Biogas til nettet. Projektrapport Maj 2009

Transkript

1 Biogas til nettet Projektrapport Maj 2009

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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