GROEN GAS IN DE ENERGY VALLEY Onderzoek naar de haalbaarheid van een transitiecoalitie november 2005
Dit project werd uitgevoerd in het kader van de subsidieregeling Ondersteuning Transitie Coalities, met financiële ondersteuning via SenterNovem door het Ministerie van Economische Zaken. Projectnummer:
5005-03-20-01-058
Projecttitel:
Groen Gas in de Energy Valley
Projectpartners:
Energieonderzoek Centrum Nederland (penvoerder) MARGE Nederland b.v. Stichting Energy Valley N.V. Nederlandse Gasunie (Gasunie Trade & Supply, Gasunie Engineering & Technology) Stichting JIN Bio Olie Nederland b.v.
Redactie
R.V. Siemons (Marge Nederland)
in samenwerking met
M. Mozaffarian, H. Boerrigter (ECN) M. van Burgel, A.W.G. de Vries (Gasunie Engineering & Technology) B. Wagenaar (Bio Olie Nederland b.v.)
INHOUD AFKORTINGEN, SYMBOLEN EN EENHEDEN SAMENVATTING INLEIDING 1 MARKTPOTENTIEEL 1.1 VRAAG 1.2 AANBOD 2 TECHNISCHE HAALBAARHEID 2.1 KWALITEITSEISEN VOOR GROEN GAS 2.2 VERGASSINGSTECHNIEK 3 ECONOMISCHE ANALYSE 3.1 OVER DE ANALYSEMETHODE 3.2 DE ENERGIEWAARDE VAN GROEN GAS 3.3 DE WAARDE VAN EMISSIEDUURZAAMHEID 3.4 RESULTATEN VAN DE ECONOMISCHE ANALYSE 3.4.1 Lange-termijn evaluatie (100 MW) 3.4.2 Korte-termijn evaluatie (demonstratieproject) 4 CONCLUSIES EN AANBEVELINGEN REFERENTIES BIJLAGE A EISEN AAN SNG BIJLAGE B VERGASSINGSCONCEPT VAN BIO OLIE NEDERLAND
5 7 11 17 17 20 25 25 25 31 31 32 33 35 35 40 43 45 47 57
4
AFKORTINGEN, SYMBOLEN EN EENHEDEN AFKORTINGEN EN SYMBOLEN EDB ETS IRR LCA m NPV T
Energiedistributiebedrijf Europese CO2-emissiehandel (Emission Trade Scheme) project-rentabiliteit (internal rate of return) (-) Levenscyclusanalyse (Life Cycle Assessment) massa (g, t) Netto contante waarde (Net Present Value) temperature (oC, K)
EENHEDEN Oppervlak ha
hectare (10,000 m2)
Afstand m
meter
Energie J toe W Wh
Joule ton olie equivalent (41,868 TJ) Watt (=J/s) Watt-uur (3600 J)
Massa g gx t tx
gram gram bij een referentievochtgehalte (op natte basis) van x %m ton (1000 kg) ton bij een referentievochtgehalte (op natte basis) van x %m
Tijd d h s a
dag (24 uur) uur seconde standaard jaar (365 dagen, 8760 h)
Volume l Nm3
liter kubieke meter gas onder normaalcondities: 273.15 oC en 101325 Pa
Voorvoegsels m milli c centi k kilo M Mega
(10-3) (10-2) (103) (106) 5
G T P E
Giga Tera Peta Exa
(109) (1012) (1015) (1018)
Onderschrift d op droge basis daf op droge en asvrije basis e electrisch m met %: massa percent th thermisch v met %: volume percent n op natte basis
6
SAMENVATTING In dit rapport wordt verslag gedaan van een haalbaarheidsonderzoek in het kader van het programma Ondersteuning Transitiecoalities (OTC). Het haalbaarheidsproject doet onderzoek naar de technische en economische haalbaarheid van een fabriek voor de productie van Groen Gas. (Groen Gas wordt hier opgevat als een volwaardig alternatief voor aardgas, gemaakt uit biomassa, dat geschikt is voor distributie in het bestaande distributienet.) Het onderzoek is uitgevoerd door het Energieonderzoek Centrum Nederland, MARGE Nederland, de Stichting Energy Valley, de N.V. Nederlandse Gasunie (Gastunie Trade & Supply, Gasunie Engineering & Technology), Bio Olie Nederland b.v., en de Stichting JIN. Hoofdstuk 1 beschrijft het marktpotentieel voor Groen Gas, zowel het vraag- als het aanbodpotentieel (respectievelijk Groen Gas en biomassa). Op het gekoppelde Europese aardgasdistributienet wordt een hoeveelheid van 18.000 PJ per jaar omgezet. Nederland neemt hiervan ongeveer 13% voor zijn rekening, en daarmee is Nederland een van de grootste producenten voor het Europese aardgasnet. Ook als ‘trading hub’ speelt Nederland een rol van belang. Ontwikkeling en introductie van Groen Gas als serieus alternatief voor aardgas kan gevolgen hebben voor de positie van Noord Nederland als aardgasproducent en als trading hub. Groen Gas wordt immers bij voorkeur gemaakt op lokaties waar biomassa-aanvoer en schaaleconomie een optimum vinden. Indien de productietechnologie op kleine schaal economisch haalbaar wordt, kan men in principe overal langs het gekoppelde gasnet Groen Gas maken en in het net bijmengen. Daarom is het belangrijk voor Noord Nederland en in het bijzonder voor Gasunie om, als Groen Gas inderdaad een serieus alternatief wordt, volop betrokken te zijn bij de ontwikkeling daarvan. Alleen op die manier kan worden geanticipeerd op veranderingen in de markt. Voor de markt van biomassa is geput uit recent marktonderzoek, verricht voor de Europese Commissie, waarin vooral op de middel-lange termijn wordt ingegaan. Juist in die periode kan de techniek van Groen-Gasproductie commercieel beschikbaar komen. ECN schat deze termijn op ongeveer 10 jaar. Welke soorten biomassa komen er op die termijn in de markt, en welke prijzen komen er daarbij tot stand? De antwoorden op deze vragen zijn verschillend voor de diverse scenario’s die zich kunnen ontrollen. Er wordt geconcludeerd dat men, gegeven de onzekerheid over de prijsontwikkeling op de markt voor biomassabrandstoffen, het best rekening houdt met een prijsrange van 3-6 /GJ, geleverd aan de gasfabriek. De technische haalbaarheid wordt besproken in Hoofdstuk 2. Allereerst wordt vastgesteld aan welke kwaliteitseisen Groen Gas moet voldoen. Vervolgens wordt de benodigde conversietechnologie besproken. Het distributienet voor aardgas waaraan Groen Gas geleverd zou moeten worden, wordt onderscheiden in drie delen: Het hoge-druk transportleidingnet (HTL, 67 bar), een regionaal transportleidingnet (RTL, 40 bar) en een distributienet (8 bar). De kwaliteitseisen voor deze drie nettypen zijn verschillend. De belangrijkste eisen betreffen de druk, de Wobbe-index (stookwaarde op volumebasis), en de gehaltes H2S en CO2.
7
Er is een breed scala aan vergassingstechnieken geëvalueerd. De merites van enkele concepten die afzonderlijk waren onderzocht, konden met elkaar in verband worden gebracht. Er is bovendien gekeken naar het eventuele belang van een aparte vergassingstechniek voor bio-olie. Voor verdere uitwerking zijn de volgende concepten gekozen: Ref. nr. Voeding (deze studie) A Vaste biomassa B Vaste biomassa (eventueel pyrolyse-olie)
Reactor
Medium
Hoge druk circulerend wervelbed Atmosferisch indirect gestookt wervelbed
Zuurstof Lucht
In Hoofdstuk 3 is een kosten-batenanalyse gerapporteerd voor geselecteerde productietechnieken van Groen Gas. De technische verschillen tussen de beschouwde alternatieven worden gekenmerkt door: • Het investeringsniveau, • Het conversierendement, • De operationele kosten, zoals bijvoorbeeld de kosten van elektriciteit voor de productie van zuurstof. Behalve de karakteristieken van deze technieken is de invloed van de schaalgrootte geëvalueerd. Terwijl de analyse van de technologie vooral is gericht op de vraag naar de haalbaarheid op lange termijn, is de evaluatie van schaalgrootte vooral gericht op de vraag hoe een kleinschalig demonstratieproject rendabel kan worden gemaakt. Voor de langetermijn evaluatie geldt de IRR als indicator welke geoptimaliseerd moet worden, voor de korte-termijn niet, en geldt slechts de voorwaarde dat de IRR groter moet zijn dan de discontovoet. Een demonstratieproject moet immers financierbaar zijn. De waarde van emissieduurzaamheid blijkt van doorslaggevend belang, en tegelijkertijd is dit een parameter die omgeven is met onzekerheden, hetgeen onder meer wordt veroorzaakt door de lange-termijnontwikkeling van emissieprijzen. De lange-termijn economische analyse leert dat indirecte atmosferische vergassing met behulp van lucht economisch gunstiger is dan wervelbedvergassing onder druk met zuurstof. Dit komt doordat de investeringen iets lager zijn, en omdat indirecte atmosferische vergassing zelfvoorzienend is in elektriciteit. De reden híervoor, is de volledige koolstofconversie bij indirecte vergassing. Een overschot thermische energie (in de verbrandingsgassen) is daarom beschikbaar voor de productie van elektriciteit (via een stoomcyclus). Op de lange termijn is thermische Groen Gas-technologie economisch haalbaar. Een eventueel demonstratieproject moet worden geëvalueerd voor de korte-termijn, en daarbij liggen enkele parameters wezenlijk anders. Allereerst is de schaalgrootte aanzienlijk kleiner, en biomassa kan goedkoper worden ingekocht. Er is onderzocht onder welke voorwaarden een betrekkelijk klein project rendabel kan worden geëxploiteerd. Hierbij is gekeken naar biomassaprijzen, en investeringssubsidies. De huidige hoge energieprijs van aardgas is aangenomen, en een CO2-vergoeding equivalent aan die in de electriciteitssector is verondersteld. De analyse leert dat commerciële exploitatie van een klein demonstratieproject thans niet kan worden aanbevolen. Behalve de economische haalbaarheid, is ook de stand der techniek van groot belang voor een demonstratieproject. Hierover kunnen we vaststellen dat biomassavergassing in 8
combinatie met SNG productie nog geen volwassen technologie is. Het is daarom uitgesloten dat een partij zo’n systeem (of onderdelen daarvan) met garanties wil aanbieden, of dat een partij zo’n installatie afneemt en de bijbehorende risico’s draagt. Op zichzelf is de vergassingscomponent van het beoogde systeem verder ontwikkeld dan het gas-opwerkingsgedeelte, nl. ten behoeve van de produtie van elektriciteit. Een projectopzet die wèl realiseerbaar lijkt te zijn, is daarom de volgende: • Er zou eerst een vergasser in bedrijf genomen kunnen worden, van 10 MWth. Die levert dan primair een productgas waarmee elektriciteit en warmte wordt geproduceerd. Hiervoor bestaan al groene vergoedingen. • Een slipstream van het gas wordt op kleinere schaal opgewerkt tot een gas dat voldoet aan de kwaliteitseisen die te stellen zijn aan Groen Gas. Hiermee kan de kwaliteit van het gas voor inzet als Groen Gas worden aangetoond. Verkoop van het Groen Gas t.b.v. een aansprekende toepassing (bv. openbaar vervoer). • De productie van het Groen Gas is echter niet rendabel, en de top zal moeten worden gesubsidieerd, al dan niet op basis van een CO2-vergoeding. • De periode waarin deze demonstratie wordt uitgevoerd kan dienen als overbruggingsperiode, totdat er ook een groene regeling voor Groen Gas komt. • Als alles goed loopt (technisch: vergasser, gasopwerking; en institutioneel: CO2-vergoeding), kan in een vervolgfase de produktie van Groen Gas in schaal toenemen tot de volledige capaciteit van de vergassingsinrichting.
9
10
INLEIDING Doelstelling Het hoofddoel van onderhavige studie is de voorbereiding van een demonstratieproject voor de productie van Groen Gas via de route van thermische vergassing. Daarbij worden allereerst de ketenparameters onderzocht, die gelden als randvoorwaarden waaronder een dergelijk project technisch en economisch haalbaar kan zijn. Vervolgens wordt gezocht naar realisatiemogelijkheden. Groen Gas wordt hier opgevat als een volwaardig alternatief voor aardgas, dat geschikt is voor distributie in het bestaande net. Daarmee zijn meteen hoge kwaliteitseisen gesteld aan het gas. Dit komt onder andere omdat het net zoveel verschillende toepassingen dient. Tegen dit uitgangspunt kan men inbrengen dat er toch ook speciale toepassingen van gas uit biomassa denkbaar zijn, waarbij kwaliteitseisen lager kunnen liggen. Men kan bijvoorbeeld een gas maken dat speciaal geschikt is voor elektriciteitscentrales, bepaalde industriële stookinstallaties, of voor automotoren. Door op deze wijze de kwaliteitseisen voor Groen Gas te verlagen, zouden projecten aantrekkelijker worden. Toch is er een goede reden voor het gekozen uitgangspunt. Elektriciteitscentrales en industriële stookinstallaties kunnen op veel manieren voorzien worden van bio-brandstoffen, waaronder manieren die economisch en milieutechnisch aantrekkelijker zijn dan de gasroute.1 Wij denken dat Groen Gas als nieuwe energiedrager juist van belang is omdat het gedistribueerd kan worden via de algemene aardgasinfrastructuur. De keuze voor dit uitgangspunt neemt overigens niet weg, dat het aantrekkelijk kan zijn om demonstratieprojecten juist te richten op speciale toepassingen - bijvoorbeeld omdat zulks gemakkelijker financierbaar zou kunnen zijn, of minder duur, of een grotere demonstratiewaarde zou kunnen hebben - maar zo’n project moet wel passen in een technologisch ontwikkelingstraject voor de lange termijn, die, naar onze mening, gericht moet zijn op het distributienet. Achtergrond2 Het product Groen Gas is in Nederland al bekend, maar het wordt uitsluitend in geringe hoeveelheden gemaakt. Het betreft stortgas en vergistingsgas. Stortgas komt vrij uit vuilstortplaatsen. Het is het resultaat van een bacteriële conversie van de gestorte biomassa. Vergistingsgas komt vrij in waterzuiverings- en composteerinrichtingen, maar het kan ook gemaakt worden in mestvergistingsinrichtingen (die zijn er overigens bijna niet in Nederland). Ook dit betreft een biologisch proces, en de voeding varieert van met biomassa verontreinigd water tot natte biomassa. Voorbeelden van voedingen zijn: industrieel afvalwater, rioolwater, groente-, fruit- en tuinafval (GFT) en de organische 1/ Het is niet bekend of dit ook geldt voor iedere andere specialetoepassing, zoals bijvoorbeeld het wegtransport. De algemeen bekende studies naar bio-transportbrandstoffen hebben de optie Groen Gas niet in overweging genomen. De bio-transportbrandstoffen die meestal wel worden geëvalueerd zijn: Bio-ethanol blends, bio-ETBE, bio-methanol, bio-MTBE blends, biodiesel blends en Fischer-Tropsch diesel. Zie bv. ADEME (2003), IEA (2003), en MacLean en Lave (2003). Voor een samenvattend overzicht van recente studies naar bio-transportbrandstoffen, zie Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004). 2/ Deze beschrijving is sterk gebaseerd op een notitie die door de redacteur van dit rapport is gemaakt ten behoeve van het projectteam Nieuw Gas, in het kader van de ‘Energietransitie’, een initiatief van het Ministerie van Economische Zaken. Siemons (2003).
11
natte fractie (ONF) in huishoudelijk afval. Andere technieken om gas te maken uit biomassa (thermische technieken zoals die in het stadsgastijdperk met steenkool werden toegepast) worden nog niet commercieel ingezet. Uitgaande van het potentieel dat exploiteerbaar is met de bestaande technieken, is er aan de aanbodzijde voldoende ruimte op basis waarvan de markt voor Groen Gas kan worden ontwikkeld. Over het jaar 2002 rapporteerde de Werkgroep Afvalregistratie van de Nederlandse Vereniging van Afvalverwerkers en het Afvaloverlegorgaan 4 stortgasprojecten met levering aan het aardgasdistributienet.3 De bijbehorende hoeveelheid stortgas is equivalent aan ongeveer 13 miljoen Nm3 aardgasequivalent per jaar. Betrokken partijen zijn stortplaatsbeheerders en energiedistributiebedrijven. Vergistingsgas heeft thans een bijdrage van ongeveer 30 miljoen Nm3 aardgasequivalent per jaar.4 Vergeleken met het Nederlandse verbruik (40 miljard Nm3/jaar), geven stortgas en vergistingsgas samen een bijdrage van 0.1%. Vergistingsgas heeft een wat groter potentieel. We schatten dit als volgt: • In aanmerking komen voornamelijk de reststromen uit de voedings- en genotmiddelenindustrie. Kansrijke reststromen bieden een gezamenlijk potentieel van 44 PJ/jaar op basis van de verbrandingswaarde.5 • Reststromen die gemakkelijk verbrand kunnen worden vinden in de bijstook in elektriciteitscentrales een aantrekkelijker bestemming (wegens een hoger energetisch rendement in combinatie met lage kapitaalskosten). Van de in aanmerking komende stromen blijft over 12 PJ/jaar (op verbrandingswaarde).6 • Een omzettingsrendement van 50% is met vergisting haalbaar. Blijft over 5.9 PJ/jaar (aardgasequivalent); dat is 166 miljoen Nm3 Groningen-gas equivalent per jaar, 0.4% van het Nederlandse verbruik. De exploitatie van dit potentieel is op korte termijn vaak aantrekkelijk. Op de lange-termijn is er behoefte aan innovatieve thermische technieken voor de productie van Groen Gas. Tot de stand der techniek behoren de opwerking van stortgas en vergistingsgas tot aardgaskwaliteit. De bewerkingen om van stortgas en vergistingsgas tot Groen Gas te komen betreffen: • CO2-verwijdering (o.a. door wassen, actief-kooladsorbtie, of membraanscheiding). • Drogen. • Verwijdering van ongewenste componenten (o.a. door wassen, of actief-kooladsorbtie). • Op druk brengen. Echter, stortgas kan alleen maar beschikbaar komen indien er biomassa gestort wordt. Dat is over geheel Europa in steeds mindere mate het geval. Het stortgaspotentieel wordt daarom algemeen als afnemend beschouwd.7 Vergisting wordt gekenmerkt door een laag omzettingsrendement. Ongeveer 50% van de in biomassa gebonden energie blijft achter als digestaat. Er blijft daarom veel afval over. Bereikt de afzetmarkt voor Groen Gas door groei een fase waarin de grondstoffen een positieve waarde krijgen (in tegenstelling tot afval), dan is een hoger omzettingsrendement van belang geworden. Om economische 3/ Werkgroep Afvalregistratie (2003). 4/ Kwant and Stuij (2002). 5/ Vis (2002), blz. iii. 6/ Vis (2002), blz. iii. 7/ EU (1997), en EU (1999).
12
redenen zal men de betreffende bio-brandstoffen dan bij voorkeur niet vergisten, maar in plaats daarvan vergassen met behulp van thermo-chemische processen. Met deze processen kunnen hogere rendementen worden behaald, omdat zij werken bij een hogere temperatuur. Bovendien zijn zulke processen vanwege de hogere temperaturen, minder voedingsspecifiek. Commercieel bewezen thermo-chemische processen voor het maken van Groen Gas van aardgaskwaliteit zijn niet voorhanden. In het algemeen ziet het ‘basisconcept’ er uit zoals geschetst in Figuur 1. Er zijn verschillende uitvoeringen denkbaar, elk met hun voor- en nadelen: • Vergassen met verschillende media: lucht (indirect),8 zuurstof, water (stoom, superkritiek water), waterstof. • Vergassen onder druk of atmosferisch. • Vergassen met of zonder hulp van katalysatoren voor specifieke productoptimalisatie. Het is nodig om, behalve droge biomassa, ergens in het proces waterstof toe te voeren (maar niet per se in de vorm van H2). Dit is vanwege de hoeveelheden koolstof en waterstof die gebruikt worden om methaan uit biomassa te maken. De vergassingsmedia stoom, waterstof of superkritiek water liggen dan erg voor de hand. Ook is natte biomassa (zoals sommige afvalstromen uit de landbouw en industrie) daarom een potentieel aantrekkelijke grondstof.
Figuur 1, Algemeen concept van de thermochemische omzetting van biomassa naar Groen Gas.
Internationale samenwerking op het gebied van technologie-ontwikkeling en marktontwikkeling biedt verhoogde kansen voor efficiente en effectieve verdere ontwikkeling, maar moet nog opgestart worden. Het thema groen gas is al bij het opzetten
8/ In geval van lucht als vergassingsmedium wordt ervoor gezorgd dat het productgas niet wordt verdund met de stikstof uit de atmosfeer (‘indirecte vergassing’).
13
van het Nederlandse GAVE-programma ontdekt.9 Onder GAVE is het ook verder uitgewerkt, en wordt het gezien als een kanshebber voor de lange en middellange termijn. In de Europse Unie is Nederland, nog, een uitzondering: bij het Directoraat Energie van de Europese Commissie (DG-TREN) staat het onderwerp groen gas voor bijmenging in het aardgasnet niet op de onderzoeksagenda van het Zesde Kaderprogramma voor Onderzoek en Technologieontwikkeling (2002-2006).10 In o.a. Japan en Zwitserland (het Paul Scherrer Instituut) wordt onderzoek verricht naar vergassing van biomassa tot methaan met behulp van superkritiek water. In het kader van het project RENEW van het Zesde EU Kaderprogramma werkt het Paul Scherrer Instituut ook aan de route vergassing-methaniseren.. In Noord Nederland bestaan een aantal condities die het mogelijk maken een samenhangend programma rond Groen Gas op te zetten. Hierbij behoren: • Een stimulerende beleidsomgeving (de stichting Energy Valley met participatie door onder andere de Gasunie, het programma Costa Due van de Provincie Groningen), • De gasinfrastructuur: gasopslagruimte Grijpskerk, opwerkstations, mengstations, H&G-gasleidingen, gasverdeelhub. • De kennisinfrastructuur (Gasunie Engineering & Technology, Universiteit Groningen, Energy Delta Instituut, ECN) • Het marktpotentieel (aan de aanbodzijde: biomassa-afval (Avebe, Suikerunie), aanlandingsmogelijkheden geboden door de Eemshaven. Aan de vraagzijde: Gasgebruikende industrie, en verder de gebruikelijke afnemers b.v. autobussen, huishoudens, en potentieel ook taxi’s en ander gemeentelijk vervoer). Het project heeft een regionale focus op Noord Nederland. Dwz. in deze fase van coalitievorming wordt geprobeerd primair een regionale toeleverings en afzetmarkt te ontwikkelen, met regionaal geproduceerd Groen Gas, gemaakt uit regionaal betrokken biomassa. Reden: PR, imago, marketing van transitie. Werkwijze In deze studie wordt niet alleen nationaal maar ook internationaal beschikbare biomassa, voor import naar Nederland, beschouwd. Biomassavoedingen in zowel vaste als vloeibare vorm worden in aanmerking genomen. De mogelijke voedingen omvatten dus onder meer houtchips en -pellets, eventueel getorrifieerd. Dit laatste, in verband met verlaagde transportkosten in geval er sprake is van importen over zee. Pyrolyse-olie uit biomassa wordt eveneens beschouwd als mogelijke biomassavoeding, en ook hier is de reden dat dit product grootschalig kosteneffectief kan worden gemaakt en vervoerd.11 Een duidelijke technische specificatie van de biomassavoedingen is belangrijk, omdat de vorm waarin biomassa beschikbaar komt van invloed is op, enerzijds, de prijsstelling, en
9/ van Halen (2000), blz. 31. 10/ Beschreven op http://europa.eu.int/comm/research/energy/nn/nn_rt_en.html. 11/ Siemons (2002).
14
anderzijds op de kosten van eventuele voorbewerking na inname. Voor de prijsstelling van biomassavoedingen wordt geput uit een recente studie voor de Europese Commissie.12 Een breed scala aan vergassingstechnieken wordt in aanmerking genomen (wervelbed, entrained flow, de vergassingsmedia zuurstof, lucht en stoom, onder druk of atmosferisch, en superkritisch). Daarbij wordt, op grond van eerdere studies, een pre-selectie gemaakt van technieken waarvoor het zinvol is om deze te onderwerpen aan een nader onderzoek, specifiek gericht op het ontwerp van een demonstratieproject in het kader van de Transitie. Vaststelling van technische eisen (systeemdefinitie): • Samenstelling van het te produceren Groen Gas (nu en voorspelling voor de toekomst of na inmenging), op basis van bijmenging in het transportnet voor Groningen Gas. Er wordt juist niet gefocust op nichemarkten van specifieke toepassingen. • Karakterisering van de biomassavoeding Vaststellen van relevante technologieën volgens het volgende schema: • Technisch: Voedingkarakterisering, rendement, ontwikkelingsfase • Economisch: Kosten-batenanalyse, inclusief economisch gewaardeerde milieueffecten (CO2-emissies) • Afhankelijkheid van omgevingsfactoren (o.a. beschikbaarheid v.d. voeding) Evaluatiecriteria zijn: • IRR > discontovoet • Naadloze overgang voor eindgebruikers • Inpasbaarheid van technologie in realistische transitiepaden (en die zijn nader te omschrijven) Het resultaat is de vaststelling van keten- en systeemspecificaties van een eventuele demo-installatie.
12/ Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004).
15
16
1
MARKTPOTENTIEEL In dit hoofdstuk worden vraag naar Groen Gas en het aanbod van de benodigde biomassa verkend. Eerst worden enkele kentallen van de bestaande Europese aardgasmarkt gegeven (de vraagzijde, paragraaf 1.1). De aanbodzijde voor de productie van Groen Gas wordt gevormd door de biomassavoeding (Paragraaf 1.2). We beschouwen vooral het biomassaaanbod op de middellange-termijn wanneer de techniek van Groen-Gasproductie commercieel beschikbaar kan zijn. ECN schat deze termijn op ongeveer 10 jaar.13 Een brede marktstudie naar het huidige aanbod van biomassabrandstofen is minder zinvol. Er is weliswaar biomassa nodig voor een nader te identificeren transitie-experiment en/of demonstratieproject, maar deze brandstof kan beter ad hoc worden gecontracteerd.
1.1
VRAAG
Op het gekoppelde Europese aardgasdistributienet wordt een hoeveelheid van 18.000 PJ per jaar omgezet.14 Dit betreft de gehele EU25. In vergelijking: De elektriciteitsconsumptie van deze regio is van dezelfde ordegrootte, en bedraagt 10.000 PJ/a.15 Uit de data beschikbaar gemaakt door Eurogas16 blijkt de grote betekenis van Nederland als producent van aardgas voor het gekoppelde West-Europese net (Tabel 1 en Figuur 2). De hier gepresenteerde data zijn niet helemaal compatibel doordat specifieke data over Noorwegen ontbreken. Noorwegen is echter samen met het Verenigd Koninkrijk, de Russische Federatie, en Algerije een grote leverancier van het in Europa verbruikte aardgas. De International Gas Union geeft voor deze landen de volgende exportdata:17 • Russische Federatie : 6224 PJ • Algerije: 2442 PJ • Noorwegen: 2004 PJ • Nederland: 1267 PJ • Verenigd Koninkrijk: 543 PJ Deze exporten gaan niet allemaal naar Europa. De totale handelsstromen zijn hiermee dus niet geheel in kaart gebracht, maar grosso modo kan gesteld worden dat de Nederlands productie zo’n 13% uitmaakt van de Europese consumptie en dat Nederland één van de vier grote producenten is voor het Europese aardgasnet.
13/ Mozaffarian and Zwart (2003), blz. 9. 14/ Totaal binnelands verbuik van de EU25, Bron: Eurogas (2004). 15/ Peiljaar 2000. Bron: http://www.eia.doe.gov/, International Electricity Information Page. 16/ www.eurogas.org 17/ IGU (2001).
17
Tabel 1, Een balans van de Europese aardgas consumptie en productie (PJ/jaar) (2003). (Bron: Eurogas) Total inland sales Indigenous production AT 360 84 BE 668 0 BG 0 0 CH 122 0 CZ 370 2 DE 3,460 765 DK 190 307 ES 992 9 EE 32 0 FR 1,829 60 FI 190 0 EL 93 0 HU 549 106 IT 2,937 524 IE 169 25 LU 49 0 LT 108 0 LV 61 0 NL 1,650 2,430 PT 123 0 PL 490 0 SE 40 0 Sl 42 0 SK 255 4 UK 3,713 4,029 Total 18,489 8,344 Other suppliers (mainly Russian Federation, Algeria, Norway): 10,145
CIS (Russian Federation) 17.9%
Algeria 12.8% Indigenous Production Western Europe (including Norway) 64.7%
Others including supplies from sources which can not be identified 4.6%
Figuur 2, De voorziening van aardgas in Europa, 2003 (Bron: Eurogas (2004), Annual report 2003-2004, Eurogas, Brussels).
18
Behalve als leverancier vervult Nederland een belangrijke rol in de overslag van aardgas. Dit wordt geïllustreerd in Figuur 3. Oude Statenzijl’s Duitse buurgemeente Bunde staat daarin aangegeven als zgn. ‘trading hub’ voor aardgas. Een trading hub is een marktplaats, in dit geval voor aardgas. Het IEA heeft het gehele Verenigd Koninkrijk (vanwege de geliberaliseerde markt voor aardgas) geïdentificeerd als eerste Europese trading hub, Zeebrugge als eerste ‘trading hub’ voor Continentaal Europa, en, in 2002, Bunde als aankomende tweede.18 Feitelijk is de hub van Bunde echter een samenwerking onder firma van diverse Europese energiebedrijven, waarin Gasunie het grootste aandeel houdt van ongeveer 34%. Een belangrijke fysieke voorwaarde voor het ontstaan en beklijven van een trading hub voor aardgas is vermoedelijk de capaciteit om aardgas tijdelijk op te slaan, om zo een positie van ‘market maker’ in te nemen. Aan deze voorwaarde kan Noord Nederland voldoen. De Nederlandse mogelijkheid om zelf te produceren is voor een handelscentrum geen noodzaak, maar wel gemakkelijk. Uitgestelde productie is immers een vorm van opslag. Daarnaast is ook de aanwezigheid van aanvoerlijnen belangrijk (In de aanleg van de Bactor Balgzand Line houdt Gasunie een groot aandeel). Ontwikkeling en introductie van Groen Gas als serieus alternatief voor aardgas kan gevolgen hebben voor de positie van Noord Nederland als aardgasproducent en als trading hub. Groen Gas wordt immers bij voorkeur gemaakt op lokaties waar biomassa-aanvoer en schaaleconomie een optimum vinden. Indien de productietechnologie op kleine schaal economisch haalbaar wordt, kan men in principe overal langs het gekoppelde gasnet Groen Gas maken en in het net bijmengen. Hierover zullen we nu niet verder speculeren, maar als Groen Gas inderdaad een serieus alternatief wordt, dan is het belangrijk voor Noord Nederland om volop betrokken te zijn bij de ontwikkeling daarvan. Alleen op die manier kan worden geanticipeerd op veranderingen in de markt.
18/ IEA (2002), blz. 20.
19
Figuur 3, Het gekoppelde Europese aardgastransportnet. (Bron: IEA 2002).
1.2
AANBOD
Voor een schatting van het aanbod (prijzen, hoeveelheden) van biomassabrandstoffen op de langere termijn, moet de onderlinge samenhang worden geanalyseerd van drie onderscheiden functies, nl.: • De ontwikkeling van de vraagfunctie van biomassa-energie en van duurzame energie in het algemeen. • De ontwikkeling van de aanbodfunctie van biomassa en afgeleide brandstoffen (bv. transportbrandstofffen) • De veranderende technologie: de ontwikkeling van karakteristieken van biomassagevoede conversietechnieken, inclusief die van het maken van Groen Gas. Dit betreft zowel kosten van kapitaalgoederen als conversierendementen. Prijzen zijn gedefinieerd als het snijpunt van deze functies. Een tweedimensionale illustratie is gegeven in Figuur 4.
20
8 7
Aanbod 2015
Vraag 2015
Prijs (i/GJ)
6 5 4 P2015 3 2 1 Q2015 0 0
20
40
60
80
100
120
Hoeveelheid (Mtoe/yr) Figuur 4, Prijsanalyse in een perfecte markt voor biomassabrandstoffen. (De getoonde data zijn zuiver illustratief)
Deze marktanalyse is complex, vanwege het politieke karakter van de markt voor duurzame energie. Een paar constateringen om dit te illustreren: • De handel in een aanzienlijk deel van het biomassa-aanbod wordt sterk gereguleerd door het afvalbeleid.19 Alle biomassa (ook afvalbiomassa) wordt erkend als CO2neutraal, maar de emissierichtlijnen voor sommige biomassasoorten zijn strenger dan voor andere. Dit heeft grote gevolgen voor de conversiekosten. In Nederland worden zelfs vermeden CO2-emissies verkregen uit sommige soorten biomassa veel minder gewaardeerd dan die verkregen uit andere soorten biomassa.20 • De politiek stimuleert niet alleen duurzaamheid als zodanig, maar stelt ook specifieke doelen voor aparte economische sectoren. Zo bestaan er doelen voor het beperken van CO2-emissies door energiebedrijven, maar ook doelen voor het gebruik van duurzame bronnen door zowel de elektriciteitssector als de transportsector.21 Deze sectoren moeten echter op dezelfde markt voor biomassa concurreren. Of dit op de lange termijn zal veranderen is nu een onbeantwoorde vraag. De meest recente en uitgebreide studie naar de ontwikkeling van de markt voor biomassabrandstoffen en hun toepassing is verricht door Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004) voor de Europese Commissie. Die studie dekte de markten van alle 25 lidstaten van EU25 in hun onderlinge samenhang, dat wil zeggen, inclusief opties voor internationale handel in biomassabrandstoffen. We citeren hieruit enkele resultaten. Tabel 2 geeft voor enkele peiljaren het maximale aanbod van biomassabrandstoffen
19/ Relevante Europese wetgeving: EU (2000), EU (1999). 20/ We verwijzen hiervoor naar de regeling MEP: EZ (2003), EZ (2004). 21/ Enkele Europese referenties: EU (2003b), EU (2001), EU (2003a).
21
afkomstig uit de beschouwde regio.22 Dit aanbod zal niet feitelijk ook als brandstof worden ingezet. Tabel 3 geeft de aanbodkosten van biomassabrandstoffen. Dit zijn de kosten die door de aanbieder worden gemaakt om de brandstoffen af te leveren bij de eindgebruiker (verwerkingscentrale, of chauffeur in geval van transportbrandstoffen). De vaste industriële residuen en bosbouwbijproducten behoren tot de minst dure biomassabrandstoffen. Vaste landbouwresiduen zijn wat duurder om te leveren. Daarna volgen vaste energiegewassen met productiekosten in de ordegrootte van 5 /GJ. Dit ligt dicht bij de kosten van geïmporteerde biomassa, die op een standaardniveau van 6 /GJ werd gesteld. De aanbodkosten zijn beslist niet gelijk aan de marktprijzen, zo die tot stand komen, want bovenop deze kosten komt nog een marge. Deze werd bepaald in een marktsimulatiemodel dat zoekt naar het evenwichtspunt dat geschetst is in Figuur 4. Tabel 2, Availability of bio-energy in the EU25 in 2000, 2010 and 2020 (Mtoe). (Source: Siemons 2004). EU15 EU+10+2 /b 2000
2010
2020
2000
2010
2020
34.2
37.8
41.7
7.9
8.7
9.6
Tradables: Forestry byproducts & (refined) wood fuels Solid agricultural residues
25.4
28.1
31
7.3
8.1
8.9
Solid industrial residues
10.8
11.9
13.2
2.1
2.4
2.6
Solid energy crops /a
15.5
15.5
15.5
3.2
3.2
3.2
10.7
11.9
13.1
3.4
3.8
4.2
- Biodegradable municipal waste
6.7
16.5
28
0.5
2.5
5.7
- Demolition wood
5.3
5.8
6.4
0.6
0.6
0.7
- Dry manure
1.9
2.0
2.3
0.4
0.4
0.5
- Black liquor
9.9
10.9
12
0.7
0.8
0.9
Non-tradeables: Wet manure Organic waste
Sewage gas Landfill gas
1.7
1.9
2.1
0.4
0.4
0.5
4
3.8
2.1
1.1
0.9
0.4
Transport fuels Bio-ethanol /a
3.7
3.7
3.7
0.5
0.5
0.5
Bio-diesel /a
1.2
1.2
1.2
0.3
0.3
0.3
Total bio-energy
131
151
172
28
32
38
a/ It is assumed that 50% of the set-aside area is available for solid energy crops and 25% each for bioethanol and biodiesel. b/ ‘+10' = the 2004 Accession States; ‘+2' = two 2004 Candidate States (Bulgaria and Romania).
Tabel 3, Average supply costs of tradable biomass and crops for transport fuels ( /GJ).(Source: Siemons 2004). EU15+10+2 EU15 EU+10+2 Tradeables: Forestry byproducts
2.3
2.4
2.1
Wood fuels
3.6
4.3
2.7
Dry agricultural residues
2.6
3.0
2.1
Solid industrial residues
2
1.6
2.5
Solid energy crops
5
5.4
4.4
Biodiesel
23
23
23
Bio-ethanol
29
29
29
Transport fuels:
Note that supply costs are not market prices!
22/ Voor zover de in de tabel gehanteerde terminologie voor de lezer niet vanzelfsprekend is, wordt verwezen naar de bron: Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004).
22
Welke soorten biomassa komen er nu echt op de markt, en welke prijzen komen er daarbij tot stand? De antwoorden op deze vragen zijn verschillend voor de diverse scenario’s die zich kunnen ontrollen. De markt voor Groen Gas via thermische vergassing van biomassa is echter tot op heden in scenariostudies buiten beschouwing gelaten. Een uitgebreid onderzoek naar scenario’s waarin ook Groen Gas een rol speelt kunnen we ook in het bestek van deze studie niet uitvoeren. In de studie naar de toekomstige markt voor biomassabrandstoffen, zonder Groen Gas in de analyse te betrekken, hebben Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004) 10 scenario’s onderzocht, onderscheiden naar de financiële waardering van emissieduurzaamheid (uitgedrukt als als /t CO2-eq.) en de ontwikkeling van grootschalige biomassavergassingstechnologie. We vatten enkele resultaten uit Siemons, Van den Berg, McChesney et al. (2004) samen in de Figuren 5-6. Er kan worden geconcludeerd dat men, gegeven de onzekerheid over de prijsontwikkeling op de markt voor biomassabrandstoffen, het best rekening houdt met een prijsrange van 3-6 /GJ, geleverd aan de gasfabriek.
2010 price projection EU15
Biomass price (€/GJ)
7 6
Technology Base Case Innovation (non-subsidised) Innovation (subsidised)
5 4 3 2 1 0
No S-premium
Low S-premium
High S-premium
Figuur 5, Prijsprojecties voor biomassabrandstoffen voor het jaar 2010. Drie technologie-ontwikkelingsscenario’s, en 3 scenario’s voor waarden van vermeden CO2-emissies. Bron: Siemons 2004.
23
2020 price projection EU15 7
Biomass price (€/GJ)
6
Technology Base Case Innovation (non-subsidised) Innovation (subsidised)
5 4 3 2 1 0
No S-premium
Low S-premium
High S-premium
Figuur 6, Prijsprojecties voor biomassabrandstoffen voor het jaar 2020. Drie technologie-ontwikkelingsscenario’s, en 3 scenario’s voor waarden van vermeden CO2-emissies. Bron: Siemons 2004.
24
2
TECHNISCHE HAALBAARHEID In dit hoofdstuk over technische haalbaarheid geven we eerst een overzicht van de eisen die moeten worden gesteld aan de kwaliteit van Groen Gas, opdat het in het net kan worden bijgemengd. Vervolgens bespreken we de techniek die nodig is om Groen Gas van die kwaliteit te maken.
2.1
KWALITEITSEISEN VOOR GROEN GAS
Gas dat wordt gevoed aan het netwerk moet voldoen aan de kwaliteitseisen van het netwerk. Er zijn twee manieren waarop dit kan worden bereikt, en deze worden allebei toegepast. Enerzijds, door het gas voorafgaand aan de injectie in het netwerk op de juiste specificaties te brengen. Dit heet levering van ‘on-spec’ gas. Anderzijds, door menging van ‘off-spec’ gas met aardgas, zodanig dat het mengsel voldoet aan de kwaliteitseisen. Lokale eisen zijn onderling verschillend, met name op het niveau van de lokale distributienetten. De gegevens t.a.v. eisen vermeld in deze paragraaf zijn richtlijnen. Voor detailgegevens van entry en exit points wordt verwezen naar Bijlage A. Globaal gesproken valt het net uiteen in drie delen. Een hoge-druk transportleidingnet (HTL, 67 bar), een regionaal transportleidingnet (RTL, 40 bar) en een distributienet (8 bar) naar de individuele afnemers, die onder het beheer valt van de regionale energiedistributiebedrijven (EDB’s). Ten behoeve van het HTL worden op mengstations verschillende gassen gemengd tot de kwaliteitseisen van het HTL. Off-spec Groen Gas zou hier door menging met hoogcalorisch gas (H-gas) op maat gemaakt kunnen worden. Omdat het afzetgebied groot is, zijn de kwaliteitseisen van het HTL zeer hoog. Voor het RTL zijn gaskwaliteitseisen mogelijk flexibeler, aangezien het afzetgebied van de RTL’s kleiner is dan van het HTL. Dit geldt ook voor de distributienetten van de EDB’s. Een voorbeeld hiervan is het verschil in eisen t.a.v. CO2-percentage tussen West Nederland en de rest van Nederland, 8% i.p.v. 3%. In Tabel 4 zijn de kwalteitseisen voor het Nederlandse G-gas samengevat. De belangrijkste eisen worden aan de Wobbe-index (stookwaarde op volumebasis), en de gehaltes H2S en CO2 gesteld. Ook aan de druk wordt een eis gesteld, afhankelijk van het type net. Tot op heden is de eis voor wat betreft waterstof: technisch vrij van H2. Op dit moment trekt Gasunie Engineering & Technology (voorheen Gasunie Research) een EU project (Naturalhy) waarin de mogelijkheden van inmenging van waterstof in aardgas wordt onderzocht. Voor een nadere uitwerking van de kwaliteitsaspecten wordt verwezen naar Bijlage A. 2.2
VERGASSINGSTECHNIEK
Er is een breed scala aan vergassingstechnieken geëvalueerd. Belangrijke onderscheidende principes zijn: • Onder druk, of atmosferisch. Bij atmosferische vergassing wordt de biomassa onder atmosferische druk gevoed en vergast, en moet het resulterende gas tot de gewenste druk worden gecomprimeerd. Bij vergassing onder druk moet het 25
Tabel 4, Voorbeeld van mogelijke kwaliteitseisen G-gas (voor specifieke eisen zie Bijlage A). G-gas specificaties (entry) EDB RTL HTL (Groningen) Wobbe-index (MJ/Nm3)
Export
42.7-45.2
42.7-47.11
43.46-44.41
42.7-46.9
Max. vloeistofgehalte (mg/Nm3) <3 oC
Techn. free
Techn. free
5
Techn. free
Max. Waterdauwpunt (@ 70 bar) (oC)
-8
-8
-8
-8
Max. zwavelgehalte (mg/Nm3)
45
45
20
150
5
5
5
5
10
10
6
16
1
1
1
1
Max. H2S (anorganisch zwavel) (mg/Nm3) Max. zwavel in de vorm van mercaptanen (mg/Nm3) Max. aromatische koolwaterstoffen (benzeen+tolueen+xyleen) (mol%) Max. CO2 (vol %)
8
8
2
3
0.5
0.5
0.0005
0.5
1
1
1
1
Max. Hg (mg/Nm3)
10
10
10
10
Max. Cl (mg/Nm3)
1
1
1
1
10
10
10
10
Max. O2 (vol %) Max. H2 (vol %) (*) Max. CO (vol %)
3
Max. F (mg/Nm )
•
•
0.02
vergassingsmedium worden gecomprimeerd, en moet de biomassavoeding onder druk worden ingebracht. Direct (met zuurstof en stoom of waterstof als vergassingsmedium), of indirect (met lucht en stoom). Bij directe vergassing wordt de benodigde hoge temperatuur bereikt door een rechtstreeks contact tussen de biomassavoeding en het vergassingsmedium. Om te grote verdunning van het resulterende gas (en scheiding achteraf) te vermijden, gebruikt men zuurstof of waterstof in plaats van lucht als reactiemedium. In geval van zuurstof, gebruikt men stoom als waterstofleverancier. Bij indirecte vergassing wordt de gewenste reactietemperatuur bereikt door een warmtedrager (bv. zand) buiten de vergasser te verhitten, en daarna in de vergassingsreactor te brengen. Verdunning met stikstof uit lucht wordt zo vermeden. De eigenlijke vergassing kan dan plaatsvinden met stoom als vergassingsmedium en waterstofleverancier. In beide gevallen wordt een gedeelte van de calorische waarde van de biomassavoeding opgeofferd om de gewenste reactietemperatuur te bereiken. (Directe luchtbedreven atmosferische vergassing in een circulerend wervelbed is thans het meest populaire concept voor biomassagestookte elektriciteitsopwekkingssystemen. Het gas dat zo wordt gemaakt is echter verdund met stikstof, en daarom niet geschikt als Groen Gas. Men kan de stikstof echter voorafgaand aan de vergassing uit het vergassingsmedium verwijderen. Zo onstaat een van de hier beschouwde concepten: directe zuurstofbedreven vergassing.) Onder het kritische punt van water of bij superkritische watercondities. De hier boven beschreven systemen worden bij condities onder het kritische punt van water bedreven. Bij superkritische watercondities in een vergassingsreactor is water het vergassingsmedium en ook de waterstofleverancier. Net als bij indirecte vergassing treedt geen stikstofverdunning op. De biomassavoeding moet zeer snel op de gewenste druk en temperatuur worden gebracht.
Bij vergassing met lucht (indirect) of zuurstof (direct) komt uit de vergasser een gas dat nog teveel CO2, CO en H2 bevat. De gehaltes van deze componenten (uitgezonderd CO2) 26
worden door methanisatie in een aparte reactor teruggebracht tot een gewenst niveau, onder vorming van CH4 en H2O. Het gas bevat dan nog teveel CO2, en dit wordt verwijderd door absorbtie. Deze schematische beschrijving laat verdere reinigingsstappen, eventueel benodigd vóór de methanisatie, en voor of na CO2-absorbtie, buiten beschouwing In een reeks van eerdere studies zijn de volgende concepten beschouwd:23 • Atmosferisch Circulerend Wervelbed (lucht, indirect) • Atmosferisch Circulerend Wervelbed (zuurstof) • Hoge druk Circulerend Wervelbed (zuurstof), twee uitwerkingen, waarvan één met stikstof als drukgas en één met CO2 • Hoge druk entrained Flow (zuurstof) • Superkritisch (water) Voor deze concepten is het product gas gekarakteriseerd in Tabel 5 (met uitzondering van superkritische vergassing). Tabel 5, Eigenschappen en samenstelling van product gas voor 5 vergassingsconcepten(Bron: Boerrigter, H. en R.W.R. Zwart (2004)). A-CFB-O2 PN-CFB-O2 PC-CFB-O2 Indirect EF CO (vol.%dry)
26.9
16.1
16.1
42.5
H2 (vol.%dry)
33.1
18.3
18.3
23.1
26.6
CO2 (vol.%dry)
29.9
35.4
46.9
12.3
26.9
H2O (vol.%ar)
32.2
34
34
37.1
16.7
CH4 (vol.%dry)
7
13.5
13.5
16.6
0
0.7
12.3
0.8
0
0.4
N2/Ar (vol.%dry) C2 (vol.%dry) CGE* (%)
46.1
2.4
4.4
4.4
5.5
0
80.6
79.1
79.1
80.4
77.9
LHV (MJ/Nm3)
8.85
8.44
8.05
13.64
7.43
HHV (MJ/Nm3)
9.11
9.18
9.19
12.59
8.03
0.97
1.09
1.14
0.92
1.08
850
850
850
850
1400
rho (kg/Nm3) o
Reactortemperatuur ( C)
* CGE = Cold Gas Efficiency, gedefinieerd als de chemische energie in het productgas, gedeeld door de chemische enrgie in de biomassa-input. Legenda: A CFB-O2
Atmosferisch circulerend wervelbed, zuurstof geblazen
PN-CFB-O2
Hoge druk (onder N2) circulerend wervelbed, zuurstof geblazen
PC-CFB-O2
Hoge druk (onder CO2) circulerend wervelbed, zuurstof geblazen
indirect
Atmosferisch circulerend wervelbed (lucht geblazen, indirect)
EF
Hoge druk entrained Flow, zuurstof geblazen
Uit deze concepten zijn ‘PC-CFB-O2’ (hoge druk (onder CO2) circulerend wervelbed, zuurstof geblazen) en ‘indirect’ (atmosferisch circulerend wervelbed, lucht geblazen, indirect) gekozen voor verder onderzoek. Belangrijkste gond hiervoor is de primaire gaskwaliteit (het hoge gehalte methaan en het lage gehalte stikstof) die bij deze processen wordt verkregen.
23/ Mozaffarian en Zwart (2003), Boerrigter, H. en R.W.R. Zwart (2004) en Mozaffarian, Deurwaarder en Kersten (2004).
27
Het concept van superkritische vergassing is geëvalueerd in een vooronderzoek door ECN en de Universiteit Twente.24 Hierin werd vastgesteld dat het proces nog in een vroeg stadium van ontwikkeling is, waarbij nog veel onderzoek op laboratoriumschaal dient plaats te vinden, hetgeen nog een reeks van jaren in beslag zal nemen. Pas op grond van de dan verkregen resultaten kan een techno-economische studie zinvol worden uitgevoerd. Daarmee valt dit alternatief af voor de huidige studie. De grondstof bio-olie verdient wellicht een eigen vergassingstechnologie. Enerzijds kan door de andere samenstelling van de olie, de vergassing resulteren in andere gaskwaliteiten dan voor verse biomassa, en anderzijds is er voor een vloeistofvergassingsreactie wellicht een andere reactor nodig dan voor de vergassingsreactie van een vaste stof. De firma BON is in deze studie gevraagd dit te beschouwen en een concept te ontwerpen. Het door BON voorgestelde concept (opgenomen in Bijlage B van dit rapport) is feitelijk een indirect vergassingssysteem waarbij de bio-olie wordt omgezet door intensieve menging met heet zand. Daarmee komt het concept sterk overeen met MILENA van ECN (zie onder). BON heeft haar concept nog niet gebouwd, en er zijn geen experimentele gegevens beschikbaar. Het is daarom niet zinvol om dit concept uitgebreid economisch te evalueren als alternatief voor het algemene indirect gestookte wervelbed. Bio-olie kan desalniettemin als alternatieve biomassavoeding in de evaluaties worden beschouwd. Specifiek behoeft dit dan niet te gebeuren door aanpassing van de technologische parameters (investering, omzettingsrendement), maar kan worden volstaan met aanpassing van de kosten van de biomassavoeding. In het licht van de bovenstaande afwegingen, wordt in de economische evaluaties van het volgende hoofdstuk in meer detail ingegaan op de economische prestaties van volgende technologieën: Ref. nr. Voeding (deze studie) A Vaste biomassa B Vaste biomassa (eventueel pyrolyse-olie)
Reactor
Medium
Hoge druk circulerend wervelbed Atmosferisch indirect gestookt wervelbed
Zuurstof Lucht
ECN beschikt over een bench-scale vergasser (aangeduid met de term ‘MILENA’), waarmee de implementatie van de geselecteerde technologieën kan worden ondersteund. Hij is geschikt voor betrekkelijke droge biomassavoedingen, en eventueel ook voor een voeding bestaande uit pyrolyse-olie. De thermische inputcapaciteit van MILENA is 25 kW (5 kg biomassa/hr), en zowel een directe, zuurstofgeblazen modus als een indirecte stoomgeblazen modus is mogelijk (zie Figuur 7).
24/ Gerapporteerd in Mozaffarian, Deurwaarder en Kersten (2004).
28
Figuur 7, Twee uitvoeringsvormen voor de productie van Groen Gas in ECN’s MILENA vergasser.
29
30
3
ECONOMISCHE ANALYSE In dit hoofdstuk is een kosten-batenanalyse gerapporteerd voor geselecteerde productietechnieken van Groen Gas. Behalve de karakteristieken van deze technieken is de invloed van de schaalgrootte geëvalueerd. De technische verschillen tussen de beschouwde alternatieven worden gekenmerkt door: • Het investeringsniveau, • Het conversierendement, • De operationele kosten, zoals bijvoorbeeld de kosten van elektriciteit voor de productie van zuurstof. Terwijl de analyse van de technologie vooral is gericht op de vraag naar de haalbaarheid op lange termijn, is de evaluatie van schaalgrootte vooral gericht op de vraag hoe een kleinschalig demonstratieproject rendabel kan worden gemaakt.
3.1
OVER DE ANALYSEMETHODE
De hoogte van de productiekosten zijn voor de afzonderlijke technieken afhankelijk van: • Het type net waaraan geleverd wordt (HTL, RTL of distributie). Het drukniveau is van invloed op investeringen en operationele kosten. • Het prijsniveau van de biomassavoeding. De baten, anderzijds, worden gegeven door de energiewaarde en de waarde van emissieduurzaamheid. Hoe worden kosten en baten nu op elkaar betrokken? Een Groen Gas productieproject maakt eigenlijk twee dingen: Energie en duurzaamheid in de vorm van vermeden CO2-emissies. Beide producten hebben een eigen waarde, en kunnen apart verkocht worden. Men kan hiermee in een economische analyse op verschillende manieren omgaan. Bijvoorbeeld, men kan berekenen wat de kosten zijn van het vermijden van CO2-emissies. Daartoe worden de kosten van Groen Gasproductie verminderd met de baten uit de verkoop van de energiewaarde van Groen Gas, en de resultante wordt gedeeld door de hoeveelheid CO2-emissies die door het project vermeden worden. Twee andere mogelijk interessante indicatoren die de economische haalbaarheid uitdrukken, blijven dan echter onbepaald, nl. de interne rentevoet van het project (IRR) en de productiekosten van de energiewaarde van het Groene Gas. Er moet dan immers een kostenvoet voor kapitaal als inputparameter worden aangenomen, en alle kosten (minus baten) worden toegekend aan de vermeden emissies. Door de analyse op andere manieren uit te werken kunnen indicatoren zoals IRR en productiekosten van energie echter wel worden bepaald. Als er zowel uit het energie-equivalent van Groen Gas als uit de vermeden CO2-emissies, inkomsten kunnen worden verkregen, kan een IRR worden bepaald. Als bovendien een discontovoet gegeven is, volgt een netto contante waarde. Een derde mogelijkheid is om de productiekosten van het energie-equivalent te bepalen, indien de waarde van vermeden CO2-emissies bekend is.
31
De verschillende analysemethoden zijn weergegeven in onderstaande matrix. Parameterset
Indicator
Energiewaarde van Groen Gas (als revenu) CO2-waarde (als revenu) (Discontovoet)
IRR
Discontovoet Energiewaarde van Groen Gas (als revenu)
Kosten van het vermijden van CO2emissies
Discontovoet CO2-waarde (als revenu)
Productiekosten van energiewaarde uit Groen Gas
(Netto Contante Waarde)
De drie analysemethoden kunnen naast elkaar worden gevolgd, zolang maar duidelijk is welke parameterwaarden er verondersteld zijn. Een noodzakelijke voorwaarde opdat deze analysemethoden zinvol kunnen worden toegepast, en waaraan wordt voldaan, is de onmiddelijke koppeling tussen de twee producten (energie en emissies). Je kunt met Groen Gas geen vermeden CO2-emissies produceren zonder tegelijkertijd ook de energie uit Groen Gas te benutten. Omgekeerd levert iedere gebruikte energie-eenheid Groen Gas een bepaalde hoeveelheid vermeden CO2-emissies. Het brengt daarom in een economische analyse geen extra risico met zich mee als we de opbrengsten uit de verkoop van vermeden CO2-emissies in mindering brengen ter bepaling van de productiekosten van de energie uit Groen Gas (en vice versa). Dat neemt niet weg, dat de waarde van vermeden CO2-emissies op de lange termijn wel een onzekere parameter is, waarvoor een gevoeligheidsanalyse op zijn plaats is. 3.2
DE ENERGIEWAARDE VAN GROEN GAS
Recente liberalisatie van de markt voor aardgas maakt het moeilijk om een direct inzicht te krijgen in prijzen. Met dit project beogen we levering aan EDB’s. De prijzen die zij betalen aan de N.V. Nederlandse Gasunie zijn niet openbaar. Wel bekend zijn prijzen uit het recente verleden, en sommige prijzen die grootafnemers (eindgebruikers) betalen. In oktober 2004 gaven elektriciteitsproducenten een marktprijs af van 3,2/GJ aardgas (bij een verbruik van 650 PJ/a). De Nederlandse industrie verbruikt ongeveer 300 PJ/a aardgas in keteltoepassingen, en daarenboven de land- en tuinbouw een hoeveelheid van 120 PJ/a.25 In bv. de glastuinbouw, nog ten tijde van het speciale tuinbouwtarief (tot 1 juli 2004), bedroeg de aardgasprijs 4-6 /GJ (inclusief transport en levering).26 Volgens het CBS varieerden aardgasprijzen voor industriële grootverbruikers (vrije afnemers) tussen 4,3 en 5,6 /GJ in het derde kwartaal van 2004.27 Toch zijn in dit onderzoek enkele grootafnemers gevonden die aanzienlijk minder betaalden (tot zelfs 3,8 /GJ ). De marktprijs voor stookolie, waaraan de prijs van aardgas tot 1 juli 2004 gekoppeld was, 3,25/GJ (exclusief belastingen en bedroeg in het tweede kwartaal van 2004 25/ Bronnen: CBS 2004-10-12 : Energieverbruik en -kosten industrie en turf-, zand-, klei- etc. winning. LEI/CBS 2004-10-12 : Energieverbruik in de land- en tuinbouw (1994-2002). 26/ Bron: Productschap Tuinbouw. 27/ Bron: CBS, Gemiddelde tarieven aardgas en elektriciteit.
32
handelsmarges).28 De overheidsrol in de prijsstellingen op de aardgasmarkt is per 1 juli 2004 weliswaar volledig verdwenen, het ligt voor de hand dat de prijzen van aardgas vanaf dat moment blijven gekoppeld aan die van stookolie, nl. op de vrije markt. In het derde kwartaal 2005 is de olieprijs in met een factor 1½ gestegen ten opzichte van één jaar eerder (Wereldmarktprijzen aardolie en gasolie, en dollarkoers, Centraal Bureau voor de Statistiek, Voorburg/Heerlen 2005-11-15). In januari 2004 is een energiebelasting (EB) geïntroduceerd, als vervanger van de vroegere BSB (brandstofbelasting) en REB (regulerende energiebelasting). Tarieven variëren effectief van 0,23 tot 4,5 /GJ. De hogere tarieven gelden daarbij voor de kleinverbruikers. Anderzijds zijn juist voor de kleinere verbruikers in de tuinbouw (< 1 miljoen Nm3/a = 32.000 GJ/a) tarieven vastgesteld die weer 2 tot 10 keer zo laag zijn als voor andere kleinverbruikers van aardgas. Tabel 6 geeft een overzicht van de EBtarieven. Voor grootverbruikers en de tuinbouw betreft dit een marge in de ordegrootte van 5% op de eindverbruikersprijs. Gezien de bedoeling van de oude REB, mag men veronderstellen dat Groen Gas, als zijnde een duurzame brandstof, kan worden vrijgesteld van EB. Tabel 6, De tarieven Energiebelasting. Aardgasverbruik m3/a GJ/a 0 - 5.000 0 - 160 5.000 - 170.000 160 - 5440 170.000 - 1 mln 5440 - 32000 1mln m3- 10 mln 32000 - 320000 boven 10 mln 320000 -
Algemene EB per 1-1-2004 EUR/m3 EUR/GJ 0.143 4.466 0.073 2.272 0.023 0.709 0.011 0.353 0.008 0.234
Tuinbouw-EB per 1-1-2004 EUR/m3 EUR/GJ 0.013 0.406 0.012 0.378 0.011 0.356 0.011 0.353 0.008 0.234
Voor onze economische evaluaties gaan we daarom vooralsnog, voorzichtig, uit van een prijs af Groen-Gasfabriek van 3,2/GJ. 3.3
DE WAARDE VAN EMISSIEDUURZAAMHEID
We beschouwen uitsluitend de waarde van vermeden CO2-emissies. Een grote markt voor deze waarde is nu in ontwikkeling, en is het resultaat van het Kyoto Protocol (KP), dat de zogenaamde Annex I landen verplicht om hun broeikasgasemissies te verminderen tot een bepaald niveau. Het KP staat het de Annex I landen toe om dit gezamelijk, in plaats van individueel, te doen door bijvoorbeeld onderlinge handel in emissieverminderingen (door ‘Joint Implementation’ - JI, het ‘Clean Development Mechanism’ - CDM). De actuele ontwikkeling van deze nieuwe markt kan worden geïllustreerd met de activiteiten van het Prototype Carbon Fund (Wereldbank), de diverse nieuwe CDM programma’s, en de JI programma’s uitgevoerd door verschillende Europese landen. Met Directief 2003/87/EC is een intra Europees handelssysteem per 1 januari 2005 operationeel geworden. Aan dit systeem nemen geselecteerde industrieën deel. Het is denkbaar dat deze industrieën op de lange termijn door de inzet van Groen Gas aan hun emissieverplichtingen kunnen voldoen, zodat de waarde van emissieduurzaamheid aan de producent van Groen Gas kan worden doorgegeven. Daarom kan prijsinformatie uit deze handel nu al indicatief zijn voor onze evaluatie. 28/ Platt’s Oilgram News.
33
De Nederlandse tenders voor JI en CDM, geopend in de loop van 2000 en 2001, resulteerden in een gemiddelde waarde van 8,75 /t CO2-eq.29 De prijzen in het Europese emissiehandelssysteem (ETS) bewogen zich eind 2004 in de buurt van de 8-10 /t CO2-eq., daalden begin 2005 echter tot 6 /t CO2-eq., en stegen in maart 2005 sterk, tot wel 17 /t CO2-eq.30 We zijn echter geïnteresseerd in de waarden van over een aantal jaren, als de technologie marktrijp is, dus over ongeveer 10 jaar. Schattingen zijn omgeven door onzekerheden, waaronder de eventuele participatie van de VS, en het aantal deelnemers aan de markt voor broeikasgasemissies. Hoe zich de markt na afloop van het KP zal ontwikkelen is een kwestie van speculatie, maar het is redelijk om te veronderstellen dat, àls er zo’n markt zal zijn, deze zal lijken op de huidige. In 2001 zijn zo’n 20 scenariostudies voor UNCTAD onderzocht en gerapporteerd.31 De tijdshorizon was het jaar 2010. De gerapporteerde waarden varieerden tussen 23-69 /t CO2-eq. (26-77 1998 US$). Waarden van een bijna andere ordegrootte treffen we thans aan in de elektriciteitssector. Een elektriciteitsproducent ontvangt MEP-subsidie32 voor de eenheden elektriciteit die duurzaam, en in het bijzonder ‘klimaatneutraal’ produceert.33 Voor 2005 is het MEPtarief, voor grote installaties (nominaal groter dan 50 MW), 70/MWh. Bij een algemene CO2-emissie van 0,55 t CO2/MWh Nederlandse elektriciteit,34 komt dit overeen met 127/t CO2. Dit is de waarde die elektriciteitsproducenten in 2005 voor hun emissieverminderingen, b.v. verkregen door de grootschalige bijstook van biomassa, zullen ontvangen.35 Voor productie-installaties kleiner dan 50 MW geldt een gunstiger tarief ( 97/MWh), hetgeen overeenkomt met 176/t CO2. Voor de analyse van de IRR en de kostprijs van energieproductie zullen wij voor de lange termijn in eerste instantie uitgaan van een waarde van 100/t CO2. Daarnaast wordt een gevoeligheidsanalyse voor dit prijsonderdeel uitgevoerd. Voor een demonstratieproject op korte termijn lijkt een hoge waarde, conform die welke voor de elektriciteitssector van toepassing is, te rechtvaardigen ( 176/t CO2, zoals voor electriciteitscentrales kleiner dan 50 MWe, immers capaciteiten van de beoogde gasinstallaties zijn kleiner dan het thermisch equivalent van 50 MWe). De fysieke hoeveelheid vermeden CO2 per eenheid Groen Gas De waarde van emissieduurzaamheid moet in onze analyse uiteindelijk toegepast worden op het gemaakte Groen Gas. Daarvoor is het nodig om te bepalen hoeveel CO2equivalenten overeenkomen met de door Groen Gas vervangen aardgas. Hiervoor wordt in deze studie de specifieke emissiefactor gehanteerd die gerapporteerd is in het Protocol 29/ 301/ http://www.senter.nl. 30/ Jepma (2005). 31/ Morozova and Stuart (2001). 32/ Conform de regeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie. De subsidie volgens de MEP-regeling is een vast bedrag per kWh en is bedoeld om de onrendabele top van duurzame en WKK-elektriciteit ten opzichte van andere opwekkingswijzen van elektriciteit te compenseren. Hierdoor wordt de productie van deze schonere elektriciteitsopwekkingsmethoden in Nederland bevorderd. 33/ De wet noemt hierbij expliciet behalve biomassa, wind, waterkracht en zonnestraling ook WKK. 34/ Novem (2002). 35/ Dit gunstige tarief is overigens medio 2005 voor nieuwe biomassa-bijstookprojecten vervallen. De kosten liepen uit de hand, (Ministerie van Economische Zaken, 2005).
34
Duurzame Energie.36 Deze emissiefactor geeft de hoeveelheid CO2 die vrijkomt bij de volledige verbranding van één energie-eenheid aardgas: 56 kg CO2/GJ, bepaald uit de chemische samenstelling van aardgas en de stookwaarde. Er zijn een aantal indicaties dat importen van aardgas over grote afstand leidt tot substantiële upstream, of indirecte, broeikasgasemissies.37 In deze studie wordt dit echter niet nader beschouwd. 3.4
RESULTATEN VAN DE ECONOMISCHE ANALYSE
3.4.1
Lange-termijn evaluatie (100 MW)
Van de systeemparameters is een overzicht gegeven in Tabel 7 (Investeringen) en Tabel 8 (Massa- & Energiebalansen). De volgende omgevingsparameters zijn gehanteerd: • Biomassa-inkoop: 3 /GJ • Elektriciteitsinkoop: 100 /MWh • Groen Gas: 3.20 /GJ (tot 4.80 /GJ) • Asafvoer: 68.00 /t • CO2: 100 /t CO2-eq. • Vermeden emissie: 56 kg CO2-eq./GJ • Project life time: 15 years • Discontovoet: 10%/jaar • Capacity factor: 91% • Arbeid, onderhoud: 5% investering/jaar Waar doelmatig, zijn gevoeligheidsanalyses van deze parameters gemaakt.
36/ Novem (2002). 37/ Het IEA rapporteert dat 14% van de Noorse productie (nl. de gehele Noorse nationale consumptie) wordt gebruikt voor de winning en het transport van het Noorse aardgas (IEA (2002), blz. 218). Er is geen thuismarkt in Noorwegen). Voor Russisch aardgas dat getransporteerd wordt naar en gebruikt wordt in Duitsland, rapporteert een studie uitgevoerd voor E.ON Ruhrgas substantiële upstream emissies van broeikasgassen (Lechtenböhmer, S., Dienst, C. et al., 2005). Van der Wal rapporteert dat 50% van de transmissies vanuit Rusland naar Europa moet worden gestookt om de transportdruk te onderhouden (Van der Wal, 2003). Rusland wordt naar verwachting een steeds belangrijker leverancier voor aardgas in Europa.
35
Tabel 7, Overzicht van investeringen voor een enkel systeem van 100 MWth (in M ). Kostenpost A: Vaste biomassa, Hoge druk B: Vaste biomassa, circulerend wervelbed Atmosferisch indirect gestookt wervelbed 1
Buildings & infrastructuur Buildings
0.1
Civil works
1.7
1.9
Grid connections
0.7
0.8
?
?
Plant Components Pre-treatment
0.7
0.7
Conveyers
0.4
0.4
Storage
1.1
1.1
Feeding systems
1
0.5
Gasifier
4.2
5.5
Cyclones
3.2
2.1
Gas cooling
4.8
3.1
Gas cleanup dry
1.7
1.7
1
2.1
Gas cleanup scrubber Oxygen plant
3.9
0
Compressor
0.8
2.6
7
7
Instrumentation & control
0.7
0.9
Hand factors /a
1.7
2
0
0
Engineering
4.2
3.9
Contractor fees
2.2
2.1
Methanation section
3
Auxiliary equipment
4
Indirect costs
Transport to site Production start-up Insurance 5
2.8
0.1
Safety, fire protection 2
3
Site preparation
?
?
1.1
1
?
?
Contingencies
2.8
2.6
Total investment
48
44.9
480 449 Specific investment costs ( /kWth) a/ Costs of integrating connections between system components (piping, isolation, electrical wiring, instrumentation, controls, software and assembly)
36
Tabel 8, Massa en energiebalansen voor een enkel systeem van 100 MWth. A: Vaste biomassa, Hoge druk B: Vaste biomassa, Atmosferisch circulerend wervelbed indirect gestookt wervelbed Mass (kg/s)
Energy (MW), (NCV basis)
Mass (kg/s)
Energy (MW), (NCV basis)
Biomass (wet basis)/a
6.5
98
6.5
98
Water
1.3
In: 0.6
N2
0.003
O2
1.5
CO2
1.4
Air
A/b
0
Electricity
7.7
7.7
Out: SNG
1.7
65.3
1.7
0.19
5.83
0
0
Tar
0.1
4.2
0.1
4.2
Ash
0.11
Charcoal (daf basis)
CO2 from Selexol Exhaust gas from gasifier Waste water
3.1
0
A+0.69/c
2.2
1.4
Electricity
Carbon conversion SNG efficiency (SNG/biomass wet basis)
0.11
6.4
Net electricity consumption
65.3
5
$7.7
2.7
#0 (net production)
93.3%
100% 66.8%
66.8%
Potential SNG efficiency >70% >70% (with tar recycling) a/ Moisture content: 15% (wet basis). b/ ‘A' is an unspecified quantity of combustion air. c/ The 0.69 originates from charcoal formed in the gasifier reactor. It is burnt in the combustion reactor. ‘A' is the unspecified quantity of combustion air.
Ten opzichte van eerdere rapportages,38 is bovenstaande massa- en energiebalans verfijnd. Belangrijkste verbeteringen betreffen de recycling van het geproduceerd teer (welke eveneens in Groen Gas kan worden omgezet door deze intern te recycleren), en de verbranding van de gevormde kool, onder opwekking van elektriciteit, in optie B. Het resultaat van de analyse is weergegeven in Tabel 9.
38/ O.a. Mozaffarian en Zwart (2003).
37
Tabel 9, Cash flow analysis (annuity) ( /GJ). Item
A: Vaste biomassa, Hoge druk circulerend wervelbed
Costs Capital Operational costs Biomass Electricity Ash disposal Labour Consumables Maintenance Total costs Revenues Energy Sales of CO2 emissions (Long-term value) Total revenues Margin IRR Net production costs (incl. CO2 revenues) Bij: CO2: 100 /t CO2-eq.; Vermeden emissie: 56 kg CO2-eq./GJ Aardgasprijs: 3.20 /GJ
B: Vaste biomassa, Atmosferisch indirect gestookt wervelbed
3.36
3.14
4.45 1.15 0.11 0.37 0.69 0.32 10.45
4.45 0.00 0.11 0.37 0.69 0.30 9.06
3.20 5.60
3.20 5.60
-1.65 0% 4.85
-0.26 9% 3.46
Indirecte atmosferische vergassing met behulp van lucht is economisch gunstiger dan wervelbedvergassing onder druk met zuurstof. Dit komt doordat de investeringen iets lager zijn, en omdat indirecte atmosferische vergassing zelfvoorzienend is in elektriciteit (En zelfs een overschot produceert. Dit voordeel is in de economische evaluatie niet meegenomen). De reden híervoor, is de volledige koolstofconversie bij indirecte vergassing. Een overschot thermische energie (in de verbrandingsgassen) is beschikbaar voor de productie van elektriciteit (via een stoomcyclus). In eerste instantie, lijkt de productie van Groen Gas uit biomassa niet economisch haalbaar. Het is daarbij reeds vooraf duidelijk dat de biomassa duurder is (zeker na conversie, nl. equivalent met 3,46 /GJ) dan de veronderstelde energetische waarde (3,2 /GJ) van het Groen Gas. Dit verschil moet worden gecompenseerd door de CO2waarde. De huidige stijging van de basis-energieprijs met een factor 1½, laat de marge net positief worden voor indirecte atmosferische vergassing met behulp van lucht. Het belang van de CO2-waarde wordt duidelijk in onderstaande gevoeligheidsanalyse. Gevoeligheid voor aannames over de waarde van emissieduurzaamheid Eerder is al besproken dat de waarde van vermeden CO2-emissies allerminst zeker is. De gehanteerde waarde van 100 /t CO2 is aanzienlijk lager dan thans aan de elektriciteitsproducenten wordt betaald voor hun biomassaprojecten (bij vergelijkbare thermische capaciteit ontvangen zij 176 /t CO2). Variatie met een factor 2, bij een constante emissiefactor van 56 kg CO2/GJ, geeft IRR’s tot ruim 30% (Figuur 8). Nemen we aan dat aardgasprijzen effectief stijgen met een factor 1½, dan wordt Groen Gas al bij veel lagere waarden van CO2-emissies aantrekkelijk (Figuur 9).
38
40% 35% 30%
IRR (P O2)
IRR (Indirect)
IRR (%/yr)
25% 20% 15% 10% 5% 0% 0%
50%
100%
150%
200%
250%
-5%
Revenue from avoided GHG emissions (% of base case) Figuur 8, Gevoeligheid van de IRR voor de opbrengsten uit emissieduurzaamheid (bij een waarde van 3,2 /GJ aardgas).
45% 40% 35% IRR (P O2)
IRR (Indirect)
IRR (%/yr)
30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 0%
50%
100%
150%
200%
250%
Revenue from avoided GHG emissions (% of base case) Figuur 9, Gevoeligheid van de IRR voor de opbrengsten uit emissieduurzaamheid (bij een waarde van 4,8 /GJ aardgas).
Veronderstellen we een discontovoet van 10%, dan kan voor lange termijn worden geconcludeerd dat beide technologieën economisch haalbaar zijn, mits de revenuen uit vermeden emissies van broeikasgassen met 5% à 30% hoger uitvallen dan in de base case is verondersteld. Daarbij komt indirecte vergassing iets gunstiger naar voren. Een gestegen aardgasprijs met een factor 1½ maakt indirecte vergassing al aantrekkelijk 39
zonder dat de inkomsten uit vermeden broeikasgasemissies hoger moeten uitvallen dan in de base case is aangenomen. 3.4.2
Korte-termijn evaluatie (demonstratieproject)
Een eventueel demonstratieproject moet worden geëvalueerd voor de korte-termijn. Daarbij liggen enkele parameters wezenlijk anders. Allereerst is de schaalgrootte aanzienlijk kleiner. Biomassa kan misschien goedkoper worden gecontracteerd. En het ligt meer voor de hand om bij de waardebepaling van vermeden CO2-emissies aan te sluiten bij de huidige waarden die van toepassing zijn in de elektriciteitsmarkt. We onderzoeken de optie van een kleine fabriek voor Groen Gas, waarbij goedkope biomassa wordt ingezet, en hoge waarden van toepassing zijn op vermeden broeikasgasemissies. Kleinstmogelijke schaal De analyse is gericht op het vinden van de kleinstmogelijke schaal waarop een project rendabel kan worden gemaakt. In eerste instantie wordt biomassa gewaardeerd op 1 /GJ, en CO2-emissies, conform de elektriciteitsmarkt (< 50 MWe), op 176 /t CO2. We gaan uit van de huidige aardgasprijs van 4,8 /GJ. Voor de analyse van de invloed van de capaciteit werd de specifieke investering (i = /MW) gevarieerd volgens een machtsfunctie met de vorm ‘i = C0,7-1’ (de zgn. 0,7-regel uit de cost engineering39). De kosten voor onderhoud blijven gerelateerd aan de investeringsgrootte, maar de personeelskosten blijven constant. De specifieke productiekosten blijken bij capaciteiten kleiner dan 40 MWth zeer sterk gevoelig voor de capaciteitsgrootte (Figuur 10).
39/ Holland, Watson and Wilkinson (1987), blz. 25-65.
40
50 45
SNG production costs (€/GJ)
Production costs (P O2), (€/GJ) 40
Production costs (Indirect), (€/GJ)
35 30 25 20 15 10 5 0 0
20
40
60
80
100
120
Capacity (input MW) Figuur 10, Gevoeligheid van de bruto productiekosten (exclusief inkomsten uit CO2-emissies) voor de capaciteitsgrootte.
Een Groen-Gasfabriek van 40 MW zou 65.000 ton biomassa (droge stof) per jaar stoken. Voor deze hoeveelheid is in deze berekening een prijs van 1 /GJ, ofwel 14 /t20 verondersteld. Dat is onrealistisch laag voor een dergelijke grote hoeveelheid. Anderzijds kunnen vaak kleinere hoeveelheden van minder aantrekkelijke soorten biomassa worden aangetrokken voor lagere, zelfs negatieve, bedragen. Bijvoorbeeld bermmaaisel, dat in hoeveelheden van 10.000-20.000 ton/jaar op provinciaal niveau beschikbaar komt. Daarom is ook een analyse gericht op nog kleinere capaciteiten, en negatieve tarieven voor biomassa-inname zinvol. We veronderstellen hierbij een tarief van -12,5 /t droge stof voor de biomassa (inkomsten). De conclusie luidt dat er dan voor indirecte vergassing een positieve NPV (bij een discontovoet van 10%) bereikt wordt bij een capaciteit van 34 MWth. De jaardoorzet bedraagt 55.000 ton biomassa (droge stof). Dit is veel te veel voor de geprojecteerde biomassaprijs. En zelfs indien de biomassa wel beschikbaar zou zijn, dan zou het gaan om verontreinigde biomassa waarvoor zwaardere gasreiniging benodigd zou zijn. Het concept is daarom vermoedelijk duurder dan begroot. De publieke demonstratiewaarde is bovendien geringer, indien vuile biomassa zou worden gebruikt in een demonstratieproject. De algemene conclusies luidt dat een op zichzelf staand klein demonstratieproject niet economisch haalbaar is bij de huidige aardgasprijs, en de veronderstelde hoge CO2vergoeding (vergelijkbaar met die van kleine biomassacentrales voor elektriciteit). Verdere analyse op basis van de thans beschikbare kennis over de kosten en opbrengsten van Groen Gas-technologie leidt niet tot de conclusie dat een commerciële opzet van een klein demonstratieproject kan worden aanbevolen. Uitgaande van een kapitaalsubsidie van 41
50% vinden we als kleinstmogelijke schaalgrootte in een commerciële opzet: 23 MWth. Dit is onvoldoende klein.40 Bij deze constatering is een discontovoet van 10% gehanteerd. Er moet daarom worden geconcludeerde dat allereerst een leerproces noodzakelijk is om deze technologie, die op lange termijn economisch haalbaar is, verder te ontwikkelen. Zo kan kennis worden ontwikkkeld die nodig is voor de opschaling tot relevante capaciteiten, en voor een hernieuwde identificatie van mogelijke demonstratieprojecten.
40/ Doorzet: Biomassaprijs: Investeringssubsidie: Aardgasprijs: CO2-waarde:
42
37.000 t droge biomassa/jaar 1 /GJ 50% 4,8 /GJ 176 /t CO2
4
CONCLUSIES EN AANBEVELINGEN In dit onderzoek is Groen Gas opgevat als een volwaardig alternatief voor aardgas, dat geschikt is voor distributie in het bestaande net. Een nadere afweging omtrent dit uitgangspunt is gegeven in de Inleiding. Dit neemt echter niet weg, dat het aantrekkelijk kan zijn om demonstratieprojecten juist te richten op speciale toepassingen - inderdaad omdat zulks gemakkelijker financierbaar is, minder duur is, of een grotere demonstratiewaarde heeft - maar zo’n project moet wel passen in een technologisch ontwikkelingstraject voor de lange termijn, gericht op het distributienet. Een consequentie van deze keuze is onder andere dat demonstratieprojecten zouden moeten zijn gericht op de productie van gassen die voldoen aan de hoge kwaliteitseisen van het distributienet. De hier geëvalueerde technieken vertegenwoordigen een coherente lange-termijn visie op Groen Gas productietechnologie, en demonstratieprojecten zouden bij voorkeur dergelijke technieken op kleine schaal laten zien. Lange-termijn conclusies Luchtgeblazen atmosferische indirecte vergassing is aantrekkelijker dan hoge-druk wervelbed vergassing onder zuurstof. Conversierendementen naar Groen Gas zijn vrijwel even hoog. Maar de investeringen van het atmosferische luchtgeblazen alternatief liggen wat lager, en bovendien kan het thermische energieoverschot in dat geval gunstiger worden ingezet voor de produktie van elektriciteit (zelfvoorziening, en zelfs een surplus). Commercieel verkregen biomassa kost bij grootschalige aankoop, en op de lange termijn, op energiebasis meer dan het oplevert, bij verkoop in de vorm van een gasvormige energiedrager (bij gasprijzen van medio 2004). Een tweede relevante factor in de productiekosten is het kapitaal benodigd voor de investering in een fabriek voor Groen Gas. Daarom is Groen Gas (en we kijken alleen nog maar naar de energiewaarde op basis van de marktprijzen medio 2004) inherent duurder dan aardgas. In het derde kwartaal 2005 zijn de gasprijzen echter zover gestegen, dat de geprojecteerde marge bij indirecte vergassing net positief wordt. De lange-termijn evaluatie laat zien dat de rendabiliteit van de productie van Groen Gas kan worden gewaarborgd door enerzijds verhoogde energieprijzen en anderzijds de inkomsten uit vermeden broeikasgas-emissies. Wat deze laatsten betreft gelden er twee onzekerheden: de prijs op de lange-termijn voor vermeden broeikasgasemissies, en de vermeden, nog onvoldoende gekwantificeerde, upstream emissies van de aardgasketen. Een demonstratieproject Een klein demonstratieproject dat uitsluitend is gericht op de productie van Groen Gas, en dat door een commerciële investeerder economisch rendabel wordt geëxploiteerd, kon niet worden geïdentificeerd. Er zouden aanzienlijke kapitaalsubsidies nodig zijn, waarvoor geen instrument voorhanden is.
43
Behalve de economische haalbaarheid, is ook de stand der techniek van groot belang voor een demonstratieproject. Hierover kunnen we vaststellen dat biomassavergassing in combinatie met SNG productie nog geen volwassen technologie is. Het is daarom uitgesloten dat een partij zo’n systeem (of onderdelen daarvan) met garanties wil aanbieden, of dat een partij zo’n installatie afneemt en de bijbehorende risico’s draagt. Op zichzelf is de vergassingscomponent van het beoogde systeem verder ontwikkeld dan het gas-opwerkingsgedeelte, nl. ten behoeve van de produtie van elektriciteit. Een projectopzet die wèl realiseerbaar lijkt te zijn, is daarom de volgende: • Er zou eerst een vergasser in bedrijf genomen kunnen worden, van 10 MWth. Die levert dan primair een productgas waarmee elektriciteit en warmte wordt geproduceerd. Hiervoor bestaan al groene vergoedingen. • Een slipstream van het gas wordt op kleinere schaal opgewerkt tot een gas dat voldoet aan de kwaliteitseisen die te stellen zijn aan Groen Gas. Hiermee kan de kwaliteit van het gas voor inzet als Groen Gas worden aangetoond. Verkoop van het Groen Gas t.b.v. een aansprekende toepassing (bv. openbaar vervoer). • De productie van het Groen Gas is echter niet rendabel, en de top zal moeten worden gesubsidieerd, al dan niet op basis van een CO2-vergoeding. • De periode waarin deze demonstratie wordt uitgevoerd kan dienen als overbruggingsperiode, totdat er ook een groene regeling voor Groen Gas komt. • Als alles goed loopt (technisch: vergasser, gasopwerking; en institutioneel: CO2vergoeding), kan in een vervolgfase de produktie van Groen Gas in schaal toenemen tot de volledige capaciteit van de vergassingsinrichting. Samengevat zou een tijdpad kunnen zijn: • Jaar 1: Bouw en bedrijf full-scale vergasser waarmee groene elektriciteit en warmte wordt geproduceerd. • Jaar 2: Bouw en bedrijf gasreiniging, methaniseringsunit, SNG opwerking op productgas slipstream. Verkoop van Groen Gas aan een demonstratieve toepassing. • Jaar 4: Bouw en bedrijf full-scale Groen Gas-productie.
44
REFERENTIES ADEME (2003), Liquid fuels network, Activity Report, Altener, European Bioenergy Networks, France. Boerrigter, H. and Zwart, R.W.R. (2004), High efficiency co-production of Fischer-Tropsch (FT) transportation fuels and Substitute Natural Gas (SNG) from biomass. ECN-C--04-001, ECN, Petten. EU (1997), Energy for the future: renewable sources of energy. White paper for a community strategy and action plan (Communication from the Commission), European Commission EU (1999), “Council Directive 1999/31/EC of 26 April 1999 on the landfill of waste.” Official Journal of the European Communities (L 182/1). EU (2000), “Directive 2000/76/EC of the European Parliament and of the Council of 4 December 2000 on the incineration of waste.” Official Journal L 332: 0091 - 0111. EU (2001), “Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market.” Official Journal L 283: 0033 - 0040. EU (2003a), “Directive 2003/30/EC of the European Parliament and of the Council of 8 May 2003 on the promotion of the use of biofuels or other renewable fuels for transport.” Official Journal of the European Union L 123: 0042-0046. EU (2003b), “Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 2003 establishing a scheme for greenhouse gas emission allowance trading within the Community and amending Council Directive 96/61/EC.” Official Journal of the European Union L 275: 0032-0046. Eurogas (2004), Annual report 2003-2004, Eurogas, Brussels. EZ (2003), “Algemene uitvoeringsregeling milieukwaliteit elektriciteitsproductie.” Staatscourant (121): 9. EZ (2004), “Regeling subsidiebedragen milieukwaliteit elektriciteitsproductie 2005.” Staatscourant (249): 13. Holland, F.A., Watson, F.A. et al. (1987), Process economics. In: R.H. Perry, D.W. Green and J.O. Maloney (Eds.), Perry ‘s Chemical Engineers’ Handbook 6th Edition: 250 - 25-80, McGraw Hill, New York (etc.). IEA (1999), Automotive fuels for the future, the search for alternatives., International Energy Agency, Paris. IEA (2002), Flexibility in natural gas supply and demand, International Energy Agency, Paris. IGU (2001), Statistical Data 1999-2000, Panorama of the Gas Industry in the IGU countries, International Gas Union (IGU), Vevey. Halen, C.J.G.v. (2000), GAVE-KETENS: Helikopterview: GAVE-kansen in Nederland 2000 – 2010, GAVE-Rapport 9918, NOVEM, Utrecht. Jepma, C.J., Gaast, W.v.d. et al. (2005), “EU Emissions Trading - an overview of the first three months.” Joint Implementation Quarterly 11 (1). Kwant, K. and Stuij, B. (2002), PIT-Nieuw gas; State-of-the-art biogas, Novem, Utrecht. Lechtenböhmer, S., Dienst, C. et al. (2005), Greenhouse gas emissions from the Russian natural gas export pipeline system. Results and extrapolation of measurements and surveys in Russia, E.ON Ruhrgas AG, Wuppertal Institute for Climate,
45
Environment and Energy, Max-Planck-Institute for Chemistry, Wuppertal and Mainz. MacLean, H.L. and Lave, L.B. (2003), “Evaluating automobile fuel/propulsion system technologies.” Progress in Energy and Combustion Science (29): 1-69. Ministerie van Economische Zaken (2005), MEP (brief aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal), Ministerie van Economische Zaken, Den Haag. Morozova, S. and Stuart, M. (2001), The size of the carbon market study. In: M.A. Aslam, J. Cozijnsen, S. Morozova et al. (Eds.), Greenhouse gas market perspectives trade and investment implications of the climate change regime, recent research on institutional and economic aspects of carbon trading (UNCTAD/DITC/TED/ Misc.9): 39-81, UNCTAD, New York and Geneva. Mozaffarian, M., Deurwaarder, E.P. et al. (2004), "Green Gas" (Sng) production by supercritical gasification of biomass (ECN-C--04-081), ECN, Petten. Mozaffarian, M. and Zwart, R.W.R. (2003), Feasibility of biomass/waste-related SNG production technologies, ECN, Petten. Novem (2002), Protocol monitoring duurzame energie methodiek voor het registreren en berekenen van de bijdrage van duurzame energiebronnen (update 2002), Novem, Utrecht. Siemons, R.V. (2002), A development perspective for biomass-fuelled electricity generation technologies - economic technology assessment in view of sustainability, PhD thesis, Faculty of Economics and Econometrics, Universiteit of Amsterdam, Amsterdam. Siemons, R.V. (2003), Biogas voor bijmenging in het aardgasnet, rapport aan het Team Nieuw Gas, BTG, Enschede. Siemons, R.V., Van den Berg, D. et al. (2004), Bio-energy’s role in the EU energy market, European Commission, Brussels. Uil, H.d., Ree, R.v. et al. (2004), Duurzaam synthesegas, Een brug naar een duurzame energie- en grondstoffenvoorziening (ECN-C--04-015), ECN, Petten. Vis, M. (2002), Beschikbaarheid van reststromen uit de voedings- en genotmiddelenindustrie voor energieproductie; eindverslag (2DEN-02.18), BTG, Novem (by BTG), Utrecht. Wal van der, W., The technological infrastructure of the gas chain, in: Arentsen, M. J., Künneke, R. W. (Eds.), National reforms in European gas, Elsevier Global Energy Policy and Economic Series, Amsterdam, 2003. Werkgroep Afvalregistratie (2003), Afvalverwerking in Nederland, gegevens 2002 (rapportnummer AOO: AOO 2003-18; rapportnummer VVAV: VVAV03005IR.R), Vereniging van Afvalverwerkers, Utrecht.
46
BIJLAGE A EISEN AAN SNG
47
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Anjum 47.5-52 37-41,5 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 79
0,1 1 0.0223 5 5 10 20 -8 5 0 40 25
0.1 6 0.0223 5 5 10 20 -8 5 0 40 71 Warffum 43.4-46 34-36,5 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 73
Flexicokersgas 49-52
Emmen GZI 47-50
Kootstertille 43-44.0 33,5-35 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 62.8
Ten Arlo 49,4-52 39- 42 0.1 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66
Grootegast 49-52 38,5-42 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 73
Garijp 43,4-45,6 34-36 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 69
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Entry point wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Marum 43-44,5 34,5-36 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 69.7
Opende Oost 46,5-49 36,5-38,5 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 69.5 Blija 44-44,7 35,5-36,5 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 69
Grijpskerk 1 49,9-55,2 39,5-44 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 79
Ureterp 38,9-40,9 30-32 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 71
Bedum 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 79
Harlingen 49-52 38,5-42 0,1 2 0.0223 5 5 15 20 -8 5 0 40 72
Grijpskerk 2 49-52 38,5-42 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 79
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Entry point wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Monster 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 72
Uithuizen (NGT) 49-52 38,5-42 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 70.6 Gaag 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 72
Annerveen 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66.2
Middenmeer 49-53,3 38,5-43 0.1 1.5 0.0223 5 5 15 20 -8 5 0 40 66.2
Westerveld 48,3-53,3 38-43 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 64.7
Maasvlakte 49,9-54,7 39,5-44 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 79
Botlek 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 80
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Entry point wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Balgzand LC 40-44,4 31-35 0.0005 8 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 65.5
Oude Pekela 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 1.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 80 Balgzand HC 49,5-52,0 39,5-42 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66.2
Koedijk 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66.2
Balgzand NOGAT 49,5-53,3 39,5-42,5 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66,2
Zelzate 50,9-52,6 40-42,5 0.001 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 2 40 66
Waalwijk 52-53,3 41-42,5 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 66.2
Beverwijk 49,9-53,3 39,5-43 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 70
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Entry point wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Entry point -> wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure
Grijpskerk UGS 49,9-53,3 40-42,5 0.0005 3 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 50 79
20 -8 5 0 40 66.2
2 0.0223 5 5
Barendrecht 53.3 42.5
Norg UGS 43,46-44,41 34,5-36 0.0005 3 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 50 79
Rotterdam Westgas 49,9-56,7 40-45 0.1 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 8
Emden NPT 52-54 42-44 0.1 2.5 0.0223 5 5 15 20 -8 5 0 40 52
Groningen 43,46-44,41 34,5- 36 0.0005 2 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 64.5
Emden EPT 52-54 41,5-43,5 0.1 2.5 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 40 52
Alkmaar UGS 43,4-44,4 34,5-36 0.0005 8 0.0223 5 5 6 20 -8 5 0 50 66.2
Entry point wobbe: minimum - maximum calorific value : minimum - maximum O2 content max. CO2 content max. max. aromatic compound content sulphur content in H2S max. sum sulphur content in H2S and COS max. mercaptan sulpher content max. total sulphur content max. water dewpoint hydrocarbon condensate content max. temperature entry gas min. temperature entry gas max. max. gauge pressure MJ/m3(n) MJ/m3(n) volume % volume % mol% mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) mg/m3(n) °C at delivery pressure mg/m3(n) (-3° C) and delivery pressure °C ºC bar(e)
Oude Statenzijl Oude Statenzijl Wingas- Oude Statenzijl BEB49-54 49-54 49-54 39,5-44 39,5-44 39,5-44 0.5 0.5 0.5 3 3 3 0.0223 0.0223 0.0223 5 5 5 5 5 5 6 6 6 20 20 20 -8 -8 -8 5 5 5 0 0 0 40 40 40 72 72 72
Exhibit B, Release 2, 01-04-2003
Alkmaar UGS Anjum Annerveen Balgzand HC Balgzand LC Balgzand NOGAT Barendrecht Bedum Beverwijk Blija Botlek Emden EPT Emden NPT Emmen GZI Flexicokersgas Gaag Garijp Grijpskerk 1 Grijpskerk 2 Grijpskerk UGS Groningen Grootegast Harlingen Koedijk Kootstertille Maasvlakte Marum Middenmeer Monster Norg UGS Opende Oost Oude Pekela Oude Statenzijl BEB-H Oude Statenzijl Ruhrgas-H Oude Statenzijl Wingas-H Rotterdam Westgas Ten Arlo Uithuizen (NGT) Ureterp Waalwijk Warffum Westerveld Zelzate
ENTRY POINTS
EXHIBIT B
43.46-44.41 47.5-52.0 49.9-53.3 49.5-52.0 40.0-44.4 49.5-53.3 52.0-53.3 49.9-53.3 49.9-53.3 44.0-44.7 49.9-53.3 52.0-54.0 52.0-54.0 47.0-50.0 49.0-52.0 49.9-53.3 43.4-45.6 49.9-55.2 49.0-52.0 49.9-53.3 43.46-44.41 49.0-52.0 49.0-52.0 49.9-53.3 43.0-44.0 49.9-54.7 43.0-44.5 49.0-53.3 49.9-53.3 43.46-44.41 46.5-49.0 49.9-53.3 49.0-54.0 49.0-54.0 49.0-54.0 49.9-56.7 49.4-52.0 49.0-52.0 38.9-40.9 52.0-53.3 43.4-46.0 48.3-53.3 50.9-52.6
39.5-43.0 34.0-36.0 39.5-44.0 38.5-42.0 40.0-42.5 34.5-36.0 38.5-42.0 38.5-42.0 39.5-43.0 33.5-35.0 39.5-44.0 34.5-36.0 39.5-43.0 39.5-43.0 34.5-36.0 36.5-38.5 39.5-43.0 39.5-44.0 39.5-44.0 39.5-44.0 40.0-45.0 39.0-42.0 38.5-42.0 30.0-32.0 41.0-42.5 34.0-36.5 38.0-43.0 40.0-42.5
34.5-36.0 37.0-41.5 39.5-43.0 39.5-42.0 31.0-35.0 39.5-42.5 41.0-42.5 39.5-43.0 39.5-43.0 35.5-36.5 39.5-43.0 41.5-43.5 42.0-44.0
MJ/m3(n)
MJ/m3(n)
0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.1 0.1 0.1 0.1 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.1 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.1 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.5 0.5 0.5 0.1 0.1 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.0005 0.001
volume %
Calorific value O2 content maximum minimummaximum
Wobbe minimummaximum
8.0 2.0 1.5 2.0 8.0 2.0 2.0 1.5 2.0 2.0 2.0 2.5 2.5 6.0 1.0 2.0 2.0 1.5 1.5 3.0 2.0 1.5 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 1.5 2.0 3.0 1.5 1.5 3.0 3.0 3.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 1.5 2.0
volume %
0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223 0.0223
mol%
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
mg/m3(n)
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
mg/m3(n)
CO2 content max. aromatic sulphur in H2S sum sulphur max. content in H2S maximum compound and COS max. content
6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 15 10 10 6 6 6 6 6 6 6 15 6 6 6 6 15 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
mg/m3(n)
20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20
mg/m3(n)
total sulphur mercaptan content max sulphur content max.
-8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8
°C at delivery pressure
water dewpoint
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2
°C
50 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 50 40 40 40 40 40 40 40 40 40 50 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40
73.0 73.0 8.0 66.0 70.6 71.0 66.2 73.0 64.7 66.0
66.2 79.0 66.2 66.2 65.5 66.2 66.2 79.0 70.0 69.0 80.0 52.0 52.0 71.0 25.0 72.0 69.0 79.0 79.0 79.0 64.5 73.0 72.0 66.2 62.8 79.0 69.7 66.2 72.0 79.0 69.5 80.0
bar(e)
Exhibit B to TSC 2004-2 (Model 01-06-2004)
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
mg/m3(n) (- °C 3° C) and delivery pressure
hydrocarbon temperature temperature max. gauge pressure entry gas condensate entry gas maximum content max. minimum
Exhibit C, Release 2, 01-04-2003
* On some gas receiving stations both H-gas and G-gas can be facilitated, to the sole judgement of GTS; in those cases both the (industrial) G-gas range and the (industrial) H-gas range will apply. ** Technically free of condensate *** before odorisation
47
42.7
Industrial G-gas delivery points (incl. power generation plants) (industrial G-gas receiving stations) *
Industrial H-gas delivery points (incl. power generation plants) (industrial H-gas receiving stations) *
42.7
(non-industrial gas receiving stations)
Utility Sector Delivery points
42.7 42.7 42.7 42.7 48 49.69
Zandvliet Tegelen Dinxperlo Haanrade Vlieghuis Obbicht
57.5
47.11
45.2
46.9 46.9 46.9 46.9 57 55.68
55.68 46.9 46.9 55.7 55.7 46.9 46.9 55.7 46.9 55.68
MJ/m3(n)
MJ/m3(n)
49.69 42.7 42.7 49 49 42.7 42.7 49 42.7 49.69
Wobbe maximum
Wobbe minimum
's Gravenvoeren Zevenaar Winterswijk OSZ BEB-H OSZ RG-H OSZ EWE-G OSZ BEB-G OSZ WIN-H Hilvarenbeek Bocholtz
Export stations
EXIT POINTS
EXHIBIT C
35
31.6
31.6
32 32 32 32 39 39.36
39.36 32 32 39 39 32 32 39 32 39.36
MJ/m3(n)
Calorific value minimum
47
38.7
38.7
39 39 39 39 45 44.38
44.38 39 39 44.5 44.5 39 39 44.5 39 44.38
MJ/m3(n)
0.5
0.5
0.5
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
volume %
Calorific value O2 content maximum maximum
3
8
8
3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
volume%
CO2 content maximum
5
5
5
5 5 5 5 5 5
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
mg/m3(n)
16
10
10
16 16 16 16 16 16
16 16 16 16 16 16 16 16 16 16
mg/m3(n)
150
45 (***)
45 (***)
150 150 150 150 150 150
150 150 150 150 150 150 150 150 150 150
mg/m3(n)
-8
-8 -8 -8 -8 -8 -8
-8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8 -8
°C at delivery pressure
sulphur mercaptan sulpher total sulphur water dewpoint content in H2S content maximum content maximum maximum
5
**
**
** ** ** ** 5 5
5 ** ** 5 5 ** ** 5 ** 5
40
40
40
40 40 40 40 40 40
40 40 40 40 40 40 40 40 40 40
3
35 29 3 14.7 24 49
49 49 49 58.2 57.2 58.8 58.8 57.2 49 49
bar(e)
8
66.2 66.2 16 39.2 66.2 66.2
66.2 66.2 66.2 69 73 66.2 66.2 73 66.2 66.2
bar(e)
max. gauge pressure
Exhibit C to TSC 2004-2 (Model 01-06-2004)
-10
-10
-10
-10 -10 -10 -10 -10 -10
-10 -10 -10 -10 -10 -10 -10 -10 -10 -10
°C
temperature temperature min. gauge exit gas exit gas pressure minimum maximum
mg/m3(n) at -3 °C °C and delivery pressure
hydrocarbon condensate content
BIJLAGE B VERGASSINGSCONCEPT VAN BIO OLIE NEDERLAND
57
SLURRY OIL GASIFICATION Bio Olie Nederland bv Op basis van publicaties van het ForschungsZentrum Karlsruhe kan gesteld worden dat bioolie verkregen door middel van pyrolyse een grote massafraktie kooldeeltjes kan opnemen, waarbij het bio-olie en koolmengsel goed verpompbaar blijft. Dit bio-olie koolmengsel wordt Slurry-Oil genoemd. De onderzoekers van FZK stelden vast dat de kooldeeltjes massafraktie 60 gewichtsprocent kan bedragen. Bij de produktie van snelle pyrolyse bio-olie ontstaat een hoeveelheid kool, waarvan slechts 1/3 benodigd is voor de autotherme operatie van de bioolie produktie installatie. Indien het 2/3 kooloverschotdeel wordt bijgemengd met de zojuist geproduceerde bio-olie, dan wordt een slurry-oil verkregen waarbij het kool bijmengpercentage 19 wt% bedraagt. 1. Het ketenrendement Stap 1. VAN BIOMASSA NAAR SLURRY-OIL. Om een bio olie produktieinstallatie van BON van warmte te voorzien is slechts 1/3 van de geproduceerde kool nodig. Zodoende kan 2/3 van de geproduceerde kool bij de bio-olie bijgemengd worden. De primaire bio-olie produktie eenheid verkrijgt een eenvoudige layout, en bevat bijvoorbeeld geen koolverwijderingscyclonen. Zodoende wordt van 1000 kg biomass verkregen: 700 kg bio-olie die opgemengd is met 133 kg kooldeeltjes. Het energetische rendement van de biomassa naar de slurrie-olie is daarmee 90 energie%. Stap 2. SLURRY-OIL GASIFICATION en SNG produktie. Daar de chemische samenstelling van de slurry-oil nagenoeg gelijk is aan de samenstelling van de originele biomassa, kan de massabalans gebruikt worden die Bio Olie Nederland op 29 november 2004 beschikbaar heeft gesteld. Op pagina 4 van deze presentatie staat vermeld: Input 2000 kg Slurry-Oil (biomassa) per uur = 10 MWth. Output 471 kg SNG per uur = 6.6 MWth. Daarmee wordt het totale ketenrendement van stappen 1 en 2: Biomassa voedingsmateriaal: 10.00 MWth STAP 1. Slurry Oil produktie. Slurry-Oil: 9.00 MWth. STAP 2. Slurry Oil vergassing. SNG: 5.94 MWth. Het totale ketenrendement bedraagt daarmee 59.4 energie%. 2. De investeringsschatting Onderstaand is een tabel gegeven met een investeringsschatting van het slurry olie vergassingsconcept op de schaalgrootte van 100 MWth. Hierbij is gebruik gemaakt van het ECN rapport: ECN-C-03-066.
1
De Slurry-oil Gasifier levering omvat de volgende componenten: Gasifier Cyclones Gas cooling Gas cleanup dry Gas cleanup scrubber Instrumentation and control Piping De investeringskosten voor de Slurry Oil Gasifier zijn: Schaalgrootte 10 MWth input; 2 ton Slurry Oil/hr; investeringskosten 2,2 Meuro. Schaalgrootte 100 MWth input; 20 ton Slurry Oil/hr; investeringskosten 11,0 Meuro. Nieuwe investering = 2.2 Meuro * ((nieuwe schaalgrootte [t/h] / 2 [t/h]) tot de macht 0.70).
De totale investering voor een SNG produktie installatie met een inname capaciteit van 100 MW thermisch aan Slurry-Oil bedraagt 39,7 miljoen euro. 3. Alternatieve scenarios Alhoewel het buiten de scope van deze studie valt, dient opgemerkt te worden dat Bio Olie produktie ter vervanging van aardgas een reële optie is, die competatief veel sterker is dat het SNG produktie scenario. Aardgasvervanging door bio-olie in ketels en fornuizen levert een veel hogere IRR op in vergelijking met SNG produktie.
