Biogass som drivstoff for busser

Transkript

1 Biogass som drivstoff for busser Desember 2010 Med støtte fra:

2

3

4

5 1 1 INNLEDNING HOG Energi la i februar frem en foreløpig utgave av rapporten: Gassbusser Biogass som drivstoff for busser. I rapporten ble det fremmet et begrunnet forslag for at fylkeskommunen av klima- og miljømessige grunner burde satse på biogass som drivstoff for bussene i Bergen. En foreløpig utgave ble lagt frem pga. den forestående behandling av biogass som drivstoff i Bergen kommune og Hordaland fylkesting. Siden rapporten ble lagt frem har bystyret i Bergen vedtatt å bygge et biogassanlegg i Rådalen med kloakkslam som råstoff. Fylkestinget har vedtatt å ta med 75 nye gassbusser i anbudshenting for kollektivtrafikken høsten Bussene skal gå på naturgass til biogass blir tilgjengelig. Det har skjedd mye i resten av Norge på dette området siden rapporten ble lagt frem i februar. Nye gassbusser er tatt i bruk i Trondheim og biogass som drivstoff er tatt i bruk i Oslo. Også i Tromsø er det lagt frem forslag om gassbusser. HOG Energi har derfor nå fullført rapporten om biogass som drivstoff for busser. Rapporten er utarbeidet med støtte fra Bergen kommune, Hordaland fylkeskommune og Transnova. Vi gjentar hva vi sa i den foreløpige rapporten om mulighetene i Bergensområdet: I Bergensregionen er det bygget opp en omfattende infrastruktur for naturgass. Infrastrukturen brukes i dag til naturgass, men kan også brukes til biogass eller blanding av naturgass og biogass. 81 gassbusser i Bergen går på naturgass. Staten, fylkeskommunen og Bergen kommune har investert 76 mill. kr i Gassbussprosjektet. Gassbussene kan gå på biogass. Biogass er det alternative drivstoffet som slipper ut minst CO 2. Biogass slipper praktisk talt ikke ut partikler og svært små mengder NOx. Støynivået for en gassmotor er omtrent halvparten så høyt som for en dieselmotor. Biogass kan lages av organisk avfall, av kloakk og av trevirke. Biogass vil være tilgjengelig i Bergensområdet i fremtiden. En videreføring av gassbussene muliggjør gradvis innblanding av biogass når denne kommer og senere hydrogen. Når biogassen utgjør 100 % er CO 2 -utslippene redusert til nær null. HOG Energi desember 2010 Ove Lunde Daglig leder Per Kragseth Prosjektleder

6 Bilde 1: forsiden - Volvo gassbuss. Foto: Per Kragseth 2

7 3 INNHOLD 1 INNLEDNING KLIMAUTFORDRINGEN BESKRIVELSE AV ALTERNATIVE DRIVSTOFF AKTUELLE ALTERNATIVER VESENTLIGE FORSKJELLER MILJØ- OG KLIMAMESSIGE KONSEKVENSER FOR ALTERNATIVE DRIVSTOFF UTSLIPPSKOMPONENTER KLIMAKONSEKVENSER EUROPEISKE UTSLIPPSSTANDARDER POTENSIALE FOR BIOGASS POTENSIAL I NORGE STØRRE BIOGASSANLEGG I NORGE STATUS FOR BIOGASS I BERGEN ORGANISERING AV BIOGASSKJEDEN BIOGASSPOTENSIAL I BERGENSOMRÅDET INFRASTRUKTUR FOR GASSDISTRIBUSJON DISTRIBUSJON DISTRIBUSJONSKOSTNADER FYLLESTASJONER INFRASTRUKTUR I BERGENSREGIONEN BEHOV FOR NY INFRASTRUKTUR GASS SOM DRIVSTOFF - EKSEMPLER PÅ BRUK AV NATUR- OG BIOGASS - UTVIKLINGSPLANER GLOBALT SVERIGE - ET FOREGANGSLAND I SKANDINAVIA STATUS I NORGE GASSBUSSPROSJEKTET I BERGEN UTVIKLING AV BIOGASS BUSSER I NORGE HYDROGEN SOM DRIVSTOFF AKTUELLE KJØRETØY FOR GASSDRIFT GASSKJØRETØY OM BUSSTYPER UTVIKLINGSTRENDER FOR GASSBUSSER SYNERGI MED BRUK AV GASS SOM DRIVSTOFF I SKIP AVGIFTSSYSTEM FOR GASS SOM DRIVSTOF VIRKEMIDLER FOR BIOGASS SOM DRIVSTOFF STØTTEORDNINGER TRANSNOVA ENOVA KONKLUSJONER KILDER... 69

8 4 BILDER Bilde 1: forsiden - Volvo gassbuss Bilde 2: Oslo kommunes nye biogassanlegg på Nes i Romerrike Bilde 3: Business Region Göteborg AB Bilde 4: MF stasjonen på enden av høytrykksledningen Bilde 5: kompressoranlegg for CNG Bilde 6: CNG tralle Bilde 7: LNG tralle Bilde 8: Naturgassparken, Kollsnes i Øygarden utenfor Bergen Bilde 9: Kart fyllestasjoner for gassbusser Bilde 10: Biogassbuss i Ørebro Bilde 11: Gassbusser i Trondheim Bilde 12: H.K.H. Kronprins Haakon fyller den første gassbussen på Nyborg i Åsane i Bergen Bilde 13: Straume fyllestasjon Bilde 14: Fyllestendere på Straume fyllestasjon Bilde 15: LCNG fyllestasjon på Mannsverk Bilde 16: En av Gaia Trafikks Volvo gassbusser i Bergen Bilde 17: Renovasjonsbil Fredrikstad Bilde 18: 33 av Oslo kommunes renovasjonsbiler har begynt å kjøre på miljøvennlig biogass Bilde 19: En av Oslos nye Solaris gassbusser Bilde 20: Fylling av blanding av naturgass og hydrogen i Malmø Bilde 21: Dispenser for fylling av hytan og dedikert hytanbuss, som ble benyttet i hytanprosjektet i Bergen Bilde 22: Opel gassbil Bilde 23: Dual Fuel lastebil Bilde 24: Volvo gassbuss Bilde 25: Volvo Dual Fuel Bilde 26: MAN lavgulv bybuss Bilde 27: Scania bybuss Bilde 28: Volvo lavgulvs gassbuss Bilde 29: Ashok Leyland unveiled HYBUS FIGURER Figur 1: klima- og miljøpåvirkning av alternative drivstoff Figur 2: Miljøeffekter for alternative drivstoff Figur 3: CO 2-utslipp for alternative drivstoff Figur 4: PM og NOx fra diesel- og CNG busser i virkelig trafikk Figur 5: NOx utslipp ved forskjellige hastigheter Figur 6: Potensial for biogass i Norge Figur 7: Eksempel på organisasjon Figur 8: Green gas prinsippet Figur 9: Priser for kompositt trailere Figur 10: Priser for ståltrailere Figur 11: Investeringskostnader Figur 12: Scenario 50 busser (2,3 mill. Sm3) Figur 13: Scenario 100 busser (4.8 mill. Sm3) Figur 14: Sammenligning 50 og 100 busser (2,4 / 4,8 mill. Sm3) for alle transport alternativene Figur 15: De største gassbussland i Europa Figur 16: Vekst i antall gassbusser i Sverige Figur 17: Fordeling av gass som drivstoff i Sverige Figur 18: Gassbusser i norske byer Figur 19: Biogassanlegg i Rogaland Figur 20: Gassfyllestasjoner i Rogaland Figur 21: Fra Oslo kommunes presentasjon av biogassprosjektet

9 5 TABELLER Tabell 1: Utslipp av klimagasser Tabell 2: Kildefordelte utslipp til luft av klimagasser i Tabell 3: Tillatt utslipp i g/kw Tabell 4: Støy ved forskjellig motorgang Tabell 5: Større biogassanlegg Tabell 6: Estimert forbruk Tabell 7: Gassbusser i Sverige Tabell 8: Biogassbusser i Sverige Tabell 9: Offentlige midlet til Gassbussprosjektet Tabell 10: Kostnader fyllestasjoner i Bergen Tabell 11: Biogass i Fredrikstad

10 6

11 7 2 KLIMAUTFORDRINGEN Klimatrusselen er vår tids største trussel. CO 2 -utslippene fra transportsektoren utgjør 32 % av de samlede CO 2 -utslipp i Norge. I tillegg fører sektoren til skadelige regionale utslipp av NOx, SO 2 og partikler. Et viktig skritt for å møte utfordringen vil være å ta gass i bruk i busser og andre tyngre kjøretøy. Naturgass gir svært lave utslipp av lokale forurensninger, som partikler, svovel og NOx. Når naturgass erstattes av biogass blir også CO 2 -utslippene svært lave. Tabellen nedenfor viser utslipp av klimagasser i Norge etter kilde 2008 i mill. tonn CO 2 - ekvivalenter transportsektoren mill tonn % Industri 14,1 Olje- og gassvirksomhet 14,3 Veitrafikk 10,4 10,4 19 % Andre mobile utslipp 6,8 6,8 13 % Landbruk 4,3 Andre utslipp 3,9 Totalt 53,8 17,2 32 % Tabell 1: Utslipp av klimagasser. Kilde: Utslippsregnskapet SSB og SFT. Tabellen nedenfor viser kildefordelte utslipp fra veitrafikk til luft av klimagasser i 2007 i tonn CO 2 -ekvivalenter for større norske byer. Kommune Total Veitrafikk % Oslo % Fredrikstad % Kristiandsand % Stavanger % Haugesund % Bergen % Trondheim % Norge % Tabell 2: Kildefordelte utslipp til luft av klimagasser i Kilde: SSB. Som det fremgår er det i de største byene det er mest å hente ved innføring av klimavennlige drivstoff.

12 8 3 BESKRIVELSE AV ALTERNATIVE DRIVSTOFF 3.1 Aktuelle alternativer Biodiesel er en fellesbetegnelse for biologisk fremstilt drivstoff til bruk i dieselmotorer. Ren biodiesel fremstilles gjennom forestring (omdanning til ester) av ulike planteoljer til rapsmetylester, også kalt RME. De vanligste planteråstoffet er oljevekstene ryps og raps, som også dyrkes i Norge og gjenkjennes ved de karakteristiske gule blomsteråkrene i juni/juli. Biodiesel finnes i to ulike kvaliteter i Norge; enten som ren biodiesel, også kalt rapsmetylester (RME), eller som biodiesel B5, som er ordinær diesel tilsatt opptil 5 prosent rapsmetylester. Bioetanol er en type alkohol, eller såkalt teknisk sprit, som fremstilles biologisk gjennom fermentering av sukker på basis av blant annet en rekke fødevarer, som mais, hvete, planteoljer, soja etc. Også restprodukter av vinproduksjon kan brukes som råstoff under fremstillings-prosessen. Bioetanol kan bl. a. brukes som drivstoff i bensinmotorer, og utmerker seg ved reduserte utslipp av karbondioksid. En vanlig form for slikt drivstoff er E85, som består av 85 prosent bioetanol og 15 prosent bensin. Biogass produseres av råtnende materiale, slik som husdyrgjødsel, kloakk og matavfall, uten tilførsel av oksygen. Ved å rense gassen får man en gass om i all hovedsak består av metan (CH 4 ), og som er nærmest identisk med naturgass. Biogass kan da benyttes i gassdrevne biler. I motsetning til naturgass er biogass produsert av fornybare kilder, og regnes dermed som CO 2 -nøytral. Naturgass er et samlebegrep for gass som en finner lagret under jordens overflate. Den er dannet for mange millioner år siden ved nedbrytning av organisk materiale uten tilførsel av oksygen, og består i hovedsak av metan, CH4. Naturgass kan brukes som drivstoff for biler. Hydrogendrivstoff, drivstoff basert på forbrenning av hydrogen. Hydrogen forekommer ikke fritt i naturen men kan produseres for eksempel fra vann eller metangass ved tilførsel av energi. Stoffet er således bare energibærer; ikke en selvstendig energiform, men et «lager» for energi. Prinsippet for bruk, f.eks. i biler, er at man først fremstiller hydrogen, som så benyttes direkte for å drive en forbrenningsmotor eller indirekte for opplading av brenselsceller som driver en elektromotor. Hydrogendrivstoff er ennå ikke kommersielt tilgjengelig. 3.2 Vesentlige forskjeller Mat eller drivstoff Dagens råstoff for biodiesel og bioetanol kan også brukes til matproduksjon. Biogass kan lages av avfall, husdyrgjødsel og kloakk som ikke kan brukes til matproduksjon Infrastruktur Biodiesel og bioetanol kan blandes med henholdsvis diesel og bensin i forskjellige blandingsforhold. Slike blandinger kan bruke dagens infrastruktur. Naturgass og biogass krever ny infrastruktur. Det egner seg derfor særlig godt for flåtedrift som for eksempel busser og renovasjonsbiler. Hva varer lengst Olje og gass er en lagerressurs med begrenset levetid. Biogass vil vi ha i all fremtid. Biogass er et spesielt godt klimatiltak, sannsynligvis det rimeligste, minst politisk kontroversielle og raskeste virkende middel mot utslipp av klimagass (Mads Løkeland, Norges Naturvernforbund)

13 9 4 MILJØ- OG KLIMAMESSIGE KONSEKVENSER FOR ALTERNATIVE DRIVSTOFF 4.1 Utslippskomponenter Transportvirksomhet fører til betydelige miljøproblemer pga. forskjellige typer utslipp til luft. I det følgende er det redegjort nærmere for forskjellige typer utslipp. Det er viktig å skille mellom klima og miljø. Klimaet blir skadet av CO 2 -utslipp. For nærmiljøet er det skadelig med utslipp av NOx, svovel og partikler. Det gjelder derfor å finne frem drivstoffer som i første omgang reduserer og til slutt fjerner alle disse utslippene Utslipp som gir globale skadevirkninger Det er disse problemene som er behandlet i Kyoto protokollen. CO 2 (karbondioksid) CO 2 (karbondioksid) CO 2 er den viktigste menneskeskapte klimagassen. Den dannes ved all forbrenning av kullholdig materiale og utslippsmengdene avhenger direkte av karboninnholdet i brenselet. Utslippsmengdene kan reduseres ved å skifte til et brensel som inneholder mindre karbon pr energienhet. Metan er den enkleste av hydrokarbonene og også den som under ellers like forhold gir minst CO 2 utslipp pr energienhet. CO 2 bidrar til drivhuseffekten som fører til at middeltemperaturen på jorda stiger. CO 2 er et globalt problem Utslipp som gir regionale og lokale skadevirkninger Utslipp av NOx, partikler og SO 2 kan gi helseskader ved store utslipp. En overgang fra dieselbusser til gassbusser vil gi forbedret luftkvalitet i byområder og dermed ha klare helsemessige effekter. Dette sparer samfunnet for store beløp. NOx (Nitrogenoksider) Nitrogenoksider er en felles betegnelse på dinitrogenoksid (N 2 O), nitrogenoksid (NO) og nitrogendioksid (NO 2 ). NOx dannes ved forbrenningsprosesser ved at oksygenet og nitrogenet i luften reagerer med hverandre under påvirkning av høy temperatur (N 2 + O 2 NOx). Ulike NOx - typer har forskjellige virkninger. Hovedtyngden av NOx fra motorer vil normalt være NO 2 og NO. NO inngår ofte i nye reaksjoner og det dannes NO 2 eller ozon. (O3). N 2 O (lystgass) er en drivhusgass og bidrar også til nedbryting av ozon i stratosfæren. Av disse er NO 2 den klart mest problematiske. Den øker faren for luftveissykdommer. I kombinasjon med ikke-metanholdig flyktige hydrokarboner (NMVOC) og sollys medvirker NO 2 også til dannelse av bakkenært ozon og andre fotokjemiske helsefarlige oksidanter. NO 2 bidrar til forurensing (forsuring) av jord og vann og til korrosjonsskader. Oppsummert gir utslipp av NOx følgende skadevirkninger: regionalt: - bidrar til forsuring av jord og vann - bidrar til overgjødsling på land, ferskvann og i kyst- og havområder - bidrar til dannelse av bakkenært ozon lokalt - øker faren for luftveislidelser - bidrar til vegetasjonsskader - bidrar til partikkeldannelse

14 10 Faktorer som minsker dannelsen av NOx er senket forbrenningstemperatur, magrere blanding eller kortere oppholdstid for brenselet i brennkammeret. Disse forhold påvirkes både av brennstoffvalget, brenner- og motorutformingen. Utslippene av NOx skal reduseres etter den internasjonale Gøteborgavtalen. SO 2 (svoveldioksid) Store lokale konsentrasjoner kan medføre helseproblem og gi vegetasjonsskader. Utslippene reduseres primært ved valg av brensel med lavt svovelinnhold. Partikler (sot, støv mm) Partikler refererer til svevestøv, eks. mikropartikler av sot o.l., som frigjøres og går ut i luften. Svevestøvet bidrar til økt fare for luftveisinfeksjoner. Støvet kan også bære med seg både kreftfremkallende stoffer og andre miljøgifter. Det er vanlig å bruke PM 10 som indikator for de delene av svevestøvet som har størst helsemessig betydning. Det øvrige svevestøvet - med diameter større enn 10 µm - kan også ha miljømessige konsekvenser, men det antas ikke å ha særlig helsemessig betydning (fordi de større partiklene ikke er inhalerbare). Finfraksjonen (diameter < 2,5 µm) er spesielt alvorlig i helsemessig sammenheng fordi de mindre partiklene ikke bare er inhalerbare, men også er respirable (dvs føres helt ned i nedre luftveier og lungeblærer). Det er uforbrente rester av dieseloljen som danner partiklene. Partikler dannes ikke ved forbrenning av naturgass. Når naturgassbusser likevel har et lite partikkelutslipp, kommer dette fra motorens smøreolje. PM 10 er et eksempel på en luftforurensingskomponent som er vurdert som mer helseskadelig enn tidligere antatt. Det er blant annet funnet klare sammenhenger mellom partikkelforurensing og luftveissymptomer. Videre tyder resultater fra forsøk på at eksponering for svevestøv eller nitrogendioksid kan forsterke allergiske reaksjoner samt bidra til utvikling av ny allergi (Folkehelseinstituttet). HELSEEFFEKTER Kunnskapen om helsevirkninger av luftforurensing øker stadig. Samtidig har økende krav til renere omgivelser ført til at grenseverdiene for når helsevirkninger kan inntreffe, er nedjustert flere ganger og at flere komponenter/stoffer har kommet til som helseskadelige. PM 10 er et eksempel på en luftforurensingskomponent som er vurdert som mer helseskadelig enn tidligere antatt. Det er blant annet funnet klarest sammenheng mellom partikkelforurensing og luftveissymptomer. Videre tyder resultater fra forsøk på at eksponering for svevestøv eller nitrogenoksid kan forsterke allergiske reaksjoner samt bidra til utvikling av ny allergi (Folkehelseinstituttet). Kilde: Oslo kommune: Luftkvaliteten i Oslo, status 2005

15 Klimakonsekvenser Biogass er det drivstoffet som slipper ut minst CO 2 pr km. Vi tar med tre eksempler som viser dette. TNO - forskningsinstitutt Nederland Diagrammet viser de forskjellige drivstoffene plasser i forhold til både klimapåvirkning (horisontal akse) og lokal luftkvalitet (vertikal akse). Bio CNG er biogass, CNG er naturgass. Figur 1: klima- og miljøpåvirkning av alternative drivstoff. Kilde: TNO Nederland, 2008 Som det fremgår kommer biogass best ut av samtlige alternative drivstoff, både for klima og miljø. Norsk forskning Diagrammet viser en foreløpig vurdering av miljøeffekter for busser ved forskjellige drivstoffer utført av forsker Rolf Hagman ved Transportøkonomisk Institutt. Utslippene av NOx og PM er relatert til Tank to Wheel da dette typisk er det dominerende bidraget (over 90 prosent). Klimapåvirkning er referert til Well to Wheel da dette har avgjørende betydning for biodrivstoffer. RME er biodiesel. Figur 2: Miljøeffekter for alternative drivstoff. Kilde: Rolf Hagman, Transportøkonomisk Institutt

16 12 Som det fremgår er miljø- og helsekostnadene ved biodiesel 100 % RME over dobbelt så store som for biogass. Informasjon fra AGA Diagrammet viser hvor lang du kommer før du har sluppet ut 10 kg karbondioksid med forskjellige drivstoff. Figur 3: CO 2-utslipp for alternative drivstoff. Kilde: John Melbye, AGA. Som det fremgår kommer biogass fra gjødsel best ut. Forbrenning av biogass gir dobbel klimagevinst Metan dannes av råtnende organisk materiale uten tilførsel av oksygen. Dersom metan ikke samles opp fra søppelfyllinger og kloakkanlegg vil den sive ut i atmosfæren. Som klimagass er metan omtrent 20 ganger mer skadelig enn CO 2. Metan har fått skylden for klimaendringen som skjedde for 65 millioner år siden, når gjennomsnittstemperaturen på jorda steg med 4-8 grader. Oppsamling og forbrenning som biogass gir derfor dobbel gevinst. Først fordi det reduserer metan som slipper ut i atmosfæren og dernest fordi det brukes i forbrenning i stedet for olje.

17 Europeiske utslippsstandarder De europeiske utslippsbestemmelsene for tunge dieselkjøretøyer (over 3,5 tonn) er vanligvis betegnet som Euro I til Euro V. Euro I standarden for mellomstore og store motorer ble introdusert i Euro II ble gjort gjeldende fra I 1999 vedtok Europaparlamentet Euro III standarden og godkjente også Euro IV og V for årene 2005/2008. For å klare utslippsgrensene må mange motorer til dieseldrevne tunge kjøretøyer utstyres med utstyr for eksosgassbehandling, så som partikkelfeller og DeNOx katalysatorer. Tabell 3 viser utslippsstandarder i g/kwh som gjelder for EU for NOx og PM (partikler). Klasse Gjelder fra NOx PM10 Euro I ,0 0,40 Euro II ,0 0,15 Euro III ,0 1,10 Euro IV ,5 0,02 Euro V ,0 0,02 Tabell 3: Tillatt utslipp i g/kw. Kilde: Gass i Buss, Rapport fra Norsk Gassforum, desember Da de første gassbussene i Bergen ble kjøpt inn i år 2000 (se punkt 7.4.) var det betydelige større utslipp av NOx og partikler (PM10) fra en dieselbuss enn fra en gassbuss. I perioden som er gått siden er - som det fremgår av tabell 3 tillatte utslippsgrenser for NOx og partikler kraftig redusert. Selv om utslippsforskjellene er redusert slipper fremdeles en ny gassbuss ut mindre NOx og partikler enn en ny dieselbuss. Forsker Rolf Hagman i Transportøkonomisk Institutt sier det slik: Jeg pleier for nye dieselbusser Euro5/EEV å bruke utslippsfaktorene mindre enn 3,5 g/km for NOx og mindre enn 0,03 g/km for PM. For nye gassbusser pleier jeg å bruke utslippsfaktorene mindre enn 3 g/km for NOx og mindre enn 0,01 g/km for PM. Dette er typiske tall for nye dieselbusser og nye gassbusser Mer nøyaktig er vanskelig å være. Hvordan man tester har avgjørende betydning for hvilke utslipp man får og det er viktig at kjøretøyene også har lave utslipp etter en tids bruk. Utslippsfaktorene vil være forskjellige fra forskjellige bussleverandører, og det er nødvendig med et avgasslaboratorium for busser for å få frem nøyaktige tall for hva som skjer i virkelig trafikk. Leverandørene må etter min vurdering bli bedt om å oppgi utslippsfaktorer fra virkelige avgasstester med bussene. EEV er forkortelsen for Enhanced Environmental friendly Vehicle og er definisjonen på den hittil strengeste miljønormen - en enda renere avgassnorm enn Euro 5. EEV reduserer partikkelutslippet med 33 % i forhold til kjøring med Euro 5-motorer.

18 14 Nils-Olof Nylund ved VTT, Finland har forsket mye på utslipp av partikler og NOx fra diesel- og CNG busser i virkelig trafikk. Figuren nedenfor viser resultat fra ulike tester av EEV-busser. Alle CNG-bussene (gassbusser - grønne ringer) har ekstremt lave utslipp av partikler, mens dieselbussene sliter med å oppfylle kravene til EEV. NOx and PM emissions over the Braunschweig city bus -cycle 15 Diesel EEV Euro 1 CNG EEV 12 Euro 2 Light Const. Euro 3 calibration EEV 3-aks EGR Euro limits (by factor 1.8) 9 NOx g/km 6 EEV SCRT EEV SCR EEV EGR Euro 5 3-aks SCR Euro 3 ESC ETC 3 EEV CNG stoik. EEV Euro 5 0 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 PM g/km Figur 4: PM og NOx fra diesel- og CNG busser i virkelig trafikk. Kilde: Nils Olof Nylund - VTT Finland 2009 Økte utslipp ved lavere hastighet Figuren nedenfor viser reduksjoner i NOx-utslipp ved forskjellige gjennomsnittshastigheter. Bykjøring med mange raske start og stopp gir raske akselerasjoner og følgelig høyere utslipp av NOx. Som det fremgår er NOx- utslippene fra gassbusser (CNG) relativt uforandret ved forskjellige hastigheter mens NOx utslippet for dieselbusser øker dramatisk ved lavere gjennomsnittshastigheter som er det vanlige for en bybuss. Figur 5: NOx utslipp ved forskjellige hastigheter. Kilde: Roland Nilsson, EON Gas.

19 15 Støy Gassbusser har en klart mer stillegående motor enn dieselbusser. Dette kan spesielt merkes ved kjøring i tettbygde områder og når bussen står i ro ved holdeplass. Målinger viser at støynivået for en gassmotor er omtrent halvparten så høy som for en dieselmotor. Tabellen viser støyforskjellene ved forskjellig motorgang Belastning Dieseldrift (dba) Gassdrift (dba) Tomgang 99,5 85,5 Full-last 113,4 105,5 Normal drift 110,8 99,9 Tabell 4: Støy ved forskjellig motorgang. Kilde: Marintek. Som det fremgår er støynivået ved gassdrift redusert med 10,9 dba ved normal drift, som oppfattes som en halvering av støynivået for det menneskelige øret.

20 16 5 POTENSIALE FOR BIOGASS 5.1 Potensial i Norge I rapporten: Fra biomasse til biodrivstoff - Et veikart til Norges fremtidige løsninger (kilde 13.6) er potensialet for produksjon av biogass i Norge fra avfall beregnet til vel 6 TWh. Diagrammet nedenfor viser fordelingen fra forskjellige avfallstyper. Figur 6: Potensial for biogass i Norge Kilde: Diverse kilder i punkt 13.6 Rapporten slår videre fast at det i tillegg anslagsvis vil være mulig å ta ut så mye som 20 TWh i året fra skog. Det totale potensialet for biogass i Norge er således på 26 TWh pr år. Totalt biogasspotensial fra avfall i Hordaland er vel 200 GWh. Av dette utgjør biogass fra husdyrgjødsel vel 100 GWh og fra matavfall fra husholdninger vel 60 GWh. I tillegg kommer Hordalands andel av det norske potensialet på 20 TWh fra skog (kilde 13.6.). Gassforbruk Tide oppgir at gjennomsnittlig kjørelengde for gassbussene i Bergen er km pr år. Det antas et gassforbruk på 0,55 Sm 3 /km eller 5,9 KWh/km. Etter dette vil 100 gassbusser bruke ca. 40 GWh gass pr år.

21 Større biogassanlegg i Norge Det er nå bygget, under bygging og planlagt en rekke større biogassanlegg i Norge. Tabellen på neste side viser de største anleggene. Anlegg i drift Lokalitet Anlegg / infrastruktur Eierskap / drift IVAR, Stavanger, Sentralrenseanlegg (SNJ), PE Interkommunalt selskap Biogassanlegg tilknyttet renseanlegget. Slam tørkes til pellets. Oppgraderingsanlegg for biogassen etablert i 2009 slik at den kan føres inn på naturgassnettet til Lyse. Anlegget har kapasitet på ca. 35 GWh. Renseanlegget inkludert biogassanlegget eies av IVAR. Anlegget for oppgradering av biogass eies i samarbeid med Lyse Neo AS. Oppgradering av biorest til gjødsel i samarbeid med Høst A/S Bekkelaget renseanlegg, Oslo PE. Biogassanlegg ved renseanlegg (750 Nm3/h). I 2009 ble anlegg for oppgradering av biogassen til drivstoff ferdigstilt. Gassen skal benyttes til drift av busser og renovasjonsbiler, men vil på sikt og til personbiler. Energimengde ca 23 GWh Biogassanlegg og anlegg for oppgradering eid av kommunen (VAV). Kommunen inngikk i 2001 en driftsavtale med Bekkelaget Vann AS (BEVAS) om drift av renseanlegget med varighet på 15 år. Kommunen har inngått avtale med AGA med virkning frem til 2016 om distribusjon av biogass og utvikling av et marked for denne. Mjøsanlegget, Lillehammer eies av de tre interkommunale selskapene GLØR, GLT og HIAS. Biogassanlegg for matavfall. Kapasitet på ca tonn/år. Biogass går sammen med deponigassen til gassmotor for produksjon av ca. 5 GWh elektrisitet. Alternativ avsetning vurderes. Gass og flytende biorest selges til GLØR.

22 18 Lokalitet Anlegg / infrastruktur Eierskap / drift FREVAR, Fredrikstad Kommunalt A/S Biogassanlegg for slam og avfall. Total energimengde ca. 13 GWh. Det er etablert et oppgraderingsanlegg for biogass som leverer drivstoff til busser, ca. 35 stk., samt noen renovasjonsbiler og kommunale personbiler. Det er også planlagt en fyllestasjon for personbiler i Fredrikstad. Det er planlagt utvidelse av anlegget i 2012 slik at det også kan ta imot husdyrgjødsel og matavfall. Oppgradert til drivstoff ca. 4,5 GWh Biogassanlegget eies og drives av FREVAR AS som også drifter oppgraderingsanlegget. Men dette eies av Fredrikstad Biogass AS som eies 50 % av FREVAR og 50 % Borg Buss. Dette selskapet har også ansvaret for distribusjon av drivstoffet. Ecopro, Verdal Biogassanlegg for matavfall og slam, totalt ca tonn/år. Energipotensial 30 GWh - el. produksjon 12 GWh. Utvidelse til tonn aktuelt dersom Trondheim starter utsortering matavfall. Eies av 5 interkommunale selskaper, samt Steinkjer kommune og Trondheim Energi Fjernvarme. Dekker totalt ca. 50 kommuner. Trondheim Energi Fjernvarme skal bidra til salg av energiproduksjonen fra anlegget. HRA IKS - Jevnaker. Interkommunalt avfallsselskap Biogassanlegg for matavfall ca tonn/år. Energipotensial ca. 6 GWh. Biogass, samt deponigass går til strømproduksjon. 1/3 av strømmen går til eget forbruk, resten selges til Hadeland Energi. Anlegget eies og drives av HRA. Jordproduksjon skjer på lisens. Anlegg under bygging Lindum AS, Drammen Kommunalt AS (Drammen 100 %) Biogassanlegg for tonn/år, derav tonn slam. Energiproduksjon ca. 16 GWh. Energi bruk til drivstoff, oppvarming og hydrogen. Kostnad 85 mill. Støtte fra Enova 8 mill. Lindum AS Driftsstart høst 2011.

23 19 Anlegg i ulike planfaser Lokalitet Anlegg / infrastruktur Eierskap / drift Planlagt biogassanlegg på Hå IVAR og Lyse planlegger et nytt biogassanlegg for husdyrgjødsel og organisk avfall fra næringsliv og husholdninger på Grødaland. Biogassen forutsettes levert til Lyse sitt eksisterende gassnett. Planlagt energimengde ca. 70 GWh. Selskapet "Hå Biopark AS" eies med 50 % hver av IVAR og Lyse Neo. Det skal drive med produksjon og salg av biogass og jordforbedrings - og gjødselprodukter. Realisering avhengig av 50 % investeringsstøtte og driftsstøtte. Utsatt fremdrift i påvente av støttetilsagn. 12 k Vestfold Kommunesamarbeid 12 kommuner Biogassanlegg med råstoff fra bioavfall, organisk næringsavfall og slam. Råstoffpotensial antydet for produksjon av energi tilsvarende ca. 60 GWh. Bruksområde drivstoff og boligoppvarming utredes. Konsekvensutredning for lokalisering Taranrød/Tønsberg Følgende alternativ er aktuelle: Offentlig IKS eller AS Tidsavgrenset eller permanent OPS Anbud bygging/drift i regi av eksisterende IKS eller kommune EGE, Oslo Energigjenvinningsetat en i Oslo kommune Biogassanlegg på Esval i Nes kommune. Dimensjoneres for tonn matavfall fra husholdninger og næringsliv med mulig utvidelse til tonn (nok til matavfall fra alle kommuner i Akershus) Energipotensial ca. 42 GWh i første byggetrinn. Oppgradert mengde biogass 3,9-6,2 mill. m 3 /år til drivstoff busser og renovasjons- kjøretøy i Oslo. EGE skal eie og drive anlegget. Driftsstart Tabell 5: Større biogassanlegg. Kilde: Sivilingeniør Svein Sande, COWI. For anlegg i Bergen, se kapitel 5.3. For mer utfyllende informasjon om biogassanlegg vises til kapitel 7.5. Utvikling av biogassbusser i Norge. Nærmere informasjon om anlegget på Esval i Nes er gitt på neste side

24 20 Enova støtter biogassanlegg i Oslo med 35 millioner kroner Energigjenvinningsetaten i Oslo kommune får 35 millioner kroner i støtte fra Enova til etablering av et biogassanlegg for behandling av kildesortert matavfall fra husholdninger og næringer. Anlegget vil gi nok biogass til å drive 200 busser og spare Oslo og Akershus for tonn CO 2 utslipp i året. Biogass er renset metangass som dannes når organisk materiale råtner. Metan er en 25 ganger kraftigere klimagass enn CO 2, og konvertering til biogass regnes som et svært effektivt virkemiddel for å redusere klimagassutslipp. Biogassanlegget som skal bygges på Nes i Akershus, vil kunne ta i mot tonn matavfall. Gassen fra matavfallet vil kunne erstatte 5 millioner liter diesel årlig. Prosjektstart er beregnet til høsten 2010, og kommunen håper at anlegget skal stå klart til bruk sent 2012 eller tidlig Det ligger et spennende uforløst potensial i biogass. Enova er nå opptatt av å støtte industrielle biogassprosjekt som vil gi oss erfaring med bruk av denne verdifulle ressursen. Vi ønsker oss flere gode søknader om støtte til industrielle biogassprosjekt, sier Helle Grønli, fungerende avdelingsdirektør for energiproduksjon i Enova. Hun mener biogassprosjektet i Oslo kommune viser at kommunen lykkes i å omsette ambisiøse energi- og klimaplaner i handling. En potensialstudie som Østlandsforskning gjennomførte for Enova i 2008, viser et teoretisk potensial for 6 TWh energi per år fra biogass. Det tilsvarer energiforbruket til mer enn norske husstander, eller en by på størrelse med Hamar. Det nye biogassanlegget vil kunne gi drivstoff til mer enn 200 busser i Oslo og Akershus. Anlegget vil bli plassert i tilknytning til et eksisterende deponi med god tilgang på biogass fra lagret, nedbrytbart avfall. Det er ventet at prosjektet vil bidra til 51,5 GWh økt fornybar energiproduksjon pr. år, basert på 42,3 GWh fra det nybygde biogassanlegget og 9,2 GWh fra det eksisterende avfallsdeponiet. Kilde: Enova Oslo bygger nytt biogassanlegg Bilde 2: Oslo kommunes nye biogassanlegg på Nes i Romerrike For Oslos nye biogassanlegg på Nes i Romerrike er anbudskonkurransen i gang. Det regnes med byggetart i Anlegg for LBG (flytende biogass) er under vurdering.

25 Status for biogass i Bergen Bergen kommune har vedtatt å bygge et biogassanlegg i Rådalen. Bergen bystyre gjorde følgende vedtak den : 1. På bakgrunn av saksutredningen og fagnotat med vedlegg plasseres biogassanlegget i Rådalen på eksisterende tomt for slamanlegget. 2. Biogassen som blir produsert skal brukes på den mest miljømessige og økonomiske fordelaktige måte. Det legges til grunn at biogassanlegget tar høyde for alternativ energibruk dersom energisituasjonen i Bergen endrer seg. Komiteen ber byrådet gå i samarbeid med Hordaland Fylkeskommune for å tilrettelegge for at biogass skal brukes som drivstoff i transportsektoren. 3. Bioresten skal behandles med mest mulig gjenbruk av bioresten som en ressurs. Biogassanlegget må utformes for å optimalisere miljø og klimaeffekter og bioresten skal behandles med mest mulig gjenbruk av bioresten som en ressurs. 4. Bystyret ber om å bli holdt løpende orientert om saken. 5. Bystyret ber byrådet snarest fremme en ny sak om eier- og driftsorganisasjon for biogassanlegg i Bergen", basert på erfaringer fra vellykkede driftsmodeller for tilsvarende anlegg i Norge og Sverige. I samsvar med Hovedplan for avløp og vannmiljø skal de 5 største avløpsrenseanleggene i Bergen oppgraderes til såkalt høygradig rensing. Dette vil gi en økning i slammengden fra ca til ca tonn pr år. Etter vurdering av aktuelle metoder for behandling av slammet, peker anaerob utråtning i et biogassanlegg seg ut som den teknisk, økonomisk og miljømessig beste løsningen. Denne metoden er således lagt til grunn i et skisseprosjekt som ble behandlet i byrådet i 2007, der det ble gjort vedtak om at fremtidig behandling av slam fra avløpsrenseanleggene i Bergen skal baseres på utråtning av slammet og produksjon av biogass. I et forprosjekt i 2008/2009 er det gjort nærmere vurderinger av bl.a. lokalisering, energiutnyttelse, bruk av biorest, kostnader og organisering. Potensialet for gassproduksjon er i forprosjektet stipulert til ca Nm3/år. Dette er gass med et metaninnhold på ca. 65 % og med ca. 35 % innhold av karbondioksid (CO 2 ). Brennverdien av denne gassen er ca. 6,5 KWh/Nm3, og energipotensialet blir dermed ca. 25 GWh/år. Dette er beregnet mengde etter oppgradering av de 5 renseanleggene. Utbyggingen vil skje over en lengre periode, og mengden vil bli vesentlig mindre i startfasen. Behandling av avløpsslam i biogassanlegg bygger på kjent teknologi med forholdsvis lang tids erfaring. I de senere år er det i økende grad gjort forsøk med tilsvarende behandling av våtgorganisk avfall (matavfall) fiskeavfall og andre lett nedbrytbare fraksjoner. Denne behandlingsmåten er interessant fordi den gir en nyttbar gassproduksjon, men den skaper en del problem pga. behovet for forbehandling før utråtning, og manglende bruksmuligheter for sluttproduktet som kalles biorest. Av denne årsak er gasspotensialet fra behandling av matavfall fra husholdninger i Bergensområdet foreløpig ikke inkludert i beregning av gasspotensialet. De bruksmuligheter som synes mest aktuelle for metangassen fra et biogassanlegg er følgende: Produksjon av elektrisitet Oppvarming av varmtvann til fjernvarme Drivstoff i kjøretøy

26 22 Å bruke gassen til elektrisitetsproduksjon gir den dårligste virkningsgraden av de nevnte alternativ, og en vil se dette som en nødløsning dersom en ikke finner de andre bruksmulighetene teknisk/økonomisk interessante. Bruk av gassen til fjernvarme ble i tidligere prosjektfaser sett som en mulighet ved lokalisering av biogassanlegget nær Bergen sentrum/laksevåg, da dette kunne gi en innmating i hovednettet til BKK Varme AS i det området der fjernvarmebehovet er størst. Interessen for bruk til dette formål har ikke vært stor i den dialog som til nå er gjennomført med de aktuelle aktørene, og med en lokalisering i Rådalen blir denne bruksmåten mindre aktuell. Dette fordi forbrenningsanlegget for avfall i lang tid vil produsere mer energi enn det som kan utnyttes gjennom dagens hovedsystem for fjernvarme. Eventuell tilførsel av energi til fjernvarmenettet fra et biogassanlegg i Rådalen vil dermed gi dårlig energiutnyttelse av denne gassen, eller redusert energiutnyttelse i forbrenningsanlegget. Bruk av gassen til kjøretøydrift peker seg ut som det absolutt meste interessante alternativ av følgende årsaker: Alternative bruksmåter vil gi dårlig energiutnyttelse. Det finnes i dag en etablert infrastruktur for gassbusser i Bergen med fyllestasjoner og transportsystem for tilførsel av gass til disse stasjonene. Rammevilkårene for bruk av biogass har vært varierende og usikre, men det er i siste halvår etablert en stønadsordning via Transnova, og det er avklart at det ikke skal legges veiavgift på biogass som drivstoff i denne stortingsperioden. Det er planlagt et nytt bussanlegg i Rådalen, og dette gir en god anledning til samordnet planlegging av gassproduksjon og gassutnyttelse. Denne bruksmåten av gassen vil kreve en oppgradering fra et metaninnhold på ca. 65 % til ca. 98 % ved å fjerne CO 2. En slik oppgradering bygger på kjent teknologi, og det er nylig bygget et slikt oppgraderingsanlegg ved IVAR sitt avløpsrenseanlegg for Stavangerområdet. Gassen får dermed en kvalitet som tilsvarer naturgass. I Stavangerområdet føres den oppgraderte biogassen inn på den nærliggende naturgassledningen. Av et fremtidig brutto energipotensial på ca. 25 GWh/år i Bergen må en regne med at en del energi vil bli brukt i interne prosesser og oppvarming. Det antas at ca. 23 GWh kan brukes til kjøretøydrift. Tide oppgir at gjennomsnittlig kjørelengde for gassbussene i Bergen er km pr år. Det antas et gassforbruk på 0,55 SM 3 /km eller 5,9 KWh/km, Dette tilsvarer ca km/år pr buss om energimengden fordeles på 68 busser. For å få Svanemerket drivstoff må minst 1/3 være biogass. Det vil således være nok biogass til Svanemerking av drivstoffet til 200 busser. Bergen kommune, VA etaten vil være byggherre for et biogassanlegg, men det er lite aktuelt for denne etaten å bygge opp en organisasjon som skal ta seg av distribusjon av biogass. For denne byggherren er det mest interessant å gjøre avtale med en aktør som overtar gassen rett etter råtnetankene eller eventuelt etter et oppgraderingsanlegg. Denne aktøren må ha en viss frihet til å avgjøre videre bruk av gassen, men det er selvsagt ønskelig å finne en optimal løsning miljømessig og økonomisk, der høye energipriser kommer avløpsabonnentene til gode. Biogassanlegget må stå driftsferdig når de første renseanleggene er oppgradert i 2013, og gradvis ta imot en økende råstoffmengde i 2014/15. VA - etaten er i gang med utarbeidelse søknad om utslippstillatelse og konkurransegrunnlag for bruk av biorest og for prosessanlegget. Konkurransegrunnlag for salg av gass vil bli utarbeidet i 2011, og avtale med den aktuelle gasskjøper forventes inngått i 2012.

27 Organisering av biogasskjeden Det er mange forskjellige måter å organisere kjeden fra innsamling av råstoff til kjøretøyet kjører av sted med biogassen. Figur 7 viser et typisk eksempel på organisering av de forskjellige elementene. IDEEL ORGANISASJONSSTRUKTUR FOR BIOGASS SOM DRIVSTOFF Kommunalt selskap Gasselskap Transportselskap Innsamling Biogassproduksjon Oppgradering Transport Fyllestasjon Kjøretøy Figur 7: Eksempel på organisasjon. 5.5 Biogasspotensial i Bergensområdet I vurderingen av potensialet for biogassproduksjon kan vi ta utgangspunkt i for eksempel: Mulig råstoff, eller Tilgjengelig råstoff I så fall kan vi summere et betydelig potensial fra skog og husdyrgjødsel som mulig råstoff. Men med dagens rammevilkår der det for eksempel synes vanskelig å etablere et økonomisk bærekraftig prosjekt for husdyrgjødsel på Jæren, sier det seg selv at et lignende prosjekt vil være lite aktuelt i Bergensområdet i overskuelig fremtid. I en lokal vurdering for regionen er det ikke råstoffpotensialet alene som er interessant, men råstoffet sett i sammenheng med: Alternativ bruk/behandling av råstoffet Kostnaden ved behandling i biogassanlegg Bruksmulighetene for biorest Bruksmulighetene for biogass

28 24 Med de mulighetene som foreligger for bruk av gass til kjøretøydrift, og alternativ bruk til el - produksjon eller fjernvarme, så kan vi si at bruksmulighetene lokalt ikke er noe teknisk eller miljømessig problem. Spørsmålet er hvilket alternativ som gir størst økonomisk og miljømessig gevinst. Det samme gjelder også for den alternative bruk eller behandling av råstoffet, der vi bl.a. kan si at ensilasje fra fiskeavfall i Austevoll neppe vil gi biogass i Bergen så lenge det er rimeligere å transportere avfallet til behandling i Danmark, eller eventuelt Stavanger. Det samme vil gjelde avfall fra Hansa Borg Bryggerier, Toro, Tine Meierier, Avinor (glykol) m.v. Disse bedriftene, og flere mindre næringsmiddelprodusenter har diverse organiske avfallsprodukt som kan tenkes behandlet i et biogassanlegg. Mengdene fra de nevnte aktørene er så små at det ikke vil være økonomisk mulig å etablere et biogassanlegg for disse fraksjonene hver for seg, eller til sammen. Dersom dette avfallet skal omdannes til biogass, så må det skje i et større anlegg. Den samme konklusjonen kan trekkes for matavfall fra husholdninger. Selv om det er etablert biogassanlegg bare for matavfall for tilsvarende eller mindre mengder enn i BIR - området (Ringerike/Lillehammer), så vil det opplagt være mest teknisk, økonomisk og miljømessig fordelaktig å behandle matavfall i samme anlegg som avfallsslam i Rådalen. Ved lokaliseringen er det også tatt høyde for denne muligheten. Vi kan dermed si at potensialet for biogassproduksjon i Bergensområdet i hovedsak er avhengig av behandlingskostnaden ved det biogassanlegget som skal etableres i Rådalen. En stor del av infrastrukturen i et slikt anlegg er uavhengig av tilført mengde, og det vil være mulig å bygge ut anlegget med flere råtnetanker i mange byggetrinn. Kostnaden og miljøvurderingene for dette anlegget vil i stor grad være avhengig av bruksmulighetene for sluttproduktet etter utråtning, den såkalte bioresten. Dersom en ikke finner tilfredsstillende bruksmuligheter i form av gjødsel eller jordforbedring, er det lite aktuelt å innføre kildesorting av matavfall. Å omdanne matavfallet til biogass kan være miljømessig ønskelig, men totaleffekten blir oftest negativ dersom bioresten må gå til forbrenning pga. manglende alternative bruksmuligheter. Å finne bruksmuligheter for biorest vil bli et svært viktig element ved prosjektering og bygging av biogassanlegget for avløpsslam. Dersom en kan finne miljømessig og økonomisk tilfredsstillende løsninger, og disse kan gi muligheter for fremtidig utvidet mottak, så kan vi skissere følgende mulige råstoffpotensial for biogass i tillegg til avløpsslam som nevnt i pkt. 5.2: Matavfall fra husholdninger i BIR - området (ca tonn/år). Matavfall fra naboregioner (Fjell/Øygarden og NGIR - Nordhordland). Fiskeensilasje og slam fra settefiskanlegg. Diverse avfall fra bryggeri, meieri og annen næringsmiddelindustri Summen av dette potensialet kan bli opp mot tonn pr år. Tørrstoffinnhold, kravet til forbehandling, og energiinnholdet pr tonn vil variere. Det er derfor vanskelig å antyde det mulige energipotensialet nærmer enn til ca GWh.

29 25 6 INFRASTRUKTUR FOR GASSDISTRIBUSJON 6.1 Distribusjon Naturgass (NG) og biogass (BG) bruker samme infrastruktur. Biogass kan fylles inn i allerede etablert gassrør for naturgass og kan transporteres både som trykkgass (CBG) og flytende gass (LBG). Figuren nedenfor viser hvorledes biogass og naturgass føres inn i det sammen distribusjonssystemet. Figur 8: Green gas prinsippet. Kilde: Lyse Energi. Nedenfor er beskrevet de vanlige måtene å transportere gass på. Rørtransport Dette er den enkleste formen for gasstansport. Vi skiller mellom høytrykksrør med trykk over 4 bar og lavtrykks rør med trykk under 4 bar. Høytrykksrør brukes som transmisjonslinjer og krever større investeringer og større mengder gass for å forsvare investeringene. Lavtrykksrør brukes for lokal distribusjon og krever relativt beskjedne investeringer. Utbygging av lavtrykks distribusjonsnett startet på Haugalandet og er etter hvert etablert andre steder i landet, blant annet som videre distribusjon fra mottaksterminaler for CNG og LNG. Den første høytrykks transmisjonsledning i Norge ble bygget i 2004 av Lyse Gass fra gassterminalen på Kårstø til Risavika ved Stavanger. Fra Risavika distribueres nå gass gjennom et lavtrykks distribusjonsnett. CNG/CBG CNG (compressed natural gas) er komprimert gass hvor gasstrykket økes ved bruk av kompressorer til f.eks. 300 bar for å redusere transportvolumet. CNG fylles på stålflasker som er montert på en CNG-trailer. En CNG-trailer med 300 bars trykk vil kunne transportere 6000 Sm 3 med gass. CNG er velegnet for oppbygging av et gassmarked med relativt små gassmengder og liten transportavstand. I Naturgassparken på Kollsnes utenfor Bergen har Gasnor etablert en kompressorstasjon som fyller gass på hengere med inntil 300 bar trykk. Med gasshengere transporteres CNG til mottaksstasjoner i Bergen og omegn. Her blir gasstrykket redusert til ønsket trykk og distribuert videre til de forskjellige kundene, eventuelt gjennom lavtrykksledninger. CNG er i Norge foreløpig tilgjengelig fra Gasnors distribusjonssystem for CNG i Bergen og områdene rundt Bergen. CBG (compressed biogas) er foreløpig den vanligste måten å transportere biogass på.

30 26 LNG/LBG LNG (liquefied natural gas) er flytende naturgass hvor gassen er gjort flytende ved å kjøle ned gassen til minus 162 grader. LNG transporteres med tankskip og LNG-trailere. En LNG-trailer vil kunne transportere Sm 3 eller ca. 6 ganger så mye naturgass som kan fraktes med en CNG-trailer. LNG distribueres i dag fra Statoils LNG-fabrikk på Tjeldbergodden og fra Gasnors fabrikker på Kollsnes og Karmøy. LBG (liquified biogas) produseres og transporteres på samme måten som LNG, og har samme fordel med at du får 6 ganger så mye biogass med en trailer om med CBG. Det er ikke byget ut særlig mange anlegg for LBG. Bildet nedenfor viser det første spadestikk for verdens første kommersielle produksjonsanlegg for LBG i Lidköping i Sverige Anlegget som åpner i 2010 vil leverer 60 GWh med flytende biogass (LBG). Bilde 3: Business Region Göteborg AB

31 Distribusjonskostnader Beregningen nedenfor er utført av Tor Ivar Hetland, Gasnor AS Innledning Økt bruk av klimanøytral biogass som drivstoff for busser spiller en viktig rolle i å redusere samlede utslippene fra offentlig transport. Bruken og etterspørselen av biogass til dette formålet er raskt økende, og jakten på de optimale løsningene vedrørende produksjon, transport og bruk utforskes. Denne studien tar sikte på å kartlegge den mest kostnadseffektive måten å transportere natur-/biogass fra produksjonsanlegget til bussdepot. Siden etablert infrastruktur for naturgass kan brukes til biogass, vil diskusjonen bli gjort i lys av beregninger gjort for distribusjon av naturgass. Den følgende diskusjonen vil være basert på norske trafikkregler, mht. tillatt lengde og vekt for veitransport. Tre alternative måter å transportere gass på sammenlignes og diskuteres: 1. CBG (komprimert biogass), stål og kompositt beholdere 2. LBG (Liquefied biogass) 3. Rørledning (private/lokale) Å finne den best egnede måten å transportere biogass på vil i de fleste tilfeller være lik å finne det alternativet med lavest mulig kostnad. Kort sagt betyr dette å dele transportkostnader på en viss mengde transportert gass til en bestemt distanse. Derfor vil følgende scenarier vurderes: Biogass for 50 busser fraktet 20, 50 og 100 kilometer Biogass for 100 busser fraktet 20, 50 og 100 kilometer For å bestemme den nødvendige mengden av biogass, er forbruket per kilometer fastsatt til 0,6 Sm3. Videre er hver buss estimert til å kjøre km per år. Gitt disse forutsetninger, vil den nødvendige mengden av biogass være forholdsvis ca. 2,4 mill. Sm3 for 50 busser og 4,8 mill. Sm3 for 100 busser. Tabellen nedenfor angir mengden av biogass transportert. Sesongvariasjoner, som eksempelvis tilfeller av lavere forbruk i sommermånedene, er ikke tatt i betraktning. Estimated Consumption Number of buses Yearly milage Consumption Sm3 pr. km 0,6 0,6 Annual consumption Sm Consumption Sm3 pr.month Consumption Sm3 pr week Consumption Sm3 pr 24 h Tabell 6: Estimert forbruk. Etter å ha bestemt mengden biogass som skal transporteres, har man en basis for å vurdere videre hvilke transportmåte som skal anvendes. Som nevnt ovenfor vil vi i dette tilfelle sammenligne CNG (kompositt og stål), LNG og rørtransport.

32 28 Kapasitet CNG trailere Det finnes en rekke ulike alternativer når det kommer til CNG trailere. Først av alt kan du velge trailer med kompositter og stålsylindere, med ulik størrelse og kapasitet. Følgende grafiske fremstilling viser ulike kompositthengere. For å indikere den mest kostnadseffektive løsningen, er investeringskostnad blitt delt på transportkapasitet. En valutakurs på 1 EUR = 8,10 kroner er anvendt. Sammenligningen av forskjellige CNG kompositt og stål trailere er basert på et utvalg av prisindikasjoner gitt av ulike leverandører. Imidlertid kan andre priser fra andre leverandører avvike fra diagrammene vist nedenfor. Figur 9: Priser for kompositt trailere. Figur 10: Priser for ståltrailere. Å konkludere basert på trailer investeringskostnader og kapasitet alene, vil være utilstrekkelig med hensyn til de totale kostnadene for transport av gass fra oppgraderingsanlegg til bussdepotet. Imidlertid, vil disse kostnadene være et viktig grunnlag for beregning av totale transportkostnader.

33 29 Ovenfor skisserte vi et scenario der gass for 50 og 100 busser skulle bli transportert 50 og 100 km. I en 24-timers periode vil 50 busser bruke omlag Sm3 mens 100 busser vil bruke ca Sm3 biogass. Ved tilfellet 50 busser, synes "ståltilhenger 8" å være det smarteste valget. På en annen side, vil en "stål tilhenger 8" ikke være det foretrukne valget når en skal transportere dobbelt så stort mengde gass. Før videre diskusjoner, vil LNG trailere tas hensyn til så vel som de resterende kostnadene knyttet til gasstransport. Figur 11: Investeringskostnader. Figur 11 over viser at investeringskostnadene fordelt på transportkapasitet for LNG hengere er betydelig lavere enn for noen av CNG alternativene. I den påfølgende delen, vil totale transportkostnader, som definert nedenfor, bli analysert i relasjon til scenariene nevnt ovenfor. I denne analysen er følgende kostnader inkludert i transportkostnadene: For transport av biogass som CNG eller LNG: 1. Investeringskostnader trailer 2. Vedlikeholdskostnader trailer 3. Kostnader knyttet til lastebil og sjåfør Avskrivningstid for trailerinvesteringer er 10 år med 6 % rente. For transport av biogass i rør: 1. Grøftekostnader 2. Rørledning 3. Sveising Avskrivningstid for investeringer i forbindelse med rørledning er satt til 20 år med 6 % rente. Følgende eksempler brukes for videre evalueringer: CNG sylindere i stål: 1. Steel 8 (4 800 Sm3) CNG sylindere i kompositt: 1. Kompositt 5 (5 500Sm3) 2. Kompositt 2 ( Sm3) LNG ( Sm3), og rørledning. Transportkostnader for rørledningsalternativet vil bli diskutert nå, og sammenlignet med traileralternativene til slutt. Sammenlikningen av ulike transportløsninger er basert på leveranse til depoter med tilstrekkelig lagringskapasitet til å losse fullastede trailere.

34 30 For følgende vurdering av transportkostnader, er det også antatt at busser hovedsakelig skal bruke "langsom fylling" over natten. Scenario 1, 50 busser (2.4 mill. Sm3) Figur 12: Scenario 50 busser (2,3 mill. Sm3). For scenariet i figur 12 er det antatt at det er mulig å forsyne bussdepoter ved hjelp av en trailer. Med både kompositt 5 og stålalternativene vil det i gjennomsnitt være 1.5 leveranser daglig. Generelt er LNG-alternativet den mest kostnadseffektive transport metoden. På en annen side er denne sammenligningen gjort uten å vurdere LNG produksjonskostnader eller kostnader knyttet til lagringsfasiliteter for gassen på depotet. Ved å transportere gass 20 km som CNG, synes stålsylinder alternativet å være den mest kostnadseffektive, mens fra ca. 50 km blir kompositt 2 alternativet mest kostnadseffektiv. Figur 13: Scenario 100 busser (4.8 mill. Sm3).

35 31 Hvis det er behov for å transportere den doble mengden gass, vil man mest sannsynlig kreve to kompositt 5 og to stål trailere, noe som vil utgjøre gjennomsnittlig mer enn en leveranse per dag. For kompositt 2 alternativet, som kan frakte Sm3 gass på henger bør det være tilstrekkelig å levere i gjennomsnitt 1,5 ganger per dag. Siden LNG tilhengeren har større transportkapasitet, vil en trailer bli mer enn nok til å sikre tilstrekkelig forsyning. Etter hvert som både mengden av gass som skal transporteres og transportavstanden øker, vil fordelen med transport av gass som LNG øke tilsvarende. Blant CNG alternativene, fremstår kompositt 2 alternativet som det beste valget for alle tre avstandene. Imidlertid, når transport avstanden er 20 km synes kostnadsforskjellen mellom CNG alternativene å være marginal. Figur 14: Sammenligning 50 og 100 busser (2,4 / 4,8 mill. Sm3) for alle transport alternativene. I figur 14 er kostnadene for transport av biogass gjennom en lokal rørledning også inkludert i sammenligningen. Det er mange variabler som påvirker kostnadene ved transport av gass via rørledninger, og gitt estimat kan bare brukes som en indikasjon. Kostnaden vil variere fra spredtbygde strøk til tettbygde områder, til områder med variert grunnforhold, for eksempel med elver/veier/jernbane å krysse osv. I dette tilfellet har rørledningen blitt dimensjonert for ovennevnt formål. Kostnadene for å grave trasé er stort sett basert på plassering av rørledningen under fortauet, og til dels andre områder. Som figur 14 indikerer, vil alternativet med rørledning i dette tilfelle ikke være konkurransedyktig. Også når det gjelder forsyning av 100 busser med 20 km rørledning, kommer CNG og LNG transportalternativene bedre ut. Men hvis 5 eller 10 km avstand ble vurdert, ville kanskje rørledningen vært det beste valget. Sammenlikning av disse måtene for transport av gass, vise først og fremst at det ikke finnes et absolutt svar for hvilken transportmetode av gass som er det beste. Denne sammenligningen viser at mengden av gass som skal transporteres, og avstand mest sannsynlig vil avgjøre foretrukne valg. For transport av relativt små mengder over korte avstander, kan CNG trailer med stålflasker være det beste valget. Videre, ettersom avstanden øker, antas CNG tilhenger med kompositt sylindere å være mer økonomiske. Figurene indikerer at over 50 km vil transportkostnadene øke mer for CNG enn LNG.

36 32 For å finne den mest kosteffektive måten å transportere gass, bør også kostnader med å komprimere/gjøre flytende i tillegg til investeringer på fyllestasjoner tas med i vurderingen. 6.3 Fyllestasjoner En fyllestasjon er anlegget mellom gassdistribusjonssystemet og bussen. Gassen kan tilføres som lavtrykks rørgass, CNG, LNG eller CBG og LBG, jf. punkt 6.1. På bussen skal gassen ha et trykk på 200 bar. I fyllestasjonen omdannes den tilførte gassen til gass med 200 bars trykk før den fylles på bussen. Det skilles mellom følgende to typer fyllestasjoner for gassbusser: Langsomfylling Ved langsomfylling er bussen parkert på sin nattoppstillingsplass og fylles med gass samtidig som den får utført annen nødvendig service. En langsomfyllestasjon designes etter antall busser som skal fylles opp i løpet av oppstillingstiden, som oftest om natten. Fyllingen av bussene tar vanligvis 5-6 timer. Hurtigfylling Ved hurtigfylling kommer bussen inn i løpet av kjøreskiftet for påfyll av gass. Fylletiden er avhengig av det trykkøkningsutstyr som velges for stasjonen, men vil vanligvis være ca 5 minutter. Rør, CNG/CBG eller LNG/LBG Den enkleste måten å etablere en fyllestasjon på er når gassen er tilgjengelig gjennom et rørnett. Gasstrykket økes da til 200 bars trykk ved kompressor. Dersom CNG/CBG er tilgjengelig vil en først utnytte det høye trykket i CNG-trailerne (300 bar) og skaffe nødvendig ytterligere trykk ved kompressor når trykket i traileren synker under 200 bar. Der hvor gassen er tilgjengelig som LNG/LBG vil en først øke trykket til 200 bar ved en pumpe for så å fordampe den flytende gassen til gassform.

37 Infrastruktur i Bergensregionen I de siste 10 årene er det bygget ut en omfattende infrastruktur for gassdistribusjon i Bergensområdet. Dette gir rike muligheter til videreføring av gass som drivstoff. I det følgende er gitt en kort beskrivelse av infrastrukturen Gassanlegget på Kollsnes Eksportanlegget Prosessanleggene på Kollsnes i Øygarden vest for Bergen ble åpnet i Anlegget behandler gassen fra Troll, Kvitebjørn og Visund. Anleggene kan behandle inntil 143 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) naturgass i døgnet. Gassen komprimeres før store kompressorer skyver den ut i rørsystemene som fører gassen til kundene i Europa. Høytrykksledning til naturgassparken I årene ble det bygget en høytrykksledning fra eksportanlegget på Kollsnes og østover til Naturgassparken på Kollsnes. Ledningen er 3 km lang og har en diameter på 6. Den har et leveringstrykk på ca. 70 bar og kan levere Sm³ pr time. Bilde 4: MF stasjonen på enden av høytrykksledningen. Foto: Per Kragseth CNG-produksjon og distribusjon I Kollsnes Naturgasspark ble det i etablert produksjon av CNG. Anlegget består av 2 kompressorstasjoner og oppstillingsplass for CNG traller. Naturgassen som kommer gjennom gassledningen fra eksportanlegget trykkes opp til 300 bar og overføres til CNG traller. Bilde 5: kompressoranlegg for CNG. Foto: Per Kragseth

38 34 CNG tralle CNG trallene er fylt med 80 litersstålflasker og hver tralle tar ca SM 3 naturgass. CNG-trallene transporteres til fyllestasjonene i Åsane og på Straume og til andre gasskunder i Bergensområdet. Bilde 6: CNG tralle. Foto: Gasnor AS LNG tralle LNG tralle som kan ta 6 ganger så mye gass som en CNG tralle. Bilde 7: LNG tralle. Foto: Gasnor AS LNG-produksjon og distribusjon Bilde 8: Naturgassparken, Kollsnes i Øygarden utenfor Bergen. Foto: Gasnor AS Bildet viser Kollsnes naturgasspark med LNG-fabrikk, produksjonsanlegg for CNG og BKKs kogenereringsanlegg (gassdrevet kraft/varme- anlegg).

39 35 Kartet nedenfor viser produksjonsanlegget på Kollsnes og de tre fyllestasjonene for gassbusser. Bilde 9: Kart fyllestasjoner for gassbusser. Kilde: evaluering av Gassbussprosjektet. 6.5 Behov for ny infrastruktur For en videreutvikling av bruk av biogassbusser i Bergensområdet tenker vi oss en infrastruktur som beskrevet i det følgende. Som beskrevet i kapitel 6.3. har Bergensregionen allerede en godt utbygd infrastruktur for bruk av naturgass. I år 2000 åpnet den første fyllestasjonen for naturgass på Nyborg i Åsane. Senere ble det etablert en fyllestasjon på Straume, og i 2006 var den tredje fyllestasjonen klar på Mannsverk. I dag leveres naturgassen som CNG til Nyborg og Straume, og som LNG til Mannsverk. I løpet av 2011 vil gassfyllestasjonen på Nyborg og Straume fases ut, og vil bli erstattet av en ny fyllestasjon på Haukås. Som nevnt ovenfor utvides også kapasiteten på Mannsverk med 25 ny fyllestendere. Også den nye fyllestasjonen på Haukås vil trolig bli forsynt med flytende naturgass, og dermed er leveranser av CNG til fyllestasjonene i Bergensregionen slutt. Fyllestasjoner tilrettelagt for mottak av flytende naturgass (LNG) vil være klare til å ta imot oppgradert flytende biogass uten modifikasjoner på verken fyllestasjon eller transportutstyr. Utviklingen på kjøretøysiden viser også at det kan/vil gå mot bruk av flytende biogass direkte på bussene. Eksempel på dette er Volvos nye dual fuel motor, der man tar sikte på bruk at 80 % gass og 20 % diesel. Etablert infrastruktur legger et godt grunnlag for videre satsing på bruk av biogass som drivstoff til bussene i Bergensregionen. Dersom man velger å transportere fremtidig tilgjengelig biogass flytende (LBG), kan denne fases direkte inn i en allerede etablert infrastruktur, og kan brukes som ren biogass eller blandes sammen med naturgass. Videre vil også flytende biogass være godt egnet til å transportere over lengre avstander.

40 36 7 GASS SOM DRIVSTOFF - EKSEMPLER PÅ BRUK AV NATUR- OG BIOGASS - UTVIKLINGSPLANER 7.1 Globalt Antall gassbiler globalt har økt med 185 % de siste 6 årene og er nå oppe i 12 millioner gassbiler totalt. Av gassbilene er følgende busser og tunge lastebiler: Busser Tunge lastebiler Det er flest gassbusser i Kina med hele stykker. I Europa er det gassbiler, derav busser (2010). De fleste gassbussene i Europa finnes i: Ukraina Armenia I Europa utenom Ukraina og Armenia er de største gassbusslandene vist i tabellen nedenfor. Figur 15: De største gassbussland i Europa Kilde: Honorary Chairman Peter Boisen, NGVA Europe. I Norge er det i dag 200 gassbusser, se nærmere beskrivelse i punkt 7.3.

41 Sverige - et foregangsland i Skandinavia I Sverige er det nå totalt gassbiler og 124 fyllestasjoner i Syd Sverige - biogass utgjør nå 65 % av gass til kjøretøy. Det startet med naturgass Sverige var først ute med naturgass som drivstoff for busser i Skandinavia. De tre første gassbussene ble satt i drift i Malmø i 1987 og samme året ble den første gassbussen satt i drift i Göteborg. De folkevalgte var opptatt av å finne drivstoff som kunne redusere luftforurensningene fra NOx og partikler. De valgte naturgass som reduserer begge utslippene i forhold til diesel. Svenske myndigheter har bevisst siden slutten av 1980-tallet arbeidet for innføring av gassbusser. I Skåneområdet har de fleste kommuner som mål å erstatte dieselbusser med gassbusser. Ved innhenting av anbud i kollektivtrafikken får kommunene alltid priser på alternativt diesel- eller gassdrift. De fleste kommuner velger gassdrift og dekker merkostnadene selv. Utviklingen startet i området langs naturgassledningen mellom Malmø og Göteborg. Naturgass og biogass bruker nemlig samme infrastruktur, naturgass er også viktig som backup i tilfelle biogassproduksjonen skulle falle ut. Diagrammet nedenfor viser utviklingen i antall gassbusser i Sverige i tidsrommet 1995 til Figur 16: Vekst i antall gassbusser i Sverige. Kilde: Peter Boisen Honorary Chairman of NGVA Europe. Borgermesteravtalen (CoM) Et viktig insitament for innføring av klimavennlige drivstoff er den såkalte Borgermesteravtalen. Denne er beskrevet slik (kilde: Energimyndigheten, Sverige) Borgmästaravtalet (Covenant of Mayors) är ett initiativ från Europeiska kommissionen. 953 städer över hela världen, de flesta inom EU men också städer från t.ex. Armenien och Nya Zeeland, har undertecknat avtalet. Energimyndigheten är nationell kontakt och har informationsansvar till svenska aktörer vad gäller EU:s program Intelligent energi för Europa 2, varifrån kansliet för orgmästaravtalet har sin finansiering. I EUs klimatmål skal alla medlemsländer gemensamt, genom energieffektivisering och en ökad andel förnybar energi, minska koldioxidutsläppen med 20 procent fram till år De kommuner som vill gå ännu längre kan skriva på EU:s Borgmästaravtal. Kommuner som skriver under Borgmästaravtalet åtar sig att ta fram och genomföra en åtgärdsplan för hållbar energi inom sina verksamheter, samt rapportera till kansliet för Borgmästaravtalen om genomförandet. Kommunen organiserar också energidagar i samarbete med kommissionen eller andra organisationer, samt deltar i EU:s årliga borgmästarkonferens. Åtagandet under Borgmästaravtalet ger kommunerna en möjlighet att profilera sig utåt genom sitt arbete för minskade koldioxidutsläpp.

42 38 Biogass erstatter naturgass Etter hvert som fokuset skiftet fra lokal forurensing til klimautfordringene ble det stadig større interesse for biogass - som i tillegg til å redusere de lokale luftforurensingene også reduserer CO 2 -utslippene ned mot 0. Det ble derfor satt i gang produksjon av biogass en rekke steder langs naturgassledningen. Biogassen ble ført inn på naturgassledningen i stadig større mengder. Målet er 100 % biogass i systemet og derved klimanøytral transport. Utviklingen er vist på diagrammet nedenfor: Naturgass Figur 17: Fordeling av gass som drivstoff i Sverige. Kilde: Peter Boisen Honorary Chairman of NGVA Europe. Status for gass som drivstoff i Sverige Tabellene nedenfor viser fordelingen av busser og tyngre lastebiler med gass som drivstoff i svenske byer. Tabellene viser også byene som har Borgermesteravtale CoM. Vi deler dette opp 2 områder. HD betyr heavy duty trucks dvs. over 3,5 tonn. 1. Områder med naturgassledning Dette er hovedsakelig området Malmø - Gøteborg. Her er det naturgass og biogass i blanding. For hele Sverige er biogassandelen nå 65 %. City HD trucks Buses Inhabitants CoM Båstad Göteborg yes Halmstad yes Helsingborg Hässleholm yes Landskrona Lund Malmö yes Ängelholm total Tabell 7: Gassbusser i Sverige. Kilde: Peter Boisen Honorary Chairman of NGVA Europe.