Östergötland biogasring

Östergötland biogasring Möjlighet till lokal biogasproduktion i Östergötland län Swedish Biogas International AB Okt-Dec 2008 Mikael Gunnarsson Tomas Lygnegård

Innehållsförteckning 1. Inledning... 1 2. Biogas... 1 3. Värdekedja från gård till tankstation... 1 3.1. Biogasanläggning på gård... 1 3.2. Distribution... 2 3.3. Uppgradering och tankstation... 2 3.4. Tidsplan... 3 4. Ekonomisk analys... 3 4.1. Beräkningsgrund för kalkyler... 3 4.2. Kalkyl för kraftvärmeproduktion... 4 4.3. Kalkyl för rågasproduktion... 5 4.4. Kalkyl för gasuppgradering... 5 4.5. Beräkning av gasledningslängd... 6 5. Marknad... 7 5.1. Svensk Biogas AB... 7 5.2. E.ON... 7 5.3. Östgötatrafiken... 7 6. Geografisk avgränsning... 9 7. Affärsupplägg... 11 8. Pågående projekt... 11 8.1. Mjölby biogas... 11 Allmänt... 11 Biogasproducenter... 11 Gasledning... 12 Gasuppgradering och tankstation... 12 8.2. Biogas Brålanda... 12 9. Slutsatser... 14 9.1. Nästa steg... 14 Projekteringar... 14 Avtalssätta värdekedjan... 15 Information om goda exempel... 15

1. Inledning Östergötlands Länsstyrelse har under hösten 2008 presenterat en studie som summerar den potential som finns i Östergötlands lantbruk vad gäller energi i form av gödsel. Studien kartlägger ett flertal områden där det finns så kallade kluster, ansamlingar, av större gårdar med stora mängder gödsel som skulle kunna nyttjas för produktion av biogas. På uppdrag av Östergötlands Länsstyrelse har Swedish Biogas International AB (SBI) fått uppgiften att undersöka förutsättningarna för olika stora gårdar att uppföra gårdsbaserade biogasanläggningar. SBI ska redogöra för olika alternativa tekniska lösningar som är möjliga för olika gårdsstorlekar och värdekedjan från gårdens biogasanläggning till exempelvis gasmotor eller färdig produkt i form av fordonsgas ska också beskrivas. Vidare inkluderar även uppdraget att bedöma hur möjligheterna ser ut för framtida biogasavsättning och förslå lämpliga affärsupplägg och ägarförhållande i biogassystemet. 2. Biogas Biogas består till merparten av energigasen metan. Ren metan innehåller per kubikmeter ungefär lika mycket energi som en liter bensin eller diesel, 10 kwh. Biogas kan nyttjas för flera ändamål, vanligtvis för värme- och elproduktion eller för fordonsbränsle. I det fallet då värme och el är slutprodukt så används en gasmotor och då behöver biogasens vattenhalt sänkas innan den kan förbrännas. Då biogasen ska nyttjas som fordonsbränsle måste den uppgraderas enligt standard för svensk fordonsgas. Uppgraderad biogas kallas fordonsgas och har avskiljts från dess icke energirika komponenter och således innehåller den mer energi per volymenhet. En uppgraderingsanläggning innebär en stor investering i förhållande till investering för värme-, el- eller kraftvärmeproduktion och är således endast ekonomiskt intressant på biogasanläggningar med stora produktionsvolymer. Positivt är att omkring 99% av inkommande metan nyttjas som produktgas jämförelsevis med mellan 35-40% för elproduktion. 3. Värdekedja från gård till tankstation 3.1. Biogasanläggning på gård Gårdens råvaror med gaspotential såsom exempelvis gödsel och foderspill kan tas tillvara i en biogasprocess och dess organiska andel omvandlas till biogas. För en gård med biogasanläggning finns det två alternativa avsättningar av producerad biogas, antingen förbränns den för att generera värme och elektricitet eller så uppgraderas den till fordonsbränsle. För att uppnå lönsamhet på en biogasanläggning på gårdsnivå krävs tillräcklig tillgång på billigt substrat, det vill säga material att röta. Om en gård inte ensam har tillräckliga mängder gödsel finns exempelvis möjligheten att en närliggande gård transporterar sin gödsel dit för att nå lönsamhet i biogasproduktionen genom ökad produktionsvolym. Inga näringsämnen förbrukas under rötningen utan återfinns i rötresten som kallas biogödsel. Biogödsel är i flera avseenden ett bättre gödselmedel än orötad gödsel eftersom dess kväve mineraliseras och på så vis blir mer lättåtkomligt för grödor. 1

3.2. Distribution För att uppgradera biogasen till fordonsgas krävs en produktionsnivå och en avsättningstrygghet som vanligtvis inte finns hos enskilda lantbruksföretag. En lösning för att ändå kunna gå hela vägen är då samarbete mellan lantbruksföretag och kommun eller gasbolag med gemensamma distributionsledningar, uppgraderingsanläggning och tankställe för biogas. Då biogas skall distribueras från gårdsnivå till centralt placerad uppgraderingsanläggning krävs gasledning och att gasen torkas på gården till en daggpunkt som inte resulterar i kondens i gasledningen, då kondens kan leda till driftstörningar vintertid pga isbildning. Gasledningen kan bestå av Polyeten (PE) vid förläggning av ledning i mark och rostfritt stål ovan mark. För nedläggning av gasledning anlitas en markentreprenör tillsammans med en leverantör av gasledningar. Leverantören skall vara godkänd för svetsning och tryckprovning av gasledningar. Förfaranden vid nedläggning kav vara t ex täckdikningsmaskin, jordschakt eller styrd borrning. Prisbilden för att bygga en gasledning bestäms i huvudsak av grävkostnader, det vill säga vilken typ av mark som ledningen ska grävas ner i. Om ledningen kan dras på åkermark kan exempelvis en täckdikningsmaskin nyttjas, vilket är en förhållandevis billig metod. Om ledningen istället måste dras genom stadsmiljö blir det mer kostsamt på grund av återställningskostnader. Kostnaden för att gräva ner gasledning beror på markförutsättningar och den kan grovt sett variera mellan 200 till 1500 kronor per meter. Andra kostnader som uppkommer i samband med nedläggning av gasledning är exempelvis material, svetsning, tryckprovning samt extrakostnader vid passage av vägar o markledningar. Då detta uppdrag i huvudsak berör ledningsdragning vid goda förhållanden har vi valt att använda en snittkostnad om 500 kronor per meter ledning vid ekonomiska bedömningar. 3.3. Uppgradering och tankstation Biogas uppgraderas till fordonsgas genom att icke energirika komponenter avskiljs från gasen. Detta innebär att metan, som är den energirika komponenten i biogas, separeras från andra komponenter såsom koldioxid och svavelväte i biogasen. Metanhalten i den icke uppgraderade biogasen är omkring 60 % då den anländer till uppgraderingsutrustningen, efter uppgradering når den standard för svensk fordonsgas (SS155438), 97 % metan. Konventionell beprövad teknik förespråkas, vilket idag innebär en uppgraderingsanläggning av typen vattenskrubber. Processen bygger på att koldioxidens fysikaliska löslighet i vatten är högre än för metan, särskilt vid förhöjt tryck och låg temperatur. Tack vare detta kan koldioxid avskiljas då gas och vatten möts i ett absorptionstorn, även kallat skrubber. Utgående gas är nästan helt separerad från koldioxid då den leds ut i toppen av skrubbern. Skrubbervattnet pumpas ut i botten och innehåller löst koldioxid samt en mindre del metan. Metan regenereras lättare än koldioxid från vattnet så därför leds vattnet till en flashtank där trycket sänks en aning för att merparten av metanet skall frigöras från vattnet och kunna ledas tillbaka i gasflödet. För att kunna återanvända vattnet leds det vidare till en desorptionskolonn (stripper) där det möter en motriktad luftström vilken sänker partialtrycket och frigör den koldioxid som finns löst i vattnet. Vattnet kan sedan efter kylning ledas tillbaka till skrubbern. 2

Gasuppgraderingen omfattas inte av tillstånd enligt miljöbalken utan kraven är bygglov och tillstånd för att hantera brandfarlig och explosiv vara. 3.4. Tidsplan I nedanstående figur framgår en grov och förenklad bild av tidsplanen för att etablera ett biogassystem, med allt från byggnation av gårdsanläggning, läggning av gasledning och byggnation av gasuppgraderingsanläggning. Gårdsanläggningen är tillståndspliktig/anmälningspliktig enligt miljöbalken. Gasledningen omfattas av tillståndsplikt enligt lagen om hantering av brandfarliga och explosiva varor. Gasuppgraderingen omfattas inte av tillstånd enligt miljöbalken utan krav om bygglov och tillstånd för att hantera brandfarlig och explosiv vara föreligger. Figur 1 Grov tidsplan för att etablera ett biogassystem, från gårdsanläggning till uppgradering. 4. Ekonomisk analys 4.1. Beräkningsgrund för kalkyler Tre kalkylmallar har konstruerats för att påvisa de ekonomiska förutsättningarna för tre olika storlekar av gårdar med djurhållning. En kalkyl vardera för 10 000, 15 000 respektive 20 000 m 3 av årlig produktion av nötflytgödsel. För att illustrera skillnaden och utfallen beroende på om gården väljer att investera i kraftvärmeproduktion eller att sälja rågas så har det gjorts två alternativa kalkyler per gårdsstorlek. Notera att kalkylerna för kraftvärmeproduktion inte sätter ett värde på producerad värme, vilken motsvarar ungefär 40 % av producerad energi. Kalkylerna är uppbyggda på sådant sätt för att olika gårdar har vitt skilda förutsättningar att tillvarata producerad värme, dels på grund av begränsat värmebehov, dels beroende på möjlighet att nyttja vattenburet värmesystem. 3

I beräkningarna ingår kostnader för samlingsbrunn, rötkammare med gastätt dubbel membran tak, isolerade väggar med uppvärmning, omrörare, gastork och gasmotor beroende på kalkyltyp. Kostnad för biogödsellager ingår ej eftersom sannolikt redan lagringskapacitet finns på gården i form av gödselbrunn. Kostnader för leverans, montering, underhåll och drift av anläggningarna är också inkluderat i kalkylerna. Notera att använda investeringskostnaderna i kalkylerna är grova och att det i samband med en detaljprojektering tillkommer gårdsanpassningar i riktiga kalkyler. I beräkningsgrunden för kalkylerna nyttjas följande parametrar som medvetet är konservativt satta: Kalkylränta är 5,5 % med en avskrivningstid på 15 år. Elpris för köpt el är 70 öre/kwh, pris försåld el är 50 öre/kwh Värmepris för flis är 30 öre/kwh Metanhalt i producerad biogas är 60 % Energibehovet vid rötningsprocessen är värme och el, 15 respektive 3 procent av producerad energi. Antaget pris på försåld rågas är 2,5 kr/nm 3 Pris för producerad värme i kraftvärmealternativen är satt till 0 kr. 4.2. Kalkyl för kraftvärmeproduktion Det är endast den största gårdsstorleken som når positivt resultat vid investering av en anläggning med kraftvärmeproduktion, de två mindre storlekarna visar negativa alternativt nollresultat. Förklaringen till detta är relationen mellan investering och gasproduktion. Skillnaden mellan den största och den minsta gårdsstorleken i gasproduktion är 100 %, medan den procentuella skillnaden i investeringen endast är 38 %. Detta samband framgår också genom att granska produktionskostnaden per kwh som visar att produktionskostnaden sjunker då producerad gasvolym ökar, se tabell 1. Tabell 1 Ekonomiska förutsättningar vid kraftvärmeproduktion för tre storlekar på gårdar. Producerad värme värderas till 0 kr/år. Gödsel [m 3 Investering Produktionskostnad Producerad El /år] [Mkr] rågas [kr/kwh] [kwh/år] Resultat [kr/år] 10 000 6 800 000 0,520 427 800-198 931 15 000 8 100 000 0,393 641 700-53 758 20 000 9 400 000 0,342 855 600 62 919 Investeringen för en biogasanläggning med kraftvärmeproduktion styckas upp enligt tabell 2. Den stora posten är själva anläggningen bestående av tankar med medföljande utrustning som pumpar och omrörare. CHP, gasmotorn, är den näst största delinvesteringen och dess investeringskostnad varierar ej kraftigt med producerad mängd värme och elektricitet. Tabell 2 Redogörelse av totala investeringen för kraftvärmeproduktion. Under rubriken övrigt ryms exempelvis elinstallation och projekteringskostnader. Gödsel [m 3 /år] Anläggning [kr] Markarbete [kr] CHP [kr] Övrigt [kr] Totalt [kr] 10 000 4 000 000 600 000 1 800 000 400 000 6 800 000 15 000 5 000 000 700 000 2 000 000 400 000 8 100 000 20 000 6 000 000 800 000 2 200 000 400 000 9 400 000 4

4.3. Kalkyl för rågasproduktion Jämfört med ovanstående kalkyl för kraftvärmeproduktion har samtliga gårdsstorlekar positiva resultat för enbart rågasproduktion. Anläggningar utan CHP ger lägre investeringsoch produktionskostnader. En jämförelse mellan kraftvärmeproduktion mot rågasproduktion i den största gårdsstorleken visar att resultatet är nästan 400 000 kronor mer om året för rågasproduktion, se tabell 1 och 3. Givet är att vi i dessa kalkyler förutsätter att all producerad rågas säljs för uppgradering till fordonsgas. Tabell 3 Ekonomiska förutsättningar vid rågasproduktion för tre storlekar på gårdar. Gödsel [m 3 Investering Produktionskostnad Producerad /år] [Mkr] rågas [kr/kwh] Rågas [N m 3 /år] Resultat [kr/år] 10 000 5 400 000 0,38 230 000 116 954 15 000 6 600 000 0,32 345 000 338 610 20 000 7 800 000 0,30 460 000 459 062 Investeringen för en biogasanläggning med endast rågasproduktion styckas upp enligt tabell 4. Eftersom inte detta alternativ medför intern produktion av el och värme ser investeringen annorlunda ut. Istället för en CHP finns här en flispanna för processvärme och dess investeringskostnad framgår i tabellen nedan, tabell 4. Tabell 4 Redogörelse av totala investeringen för rågasproduktion. Under rubriken övrigt ryms elinstallation och projektering. Gödsel [m 3 /år] Anläggning [kr] Markarbete [kr] Flispanna [kr] Övrigt [kr] Totalt [kr] 10 000 4 000 000 600 000 500 000 300 000 5 600 000 15 000 5 000 000 700 000 600 000 300 000 6 600 000 20 000 6 000 000 800 000 700 000 300 000 7 600 000 4.4. Kalkyl för gasuppgradering En gasuppgraderingsanläggningar har kapacitet inom ett visst intervall av gasvolym. Exempelvis kan en anläggning ha ett arbetsområde mellan 30-150 Nm 3 biogas/h. De gasvolymer som finns tabell 5 kan hanteras av en storlek av gasuppgradering, vilket förklarar att investeringsnivån är densamma för de olika volymerna gas. Tabell 5 visar hur kostnadsbilden för att uppgradera biogas varierar beroende på hur stora volymer biogas som uppgraderas till fordonsgas. Investeringen inkluderar utrustning, markarbete, fackla, installation av styrsystem och anslutningsavgifter för el och vatten. Tabell 5 Kostnad för drift och underhåll uppskattas vara lika stor för respektive volymalternativ. Rågasvolym Fordonsgas [Nm 3 /år] [Nm 3 Investering Drift/underhåll Energikostnad Produktionskostnad /år] [Mkr] [kr/år] [kr/år] [kr/nm 3 fordonsgas] 250 000 154 639 6 000 000 200 000 100 779 5,82 500 000 309 278 6 000 000 200 000 113 595 2,95 750 000 463 918 6 000 000 200 000 157 286 2,06 1 000 000 618 557 6 000 000 200 000 203 889 1,64 5

Då gasuppgraderingen står för kostnaden för rågasinköp och produktionskostnader i gasuppgraderingen samt säljer producerad fordonsgas för 7 kr/nm 3 så erhålls resultat enligt tabell 6. Om rågasen köps för 2,5 kr/nm 3 av gårdsanläggningarna och med hänsyn tagen till produktionskostnader så måste gasuppgraderingen ta emot rågasvolymer större än ungefär 500 000 Nm 3 /år för att uppnå positivt resultat. En prisbild på fordonsgas om 7 kr/nm 3 kan i dagsläget anses något högt men sett ur ett 10-15 årigt perspektiv mest troligt lågt. Tabell 6 Resultat för uppgraderingsanläggningen, exklusive och inklusive rågasinköp. Rågasvolym [Nm 3 /år] Resultat exkl rågasinköp [kr/år] Resultat inkl rågasinköp [kr/år] 250 000 182 474-442 526 500 000 1 252 577 2 577 750 000 2 291 753 416 753 1 000 000 3 315 464 815 464 4.5. Beräkning av gasledningslängd Bedömningen av hur lång gasledning som är möjlig att dra mellan gårdsanläggning och gasuppgradering baseras här på en teoretisk beräkning. Kostnaden för att dra gasledning varierar kraftig beroende på faktorer som markförhållande och återställningskrav, men i denna beräkning är den antagen till 500 kronor per meter. Beräknat med annuitet och en investeringsmarginal på 10 % blir kostnaden per meter 54,8 kronor. Det positiva resultat som uppnås i tabell 7 för gasuppgraderingsanläggningen används som täckningsbidrag för att bygga gasledning. Detta innebär exempelvis att uppgradering av rågasvolymer under ungefär 500 000 Nm 3 /år inte skapar ett täckningsbidrag att bygga gasledning för. Däremot uppgradering av rågasvolymer om 1 000 000 Nm 3 /år ger ett täckningsbidrag, för vilket det är möjligt att bygga en gasledning på nästan 1,5 mil. Se tabell 7. Tabell 7 Möjlig längd på gasledning beroende på resultat (täckningsbidrag) från gasuppgraderingen. Rågasvolym [Nm 3 /år] Resultat gasuppgradering Gasledning [kr/år] [m] 250 000-442 526-500 000 2 577 47 750 000 416 753 7 606 1 000 000 815 464 14 882 6

5. Marknad 5.1. Svensk Biogas AB Svensk biogas har försäljning av fordonsgas i Linköping, Norrköping, Mjölby och Motala. År 2008 prognostiserar Svensk Biogas en total försäljningsvolym på 7,5 miljon Nm 3 fordonsgas i dessa orter. Denna mängd fördelas ut på tankstationer (3,6 MNm 3 ), bussar (3 MNm 3 ) och flakning samt försäljning till E.ON (1 MNm 3 ). En bedömning, baserad på månadsförsäljningen i november 2008 samt hänsyn tagen till två nya kontrakt, räknar med en försäljningsvolym på 9,5 miljoner Nm 3 fordonsgas år 2009. År 2012 bedömer Svensk Biogas att volymen såld fordonsgas uppgår till 17-18 miljoner Nm 3. Svensk biogas är intresserade av att köpa fordonsgas och inför framtiden planerar de att stärka sina etableringsorter avseende byggnation av nya tank- och kompressorstationer. Beroende på affärsnyttan finns också ett intresse av att gå in och investera i uppgraderings- och ledningsutrustning. 5.2. E.ON År 2008 kommer E.ON sälja ungefär 190 GWh fordonsgas, varav ungefär 38 GWh har ursprung i biogas. Denna gas säljs till 75 % i depåer (huvudsakligen bussar) och resten säljs på publika tankstationer. Majoriteten av E.ON s tankstationer finns söderut i Sverige men de har en tankstation i Norrköping. E.ON förutspår en marknadsutveckling med en tjugofemprocentig ökning av fordonsgasförsäljningen de kommande åren. Såsom Svensk Biogas har E.ON intresse och möjlighet att gå in och investera i distribution- och uppgraderingsutrustning. Planerade och utförd expansion av gasmarknaden i Sverige för E.ON framgår i tabell 8. Tabell 8 Expansion av tankställen Bygge 2008 Planerade 2009 Falkenberg Malmö (nr.5) Åstorp (ombyggnation) Ullared Kalmar Svedala Karlshamn Klippan Värnamo Hyltebruk Åhus Tomelilla Kristianstad (sopbilar) Karlskrona Malmö (Skånemejerier) 5.3. Östgötatrafiken AB Östgötatrafiken ansvarar för kollektivtrafiken i Östergötlands län och de ägs av Landstinget i Östergötland och länets 13 kommuner. Totalt dirigerar Östgötatrafiken 350 bussar i länet och trafikutbudet samordnas med utgångspunkt i de beställningar som utfärdas från kommunerna och landstinget. Östgötatrafiken handlar upp avtal med ett stort antal entreprenörer som kör den faktiska trafiken, sköter hållplatser och svarar för trafikupplysning. 7

Idag använder Östgötatrafiken drygt 3.5 milj Nm 3 biogas och det är hela Linköpings tätortstrafik och större delen av Norrköpings tätort som går på biogas. Framöver räknar de med att köra även Motala tätort och närområdestrafik till Linköping och Norrköping på fordonsgas och till detta krävs totalt 11 milj Nm 3 biogas. Denna mängd fordonsbränsle motsvarar ungefär hälften av den totala användningen av fordonsbränsle för Östgötatrafiken, återstoden av busstrafiken som inte nyttjar fordonsgas finns i regionaltrafiken som körs på diesel. De större bussdepåerna finns i Linköping, Norrköping, Åtvidaberg, Kisa, Ringarum, Finspång, Ödeshög och Mjölby. År 2015 har Östgötatrafiken åtagit sig uppdraget att hela sin fordonsbränslesanvändning ska baseras på förnyelsebar energi. Upphandlingarna inför detta åtagande ska vara klara år 2011, detta innebär exempelvis att avtal om bränsleleveranser och upphandling av fordon inför 2015 ska vara färdiga då. De alternativ som Östgötatrafiken utreder är biogas, etanol och RME. I avtal för bränsleleveranser är Östgötatrafiken endast intresserade av en specifik leveranspunkt samt ett bränslepris, allt annat faller på bränsleleverantörens ansvarsområde. Avtalen kommer att ha fokus på leveranssäkerhet och långsiktighet, sannolikt kommer tidsramarna för leveransåtagandena röra sig om 10 år. Östgötatrafiken ställer höga krav på leveranssäkerhet och uppstår det störningar i leveransen utfaller det höga straffavgifter på bränsleleverantören och om störningar vid upprepade tillfällen förbehåller de sig rätten att häva bränsleleveransavtalet. Östgötatrafiken är inte endast intresserad av att inneha rollen som storkund, utan kan också tänka sig att anta en mindre roll som gasköpare i periferin av trafiknätet i Östergötland. Störst potential för avsättning av fordonsgas ses i Mjölby, som i framtiden förväntas bli en växande knutpunkt för busstrafik då utbyggnad av pendeltågstrafiken (2012) sker. Om all trafik i Mjölby kommun som körs idag skulle köras på enbart fordonsgas så motsvarar det en förbrukning på 400-500 knm 3 biogas. Tillgången på utvecklade och tillförlitliga fordon för stads- och närområdestrafik anses vara tillräcklig. Marknaden på detta område är utbredd då efterfrågan på exempelvis stadsbussar växer på flera håll i Sverige och på andra håll i världen. Motsatsen gäller dock inom området för fordon anpassade för regionaltrafik, marknaden är inte lika stor och det ställs här andra krav. Till skillnad från stadsbussar måste exempelvis dessa fordon klara av att välta utan alltför allvarliga konsekvenser. Östgötatrafiken ser här alltså en begränsning i biogasalternativet på grund av att utveckling av fordon anpassade för fjärrtrafik inte är tillräcklig. Om tillgången på tillförlitliga fordon inom detta område inte finns tillgängliga på marknaden vid upphandlingarna 2011 tvingas de att investera i etanolfordon som har en högre tillförlitlighet. Östgötatrafiken vill inte delge information om hur många bussar respektive vilka bränslevolymer som finns och behövs vid bussdepåerna i länet. Av den anledningen kan vi ej göra en relevant marknadsbedömning med avseende på busstrafik på biogas. Placeringarna av de större bussdepåerna framgår dock i figur 2. 8

Figur 2 Östgötatrafikens större bussdepåer. Finspång (1), Norrköping (2), Linköping (3), Ringarum (4), Mjölby (5), Ödeshög (6), Åtvidaberg (7) och Kisa (8). 6. Geografisk avgränsning Med ledning av de uppgifter vi har tillgång till från inventeringen av Östergötlands gödselproducenter samt med hjälp av telefonkontakter och lokalkännedom har de mest intressanta produktionsplatserna pekats ut, se figur 3. I Norrköping kommun finns 3-4 stycken gårdar med förutsättningar att få en ekonomisk lönsamhet på egen anläggning. Linköping och Mjölby har flera mycket intressanta produktionsplatser, t ex Karlslund, Öjeby, Gammelstorp, Appuna, Hulterstad och Bleckenstad. Andra gårdar kan säkert bli minst lika intressanta förutsatt att det sker i nära samarbete med intilliggande gårdar där en central anläggning byggs på den plats dit gödsel kan transporteras på lämpligt sätt. I övriga kommuner finns enstaka produktionsplatser som har möjlighet att få ekonomi med kraftvärmeanläggning för gårdens behov, där eventuellt elöverskott kan säljas till elnät. Potential för ovan nämnda fokusområden bör definitivt utredas vidare med konkreta projekteringar, där alternativen med gemensamma gasnät, pumpningsalternativ, vägtransport, kraftvärme och gasproduktion ställs mot varandra. Figur 3 och tabell 9 beskriver och pekar ut de 20 gårdar som bedöms ha störst potential i Östergötlands län för biogasproduktion. De tjugo gårdarnas sammanlagda potential beräknas till ungefär 54 GWh/år, vilket kan ställas i relation till den inventering som utfördes av Östergötlands länsstyrelse av tillgänglig gödsel i länet som uppvisade en potential på ungefär 240 GWh/år. 9

Figur 3 20 områden i Östergötlands län med intressant områden för lokal biogasproduktion. Tabell 9 Kompletterande information till figur 1. Nummer Område/gård Antal Djurslag Gödsel gårdar Nöt Gris Höns [10 3 m 3 Gaspotential /år] [MWh/år] 1 Bleckestad 1 x 14 2 070 2 Sänkdalen 2 x 7 970 3 Åsvittinge 3 x x 15 2 240 4 Ölmetorp 1 x 7 970 5 Väsby Horn 1 x 25 3 450 6 Gröninge Horn 1 x 10 1 380 7 Alorp 1 x 5 690 8 Skäggestad 1 x 10 1 380 9 Ånväga 1 x 12 1 670 10 Kättestad 1 x 10 1 380 11 Öjeby 3 x x 25 5 500 12 Karlslund 1 x 12 1 670 13 Gammelstorp 1 x 20 2 760 14 Appuna 1 x 20 3 220 15 Ullevi 1 x 10 9 600 16 Ölstorp 1 x 8 1 280 17 Hulterstad 1 x 18 2 480 18 Ekhamra 1 x 8 1 100 19 Resebro 1 x 6 970 20 Källstad 1 x 10 9 600 Summa 54 000 10

7. Affärsupplägg Vi föreslår följande affärsupplägg: Lantbruksföretagarna äger och ansvarar för driften av sin produktionsanläggning då den är mycket integrerad i den övriga lantbruksrörelsen. Rågasflödet och metanhalt mäts för att få underlag för försåld biogas till uppgraderingsanläggningen och för nyttjande av distributionsledningen. Distributionsledningen av biogas från gårdsanläggningarna till uppgraderingsanläggningen ägs av ett separat distributionsbolag där de gårdar som nyttjar ledningen är delägare och betalar olika beroende på exempelvis distribuerad mängd biogas. Med denna modell kan nya gårdar enkelt anslutas till befintligt ledningsnät. Observera att gårdarna äger biogasen som befinner sig i distributionsledningen. Ett förslag på affärsupplägg är att varje lantbrukare äger sin produktionsanläggning. Ett lokalt energibolag och/eller gasbolag äger gasdistribution med rågasledningsnät och gasuppgradering för att bygga och äga mot slutkund. Det rekommenderas att tankningsstationerna fortsätter att ägas av aktörer så som Svensk Biogas AB eller E-ON, eftersom det finns stora samordningsfördelar av exempelvis kortsystem och marknadsföring. För att säkerställa att alla delar i produktionsledet får ta det av vinsten som uppstår i gassystemet kan transparenta index nyttjas. Med hjälp av ett transparant index får samtliga del av exempelvis marknadsvinster utan att skapa faktiska mellanskärningar. Prisbilden av fordonsgas till slutmarknad alternativt elkostnader styr ekonomin i hela systemet. 8. Pågående projekt 8.1. Mjölby biogas Allmänt Swedish Biogas International AB har utfört en projektering i Mjölby som utreder möjligheten att lokalt producera biogas för försäljning i befintlig biogasmack. Möjlighet till biogasproduktion finns i ett första skede på två lantbruksföretag med stora mjölkbesättningar söder om Mjölby samt på ortens avloppsreningsverk. Biogasen skall produceras på gårdsnivå och på avloppsreningsverket för vidare distribution som rågas till en centralt placerad uppgraderingsanläggning. Biogasproducenter De tilltänka biogasproducenterna är följande: Hulterstad har idag en mjölkbesättning om ca 350 mjölkkor. Gårdens biprodukter med gaspotential skulle kunna omvandlas till 360 000 Nm 3 rågas per år, motsvarande ca 225 000 Nm 3 fordonsgas. Bleckenstad har idag en mjölkbesättning om ca 280 mjölkkor. Gårdens biprodukter med gaspotential skulle kunna omvandlas till 320 000 Nm 3 rågas per år, motsvarande ca 202 000 Nm 3 fordonsgas. 11

Bedömningen av Mjölkulla avloppsreningsverk är att det har en potential att producera ca 300 000 Nm 3 biogas per år, motsvarande ca 200 000 Nm 3 fordonsgas. Gasledning Föreslagen gasledningsdragning sker i stort sett uteslutande på åkermark som ägs av Hulterstad eller Bleckenstad. Nedläggning i åkermark utförs men hjälp av täckdikningsmaskin till en betydligt lägre kostnad än vid normalt förfarande dvs jordschakt med grävmaskin. Föreslagen sträckning innebär en total gasledningslängd om 6 150 m som framgår av figur 4. Figur 4 Ledningsdragning från lokala biogasproducenter (gröna markeringar är respektive gård). Orange markering visar plats för central uppgradering av levererad biogas. Gasuppgradering och tankstation En lämpligt dimensionerad uppgraderingsanläggning skall med god verkningsgrad hantera rågasflödet från de lokala biogasproducenterna. Konventionell beprövad teknik är föreslagen, vilket idag innebär en uppgraderingsanläggning av typen vattenskrubber. 8.2. Biogas Brålanda Biogas Brålanda är ett projekt som drivs av bland annat Innovatum Teknikpark. Projektet har varit i planeringsfas i drygt två år och syftar till att binda samman ett större antal småskaliga biogasanläggningar på gårdsnivå i ett ledningsnät för distribution av fordonsgas. Området 12

som är aktuellt för detta system är Dalboslätten mellan Mellerud och Vänersborg, som är ett sammanhängande jordbruksområde med stor naturgödselproduktion. I en första etapp i projektet planeras 18 stycken biogasanläggningar på gårdsnivå att kopplas samman. I denna första etapp beräknas 20 GWh produceras från 130 000 ton gödsel. Enligt Brålanda projektgrupps bedömning krävs en minsta volym av gödsel om 7000 m 3 per anläggning och år för att nå ekonomisk lönsamhet, det är dock möjligt för jordbrukare med mindre gödselvolymer att ansluta sig om de hittar egna anpassade lösningar för att nå lönsamhet, t.ex. genom transport av gödsel till närliggande anläggning. Det beräknas finnas en potential för biogasproduktion i Brålandaområdet som motsvarar 200 GWh från 230 000 ton gödsel och från 200 000 ton grödor (8000 hektar). Denna potential är framtagen från en inventering av tillgång på gödsel i området och mängden grödor är framtagen från schablonmässiga beräkningar av ytanspråk. I skrivande stund är det inte slutgiltigt beslutat hur det affärsmässiga upplägget för projektet ska se ut. I grova drag är dock planen att jordbrukarna äger sina egna biogasanläggningar och att de anslutna jordbrukarna bildar en ekonomisk förening. Utöver detta finns ett driftbolag och ett nätbolag. Nätbolaget ägs av de två kommunerna i området samt av driftbolaget som är minoritetsägare. Kommunerna äger merparten av nätbolaget eftersom distributionsnätet räknas som infrastruktur samt att nätet anses vara av offentligt intresse. Driftbolagets mindre ägarandel finns som en säkerhet ifall kommunerna vill dra tillbaka sitt ägande och för att förhindra att privata och externa aktörer enkelt ska kunna ta över kontrollen och ägandet över distributionsnätet. Den genomgående tanken med hela upplägget är att det ska finnas ett ömsesidig nytta och beroende mellan parterna i biogassystemet. 13

9. Slutsatser En investering för kraftvärmeproduktion är i dagsläget lönsam endast för gårdar med gödselvolymer över 15 000 m 3 /år. Det ska dock poängteras att lönsamheten och konkurrenskraften i kraftvärmeproduktion påverkas positivt då det finns avsättning för producerad värme. Rågasproduktion ger lönsamhet även på mindre gårdar med 10 000 m 3 /år då flera gårdar sammanfogas till en central gasuppgradering. Gårdar som har mindre än 10 000 m 3 /år behöver samordnas till en central gårdsanläggning för att uppnå tillräckliga produktionsvolymer av biogas. Eftersom en gasuppgradering innebär en stor investering är det endast större volymer av uppgraderad gas som medför lönsamhet. Enligt kalkylerna med ett rågaspris på 2,5 kr/nm 3 och ett försäljningspris av uppgraderas rågas på 7 kr/nm 3 Nm 3 fordonsgas så måste volymerna av rågas överstiga 500 000 Nm 3 per år för att erhålla ett positivt resultat. En gård som producerar 20 000 m 3 gödsel per år motsvarar en biogaspotential på 460 Nm 3 rågas per år, vilket sannolikt innebär att flera gårdar måste gå ihop för att uppnå de gasvolymer som krävs för att kunna lönsamt uppgradera dem till fordonsgas. Den teoretiska beräkningen på hur långt det är möjligt att dra en rågasledning från gårdsanläggning till uppgraderingsstation beror här på hur stort resultatet är för gasuppgraderingen. Om total resultatet hos uppgraderingen nyttjas för byggnation av rågasledning och vid rågasvolymer på 750 000 och 1 000 000 är det teoretiskt möjligt att bygga ledningar som är 7,6 km respektive 14,9 km långa. Både Svensk Biogas och E.ON har ett öppet intresse av att köpa fordonsgas och båda företagen förutspår en ökad försäljning av fordonsgas i framtiden. Svensk Biogas har också ett intresse av att delta som investerare i gaslednings- eller uppgraderingsetablering beroende på affärsnyttan. Denna rapport har identifierat 20 gårdar i Östergötlands län som har förutsättningar att bygga biogasanläggningar, totalt bidrar dessa gårdar med potential på 55 GWh/år. 9.1. Nästa steg Projekteringar För att påbörja etablering av biogasproduktion på gårdar inklusive distributionsnät och uppgradering finns ett flertal vägar att gå. Med utgångspunkt från innehållet i denna utredning förslås att det utförs projekteringar på fyra olika fokusområden, alla med olika förutsättningar. Fördelen med detta är att visa på en bredd av möjligheter för en framtida expansion av gårdsbaserad biogasproduktion. På Vikbolandet har det identifierats ett kluster med gårdar som är intressant att utföra en projektering på för att utreda möjligheten att föra samman tre gårdar och ha endast en biogasproduktionsanläggning. Här kan alternativet att pumpa gödsel från mindre djurbesättningar till en stor gård utredas för att klargöra dessa förutsättningar. Tack vare den geografiska placeringen av dessa gårdar bör projekteringen undersöka möjligheten att producera fordonsgas och distribuera den på bästa sätt till Söderköping. 14

I Örtomta är det intressant att göra en projektering av en gård för att titta närmare på möjligheten att bygga en biogasanläggning med kraftvärmeproduktion för dels egen produktion av elektricitet, dels hitta ett lönsamt alternativ att få avsättning av producerad värme genom att avsätta den i ett närvärmenät. Enligt kapitel 8 så har det utförts en förprojektering av två gårdar utanför Mjölby för lokal produktion av fordonsgas. I Väderstad, som ligger relativt nära till dessa gårdar, finns det finns en större gård där det är intressant att utföra ytterligare en projektering på för att redogöra förutsättningarna för att ansluta sig till det system som redan är planerat. I Horn finns det två gårdar med goda förutsättningar för att bygga en lönsam kraftvärmeproduktion. Här föreslås också att det utförs en projektering för att utreda möjligheten av biogasproduktion trots långt avstånd från befintliga marknader för biogas. Avtalssätta värdekedjan För att påskynda och underlätta framtida etablering av lokal produktion av fordonsgas föreslås att avtal konstrueras, som ska användas mellan de olika parterna i värdekedjan, exempelvis avtal för rågasproduktion eller avtal för fordonsgas till slutkund vid tankstation. I avtalen ska indexstruktur beskrivas för att möjliggöra lönsamhet från marknaden i samtliga led i värdekedjan. Information om goda exempel En rimlig målsättning förutsatt att föreslagna steg tas omgående är att under år 2009 ska tre stycken anläggningar vara påbörjade och två utav dem ska driftsättas. Med dessa anläggningar som grund och som goda föregångsexempel bör Länsstyrelsen delta i en informationssatsning för att nå ut till flera möjliga gasproducenter samt lyfta fram satsningen som ledande i Sverige. Detta kan ligga som grund för en framtida expansion av lokalt producerad fordonsgas samt utveckling av den redan i dagsläget ledande regionala biogaskompetensen. 15