Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark Rammebetingelser og tekniske forudsætninger Projektrapport Maj 2009 Deltagere: - Energistyrelsen - Energinet.dk - Naturgas Midt-Nord/HNG - DONG Energy - On/Off management - Dansk Gasteknisk Center a/s RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf. 2016 9600 Fax 4516 1199 www.dgc.dk dgc@dgc.dk
Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark Rammebetingelser og tekniske forudsætninger Torben K. Jensen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2009
DGC-rapport 3/30 Titel : Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Torben K. Jensen Dato for udgivelse : 17.05.2009 Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : 733-63; H:\733\63 Biogas i naturgasnettet - rammebetingelser\sammenfatning af fase 1\Endelig inkl. bilag\00_sammenfatning_rev_3_2.doc Sagsnavn : Biogas i naturgasnettet - rammebetingelser ISBN : 978-87-7795-332-3
DGC-rapport 4/30 Indholdsfortegnelse FORORD ----------------------------------------------------------------------------- 5 BAGGRUND ------------------------------------------------------------------------- 5 Fælles analyse ----------------------------------------------------------------------------------------- 6 LOKALE BALANCER MELLEM POTENTIALER FOR BIOGAS OG VARMEGRUNDLAG -------------------------------------------------------------- 8 SÆSONVARIATIONER I BIOGASPRODUKTION --------------------- 10 Sæsonregulering på Thorsø Biogas --------------------------------------------------------------- 10 Omkostninger i forbindelse med oplagring. ----------------------------------------------------- 11 Rundspørge blandt biogasfællesanlæg ----------------------------------------------------------- 11 Sæsonvariation set fra Energistyrelsen ----------------------------------------------------------- 12 Sammenfattende kommentar om sæsonregulering ------------------------------------------ 13 Uafklarede forhold ----------------------------------------------------------------------------------- 13 BIOGASSENS BIDRAG TIL 20-20-20 MÅLENE ------------------------ 15 Drivhusgasreduktioner ------------------------------------------------------------------------------ 15 VE i transportsektoren ------------------------------------------------------------------------------ 16 VE i energiforsyningen ----------------------------------------------------------------------------- 16 ELEMENTER I EN SAMFUNDSØKONOMISK SAMMENLIGNING 17 Biogas forbrugt direkte i nærliggende kraftvarmeværk --------------------------------------- 17 Biogas opgraderet og distribueret via naturgasnettet ------------------------------------------ 17 Nedgradering af lokale distributionsnet til biogaskvalitet ------------------------------------ 17 OPGRADERING AF BIOGAS ------------------------------------------------ 19 Priser --------------------------------------------------------------------------------------------------- 19 Energiforbrug og metanemission ------------------------------------------------------------------ 20 SÆSONAFHÆNGIGE NATURGASPRISER ----------------------------- 22 Bilagsoversigt Bilag 1. Lokale balancer mellem potentialer for biogas og varmegrundlag. Bilag 2A. Sæsonvariation i Biogasproduktion. (Case Thorsø Miljø- og Biogasanlæg Amba.). Bilag 2B. Sæsonvariation i Biogasproduktion. Bilag 3. Biogas bidrag til 20-20-20 målene Bilag 4. Elementer i en samfundsøkonomisk sammenligning Bilag 5. Opgradering af biogas Bilag 6. Sæsonafhængige naturgaspriser h:\733\63 biogas i naturgasnettet - rammebetingelser\sammenfatning af fase 1\endelig inkl. bilag\00_sammenfatning_rev_3_2.doc 23-03-2009
DGC-rapport 5/30 Forord Denne sammenfatning markerer afslutning af fase I i et forløb hvor aktører i biogasbranchen drøfter aktuelle rammebetingelser for biogas. Sammenfatningen er skrevet af DGC på baggrund af seks individuelle oplæg. Disse er vedlagt som bilag og er ikke redigeret af DGC. Alle deltagere har haft lejlighed til at kommentere sammenfatningen. Baggrund Energistyrelsen skønner med udgangspunkt i Energiforliget af 21. februar 2008, at produktionen af biogas skal øges fra det nuværende niveau på 4 PJ per år til 12 PJ per år i perioden frem til år 2020. Dette svarer til en udbygning med ca. 40 nye biogasanlæg på størrelse med de største af de eksisterende. Fødevareministeriet har vurderet, at en forøgelse i udnyttelsen af biogaspotentialet fra de nuværende 4 % til et niveau på 45 % er realistisk i 2020. I dag anvendes biogas næsten udelukkende lokalt til KV-produktion. I det seneste års tid har interessen for at afsætte og transportere biogas i naturgasnettet været stor fordi denne mulighed kan være med til at løse problemet med afsætning af biogas, i områder hvor der ikke er et tilstrækkeligt stort varmegrundlag. Teknologien er udviklet og anvendes i fx Sverige og Tyskland. Tekniske og økonomiske kriterier skal opfyldes før biogas kan afsættes og transporteres i naturgasnettet i Danmark: Gassens kvalitet (sammensætning) skal efter opblanding overholde visse krav for at sikre korrekt funktion af gasapparater. Det er derfor nødvendigt at opgradere biogassen (fjerne CO 2 ). I dag gives der indirekte tilskud til biogasproduktion via tilskud og afgiftsfritagelse til KV-produktion. En tilskudsmæssig ligestilling mellem forskellige anvendelser af biogas er en betingelse for at opgradering og distribution af biogas via naturgasnettet kan blive rentabelt 1. 1 Med offentliggørende af Grøn Vækst planen 30. april 2009 har regeringen tilkendegivet, at den ønsker tilskudsmæssig ligestilling af afsætning af biogas til naturgasnettet med anvendelse af biogas til kraftvarme.
DGC-rapport 6/30 Fælles analyse På møde den 19.01.2009 mellem Energistyrelsen, Energinet.dk, Naturgas Midt-Nord og DGC var der enighed om, at den øgede biogasmængde skal anvendes mest effektivt og hensigtsmæssigt såvel miljø-, energi- som markedsmæssigt. Både de lokale rammebetingelser (biogaspotentiale og varmegrundlag) og miljøforhold (gyllehåndtering, CO 2 -reduktion og CO 2 kvoter) samt tilskud og betalingsvillighed har indflydelse på hvilken anvendelse af biogas, der er optimal. Det blev på mødet besluttet at afdække disse forhold i et åbent samarbejde, hvori også andre relevante aktører kan deltage eller bidrage. Indholdet af analysen er overordnet: Afsætningsmuligheder for biogas 1. Lokale balancer mellem potentialer for biogas og varmegrundlag 2. Sæsonvariationer i biogasproduktion 3. Afsætning af biogas til naturgasnettet. Opgradering vs. nedgradering 4. Tilslutning til naturgasnettet Miljø- og samfundsforhold 5. CO 2 kvotesystemets betydning for anvendelse af biogas 6. Samfundsøkonomisk sammenligning 7. Forsyningssikkerhed 8. Elsystemets fleksibilitet Markedsforhold 9. Kort sammenfattende notat om opgraderingspriser 10. Betalingsvillighed for opgraderet biogas 11. Afsætning af biogas til naturgasfyrede KV værker på markedsvilkår 12. Sæsonafhængige naturgaspriser 13. Landbrugets interesser og fordele 14. Anvendelse af biomasse i et fremtidigt energisystem. For at sikre at de mest efterspurgte informationer tilvejebringes hurtigt, deles den samlede opgave i to faser.
DGC-rapport 7/30 I fase 1 undersøges: Punkt 1. Lokale balancer mellem potentialer for biogas og varmegrundlag Punkt 2. Sæsonvariationer i biogasproduktion Punkt 5. CO 2 kvotesystemets betydning for anvendelse af biogas Punkt 6. Samfundsøkonomisk sammenligning Punkt 9. Kort sammenfattende notat om opgraderingspriser Punkt 12. Sæsonafhængige naturgaspriser Nærværende notat sammenfatter undersøgelsens fase 1.
DGC-rapport 8/30 Lokale balancer mellem potentialer for biogas og varmegrundlag Indsatsen for afdækning de lokale balancer for biogas og varmegrundlag er afgrænset til at dække Syd- og Vestsjælland (DONG Energy Distribution) Syd- og Sønderjylland (DONG Energy Distribution) Midt- og Nordjylland (Naturgas MidtNord) Eftersom alle områder i Danmark med stor husdyrtæthed hermed er inkluderet i undersøgelsen, vurderes det at være tilstrækkeligt. Opgørelsen af data for potentialet for biogasproduktion er baseret på data fra Foulum. Tallene er baseret på gødningsregnskaberne for 2006. Data for Naturgasforbruget til decentral kraftvarme og beregninger af afsætningsmulighederne for biogas hertil er leveret af DONG Energy distribution og Naturgas MidtNord. Både biogaspotentialet og naturgasforbruget til motorbaseret kraftvarme er opgivet for alle kommuner i de pågældende områder. Det er i den aktuelle beregning antaget, at det ikke er hele biogaspotentialet, der kan realiseres, men kun 75 %. Der vil være mindre bedrifter hvorfra indsamling af husdyrgødningen ikke vil være rentabel. Det er desuden antaget, at det ikke er hele naturgasforbruget på motoranlæggene, der kan erstattes af biogas. Andelen af naturgas, der kan erstattes, hænger sammen med mulighederne for og fordele ved sæsonregulering af biogasproduktionen. Der er her regnet med at 30 % af naturgassen erstattes af biogas. Det svarer til grundlastsniveauet i Energistyrelsens regneeksempel angivet i Tabel 2 i Bilag 2B. De opgjorte potentialer er angivet i Tabel 1. Tabel 1. Opgørelse naturgasforbrug og biogaspotentiale. Afsætning til KV 75% udnyttelse Biogas som grundlast (30 %) motoranlæg af biogaspot. til KV Mio. m 3 (n) Mio. m 3 (n) Mio. m 3 (n) NG NG ækv. NG ækv. Restpotentiale Mio. m 3 (n) NG ækv Syd- og Sønderjylland 117,3 93,8 35,2-58,6 Syd- og Vestsjælland 43,4 12,7 13,0 0,4 Midt- og Nordjylland 266,5 148,4 80,0-68,4
DGC-rapport 9/30 Af tabellen fremgår det, at de naturgasfyrede motorbaserede kraftvarmeværker kan aftage biogaspotentialet i Syd- og Vestsjælland. I Syd- og Sønderjylland er det udnyttelige biogaspotentiale 59 mio. m3 større end der kan afsættes til grundlast på motorbaserede kraftvarmeværker i området. For Midt og Nordjylland er det tilsvarende tal 68 mio. m3. Det svarer hhv. 62,5 og 46,1 % af biogaspotentialet. I Syd- og Sønderjylland er der desuden to kommuner, hvor biogaspotentialet er tilsammen 5,8 mio. m 3 lavere end naturgasforbruget, der kan erstattes af biogas. Pga. afstandsmæssige forhold, er det uklart om det vil være rentabelt at udnytte dette til afsætning af biogas fra andre kommuner. Det skyldes, at opgørelsen er udarbejdet på kommuneniveau, hvorfor det ikke er klart, hvor langt biogassen eller gyllen skal transporteres for at kunne anvendes på et eksisterende kraftvarmeværk. Hvis det ikke er rentabelt at afsætte biogassen i en nabokommune, betyder det, at andelen af biogaspotentialet, der ikke kan udnyttes svarer til 68,7 % i stedet for 62,5 % af det udnyttelige biogaspotentiale. Tilsvarende er der i Midt- og Nordjylland to kommuner, hvor biogaspotentialet er tilsammen 6,6 mio. m3 lavere end naturgasforbruget, der kan erstattes af biogas. Hvis ikke dette naturgasforbrug erstattes af biogas fra andre kommuner, betyder det at andelen af biogaspotentialet, der ikke kan udnyttes svarer til 50,6 % i stedet for 46,1 %. For yderligere detaljer se bilag 1.
DGC-rapport 10/30 Sæsonvariationer i biogasproduktion Ved anvendelse af biogas til kraftvarmeproduktion er der mange steder i dag en vis ubalance mellem biogasproduktion og det lokale behov for fjernvarme. Varmebehovet om sommeren er typisk omkring en fjerdedel af varmebehovet om vinteren. Denne sæsonvariation kan være en udfordring for biogasanlæg. På flere biogasfyrede kraftvarmeværker bortkøler man varme i sommerperioden, fordi varmeproduktion overstiger fjernvarmeforbruget. Hvor stor den årlig bortkøling er, varierer fra anlæg til anlæg. Det afhænger naturligvis af, hvor stor det samlede årlige lokale fjernvarmebehov er i forhold til den årlige gasproduktion. Der er eksempler på at bortkølingen energimæssigt svarer til 10-20 % af den årlige biogasproduktion. Hvis fjernvarmebehovet er så stort, at biogasproduktion kan nøjes med at dække grundlasten er det ikke nødvendigt hverken at bortkøle varme eller at sæsonregulere biogasproduktionen. Biogasanlæg kan sæsonvariere produktionen. Dette kan gøres ved at anvende f.eks. fedtholdigt affald, energiafgrøder eller anden egnet biomasse med et potentielt højt gaspotentiale på en hensigtsmæssig måde. Mulighederne for sæsonregulering er i forbindelse med dette arbejde blevet beskrevet i to notater. Vedlagt som bilag 2A og 2B. Det ene beskriver forhold omkring sæsonregulering for et konkret biogasanlæg, nemlig Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Det andet notat beskriver mulighederne og behovet for sæsonregulering generelt. Sæsonregulering på Thorsø Biogas Thorsø Miljø & Biogasanlæg AmbA. (THMB) behandler ca. 120.000 tons biomasse årligt og producerer ca. 3.756.000 m 3 biogas, svarende til 2.220.000 m 3 naturgas om året. Sammenlagt er der i alt et varmebehov for Thorsø Fjernvarme og THMB på ca. 17.000 MWh pr. år. THMB har indgået aftaler med forskellige industrier om modtagelse af industriaffald. Affald fra slagterierne genereres året rundt. Derfor modtager
DGC-rapport 11/30 THMB stort set samme mængde hver måned. Spildevandslam modtages og anvendes ligeledes jævnt over hele året. Det er dels af hensyn til anlæggets hygiejniseringskapacitet, dels af hensyn til den jævne produktion af slam. Husdyrgødning bliver ligeledes tilført jævnt over året. Dette fordi man ønsker at få husdyrgødningen så frisk som mulig, for at få det størst mulige gaspotentiale, men også for at optimere logistikken vedr. transport af biomasse. Desuden har det vist sig, at anlægget får procesmæssige problemer (skum etc.), såfremt andelen af slagteriaffald og slam fra mejeri bliver for høj. Derfor tilstræbes det, at holde et stabilt forhold mellem gylle og industriaffald. Hvis THMB skal øge sæsonvariationen i biogasproduktion skal der investeres i oplagring af organisk affald, sådan at det kan gemmes fra sommerperioden til vinterperioden, hvor varmegrundlaget er større. Omkostninger i forbindelse med oplagring. Det forudsættes, at det oprindelige transportmønster fastholdes, hvorfor økonomien herfor vil være uændret. Oplagring af de forskellige biomassetyper forudsættes oplagret i separate tanke med overdækning. Tankene skal tilsluttes det eksisterende lugtbehandlingsanlæg og forsynes med omrører. Lager for afgasset biomasse udføres som en betontank med gastæt overdækning. Tanken forbindes med anlæggets gassystem. Merindtejningen vil i tilfældet THMB kun kunne dække ca. 70 % af omkostningerne til de nødvendige oplagringsfaciliteter. Detaljer og forudsætning er angivet Bilag 2A. Rundspørge blandt biogasfællesanlæg af On/Off management Der er foretaget en rundspørge hos 10 biogasfællesanlæg, om deres erfaringer med sæsonvariation af biogasproduktion og i givet fald hvilken. Der var en fin tilbagemelding. Tilbagemeldingerne er sammenfattet i nedenstående. Næsten alle anlæg bortkøler varme om sommeren. Der var ingen anlæg, der har en tilstrækkelig lagerkapacitet til at oplagre biomasse til de kolde perioder
DGC-rapport 12/30 Ingen har umiddelbar lyst til at oplagre industriaffald pga. lugt og skumproblemer. Såfremt man har tilstrækkelig med f.eks. glycerol, vurderes det, at man kan regulere gasproduktionen næsten 100 %, men glycerol er så dyrt at man ikke kan tjene på at sælge gas baseret på glycerol. Andel af industriaffald vil overstige de lovmæssige 25 %, hvis man vil udbringe den afgassede biomasse i hht. Husdyrbekendtgørelsen. Energistyrelsens generelle synspunkter vedrørende sæsonregulering Energistyrelsen vurderer at potentialerne for udnyttelse af sæsonregulering af biogasproduktion er større end ovenforstående vurdering for THMB indikerer, og at der heri ligger uudnyttede økonomiske muligheder for biogasanlæggene. Biogasudbyttet på biogasfællesanlæggene varierer mellem 25 og 90 m 3 pr. m 3 tilført biomasse. Den store forskel er ikke et udtryk for effektiviteten på anlæggene, men for hvilke biomasser biogassen produceres ud fra. Til illustration af muligheden for at indpasse biogas i det eksisterende kraftvarmesystem, har Energistyrelsen lavet et beregningseksempel med biogasanlæg på 1000 m 3 gylle pr. dag og et kraftvarmeværk med et årligt brændselsbehov på 100.000 MWh. Hvis biogasanlægget alene forsynes med gylle, der har et gasudbytte på 22 m 3 gas pr. m 3 biomasse, vil det kunne dække 44 % af brændselsbehovet (inklusiv biogasanlæggets eget procesvarmebehov). Hvis man i vintermånederne supplerer med biomasse med et højt biogasudbytte, sådan at den samlede gasproduktion kommer op på 72 m 3 gas pr. m 3 biomasse, vil biogasanlægget kunne dække 97 % af det samlede brændselsbehov. Det betyder, at 54 % af biogasproduktionen i det tilfælde er baseret på andre biomasser, der er egnede til sæsonregulering. Yderligere detaljer er angivet i bilag 2B.
DGC-rapport 13/30 Sammenfattende kommentar om sæsonregulering Af ovenstående fremgår det, at nogle biogasproducenter ønsker at drive anlæggene uden alt for store sæsonvariationer i biogasproduktionen. Det er dels for at undgå omkostninger til oplagring af organisk affald, dels for at undgå de driftsmæssige udfordringer/problemer som en stor sæsonmæssig variation i biogasproduktionen medfører. På den anden side argumenterer Energistyrelsen for, at de gyllebaserede biogasanlæg efter styrelsens vurdering generelt er økonomisk konkurrencedygtige til øget produktion i vinterhalvåret og derfor skal udvikle og udnytte denne styrkeposition. Uafklarede forhold For at kunne foretage en mere dækkende vurdering af mulighederne for og økonomiske og miljømæssige konsekvenser af sæsonregulering af biogasproduktion er det nødvendig med en yderlig undersøgelse. Disse forhold vil bliver undersøgt i projektets fase 2 med Energinet.dk som tovholder. Undersøgelsen vil behandle følgende problemstillinger: Biomassepotentialer og oplagringsomkostninger Organisk affald med højt gaspotentiale er allerede i dag en begrænset resurse. I en fremtidig situation, hvor biogasproduktionen øges kraftigt, vil denne begrænsning være endnu mere udtalt og dermed vil muligheden for sæsonvariation af biogasproduktion også være begrænset. Energistyrelsen har vurderet hvordan et muligt resursegrundlag for en 8 PJ biogasudbygning kan tænkes at se ud. Her er det vurderet, at 83 % af energien vil komme fra husdyrgødning, heraf en del fra fast gødning (dybstrøelse m.m.) som i et vist omfang vil være egnet til sæsonregulering. Energiafgrøder er velegnede til sæsonregulering, men det er forlods uklart, hvor omfattende brugen af energiafgrøder til biogasproduktion vil blive. En betingelse for at øge gasproduktionen i vintermånederne er, at det er økonomisk fordelagtigt at oplagre relevante biomasser og organisk affald fra sommerperioden til anvendelse i løbet af vinterhalvåret. Dvs. udgifterne til oplagring skal være lavere end merindtjeningen ved øget gasproduktion om vinteren. Energistyrelsen vurderer, at det er der gode muligheder for. Bortset
DGC-rapport 14/30 fra brug af energiafgrøder er det i tilfældet Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, som tidligere beskrevet, ikke at være tilfældet. Stort set alle biogasanlæg er forskellige mht. biomassesammensætning og varmegrundlag. Det kan være sådanne lokale forhold, der gør, at der er uoverensstemmelse mellem Energistyrelsens vurdering og forholdene i Thorsø. For at kunne vurdere om det er tilfældet, kræves der en undersøgelse af behovet for og omkostninger forbundet med oplagring og konservering af forskellige relevante biomasser sat i forhold til den merværdi, der kan opnås ved at lagre biomassen til senere brug. Metanemissioner Ved oplagring af organisk affald og husdyrgødning er der risiko for metanemission. I en samlet vurdering af omkostninger til oplagring af biomasse, er det nødvendigt at kunne vurdere metanemissionen ved oplagring og omkostninger til reduktion af denne.
DGC-rapport 15/30 Biogassens bidrag til 20-20-20 målene Som resten af verden står Danmark over for to store energipolitiske udfordringer: At reducere energisektorens CO 2 -udledninger samt sikre forsyningssikkerheden. Et af svarene på udfordringerne vil være en omstilling af energiforsyningen fra fossile brændsler til vedvarende energi, og regeringens langsigtede vision er, at Danmark på sigt skal være helt uafhængig af fossile brændsler. I december 2008 vedtog EU en ny klimapakke, der opstiller bindende mål for blandt andet andelen af vedvarende energi og reduktion i CO 2 - udledningen. Disse målsætninger vil have stor indflydelse på det danske energisystem både i el-, gas-, varme- og transportsektoren. Biogassens fremtidige anvendelse vurderes derfor her ud fra hvorvidt anvendelsen af biogas bidrager til Danmarks opfyldelse af internationale forpligtigelser inden for følgende tre områder: Drivhusgasreduktioner VE i energiforsyningen VE i transportsektoren Drivhusgasreduktioner Den samlede CO2-reduktion i EU skal i 2020 udgøre 20 % i forhold til niveauet i 1990. I EU skal der reduceres med 21 % i de kvoteomfattede sektorer og med 10 % i de ikke-kvoteomfattede sektorer i forhold til 2005 emissionerne. For Danmarks vedkommende betyder det efter principperne for byrdefordeling en reduktion på 20 % i de ikke-kvoteomfattede sektorer. De største udledninger kommer her fra landbrugs- og transportsektoren. Derfor er det nærliggende at fokusere på øget anvendelse af vedvarende energi i transportsektoren og en øget biogasproduktion, som vil betyde, at landbrugets drivhusgasemissioner reduceres. Alle el- og varmeproduktionsanlæg med mere end 20MW indfyret effekt samt store industrielle energiforbrugere er omfattet af EU's kvotehandelssystem.
DGC-rapport 16/30 Det betyder, når der tages hensyn hertil, at den samlede CO 2 -effekt af produktion og brug af biogas indenfor den kvotebelagte sektor er mindre, end når biogas anvendes udenfor. VE i transportsektoren Der er en særskilt målsætning for VE i transportsektoren i 2020 på 10 %. I 2010 er der desuden en målsætning for 5,75 % biobrændstof i transportsektoren. VE i energiforsyningen Det nye VE-direktiv har sat "obligatoriske nationale mål for, hvilken andel af det samlede endelige bruttoenergiforbrug, der skal dækkes af energi fra vedvarende energikilder, og for, hvilken andel inden for transporten, der skal dækkes af energi fra vedvarende energikilder". Der er altså ikke et specifikt mål for biogas. Andelen af vedvarende energi i EU skal i 2020 udgøre 20 % af det endelige energiforbrug, og for Danmark er målet 30 % sammenlignet med 17 % i 2005. En udvidelse af biogasproduktion med 8 PJ svarer til 3 % af det danske mål når gassen anvendes i andre sektorer end transportsektoren. Biogas anvendt i transportsektoren tæller dobbelt i VE-opfyldelsen, da det er et 2. generationsbiobrændstof. For yderligere detaljer henvises til Bilag 3.
DGC-rapport 17/30 Elementer i en samfundsøkonomisk sammenligning Formålet med denne del af arbejdet er, at vurdere hvilke elementer en samfundsøkonomisk analyse til vurdering af hvordan biogassen anvendes mest effektiv bør indeholde. Selve analysen vil blive udført som en del af projektets fase 2. Foruden direkte anvendelse af biogassen til kraftvarmeproduktion, som det sker i dag, kan biogassen distribueres i naturgasnettet sammen med naturgas. Dette kan enten ske ved at naturgassen nedgraderes til biogaskvalitet eller at biogassen opgraderes til naturgaskvalitet. Disse tre anvendelser har alle både fordele og ulemper. Biogas forbrugt direkte i nærliggende kraftvarmeværk Fordele: - Det er teknisk simpelt og billigt at bygge et rør til et nærliggende decentralt kraftvarmeværk. - Umiddelbart billig løsning intet behov for ressourcer til opgradering. Ulemper: - En dårlig forhandlingsposition ved genforhandlinger af kontrakter. - Biogasproduktionen udnyttes ikke fuldt ud, da der er begrænset varmeafsætning i sommerhalvåret. Biogas opgraderet og distribueret via naturgasnettet Fordele: - Opgradering gør biogassen uafhængig af lokal afsætning - Adgang til kunder med størst betalingsvillighed samt mulighed for opdyrkning af nye markeder. - Fuld forbrugs- og produktionsfleksibilitet. Ulemper: - Omkostning til opgradering af biogas. - På kort sigt er der et afregningsmæssigt behov for tilsætning af propan. Nedgradering af lokale distributionsnet til biogaskvalitet Fordele: - Intet krav om fjernelse af CO 2 via opgradering. Oprensning (tørring og rensning for smittekim, H 2 S, S X samt NH 3 ) stadigt nødvendigt.
DGC-rapport 18/30 Ulemper: - Kun relevant for plastnet pga. det høje CO 2 indhold. - Alle gasapparater i det berørte distributionsnet skal inspiceres samt rejusteres/modificeres/udskiftes. - Kapaciteten i distributionsnettet vil blive reduceret. - Uafklarede juridiske forhold omkring ansvar for gaskvalitet. - Omkostninger til nedgradering af naturgas For yderligere detaljer henvises til Bilag 4.
DGC-rapport 19/30 Opgradering af biogas I det følgende beskrives omkostninger for de to mest udbredte teknologier til opgradering af biogas, PSA (Pressure Swing Adsorption) og trykvandsvask. 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. Priser I forbindelse med ForskNG projektet Biogas til nettet er prisen for opgradering af en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 biogas pr. år, er blevet vurderet ud fra oplysninger fra to leverandører. 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. 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. Betydningen af anlægsstørrelsen på den specifikke opgraderingspris (pris pr energi i opgraderet gas) er vist i Figur 1. 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.
DGC-rapport 20/30 Pris for opgradering, inkl. måling og kontrol var hhv. 1,11 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 ForskNG projektet. Data fra projektet Biogas til nettet uden propantilsætning. Omregnet til 53 % metan. Figur 1. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser. Hvorvidt transportomkostninger 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. 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.
DGC-rapport 21/30 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. Tabel 3. Forskellige egenskaber for forskellige opgradering teknologier 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 % 50-100 % 50-100 % Metantab 1-3% 1-2% <0,1% Metanslip <0,2 % 1 <0,2% 1 <0,1% 1 Med katalystisk oxidation af metan For yderligere detaljer og referencer henvises til bilag 5.
DGC-rapport 22/30 Sæsonafhængige naturgaspriser I Nordvesteuropa, herunder Danmark, anvendes naturgas både i industrien, på kraftvarmeværker og af private villakunder. Derfor er gasforbruget i udpræget grad sæsonafhængigt med relativt højt forbrug om vinteren og lavt forbrug om sommeren. Samtidig er gasproduktionen kendetegnet ved en fast levering med en begrænset fleksibilitet. Konsekvensen af den relativt ensartede produktion og det sæsonafhængige forbrug er, at gasprisen er højere i vintersæsonen i forhold til sommersæsonen. På likvide gasbørser, som fx den hollandske TTF, handles gas på forwardkontrakter. Det betyder, at gas kan købes på en bestemt dag og sælges til levering på et bestemt tidspunkt i fremtiden til en på forhånd fastsat pris. Forskellene mellem forwardkontrakternes sommer- og vinterpriser kaldes sommer-vinter spread. Sommer-vinter spreads kan være betydelige, jf. nedenstående graf, der viser udviklingen i spreads fra 2006 til 2009. Sæsonspreads i gaspriser 2006-2009 kr 1,60 kr 1,40 kr 1,20 kr 1,00 kr 0,80 kr 0,60 kr 0,40 kr 0,20 01-april 25-marts 18-marts 11-marts 04-marts 25-februar kr 0,00 Sæson 2006 Sæson 2007 Sæson 2008 Sæson 2009 18-februar 11-februar 04-februar 28-januar 21-januar 14-januar 07-januar 31-december 24-december 17-december 10-december 03-december 26-november 19-november 12-november 05-november 29-oktober 22-oktober 15-oktober Ovenstående viser, at spreadet kan variere betydeligt fra år til år. Sommervinter spreadet giver alt andet lige mulighed for at opnå en gevinst ved at lagre gas, hvis prisen på lager er mindre end sommer-vinter spreadet. Der skal dog tages højde for transaktions- og transportomkostninger samt fysiske og markedsmæssige barrierer. I februar og marts 2009 har Energinet.dk gennemført to auktioner og DONG har gennemført en auktion. Energinet.dk s auktion for et 3-årigt lagerprodukt og DONG s lagerauktion opnåede begge en markedspris på ca. 0,55
DGC-rapport 23/30 kr./m 3. Energinet.dk s auktion for et 1-årigt lagerprodukt opnåede en markedspris på ca. 0,48 kr./m 3. Middelværdien af sommer-vinter spreadet i februar og marts (kun frem til 19. marts) blev opgjort til ca. 0,59 kr./m 3. Det betyder, når man ser bort fra transaktionsomkostninger samt at lagerprodukterne har forskellig fleksibilitet og derfor prissættes forskelligt, at lagerkunder i gennemsnit kunne opnå en risikofri præmie på mellem 0,04-0,43 kr./m 3 i den angivne periode ved at købe sommergas, lagre det og sælge det igen om vinteren. Det skal ses som en meget overordnet betragtning. Flere detaljer fremgår af Bilag 6.
DGC-rapport 24/30 Bilag 1. Lokale balancer mellem potentialer for biogas og varmegrundlag. Skrevet af Jacob Sandholt, DONG Energy Distribution og Per Jensen, Naturgas MidtNord
DGC-rapport 25/30 Bilag 2A. Sæsonvariation i Biogasproduktion. (Case Thorsø Miljø- og Biogasanlæg Amba.). Skrevet af: Hans Henrik Hansen, On/off Management
DGC-rapport 26/30 Bilag 2B. Sæsonvariation i Biogasproduktion. Skrevet af: Søren Tafdrup, Energistyrelsen
DGC-rapport 27/30 Bilag 3. Biogas bidrag til 20-20-20 målene Skrevet af Preben Birr Pedersen, Energinet.dk
DGC-rapport 28/30 Bilag 4. Elementer i en samfundsøkonomisk sammenligning Skrevet af Knud Boesgaard Sørensen, Energinet.dk
DGC-rapport 29/30 Bilag 5. Opgradering af biogas Skrevet af Torben Kvist Jensen, Dansk Gasteknisk Center
DGC-rapport 30/30 Bilag 6. Sæsonafhængige naturgaspriser Skrevet af Preben Birr-Pedersen, Dansk Gasteknisk Center