NÄTSTUDIE. BioMil AB biogas, miljö och kretslopp. Ökad biogasproduktion och distribution i sydöstra Skåne. Region Skåne. BioMil AB.

Transkript

1 NÄTSTUDIE Ökad biogasproduktion och distribution i sydöstra Skåne Region Skåne Anders Hjort Björn Goffeng Lena Wiklander biogas, miljö och kretslopp 1

2 Författare: Telefon: Anders Hjort Beställare/Mottagare: e-post: Region Skåne Projektnamn/Ärende: Rev.datum: Granskad av: ML, AD Godkänd av: AH Ver.-/Ändr.: V 1.0 Innehållsförteckning 1 Inledning Avgränsningar Definitioner Regelverk Naturgaslagen Miljöbalken Ledningsrättslagen Lagen om brandfarliga och explosiva varor Nulägesanalys Förslag på ledningsdragning Scenario Scenario Scenarioanalys Scenario Scenario Produktionskostnad Affärsmodell Roller Aktörer Ägarstruktur Affärsplan Affärsidé, mål och vision Marknadsplan Risker Investeringsplan Slutsats

3 Revisionshistorik 0 Datum Sig. Ändringar AH Ursprungsversion A 3

4 Sammanfattning Denna rapport syftar till att ta fram ett koncept för nätuppbyggnad och affärsmodell från Österlen till Öresund. Rapporten visar hur ledningsdragning kan göras för att möjliggöra en ökad gasproduktion längs med gasledningen. I dagsläget finns inga anläggningar i området i studiens område som producerar fordonsgas. Det finns däremot några anläggningar som producerar biogas för värmebehov. Det är de kommunala reningsverken i Sjöbo, Trelleborg, Ystad och Tomelilla samt deponierna i Ystad och Simrishamn. Utöver denna existerande produktion finns tre planerade biogasanläggningar som ska uppgradera biogasen. Den totala planerade produktionen är 230 GWh. Biogaspotentialen i området är däremot högre än vad efterfrågan på biogas är. Detta innebär att biogasen som skulle kunna produceras i området kan transporteras dit marknaden finns i gasledning eller på väg. Enligt Naturgaslagen fordras det koncession (tillstånd från regeringen) för att bygga och använda en transmissionsledning. Av bestämmelsen går det att utläsa att naturgasledningar som inte utgör ett transmissionsnät istället betraktas som distributionsnät och inte kräver koncession. Två scenarios har utretts. Scenario 1 där sträckningen av gasledningen är baserad på ett antagande att en gasledning etableras från Jordbergaprojektet till Ystad, från Ystad till Tomelilla, från Tomelilla nordväst till Sjöbo samt från Tomelilla österut till Simrishamn. Scenario 2 där sträckningen av gasledningen är baserad på ett antagande att en gasledning etableras från Jordbergaprojektet till Ystad och från Ystad till Tomelilla. I arbetet ingår det att beräkna en möjlig produktionskostnad på biogasen. Produktionskostnaden består av kostnad för att producera, uppgradera och transportera biogas till respektive gasledning i utredda scenarios. Denna har beräknats till cirka 6,55-6,60 kr/nm³. Det har tagits fram en affärsmodell för hur intäktsflöden och affärsrelationer utvecklas. Där diskuteras att biogasproducenterna säljer biogasen till tankstationsägare samt andra intressenter, vilka stora kunder som är möjliga samt hur gasen kan transporteras i gasnätet. Det finns olika former av ägarskap för det tänkta biogasnätet och det är idag oklart vilken form som är aktuell. För att underlätta ett fortsatt planering av att bygga ett gasnät i området har en affärsplan tagits fram där det ingår en investeringsplan. En beräkning av investeringskostnaderna visar att scenario 1 har en total kostnad på drygt 400 Mkr medan scenario 2 har en total kostnad på drygt 55 Mkr. 4

5 1 Inledning Det finns en stor potential för biogasproduktion i sydöstra Skåne samtidigt som infrastrukturen för gas i dagsläget är begränsad. Det finns publika gastankstationer i Ystad, Trelleborg, Svedala, Tomelilla och Simrishamn och E.ON kommer att bygga en bussdepå för gas i Ystad. Flertalet biogasanläggningar planeras i området, exempelvis Jordberga, Biogas Färs samt inom ramen för Biogas Ystad/Österlen i närheten av Lunnarp. Till den planerade anläggningen i Jordberga är det tänkt att dra en gasledning till gasnätet i Trelleborg samt till stamnätet. Det finns också möjlighet för andra projekt att ansluta sig till en möjlig gasledning. Längs en sådan dragning kan sedan fler biogasanläggningar ansluta sig samtidigt som industrier och tankstationer, där biogasen kan användas, också kan ansluta sig. En annan stor möjlig avsättning för producerad biogas är att ansluta en möjlig gasledning till stamnätet som ägs av Swedegas. Transmissionsledningen, som även kallas högtrycksledning, har idag en överföringskapacitet på ca 2 miljarder Nm3 per år, vilket motsvarar 22 TWh. 1.1 Avgränsningar Studien är avgränsad till biogas som produceras genom rötning. Hänsyn kommer dock att tas till andra produktionslag såsom förgasning och Power To Gas genom dimensionering av gasledningen i Scenario 1. Läsarna hänvisas till Svenskt Gastekniskt Center där det finns rapporter som ger mer information om förgasning och Power to Gas1. Denna studie har också avgränsats geografiskt, vilket visas i Bild 1 nedan. Skälet till denna avgränsning är att möjliggöra en mer detaljerad studie av området. I denna studie ingår det inte att beräkna miljöpåverkan för de alternativ som utreds. Vissa generella slutsatser kan dock dras såsom att emissioner vid drift är låga vid transport av gas i gasledning jämfört med vägtransport. Däremot är det svårare att ta hänsyn till andra faktorer såsom produktion av material till gasledning och slitage på vägar vid vägtransport. Läsare som vill fördjupa sig ytterligare hänvisas till rapporten Transport Alternatives for Biogas [1]

6 Bild 1. Visar område för studien. 1.2 Definitioner Tabell 1. Definitioner Ord Förklaring CNG Compressed Natural Gas (gasformig naturgas) CBG Compressed BioGas (gasformig biogas) LNG Liquified Natural Gas (flytande naturgas) LBG Liquified BioGas (flytande biogas) Förgasning En process där ett organiskt bränsle reagerar med en kontrollerad mängd syre och/eller vattenånga, och därmed omvandlas till kolmonoxid och vätgas. Power To Gas Produktion av metan, från vätgas och koldioxid. Vätgasen produceras med elektrolys och koldioxiden skulle kunna tas till vara vid uppgradering av biogas. 6

7 2 Regelverk Det finns ett flertal regelverk som hänsyn ska tas till vid planering av distributionssystem. Nedanstående sammanställning av lagar riktar sig i första hand till gasledningar under mark. 2.1 Naturgaslagen Naturgaslagen är tillämplig på naturgasledningar samt för naturgaslager och förgasningsanläggningar om dessa är anslutna till en transmissionsledning som används för överföring av naturgas [2]. Med naturgas avses även flytande (kondenserad) naturgas samt biogas, gas från biomassa och andra gaser, i den mån det är tekniskt möjligt att använda dessa i naturgassystemet. Enligt lagen fordras det koncession (tillstånd från regeringen) för att bygga och använda en transmissionsledning, ett naturgaslager eller en förgasningsanläggning samt att ledningsinnehavaren låter andra, mot ersättning, använda ledningen. Lagen reglerar även frågor kring gasmätning, avgifter, tariffer och redovisning samt handel med naturgas. För mer information om koncession hänvisas det till Energimarknadsinspektionen hemsida2. Med transmission avses i denna lag överföring av naturgas i en högtrycksledning eller ett nät som i huvudsak består av högtrycksledningar med undantag för högtrycksledning som huvudsakligen används i samband med lokal distribution av naturgas. Av bestämmelsen går således att utläsa att naturgasledningar som inte utgör ett transmissionsnät istället betraktas som distributionsnät. 2.2 Miljöbalken Miljöbalken gäller för all miljöfarlig verksamhet [3]. Vad som menas med miljöfarlig verksamhet definieras i lagtexten. Miljöbalken reglerar bland annat tillståndsfrågor, miljörapporter, miljökonsekvensbeskrivningar och tillsynsfrågor. Gasledningarna är inte tillståndspliktiga enligt Naturgaslagen men däremot sannolikt samrådspliktiga enligt 12 kap. 6. Miljöbalken. Samrådet gäller verksamhet som väsentligt ändrar naturmiljön. Ledningar av mycket liten omfattning behöver inte anmälas om inte naturmiljön är särskilt känslig. Vid samrådet behandlas även reglerna för kulturmiljö och strandskydd. Hänsyn till riksintressen och naturvärden tas antingen genom att sådana områden undviks vid lokaliseringen eller genom att det vid projekteringen och anläggandet av ledningen tas särskilda hänsyn till dessa intressen. Åtgärder som vidtas inom dessa områden är bland annat: 2 anpassning av ledningssträckningen 7

8 val av arbetsmetod val av årstid för byggande anpassning av arbetsgatans bredd speciella åtgärder till skydd för enstaka större träd inom arbetsgatan En koncessionsansökan ska innehålla en miljökonsekvensbeskrivning (MKB). Enligt miljöbalken ingår en samrådsprocess i arbetet med att ta fram MKB:n. 2.3 Ledningsrättslagen Ledningsrättslagen gäller för alla typer av ledningar, exempelvis naturgasledningar, kraftledningar, teleledningar och fjärrvärmeledningar [4]. Enligt lagen kan man genom att ansöka om ledningsrätt få rätt att utnyttja utrymme inom en fastighet för anläggande av och tillgång till ledning. 2.4 Lagen om brandfarliga och explosiva varor Naturgas och andra energigaser räknas till kategorin brandfarliga varor och lagen syftar i första hand till att förhindra brand och explosion samt att begränsa skador om brand eller explosion ändå skulle uppstå [5]. Under denna lag regleras hanteringen av brandfarliga varor, tillstånd, tillsyn och olycksrapportering. Lagen omfattar hela kedjan från tillverkning och import till användning av brandfarliga och explosiva varor. För naturgassystem med ett lägre tryck än 4 bar är tillstånd enligt förordningen om brandfarliga och explosiva varor ersatt med andra särskilda krav än för ledningar över 4 bar. 8

9 3 Nulägesanalys I dagsläget finns inga anläggningar i området som producerar fordonsgas. Det finns däremot några anläggningar som producerar biogas för värmebehov. Det är de kommunala reningsverken i Sjöbo, Trelleborg, Ystad och Tomelilla samt deponierna i Ystad och Simrishamn. Utöver denna existerande produktion finns tre planerade biogasanläggningar som ska uppgradera biogasen, vilket visas i Tabell 2 nedan. Den totala planerade produktionen är 230 GWh. Tabell 2. Planerade anläggningar. Område GWh Status Trelleborg Jordberga 100 E.ON, Swedish Biogas International och Skånska Biobränslebolaget bygger en biogasanläggning på före detta Jordberga sockerbruk. Anläggningen planeras att producera biogas från odlade grödor och gasen som produceras skall uppgraderas och matas in på stamnätet. Denna gasledning kan vara en potentiell startpunkt för vidare utbyggnad på Österlen. Sjöbo Biogas Sydöstra Skåne 70 Biogas Ystad Österlen syftar till att bygga en biogasanläggning i Lunnarp baserad på gödsel och restprodukter. Tomelilla Biogas Ystad Österlen 60 I Sjöbo med omnejd planerar en sammanslutning av bland annat lantbrukare att producera biogas från framförallt gödsel. Anläggningen var tänkt att byggas i Röddinge norr om väg 11 och ungefär halvvägs mellan Sjöbo och Tomelilla. Men andra lokaliseringar utreds också i dagsläget. Total Namn 230 Förutom ovan nämnda planerade anläggningar finns det planer på att röta alger och tång vid Smyge Reningsverk i Trelleborgs kommun. Mängden biogas som produceras är baserad på att cirka 500 ton alger och tång rötas per år [6]. För biogasen som säljs som fordonsgas finns två möjliga avsättningar, på publika tankstationer eller på depåer för bussar till Skånetrafikens busstrafik. Eftersom flertalet av tankstationerna och bussdepåerna ägs av privata aktörer så har det inte gått att få ut information gällande hur mycket biogas som säljs på varje plats. Det konstateras däremot att all biogas flakas till respektive tankstation och bussdepå eftersom det inte finns någon gasledning för naturgas eller biogas förlagd inom området. Tabell 3 visar vilka tankställen och bussdepåer som finns inom området. Till alla platser transporteras gasen med växelflak. Även bussdepåer där diesel tankas är medtagna. 9

10 Tabell 3. Tankstationer och bussdepåer på Österlen Plats Publik/Bussdepå Kommentar Ystad Publik Ägs av E.ON Ystad Bussdepå Ägs av E.ON Tankstation Tomelilla Publik Ägs av Ek.för. Ystad/Österlen Tankstation Simrishamn Publik Ägs av Ek.för. Ystad/Österlen Simrishamn Bussdepå DIESEL, skall läggas ned Sjöbo Bussdepå DIESEL 10

11 4 Förslag på ledningsdragning Förslaget på ledningsdragning är till stor del baserad på information hämtad från Länsstyrelsens GIS tjänster samt från rapport Naturgas i fysisk planering [7,8]. Vid lokalisering av gasledningar söks primärt den kortaste vägen mellan ledningens start- och slutpunkter. Orsaken till detta är framför allt de höga kostnader som en längre sträckning medför. Detta är mest påtagligt för transmissionsledningar där den dominerande kostnaden utgörs av rörinköp och ledningsentreprenad. Ledningsdragning i öppen terräng har fördelar framför förläggning i skogsmark. Detta beror framför allt på att förläggning i skogsmark ger ett bestående produktionsbortfall i den skogsgata som måste lämnas, för att möjliggöra inspektion av ledningen. Vid projekteringen undviks lokalisering till områden där anläggningen kan innebära ett stort intrång mot riksintressen, naturvårdens intressen samt markägares intressen om det är tekniskt och ekonomiskt rimligt. 4.1 Scenario 1 Sträckningen av gasledningen är baserad på ett antagande att en gasledning etableras från Jordbergaprojektet till Ystad, från Ystad till Tomelilla, från Tomelilla nordväst till Sjöbo samt från Tomelilla österut till Simrishamn. Ett antagande har sedan gjorts att upptagningsområdet för möjlig biogasproduktion är i de kommuner som finns inom en mils radie från möjlig gasledning. Lunds kommun och Svedala kommun är undantagna eftersom kommunernas storlek i förhållande till uppsamlingsområde inte är representativt. För att ta fram hur mycket biogas som skulle kunna produceras samt hur mycket biogas som skulle kunna efterfrågas samt dimensionera gasledningen har kommunerna delats in i 5 områden vilket visas i Bild 2 nedan. Skälet för indelning är att minsta gemensamma nämnare för statistik från SCB är på kommunnivå. Det antas att biogas som produceras i respektive område transporteras i gasledning till transmissionsnätet som ägs av Swedegas. Det antas att varje område ansluter till en del av gasledningen. Vid beräkning av biogaspotentialen, förutom kategorin alger och tång, har information hämtats från rapporten Biogaspotentialen i Skåne [9]. Biogaspotentialen för alger och tång är beräknad utifrån att ett nyckeltal har hämtats från en marin inventering i Trelleborg [10, 11]. Detta nyckeltal har sedan tillämpats på resterande kustkommuner. Vid beräkning av efterfrågan har underlag från SCB använts. Antal bussar och lokalisering av dem kommer från Trivectors rapport om Skånetrafikens Biogaskoncept [12,13]. Det antas att år 2020 körs 5% av personbilarna, 80% av taxibilarna, 10% av de lätta lastbilarna på biogas samt att alla Skånetrafikens bussar körs med gas. I denna beräkning har inte tunga lastbilar tagits med, då större delen av deras drivmedelsbehov förmodas vara LNG/LBG. Naturgasanvändningen som används baseras på hur mycket naturgas som förbrukades per kommun utan hänsyn till vem förbrukaren är. 11

12 Bild 2 Visar de fem områdena som studien har delats upp i. Biogaspotentialen i området är cirka 930 GWh vilket visas i Bild 3 nedan. I denna potential har ingen ytterligare teknisk eller ekonomisk begränsning antagits än vad som anges i rapporten Biogaspotentialen i Skåne, för de olika substratkategorierna Industri Matavfall Slam Energigrödor Övrig odlingsrest Halm Tång och Alger Gödsel Skurup & Trelleborg Ystad Tomelilla Simrishamn Sjöbo Bild 3 Biogaspotentialen uppdelat per område. 12

13 Den beräknade efterfrågan på biogas är cirka 120 GWh år Bild 4 nedan visar fördelningen per område Naturgasanvändning Bussar Taxi Lätta lastbilar Personbilar Skurup & Trelleborg Ystad Tomelilla Simrishamn Sjöbo Bild 4. Möjlig efterfrågan på uppgraderad biogas uppdelat per område Tabell 4 nedan visar den beräknade skillnaden mellan hur mycket biogas som kan produceras och efterfrågan i studiens område. Det beräknade överskottet av biogas är cirka 800 GWh. Denna biogas är möjlig att transportera till andra delar av landet. Tabell 4. Visar utbud och efterfrågan på uppgraderad biogas. Område Utbud Efterfrågan Summa Skurup & Trelleborg Ystad Tomelilla Simrishamn Sjöbo Total Scenario 2 Sträckningen av gasledningen är baserad på ett antagande att en gasledning etableras från Jordbergaprojektet till Ystad och från Ystad till Tomelilla. Ett antagande har sedan gjorts att upptagningsområdet för möjlig biogasproduktion baseras på planerade projekt omkring Tomelilla och Sjöbo. Möjlig sträckning visas i Bild 5 nedan. 13

14 Bild 5 Visar den alternativa sträckningen av gasledningen. Biogaspotentialen i Tomelilla har satts till 200 GWh vilket är ungefär lika med biogaspotentialen i Sjöbo, Tomelilla och Ystad kommun med hänsyn till den tekniska och ekonomiska potentialen från respektive substrat. Biogaspotentialen från Skurup & Trelleborg exkluderas eftersom den mängd biogas som kommer att produceras från Jordbergaprojektet är högre än möjlig efterfrågan i området. Detta visas också genom att projektet ska ansluta till stamnätet för att kunna transportera producerad fordonsgas till marknaden. Efterfrågan på biogas baseras på ett antagande att efterfrågan på biogas ökar mer än vad som har angetts i Tabell 4 i de områden som är anslutna till gasledningen. Det antas därför att efterfrågan ökar i Tomelilla och i Ystad. Tabell 5 nedan visar den beräknade skillnaden mellan utbud och efterfrågan i studiens område. Det beräknade överskottet av biogas är cirka 120 GWh. Denna biogas är möjlig att transportera till dit marknaden finns. 14

15 Tabell 5. Visar utbud och efterfrågan på uppgraderad biogas. Område Utbud Efterfrågan Summa Ystad Simrishamn Tomelilla Total 15

16 5 Scenarioanalys Scenarioanalysen baseras på att biogas som skulle kunna produceras i området transporteras till Swedegas transmissionsnät. För att undersöka kostnaderna för olika alternativ för biogas producerad i regionen har tre olika scenarion utvärderats: 1. Transport i gasledningar 2. Vägtransport av komprimerad gas med lastväxelflak 3. Vägtransport av flytande gas med LBG-trailer. Samtliga scenarion är begränsade till transport av gasen mellan regioner. Det innebär att grenledningar eller andra transportalternativ som lokalt ansluter producenter och konsumenter till gasnätet inte inkluderas i analysen. Även andra systemdelar som är oberoende av transportalternativet har exkluderats i beräkningarna. Detta gäller framförallt gasuppgraderingen från rågas till fordonsgaskvalitet, samt utrustningen vid tankstationer. Förutsättningarna för de olika alternativen visas i Tabell 6. Tabell 6. Indata som scenarioanalysen är baserad på. Parameter Ränta Värde 4 % Livslängd tekn. utrustning 15 år Livslängd rörledning 50 år Kostnad lastbil 900 SEK/h Kostnad personal 500 SEK/h Elpris 1 SEK/kWh Underhållskostnad tekn. utrustning 3 % av investeringskostnad Underhållskostnad rörledning 1 % av investeringskostnad Dieselförbrukning 0.4 L/km Dieselpris ex moms 11.2 SEK/L Hastighet 50 km/h Tid för lastning/lossn. CBG 30 min Tid för lastning/lossn. LBG 50 min Kapacitet CBG-transport Kapacitet LBG-trailer 5500 Nm³ 25 ton 16

17 5.1 Scenario 1 Alternativet där gasen transporteras enbart i gasledningar bygger på de fyra gasledningar som visas i Bild 2. Dessa ledningar knyter ihop alla fem uppsamlingsområdena och bildar en regional gasledning för att överföra gasen via Jordberga till Sydsveriges befintliga stamnät. Hänsyn tas till att det finns en viss efterfråga på biogas i varje område, men det antas att andra anläggningar skulle kunna ansluta, såsom Power to Gas eller förgasningsanläggningar, vilket ökar mängden gas som transporteras Transport i gasledning Analysen inkluderar följande systemdelar: Tryckhöjning från 4 till 60 bar(g) i en ny kompressorstation per uppsamlingsområde Transport i nya gasledningar vid 60 bar(g) enligt sträckning på kartan ovan Komprimering vid (befintliga) tankstationer från stamledningens tryck till 230 bar. Investering av gasledning på cirka 4000 kr/m Vägtransport av komprimerad gas. Alternativ 2 är komprimering och transport av biogas i lastväxelflak från en central plats per uppsamlingsområde, direkt till västkusten (t ex Lund/Landskrona). Transporten sker med lastbil och släp så att 3 flak transporteras åt gången. Flaken antas bestå av kompositflaskor monterade i 20 -containrar och har då en kapacitet på 5500 Nm³ per flak. Följande systemdelar inkluderas: Tryckhöjning till 230 bar i en ny kompressorstation per uppsamlingsområde Flakfyllningsutrustning vid kompressorstationen Investering i flak på cirka kkr/flak. Dagliga vägtransporter Komprimering från i genomsnitt 100 till 230 bar med boosterkompressor vid tankstationen för att helt kunna tömma flaken. Ett undantag är gasen som produceras i uppsamlingsområdet kring Jordberga. Då Jordberga kommer att anslutas till naturgasnätet görs antagandet att all gas från detta område transporteras via gasledningen (se föregående avsnitt). 17

18 5.1.3 Vägtransport av flytande gas Alternativ 3 är kondensering av uppgraderad biogas och sedan transport av flytande biogas med LBG-trailer till västkusten på samma sätt som i alternativet ovan. Kapaciteten för en transport antas vara 25 ton, motsvarande ca Nm³. Systemdelar som har undersökts i detta alternativ inkluderar: En ny anläggning per uppsamlingsområde för polering, kondensering och lagring av den uppgraderade gasen, samt tillhörande driftkostnad En ny LBG-trailer med kapacitet på 25 ton med fyllningsanordning per uppsamlingsområde Dagliga vägtransporter Tryckhöjning av LBG till 230 bar vid tankstationen. Som i det andra alternativet så antas all gas från uppsamlingsområdet omkring Jordberga transporteras i gasledning och inte kondenseras till LBG Resultat Som Bild 6 visar finns det stora skillnader i kostnadsstrukturen för de olika alternativen. Alla alternativ innebär stora investeringar. Medan kostnaden förefaller självklar i rörledningsalternativet är den inte lika uppenbar för flakning av gasen. Här är det själva gasflaken som utgör den i särklass största investeringen, medan det är kondenseringsanläggningarna som gör att LBG-alternativet kräver de största investeringarna. Investeringskostnad [Mkr] transport startpunkt rör CBG Bild 6. Visar kapitalkostnaden för respektive transportslag. 18

19 Skillnaden i kostnadsstrukturen återspeglas även i de specifika kostnaderna vilket visas i Bild 7. Det är transporten (där även gasflaken har allokerats) som kostar mest för CBGalternativet, medan LBG-alternativet orsakar den största kostnaden vid startpunkten där gasen måste kondenseras. 1 0,9 spec. kostnad [kr/nm³] 0,8 0,7 0,6 tankstation transport startpunkt 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 rör CBG LBG Bild 7 Visar den specifika kostnaden för respektive transportslag. Trots de höga investeringskostnaderna är det driftkostnaden som i slutändan avgör vilket alternativ som är det mest ekonomiska, eftersom driftkostnaden vida överstiger kapitalkostnaden. Här är rörledningen det mest effektiva alternativet eftersom transporten i högtrycksledningar har extremt låga förluster och trycket från rörledningen kan utnyttjas fullt vid tankstationen. CBG-alternativet orsakar höga kostnader genom lastbilstransporterna eftersom kapaciteten per transport är begränsad och därmed till stor del är beroende av timkostnaden för en lastbil, samtidigt som det krävs en återkomprimering av delar av gasen vid tankstationen. LBG-alternativet leder till stora driftkostnader för kondenseringen och är därmed beroende av elpriset, medan transporten är nästan lika effektiv som i rörledningen. Kondenseringskostnaden vägs bara till liten del upp av att återkomprimering vid tankstationen kan slopas. LBG-alternativet blir något billigare om tankstationer bara utrustas för att ta emot LBG, eftersom det i så fall inte behövs någon lokal kompressorstation. Storleken på denna effekt beror på antalet tankstationer där kompressorstationen kan slopas. 19

20 5.2 Scenario 2 Denna scenarioanalys har som utgångspunkt att all gasproduktion som ingår i analysen (200 GWh/år) antas ske i Tomelilla. Därav förbrukas 20 GWh/år lokalt, och 10 GWh/ år flakas till Simrishamn. Då detta är lika i alla undersökta alternativ ingår dessa gasmängder inte i analysen. Kostnaderna har således slagits ut på resterande gasmängd på 170 GWh/år, dvs den gasmängd som faktiskt transporteras från Tomelilla till andra delar av landet. Av dessa 170 GWh/ år används 50 GWh/ år i Ystad, resten avsätts till västkusten (ca Lund/Landskrona). Bild 8 Visar en förenklad bild av transportalternativen. lokal förbrukn. Tomelilla 20 till Simrishamn 10 lokal förbrukning Ystad 50 GWh/a gasproduktion Tomelilla 200 GWh/a transport till Ystad 170 GWh/a transport till västkusten 120 GWh/a Bild 8 Visar mängd gas och vart denna transporteras. I detta scenario har följande distributionsalternativ utvärderats: 1. Transmission i lågtrycksgasledningar på 4 bar 2. Transmission i högtrycksgasledningar på 60 bar 3. Vägtransport av komprimerad gas med lastväxelflak 4. Vägtransport av flytande gas med LBG-trailer (LBG=liquefied biogas). Samtliga alternativ är begränsade till transport av gasen, dvs transporten mellan regioner. Det innebär att grenledningar eller andra transportalternativ som lokalt ansluter producenter och konsumenter till transmissionssystemet, det s k distributionssystemet, inte inkluderas i analysen. Även andra systemdelar som är oberoende av transportalternativet har exkluderats i beräkningarna. Detta gäller framförallt gasuppgraderingen från rågas till fordonsgaskvalitet, samt utrustningen vid tankstationer Transport i gasledning Alternativen där gasen transporteras enbart i gasledningar bygger på två ledningsavsnitt som visas i kartan ovan. Det första avsnittet sträcker sig från Tomelilla till Ystad, 20

21 med en längd på ca 17 km och en gasvolym på 170 GWh/år. Det andra avsnittet fortsätter från Ystad till Jordberga där resterande gas (120 GWh/år) matas in i naturgasnätet som i sin tur leder gasen vidare till förbrukarna på västkusten. Längden på avsnittet är ca 31 km. Det har räknats på varianter med rörledningar på 4 och 60 bar(g) i dessa två avsnitt. Analysen inkluderar följande systemdelar: Tryckhöjning till 60 bar(g) i en ny kompressorstation, antingen i Jordberga (vid lågtrycksalternativet) eller i Tomelilla (vid högtrycksalternativet). Vid lågtrycksalternativet behövs ingen kompressorstation i Tomelilla eftersom gasen lämnar uppgraderingsanläggningen med tillräckligt högt tryck. Vid högtrycksalternativet behövs ingen kompressorstation i Jordberga eftersom tryckfallet över ledningen fram till Jordberga blir försumbart. Transport i nya ledningar vid 4 alt 60 bar(g) enligt sträckning på kartan ovan. Tryckfallet vid 4 bar i en 200 mm-ledning är totalt ca 2,2 bar, så att transporten kan klaras utan mellanliggande tryckhöjning, om än med relativt liten överkapacitet. Komprimering vid (befintliga) tankstationer från stamledningens tryck till 230 bar Vägtransport av komprimerad gas I detta alternativ transporteras gasen i lastväxelflak från Tomelilla till Ystad (50 GWh/år) samt direkt till västkusten (120 GWh/år). Transporten sker med lastbil och släp så att 3 flak transporteras åt gången. Flaken antas bestå av kompositflaskor monterade i 20 -containrar och har då en kapacitet på 5500 Nm³ per flak. Följande systemdelar inkluderas: Tryckhöjning till 230 bar i en ny kompressorstation i Tomelilla Flakfyllningsutrustning vid kompressorstationen Investering i totalt 15 kompositflak Dagliga vägtransporter Komprimering från i genomsnitt 100 till 230 bar med boosterkompressor vid tankstationen för att helt kunna tömma flaken Vägtransport av flytande gas I det tredje alternativet kondenseras den uppgraderade gasen för att sedan transporteras med LBG-trailer till Ystad och västkusten på samma sätt som i alternativet ovan. Kapaciteten för en transport antas vara 25 ton, motsvarande ca Nm³. Systemdelar som har undersökts i detta alternativ inkluderar: 21

22 En ny LBG-anläggning i Tomelilla för polering, kondensering och lagring av den uppgraderade gasen, samt tillhörande driftkostnad En ny LBG-trailer med fyllningsanordning Dagliga vägtransporter Tryckhöjning av LBG till 230 bar vid tankstationen Resultat Som Bild 9 visar så finns det stora skillnader i kostnadsstrukturen för de olika alternativen. Alla alternativ innebär att initiala investeringar måste göras. I rörledningsfallet är det läggningen av ledningen som orsakar stora kostnader, framförallt om det ska vara en högtrycksledning, medan det är kompositflaken som utgör större delen av CBG-alternativets investeringsbehov. För LBG-alternativet ligger däremot en tung kapitalkostnad i utrustningen för kondensering vid startpunkten i Tomelilla, medan den transportrelaterade investeringen är försumbar. 200 Investeringskostnad [Mkr] slutpunkt transport startpunkt rör 4 bar rör 60 bar CBG LBG Bild 9. Visar kapitalkostnaden för respektive transportslag. De specifika kostnaderna som visas i Bild 10 inkluderar, förutom kapitalkostnaden, även löpande kostnader för drift och underhåll, där energikostnaden för komprimering och kondensering samt kostnaden för lastbilstransporterna ingår. Figurerna visar tydligt att det är driftkostnaden som i slutändan avgör ekonomin av lösningen. Här är lågtrycksalternativet klart mest fördelaktigt tack vare låga drift- och underhållskostnader, medan LBG-alternativet framstår som relativt dyrt p.g.a. det stora energibehovet för kondensering av gasen som inte kan kompenseras av låga kostnader för distribution och tankning. LBG-alternativet blir något billigare om tankstationer bara utrustas för 22

23 att ta emot LBG, eftersom det i så fall inte behövs någon lokal kompressorstation. Storleken på denna effekt beror på antalet tankstationer där kompressorstationen kan slopas. 1,4 spec. kostnad [kr/nm³] 1,2 1 tankstation slutpunkt transport startpunkt 0,8 0,6 0,4 0,2 0 rör 4 bar rör 60 bar CBG LBG Bild 10. Visar den specifika kostnaden för respektive transportslag. Vid jämförelse mellan rörledningsalternativen och CBG-transport på flak är det viktigt att ta hänsyn till tidsperspektivet: Scenariot bygger på en total gasproduktion om 200 GWh/år, vilket är ett värde som är aktuellt idag. Lågtrycksledningen framstår som det billigaste alternativet i detta scenario, men har bara mycket liten marginal för att svälja mer gas i framtiden. Om man i ett senare skede behöver transportera större gasmängder måste den därför kompletteras med mellanliggande kompressorstationer för att klara ett högre flöde. Högtrycksledningen däremot är, i det aktuella scenariot, något dyrare än flakningen och betydligt dyrare än lågtrycksledningen. Det höga trycket innebär också att ledningen har en stor överkapacitet som kan komma till nytta vid högre transportbehov i framtiden utan någon förändring i systemet. Det högre flödet skulle då även leda till att den specifika kostnaden sjunker då investeringskostnaden kan slås ut på en större gasmängd. CBG-alternativets specifika kostnad skulle däremot knappt påverkas av en ökad gasmängd, så att högtrycksledningen blir billigare än flakningen av gasen. Även LBG-alternativets specifika kostnad påverkas föga av volymen eftersom den till stor del utgörs av elkostnaden för LBG-produktionen, även om den höga kapitalkostnaden slås ut på den större gasmängden. 23

24 5.3 Produktionskostnad En möjlig produktionskostnad för biogas visas i detta kapitel för de två scenariorna. Produktionskostnaden för 60 bars gasledning i Scenario 1 och 4 bars gasledning i Scenario 2. I produktionskostnaden ingår följande kostnadsposter: Produktion av biogas med tillhörande poster såsom transport av substrat, biogödsel samt drift och underhåll. Uppgradering av biogas med tillhörande poster såsom drift och underhåll. Transport av uppgraderad biogas till gasledning. Denna transport kommer förmodligen att ske med gasledning där avståndet beror på vart plats för biogasproduktion ligger i förhållande till närmaste gasledning. För att räkna fram produktionskostnaden har en beräkning gjorts baserat på gaspriset till slutkund för fordonsgas. Utifrån gaspriset har sedan kostnaden per användarled dragits av för att få fram möjlig produktionskostnad. Produktionskostnaden inkluderar transportkostnaden från plats för produktion till anslutning till gasledning. Detta innebär att hänsyn bör tas till avståndet från gasledning vid projektering av anläggning. Ett flertal antaganden har gjorts vid beräkning av produktionskostnaden. Dessa listas nedan: 5 GWh/tankstation med investering på 10 Mkr/tankstation som är ansluten till stamledning. I den specifika kostnaden för tankstation ingår det kostnad för komprimering, service och underhåll samt avgift för att hantera transaktioner. Överföringskostnad inkluderar myndighetsavgifter men inga skatter. Gaspriset är exklusive moms och baseras på dagens gaspris i Malmö. Det antas att ägaren av gasledning står för investering och drift av kompressorstation i anslutning till gasledning. Tabell 7 nedan visar att en möjlig kostnad för att producera och transportera biogas för scenario 1 och 2 till anslutningsplats vid gasledning är cirka 6,55-6,60 kr/nm³. Tabell 7 Kostnad i kr/ Nm³ för de olika scenariorna. Scenario Gaspris (kr/nm³) Tankstation (kr/nm³) Nätavgift vid transport i transmissionsledning3 Överföringskostnad (kr/nm³) Summa (kr/nm³) ,5-0,5-0,45 6, ,5-0,5-0,39 6,61 3 Antagen kostnad av författarna. 24

25 6 Affärsmodell Affärsmodellen är delvis baserad på tidigare rapport från Transport alternatives for biogas [1] samt en rapport från Trivector Strategi för etablering av gastankställen i Skåne [14]. En affärsmodell beskriver mekaniken i de intäktsflöden och användarrelationer som utvecklas. I denna studie kommer olika roller och aktörer att identifieras samt förslag på en generell affärsmodell att redovisas. För att transportera biogas i en gasledning är det ett flertal roller som behövs vilket visas i Bild 11. Dessutom är det flera aktörer som är inblandade. Nätägare Gasanvändare Gasproducent Systembalansansvarig Gasleverantör Bild 11 principskiss över flödet för rollerna från gasproducent till gasanvändare. I rollen nätägare kan finnas ägare både för lokala nät, distributionsnät och stamnät. En konstellation av ägare för ett regionalt gasnät i området har naturligtvis ett vinstintresse alternativt ett långsiktigt miljöintresse men med avsikt att vara kostnadsneutralt. I flödet i Bild 11 visas vilka roller som finns med och var någonstans det finns ett intresse för att göra en affär. Gasproducenterna producerar biogas som de sedan säljer till förslagsvis tankstationsägarna i området. Den gas som överstiger de behoven säljs med fördel till andra intressenter längs naturgasnätet. De kunder som finns är framför allt Skånetrafiken, genom sin busstrafik. De dominerar uttaget av biogas. Andra stora intressenter är taxibolag som har en lång körsträcka var je år och byter bilar relativt ofta. Kunderna, dvs Skånetrafiken, taxibolagen och övriga gasfordon, tankar fordonsgas på tankställen som finns i området. Gasen fraktas dit i gasledning eller med flak, beroende på de val som gjorts med utgångspunkt i scenario 1 eller scenario 2. 25

26 Ägarna av tankstationerna köper in gasen från producenterna och ser till att den transporteras till respektive uttagspunkt. Den gas som inte förbrukas i området är sedan möjlig att sälja vidare till andra potentiella kunder längs naturgasnätet. Ägarna till ett regionalt gasnät har möjlighet att ta betalt för sin verksamhet via gasnätavgifter samt anslutningsavgifter för produktionsanläggningar och slutkunder (t ex tankstationer). Dessa avgifter betalas av slutkunderna som ligger längs nätet. 6.1 Roller I värdekedjan över ett regionalt gasnät finns ett antal olika roller en aktör kan ha och dessa listas nedan. Gasproducent Den som äger och driver en biogasanläggning och därmed producerar biogas. I detta fallet säljer producenten biogasen till biogasleverantören. Gasleverantör Köper och säljer biogas samt levererar till användaren. Köper biogasen vid en inmatningspunkt och säljer vid en uttagspunkt. Enligt naturgaslagen krävs att någon har balansansvaret för uttagspunkten. Antingen kan leverantören ha det själv eller anlita ett annat företag för att sköta det åtagandet. Balansansvarig Tar på sig att ansvara ekonomiskt för att se till att balans hålls mellan tillförd och uttagen biogas för de punkter ansvaret omfattar. Nätägare Äger nätet och ansvarar för att gasen transporteras genom nätet från producent till användare. Nätägaren ansvarar för mätning och rapportering av gasmängder i inmatnings- och uttagspunkter. Gasanvändare Använder biogasen som som köps av en biogasleverantör. Systembalansansvarig Systembalansansvarig är ansvarig för den övergripande balansen mellan inmatning och uttag genom övervakning av trycket i nätet och skall därmed se till att åtgärder görs vid obalanser. 26

27 6.2 Aktörer I Skåne finns ett antal offentliga och privata aktörer som kan ha intressen i ett regionalt gasnät. De identifierade aktörerna listas nedan. Region Skåne Region Skåne är en offentlig aktör med ansvar bland annat för att främja den regionala utvecklingen i Skåne. För Region Skåne är biogas ett utvalt strategiskt område för fokuserade insatser fram till En av punkterna i det arbetet är att ta fram åtgärder för hur produktion och distribution affärsmässigt kan utvecklas. Kommunerna Berörda kommuner är Simrishamn, Tomelilla, Sjöbo, Ystad, Skurup och Trelleborg. SkåNet AB SkåNet är ägt av Region Skåne tillsammans med Kommunförbundet Skåne och bildades SkåNet bildades för att bygga ut bredbandsnätet(fiber) i Skåne. I dagsläget har SkåNet tillsammans med Tele2 och stadsnäten en överenskommelse att hålla nätet öppet och konkurrensneutralt. Swedegas Swedegas äger och driver det svenska transmissionsnätet som sträcker sig längs västkusten. Swedegas nät går till Svedala och Trelleborg. Swedegas är systembalansansvarig för gasnätet. E.ON E.ON äger distributionsnäten som utgår från stamnätet i Trelleborg och Svedala. De äger även ett distributionsnät som går till Anderslöv. Österlens Kraft Österlens Kraft arbetar med elförsäljning, eldistribution och fjärrvärme. Deras huvudsakliga område är Simrishamn. Biogas Ystad/Österlen Biogas Ystad Österlen är en ekonomisk förening och ägs gemensamt av kommunerna och privata investerare. Föreningen har tittat på förutsättningarna för att etablera en eller flera biogasanläggningar med tillhörande tankstationer i Ystad Österlen-regionen. I maj 2013 invigdes två tankstationer, en i Tomelilla och en i Simrishamn. Biogas Sydöstra Skåne Biogas Sydöstra Skåne är ett företag som arbetar för att få till stånd en biogasanläggning i östra Sjöbo, Röddinge. 27

28 6.3 Ägarstruktur Det finns olika förutsättningar som måste beaktas för äganderätten till ett regionalt gasnät såsom politiska beslut, lagstiftning, investeringskostnader och konstellationer mellan affärspartners. Det är därför inte möjligt att lokalisera en aktör som kan äga ett regionalt gasnät i dagsläget. Det föreslås att en arbetsgrupp bildas för att driva frågan om att utvidga gasnätet och när nödvändig information insamlats bör det finnas bättre möjligheter att diskutera ägarskap. Nedan några exempel på möjliga former av ägarskap: att olika nätägare äger olika delar av ett nytt system, t ex Swedegas transmissionsnätet och E.ON distributionsnätet att aktuella kommuner bildar ett bolag som äger gasnätet att respektive kommun äger projektet till idrifttagning skett, då ett annat bolag tar över driften av gasnätet att Region Skåne äger projektet till idrifttagning skett, då ett annat bolag tar över driften av gasnätet att flera gasnätägare bildar ett nytt bolag som som äger det nya nätet att Swedegas utvidgar sitt stamnät att omfatta även de nya sträckningarna. 28

29 7 Affärsplan En affärsplan är en strukturerad beskrivning av förutsättningar och planen för att nå ett verksamhetsmål och/eller att förverkliga en affärsidé. Viktiga delar i planen är affärsidé, mål och vision, marknadsplan och risker. Denna affärsplan ska betraktas som en generell sådan där förutsättningar beskrivs för att uppfylla ett mål. Detta mål är att transportera biogas från där det finns ett överskott till där det finns en efterfrågan genom att etablera en gasledning i området. En affärsplan förutsätts användas för att nå vissa verksamhetsmål samt för att få stöd från intressenter och finansiärer. Detta innebär att det bör finnas en verksamhet eller organisation som har gjort en gedigen analys av marknadsförutsättningarna för branschen i stort och för identifierat område. I denna studie har enbart en översiktlig marknadsanalys gjorts vilket gör att enbart förslag på en generell affärsplan kommer att redovisas. 7.1 Affärsidé, mål och vision Affärsidén är att transportera gas från producenter av biogas till slutkonsumenter, dvs gasanvändare på Österlen och i andra delar av Sverige. Mål och vision är att det ska vara möjligt att få avsättning för all biogas som produceras, även om kunderna inte finns i närområdet. Det i sin tur bidrar i förlängningen till ett fossilfritt Skåne. 7.2 Marknadsplan Det måste tas fram en detaljerad marknadsplan för hur marknaden ska bli så tillgänglig som möjligt. Detta innebär att kontakter bör tas med potentiella kunder och långsiktiga överenskommelser för de stora volymerna bör göras. Beroende på vilken ägarkonstellation det blir på tankstationer och gasnät blir naturligtvis förutsättningarna för en marknadsplan olika. En idé är att se hur frågan hanteras i projektet Biogas Ystad Österlen. 7.3 Risker Att investera i ett regionalt gasnät innebär ett risktagande och det finns vissa kriterier som måste analyseras för att minimera dessa risker. Detta gäller framför allt biogasvolymen som ska transporteras i gasledning. Finns det tillräcklig volym biogas som produceras? Är det rimligt att bygga ett gasnät, eller är det att föredra att transportera biogasen med flak istället? Är en kombination att föredra? 7.4 Investeringsplan Investeringsplanen baseras på ett antal antaganden och bör därför endast betraktas som en av olika möjliga investeringsplaner. Investeringskostnaderna bör betraktas som grova antaganden. 29

30 Investerarna är ägare av projekten. Detta betyder inte att ägarna av projekt för gasnät är de enda investerarna. Det är också möjligt att de första steg som äger rum under är uppdelade i flera andra projekt Scenario 1 Investeringskostnaderna är högre under byggtiden av ett regionalt gasnät eftersom det är då de faktiska investeringarna görs. Den totala uppskattade kostnaderna är 402,5 MSEK. Dessa kostnader baseras på följande antaganden: Den totala längden på den regionala gasnätet är 93,5 km och med en investeringskostnad på kr / m. 4 kompressorer behövs för komprimering av biogas från 5-60 bar med en investeringskostnad på 5 MSEK per kompressor. 1 kompressor för komprimering upp till stamledningens tryck med en investeringskostnad på 5 MSEK per. Tabell 8 visar kostnad fördelat på aktivitet och årtal. Aktivitet Delaktivitet Regionalt gasnät Förstudie 2014 (ksek) 2019 (ksek) 2022 (ksek) Planering Tillstånd/servitut 2018 (ksek) Konstruktion Driftsättning Totalt Scenario 2 Investeringskostnaderna är högre under byggtiden av gasnät eftersom det är då de faktiska investeringarna görs. Den totala uppskattade kostnaderna är 56,2 MSEK. Dessa kostnader baseras på följande antaganden: Den totala längden på den gasnätet är 47,7 km och med en investeringskostnad på kr / m. 1 kompressor för komprimering upp till stamledningens tryck med en investeringskostnad på 5 MSEK per. 30

31 Aktivitet Delaktivitet Regionalt gasnät Förstudie 2014 (ksek) 2019 (ksek) 2022 (ksek) Planering Tillstånd/servitut 2018 (ksek) Konstruktion Driftsättning Totalt

32 8 Slutsats Biogaspotentialen i området är högre än vad efterfrågan på biogas är. Detta innebär att den biogas som skulle kunna produceras i området kan transporteras dit marknaden finns i gasledning eller på väg. Två scenarios har utretts. I båda scenariorna är det fördelaktigt att transportera uppgraderad biogas i gasledning jämfört med vägtransport. Vid planering bör hänsyn tas till flertalet faktorer såsom tidsperspektivet och om koncession (tillstånd från regeringen) behövs. Scenario 1 visar på en högre investeringskostnad medan scenario 2 visar på en mer lägre investeringskostnad. Scenario 2 bygger däremot på en lägre gasproduktion på 200 GWh/år, vilket är ett värde som är aktuellt idag. Lågtrycksledningen framstår som det billigaste alternativet i detta scenario, men har bara mycket liten marginal för att svälja mer gas i framtiden. Möjlig kostnad för att producera och transportera biogas för scenario 1 och 2 till anslutningsplats vid gasledning är cirka 6,55-6,60 kr/nm³. Hänsyn bör dock tas till avståndet från gasledning vid planering av biogasanläggning. En beräkning av investeringskostnaderna visar att scenario 1 har en total kostnad på drygt 400 Mkr medan scenario 2 har en total kostnad på drygt 55 Mkr. Att investera i ett regionalt gasnät innebär ett risktagande och det finns vissa kriterier som måste analyseras för att minimera dessa risker. Detta gäller framför allt biogasvolymen som ska transporteras. Det är flera olika aktörer som skulle kunna samverka för att etablera ett regionalt gasnät. Det finns också flera olika ägarformer. Vilka aktörer som skulle kunna välja att gå vidare med detta projekt samt vilken ägarform som väljs återstår fortfarande att se. 32

33 Referenser 1. Transport Alternatives for Biogas in the Region of Skåne. Hjort A och Tamm D SFS 2005:40 3. SFS 1998: SFS 1973: SFS 2010: Personlig kommunikation Anna Hansson, miljöstrateg, Trelleborgs kommun Hämtat Naturgas i fysisk planering. Svenska gasföreningen 9 Biogaspotentialen i Skåne. Björnsson L., Lantz M., Murto M., Davidsson Å. Länsstyrelsen i Skåne och Biogas Syd Marin inventering utförd vid Trelleborgs kommuns kustremsa den augusti KTH Fastlandskust. Hämtat Fordon i trafik efter fordonsslag och kommun vid slutet av år Hämtat Skånetrafikens Biogaskoncept. Hanander M., Rosqvist H. Trivector Strategi för etablering av gastankställen i Skåne. Hanander M., Nordlund J., Levin K., Rosqvis H., Larsson M. Trivector Traffic