Biogas-boom: Fynboer bygger tre nye kæmpeanlæg og planlægger yderligere ti

Illustration: Nature Energy

»Det niveau, som biogasproduktion har været på indtil nu, skal løftes,« fastslår administrerende direktør for Nature Energy Ole Hvelplund.

Derfor tager virksomheden i dag første spadestik til Danmarks hidtil største biogasanlæg. Anlægget opføres i Korskro og kommer til at producer 22 millioner kubikmeter gas om året. Anlægget er det første af tre nye storskala-anlæg, som det tidligere Naturgas Fyn vil opføre inden udgangen af 2018.

»Vi er klar med anden bølge, som omfatter anlæg i Korskro, Videbæk og Brande,« forklarer Ole Hvelplund.

Nature Energy udspringer af det tidligere Naturgas Fyn og er i dag Danmarks største biogasproducent. Selskabet driver allerede fire storskala biogasanlæg, som tilsammen leverer tilstrækkeligt energi til at opvarme 30.000 parcelhuse.

Yderligere ti anlæg på vej

Ambitionerne for Nature Energy stopper ikke her. Ud over de tre nye anlæg har biogasinvestoren ti nye anlæg i pipelinen og planlægger således at åbne et nyt storskala-anlæg hvert andet år frem mod 2040.

Energistyrelsens seneste kortlægning over biogasproducenter i danmark. Illustration: Energistyrelsen

»Vi har planlagt 13 nye anlæg med en kapacitet på mellem 11 og 22 millioner kubikmeter hver,« fortæller Ole Hvelplund.

En kortlægning viser, at Danmarks samlede mængde af opgraderet biogas, der sendes ud i naturgasnettet, ved udgangen af i år vil ligge på cirka 179 millioner kubikmeter, hvilket er en fordobling siden 2015.

Med Nature Energys planlagte investeringer vil produktionen i 2018 lande på omkring 245 mio kubikmeter. Hertil kommer så yderligere 150 mio. kubikmeter alene fra de ti anlæg Nature Energy har på tegnebrættet frem mod 2040.

»Hvis vi antager, at gennemsnitsstørrelsen bliver 15 millioner kubikmeter, vil vi øge produktionen med i alt 150 mio. kubikmeter på toppen af de 75 mio. kubikmeter, som vores nuværende og planlagte anlæg producerer,« siger Ole Hvelplund.

Energistyrelsen har i marts 2016 udarbejdet et skøn over udviklingen i biogasproduktionen frem til 2020. Styrelsen forventer, at hovedparten af biogassen fremover vil blive opgraderet og tilført naturgasnettet.

Figur: Forventet biogasproduktion frem til 2020 fordelt på anvendelser i petajoule. Illustration: Energistyrelsen

Det første af de tre nye anlæg, som Nature Energy starter opførelsen af i dag, er medfinansieret af Danmarks Grønne Investeringsfond. Fonden er oprettet for at fremme den grønne omstilling i form af hjælpe til finansiering med lån på op til 100 mio. kr. pr. projekt. Anlægget i Korskro bliver det første biogasanlæg, fonden er med til at finansiere.

Emner : Biogas
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Hvordan sker afregningen ?

Jeg tænker lidt på El-børsen, som har den bivirkning at el handles til varierende priser OG hvor der - mig bekendt - ikke er andre prioriteringsfaktorer (udover netstabilitet).

Med biogas BURDE det jo være sådan, at alt som produceres også bruges. Nu kan gas jo lagres i et vist omfang, men det BURDE væse sådan at der lukkes for den fossile gas i størst muligt omfang.

Og i modsætning til el, så er Storebæltsforbindelsen "stærk nok" til at forsyne Østdanmar (?).

Er det også sådan ?

Spild af energi er fundamentalt uacceptabelt.

  • 0
  • 0

En gasproduktion på 22 millioner m3 lyder voldsomt, det svarer til omkring 100GWh (5kWh/m3 biogas) i brændværdi og altså en effekt på 12MW. Det ville kunne klares af 4 til 6 møller afhængig af vindforhold. Med hensyn til prissammenligning har gassen den fordel at den kan lagres, specielt ved opgradering. Ulempen ved gassen er til gengæld, at den kræver jævn transport af råvarer og restprodukter. Jeg har ingen konklusioner af sammenligningen, men det kan give et input til diskussionerne om støtte og priser.

  • 0
  • 0

Hvorfor det ?

På samme måde som vandkraft til el kan reguleres ved at lukke op / ned for ventilerne, så kan gas også reguleres - altså den fossile gas, som bare aftages når biogassen er knap.

Mon ikke udfordringen er den samlede lager-levering-lager kæde ? Måske, som med vindmøller, kan man forestille sig at ikke al gassen kan aftages om sommeren og der er overskud af gylle ? Jeg har ikke gasforbrugstal til rådighed over året.

P.S.: Hvis de 12 MW er regnet rigtigt ud, så vil selv 50 anlæg ikke komme i problemer en vinterdag, og næppe en sommerdag heller. Lige nu: 11/11/2016 kl.14:02 CET viser energinet.dk et forbrug på 5-2 GW = 3 GW gaseffekt med et energiindhold på ca.12 kWh/m3.

  • 0
  • 0

Med biogas BURDE det jo være sådan, at alt som produceres også bruges. Nu kan gas jo lagres i et vist omfang, men det BURDE væse sådan at der lukkes for den fossile gas i størst muligt omfang. Og i modsætning til el, så er Storebæltsforbindelsen "stærk nok" til at forsyne Østdanmar (?). Er det også sådan ?

Jan.

Foreløbigt er der ingen begrænsning for opgraderet biogas. Straks der leveres en m3 opgradret gas til nettet, vil der skulle hentes 1 m3 mindre natrugas fra Nordsøen, eller hvor den elllers I fremtiden kommer fra. Først når vi evt. leverer mere til gasnettet om sommeren, end der bruges, lagres og kan eksporteres, lagt sammen, kommer vi I problemer.

Helt anderledes med biogas, som ikke opgraderes og skal bruges I nogenlunde den takt, det producers. Her opstår mange konflikter med de øvrige energisystemer. El der producers på et "forkert" tidspunkt, Varme der produceres og må bortkøles på grund af lavt behov. For blot at nævne de væsentlige.

  • 0
  • 0

Takker.

Men jeg er mistroisk: hvilke aftaler er indgået / forventes indgået ? Du beskriver, for den opgraderede gas, det samme som jeg håber. Men hvilken mekaniske får energinet.dk til at aftage opgraderet gas først / altid og på bekostning af den naturgas som (kan) landes i Nybro eller kan hentes i lagrene ?

Det ville være besynderligt hvis der ikke eet eller andet sted ligger afregningspriser som grundlag ?

Jeg spørger af interesse og ren uvidenhed.

  • 0
  • 0

Men jeg er mistroisk: hvilke aftaler er indgået / forventes indgået ? Du beskriver, for den opgraderede gas, det samme som jeg håber. Men hvilken mekaniske får energinet.dk til at aftage opgraderet gas først / altid og på bekostning af den naturgas som (kan) landes i Nybro eller kan hentes i lagrene ? Det ville være besynderligt hvis der ikke eet eller andet sted ligger afregningspriser som grundlag ? Jeg spørger af interesse og ren uvidenhed.

Jan.

Prisen for opgraderet biogas, består af en række faste tilskud pr m3. Dertil en markedspris, som følger naturgasprsien.

Biogas sælgfes også til de nuværende naturgaskunder, til en let forhøjet pris. Se Gasprislisten.

Spørgsmålet er, med det nuværende store tilskud, om ikke opgraderet biogas altid vil blive solgt til N-gas prisen. ?

Alternativet for biogas anlægget er jo intet at sælge, hvilket giver endnu større tab, end at sælge til en lav pris.

Uden at jeg er specialist på området, må jeg for god ordens skyld tilføje.

  • 0
  • 0

Helt anderledes med biogas, som ikke opgraderes og skal bruges I nogenlunde den takt, det producers.

Hej Flemming,

Jeg ved, at du er bekendt med, at jeg har en anden vurdering af dette, end den du her beskriver - på misvisende måde, må jeg sige.

Det bruges i vidt omfang som hovedargument for, at biogassen skal ind på naturgasnettet, at biogasproduktionen ikke kan reguleres. Det er ikke korrekt. Her kommer en nærmere forklaring (lidt lang, men nogle orker vel):

Det centrale forhold m.h.t. sæsonregulering af biogasproduktionen på gyllebiogasanlæg er, at den biologiske kapacitet pr. m3 reaktorvolumen er langt højere end den normalproduktion, et givent anlæg præsterer. Forklaringen er, at det store volumen af biomasse (primært gylle), biogasanlæggene bruger som basis for produktionen, er 'fattigt' på gas. Én m3 gylle leverer 20-22 m3 biogas (+/- afhængigt af tørstofindholdet). Fast gødning, affaldsprodukter og faste biomasser leverer ofte i intervallet 50-150 m3 biogas/ton, og særlig energirige typer leverer flere hundrede m3 pr. ton. Derfor kan alle gyllebiogasanlæg 'skrue kraftigt op' for produktionen ved at tilsætte koncentrerede biomassetyper.

Men hvorfor laver man så ikke biogasanlæg alene for de kraftige biomassetyper? Af flere årsager. Gylle-biogasanlæggene er særdeles konkurrencedygtige m.h.t. omkostninger pr. ton. De kan derfor behandle et ton koncentreret biomasse langt billigere, end dedikerede anlæg kan. Desuden er den nødvendige kobling til landbruget – recirkuleringen af indholdet af næringsstoffer – givet, når biomasser tilføres gyllebiogas-anlæg. Derfor ser vi ingen dedikerede anlæg i Danmark. De kan ikke konkurrere.

Den økonomiske pointe i sæsonregulering kommer således af, at anlæggene så at sige pr. definition har stor biologisk overkapacitet. Det er derfor udnyttelsen af biomassen, som anlæggene investerer betydelige driftsomkostninger i at bruge, der er afgørende. Hvis anlæggene kan få samme pris for gassen året rundt, vil de selvfølgelig ikke sæsonregulere. Men gassen har højere værdi om vinteren, og afsætningsmulighederne er selvsagt meget større om vinteren.

Hvis det var meget billigt at opgradere og lagre gassen i naturgasselskabernes store gaslagre, var den sag givet. Men det er særdeles dyrt at opgradere biogassen, afsætte den til naturgasnettet og lagre den i naturgaslagrene. Det er i vidt omfang langt billigere at lagre biomasserne og vente med at producere biogassen, indtil der er brug for den.

Biogasproduktionen kan således reguleres temmelig meget med reguleringsegnede råvarer (fast gødning i et vist omfang, halm, energi-afgrøder, visse typer industriaffald o. lign.), og den bliver reguleret, når producenterne har et økonomisk motiv til det. Hvis f.eks. varmen ellers blot skal smides væk om sommeren. Anlæggene i Revninge og Davinde sæsonregulerede deres produktion (fordobling om vinteren) helt rutinemæssigt i årene 1990-2005. Blot nævnt som et par af mange flere eksempler. Biogasanlæggene kan også korttidslagre deres produktion til overkommelige omkostninger. Lavtryksgaslagerkapacitet til 24 timer koster i størrelsesorden 2-4 kr./GJ (i forhold til den samlede produktion). Der er lang vej her fra til opgraderingsomkostningerne på 30-40 kr./GJ.

Det interessante ved reguleringsdiskussionen er, hvorfor den ikke tager udgangspunkt i, hvad biogas-anlæggene faktisk kan og allerede gør, og hvorfor den ikke som en selvfølge tager udgangspunkt i, hvad der kan opnås med de billigste metoder, inden man griber til de meget dyre.

Det diskuteres heller ikke, at naturgasnettet er dårligt egnet til at aftage en konstant levering af biogas (ved lavt tryk) året rundt, idet dette indebærer, at næsten hele sommergasproduktionen på sigt skal komprimeres helt op til >80 bar for at kunne afsættes til transmissionsnettet. Afhængigt af, hvor og til hvad gassen skal bruges.

Vi har naturgasnettet, derfor er det oplagt at bruge det til biogas. Sådan tænker de fleste. Det er det bare ikke. Naturgasnettet er ikke dimensioneret og konstrueret til biogas. Der er derfor, det er så dyrt at bruge det til biogas.

Mvh Søren

  • 0
  • 0

Ingeniørens Journalister er ikke bedre end andre, der også elsker at slynge om sig med tal uden at sætte dem i relation til noget alment forståeligt.

Men i 2014 var Danmarks nettoenergiforbrug, altså forbrug uden skorstens- , lednings og andre tab, 578 PJ (svarende til 18,3 GW, hvoraf vindmøllerne leverede 1,6 GW.)

Biogassens ovennævnte 15 PJ svarende til 0,475 GW, udgør dermed 2,6% af nettoenergiforbruget. Der er stadig langt til det "Fossilfri" samfund.

Men heldigvis har vi lov til at fælde skove rundt omkring i Verden, så importeret biomasse forsynes os i 2015 med 1,716 GW. Mere end vore vindmøller tilsammen.

Jeg kender ikke dagens naturgaspris, men benzinprisen (i Rotterdam) d.d. er 69 kr/GJ eller 248 kr/MWh. Fuelolie koster ca. det halve.

Hvad koster biogassen i samme enheder, før og efter opgradering?

  • 0
  • 0

Hej Søren Tafdrup

Jeg forstår ikke dit synspunkt mht. opgradering af naturgas. Udover, naturligvis at det koster penge og med dine egne tal dine egne tal drejer det sig om 1,5 – 2 kr. pr. kg metan.

Den gense metode til opgradering er en skrubbing af rågassen som i princippet er en brusning af gassen med vand for at adskille den vandopløselige polære fase ( CO2, NH3, H2S, mm.) fra den upolære fase (CH4). For mig at se er fordelene indlysende. Man får jo et rent og ensartet produkt til salg til kunden. Man kan sige at naturgassen er blevet industrialiseret. En ikke opgraderet naturgas vil have en vilkårlig sammensætning af de nævnte gasser og denne sammensætning vil være stærkt afhængig af det substrat som der fermenteres på. Udover de nævnte giftige komponenter vil CO2 indholdet kunne variere fra måske 0 til 75%. Og dermed også en vilkårlig brændværdi.

Med venlig hilsen Peter Vind Hansen

  • 0
  • 0

Jeg har svært ved - på søjlediagrammet - at se, hvad der er opgradering og hvad der er varme. Hvad er iøvrigt "produktion" når det hedder opgradering? Det kan åbenbart måles som energi, men hvad er det?

I København distribueres på det gamle gasnet det såkaldte bygas2, der består af 49% naturgas og 51% luft. Biogas indeholder ca. 66% CH4, så med en mindre fortynding og reduktion af H2S og NH4 burde det kunne sendes på nettet. Eller?

  • 0
  • 0

En ikke opgraderet naturgas vil have en vilkårlig sammensætning af de nævnte gasser og denne sammensætning vil være stærkt afhængig af det substrat som der fermenteres på. Udover de nævnte giftige komponenter vil CO2 indholdet kunne variere fra måske 0 til 75%. Og dermed også en vilkårlig brændværdi.

Ja, biogassens sammensætning (forholdet mellem CH4 og CO2) afhænger af råvarens sammensætning. Fedt trækker CH4-% op, mens protein og kulhydrat giver lavere CH4-%. Men intervallet er ikke så stort. I praksis varierer CH4-% på biogasanlæggene mellem 55 % og 65 %.

Biogassen anvendes/skal anvendes i kraftvarmeværker, i industrien og (på længere sigt) til transport. Anvendelse i kraftvarmeværker og i industrien forudsætter ikke, at biogassens CO2-indhold først fjernes, og hos disse storkunder er det også underordnet, om CH4-%'en svinger indenfor nævnte interval (det regulerer forbrugsanlæggene selv for). De afregner efter metan og er ligeglade med CO2'en. Gassen renses på anlæggene for H2S. Det er en overkommelig opgave.

På længere eller lang sigt skal en del af biogassen (måske 25 %, måske en tredjedel) bruges som transportbrændstof. Desuden forventes det, at den også skal metaniseres, dvs. at CO2-komponenten omdannes til metan ved forbrug af brint og el (vindmølleel). Vi ved ikke, på hvilke anlæg eller med hvilken teknologi eller i hvilken skala denne metanisering skal foregå. Hvis den skal foregå på større anlæg af hensyn til økonomi, skal vi have en infrastruktur, som fører biogassen frem her til med sit indhold af CO2.

Det er muligt, at fremtidens transportbrændstof (foruden eldrift) bliver metanol (træsprit) og/eller synteseprodukter af metanol. Og at biogassen i så fald ikke skal metaniseres til metan men skal syntetiseres til metanol.

M.h.t. effektiv infrastruktur (gasnet) til biogas: Man kan sammenligne med, hvilket (bio)gasnet man ville lave, hvis man skulle etablere det i et land uden gasnet. Det ville (måske bortset fra mindre, centrale dele - afhængigt af omfang og placering af metanisering) blive et net, som kunne transportere gassen frem med dens indhold af CO2, og det ville blive lavtryksbaseret, så komprimering til høje tryk var unødvendigt for blot 'at flytte gassen rundt'.

Mvh Søren

  • 0
  • 0

Jeg ved, at du er bekendt med, at jeg har en anden vurdering af dette, end den du her beskriver - på misvisende måde, må jeg sige. Det bruges i vidt omfang som hovedargument for, at biogassen skal ind på naturgasnettet, at biogasproduktionen ikke kan reguleres. Det er ikke korrekt. Her kommer en nærmere forklaring (lidt lang, men nogle orker vel):

Til Søren Tafdrup.

Det er jeg bekendt med. Helt bestemt.

Det jeg efterlyser, er de ØKONOMISKE konsekvenser af at etablere et anlæg, der har en given kapacitet, som ikke fuldt udnyttes. De faste omkostninger til et biogasanlæg, er betragtelige og udgør den største del af omkostningerne. Bygninger, anlæg, inventar, lastbiler, ansatte etc. Alle disse ting koster det samme, om der leveres 50% eller 100% kapacitet. Ved lav kapacitet stiger de faste omkostninger pr leveret enhed. Ganske enkelt.

At opgradering er en omkostning. Ja, men hvor stor i forhold til de øvrige omkostninger. ?

Hvad skal gassen bruges til. ? og hvad er systemtabet ved det. ? Som jeg nævner; el på tidspunkter hvor der ikke er behov eller varme, når der ikke er behov. Det er jo begge dele tab, som kan gøres op, økonomisk.

Lad os få tal på bordet.

Hvad bliver de faste omkostninger pr m3 ved dellast, i forhold til fuldlast? Hvor meget el produceres, når der ikke er behov? Hvor meget varme køles bort? Hvad koster opgradering og komprimering i et nutidigt anlæg. ?

Jeg har faktisk en tro på og tillid til at Nature Energy har valgt den økonomisk bedste løsning med deres anlægskoncept.

  • 0
  • 0

Det er da godt at se et DK kort med relativt mange biogas anlæg. Nu må vi så huske på at de benytter gylle og organisk affald samt mange andre affaldstyper. Og netop dette er meget mere værd end at kigge kWh ydelsen (eller varme) alene. Gylle lugter ikke til omgivelserne og afgasser ikke nær så meget til atmosfæren når det har været gennem et biogas anlæg, og dette er af stor værdi for os alle. Nu skal vi så alle til at samle det organiske affald fra, altså sortere, så det kan benyttes fornuftigt til energi i de nye biogas anlæg. Desuden skal industri affald benyttes så meget som muligt. Dermed løfter biogas industrien sig på mange ben og giver os alle et bedre miljø. Også selv om nogle af den er lidt utætte lige i øjeblikket. :-)

  • 0
  • 0

Det er forvirrende at vi ikke har nogle entydige og accepterede navne for det der kan komme ud af et biogasanlæg. Den umiddelbart producerede gas er en skøn blanding af metan og CO2. Hvad skal vi kalde den? Man kan så fjerne CO2 og andet fra denne gas, så det bliver næsten ren metan. Hvad skal vi kalde det produkt? Naturgas Fyn kalder den oprensede rå lortemetan (næsten ren metan) for biogas, så hvad skal vi så kalde den urensede rå gas fra anlægget? Må jeg få nogle bud fra branchen og ing.dk's brugere, så vi kan blive enige om hvad det er vi snakker om. Som tilstanden er nu kan man ikke vide det, og der er en alt for stor forskel.

  • 0
  • 0

Jeg har faktisk en tro på og tillid til at Nature Energy har valgt den økonomisk bedste løsning med deres anlægskoncept.

For det ene af de tre anlæg, artiklen nævner - Videbæk, skal gassen leveres direkte til Arla uden opgradering. Faktisk viser Arla's planer for forsyning med biogas (Vegger, Holstebro, Rødkærsbro og Videbæk), at Arla foretrækker at få gassen direkte. Det er selvfølgelig økonomisk begrundet.

Eksemplet viser, at Nature Energy som biogasproducent ikke er 'gift med' opgradering, hvis de under givne omstændigheder kan undgå denne omkostning.

Der er to temaer i dette: 1. Er naturgasnettet konkurrencedygtigt til transport af biogassen sammenlignet med biogasnet? 2. Er det samfundsøkonomisk fornuftigt at sæsonregulere biogasproduktionen fremfor at producere jævnt over året og lagre sommergasproduktionen fra sommer til vinter.

Som nævnt er det den generelle formodning, at biogassen fremover skal anvendes i kraftvarmeværker, i industrien og (på længere sigt) til transport. Det peger i retning af mindre behov for sæsonregulering, end når biogassen alene anvendes i kraftvarmeværker, som tilfældet har været indtil for et par år siden. Men det er ikke godtgjort, at det også peger i retning af, at naturgasnettet er den rigtige infrastruktur til biogassen.

Du nævner, at der er økonomiske konsekvenser af at etablere et anlæg, der har en given kapacitet, som ikke fuldt udnyttes. Jo, sådan er det overalt i energiforsyningen, vel for næsten alle værker og anlæg. Spørgsmålet er, hvordan forsyningen klares på den mest effektive måde, og for biogassens vedkommende er det et oplagt tema, om man skal produceres gassen jævnt over året og lagre en stor del af sommergassen til om vinteren, eller om man skal lagre den reguleringsegnede biomasse og producere gassen, når der er brug for den. Selvfølgelig koster det ekstra (f.eks. 5 % større reaktorer og 50 % større gaskapacitet på anlæggene), hvis man skal fordoble fra sommer til vinter frem for at køre jævnt over året. Det skal holdes op imod omkostningerne til at lagre gassen fra sommer til vinter.

Bemærk, at når Energinet.dk arbejder med "Energisystemets udfordringer og muligheder" anvendes tilføjelsen "inkl. lokale systemer" om det fremtidige gassystem. Forklaringen er, at Energinet.dk er opmærksom på, at opgradering udgør en stor barriere af omkostninger i forbindelse med brug af naturgasnettet til biogas.

  • 0
  • 0

Hej Jakob

Du skriver ”Biogas støttes med 3-4 gange produktionsprisen (ex. afgifter) Det må absolut være relevant, at se på hvad man eller kan få for de samme penge. ”

Det kan man ikke være uenig i. Men med i vurderingen må så være at biogas projektet vælter flere kegler. Det løser et miljøproblem for landbruget. Det løser et klimaproblem for landbruget. Og man får lidt energi fra gyllen. Og man får skabt kulbrinter som måske bliver en mangelvarer i fremtiden?

Den biomasse man beriger gyllen med altså organisk affald eller halm har samme energi og stof indhold uafhængigt af hvordan man behandler biomassen. Er man kun interesseret i energiindholdet er forbrænding jo oplagt. Er man interesseret i at udnytte stoffet til syntese af andre stoffer er forgasning en mulighed.

Med venlig hilsen Peter Vind Hansen

  • 0
  • 0

For det ene af de tre anlæg, artiklen nævner - Videbæk, skal gassen leveres direkte til Arla uden opgradering. Faktisk viser Arla's planer for forsyning med biogas (Vegger, Holstebro, Rødkærsbro og Videbæk), at Arla foretrækker at få gassen direkte. Det er selvfølgelig økonomisk begrundet.

De stedet, hvor biogassen kan afsættes direkte, skal den da det. Det er bare et fåtal af steder og kun en begrænset del af gassen det vil dreje dig om. Vedr miljøgevinsten, så er miljøgevinsten så vidt jeg kan regne ud, ca 1,5 gange naturgas. Forstået således at biogas eliminerer CO2 fra naturgas og i tillæg reducerer mængden af CO2 ækvivalent metan fra ubehandlet gylle med ca halvdelen af ovenstående. Ialt 150%. Derfor et det også relevant at vurdere om andre tiltag til reduktion af CO2 er billigere end biogas ?

  • 0
  • 0

Den biomasse man beriger gyllen med altså organisk affald eller halm har samme energi og stof indhold uafhængigt af hvordan man behandler biomassen. Er man kun interesseret i energiindholdet er forbrænding jo oplagt. Er man interesseret i at udnytte stoffet til syntese af andre stoffer er forgasning en mulighed.

@Peter Enig. Spørgsmålet er jo så bare om ikke de nævnte alternativer er mange gange billigere pr. energienhed end biogas ? Min påstand er, at bionaturgas er "kunstig åndedræt" til landbruget og naturgasselskaberne

  • 0
  • 0

Den biomasse man beriger gyllen med altså organisk affald eller halm har samme energi og stof indhold uafhængigt af hvordan man behandler biomassen. Er man kun interesseret i energiindholdet er forbrænding jo oplagt. Er man interesseret i at udnytte stoffet til syntese af andre stoffer er forgasning en mulighed.

For nogle typer biomasse – typisk træ – er det oplagt at anvende dem via forbrænding eller forgasning. For andre typer er det mere oplagt økonomisk og på anden vis at konvertere dem via biogasanlæg. For knapt ti år siden var der f.eks. en vældig hype angående forbrænding af gylle og gødning. Det holdt ikke rent økonomisk, og det er jo også en rigtig skidt ide i forhold til genanvendelse af næringsstoffer som gødning og m.h.t. bevarelse af jordens humusindhold. Selv halm, som umiddelbart virker oplagt til forbrænding eller forgasning, er nu blevet et råstof for biogasanlæggene, selvom det endnu er for tidligt at sige, hvor stort omfang det vil få.

En enkelt bemærkning m.h.t. støtten til biogas: Det er klart, at når andre VE-former falder i pris (såsom vind og sol), så vil det lægge et pres på biogassen. Men biogas er jo et brændsel og en regulerbar VE-form, så sammenligningen er ikke helt enkel.

Generelt om støtten til VE gælder, at referencen – priserne på fossil energi – er svær at vurdere på retvisende måde. For få år siden (lige før Finanskrisen) var olieprisen nået et pænt stykke op over 100 $/tønde. ’Vismændene’ var dengang enige om, at dét var en ny verdensorden, som vi måtte vende os til.

Så kom Finanskrisen, og siden kom store prisfald på skiffergas og på vind og sol, og nu er kulindustrien i USA (heldigvis) gået konkurs. I dag siger regeringen, at støtten til vind (og biogas) er blevet alt, alt for høj, men forklaringen er, at priserne på el og brændsel er gået i bund, og forbrugerne har alt iberegnet væsentligt billigere energi nu end for 5-10 år siden.

Der er et paradoks – det er livets vilkår – m.h.t. overgang til VE. Når vi for alvor udbygger med VE og fortrænger fossil energi, så ’reagerer’ systemet med faldende priser på fossil energi, og så kommer støtten til VE til at vokse. Men hvis vi ikke udbygger med VE, vil priserne på fossil energi (og temperaturen på Jorden) stige til guderne ved hvad, og så vil det være torskedumt ikke at skifte til VE. Nu er vi heldigvis nået så langt m.h.t. forholdsvis lave priser på VE, at toget kører, nærmest uanset hvordan interesserne i fossil energi vender og drejer sig.

  • 0
  • 0

Der er et paradoks – det er livets vilkår – m.h.t. overgang til VE. Når vi for alvor udbygger med VE og fortrænger fossil energi, så ’reagerer’ systemet med faldende priser på fossil energi, og så kommer støtten til VE til at vokse

Netop derfor er det ekstra vigtigt at vælge de VE former der giver "value for money" Og biogas er i den dyre ende af skalaen

  • 0
  • 0

Hej Jakob

Hvis man prøver at vende spørgsmålet om kan man jo sige at bionaturgas og naturgas har samme brandværdi og dermed samme markedsværdi. Denne markedsværdi skal så dække produktions omkostninger, afskrivninger, fortjeneste osv..

Det er så klart at bionaturgas må have et tilskud fra skatteyderne for at holde markedsprisen. Dette tilskud er så prisen for hvad det reelt koster at løse en del af landbrugets miljøproblem og klimaproblem. I sidste ende er det jo skatteyderne (vælgerne) der selv afgør hvor langt de vil være med?

Med venlig hilsen Peter Vind Hansen

  • 0
  • 0

Hvis man prøver at vende spørgsmålet om kan man jo sige at bionaturgas og naturgas har samme brandværdi og dermed samme markedsværdi.

Det er ikke helt rigtig. Der er forskel på gaskvaliteten. Akkurat som for nogen år siden, da en del sønderjyder fik importeret gas i rørene, så har en del gaskunder tæt på bionaturgas anlæg måtte justere på deres kedler. Iltstyringen på nyere individuelle naturgasfyr kan ofte klare det uden de store ændringer, men flere fjernvarmeværker har fået præsenteret 6 cifrede regninger på ombygning af styringer til gasmotorer.

Dette tilskud er så prisen for hvad det reelt koster at løse en del af landbrugets miljøproblem og klimaproblem. I sidste ende er det jo skatteyderne (vælgerne) der selv afgør hvor langt de vil være med?

Præcis - og jeg er stået af, fordi biogas er så dyrt i forhold til f.eks. vind eller biomasse.

  • 0
  • 0

Det er forvirrende at vi ikke har nogle entydige og accepterede navne for det der kan komme ud af et biogasanlæg. [...] Må jeg få nogle bud fra branchen og ing.dk's brugere, så vi kan blive enige om hvad det er vi snakker om.

Jeg er helt enig med Svend i at der anvendes alt for meget elastikenheder når der skrives indlæg om energiindholdet i biogas. Jeg kommer gerne med lidt opklarende.

1 N m3 CH4 = 1 kubikmeter 100 % rent methan ved 0°C og 1013,25 millibar.

1 N m3 Biogas = 1 kubikmeter med 65% volumen methan ved 0°C og 1013,25 millibar (1)

1 m3 Biogas = 1 kubikmeter med 65% volumen methan ved ukendt temperatur og tryk (1)

1 m3 Rå Biogas = 1 kubikmeter biogas hvor indholdet af methan typisk variere mellem 50-70% vol. Temperaturen varierer typisk mellem 0-55°C. Fugtindholdet er typisk på 100% RF. (2)

Derudover findes der bionaturgas og opgraderet biogas som typisk består af > 97,3% CH4. De nøjagtige specifikationer fremgår af gasreglementet afsnit C, som fastsættes af sikkerhedsstyrelsen. Desværre mener jeg ikke, at man 100% eksakt kan fastsætte energiindholdet i bionaturgas og opgraderet biogas, da gaskvalitet må variere inden for nogle rammer.

CH4 = Methan CO2 = kuldioxid N = normaltilstand, som betyder, at gassens normaltilstand er henregnet til temperaturen 0 grader celsius og trykket 1013,25 millibar. Det vil sige 1 Nm3 = 1 kubikmeter ved 0 grader celsius og 1013,25 millibar.

Note 1 Biogas uden angivelse af CH4-indholdet er normalt i faglitteraturen underforstået til 65 procent. Det er dog en uskik at anvende denne ubenævnte enhed. Derfor bør man altid angive biogassens CH4 indhold, samt temperatur og tryk, for at undgå elastikenheder. Biogas kaldes også sumpgas, slamgas eller rådnegas.

Note 2 Enheden ”Rå Biogas” sammen med oplysninger om alle konditioner, anvendes fx til dimensionering af rør og pumper.

Allerhelst så jeg at vil alle som udgangspunkt anvendte enheden ”N m3 CH4”. (Nedre brændværdi [Hn] i 1 Nm3CH4 = 9,97 kWh.)

Ref.: http://www.lemvigbiogas.com/viden.htm

  • 0
  • 0

Gad vide hvad det koster at få et rør til gylleanlægget, eller har du opfundet et apparat der kan sortere metanen. Det samme problem eksisterer for grøn strøm. Ingen har endnu kunnet skille tingene ad hos forbrugeren. Alle dem der påstår at de er grønne fordi de bruger grøn gas og grøn el, fratager jo os andre fra at bruge det, selvom vi har de samme blandede forbindelser.

  • 0
  • 0

@ Søren Tafdrup

For nogle typer biomasse – typisk træ – er det oplagt at anvende dem via forbrænding eller forgasning. For andre typer er det mere oplagt økonomisk og på anden vis at konvertere dem via biogasanlæg. For knapt ti år siden var der f.eks. en vældig hype angående forbrænding af gylle og gødning. Det holdt ikke rent økonomisk, og det er jo også en rigtig skidt ide i forhold til genanvendelse af næringsstoffer som gødning og m.h.t. bevarelse af jordens humusindhold. Selv halm, som umiddelbart virker oplagt til forbrænding eller forgasning, er nu blevet et råstof for biogasanlæggene, selvom det endnu er for tidligt at sige, hvor stort omfang det vil få.

Jeg har set dig skrive meget godt og interessant om biogas, men her er jeg ked af flere ting.

Hvis du med forbrænding af gylle og gødning mener alm. (direkte) forbrænding, husker jeg ikke den ”vældige hype”, og hvad økonomien angår, har det nok ikke været uden betydning, at der jo ikke har kunnet opnås støtte til sådan forbrænding af gylle/gødning. Jeg er dog enig i, at direkte forbrænding af gylle/gødning er for problematisk i forhold til nyttiggørelse af næringsstoffer, så vi kan for min skyld godt lade det ligge. . Hvis du også sigter til indirekte forbrænding via pyrolyse og termisk forgasning, kan min og enkelte andre aktøres tilsvarende ”hype” da vist heller ikke siges at have været særlig ”vældig” i forhold til den også dengang forekommende promovering af biogas? For resten har min egen ”hype” primært handlet om askeseparerende termisk lavtemperaturforgasning af halm, (separerede og termisk tørrede) biogasrestfibre o.l. og kun i mindre grad om termisk forgasning af tørret ”rå” gylle/gødning.

Især ved egentlige dyrkningsforsøg er der påvist en god gødningsværdi af aske fra termisk lavtemperaturforgasning og faktisk endda fremragende resultater for så vidt angår grovsandet jord, hvor askens indhold af fint biokoks gør dyrkningslaget bedre i stand til at holde på vand og næringsstoffer, samtidig med kulstoffet i koksen lagres langt mere stabilt end kulstof i humus. For resten er det ikke et enten eller, fordi humus jo også dannes ud fra bl.a. efterladt rodmateriale, som der typisk vil dannes mere af i den strukturforbedrede jord.

Dertil kommer, at (lugtfri) askebaseret gødskning harmonerer godt med reduceret jordbehandling, som byder på yderligere kulstofophobning (og netto humusdannelse), uden at asken skal føres dybt ned i dyrkningslaget. Det skal den i asken indeholdte (vanduopløselige) biokoks så godt nok helst, men det kan man f.eks. nøjes at gøre med noget særlig koksrig aske tilført med mange års mellemrum og blot indtil hovedparten af bio-koksens strukturforbedrende virkning er opnået.

Det er heller ikke fair, at udråbe termisk lavtemperaturforgasning af hverken rå eller biologisk forgasset gødning til mindre økonomisk, al den stund, at der ikke kunne opnås støtte til termisk forgasning af sådanne (affaldsklassificerede) brændsler, medens støtten til biologisk forgasning jo var og især nu er i den høje ende. Derfor blev forgasningsindsatsen efterhånden mere fokuseret på halm og andre formelt biomasseklassificerede restprodukter, og hvor det på basis af en meget grundig vurdering blev konkluderet, at selv et første halmfyret lavtemperaturforgasningsanlæg i kun begyndende kommerciel størrelse (60 MW termisk) ville være en positiv business case med et tilskud på kun godt 40 øre pr kWh el og uden anlægsstøtte. - Dvs. med udsigt til et faldende støttebehov for senere og især større anlæg.

Hvis lavtemperatur-forgasseren tilknyttes et større kraftvarmeanlæg med moderne dampdata, kan der opnås en elproduktion på nær det dobbelte i forhold til halm tilført et biogasanlæg. Og klimaeffekten vil være mere end den dobbelte, fordi der ikke vil være nogen afgivelse af klimagasser fra den udbragte aske og heller ikke noget CH4-tab fra anlægget. Dertil kommer muligheden for ekstrem stabil deponering af kulstofholdig biokoks i dyrkningslaget (som dog koster et effektivitetstab svarende til bio-koksens brændværdi).

I forhold til gylle/gødning o.l. våde og ofte ildelugtende næringsstofrige lokale restprodukter, synes jeg, at det ville være spændende, om der havde kunnet findes fodslaw om kombinationen af simple og billige (men stadig effektivt kvælstof-mineraliserende) biogasanlæg med separation og termisk tørring af restfibre, som - med mulighed for sæsonlagning - sendes videre til termisk forgasning på anlæg, der i øvrigt fyres med (direkte modtaget) halm o.a. tør/tørret biomasse. Men enten skal man deles pænt om støtten, eller de tørrede fibre skal leveres billigt, eller landmændene skal betale en tilstrækkelig pris for især koksrig aske. Det sidste er mest realistisk, hvis landmandens kulstofdeponering i dyrkningslaget gøres støtteberettiget, hvilket jeg synes ville værre fornuftigt. Mange landmænd har pt. næppe råd til at investere i hverken de nyligt annoncerede store klimakrav til landbruget eller langsigtet kvalitetsforbedring af dyrkningslaget og hvorfor ikke lade dem få en forretning ud af redde kloden ved deponering af kulstof i deres dyrkningslag?

  • 0
  • 0

Hej Peder,

Tak for din reaktion. Det var ikke meningen med mit indlæg at nedgøre forgasningsteknologierne. Jeg har (som du ved) været interesseret i dit arbejde - men uden stor faglig dybde (jeg er fagmand indenfor biogas og kan ikke rigtig gabe over større faglig indsigt indenfor termisk forgasning).

Egentlig synes jeg nu heller ikke, at jeg tilsidesætter forgasningsteknologierne i den replik, du anfægter. Vi er vel enige om, at nogle typer biomasse oplagt anvendes via forbrænding eller forgasning, mens andre typer mere oplagt konverteres via biogasanlæg.

For knapt ti år siden var der faktisk en vældig hype angående forbrænding af gylle og gødning. Store udredninger blev lavet. Men det holdt som nævnt ikke rent økonomisk.

Jeg ser bestemt ikke bort fra, at forgasning kan komme til at spille en vigtig rolle - også under behørig hensyntagen til genanvendelse af næringsstoffer som gødning og bevarelse af jordens humusindhold.

Jeg synes egentlig, der er god plads til at både biogassen og den termiske forgasning kan udfolde sig. Biogasproduktionen i Danmark ligger aktuelt på omkring 7 PJ om året. Forbrændingen af biomasse udgør vist over 100 PJ om året. Jeg har blot ikke forudsætninger for at vurdere, hvornår og i hvilket omfang forgasningen vil ekspandere vel i høj grad som afløsning af den 'gammeldags' forbrænding.

Mvh Søren

  • 0
  • 0

Mange tak for svaret, Søren

Jeg er glad for din uddybning og har ikke glemt din tidligere gode vilje i forhold til termisk forgasning af biogasrestfibre. Jeg er enig i, at der en stor og vigtige rolle for biogasanlæg, men selv noget godt kan jo overdrives i en grad, der overordnet set ikke er optimal. Hvis jeg overfortolkede dit indlæg, kan det skyldes at jeg underbevidst tillægger dig samme forudsætning, som jeg selv opererer med, nemlig at højeffektiv og næringsstofbevarende anvendelse af halm til termisk kraftvarme fremadrettet bedst kan praktiseres ved indfyring via en askeseparerende forgasser, der er forkoblet en gerne noget større KV-kedel med høje dampdata, som i varierende grad også fyres direkte med træ. Hvis denne løsning anskues sådan lidt på afstand (som en black box), er det jo samlet set ”bare” KV baseret på forbrænding af biomasse.

Årsagen til min (over?)reaktion er endvidere, at en sådan effektiv udnyttelse af bl.a. den store danske bio-energiressource, overskudshalm, jo vil blive endnu sværere at få i vej, hvis halmen nu i stor stil i stedet disponeres til et stort antal - også til halmen dimensionerede - biogasanlæg. Inden dette forceres med særlig stor (skævvridende) økonomisk støtte, bør halm-alternativerne som nævnt sammenlignes mht. til bl.a. opnåelig energiudbytte, klimaeffekt og økonomi/støttebehov. Især hvis effektiv og regulerbar el-produktion prioriteres, mener jeg, at det er let at gennemskue, at halmbaseret termisk kraftvarme via askeseparerende (og evt. biokoksproducerende) forkoblet lavtemperaturforgasning er en klar vinder på alle disse tre vigtige punkter, men vurderingen bør naturligvis komme fra mere uvildig ekspertise, herunder vore scenarieanalytikere.

Scenarieanalytikerne skal, (bl.a.) også tage højde for behovet for brændstoffer til den ikke elektrificerbare transport, men her mener jeg, at man - ud over mulighederne baseret på indenlandsk placeret biologisk og termisk forgasning – også bør se på muligheden for at importere motor- og flybrændstof baseret på bæredygtig udenlandsk træ, hvor en stor del af den genererede restvarme med fordel kan anvendes lokalt til tørring af træet. - For så til gengæld bedre at kunne erstatte importen af træbrændsler med indenlandske biobrændsler.

En afklaring af, hvorvidt primært gylleafledte biogasrestfibre med fordel kunne sendes videre til termisk forgasning er mindre tidsmæssig kritisk, for det er jo noget, der senere kan ”eftermonteres”. Blot er der ikke grund til at investere ret meget i opnåelse af de sidste %-point biogas-effektivitet, hvis en effektiv termisk udnyttelse af restfibrene følger, og hvorefter der sikkert kan findes noget supplerende vådt og næringsstofrig organisk materiale (måske inkl. tang/alger, .. ?), der yderligere kan tilføres biogasanlægget, så både biogasproduktionen og restfibrenes energiindhold øges.

Mht. til dine tal i PJ, ser jeg, at du sammenligner biogas-output med brændværdi input, hvor jeg synes at begge alternativer bør anskues på grundlag at tilført energi i tør biomasse, for ellers bliver det store tab i relation til (kun) biologisk omsætning jo usynligt. For øvrigt er anvendelsen af halm til energiproduktion på tilbagetog, ligesom noget af resten af de godt 100 PJ er importeret træ og biomasse til simpel varmeproduktion, hvor jeg mener, at vi fremadrettet bør prioritere indenlandske brændsler og effektiv el-produktion. Dertil er de danske el-priser pt. problematisk lave en stor del af tiden, men sådan vil det næppe fortsætte, når fossile brændsler (og a-kraft?) udfases, medens el-forbruget til bl.a. varmepumper og transport øges markant.

Det vil jo nok i nogen grad være på kant med EU-lovgivningen at prioritere indenlandske biobrændsler (her inkl. i biogasrestfibre) over udenlandsk biomasse, men i disse klimatider, er det blevet vigtigt at begrænse afgivelsen af CO2 og stærkere klimagasser fra uudnyttet og ufuldstændig omsat organisk indenlandsk materiale, der efterlades til bakteriel nedbrydning ”under åben himmel”.

Vores i forvejen trængte landmænd har heller ikke brug for at blive spændt for nogle til halm potentielt kraftigt overdimensionerede biogasanlæg, som politikerne kan tænkes at fortryde den særligt høje støtte til, fordi løsningen ikke var vurderet ordentlig på forhånd. Omvendt har det min forståelse, hvis man på især eksisterende anlæg kan øge et måske skuffende gasudbytte ved at tilføre noget forbehandlet halm. Især hvis det regionalt set får et væsentligt omfang, bør det dog følges op med overvejelser i retning af central termisk udnyttelse af den forøgede mængde restfibre.

Jeg mener ofte at have set dig som en stærk fortaler for, at biogasanlæggene holdes simple og fokuseret på det, de er bedst og vigtigst til og derfor er jeg heller ikke overrasket hvis vi et godt stykke hen ad vejen reelt er enige. Dine forbehold har jeg forståelse for, selvom jeg synes at din forståelse for også mit område er en hel del bedre end de flestes.

mvh peder

  • 0
  • 0

I Jyllandsposten den 20.11.2016. kunne man læse, at det nyåbnede Sønderjysk Biogas vil producere 21 mio m³ Methan per år. Denne mængde svarer til 803 PJ/år eller 26,3 MW..

Anlægsudgifter 250 mio kr.

Samtidig oplyses at der skal anvendes 450.000 tons gylle per år og 150.000 tons tilkøbt biomasse. (Pris ca. 800 kr/ton)

Gyllens energiindhold ligger omkring 1160 MJ/ton, nok nærmest lidt mindre. I alt 522 PJ/år eller 16,65 MW. Tilkøbt biomasse 150.000 t/år à 14.500 MJ/ton svarende til 2175 PJ/år eller 69,4 MW. Så råstoffernes energiindhold er tilsammen af størrelsesordenen 2700 PJ/år eller 86 MW.

Udbyttet er før fradrag for forbrug til indsamling, kunstgødning, transport og drift m.m. 26 MW eller 30%, med forbehold for, at gyllens energiindhold er usikkert. Sætter vi gyllens energiindhold til 0, bliver energiudbyttet 38% af tilført energi. Altså før forbrug til processen mm.

Med andre ord et til himlen skrigende ressourcespild. Kan der virkelig ikke findes intelligentere metoder til at løse gylleproblemerne?

  • 0
  • 0

Hej Søren Holst Kjærsgård

Du spørger ”Kan der virkelig ikke findes intelligentere metoder til at løse gylleproblemerne? ”

Det er jo ikke ligefrem et 1 million $ spørgsmål? Prøv nu at tænke dig dig rigtigt grundigt om og kom så selv med svaret? Men du skal få et hint: skibsværft.

Med venlig hilsen Peter Vind Hansen

  • 0
  • 0

Gyllens energiindhold ligger omkring 1160 MJ/ton, nok nærmest lidt mindre. I alt 522 PJ/år eller 16,65 MW. Tilkøbt biomasse 150.000 t/år à 14.500 MJ/ton svarende til 2175 PJ/år eller 69,4 MW. Så råstoffernes energiindhold er tilsammen af størrelsesordenen 2700 PJ/år eller 86 MW.

Der er et eller andet fishy her. En PJ er en klump kul der er ca 30 meter på hver led. Søren Tafdrup angiver årets biogas som 7 PJ. Det ville klæde en offentlig lønnet energiexpert at fortælle hvor meget der kommer fra gylle og hvor meget fra slagterier. 2 og 5? Suppe på en pølsepind eller godt med tilskud.

  • 0
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten