] 6,51 7,89 8,68 - Total [kr./kwh] 0,59 0,72 0,79 1,17 * Antaget brændværdi for gas 11 kwh/nm 3 ** Elpriserne er angivet i kr./kwh

28 DGC-rapport 25 I tabellen er der inddraget elpriser, som benyttes i beregningen for varmepumpen. For elpriserne er der desuden medregnet afgiftsnedsættelse ift. reglerne om elrumvarme. I perspektiveringen er det antaget, at villaejerne står over for en udskiftning af den nuværende villakedel, og at der skal dækkes et gasforbrug svarende til kwh pr. år. I Tabel 6.2 er beregningsforudsætninger for forskellige scenarier opstillet, ud fra en antagelse om at villakunden skal udskifte den gamle kedel. Scenarierne er oplistet nedenfor. - Naturgaskunder har i dag mulighed for at købe biogascertifikater, som sikrer, at de indirekte er forbrugere af denne bionaturgas og derved bidrager til en grøn omstilling af gasnettet. - Fra afsnit 4 var konklusionen, at det samfundsøkonomisk bedst kunne svare sig at omstille til opgraderet biogas i lokalnettet, hvorfor denne mulighed også undersøges for villakunden. - En tredje mulighed for villakunden er at konvertere til en elvarmepumpe, som rykker kunden fra den ikke-kvotebelagte sektor til den kvotebelagte sektor. Herved opnås en reduktion i den ikkekvotebelagte sektor som ønsket ift. målsætning om at reducere i den ikke-kvotebelagte sektor i 2020 og For at give et mere realistisk bud på udskiftning til elvarmepumpe på 20 kw, og fordi Teknologikataloget [4] ikke har økonomiske tal for denne størrelse, er anlægsprisen øget med 50 pct. ift. 10 kw anlægget fra Teknologikataloget. Argumentet herfor er, at luft/væske-veksleren skal have en betydelig større størrelse, og at pumpen til anlægget også skal være større. Resultatet er en årlig meromkostning på 3 t.kr., hvilket gør, at biogascertifikatløsningen vurderes mere attraktiv. I betragtningen af de to grønne gasløsninger er det mest attraktive scenarie for villaejeren også certifikatløsningen, hvor denne vinder pga. det højere opgraderingstilskud, jf. Tabel 6.1. Dette sker, selvom den opgraderede biogas ud over tilskud også får reducerede afgifter, idet det er antaget, at den opgraderede biogas i det lokale net afgiftsmæssigt er at betragte som biogas.

29 DGC-rapport 26 Tabel 6.2 Investeringsoversigt for udskiftning af villakedel, kilder [4] og [2]. Naturgas Grøn gas Elektricitet Certifikater Lokalt net Nyt Effekt [kw] Levetid [år] Virkningsgrad [pct.] Apparat [t.kr.] ,5 * Faste årlige omk. [t.kr] 1,0 1,0 1,0 1,5 Variable årlige omk. [t.kr.] 0,8 0,8 0,8 0 Energiomk. [t.kr.] 10,7 12,9 14,2 6,5 CAPEX [t.kr./år] 2,1 2,1 2,1 10,1 OPEX [t.kr./år] 12,4 14,7 16,0 8,0 TOTAL [t.kr./år] 14,5 16,7 18,1 18,1 Forskel - 2,2 3,6 3,6 * Apparatet er antaget 50 pct. dyrere end 10 kw apparatet Resultatet viser, at det er mest rentabelt for villakunden at vælge certifikatløsningen, hvis det skal være klimaneutralt, ellers er naturgas billigst. Løsningerne med enten at opgradere i lokalnettet eller udskifte til elvarmepumpe er dyrere. Naturgas er fortsat den billigste løsning, men beregninger viser umiddelbart også, at for lidt mere end 2 t.kr. om året kan villakunden bidrage til den grønne omstilling vha. certifikatgas. En anden fordel ift. certifikatløsningen er, at løsningen er mulig, uanset om villaejeren skal have skiftet kedel eller ej.

30 DGC-rapport 27 7 Bibliografi [1] T. K. Jensen,»Nedgradering af gaskvaliteten i naturgasnettet,«dgc, Hørsholm, [2] J. Hoen,»Økonomiskeberegninger,«DGC, Hørsholm, [3] T. Kvist,»Ombygning af naturgasmotorer til biogasdrift,«dgc, Høsrholm, [4]»Technology Data for Individual heating plants and energy transport,«energistyrelsen; Energinet, København, 2016, rev [5]»Opdateret tillægsblad om kalkulationsrente, levetid og reference,«energi styrelsen, København, [6]»Technology Data for Energy Plants,«Energistyrelsen; Energinet, København, 2016, rev [7]»Technology Data for energy carrier generation and conversasion,«energistyrelsen, København, [8]»Samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger for energipriser og emissioner,«energistyrelsen, København, [9] P. Rolsted,»DGC-Kompressorpriser,«DGD.

31 DGC-rapport 28 Bilag A: Andre beregninger Svovlrensning Biogas Rensning fra 2000 til 0 ppm [kr./m 3 ] 0,04 Antaget metanandel af rå biogas 0,65 Årlig rå biogas [mio. m 3 ] 6,08 Årlig omk. [t.kr./år] 243,29 TOTAL [t.kr./år] 243,2 Rørinstallationer biogas Investering Antal Ingen ren, Renovering Villa Motorer ,5 Varmluftovne osv TOTAL [t.kr./år] Gasmålere Investering Antal Biogas Målere TOTAL [t.kr./år] 400