Energikombinat för kostnadseffektiv minskning av koldioxidutsläpp en systemstudie

Energikombinat för kostnadseffektiv minskning av koldioxidutsläpp en systemstudie Juni 2007 Simon Harvey Eva Andersson Avdelningen för värmeteknik och maskinlära, Institutionen för Energi och miljö, Chalmers tekniska högskola Slutrapport till Göteborg Energis Stiftelse för forskning och utveckling Projektnr 05-13

Sammanfattning Projektets mål är att studera kostnadseffektivitet för minskning av koldioxidutsläpp i bioenergikombinatanläggningar jämfört med andra sätt att använda biobränsle och andra bränsleslag med låga koldioxidutsläpp (naturgas i första hand). Projektet bygger på resultat från projektet Biokombi Rya där ett biokombinat med förgasning av biomassa för produktion av vätgas, biometan (även kallad SNG-Syntetisk NaturGas) eller kraftvärme har utvärderats. De alternativ som utvärderas i rapporten är: H 2 -framställning från förgasat biobränsle (energikombinat integrerad med fjärrvärme), med koldioxidavskiljning (CCS) H 2 -framställning från förgasat biobränsle (fristående), med koldioxidavskiljning Förgasning av biobränsle med efterföljande metanisering och koldioxidavskiljning för produktion av biometan (BIG-SNG) BIGCC (biobränsleförgasning med kombikraftvärmecykel) med koldioxidavskiljning H 2 -framställning från naturgas, med koldioxidavskiljning (fristående anläggning utan koppling till fjärrvärme) H 2 -framställning med CO 2 -avskiljning från förgasad svartlut (energikombinat integrerad med massaindustrin) Naturgaskombikraftvärme (NGCC) med koldioxidavskiljning Resultaten uttrycks i produktionskostnad för el, vätgas eller biometan. Dessutom beräknas minskning av totala koldioxidutsläpp, där externa energiomvandlingsanläggningar som påverkas ingår. Kostnadseffektivitet för minskning av koldioxidutsläpp jämfört med lämpliga referensanläggningar utvärderas för dessa olika processalternativ, under olika framtida förutsättningar (energipriser, infrastruktur för elproduktion, styrmedel). För beräkningarna används energimarknadsscenarier som har utvecklats inom projektet. För elproduktion i kraftvärmeanläggningar visar resultaten att koldioxidavskiljning (CCS) i samband med elproduktion i NGCC kraftvärmeanläggningar är ett mer kostnadseffektivt sätt att minska koldioxid än BIGCC med CCS (referensanläggning: biobränsle kraftvärme med ångcykel), om biobränsle anses vara en begränsad resurs. Detta gäller oavsett scenario. Om biobränsle inte anses vara en begränsad resurs (och belastas därmed inte med utsläpp för fossilbränsleanvändning i en annan sektor där biomassan annars skulle ha används), blir biobränslebaserad kraftvärme mer kostnadseffektiv och skillnaden gentemot NGCC kraftvärme minskar. Resultaten visar att, oavsett om biomassa anses vara en begränsad resurs eller inte, så är produktion av vätgas som drivmedel ett kostnadseffektivt sätt att minska koldioxidutsläppen, förutsatt att produktionen sker från förgasad svartlut i anslutning till ett massabruk eller från naturgas (med CCS). Alternativet BIG-SNG visar höga merkostnader för minskning av koldioxid jämfört med användning av naturgas som fordonsbränsle i framtida bilar, om man antar att biomassa är en begränsad resurs. Detta bekräftar andra studier som visar att användning av biomassa i transportsektorn är inte lika kostnadseffektiv för att minska koldioxid som användning i el- och värmesektorn. Det bör dock påpekas att många länder har lägre uppvärmningsbehov och saknar en välutbyggd fjärrvärmeinfrastruktur. Dessutom förväntas koldioxidavskiljning vara en kommersiellt tillgänglig teknik i elsektorn inom en överskådlig framtid. Koldioxidminskningsåtgärder i transportsektorn kan därför förväntas i framtiden, och därmed 2 av (20)

ökad användning av biomassabaserade drivmedel. Jämfört med andra biodrivmedel har biometan många fördelar. 3 av (20)

Summary This report compares the cost-effectiveness of CO 2 emissions reduction in biomass polygeneration plants with other ways of using biofuel and other fuels with low CO 2 emissions (primarily natural gas). The project builds upon results from the Biokombi Rya project in which a biomass polygeneration concept with gasification of biomass for production of hydrogen, biomethane (also called SNG-Synthetic Natural Gas) or combined heat and power (CHP) was evaluated. The polygeneration concepts evaluated in the report are as follows: H 2 production from gasified biomass (polygeneration integrated with a district heating system), with carbon capture and storage (CCS) H 2 production from gasified biomass (stand-alone plant), with CCS Bio-methane production from gasified biomass with carbon capture and storage (BIG-SNG) Biomass integrated gasification combined cycle (BIGCC) CHP, with CCS H 2 production from natural gas (stand-alone plant), with CCS H 2 production from gasified black liquor (polygeneration integrated with a pulp mill), with CCS Natural gas combined cycle (NGCC) CHP, with CCS Production costs for electricity, hydrogen or bio-methane are presented for the different concepts, together with reduction of CO 2 emissions, including changes in off-site energy conversion plants affected by operation of the polygeneration plant. The cost-effectiveness of CO 2 emissions reduction of these process concepts compared to relevant reference plants is evaluated for different possible future energy market conditions (energy prices, infrastructure for electricity generation, policy instruments). For the calculations, energy market scenarios are used that were developed within the framework of the project. The results show that for electricity generation in CHP plants, equipping a NGCC plant with CCS is a more cost-effective way to reduce CO 2 emissions than implementing CCS in combination with BIGCC technology (for biomass CHP, conventional steam cycle technology is adopted as reference). This conclusion is valid if biomass is considered to be a limited resource, regardless of energy market scenario. If biomass is not regarded to be a limited resource, it is therefore not burdened with CO 2 emissions from fossil fuel usage in another sector where biomass would otherwise have been used. In this case, biomass CHP with CCS is more costeffective and the difference compared to NGCC technology with CCS decreases. The results also who that regardless of whether or not biomass is considered to be a limited resource, production of hydrogen as a transportation fuel achieves high cost-effectiveness for CO 2 emissions reduction, provided that it is produced from gasified black liquor integrated with a pulp mill, or from natural gas (with CCS). Finally, the results show that production of bio-methane is an expensive option to reduce CO 2 emissions compared with usage of natural gas as a vehicle fuel, if it is assumed that biomass is a limited resource. Thus, this study confirms results from other studies that show that usage of biomass in the transportation sector is not cost-effective for CO 2 emissions reduction, compared to usage in the heat and power sector. It is however important to note that compared to Sweden, many other countries have a low heating demand and lack a well-developed district heating network infrastructure. Furthermore, carbon capture and storage is expected to be a commercially viable option in the electric power generation sector within the foreseeable future. 4 av (20)

Requirements for reduced CO 2 emissions can thus be expected in the future in the transportation sector, leading to increased usage of biomass. Compared to other biomass-based transportation fuels, bio-methane has many advantages. 5 av (20)

Inledning Projektet Energikombinat för kostnadseffektiv minskning av koldioxidutsläpp en systemstudie beviljades medel av Göteborg Energis Stiftelse för forskning och utveckling. Beviljade belopp var 506 000 kr. Projektperioden var 2 år (051201-061130). Projektet bedrevs vid avdelningen Värmeteknik och maskinlära på Chalmers. Deltagande forskare var bitr.prof. Simon Harvey (projektansvarig) och Eva Andersson (doktorand). Bakgrund Vid Chalmers/Avd Värmeteknik och maskinlära (VoM) bedrivs ett flertal projekt som syftar till att identifiera och kvantifiera olika tekniska lösningar för att minska koldioxidutsläpp från större energisystem. Avdelningen deltog bl a i projektet Biokombi Rya Biobränsleförgasning i synergi med produktion av kraft, värme och drivmedel som genomfördes inom ramen för Chalmers Energicentrum. Projektet syftade till att öka kunskapen inför en eventuell introduktion av biobränsleförgasning kombinerat med kraftvärme- och drivmedelsproduktion på medellång sikt (ca 10 år). Det vände sig mot beslutsfattare på nationell, regional och lokal nivå. Det behandlade systemfrågor så som optimal användning av biomassa (i biokombinat eller inte), styrmedels betydelse för teknikens konkurrenskraft samt tekniska och ekonomiska systemeffekter av integration mellan förgasnings-, kraftvärme- och drivmedels-anläggningar. Analysen ledde till generella resultat och slutsatser, baserat på bl.a. fallstudier av biokombinat i Göteborg. Deltagande forskare från VoM var Simon Harvey, Eva Andersson och Erik Axelsson. Eva Andersson var doktorand på VoM under perioden 20010901-20061115. Hon disputerade den 12 januari 2007. Hennes huvudforskningstema var att studera fördelar av integrering av biobränsleförädling med andra processer, med hänsyn till ekonomi och CO 2 -utsläpp. En första del av hennes projekt behandlade integrering av pelletsproduktion i massaindustrin. En annan del av projektet handlade om systemaspekter för H 2 -framställning från förgasad svartlut. En tredje del av projektet bestod av att bidra till projektet Biokombi Rya med tekniska beräkningar och systemkonsekvensberäkningar för energikombinat med vätgasproduktion och CO 2 -avskiljning från förgasat biobränsle. I tidigare arbeten vid Chalmers/VoM har utarbetats olika scenarier för framtida förutsättningar inom energiområdet. Dessa scenarier avser paketering av ett antal parametrar, elpriser, fossilbränslepriser, olika typer av styrmedel, marginalelsproduktionstekniker, etc vid olika möjliga framtider vad avser krav på minskning av koldioxidutsläpp. Erfarenheterna av deras användning har lett till att vissa buggar och inkonsekvenser fortfarande finns. Dessutom ändras framtidsutsikterna på världens energimarknader kontinuerligt, vilket ställer krav på vidareutveckling och uppdatering av dessa scenarier. Slutligen bör nämnas utvecklingen av effektiva processer för avskiljning och lagring av koldioxid från större energiomvandlingsanläggningar. Många forskare och processutvecklare tror att denna typ av process kan vara av stort intresse i framtiden för att uppnå stor minskning av koldioxidutsläpp på ett kostnadseffektivt sätt. Projektets syfte Den nya kunskap avseende kostnader för biobränsle-energikombinatanläggningar från ovanstående projekt jämförs med den kunskap som finns om andra sätt att använda biobränsle och andra bränsleslag med låga koldioxidutsläpp (naturgas i första hand) för att uppnå kostnadseffektiv minskning av koldioxidutsläpp (med tonvikt på energiprocesser med 6 av (20)

avskiljning av koldioxid). Systematiska jämförelser av olika alternativ görs (se nedan). Utgångspunkten för jämförelsen är en viss mängd naturgas eller biobränsle som används i moderna anläggningar med höga prestanda för framtagning av jämförbara produkter. - Naturgaskombikraftvärme med koldioxidavskiljning - H 2 -framställning från förgasat biobränsle (energikombinat integrerad med fjärrvärme), ev med koldioxidavskiljning - H 2 -framställning från förgasat biobränsle (fristående), ev med koldioxidavskiljning - H 2 -framställning från naturgas (med och utan koldioxidavskiljning) - BIGCC (biobränsleförgasning med kombikraftvärmecykel) med koldioxidavskiljning - BIGCC med koldioxidavskiljning (före förbränning) och metanisering av den behandlade syngasen - H 2 -framställning med CO 2 -avskiljning från förgasad svartlut (energikombinat integrerad med massaindustrin) Jämförelsen syftar till att kvantifiera och diskutera kostnadseffektiviteten för minskning av koldioxidutsläpp av dessa olika processalternativ, under olika framtida förutsättningar (energipriser, infrastruktur för elproduktion, styrmedel). Arbetet innebär att de energiscenarier som har arbetats fram tidigare på VoM vidareutvecklas för att uppnå mer konsekventa data och ta hänsyn till den ständiga utvecklingen av energimarknader och styrmedel. Scenarierna vidareutvecklas även för att inkludera hantering av drivmedel. Vidareutveckling av scenarier genomfördes i samråd med Göteborg Energi för att uppnå maximal relevans och intresse för resultaten. Arbetet samordnades med resultat från projektet Biokombi Rya och med andra projekt inom avdelningen avseende t.ex. kostnader för koldioxidavskiljning i stora energisystem. Genomförande Löptiden för projektet var 2 år (051201-061130). Personal: - Eva Andersson (doktorand, 35% av heltid). Arbetade med en litteratursammanställning av kunskapsläget för kostnadseffektiva processer för minskning av koldioxidutsläpp (se syftet). Doktoranddelen av projektet avser även en systematisk jämförelse av dessa processer, med betoning på systemaspekter samt kostnadseffektivitet under vissa framtida förutsättningar (scenarier). - Simon Harvey, biträdande professor vid avdelning Värmeteknik och maskinlära (20% av heltid). Arbetade med forskningshandledning av doktoranddelen av projektet. Arbetade även med vidareutvecklingen av scenarier som behövdes för att kunna genomföra projektet. 7 av (20)

1. Resultat: Vidareutveckling av energimarknadscenarier Fortsatt arbete med vidareutveckling av energimarknadsscenarier har skett inom ramen för projektet Biokombi Rya - Biobränsleförgasning i synergi med produktion av kraft, värme och drivmedel samt FRAM programmet (Future Resource-Adapted pulp Mill program). De scenarierna som togs fram i samarbete med projektet Biokombi Rya har diskuterades med experter från bl a Chalmers/Energiteknik, Chalmers/Fysisk resursteori, Göteborgs universitet/nationalekonomi, KTH/Kemisk teknologi, TPS Termiska processer AB, Nykomb Synergetics AB, Göteborg Energi AB, Siemens Industrial Turbines AB och Shell. Syftet med projektet Biokombi Rya var att öka kunskapsunderlaget inför en eventuell nationell storskalig introduktion av biobränsleförgasning. Projektets resultat visar på vilka förutsättningar som är nödvändiga för att förgasning av biobränsle för produktion av värme, el och/eller biodrivmedel ska bli ekonomiska och miljömässigt intressanta inom en relativt kort tidsrymd (ca 10 år). Inom projektet har ett flertal olika forskargrupper samarbetat för att studera systemeffekterna av att introducera förgasning av biobränsle i Göteborgs fjärrvärmesystem, inom den västsvenska regionen och ur ett mer generellt och långsiktigt perspektiv. Projektet är baserat på en fallstudie av ett möjligt biokombinat i anslutning till Rya kraftvärmeverk i Göteborg. Projektet har samfinansierats av Energimyndigheten, Göteborg Energi AB och Göteborg Energis forskningsstiftelse. Nedan sammanfattas huvudresultaten av vidareutveckling av energimarknadsscenarier uppnått inom ramen för projektet Biokombi Rya. Mer information finns i slutrapport för projektet (Nyström et al, 2007a). Delrapporten BKR 10 avseende energimarknadsscenarier bifogas denna rapport (bilaga 1). För att underlätta analysen och jämförelsen av resultat från olika delprojekt inom Biokombi Rya har gemensamma scenarier för projektet använts. Scenarierna beskriver de yttre förutsättningarna för fallstudien, i form av energipriser och styrmedelsnivåer och avser ca år 2020. Vid utformningen har principerna varit att scenarierna ska spegla en förhållandevis hög ambitionsnivå för reducering av växthusgaser, att de ska täcka in ett utvecklingsspann samt att de ska bygga på enkla principer och vara begränsade i antal för att göra studien så transparent som möjligt. Inom projekt Biokombi Rya används sammanlagt fem gemensamma scenarier. Fyra av dem baseras på principiella antaganden om framtida utveckling av energimarknaderna. Scenarierna 1 till 4 i Tabell 1.1 är baserade på följande antaganden: Framtida nivåer för priset på utsläppsrätter för CO 2. Två olika priser används ; 250 respektive 400 SEK/ton. Den lägre nivån avspeglar en måttlig ökning av ambitionsnivån för CO 2 -reduktion. Den högre nivån är vald för att avspegla en högre ambitionsnivå för CO 2 -reduktion och är högre än den nivå som behövs för att investera i kolkondensanläggningar med CO 2 -avskiljning i elsektorn, enligt rapporter från IPCC (2005) och Elforsk (2005). Framtida nivåer på fossilbränslepriser. Två olika nivåer har använts för pris på olja, naturgas och kol. Dessa knyts till ett oljepris på 37 USD/fat (referensscenario enligt IEA, 2005) respektive 62 USD/fat (motsvarande aktuellt pris kvartal 1, 2006). 8 av (20)

Två nivåer för biobränsletillgång. Inom scenarier 1-3 antas biobränsletillgången vara hög relativt efterfrågan, vilket gör att marginalanvändningen av biobränsle sker genom sameldning i kolkraftverk och att biobränslepriserna är relativt låga. Inom scenario 4 antas biobränsletillgången tvärtom vara låg relativt efterfrågan, vilket gör att biobränslepriserna blir betydligt högre. Förväntad marginalteknik för produktion av el under förutsättningarna inom respektive scenario. På denna marginalteknik baseras också marginalutsläppen av CO 2 knutet till minskad eller ökad elproduktion. Dessutom har ett scenario använts (Q1-2006) som helt baseras på aktuella priser för första kvartalet år 2006. De fem gemensamma scenarier som används kan därför karakteriseras enligt följande (se även Tabeller 1.1 och 1.2): Q1-2006 Speglar dagens situation med relativt höga fossilbränslepriser och låga biobränslepriser samt ett högt elcertifikatpris som premierar grön elproduktion. Utgör egentligen ett biobränslescenario för Sverige. Scenario 1 (LO-LO) Scenario 2 (HI-LO) Scenario 3 (LO-HI) Scenario 4 (HI-HI- BioHi) Inga stora förändringar i styrmedelssystem och stabilisering av bränslepriser, men fortsatt utveckling av elproduktion, vilket leder till höjda elpriser. Hög klimatambition, men stabilisering av oljemarknaden. Ökad konkurrens om biobränslet och höjda elpriser. Högre CO 2 -priser leder till högre biobränslepris och mer klimatvänlig marginalelproduktion. Inga stora förändringar i styrmedelssystem, men höga fossilbränslepriser. Fortsatt utveckling av elproduktionen, vilket leder till höjda elpriser. Hög klimatambition och höga fossilbränslepriser. Hård konkurrens om biobränslet och klimatanpassning av omvärldens energisystem leder till mycket högt biobränslepris och mer klimatvänlig marginalelproduktion. I Tabell 1.2, nedan, ingår även data för marginella CO 2 -utsläpp för biobränsle- användning. Dessa värden avser inte direkta utsläpp från användningen av biobränsle, utan de ökade CO 2 - utsläpp som blir följden av att en viss biobränslemängd inte kan användas i någon annan del av energisystemet. Begreppet utgår alltså från att den totala biobränsletillgången är begränsad och att den tillgängliga potentialen används. 9 av (20)

Tabell 1.1 Klimatambition CO 2 -pris Oljepris fossilbränslepriser Institution för Energi och miljö / Avd. Värmeteknik och maskinlära Sammanfattning av använda scenarier. Scenario Q1-2006 utgörs av dagens aktuella prissammansättning och är inte framräknat utifrån några särskilda antaganden, men är med i tabellen som jämförelse. Q1-2006 Scenario 1 (LO-LO) Scenario 2 (HI-LO) Scenario 3 (LO-HI) Scenario 4 (HI-HI-BioHi) (LÅGT) LÅGT HÖGT LÅGT HÖGT (HÖGT) LÅGT LÅGT HÖGT HÖGT Scenarieantagandenas påverkan på biobränslepris, elpris och marginaltekniker Biobränslepris (Lågt) Lågt Högt Lågt Mycket högt Marginalutsläpp biobränsle (Högt) Högt Högt Högt Lågt Elpris a (Lågt) Högt Högt Högt Högt Marginalutsläpp elproduktion (Högt) Medel Lågt Högt Lågt a Elprisets nivå påverkas främst av antagandet att tillgången till elproduktionskapacitet är knapp och att elpriset därför pressas upp tills det blir ekonomiskt intressant att bygga ny kapacitet. Tabell 1.2 Energimarknadsscenarier för 2020. En mer detaljerad beskrivning återfinns i BKR:10 (bilaga 1). Scenario Q1 2006 a 1 2 3 4 CO 2 -pris ETS Handel [SEK/ton] 250 250 400 250 400 Elcertifikatpris b [SEK/MWh-el 204 150 50 150 50 Eo1 [SEK/MWh-br] 447 236 236 372 372 Eo1, inkl CO 2 -handel [SEK/MWh-br] 515 303 344 440 480 Naturgas [SEK/MWh-br] 283 185 185 262 262 Naturgas, inkl CO 2 -handel [SEK/MWh-br] 334 236 266 313 343 Kol [SEK/MWh-br] 58 49 49 58 58 Kol, inkl CO 2 -handel [SEK/MWh-br] 140 130 179 140 189 Biobränsle, pellets [SEK/MWh-br] 208 228 314 245 425 Biobränsle, flis [SEK/MWh-br] 142 153 210 164 284 Marg CO 2 -utsläpp biobränsle [kg/mwh-br] 327 327 327 327 82 Elpris spot, inkl CO 2 -handel [SEK/MWh-el] 363 497 540 531 567 Marg CO 2 -utsläpp el [kg/mwh-el] 779 350 100 696 100 Betalningsvilja DME c [SEK/MWh-br] 186 225 322 361 Drivmedelscertifikat (hög) d [SEK/MWh-br] 400 360 400 360 a Användningen av Scenario Q1 2006 skiljer sig något mellan olika delprojekt, eftersom befintliga skatter och avgifter har hanterats på delvis olika sätt. b Ett högre CO 2 -pris antas i sig leda till ökad andel el från förnybara källor, vilket automatiskt leder till lägre elcertifikatpris. Minskningens storlek är osäker, men har här antagits till 100 SEK/MWh-el. c Betalningsviljan för DME har härletts utifrån pris på alternativt fossilbränsle (diesel) och distributionskostnader för DME. d I den regionala studien används även en låg (halverad) nivå på drivmedelscertifikat. För Scenario Q1 2006 används istället dagens skattereduktion för biodrivmedel. 10 av (20)

Spridning och publicering Institution för Energi och miljö / Avd. Värmeteknik och maskinlära De energimarknadsscenarier som togs fram inom projektet Biokombi Rya utvecklades vidare i samarbete med Erik Axelsson (doktorand vid Chalmers/VoM) inom ramen för forskningsprogrammet FRAM (Future Resource-Adapted pulp Mill program). Scenarierna presenterades vid konferensen ECOS 2007 (20th International Conference on Efficiency, Cost, Optimisation, Simulation and Environmental Impact of Energy Systems, Padova, Italy, June 25-28, 2007). Konferensartikeln bifogas (bilaga 2). Det är även planerat att presentera resultaten vid den kommande 14th SETAC LCA Case Studies Symposium with a focus on energy som organiseras i december 2007 i Göteborg av IVL Swedish Environmental Research Institute och Chalmers. 11 av (20)

2. Resultat: Systemstudie av energikombinatlösningar för kostnadseffektiv minskning av koldioxid Sammanfattning av resultat som togs fram inom ramen för projektet Biokombi Rya Ett av projektets mål var att jämföra kostnadseffektivitet för minskning av koldioxidutsläpp i bioenergikombinat med andra sätt att använda biobränsle och andra bränsleslag med låga koldioxidutsläpp (naturgas i första hand). Projektet är en vidareutveckling av projektet Biokombi Rya där ett biokombinat med förgasning av biomassa för produktion av vätgas, biometan (även kallad SNG-Syntetisk NaturGas) eller kraftvärme har utvärderats, se Nyström et al (2007a och 2007b). Inom ramen för detta projekt bidrog Eva Andersson särskilt till utvärdering av de alternativen med förgasning av biomassa för produktion av vätgas. En sammanfattning av slutsatsen från denna del av studien presenteras i avsnitt 7.3 i slutrapport för projektet Biokombi Rya (Nyström et al, 2007a). Några viktiga resultat som är relevanta för denna studie sammanfattas nedan (utdrag ur Nyström et al, 2007a). Särskilt intressant för projektet är en studie utfört av Eva Andersson inom ramen för sin doktorsavhandling, och som presenteras i en artikel (Andersson and Harvey, 2007) som bifogas i bilaga 3. I denna artikel jämförs vätgasproduktion från förgasad biomassa, i kombinat med Rya kraftvärmeverk (KVV), och fristående med vätgasproduktion från förgasad svartlut i kombinat med ett massabruk. Jämförelsen är gjord så att samma mängd biomassa används till de olika processerna. Det innebär att biobränslebehovet vid massabruket bestämmer storleken även på anläggningen som integreras med Rya KVV och den fristående anläggningen. Mängden biomassa (pellets) som används är 178 MW. Eftersom drifttiden har visat sig ha stor betydelse på lönsamheten antas i denna artikel att vätgasanläggningen byggs så att den kan vara i drift utan att Rya KVV är i drift och att vätgasanläggningen är i drift 8000 timmar per år. Resultaten utvärderas med de energimarknadsscenarier som finns beskrivna i bilaga 1. Resultaten för systemanalysen för vätgasproduktion visar att: Med lågt CO 2 -pris och lågt biobränslepris (Scenarier 1 LO-LO och 3 LO-HI) blir produktionskostnaden för vätgas från biobränsle ca 600 SEK/MWh eller 3 kr/l bensinekvivalent förutsatt att överskottsvärmen kan tas tillvara i ett fjärrvärmenät 1. Med högt CO 2 -pris och högre biobränslepris (Scenario 2 HI-LO) blir produktionskostnaden ungefär densamma, eftersom värdet av anläggningens insamlade CO 2 då ökar. Ett högt CO 2 -pris, höga fossilbränslepriser och därmed riktigt höga biobränslepriser (Scenario 4) ökar dock kostnaden med ca 30 % (se Figur 2.1). Utnyttjandet av överskottsvärme från anläggningen har en betydande påverkan på produktionskostnaden. För en fristående anläggning, utan möjlighet att tillvara värmet, ökar produktionskostnaden med närmare 15 %. Den extra vinsten av integration med Rya KVV beror av scenario och av drifttiden för Rya KVV, men är mindre (från nära noll till ca 10 %). 1 Med bensinekvivalent beräknad som jämförbart bensinpris för att färdas samma sträcka. Jämförelsen baseras på en bensinbil med hybriddrift (med bensinförbrukning ca 0,5 l/mil) resp vätgasanvändning i en bränslecellsbil. 12 av (20)

Vätgasproduktion från biobränsle har svårt att konkurrera med produktion i anknytning till massabruk och baserad på svartlut. Produktionskostnaden i det senare fallet ligger runt 400 kr/mwh eller 2 kr/l bensinekvivalent. Den lägre kostnaden beror både på att totalverkningsgraden är högre (se ovan) och på att investeringskostnaderna är lägre. Det senare förklaras av att man i detta fall räknar med den extra investeringen för svartlutsförgasning och vätgasprocess jämfört med investering i en ny sodapanna medan vätgasproduktionen från biobränsle måste bära hela investeringskostnaden. 6 SEK/liter bensinekvivalent 5 4 3 2 1 0 Q1 06 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Biokombinat Rya 6500 timmar Fristående med fjärrvärme Biokombinat massabruk, med fjärrvärme Figur 2.1 Produktionskostnad inklusive rörlig distributionskostnad för vätgas, uttryckt som jämförbart bensinpris för att färdas samma sträcka (från del rapport BKR:13 i Nyström et al, 2007b). Reduktionen av totala nettoutsläpp av CO 2 blir i de flesta fall ungefär lika stora (ca 500 kton/år) för vätgasproduktion i anslutning till Rya KVV som i en fristående anläggning (med fjärrvärmeleverans). Med låga marginalutsläpp för biobränsle (Scenario 4 HI-HI-BioHi), blir reduktionen betydligt större. För en anläggning i anslutning till ett massabruk och baserad på svartlutsförgasning blir den totala reduktionen upp till tre gånger större. Detta förklaras av den betydligt större vätgasproduktionen (från samma mängd extra biomassa) i en sådan anläggning. Utsläppsreduktionen domineras av att den CO 2 som avskiljs i samband med vätgasproduktionen samlas in och lagras. Utan insamling och lagring av CO 2 blir nettoutsläppen från biobränslebaserad vätgasproduktion i de flesta fall nära noll (se Scenarier 1-3). Med låga marginalutsläppen för både elproduktion och biobränsleanvändning fås dock även då en reduktion av utsläpp (se Scenario 4). Dessa förändringar är alltså i hög utsträckning beroende av scenarieantaganden om använd marginalteknik. Vätgasproduktion i anslutning till massabruk ger dock en utsläppsreduktion även utan insamling av CO 2 i samtliga scenarier, utom Scenario 3. Insamling och lagring av CO 2 utgör också en betydande del av intäkterna till anläggningen och har stor betydelse för det ekonomiska utfallet (beräknad produktionskostnad för vätgas). En anläggning i anslutning till Rya KVV leder även till direkta utsläppsminskningar från anläggningen, vilka inte är scenarieberoende i samma utsträckning. Förklaringen är framförallt att en del av naturgasen i Rya KVV ersätts av restgas. 13 av (20)

500 BLGH2-DH Bio-H 2 NGCC 6500 h/year Stand-alone DH ktonnes CO2 per year 0-500 -1000-1500 Transportbränsle Fjärrvärme El Biomassa -2000 Scenario 1-4 Total CO2 emissions Onsite reduction Net external effects CCS Figur 2.2 Koldioxidutsläpp i energisystemet inklusive koldioxidinfångning, lokala utsläppsminskningar och externa effekter (från delrapport BKR:13 i Nyström et al, 2007b). Till höger i figuren visas fördelningen av de externa effekterna för Bio-H 2 NGCC, Scenario 1. Dessa domineras alltså av ersättning av fossilt transportbränsle (minskning) samt av minskad biobränsleanvändning i annan del av energisystemet (ökning). Systemstudie av energikombinatlösningar för kostnadseffektiv minskning av koldioxid Mål Målet med delprojektet var att jämföra kostnadseffektivitet för minskning av koldioxidutsläpp i bioenergikombinat med andra sätt att använda biobränsle och andra bränsleslag med låga koldioxidutsläpp (naturgas i första hand). Projektet är en vidareutveckling av projektet Biokombi Rya där ett biokombinat med förgasning av biomassa för produktion av vätgas, biometan (även kallad SNG-Syntetisk NaturGas) eller kraftvärme har utvärderats. Dessa kombinat jämförs i denna studie med fler alternativ som kan vara möjliga för att framställa dessa produkter. För att kunna jämföra de olika alternativen antas samma mängd biomassa respektive naturgas användas i de olika fallen. Resultaten av utvärderingen uttrycks i produktionskostnad för el, vätgas eller biometan. Dessutom beräknas minskning av totala koldioxidutsläpp, där externa energiomvandlingsanläggningar som påverkas ingår. De alternativ som ingår även i Biokombi Rya är: H 2 -framställning från förgasat biobränsle (energikombinat integrerad med fjärrvärme), med koldioxidavskiljning H 2 -framställning från förgasat biobränsle (fristående), med koldioxidavskiljning Förgasning av biobränsle med efterföljande metanisering och koldioxidavskiljning för produktion av biometan (SNG) BIGCC (biobränsleförgasning med kombikraftvärmecykel) med koldioxidavskiljning 14 av (20)

Dessutom görs beräkningar för: H 2 -framställning från naturgas, med koldioxidavskiljning (fristående anläggning utan koppling till fjärrvärme) H 2 -framställning med CO 2 -avskiljning från förgasad svartlut (energikombinat integrerad med massaindustrin) Naturgaskombikraftvärme med koldioxidavskiljning Delprojektet syftar även till att kvantifiera och diskutera kostnadseffektiviteten för minskning av koldioxidutsläpp av dessa olika processalternativ, under olika framtida förutsättningar (energipriser, infrastruktur för elproduktion, styrmedel), dvs scenarier. Som referensanläggningar för dessa beräkningar antas följande: Naturgaskombikraftvärme utan koldioxidavskiljning Biokraftvärmeverk med ångcykel Vätgas från naturgas utan koldioxidavskiljning (fristående anläggning utan koppling till fjärrvärme) Metodik - Översikt Metodiken för delprojektet diskuteras i detalj i bilaga 4. Produktionskostnaden (för el, vätgas resp. metan) beräknas inklusive energipriser, investeringskostnader samt kostnader för att släppa ut koldioxid, och med kreditering för elproduktion, elcertifikat, fjärrvärme och insamlad CO 2. Produktionskostnaden jämförs med en referensanläggning som producerar samma produkt, se Tabell 2.1. Referensanläggningen antas dessutom använda samma mängd bränsle (naturgas eller biobränsle) som alternativet som utvärderas. Om alternativet som beräknas har lägre produktionskostnad än referensanläggningen så är sättet att minska koldioxidutsläpp företagsekonomiskt lönsamt. Dessutom beräknas den totala utsläppsminskningen av CO 2 i totala energisystemet som produktionsalternativet ger. Analysen sker med en systemansats som förenklat beskrivit innebär att olika tekniska system jämförs utgående från samma bränsleanvändning. Förändringen i totala koldioxidutsläpp baseras på en utvidgad systemgräns. För beräkningarna används de scenarier som har utvecklats inom projektet och delvis redovisats inom projektet Biokombi Rya (se bilagor 1 och 2). 15 av (20)

Tabell 2.1 De olika beräknade produktionsfallen och den referensanläggning som används i respektive fall. Namnet som anges i fetstil för de olika produktionsalternativen används i samtliga tabeller och figurer i rapporten. Studerad anläggning 1 Naturgaskombikraftvärme med koldioxidavskiljning (NGCC med CCS) 2 BIGCC (biobränsleförgasning med kombikraftvärmecykel) med koldioxidavskiljning (BIGCC med CCS) 3 Biobränsleförgasning med metanisering och koldioxidavskiljning för produktion av biometan (BIG-SNG) 4 H 2 -framställning från förgasat biobränsle (energikombinat integrerad med NGCC i anslutning till ett fjärrvärmenät), med koldioxidavskiljning (Bio-H2 NGCC med CCS) 5 H 2 -framställning från förgasat biobränsle (fristående) med koldioxidavskiljning (Bio-H2 fristående med CCS) 6 H 2 -framställning från naturgas med koldioxidavskiljning (NG H2 med CCS) 7 H 2 -framställning med CO 2 -avskiljning från förgasad svartlut (energikombinat integrerad med massaindustrin) (BLGH2) Referensanläggning Naturgaskombikraftvärme utan koldioxidavskiljning (NGCC) Biokraftvärme (ångcykel) (Bio-ÅT) Naturgas som transportbränsle (NG) H 2 -framställning från naturgas utan koldioxidavskiljning (NG H2) Resultat och diskussion Resultaten presenteras i detalj i bilaga 4. En sammanställning av resultaten redovisas i Tabell 2.2 och Figurer 2.3 och 2.4 nedan. Kostnadseffektivitet beräknas jämfört med en referensanläggning enligt Tabell 2.1. Kostnaden som används i beräkningar är företagsekonomiska produktionskostnader som inkluderar kostnader för att släppa ut koldioxid eller intäkter för infångad koldioxid. Beräkning av koldioxidutsläpp baseras på ett globalt perspektiv. Resultatet utgör därför ett samhällsekonomiskt mått på kostnadseffektiviteten för ytterligare minskning av koldioxidutsläpp i hela energisystemet. 16 av (20)

Tabell 2.2 Kostnadseffektivitet för minskning av totala CO 2 -utsläppen för de olika alternativ. NGCC med CCS Elproduktion (kraftvärme) Vätgasproduktion SNG Bio-H2 Bio-H2 BIGCC NGCC Bio ÅT NGCC med fristående NG H2 med CCS (Ref 1) (Ref 2) CCS med CCS med CCS BLGH2 NG H2 (Ref 3) BIG-SNG Naturgas Produktion (GWh/år el/bränsle) 1388 570 1697 616 840 840 1181 2224 1259 1384 2192 Produktionskostnad [SEK/MWh] Scenario 1 625 537 487 190 553 576 297 361 296 451 236 Scenario 2 570 703 493 331 614 621 297 316 330 519 266 Scenario 3 829 579 652 198 541 590 390 381 383 475 313 Scenario 4 703 976 586 384 754 854 390 379 418 668 343 CO2 utsläpp [kton/år] Scenario 1-918 -358-431 -71-499 -545-581 -1433-332 -327-177 Scenario 2-571 -216-7 83-543 -577-581 -1649-332 -337-177 Scenario 3-1398 -555-1017 -284-438 -500-581 -1134-332 -313-177 Scenario 4-189 -512 461-25 -633-645 -344-1597 -80-568 120 CO2 utsläpp utan alternativanvändning av biobränsle [kton/år] Scenario 1-406 -754 195-215 -845-861 -581-1959 -332-891 -177 Scenario 2-61 -612 617-62 -888-893 -581-2174 -332-891 -177 Scenario 3-886 -951-391 -428-784 -817-581 -1661-332 -891-177 Scenario 4-61 -612 617-62 -720-725 -344-1729 -80-711 120 Merkostnad för minskning av CO2-utsläpp [SEK/ton CO2] Scenario 1 339 677 777 727 5 169 1384 Scenario 2 189 725 740 688-145 -30 1552 Scenario 3 436 743 613 624 30-9 1114 Scenario 4 286 690 488 620-120 -59 698 Merkostnad för minskning av CO2-utsläpp (utan alternativanvändning av biobränsle) [SEK/ton CO2] Scenario 1 339 357 346 367 5 104 383 Scenario 2 189 382 357 364-145 -20 449 Scenario 3 436 392 236 292 30-5 288 Scenario 4 286 608 424 546-120 -54 572 1800 Kostnadseffektivitet CO2-minskning [SEK/ton-CO2] 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0-200 -400 NGCC BIGCC Bio-H2 Bio-H2 + NGCC BLGH2 NG H2 BIG-SNG Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Figur 2.3 Kostnadseffektivitet för minskning av CO 2 -utsläpp (biomassa anses vara en begränsad resurs och belastas med utsläpp för fossilbränsleanvändning i en annan sektor där biomassan annars skulle ha används). Alla produktionsalternativ är utrustad koldioxidavskiljning (CCS). 17 av (20)

700 Kostnadseffektivitet CO2-minskning [SEK/ton-CO2] 600 500 400 300 200 100 0-100 -200 NGCC BIGCC Bio-H2 Bio-H2 + NGCC BLGH2 NG H2 BIG-SNG Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 Figur 2.4 Kostnadseffektivitet för minskning av CO 2 -utsläpp (biomassa belastas ej med utsläpp för fossilbränsleanvändning i en annan sektor där biomassan annars skulle ha används). Alla produktionsalternativ är utrustad koldioxidavskiljning (CCS). För elproduktion i kraftvärmeanläggningar visar resultaten att koldioxidavskiljning (CCS) i samband med elproduktion i NGCC kraftvärmeanläggningar är ett mer kostnadseffektivt sätt att minska koldioxid än BIGCC med CCS (referensanläggning: biobränsle kraftvärme med ångcykel), om biobränsle anses vara en begränsad resurs. Detta gäller oavsett scenario. Om biobränsle inte anses vara en begränsad resurs (och belastas därmed inte med utsläpp för fossilbränsleanvändning i en annan sektor där biomassan annars skulle ha används), blir biobränslebaserad kraftvärme mer kostnadseffektiv och skillnaden gentemot NGCC kraftvärme minskar. Resultaten visar att, oavsett om biomassa anses vara en begränsad resurs eller inte, visar produktion av vätgas som drivmedel hög kostnadseffektivitet för minskning av koldioxidutsläpp, förutsatt att produktionen sker från förgasad svartlut i anslutning till ett massabruk (BLGH2 med CCS) eller från naturgas (NG H2 med CCS), jämfört med referensproduktion från naturgas utan CCS. Det är viktigt att notera att merkostnad för koldioxidavskiljning till och med är negativ för dessa två alternativ för scenarier 2 och 4 med höga kostnader för utsläpp av koldioxid (400 SEK/ton). Användning av vätgas som framtids fordonsbränsle är dock mycket osäkert på grund av det stora behovet av teknikutveckling samt behovet av att bygga ut en fungerande distributionsinfrastruktur. Alternativet BIG-SNG visar höga merkostnader för minskning av koldioxid jämfört med användning av naturgas som fordonsbränsle i framtida bilar, om man antar att biomassa är en begränsad resurs. Detta bekräftar andra studier som visar att användning av biomassa i transportsektorn är inte lika kostnadseffektiv för att minska koldioxid som användning i el- och värmesektorn. Det bör dock påpekas att många länder har lägre uppvärmningsbehov och saknar en välutbyggd fjärrvärmeinfrastruktur. Dessutom förväntas koldioxidavskiljning vara en 18 av (20)

kommersiellt tillgänglig teknik i elsektorn inom en överskådlig framtid. Koldioxidminskningsåtgärder i transportsektorn kan därför förväntas i framtiden, och därmed ökad användning av biomassabaserade drivmedel. Jämfört med andra biodrivmedel har biometan många fördelar. 19 av (20)

Referenser Andersson, E., and Harvey, S. 2007, Economic and CO2 benefits of integrating hydrogen production with a pulp mill or a natural gas fired combined heat and power plant, submitted for publication in International Journal of Hydrogen Energy. Elforsk, 2005, Avskiljning och lagring av koldioxid i ett nordiskt systemperspektiv en studie baserad på arbete inom IEA:s FoU-program kring växthusgaser, Elforsk rapport 05:27, Författare: Jenny Gode och Gunnar Hovsenius. IEA, 2005, World Energy Outlook 2005. Middle East and North Africa Insights, IEA/OECD, Paris, France. IPCC, 2005, IPCC Special Report on CO2 Capture and Storage, Cambridge University Press. Nyström, I. et al, 2007a, Biokombi Rya Biobränsleförgasning satt i system. Slutrapport från forskningsprojektet Biobombi Rya, rapportnr CEC 2007:2, Chalmers EnergiCentrum, Göteborg, januari 2007. Nyström, I., et al, 2007b, Biokombi Rya Slutrapporter från ingående delprojekt, rapportnr CEC 2007:3, Chalmers EnergiCentrum, Göteborg, januari 2007. 20 av (20)