Interreg IVA-project: p. 1 CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling DEEL V: Deel V Case studies

Interreg IVA-project: “CO2 en CH4 als dragers voor regionale ontwikkeling” case 5 (Onderzoek naar de mogelijkheden van Power-To-Gas)

p. 1 DEEL V: Case studies: V.1: P2G en vergisting in midden West-Vlaanderen

Deel V Case studies V.1 Case-study P2G en vergisting in midden West-Vlaanderen (UGent-Liwet)

Opgesteld door Jonathan De Mey en Han Vervaeren (UGent-LiWet)



1. Vergistingssector in West-Vlaanderen De sterke concentratie van vergistingsinstallaties in West-Vlaanderen hangt nauw samen met het aanbod aan dierlijke mest. De vergistingssector gebruikt dierlijke mest als goedkope inputstroom. Onderstaande kaarten (figuur 1 en figuur 2) geven een goede visuele voorstelling van deze overeenkomstigheid. Links wordt de mestproductie per gemeente weergegeven en rechts staan de operationele vergistingsinstallaties op de kaart.

Figuur 1 en 2. Links: concentratie mestproductie in Vlaanderen in 2010 (netto kg N/ha) (Van der Straeten & Buysse, 2013). Rechts: Kaart met operationele vergistingsinstallaties in West-Vlaanderen (Biogas-E, 2014).

Uit het voortgangsrapport van Biogas-E vzw is ook de lijst van West-Vlaamse vergistingsinstallaties op te maken zoals gegeven in tabel 1. Tabel 1. Lijst van de West-Vlaamse operationele vergistingsinstallaties boven 200kWe (Biogas-E, 2014).

Bedrijf

Gemeente

Agrikracht Moorslede Agrikracht Rumbeke Ampower Barts Potato Company Bio-Electric bvba Biomass Center (Ieper) bvba Digrom Energy nv IVVO Leiestroom nv Senergho bvba Shanks Vlaanderen Veurne Snack Foods Waterleau New Energy

Moorslede Rumbeke Egem Vleteren Beernem Ieper Ardooie Ieper Menen Hooglede Roeselare Veurne Ieper

Geïnstalleerd vermogen (kWe) 1.486 835 7.445 1.666 2.461 2.085 1.486 1.408 4.500 1.064 4.024 732 3.192

Vergunde capaciteit (ton/jaar) 48.000 35.000 180.000 60.000 60.000 50.000 44.000 50.000 95.000 45.000 40.000 7.500 120.000



2. Selectie interessante vergistingssites Op basis van de voorgaande schets van de vergistingssector in Vlaanderen zijn de plaatsen met een groot geïnstalleerd vermogen geïdentificeerd. Als basis is de norm van minimum 4MWe genomen. Dit eerder arbitrair om het aantal mogelijkheden te beperken. Zo blijven de volgende sites over: 

Shanks Vlaanderen, Roeselare – 4 MWe



Leiestroom, Menen – 4,5 MWe



Biomass Center, IVVO, Waterleau New Energy, Ieper – 6,685 MWe



Ampower, Pittem – 7,45 MWe

Voor elk van deze locaties is opgezocht wat het aanbod aan windenergie en zonne-energie is op basis van de lijst operationele windturbines zoals gegeven door het Vlaams Energie Agentschap aangevuld met de VREG data uit de halfjaarlijkse statistieken. Een samenvatting hiervan is weergegeven in onderstaande tabel 2. Bij deze inventarisatie is gekeken naar de directe omgeving (<5km) van de biogasinstallaties. De lokale netstudies en andere net gerelateerde informatie waren niet beschikbaar voor het project. In hoeverre hernieuwbare energie getransporteerd kan worden via het transmissienet wordt dus buiten beschouwing gelaten. Tevens heerst er ook het vermoeden dat kijken naar vermogen dichtbij, de opening laat om de transmissie- en distributiekosten te beperken. Tabel 1. Vermogen aan hernieuwbare energie binnen de vier mogelijks interessante sites voor power to gas implementatie.

Locatie

Geïnstalleerd (MW)

windvermogen Geïnstalleerd vermogen voor zonne-energie (installaties >10kW) (MW)

Roeselare-Beveren

Izegem: 12,6

Menen

4,6

13,7 Izegem: 2,6 7,5

Ieper

20,7

9,1

Pittem

0

2,5

Wordt het aantal cases herleid tot twee, dan wordt op basis van de gegevens duidelijk dat de locaties Roeselare-Beveren en Ieper verder onderzocht moeten worden. De randvoorwaarden met betrekking tot de intermitterende hernieuwbare energie, de bestaande distributie- en transmissienetten zijn buiten beschouwing gelaten binnen de verdere verdieping. De auteurs hebben zich binnen de cases vooral toegespitst op de investeringskosten en mogelijkheid van een biologische methanatie-eenheid.



3. Opstellen achtergronddocument met economisch rekenmodel Een begrijpelijk technisch-economisch rekenmodel werd opgesteld alvorens de stap werd gezet om met de gegevens uit de gedane literatuur- en marktstudie de geselecteerde bedrijven te benaderen. Dit rekenmodel brengt veel informatie onder een modelleerbare vorm samen en laat toe te spelen met input- en outputvariabelen. Het rekenmodel bestaat uit een aantal units waarrond gegevens zijn verzameld. Deze units worden verbonden met bepaalde stromen (elektriciteit, gas en water) die noodzakelijk zijn voor de correcte werking (figuur 3). Optioneel werd een buffer voorzien tussen de waterstof unit (elektrolyser) en de methanatie unit. Twee scenario’s werden vooropgesteld om te gebruiken met het rekenblad: een decentrale “kleinere” opwerking van 650 Nm³/h en een centralere “opwerkingshub” van ongeveer 2000 Nm³/h, beide gerekend met een inputdebiet biogas aan 40% CO2-gehalte. Deze types zijn niet toevallig gekozen, want het was bij het opstellen reeds in te schaten naar welke praktijkcases het project ging evolueren. Na brainstorm en trial-en-error (ook JSim geprobeerd) is er voor gekozen om het rekenblad in Microsoft Excel te gieten. Buffering van H2 is mee geïmplementeerd.

Technische

inputparameters

en

outputgegevens, samen met omzettingsfactoren maken deel uit van een eerste werkblad. In een tweede werkblad is dan het economische plaatje vervolledigd. Tabel 3 geeft een kort overzicht van de inputparameters, berekende output en economische kerncijfers die gebruikt zijn om dit model te kunnen doorrekenen. Figuur 3 Princiepsschema als basis voor rekenmodel. Symbolen (van boven naar beneden) : duurzame energieproductie, elektrolyse unit, tanksysteem, methanatie unit. Stromen zijn gas (grijs), elektriciteit (geel) en water (blauw).



Tabel 2. Input en technisch berekende parameters voor het rekenmodel. (bronvermeldingen en referenties zijn terug te vinden in het rekenblad).

Input Elektriciteit inname van net draaiuren/jaar (elektrolyser) draaiuren (waterstofbuffer) draaiuren/jaar (methanatie) draaiuren/jaar (vergister-biogas) specifiek grondgebruik elektrolyse specifiek grondgebruik methanatie

Waterstofbuffer gemiddeld daggebruik buffer grootte technische buffer gemiddelde waterstofoutput hoeveelheid gebufferde waterstof

Onderdeel Elektrolyse Waterstofbuffer Methanatie Voorbereidingskosten werken Inkomsten Methaan Zuurstof

Elektrolyse grootte elektrolyser ogenblikkelijke waterstofproductie zuurstofproductie waterbehoefte elektrolyser watertransport met gas totaal energie inname/jaar totaal waterstof/jaar totaal zuurstof/jaar totaal waterbehoefte/jaar grondgebruik elektrolyse Methanatie grootte methanatie unit waterproductie methanatie methaanproductie uit waterstof koolstofdioxide voor methanatie waterstof niet omgezet koolstofdioxide niet omgezet biogas aanvoer voor methanatie niet omgezet gas in methanatie zuiverheid gas uit methanatie CAPEX OPEX 1000 €/kW 4,5% van CAPEX 44 €/Nm³ 0,04494 €/Nm³ 500 €/Nm³ reactor 10% van CAPEX 5% investering n.v.t. 0,535 €/Nm³ 0,8 €/Nm³

Enkele cruciale parameters Tijdens het opstellen van het rekenmodel zijn enkele zeer cruciale parameters naar boven gekomen waarop geen sluitende getallen kunnen worden geplakt. Dergelijke parameters hebben verder een zeer groot effect op de economische haalbaarheid en technische implementatie van de vooropgestelde power to gas strategie. Voor een uitgebreide sensibiliteitsanalyse wordt verwezen naar de informatie in bijlage. De kostprijs van elektriciteit is primordiaal voor het welslagen van een case, maar moet in het model niet a priori worden aangenomen. Mits vooropgestelde doelen over o.a. het interne economische rendement is te berekenen wat de prijs voor elektriciteit zou moeten zijn om de case rendabel te maken. Hiervoor werden een aantal instelwaarden voorzien (


Tabel 3)




Tabel 3. Instelparameters economisch model

Vreemd vermogen Eigen vermogen IRR Looptijd lening

75% 25% 12% 10 jaar

Hoeveel door de installatie betaald zal worden voor elektriciteit is sterk afhankelijk van het leveringscontract afgesloten met de energieleverancier. Dit wordt in groter detail behandelt in DEEL II - Aanbod aan ‘elektriciteitsoverschotten’ in Nederland en België. Zo kan ook, met behulp van een price-duration curve, bekeken worden wat de effectieve draaiuren zullen zijn van de installatie voor een bepaalde rendabiliteit te halen. Om waterstofgas te produceren zal de elektrolyse een bepaald elektrisch stroomverbruik hebben. Deze omzettingsefficiëntie zal rechtstreeks invloed hebben op het benodigd vermogen van de elektrolyse-unit. Bij 100% efficiëntie is

ongeveer 34 kWh per kg H2 nodig. De huidige

omzettingswaarde van de elektrolyser ligt ergens tussen 54 kWh en 70 kWh per kg H2. In hoeverre een warmterecuperatie nuttig is wordt binnen de cases buiten beschouwing gelaten. De

methaanproductie

vanuit

waterstof

per

reactorvolume

per

tijdseenheid

(specifieke

methaanproductie) heeft een sterke invloed op de rendabiliteit van een case. Binnen het literatuuronderzoek werden diverse uiteenlopende cijfergegevens gevonden waarbij 12L methaan per L cultuur per dag er toch tussenuit springt met biogas als input. Bij een aanname van een niet volledig gevulde reactor en wat andere literatuurgegevens kan de productie worden gesteld op 6 L methaan per L reactor per dag (conservatieve inschatting). Deze methaanproductie is rechtstreeks verbonden met de verblijftijd in de reactor van de substraten en de gevormde producten. Bij een toename van de specifieke methaanproductie zal het benodigde reactorvolume voor de methanatieeenheid verkleinen, wat natuurlijk zal resulteren in een verlaagde investeringskost en mogelijks lagere operationele kosten. Door het ontbreken van full scale reactoren rust op de beschouwde parameter een grote onzekerheid. Tevens is er de mogelijkheid dat er op verhoogde druk wordt gewerkt. Dit zal het benodigd reactorvolume drastisch verkleinen en kan ook de aansluiting voor verdere toepassingen (injectie/brandstof) vergemakkelijken. De grootte van de unit is daarom sterk afhankelijk van het eindgebruik, wat nu buiten beschouwing is gelaten. Bij hogere druk dienen er andere kosten in rekening gebracht te worden zoals o.a. het werken met een drukreactor, compressiekosten, andere leidingen etc. die nu niet behandeld zijn. In het model wordt gerekend met een vaste kostprijs per volume van de unit zonder compressie.



De prijs van methaan en zuurstof. Dit zijn in feite de inkomstbronnen voor de installatie, daar het de eindproducten zijn van respectievelijk elektrolyse en methanatie. Deze prijzen zijn genomen als richtprijzen, maar ze kunnen sterk verschillen afhankelijk van eindgebruik (bv. methaan injectie vs methaan als vervoersbrandstof) of van zuiverheid (zuurstof in verschillende zuiverheidsgraden). Er is gewerkt met een inschatting op basis van diverse prijsgegevens als eerste benadering. Scenario 1 - decentrale biologische opwerkingsinstallatie Een biogasdebiet van 650 Nm³ per uur (zal hoger zijn op basis van werkelijke draaiuren) is voor een modale vergistingsinstallatie een goede inschatting en is dus de basis voor een scenario waarbij een installatie volledig zelf de voorzieningen treft voor een biologische methanatie-eenheid. In het eerste geval is er geen buffer en wordt er een rechtstreekse koppeling voorzien tussen elektrolyser en methanatie unit. In het tweede geval is er een buffer voorzien tussen de elektrolyser en de methanatie unit, zodat er met een dag- en nachttarief voor elektriciteit kan gewerkt worden en de elektrolyser alle benodigde waterstof ’s nachts kan produceren waarbij overdag alleen de methanatie unit doorwerkt. Het rekenmodel geeft volgende interessante uitkomsten: Zonder buffering grootte elektrolyser ogenblikkelijke waterstofproductie zuurstofproductie methaanproductie uit H2 reactorvolume CAPEX OPEX Inkomsten Benodigde elektriciteitsprijs

6000 kW 1083 Nm³/h 541 Nm³/h

7.172.965 € 4.211.957 € in jaar 1 5.023.354 € in jaar 1 0,07323 €/kWh

Met buffering 2/3 = nachtproductie 18000 kW 3251 Nm³/h 1625 Nm³/h 261Nm³/h 1390 m³ 20.980.706 € 4.787.464 € in jaar 1 5.023.354 € in jaar 1 0,02707 €/kWh

Het model levert een gemiddelde elektriciteitsprijs waarbij de case rendabel is. Valt de reële elektriciteitsprijs hoger uit dan deze uitkomst, dan zal het intern rendement niet gehaald worden. M.a.w., een lage elektriciteitsprijs als uitkomst betekent dat de case slechts bij (zeer) goedkope elektriciteitsprijzen rendabel is. Een hoge elektriciteitsprijs betekent dat de case over een groot prijsbereik van elektriciteitsprijzen rendabel blijkt. Bij toepassing van een technische buffer is direct duidelijk dat een lagere elektriciteitsprijs uitgekomen wordt door de hogere investeringskosten voor de elektrolyser met een hoger vermogen en de kosten van een waterstofbuffer. Natuurlijk moet men wel de bedenking maken dat er enkel op nachttarief kan gewerkt worden (elektrolyser overdag afgeschakeld), zodat de lagere kostprijs voor elektriciteit mogelijks wel gehaald kan worden.



Om tot een haalbaarheidsinschatting te komen van een concrete case zal de eindgebruikersprijs van elektriciteit moeten worden onderzocht. De bekomen cijfers lijken tegenover de gemiddelde spotprijs zeer interessant (zie figuur 1 in Deel II), maar deze spotprijs omvat echter geen distributiekosten en taksen. De prijs die wordt betaald door grote industriële afnemers bedraagt ongeveer 0,11 €/kWh op jaarbasis. Met deze maatstaf zijn de bovenstaande scenario’s niet haalbaar. Scenario 2 – centrale opwerkingsinstallatie Bij een clustering van meerdere biogasinstallaties zullen schaalvoordelen gelden om de investeringskosten en operationele kosten te drukken tegenover het “decentrale” scenario. Deze clustering zal zich wel binnen een aanvaardbare geografische opstelling moeten bevinden, het liefst bijvoorbeeld drie biogasinstallaties op aangrenzende perscelen of in een perimeter van enkele honderden meters. In dit scenario wordt uitgegaan van een schaalvoordeel van 10% tegenover scenario 1 en een biogasaanvoer van 2000 Nm³/h (Vervaeren, 2014). De clustering zal ook een groot voordeel opleveren bij de mogelijkse injectie van het biomethaan in het aardgasnet, want er moet voor meerdere bedrijven slechts één injectiepunt worden voorzien. Hoe het geproduceerde methaan vermarkt wordt is echter geen deel van deze scenariostudie. Zonder buffering grootte elektrolyser ogenblikkelijke waterstofproductie zuurstofproductie methaanproductie uit H2 reactorvolume CAPEX OPEX Inkomsten Benodigde elektriciteitsprijs

18250 kW 3297 Nm³/h 1648 Nm³/h

19.834.336€ 13.035.732 € in jaar 1 15.279.368 € in jaar 1 0,08279 €/kWh

Met buffering 2/3 = nachtproductie 54750 kW 9890 Nm³/h 4945 Nm³/h 795 Nm³/h 4228 m³ 58.014.831 € 8.716.799 € in jaar 1 15.279.368 € in jaar 1 0,03663 €/kWh

Zoals wel te verwachten door het geprogrammeerde schaalvoordeel wordt voor scenario 2 telkens een hogere benodigde elektriciteitsprijs bekomen. Toch liggen beiden nog onder de industriële eindgebruikersprijs van 0,11 €/kWh wat beide scenario’s niet haalbaar maakt zonder de juiste afnameovereenkomsten. Daarenboven zal door het schaaleffect de vergunningsaanvraag wellicht complexer zijn en dient er daarom zorgvuldig en ook strategisch overwogen te worden waar dit kan plaatsvinden.



4. Case studies en SWOT-analyse 4.1 Shanks Vlaanderen, Roeselare

Figuur 4. Overzichtsfoto vanuit de lucht op de site te Roeselare (bron: Shanks)

Shanks is een grote speler op het gebied van afvalinzameling, afvalverwerking en recyclage. In België verwerken ze jaarlijks meer dan 5.000.000 ton afval. Dankzij voortdurende innovatie en ontwikkeling weet het bedrijf bijna 90% van het ingezamelde afval te recycleren. De site in Roeselare is gestart vanuit de vergistingsunit en verwerkt op jaarbasis 40.000 ton biomassa. Een WKK-park met een totaal vermogen van iets meer dan 4MWe is op de site opgesteld. De gasproductie in het jaar 2013 bedroeg 5.150.398 Nm³ biogas met een gassamenstelling van 65% methaan, 32,5% CO2, 2% N2 en 0,5% O2. Per uur is dit omgerekend 587,9449 Nm³/h. Een mogelijke biologische power to gas route volgt dus scenario 1. De grondkost is ingeschat op 100 €/m² gezien de ligging van de site. Deze gegevens zijn ingevuld in het scenario 1 rekenblad en doorgerekend met en zonder opgestelde waterstofgasbuffer. Zonder buffering grootte elektrolyser ogenblikkelijke waterstofproductie zuurstofproductie methaanproductie uit H2 reactorvolume CAPEX OPEX Inkomsten Benodigde elektriciteitsprijs

4400 kW 795 Nm³/h 397 Nm³/h


Met buffering 2/3 = nachtproductie 13200 kW 2385 Nm³/h 1192 Nm³/h 192Nm³/h 641 m³ 15.081.986 € 1.977.736€ in jaar 1 3.683.793 € in jaar 1 0,02860 €/kWh



In het kader van de case-uitwerking is het rekenmodel en het project voorgesteld aan de verantwoordelijke ingenieurs op de site te Roeselare. Om een kwalitatieve benadering te maken is hiermee een SWOT-analyse gemaakt voor deze case waarbij ook reeds aangehaalde elementen uit voorgaande delen worden samengevat. Strenghts  personeel met veel ervaring in biologische procescontrole  sterk industriële site met uitbreidingsmogelijkheden  constante biogassamenstelling  sterke business holding met goede kapitaalsbalans  eindgebruik methaan via WKK is goed gekend  grote ervaring in biomassa/afvalverwerking  breed netwerk

Opportunities  lokale cluster van hernieuwbare energieproductie  eigen vloot voertuigen met brandstofvraag mogelijk  groeiende markt wind- en zonneenergie  verminderde internationale energie afhankelijkheid door lokaal geproduceerde duurzame energiebron  grotere profilering op gebied van (spits)technologie

Weaknesses  slechte rendabiliteit huidige vergister door moeilijk steunklimaat maakt management weinig enthousiast  nieuwe investeringen moeten voldoen van het management aan een zeer kleine terugverdientijd (2-3 jaar)  langetermijnvisie is voor de vergister gezien het ondersteuningsmechanisme niet gewaarborgd  elektrolyse weegt zwaar door op de investeringen  landgebruik door alkaline elektrolyser is hoog  marktrijpheid technologie van de microbiologische opwerking staat nog niet ver genoeg.  eindgebruik methaan is momenteel niet hoogwaardig Threats  concurrentie voor alternatief H2-gebruik  huidige prijs fossiele brandstoffen is te laag om concurrentieel te zijn  concurrentie met fysicochemische opwerking  starre marktwerking  onzeker investeringsklimaat  ophalen kapitaal moeilijk



Biomass Center, IVVO, Waterleau New Energy, Ieper

Figuur 5. Overzichtskaart op de site te Ieper

Biomass Center Ieper verwerkt voornamelijk groenafval en richt zich op de nacompostering van zo veel mogelijk biomassa. Met een vergunde verwerkingscapaciteit van 50.000 ton en twee WKK-units van elk rond 1000 kWe telt deze vergistingsinstallatie voor een totaal geïnstalleerd vermogen van 2,1 MWe. De installatie Binergy Ieper van Thenergo is met de overname door Waterleau sinds 2013-2014 terug operationeel. Met een opgesteld vermogen van drie motoren van elk iets meer dan 1 MWe is Waterleau new Energy goed voor een totaal van 3,1 MWe. Waterleau is een sterk groeiend bedrijf in de milieutechnologie werkzaam op vier domeinen: water, lucht, afval en energie. IVVO sluit de rangen met een geïnstalleerd vermogen van 1.048 kWe. Deze site is eigenlijk een composteerinrichting met voorvergisting van de biomassa. IVVO is de intercommunale afvalverwerking voor de landelijke regio Ieper. De locatie in Ieper wordt soms de “Ieper Energy Valley” genoemd, dit naar het groot opgesteld vermogen aan hernieuwbare energie. De totale biogasproductie bedraagt ongeveer 900 Nm³/h. Deze case valt onder scenario 2, maar het schaalvoordeel zal gezien de kleinere biogasproductie lager moeten ingeschat worden. Het schaalvoordeel wordt genomen op 4,5%. (Vervaeren, 2014) Deze gegevens zijn ingevuld in het scenario 2 rekenblad en doorgerekend met en zonder opgestelde waterstofgasbuffer.



Zonder buffering grootte elektrolyser ogenblikkelijke waterstofproductie zuurstofproductie methaanproductie uit H2 reactorvolume CAPEX OPEX Inkomsten Benodigde elektriciteitsprijs

Met buffering 2/3 = nachtproductie 24750 kW 4470 Nm³/h

8250 kW 1490 Nm³/h 745 Nm³/h

2235 Nm³/h 360 Nm³/h 1911 m³ 27.606.193 € 3.784.331 € in jaar 1 6.907.111 € in jaar 1 0,03137 €/kWh


Om een kwalitatieve benadering te maken is eveneens een SWOT-analyse gemaakt voor deze case waarbij ook reeds aangehaalde elementen uit voorgaande delen worden samengevat. Strenghts       

personeel met veel ervaring in biologische procescontrole sterke marktpositie door de drie bedrijven spreiding van het risico over drie bedrijven sterke lokale ondernemersgeest eindgebruik methaan via WKK is goed gekend grote ervaring in biomassa/afvalverwerking breed netwerk

Weaknesses  

  

 Opportunities     

lokale cluster van hernieuwbare energieproductie sterke lokale beleidsincentives voor hernieuwbaar (provincie, stad Ieper) eigen vloot voertuigen met brandstofvraag groeiende markt wind- en zonneenergie verminderde internationale energie afhankelijkheid door lokaal geproduceerde duurzame energiebron

slechte rendabiliteit huidige vergister door moeilijk steunklimaat. lange termijn is voor de vergister gezien het ondersteuningsmechanisme niet gewaarborgd elektrolyse weegt zwaar door op de investeringen landgebruik door alkaline elektrolyser is hoog marktrijpheid technologie van de microbiologische opwerking staat nog niet ver genoeg eindgebruik methaan is momenteel niet hoogwaardig

Threats      

leidingen over/onder openbaar domein interne concurrentie tussen de drie bedrijven concurrentie voor alternatief H2-gebruik concurrentie met fysicochemische opwerking. starre marktwerking ophalen kapitaal moeilijk



5. Besluit In deze casestudy werden op basis van een rekenmodel twee scenario’s uitgewerkt. Via dit rekenmodel is inzicht verworven in de techniek en daarmee gepaarde kostenstructuur. Het grote verschil tussen de beide scenario’s is de schaalgrootte. Ondanks het feit dat er duidelijk schaalvoordelen zijn, werd echter – onder de huidige aannames – geen rendabele case bekomen: de elektriciteitsprijzen die zouden moeten aangeboden worden om de case rendabel te maken zijn telkens te laag binnen de huidige marktzetting. De scenario’s werden vervolgens verduidelijkt in twee concrete cases, waarbij telkens ook een doorrekening is gebeurd op basis van de aangeboden gegevens. In het algemeen kunnen we stellen dat uitgewerkte scenario’s schommelen in de range van 29 tot 83 €/MWh elektriciteitsprijs met de huidige rendabiliteitscriteria. Worden deze verstrengd, dan zal de elektriciteitsprijs dalen die kan gehanteerd worden om de case rendabel te maken. De industriële eindverbruiksprijs is ongeveer 110 €/MWh anno 2014. We kunnen daarom besluiten dat het momenteel niet economisch wenselijk is om in dergelijke technologie te investeren, te meer daar de marktrijpheid nog niet bewezen is. Een dalende elektriciteitsprijs, een hoogwaardiger eindgebruik van methaan (voor vervoersbrandstof), een zekere afzetmarkt voor (hoogwaardige) zuurstof, een gunstig subsidiebeleid inzake deze technologie, en een bewezen proof-of-principle van piloot tot grote schaal zijn allemaal factoren die uiteindelijk deze technologie een meer levensvatbare kans zullen geven. Aangaande de elektriciteitsprijs en distributie dient opgemerkt te worden dat, indien er gunstige modaliteiten zouden kunnen gecreëerd worden voor kleinere afnemers (bvb. aangepaste distributieprijzen, dag-nachttarieven, flexibele tarifering …), de besproken cases mogelijks economisch levensvatbaar zijn. Een andere piste is dat producenten van intermitterende hernieuwbare elektriciteit zelf de investering in power tot gas op hun productiesites dragen, om zo elektriciteit te kunnen bufferen en niet op het net te zetten.



6. Visievorming en toekomst Dat de biogassector in Vlaanderen door een moeilijke periode gaat is geweten, maar het is mede dankzij haar sterk innovatief karakter dat de sector overeind blijft. Door deze openheid naar innovaties is de kans wel groot dat technieken zoals power-to-gas hun ingang vinden indien de rendabiliteit er is. Microbiologische omzetting van waterstofgas en CO2 kan ook als alleenstaande techniek nuttig zijn. Enerzijds als concurrent voor chemische omzetting of in situaties waar een Sabatierreactor niet haalbaar lijkt. In een eerste stap wordt bij elektrolyse waterstofgas gemaakt, maar de transitie naar een waterstof gebaseerd economie is gezien de ontbrekende infrastructuur nog niet voor direct. Methaan uit hernieuwbare grondstoffen en elektriciteit biedt zich dan aan als een galante tussenstap. De biogassector zal hierin een cruciale rol te vervullen hebben. Zoals reeds meerdere malen aangegeven is een werkend marktklare biologische opwerkingseenheid een must opdat de technologie een bredere ingang op de markt zou kunnen vinden. Gezien de stand der techniek op vandaag is de inschatting toch dat het niet lang meer zal duren vooraleer de zaken technisch op punt zullen staan. De installaties van Electrochaea en Viessmann bevinden zich al in een ver gevorderd ontwikkelingsstadium. Ook is recentelijk in Vlaanderen onder het MIP-kader (Milieuen energietechnologie innovatieplatform een project opgestart rond microbiologische opwerking. Organic Waste Systems (OWS), een constructeur/uitbater van biogasinstallaties, is samen met andere partners zoals Hydrogenics (elektrolysers) en het Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO) op zoek naar een manier om met waterstof een zuiverder en rijker biogas te maken. Om in de toekomst de economische rendabiliteit van een biologische opwerkingseenheid mogelijk te maken zal de elektriciteitsmarkt nog sterk moeten evolueren. Het aandeel hernieuwbare energie moet sterk stijgen alvorens er meer vraag om buffering komt. Ook moeten marktmechanismen in het leven worden geroepen om de meerwaarde van dergelijke installatie correct te renumereren.



Bronnen: Biogas-E vzw, 2014 Voortgangsrapport 2014 http://www.biogas-e.be/sites/default/files/attachments/Voortgangsrapport%20BiogasE%202014_definitief.pdf Lijst van operationele windturbines in Vlaanderen (update 1/01/2013) http://www.energiesparen.be/windturbines-kaart Van der Straeten & Buysse, 2013 http://lv.vlaanderen.be/nlapps/data/docattachments/2013%20vraag%20naar%20mestverwerking.p df Vervaeren H., 2014 Aangepaste berekeningen naar Berthouex P. “Evaluating the economy of scale”, Journal of the Water Pollution Control Federation, Vol. 44 No. 11., 1972 http://www.jstor.org/stable/25037656 VREG, halfjaarlijkse statistieken http://www.vreg.be/halfjaarlijkse-statistieken-groene-stroom



Bijlage modelsensibiliteit 1. Inputzijde - CAPEX en OPEX Als referentie is scenario 1 genomen waarbij op de CAPEX en OPEX kosten telkens een variatie van 50% is genomen. De elektriciteitsprijs is voor deze berekening uit de OPEX kost gehaald en de OPEX is eveneens onafhankelijk gemaakt van de CAPEX, wat in het model niet het geval is. Zodoende is een isolatie gemaakt van het effect van de OPEX op de benodigde elektriciteitsprijs. Figuur 6 geeft de bekomen resultaten grafisch weer.

Figuur 6. Sensitiviteitsanalyse van de uitgaven (CAPEX en OPEX) op de benodigde elektriciteitsprijs tegenover referentie.

De investeringskosten (CAPEX) hebben een grotere invloed op het modelresultaat dan de operationele kosten. Hierbinnen neemt de elektrolyse het grootste deel in van de investeringskosten.



2. Outputzijde – prijs CH4 en O2 Als referentie is scenario 1 genomen waarbij op de inkomsten voor beide gassen telkens een range werd bekeken tussen 0 en 1,2 euro per Nm³. Figuur 7 geeft de bekomen resultaten grafisch weer.

Figuur 7. Sensitiviteitsanalyse van de inkomsten uit O2 en CH4 op de benodigde elektriciteitsprijs.

Direct is opmerkelijk dat eigenlijk de zuurstofprijs een grotere invloed heeft dan de methaanprijs. Ook interessant om mee te geven dan bij power to gas de elektrolyse een zeer doorslaggevende factor blijkt zowel op de investeringen als de opbrengsten.

Interreg IVA-project: p. 1 CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling DEEL V: Deel V Case studies

Recommend Documents