KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2021-22
KEF Alm.del Bilag 503
Offentligt

10. januar 2020

Notat

Klimarådets Sekretariat

Biogas i naturgasnettet

Potentiale, omkostninger

og virkemidler

Projekt ID: 10407080

Ændret: 12-01-2020 22:00

Revision: 1

Indhold

1.1

1.2

2.1

2.2

2.3

2.4

3.1

4.1

4.2

4.3

Beskrivelse

Teknisk beskrivelse

Energimæssige forhold

Potentiale

Nuværende produktion og basisfremskrivning

Potentialet fremover

Energimæssigt potentiale

Potentialet for opgradering

Anvendelsen af biogas

Klimapotentiale

Omkostninger

Produktionsomkostninger

Eksternaliteter

Samfundsøkonomiske omkostninger

2050-perspektiv

Virkemidler

Udarbejdet af NBA, CKD

Kontrolleret af NBA

Godkendt af CKD

NIRAS A/S

Sortemosevej 19

3450 Allerød

+45 4810 4200

+45 4017 2884

[email protected]

www.niras.dk

CVR-nr. 37295728

FRI, FIDIC

Biogas i naturgasnettet.docx

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

1 Beskrivelse

1.1 Teknisk beskrivelse

Biogas er resultatet af anaerob (iltfri) nedbrydning af organisk materiale, og består

af metan (CH4) og kultveilte (CO2). Produktion og opsamling af biogas sker på

lossepladser (lossepladsgas), udrådningstanke på renseanlæg (slamgas) og i bio-

gasanlæg. Et biogasanlæg består af et antal lukkede tanke, typisk med kontrolle-

ret temperatur og mekanisk omrøring, kaldet reaktortanke, udstyr til forbehand-

ling, indfødning, efterbehandling og mellemlagring af rå og udrådnet biomasse,

samt naturligvis udstyr til opsamling og nyttiggørelse af den dannede biogas.

Biogasproduktion til energiformål har fundet sted i Danmark siden oliekrisen. I lø-

bet af 1980’erne udvikledes koncepter for fælles biogasanlæg, som modtog gylle

fra flere forskellige landbrug, og udrådnede det sammen med andet organisk af-

fald, ofte med meget højere gaspotentiale end gylle. De første biogasanlæg leve-

rede hovedsageligt gassen til kraftvarmeanlæg, og støtten til biogas udmøntedes

som en særlig indfødnings-tarif for el fra biogas. I starten af det nye årtusinde på-

begyndtes en udvikling mod oprensning af biogassen til naturgaskvalitet og ind-

fødning heraf på naturgasnettet, hvor den ved hjælp af bionaturgascertifikater kan

sælge som grøn gas. Med Energiforliget i 2012 skete der en tilskudsmæssig lige-

stilling af el fra biogas og metan fra biogas, som blev tilført naturgasnettet.

Afgasning af gylle medfører en række positive eksternaliteter, herunder reduceret

udvaskning af kvælstof og reduceret metanudledning.

Økologiske jordbrug må anvende afgasset gylle fra konventionelt landbrug i et vist

omfang og efter særlige regler for tilsætning af andre biomasser. Da økologiske

jordbrug er i knaphed for næringsstoffer er afgasset gylle særlig attraktivt for øko-

loger.

1.2 Energimæssige forhold

Biogas kan, sammen med andre grønne gasser (slamgas, termisk forgasningsgas),

erstatte fossil naturgas. Grundet naturgassystemets lagerkapacitet kan biogas pro-

duktion afkobles tidsmæssigt fra forbruget, i modsætning til el fra vind og sol.

Grundet den relativt høje produktionspris kan biogas ikke konkurrere med VE el

fra vind og sol. Derfor bør biogas på sigt anvendes der, hvor CO

-neutrale alterna-

tiver er dyrere end biogas. Eksempler herpå er biogas som avanceret biobrænd-

stof, som procesenergi hvor der er behov for flammer, og muligvis til balancering

af elnettet.

Biogas består af ca. 2/3 metan og 1/3 CO

og har dermed et energiindhold på ca.

7 KWh pr. m

. Ved opgradering til naturgaskvalitet udvaskes CO

, og den opsam-

lede CO2 udledes i dag typisk til atmosfæren. Der er p.t. et opgraderingslæg i

Danmark, hvor den opsamlede CO

(ca. 20.000 tons/år) oprenses med henblik på

salg i det kommercielle marked for CO

. Det samlede marked for CO

i Danmark er

ca. 70.000 tons/år, hvoraf størstedelen er biprodukter fra for eksempel gødnings-

produktion. Fortrængning heraf har således ikke umiddelbart nogen sikker CO

re-

duktionseffekt.

Såfremt CO

generelt indvindes fra danske biogas-opgraderingsanlæg vil der der-

for skulle ske en lagring (sequestration) heraf, eller den skal metaniseres ved til-

førsel af brint og anvendes til fortrængning af fossile kulbrinter, for at opnå en CO

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

reduktionseffekt. Det sidste forudsætter, at den tilførte brint er produceret klima-

neutralt.

2 Potentiale

2.1 Nuværende produktion og basisfremskrivning

Biogasproduktionen har været i betydelig vækst i de seneste årtier, og den sam-

lede danske biogasproduktion forventes i 2020 at udgøre ca. 24 PJ. Basisfrem-

skrivning prognosticerer en stigning til 28,0 GJ i 2022 (Energistyrelsen, 2019),.

Fremskrivningen inkluderer bl.a. en fremskrivning af biogasproduktionen baseret

på det nuværende politiske billede og fravær af nye tiltag (frozen policy). Biogas-

branchen forventer, baseret på oplysninger fra Evida og medlemmerne, ca. 34 PJ

i 2022, især baseret på tilslutningsaftaler for opgraderingsanlæg. Som konserva-

tivt skøn anbefales at forudsætte en biogasproduktion på 28 PJ i 2022 (og i 2025),

under forudsætning af, at der ikke indføres nye incitamenter, og at kapaciteten i

tilslutningsaftaler ikke udnyttes fuldt ud.

I nedenstående figurer ses fordelingen af biomasseinput til fælles- og gårdanlæg i

planåret 2014/15

og i 2016/17. I 2014/15 stammende ca. 80% af det samlede

input fra husdyrgødning, mens de øvrige 15 % primært stammede fra organisk in-

dustriaffald (15 %) og de 5% resterende fra energiafgrøder, halm og afgrøderester

(Mikkelsen, Albrektsen, & Gyldenkærne, 2016) (Energistyrelsen, 2018). Organisk

industriaffald dækker over en meget bred gruppe af affald ,- både hvad angår ind-

hold, værdi og alternativ håndtering. Denne figur kan derfor ikke direkte omsættes

til energiindhold.

Mellem 2014/15 og 2016/17 har gylleandelen været faldende og der er til gengæld

kommet dybstrøelse og en større andel andre restprodukter.

Ca. 700 mio m3 opgraderet bionaturgas tilført nettet og ca. 250 m3 som anvendes direkte

til elproduktion og procesformål

En nyere oversigt kræver en gennemgang af indberetningsskemaer til Energistyrelsen for

alle biogasanlæg

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Siden 2016/17 vurderes denne udvikling af være fortsat og der er arbejdet med at

anvende en større andel halm og dybstrøelse ligesom den øgede udsortering af or-

ganisk husholdningsaffald (KOD) vurderes at have bidraget til en (mindre) øget

andel af denne fraktion til biogasanlæg.

2.2 Potentialet fremover

Energistyrelsen vurderer et potentiale på 48 PJ. Der er ikke angivet et tidspunkt

for indfrielsen af dette potentiale. Det er særligt halm og dybstrøelse og også rest-

afgrøder fra naturarealer, randzoner, grøftekanter som forventes at bidrage til den

øgede mængde biogas, sammen med et bidrag fra kildesorteret organisk dagreno-

vation (KOD), vist som husholdningsaffald i figuren nedenfor. Dette fordi egnet or-

ganisk industriaffald i stort omfang allerede i dag udnyttes til biogas i det omfang,

det ikke kan anvendes til højere formål (foder).

For at nå en biogasproduktion på 48 PJ i 2030 kræves en udbygning med 14 PJ i

årene 2023-2030, svarende til ca. 2 PJ om året. Sammenlignet med, at der fra

2017 til 2022 sker en udbygning med i gennemsnit 4 PJ/år vurderes det som reali-

stisk at opnå en tilvækst på 2 PJ/år fra 2022, baseret på branchens kapacitet. Det

kræver dog, at de rette rammevilkår tilrettelægges, idet de nuværende støtteord-

ninger er disponeret til allerede besluttede anlæg.

Fordelingen af biomasse til biogas i et scenarie med 48 PJ produktion forventes at

være som vist nedenfor (her er biomasseandelen angivet efter energiindhold og

ikke mængde):

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Figur 2.1: Produktionspotentia-

let for biogas fra

(Energistyrelsen, 2018) med

data baseret på (Birkmose,

Hjort-Gregersen, & Stefanek,

2013)

Nedenfor er vist en række tabeller med gaspotentialer for gylle, dybstrøelse, affald

og afgrøder. Som det fremgår er gaspotentialet for gylle pr. tons ret begrænset

(ca. 10-12 m3 CH4/tons) sammenlignet med særligt halm (ca. 180 m3 CH4/tons)

og dybstrøelse (ca. 60 m3 CH4/tons). Gyllemængden er derfor ikke afgørende for

energiproduktionen fra biogas og udgør som det fremgik tidligere allerede en fal-

dende rolle. Gylle kan dog spille en processtabiliserende rolle, men kan formentlig

udgøre en væsentlig mindre del af biomassen end den gør i dag. I andre lande har

man biogasanlæg uden gylle og Københavns Kommune planlægger også at af-

gasse sit organiske affald i et rent affaldsbiogasanlæg (https://www.energy-sup-

ply.dk/article/view/692366/kartoffelskraeller_sendes_til_solrod_arc_etablerer_for-

behandlingsanlaeg?ref=newsletter&utm_medium=email&utm_source=newslet-

ter&utm_campaign=daily

). Det er derfor ikke afgørende for det fremtidige poten-

tiale at der er den samme mængde gylle til rådighed.

Gaspotentiale, gylle og dybstrøelse

Type

Svin

Gylle

Dybstrøelse

Kvæg (tung race)

Gylle

Dybstrøelse

Slagtesvin

Slagtesvin og so

Malkekvæg

Konventionel malkekvæg

Gasproduk on m³ CH4/tons

NIRAS: Faktaark biogaspotentiale til Energinet

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Gaspotentiale affald

Type affald

Industriaffald

Mave/tarm kvæg

Mave/tarm svin

Flotationsslam

Valle

Valle koncentrat

Alkohol

Primær spildevandsslam

Cellulose

Protein

Glukose

Fedt

Fiskeensilage

Organisk Husholdningsaffald

Gasproduk on m³ CH4/tons

152

125

302

354

811

144

102

Gaspotentiale, udvalgte afgrøder

Type afgrøde

Roer

Foder - rod

Sukker - rod

Top - foder

Top - sukker

Majs

Masjensilage

Korn

Grøn rug ensilage

Græs

Græs, frisk ubehandlet

Græs, landskabspleje

Halm med simpel neddeling

Hvedehalm

Byghalm

Gasproduk on m³ CH4/tons

174

185

2.3 Energimæssigt potentiale

Det energimæssige potentiale for biogasproduktionen på som nævnt tidligere 48

PJ (se Figur 2.1), er vurderet af Energistyrelsen (Energistyrelsen, 2018). Potentia-

let indeholder ikke konvertering af CO

-indholdet i biogassen til metan. Det energi-

mæssige potentiale er vurderet af interesseorganisationen Grøn Gas Danmark til

at være 80 PJ i 2040 inkl. metanisering af CO2 og omkring 60 PJ uden metanise-

ring (Grøn Gas Danmark, 2017).

Det bemærkes, at metanisering af CO

kræver tilførsel af brint, hvilket kræver et

energiforbrug svarende til energiindholdet i den metan, der dannes ud fra CO2 og

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

brint, forudsat produktion af brint sker ved elektrolyse af vand. Der er således ikke

nogen energimæssig gevinst ved metanisering af CO

fra opgradering af biogas,

men en mulig systemmæssig fordel ved, at metan er nemmere håndterbart end

ren brint.

Udbyttet af metan fra biogasproduktionen kan altså øges ved metanisering af bio-

gassens CO

-indhold. Ved metanisering omdannes CO

og hydrogen til metan og

vand, og dermed kræver metaniseringen en betydelig produktion af hydrogen for

følgende reaktion:

+ 4 H

-> CH

+ 2 H

Ifølge gasdistributionsselskabernes fremskrivning af biogasproduktionen kommer

18 PJ af biogassen i 2050 fra metanisering (Grøn Gas Danmark, 2017). Dette sva-

rer til ca. 500 mio Nm

metan, og kræver ca. 2,0 mia Nm

Brint. Med en elektro-

lyse-virkningsgrad på 65 % anslås det at der skal bruges omkring 11 TWh elektri-

citet til brintproduktion for at realisere dette potentiale (kilde: NIRAS beregnin-

ger), svarende til en installeret effekt for havvindmøller (4.500 fuldlasttimer/år) på

over 2 GW. Dette er er meget signifikant udbygning i forhold til den installerede

effekt i 2030 på ifølge Basisfremskrivningen.

Metanisering af CO

er essentielt en metode til emballering af den kemiske energi,

som lagres i brint ved elektrolyse af vand. Dette kan være hensigtsmæssigt, hvis

der ønskes større mængder metan, end den egentlige biogas proces producerer,

ofr eksempel som en overgangsløsning i dele af transportsektoren eller til videre

forarbejdning til tungere kulbrinter. Metanisering af CO

er dog ikke nødvendigvis

knyttet til biogas på anden vis end at der nemt kan høstes CO2 fra opgraderings-

anlæg.

Vi vurderer, under forudsætning af en regulering der sætter de rette rammvilkår,

at der rent teknisk vil en udbygning til 48 PJ biogas (metanandel) i 2030. Dette

baseres dels på, at udbygningstakten siden 2016 har været af størrelsesorden 2-3

PJ/år, og dels på, at der vurderes at være gylle og halm til rådighed svarende her-

til. Dette ses også i nedenstående figur fra GrønGasDanmark, når der ses bort fra

effektivisering og metanisering:

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

2.4 Potentialet for opgradering

I dag anvendes ca. 6 PJ biogas direkte til kraftvarmeproduktion uden opgradering.

Dette er en dyr måde at producere el og varme på sammenlignet fossilfrie alterna-

tiver (vind og sol). Derfor bør biogassen i størst mulig omfang opgraderes og an-

vendes i sektorer, hvor alternativomkostningen ved CO

-reduktion er høj. Alle nye

anlæg opgraderer biogassen. Der er derfor hovedsageligt tale om mindre små ek-

sisterende anlæg der anvender biogassen direkte til kraftvarmeproduktion. Der ses

i øvrigt en tendens til, at anlæg med kraftvarmeproduktion vælger opgradering,

når de udbygger deres kapacitet

eller mister deres varmegrundlag.

Når man sammenholder gasnettet med placeringen af biogasanlæg ser der ud til

at være ganske få anlæg der liger uden for naturgasnettet. Så ud fra en geografisk

betragtning burde det være muligt at opgradere og injicere hovedparten af de 6

PJ. I det omfang der er tale om mindre, ældre anlæg skal det naturligvis overvejes

om omkostningen til at anlægge opgraderingsanlæg står mål med gevinsten. Det

har ikke været muligt inden for rammen at foretage en mere præcis analyse af po-

tentialet. Dog kan peges på, at der i det svenske

fordonsgas

system sker opgrade-

ring på ganske små og isolerede biogasanlæg, hvorefter den opgraderede metan

tryksættes og transporteres på lastbil til tankstationer. Det er sandsynligt, at så-

danne anvendelser er konkurrencedygtige med andre avancerede biobrændstoffer.

Linkogas, Lemvig, Hashøj

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

3 Anvendelsen af biogas

Fremskrivningen af biogasanvendelsen betyder ifølge Basisfremskrivningen pri-

mært en øgning af opgraderet biogas, se Figur 3.1.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Figur 3.1: Anvendelsesforde-

ling ifølge Basisfremskrivnin-

gen for 2019 og 2030

(https://ens.dk/si-

tes/ens.dk/files/Analy-

ser/b11_biogas.pdf)

Anvendelse 2019

Anvendelse 2030

Opgradering

Elproduktion

Proces, transport

og varme

Forgasningsgas

Ved afsætning af opgraderet biogas til gasnettet, opnås en reduktion af CO

emis-

sioner svarende til en én-til-én fortrængning af naturgas.

Da der til særlig bygningsopvarmning eksisterer el-baserede opvarmningsalternati-

ver som samfundsøkonomisk er væsentlige billigere, er det i en overordnet be-

tragtning for det danske energisystem relevant at indtænke anvendelsen af opgra-

deret biogas til transportformål. Særligt interessante er transportanvendelser,

hvor batteriløsninger ikke umiddelbart kan anvendes, såsom tung vejtransport, sø-

transport, og lufttransport. Basisfremskrivningen af energiforbruget til disse an-

vendelser er vist i Figur 3.2. Det samlede energibehov for de tre transportkatego-

rier er 80 PJ.

Figur 3.2: Energiforbrug til

transportanvendelser i 2030

fra Basisfremskrivningen

(https://ens.dk/si-

tes/ens.dk/files/Analy-

ser/bf19_factsheet.xlsx)

Flytransport

Tung vejtransport

Søfart, national

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

I den tunge vejtransport kan opgraderet biogas anvendes på flydende form som

LNG, hvorved der kan opnås op til 1.000 km transportrækkevidder

. Der findes i

dag gasmotorer til lastbiler, så det vil være teknologisk muligt at omstille den

tunge transport på relativ kort sigt. På grund af den lange rækkevidde er der ikke

være behov for en stor tankningsinfrastruktur. Dette reducerer risikoen for tekno-

logisk lock-in.

I søtransport er det, ligesom ved tung vejtransport, muligt at anvende opgraderet

biogas som brændsel i form af LNG, eller videreforarbejdet til metanol. Søtrans-

porten overvejer også ammoniak (NH

) som fremtidigt brændstof, hvilket har den

fordel, at CO

udledning helt undgås.

Anvendelsen af biogas i flytransporten kræver yderligere konverteringer af metan

til flybrændsel (12 – 15 kulstofatomer per molekyle mod 1 kulstofatom i metan).

Dette kan gøres igennem Fischer Tropsch processen, hvor en del af energimæng-

den i gassen konverteres til flybrændsel, en del konverteres til bi-produkter (f.eks.

voks), og en del konverteres til varme (Mortensen, et al., 2019). Fordelen ved at

fremstille syntetisk flybrændstof er, at det er en drop-in løsning for industrien, og

ulempen er, at det er en ineffektiv udnyttelse af råvarerne i forhold til målet om at

fremskaffe brændstof til flyvning. Flyindustrien diskuterer også andre løsninger på

længere sigt, inklusiv muligheden for at anvende brint som brændstof

Udover anvendelsen i transportsektoren vil der være behov for anvendelse af gas

til industrielle formål. NIRAS estimerer behovet til at være 4 PJ. Anvendelsen af

gas som reserve i elsystemet vurderes at være i samme størrelsesorden (4 PJ sva-

rer til 5 fuldlastdøgn helt uden vind og sol).

3.1 Klimapotentiale

Energistyrelsens fremskrivning forventer et biogaspotentiale på ca. 48 PJ. Dette er

tæt på en fordobling af den eksisterende produktion.

Yderligere 20 PJ biogas (potentialet udover basisfremskrivningen) vil kunne for-

trænge 1,14 mio. tons CO2, hvis det fortrænger fossil naturgas (CO2-indhold på

57 kg CO2 pr. GJ)

Udover CO2-effekter af fortrængning af fossil naturgas er der en CO2-effekt ved

reduceret metanudledning ved lagring af gylle.

(Mikkelsen, Albrektsen, & Gyldenkærne, 2016) har undersøgt effekten på metan-

udledning og fundet følgende værdier:

Ved afgasning af svinegylle mindskes metanemissionen med 15,3 kg CO

-ækv.

pr ton gylle som afgasses.

Ved afgasning af kvæggylle mindskes metanemissionen med 7,9 kg CO

-ækv.

pr ton gylle som afgasses.

Eksempel på LNG-lastbil:

https://www.volvotrucks.dk/da-dk/trucks/volvo-fh/volvo-fh-

lng.html

Flyindustrien har i dag to slags brændstof: flybenzin til stempelmotorer i små fly og jet fuel

(kerosen) til jetmotorer, og den har gennemført en omlægning fra propelfly til jetfly over et

par årtier efter anden verdenskrig, så kunne godt tænkes at kunne udvikle sig videre.

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

Opgørelsen tager udgangspunkt i beregninger af en gennemsnitlig biomassesam-

mensætning (Mikkelsen, Albrektsen, & Gyldenkærne, 2016). Der differentieres så-

ledes ikke mellem udledning fra gylle og øvrigt input. Det er derfor ikke muligt at

beregne udledningen med en anden biomassesammensætning.

En gennemsnitlig biomassesammensætning (80% gylle, 10% affald, 10% dybstrø-

else) giver en reduktion på ca. 9 kg CO2/GJ, dvs. Yderligere 20 PJ biogas giver en

metanreduktion fra lager svarende til 180.000 tons CO2-ækv. Ved en hurtigere

udslusning fra stalden kan metaneffekten fordobles. Denne effekt på metan fra la-

ger er naturligvis afhængig af at gyllemængden fastholdes på samme niveau.

Der findes ikke viden om i hvilket omfang der sker en metanreduktion ved afga-

ning af dybstrøelse.

Udslip fra anlæg og opgradering giver et øget metanudslip på ca. 140.000 tons

CO2-ækv. for de yderligere 20 PJ (med forudsætning metantab på 3,6% faldende

til 2,1% indenfor 3 år og 1,5% efter yderligere 10 år). Det ”stjæler” altså ca. 3/4

af gevinsten på metan fra lageret. Udslippet er ikke afhængig af biomassesam-

mensætningen, men udelukkende af energiproduktionen.

Der er uklarhed over effekten på lattergasudslip ved afgasning af gylle. Eksiste-

rende tal indikerer en effekt på 60.000 tons CO2-ækv. for 20 PJ. Her bør forskes

yderligere.

4 Omkostninger

4.1 Produktionsomkostninger

Omkostningen til at producere biogas ligger (for nye anlæg) på ca. 5 kr./m3 CH4

+ ca. 1 kr./m3 CH4 for opgradering. Dette kan fordeles på ca. 25% CAPEX og

75% OPEX

for selve biogasanlæggene, og en højere CAPEX andel for opgrade-

ringsanlæg 8ca. 50% OPEX og 50% CAPEX). Den tekniske levetid på biogasanlæg

er i Energistyrelsens teknologikatalog angivet til 20 år.

Produktionsprisen kan næppe opnå samme omkostningsreduktioner som vindmøl-

lebranchen har opnået. Dette skyldes især:

•

Skalaeffekten er mindre. CAPEX udgør end markant mindre del af de samlede

omkostninger.

Teknologisk udvikling har haft stor effekt på omkostningsreduktioner i vind-

møllebranchen. Der er næppe samme potentiale for biogas

Biogas er afhængigt af biomasseinput, hvilket giver en række transportom-

kostninger og lægger begrænsninger på placering.

•

Det forventes der for ikke at man kan opnå en markant lavere produktionsomkost-

ning for hverken biogas, idet transport er uundgåelig eller opgradering, som er ba-

seret på en moden teknologi.

Potentialet undervurderes potentielt, da der ikke indregnes et metantab i referencen fra fx

organisk affald, hvis det udbringes direkte på marken.

Estimeret fra Energistyrelsens teknologikatalog på 3 modelanlæg

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

4.2 Eksternaliteter

Biogas giver anledning til en række positive (og få negative) eksternaliteter udover

klimaeksternaliteter. Der er tale om er reduceret udvaskning, reduceret lugt samt

en øget transport sammenlignet med et referencescenarium uden biogas. Derud-

over er der nogle fordele for landbruget ved øget afgasning særligt bedre gød-

ningsudnyttelse efter afgasning. Størrelsen af disse eksternaliteter afhænger me-

get af biomassesammensætning og forudsætninger om hvad der ville være sket

med det øvrige input i en referencesituation.

For gylle ligger værdien af eksternaliteter i størrelsesordenen 5 kr./tons gylle for-

delt på ca. 5,5 kr./tons for reduceret udvaskning

, 3 kr./tons for reducerede lugt-

gener og -2 kr,/tons for øget transport. For dybstrøelse er udvaskningseffekten på

ca. 21 kr/tons (kilde: NIRAS beregninger)

De samlede eksternaliteter inkl. klimaeksternaliter

ses nedenfor for tre modelan-

læg

. Miljø- og gødningseffekter

er altså estimeret i størrelsesordenen 10-15

kr/GJ, men klimaeffekten med de givne forudsætninger er i størrelsesordenen 20

kr./GJ.

25,0

20,0

Kr/GJ

15,0

10,0

5,0

0,0

Miljø

Gødningseffekt

Klima

Anlægstype 1

Anlægstype 2

Anlægstype 3

4.3 Samfundsøkonomiske omkostninger

Holdes meromkostningen ved biogasproduktion

op mod klimareduktionen kan

CO2-reduktionsomkostningen beregnes. Reduktionsomkostningen er er vist med

og uden sideeffekter

Prissat med alternativomkostningen på kvælstofudledning på 94 kr/kg (DØRS, 2015). Med

en lavere målsætning for udvaskning bliver alternativomkostningen også lavere. Lugt er pris-

sat med 5 kr./tons gylle. Transporteksternaliteter er prissat med Transportøkonomiske en-

hedspriser.

Prissat med 324 kr/tons jf. Energistyrelsens beregningsforudsætinger 2017

Modelanlæg 1: 80% gylle, 20% affald, modelanlæg 2: 80% gylle, , 20% dybstrøelse, mo-

delanlæg 3: 80% gylle, 10% affald, 10% dybstrøelse

Gødningseffekter er i principielt set ikke en eksternalitet da landmanden får gevinsten i

form af øget høstudbytte.

Der er antaget en naturgaspris på 1,5 kr/m3 CH4, dvs. en merpris på biogas 4,5 kr./m3

CH4.

Der er ikke indregnet nettoafgiftsfaktor

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 503: Henvendelse af 21/9-22 fra Peter Møller, Karrebæksminde, om udbygning af biogas i Danmark

2500

2000

Kr/tons CO2

1500

1000

500

Anlæg 1

Anlæg 2

Anlæg 3

Reduktionsomkostninger uden sideeffekter

Reduktionsomkostninger med sideeffekter

5 2050-perspektiv

Udviklingen i landbrugsbaseret biogas er afhængig af udviklingen i landbruget,

herunder mængden af husdyrhold, afgrødevalg og dyrkningsformer.

Biogas forventes at spille en afgørende rolle i næringsstofkredsløbet i en fremtid

uden tilførsel af næringsstoffer i form af importeret dyrefoder. Der vil biogas fun-

gere både som energiteknologi og som kanal for tilbageførsel af næringsstoffer fra

by til land.

6 Virkemidler

For at sikre indfrielse af potentialet for en udbygning af og samtidig gøre det på

den samfundsøkonomisk mest optimale måde er der behov for skabe rammevilkår

der i størst muligt omfang sikrer en allokering af biogas til de sektorer hvor alter-

nativomkostningen er størst – særligt transport.

En øget produktion af biogas vil øge biogasandelen i naturgasnettet og dermed

blive anvendt proportionalt hvor gas i dag bliver anvendt. Det betyder også at der

vil blive anvendt en stor andel biogas til opvarmning, hvilket samfundsøkonomiske

ikke vurderes at være den bedste anvendelse.

Der findes i dag iblandingskrav for brændstof til transport. Dette er et virkemiddel

er kunne styrkes evt. suppleret med en udbygning af tankningsinfrastruktur til

tung transport.