ENK/6/16.c Baggrundsnotat om gassen rolle i middelsport og elspor i AP2016 Dato 27. januar 2017 Indhold Sammenfatning... 1 Udvikling i gasforbrug fremadrettet... 3 Mulig udvikling i omkostninger for forbrugerne... 5 Effekten af mulig Norge-Polen forbindelse (Baltic Pipe)... 9 Gassens langsigtede rolle i et VE-system... 10 VE-gas styrker og svagheder ved omstillingen af energisystemet... 10 Fordele og ulemper ved at bruge gas-brændstoffer fremfor flydende brændstoffer... 11 Øget markedsgørelse af VE-gasser via internationale certifikater... 13 Den nuværende certifikatmodel... 14 Perspektiver for øget markedsgørelse... 14 Gas-systemets potentiale i forhold til system-integration og energilager... 15 Sammenfatning Det danske gassystem er udbredt til at dække hovedparten af Danmark, via et transmissionssystem som også er forbundet med Nordsøen, Tyskland og Sverige. Systemet understøttes endvidere af 2 store gaslagre. Det har historisk givet gode muligheder for at udnytte dansk produceret naturgas, og eksportere eventuelle overskud til resten af Europa 1. Med svindende gasproduktion fra Nordsøen vil forsyningen af det danske og svenske marked i stigende grad bero på gas via Tyskland. Det danske gassystem er etableret i 80 erne og 90 erne, og er teknisk set i god stand. Med fortsat almindeligt vedligehold, forventes størstedelen af gassystemet at kunne holde frem til 2050 uden større reinvesteringer. 1 Transitindtægter fra eksport til Sverige og Tyskland bidrager til at betale for det danske gassystem. Det undersøges nu, om der er grundlag for at forbinde det danske gassystem med det norske og polske, hvilket ville kunne give markant øgede transitindtægter. Side 1 af 18
Historisk har naturgas i Danmark været brugt til opvarmning i husstande via gaskedler, kraftvarmeproduktion på de mindre decentrale fjernvarmeværker, samt forskellige anvendelser til procesindustri. Udbygning med stigende mængder elproduktion fra vind- og solenergi medfører mindre behov for grundlast elproduktion, men fortsat et behov for spidslast elkapacitet, der kan producere i timer med højt elforbrug og lav produktion fra vind og sol. Fremover vil der være mindre behov for grundlast elproduktion fra gas, ligesom gas til rumopvarmning relativt billigt kan erstattes af fjernvarme eller varmepumper. Det forventede største forbrugssegment for gas i et langsigtet VE-baseret energisystem er således i industrielle processer, som efterspørger et fleksibelt og omkostningseffektivt brændsel til deres produktion. Gas til transport og spidslast elproduktion vil formentligt udgøre en mindre, men dog stigende, andel af gasforbruget. På sigt forventes gasforbruget (energi, MWh) samlet set at falde med ca. 30-50 %, mens behovet for kapacitet (MW) ikke forventes at falde i samme omfang grundet fortsat gasforbrug til industri og spidslast kraftværker. Forskellige VE-gasser 2 forventes at være samfundsøkonomisk konkurrencedygtige med alternative flydende VE-brændstoffer, ligesom VE-gasserne kan konverteres til en lang række flydende brændsler. Det fordrer, at gassystemet kan spille en central rolle i fremtidens forsyning af bæredygtige brændsler til industri, tung transport m.v. Derudover kan gassystemet, i kraft af dets store lagerkapacitet, levere fleksibilitet og forsyningssikkerhed til det øvrige energisystem, som formentligt bliver efterspurgt i stigende grad i takt med øget VE-produktion fra vind og sol. Den mulige Baltic Pipe-forbindelse, som p.t. undersøges, vurderes at kunne medføre øgede transit-indtægter, som kan reducere enhedsomkostningerne (kr. per Nm3 3 ) for de danske gasforbrugere med ca. 150-300 mio. kr. per år i perioden 2030 til 2035. Før 2030 medfører gradvise afskrivninger af de tre distributionsnet at enhedsomkostningerne for gasforbrugerne kan holdes i ro; selv i elektrificeringssporet, hvor gasforbruget reduceres markant. Overgangen til et VE-baseret gassystem kan gøres mere omkostningseffektiv ved øget markedsgørelse af produktionen af VE-gasser; herunder i første omgang bio- 2 I notatet anvendes følgende begreber for forskellige gasser: Naturgas, som er fossil gas primært bestående af metan, hentet op fra undergrunden. VE-gas, som en fællesbetegnelse for al gas produceret på vedvarende energikilder, herunder brint fra elektrolyse, syntesegas fra termisk forgasning, og endeligt begrebet biogas som fremkommer ved anaerob forgæring af eksempelvis gylle og affald. Biogas er p.t. den eneste VE-gas som produceres i større omfang i Danmark. 3 Enheden Nm3 beskriver en kubikmeter gas ved normalt atmosfærisk tryk. I energiindhold svarer en Nm3 naturgas til ca. 1,2 liter benzin. 2
gas. Der er allerede eksisterende bionaturgascertifikater i Danmark, som handles mellem producenter og forbrugere af grøn gas. Større udbredelse og øget tilslutning til denne model fra Danmarks nabolande vil kunne danne grobund for en markedsbaseret omstilling af gassystemet. Udvikling i gasforbrug fremadrettet I nedenstående figurer illustreres udviklingen i gasforbruget i middel- og elsporet, i forhold til bruttoenergiforbruget og fordelingen på sektorer. Elsporet er valgt frem for biosporet og omverdenssporet, da udviklingen i gasforbruget i elsporet adskiller sig mere fra middelsporet end nogen af de to andre spor. Figur 1 og 2: Udvikling i gasforbrug i hhv. middelspor og elspor som andel af det samlede, danske bruttoenergiforbrug. Biogas-produktionen antages højere i elsporet. 25% 20% Andel af bruttoenergiforbrug, middelspor 25% 20% Andel af bruttoenergiforbrug, elspor 15% 10% 5% 0% 2014 2020 2025 2030 2035 Biogas Naturgas 15% 10% 5% 0% 2014 2020 2025 2030 2035 Af figurerne 3 og 4 ses fordelingen i udvikling for gasforbruget i de to forløb, fordelt på forbrugssegmenter. Det øgede niveau af biogas-produktion i elsporet kan drives af flere forhold, som kan påvirke rentabiliteten i produktion af biogas. Dette indebærer bl.a. faldende teknologipriser på produktion, eller øget efterspørgsel på biogas i industri og transportsektor. Derudover kan et styrket politisk ønske for reduktion af miljøpåvirkninger fra landbruget ved biogasproduktion, og dermed ændrede rammevilkår for landbruget, drive en stigning i biogasproduktion. I elsporet er det antaget, at det estimerede potentiale for produktion af biogas på husdyrgødning udnyttes fuldt ud i 2035. 3
PJ per år PJ per år Figur 3: Gasforbrug i middelsporet 140 120 100 80 60 40 20 Raffinaderier og bygasværker El og fjernvarme Husholdninger Erhverv Transport 0 2014 2020 2025 2030 2035 Figur 4: Gasforbrug i elsporet 140 120 100 80 60 40 Raffinaderier og bygasværker El og fjernvarme Husholdninger Erhverv 20 Transport 0 2014 2020 2025 2030 2035 Som det fremgår af ovenstående figurer 3 og 4 forventes der et relativt markant fald i gasanvendelsen fra 2014-2020, hvor udviklingen er den samme i begge spor. Dette skyldes primært en reduktion i gasanvendelsen i el- og fjernvarmeproduktionen, hvilket i høj grad kan tilskrives en stigning i biomasseanvendelsen. Det svage fald i perioden 2020 til 2035 i middelsporet skyldes primært et reduceret forbrug i husholdninger. Dette fald kan tilskrives en generel tendens mod øget anvendelse af VE- baserede energiformer til individuel opvarmning frem for naturgas (og olie), samt en generel energieffektivitetsforbedring. I elsporet skyldes faldet i perioden 2020-2035 en markant udfasning af gas i husholdninger og en væsentlig reduktion i erhverv, el og fjernvarme Som det kan ses 4
PJ af nedenstående figur 5 skyldes udfasningen af gas til husholdninger og til dels erhverv i høj grad et skift til varmepumper i den individuelle opvarmning. Figur 5: Opvarmningsformer til individuel opvarmning (udenfor fjernvarme) i elsporet. Individuel opvarmning, elspor 120 100 80 60 40 20-2014 2020 2025 2030 2035 El og omgivelsesvarme Vedvarende energi Naturgas Olie I erhverv ses også et skift mod anvendelsen af varmepumper til procesvarme til fordel for gas i elsporet, dog mindre markant, da nogle produktioner forudsætter adgang til gas. I produktionen af el og fjernvarme skyldes reduktionen af gas i høj grad introduktionen af store varmepumper til fjernvarme. Mulig udvikling i omkostninger for forbrugerne Størsteparten af gassystemets omkostningsbase udgøres af kapitalomkostninger til afskrivning af den eksisterende infrastruktur. Distributionsnettene ejes i dag af tre selskaber; hhv. Dansk Gas Distribution 4, NGF Nature Energy A/S, og HMN Naturgas A/S). Distributionsnettene er alle færdigt afskrevne inden 2028. Transmissionsnettet ejes af Energinet.dk, og er færdigt afskrevet i år 2052. Samlet set medfører et faldende gasforbrug, at omkostningerne til gassystemet reduceres marginalt. De primære reduktioner i omkostninger sker uagtet forbrugsudviklingen som følge af distributionsnettenes afskrivning. Dette er illustreret ved figurerne 6 og 7 på næste side. 4 DGD dækker Sydjylland og Vestsjælland, og var tidligere ejet af DONG Energy. Ifbm. DONG s børsnotering i 2016 blev gas-distributionsnettet solgt til Energinet.dk, som varetager ejerskabet via et selvstændigt selskab; Dansk Gas Distribution A/S. 5
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Mio. kr. per år PJ gasforbrug per år Figur 6: Middelspor Figur 7: Elektrificeringsspor 2.500 120 2.000 1.500 1.000 500 100 80 60 40 20 0 0 Distributionsnet Mio.kr Transmissionsnet Mio.kr Gasforbrug Figurer 6 og 7. Omkostninger til gasnet og gasforbrugets udvikling i de to udviklingsspor. Omkostningerne reduceres i takt med at forskellige dele af nettet afskrives. De let øgede absolutte omkostninger i distributionsnettet i perioden 2030-2035 i elektrificeringssporet skyldes øget biogasproduktion, og at biogassen antages opgraderet og anvendt lokalt i distributionsnettene. Samlet set medfører udviklingerne i systemomkostninger og gasforbruget, at enhedsomkostningerne 5 i middelsporet bevares relativt stabile i perioden frem mod 2035. 5 Dvs. omkostninger per enhed (Nm3) gas leveret til danske forbrugere. 6
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Figur 8: Enhedsomkostninger, middelspor kr/m3 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 - Gennemsnit Middelspor Industri (1 mio. m3) Middelspor Husholdning Middelspor Til beregningerne af enhedsomkostninger er det antaget, at forholdet for tarifering er bevaret; dvs. at husholdningskunder i gennemsnit betaler ca. 3,5 gange så meget i tarif per Nm3 som storforbrugere (industri). Af figur 9 fremgår de tilsvarende enhedsomkostninger for elsporet. Figur 9: Udvikling i enhedsomkostninger i elsporet kr/m3 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 - Gennemsnit Elspor Industri (1 mio. m3) Elspor Husholdning Elspor Note: Omkostningerne stiger sidst i perioden som følge af øget indpasning af biogas, og reducerede indtægter fra gasforbrug; særligt i husstande. 7
kr per m3 gas Grundet det reducerede gasforbrug generelt, hvoraf forbruget til opvarmning i husstande særligt reduceres, mindskes indtægterne i gassystemet i dette forløb mere end systemomkostningerne (som angivet tidligere i figur 7). Dette medfører, alt andet lige, at omkostningerne til gassystemet i stigende grad oppebæres af storforbrugerne (industri m.v.). Som det ses af figur 9 kan det i 2035 medføre, at omkostningerne til gastransport for industrikunder går fra ca. 0,45 kr/nm3 i 2020 til ca. 0,95 kr/nm3 i 2035. For de (få) resterende husholdninger er udviklingen tilsvarende. Beløbene er i faste 2016-priser. I figur 10 er vist et eksempel på en samlet gasregning. Figur 10: Eksempel på samlet gasregning for husstand, november 2016 kr.8,00 kr.7,00 kr.6,00 kr.5,00 kr.4,00 kr.3,00 kr.2,00 kr.1,00 kr.- kr.1,36 kr.2,57 kr.0,26 kr.0,59 kr.0,02 kr.0,14 kr.1,74 Moms Afgifter Energisparebidrag Nødforsyning Distribution Transmission og lager Gaspris Note: Udgifter til transportinfrastruktur, herunder sæsonlagring, er angivet med fed. Kilde: HMN Naturgas. Det er værd at bemærke, at da husholdninger i dag betaler ca. 60 % af de samlede omkostninger i gassystemet og kun har et forbrug på ca. 30 % af det samlede forbrug, så har det en forstærket effekt på det samlede gassystems indtjening, idet omfang husstandskunder ikke længere forbruger gas. Denne effekt vurderes kun i meget begrænset omfang at kunne modsvares af driftsbesparelser. En udvikling som skitseret i elsporet kan derfor potentielt medføre en selvforstærkende, negativ udvikling, hvor stigende tariffer kan føre til, at forbruget i industrien 8
enten reduceres yderligere til fordel for alternative brændsler, eller udflytning af produktion til andre lande. I elsporet kan den årlige ekstra-omkostning for forbrugerne i 2035 ligge på ca. 300 mio. kr, sammenlignet med omkostningerne i 2020. Heraf udgør ca. 150 mio. kr/år til indpasning af biogas i gassystemet, og de resterende ca. 150 mio.kr./år som direkte følge af en reduktion i gasforbrug; særligt i husholdningerne. Begge omkostninger vurderes at kunne reduceres betydeligt. Bl.a. kan effektiviseringer som følge af reduceret kunde-administration hos DSO erne forventes realiseret. Omkostninger til indpasning af biogas kan desuden reduceres; dels gennem teknologiudvikling, ved øget lokal anvendelse af ubehandlet biogas, og endeligt ved gradvis øgede muligheder for at integrere andre gas-kvaliteter i gassystemet (såkaldt udvidet gas-spec). Derudover vil øgede transitmængder i transmissionsnettet såfremt Baltic Pipe-projektet realiseres, forventeligt medføre en reduktion i de danske gasforbrugeres enhedsomkostninger. Energinet.dk har til sammenligning estimeret værdien af gassystemet for Danmark 6 til at være i størrelsesordenen 2-3 mia. kr. per år i perioden omkring 2035. Størstedelen af denne værdi skyldes jf. analysen, at gasformige brændsler (både naturgas og VE-baserede) er billigere end alternativer såsom diesel, LPG og bioethanol. Dermed er det vurderingen, at det danske gassystem kan bidrage til at understøtte en mere omkostningseffektiv grøn omstilling. Der vil dog formentligt være behov for at sikre en indtjening i gassystemet, som i højere grad er tilpasset gassystemets nye rolle. Det kan eksempelvis være ved øget tarifering af tilgængelig kapacitet og lagerfleksibilitet, som fx spidslast kraftværker benytter sig af. Effekten af mulig Norge-Polen forbindelse (Baltic Pipe) Der pågår p.t. undersøgelser om en mulig forbindelse mellem det norske offshore gassystem i Nordsøen, og det polske gassystem. En sådan forbindelse vil gå gennem Danmark, og vil kunne være idriftsat ultimo 2022. I tilfælde af at forbindelsen realiseres, vil det medføre en estimeret 3-dobling af naturgas transporteret i det danske transmissionsnet, og dermed potentielt følgende lavere enhedsomkostninger for det samlede gassystem. Foreløbige beregninger indikerer, at de danske gasforbrugeres omkostninger til transmissionsnettet kan reduceres med ca. 40 % til 60 % i perioden 2023 til 2035 som følge af det øgede gasflow via Baltic Pipe. Dette modsvarer en reduktion i de samlede enhedsomkostninger for gassystemet på op mod 25 %, eller hvad der svarer til ca. 150-300 mio. kr. per år. Den konkrete reduktion afhænger af hvor store mængder der bliver transporteret gennem transmissionssystemet til Polen. 6 Link til analysen af Gassystemets gevinst for samfundet: http://energinet.dk/sitecollectiondocuments/engelske%20dokumenter/klimaogmiljo/gassystemets%20gevinst%20for %20samfundet%20i%202035.pdf 9
De foreløbige vurderinger indikerer således, at øgede transit-indtægter fra Baltic Pipe kan være tilstrækkelig til at modsvare effekterne af det faldende gasforbrug i elsporet og dermed bevare forbrugernes udgifter per Nm3 gas forbrugt på niveau med 2020. I middelsporet vil Baltic Pipe dog medføre en tilsvarende reduktion i enhedsomkostningerne for gassystemet, og dermed føre til et jævnt faldende omkostningsniveau fra 2020 og frem. Gassens langsigtede rolle i et VE-system VE-gas styrker og svagheder ved omstillingen af energisystemet Ved omstilling til mere vedvarende energi i energisystemet er elektrificering hensigtsmæssig på mange områder, og vil være en afgørende del af en effektiv omstilling af energisystemet. Men en række energikrævende processer er uforholdsmæssigt dyre at elektrificere, og det forventes at være mest omkostningseffektivt at forsyne disse forbrugssegmenter med energi fra enten flydende eller gasformige brændstoffer. Det er primært inden for områder som: o Evt. spidslast elkapacitet (motor- og turbineanlæg) til at supplere vind/sol o o o o o Fly-transport Tung vejtransport Skibstransport over længere afstande Industrielle processer højtemperatur/brænding mv. Petrokemiske/materiale processer hvor kulbrinter indgår i processen I dag bruges godt 400 PJ brændstoffer (flydende og gasformige) i Danmark. Heraf dækker naturgas ca. 1/3 og fossil olie 2/3. Ved en meget kraftig elektrificering af energisystemet forventes det langsigtet (2050), at ovenstående sektorer fortsat vil bruge over 150 PJ brændstoffer 7. I analyseplatform (AP2016) antages ved en kraftig elektrificering (Elsporet) at der i 2035 forbruges godt 270 PJ brændstoffer inkl. udenrigsluftfart. En omkostningseffektiv forsyning med brændstoffer er derfor vigtig i forhold til et konkurrencedygtigt energisystem. Danmark har et veludbygget gas-net. Det har været, og er fortsat, rygraden i at udnytte naturgas fra den danske del af Nordsøen. Men det er også centralt ift. at forsyne energisektoren med et billigt brændstof i form af naturgas, som er billigere end olie og har en høj forsyningssikkerhed. 7 Analyseplatform 2030 (ENS), Energiscenarier frem mod 2020, 2035 og 2050 (ENS), Energikoncept 2030 (Energinet.dk) 10
I takt med at elektrificeringen i de næste årtier fortrænger store mængder brændstof i energisystemet, er det et centralt spørgsmål i hvilket omfang, det er mest omkostningseffektivt at bruge flydende brændstoffer (gasolie, benzin, bio-fuel etc) til at dække hele brændstofbehovet eller at fastholde et gas-system, som giver mulighed for at håndtere naturgas, biogas og andre VE-gasser i energisystemet. Fordele og ulemper ved at bruge gas-brændstoffer fremfor flydende brændstoffer Flydende brændstoffer er relativt enkle at transportere og opbevare, da de ikke kræver tryksætning i forbindelse med håndtering. Gas kræver derimod tryksætning og typisk en rørført infrastruktur. Der er således større investeringer forbundet med at transportere gas, til gengæld for typisk lavere driftsomkostninger, sammenlignet med vejtransport af flydende brændsler, eksempelvis. Danmarks gas-net er etableret og kræver ikke store nye investeringer i forhold til den overordnede infrastruktur. Men at fastholde og vedligeholde infrastrukturen udgør en omkostning på 600-800 mio DKK/år. Langt størstedelen af dette er faste omkostninger, og varierer således ikke i større omfang med mængderne af gas der transporteres i systemet, Jf. også kapitel X. Disse omkostninger skal derfor holdes op imod hvilke fordele gas-systemet giver, og hvorvidt der i særlig grad skulle være gevinster forbundet med at bruge VE-gas. Prisen på biogas og naturgas sammenholdt med flydende alternativer fremgår af figur 11 og 12. 11
Brændselspriser an forbruger (DKK/GJ) Figur 11: Omkostninger for naturgas og diesel an slutforbruger excl. omkostninger til CO2 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 2015 2020 2025 2030 2035 Naturgas Diesel Kilde: Energistyrelsens samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger, april 2016. Figur 12: Forventede produktionsomkostninger inkl. investering for en række forskellige VE-brændstoffer. Kilde: Beregning og figur fra rapporten Biogas og andre VE-brændsler til tung transport, EA Energianalyse og SDU, Final draft rapport af jan 2017 Som det fremgår af figur 11 vurderes flydende brændstoffer (gasolie) typisk at være væsentligt dyrere end naturgas. Og tilsvarende er flydende 2.g brændstoffer typisk 12
væsentlig dyrere end 2.G gasformige brændstoffer med undtagelse af 1.g biodiesel produkter jf. figur 12. 1.g brændslerne udfordres på bæredygtighed; eksempelvis er 1.g biodiesel RME relativt billigt, men det vil have større omkostninger for miljøet at producere i stor skala, idet der bruges en energiafgrøde (raps) til råvare, hvilket typisk giver en høj emission i forbindelse med produktionen (iluc faktor). Isoleret set vil en erstatning af 140 PJ naturgas (naturgasforbrug i 2015) med gasolie medføre en meromkostning på 6-8 mia DK. Det skal dog bemærkes, at alternativer for en del anvendelser kan være andet end olie, f.eks biomasse eller varmepumper til opvarmning. Gas kan konverteres til flydende brændstoffer. Det kan derfor være en mulighed at konvertere biogassen eller naturgasssen til f.eks methanol. Denne konvertering har dog et tab i virkningsgrad af størrelsesordenen 25 pct., og methanol er lidt dyrere at transportere frem til slutforbruget. Det vil derfor isoleret set være billigere at bruge gassen som slutforbrug hvis der er etableret et gas-system. Men gas-systemet er principielt ikke en forudsætning for at kunne udnytte biogas fleksibelt. Omkostninger til den langsigtede drift af gas-systemet (800-1200 mio DKK/år) skal ses i forhold til den økonomiske gevinst ved at bruge naturgas/biogas direkte. Der er væsentlige usikkerheds-forhold knyttet til denne type vurdering. Men med et årligt forbrug på over 25-40 PJ brændstof vil det alt andet lige samfundsøkonomisk være omkostningseffektivt at fastholde et gas-system i det omfang der skal ske en betydelig omstilling gennem brug af biobrændsler. Øget markedsgørelse af VE-gasser via internationale certifikater VE-gasser kan i dag tilføres og handles fra det danske gassystem via en certifikatordning, der muliggør at fornybar gas produceret i landområder kan udnytte gassystemets lagrings- og distributionsmuligheder, og VE-gassen kan anvendes hvor og når, der er behov for det. Certifikatmodellen indeholder samtidig mulighed for i højere grad at gøre den grønne omstilling mere markedsdrevet og gradvist få biogas og andre VE-gasser over på mere kommercielle vilkår i stedet for det nuværende produktionstilskud. Den danske certifikatmodel er i dag en frivillig ordning med visse begrænsninger. Der arbejdes på at videreudvikle modellen så VE-gas kan afsættes i alle slutsektorer og handles over grænser i et integreret europæisk marked for grøn gas. En linje som den Europæiske Kommission også lægger op til i dets forslag til revidering af VE-direktivet. 13
Den nuværende certifikatmodel Den nuværende model gælder for opgraderet biogas tilført og handlet via gasnettet. Når opgraderet biogas tilføres nettet, kan gassen handles på gasmarkedet som al anden gas og den grønne værdi i form af en CO2-reduktion ved forbrug af biogas i stedet for naturgas handles via certifikatmodellen. Når slutbrugeren køber bionaturgascertifikater svarende til sit gasforbrug, er det en garanti for, at forbrugeren har købt den tilførte biogas og CO2-reduktionen forbundet hermed. Købere kan fx være kvoteomfattede virksomheder, som kan købe certifikaterne for at leve op til kvoteforpligtelser. Figur 13. Den danske certifikatmodel for bionaturgas Modellen har visse begrænsninger, der arbejdes med fremadrettet: At VE-gassen accepteres i alle slutsektorer som fornybar energikilde At VE-gassen kan handles på et europæisk marked og sikre mod dobbelttælling At andre VE-gasser omfattes af ordningen Modellen gælder i dag for VE-gas tilført gasnettet, men principielt vil en generel certifikatordning for VE-brændsler kunne rumme både flydende brændsler, samt gasformige brændsler i og udenfor det sammenhængende gassystem og dermed øge konkurrencen for produktion af VE-brændsler. Perspektiver for øget markedsgørelse En udfordring for en øget markedsbaseret udvikling af grønne gasser er at sikre, at VE-gas anvendes der hvor den giver samfundsøkonomisk mest værdi, og at det grønne gasmarked udvikles i en europæisk kontekst. En forudsætning for dette er veludviklede internationale certifikatsystemer på grøn gas, som det findes i dag på grøn el. 14
Perspektiver for anvendelse i slutsektorer I dag giver certifikatmodellen kvoteomfattede virksomheder som kraftværker mulighed for at anvende VE-gasser til opfyldelse af kvoteforpligtelser, ligesom det er muligt at producere grøn strøm fra VE-gasser. VE-gasser er her i konkurrence med alternativer på markedet. Ligeledes kan VE-gasser anvendes til målopfyldelse under vejtransportsektorens iblandingskrav, forudsat supplerende dokumentation for at leve op til VE-direktivets bæredygtighedskrav. En mere smidig model for bæredygtighedsdokumentation målrettet VE-gasser vil nedbringe omkostninger forbundet med brug af VE-gasser i transport betydeligt. Under iblandingskravet er VE-gasser også i konkurrence med alternativer, og er med nuværende rammevilkår samfunds- og selskabsøkonomisk konkurrencedygtig med importerede biobrændstoffer som bioethanol og biodiesel. Andre slutforbrugere kan også anvende VE-gas, men der er ikke incitamenter til at vælge dette udover brandingmæssige muligheder for virksomheder og personlig overbevisning hos private varmekunder. Perspektiver for handel over grænser De nationale certifikatregistre for VE-gas gør det kun i begrænset omfang muligt at handle VE-gasser over grænser. Der arbejdes på at etablere et europæisk system, der muliggør etablering af et egentligt europæisk marked og som sikrer at miljøfordelene ved VE-gasser ikke tælles dobbelt og at VE-gasser ikke får dobbelt støtte. EU-Kommissionen lægger i Vinterpakken op til at der etableres et europæisk certifikatsystem for VE-gasser baseret på nationale certikatordninger, ligesom der findes for VE elektricitet. Systemet skal sikre slutforbrugeren, at det er fornybar gas der købes, og at øget grænseoverskridende handel med VE-gasser faciliteres. Gas-systemets potentiale i forhold til system-integration og energilager Gas-systemet har udover de mere direkte brændstof-økonomiske perspektiver nogle systemegenskaber i forhold til integration af energisystemerne mhp. indpasning af vedvarende energi fra vind, sol og biomasse. Konvertering af biomasse og VE-el til brændstoffer indebærer ved de fleste løsninger et gas-trin. Ved omsætning af biomasse kan det enten være via biogas eller termisk forgasningsgas. Ved omsætning af el til brændstoffer vil det typisk være ved Power-to-gas anlæg, der producerer hydrogen eller syntesegas. Disse gasformige brændstoffer kan opbevares i gaslagre, opgraderes til naturgas-kvalitet (SNG) eller konverteres til flydende brændstoffer. Nogle af konverterings-processerne er exoterme (varmeafgivende). Gas-systemet giver herved relativt stor fleksibilitet til at integrere el, gas og varmesystemet, således at elsystemet får tilført fleksibilitet og 15
adgang til at integrere de stigende mængder fluktuerende elproduktion fra vindkraft og solceller. En illustration af principperne for integration med gassystemet fremgår af figur 14. Figur 14: Gas-systemet ved integration mellem biomasse, VE-el og produktion af brændstoffer og materialer. Note: Som det ses, er der stor grad af fleksibilitet i produktionen af VE-brændsler, da de gasformige brændsler både kan anvendes direkte og konverteres til en række flydende brændsler. Gas-systemet kan, via gaslagrene, tilføre energisystemet en relativt stor fleksibilitet i form af billig langtidslagring af meget store energimængder. Med en kraftig elektrificering ved introduktion af varmepumper, el til transport og lokale lagre i husstande med batterier, opnås væsentlig fleksibilitet til balancering af elsystemet indenfor timer og op til dage. Sæson-variationen af elforbrug og produktion fra vindkraft og sol udgør dog nogle relativt store balanceringsbehov, som ikke kan dækkes af disse typer anlæg grundet høje investeringsomkostninger per kwh lagret energi. Dette forventes ikke at ændres, selv med markante reduktioner i batteripriser på sigt Balanceringen i et scenarie svarende til elsporet for 2035 fremgår af figur 15. Heraf fremgår proportionen mellem lagerkapacitet i de forskellige energi-systemer. 16
Figur 15: Indikation af fleksibilitet opgjort som el-lager kapacitet i et 2035 scenarie, hvor der gennemføres en kraftig elektrificering af varme- og transportsektoren. Note: Bemærk, at fleksibiliteten fra elbiler, varmepumper m.v. kan have stor værdi til balancering indenfor 1-2 timer, men næppe til sæsonlagring af store mængder energi. Som det fremgår af figur 15 giver elforbruget i varme- og transportsektoren en begrænset mængde fleksibilitet i forhold til den fleksibilitet brug af udlandsforbindelser leverer, og den lagerkapacitet som eksisterende gaslagre giver adgang til. Men fleksibiliteten af enheder i varme- og transportsektoren er vigtige virkemidler i forhold til balancering af energisystemet indenfor timer og dage. Denne integration af energisystemet er eksemplificeret ved figuren på næste side, hvor el, gas og fjernvarme kan kombineres til at sikre en fleksibilitet der understøtter forsyningssikkerheden og giver stabile priser for de danske energiforbrugere. 17
Figur 16: Illustration af et integreret energisystem, hvor gassystemets fleksibilitet ift. brændselsproduktion udgør et væsentligt element. 18