Bruk av bioenergi i landbruket. Er det lønnsomt å bygge gårdsbiogassanlegg, og hvilke fordeler kan bonden og samfunnet oppnå?

Bruk av bioenergi i landbruket. Er det lønnsomt å bygge gårdsbiogassanlegg, og hvilke fordeler kan bonden og samfunnet oppnå? Rapport fra forprosjekt på Holm Gård, Re i Vestfold John Morken 1, Bernt Sørby 2, Ivar Sørby 2, Knut Birkeland 3 og Stein Sakshaug 4 1 Universitetet for bio- og miljøvitenskap, Ås. 2 Holm Gård, Re i Vestfold. 3 Energisystemer AS, Sandefjord. 4 Planteforsk Kvithamar forskingssenter, Stjørdal E-post: john.morken@umb.no 1 Sammendrag På gårdene Olumstad og Holm i Re kommune i Vestfold produseres det gris. Produksjonen er energikrevende og energibæreren i dag er elektrisk strøm. Det er ønskelig å finne alternative energibærere. Et alternativ er å utnytte energipotensialet i grisegjødsel bedre ved å omdanne gjødselen i en biogassreaktor. Biogass er rik på energi og kan i tillegg til andre bruksområder fyre vannbårne varmesystemer ved forbrenning eller brukes til å generere elektrisk strøm. For å produsere tilstrekkelig mengde gass, vil det i tillegg til gjødsel fra egen produksjon tilsettes behandlet matavfall fra Mat- og EmbalasjeGjenvinning AS (MEG). Matavfall er gunstig å tilsette prosessen fordi det gir stort biogassutbytte og fordi det følger med et behandlingsvederlag ved mottak. Blandingen av gjødsel og matavfall vil utgjøre biomassen det utvinnes biogass fra. For å produsere biogass må biomassen gjennomgå en anaerob forråtningsprosess i en reaktor. Det er få gårdsbiogassanlegg i Norge, men det er mange gårdsbiogassanlegg i resten av verden, derfor vil det sannsynligvis være hensiktsmessig å importere teknologi. I tillegg til biogass vil en slik prosessering av våtorganisk avfall gi en miljømessig gevinst i form av reduserte utslipp av klimagass. Til sammen er det beregnet at anlegget vil medføre et redusert utslipp på 54 % målt i CO 2 -ekvivalenter. Prosesseringen fører også til forbedret kvalitet på biomassen med hensyn på evne til jordforbedring. Biogassanlegg er underlagt enkelte lover og regler. Blant annet kan det være aktuelt å selge grønne sertifikater. Det viser seg at under visse forutsetninger vil anlegget ha behov for om lag 1,1 mill kr i investeringsstøtte for å kunne realiseres. 2 Forord Innovasjon Norge, tidligere Statens Nærings- og utviklingsfond (SND) har etter søknad fra Ivar Sørby, gitt midler til en økonomisk og teknisk analyse av biogassanlegg på gården Holm i Re kommune i Vestfold. I tillegg til gjødsel fra egen griseproduksjon undersøkes muligheten for å tilsette behandlet matavfall. Rapporten inneholder en analyse av material- /energistrømmer gjennom grisehuset. Den inneholder også en mulighetsstudie av salg av elkraft inn på nettet og en vurdering av de mulighetene grønne sertifikater og salg av CO 2 - kvoter gir, samt en gjennomgang av restriksjoner i forhold til å bruke matavfall i landbruket.

Planteforsk Kvithamar forskingssenter, ved Olav Arne Bævre, Stein Sakshaug og Lars Nesheim, har vært ansvarlig for forprosjektet. Planteforsk har samarbeidet med Institutt for matematiske realfag og teknologi ved Universitetet for miljø- og biovitenskap (UMB), samt cand. real Knut Birkeland fra Energisystemer AS og student ved UMB, Bernt Sørby. UMB har gjennom forskningsprogrammet DEBORA ved førsteamanuensis John Morken bidratt til utarbeidelsen av rapporten. Forprosjektet er finansiert av midler fra Innovasjon Norge, DEBORA og egeninnsats fra Ivar Sørby og Planteforsk Kvithamar forskingssenter. 3 Innledning Energiforbruket i svineproduksjon og i korntørkeanlegg er høyt. Samtidig har husdyrgjødsel fra svineproduksjonen et energipotensial, og svineprodusentene selv kan derfor skaffe tilveie alt eller deler av energibehovet på eget bruk. Rapporten tar sikte på å gi en analyse av energiforbruk i forhold til energiproduksjon i form av biogass fra husdyrgjødsel. Dersom man skaffer energien selv, vil distribusjonsnettet for elektrisk energi avlastes. For bøndene kan det også vise seg fordelaktig å være uavhengig av å måtte handle energi, da energiprisene på dagens marked er lite forutsigbare. Har man jevn tilgang på egen energi er man mindre sårbar for svingninger i markedet. Biogass består typisk av 60 % metangass, CH 4, som har nedre brennverdi på ca. 10 kwh Nm -3 (Eid Hohle, 2001). Ved forbrenning av biogass frigjøres karbondioksid (CO 2 ) men siden CO 2 - gassen stammer fra fornybar biomasse påvirkes ikke CO 2 -nivået i atmosfæren, forutsatt tilvekst av ny biomasse (resirkulering av CO 2 ). Karbondioksid blir assimilert i plantene gjennom fotosyntesen. Karbonet går inn i oppbyggingen av plantene, mens oksygenet blir frigjort til atmosfæren. Dersom energi fra husdyrgjødsel erstatter energi fra fossilt brensel, vil altså bruk av biogass medføre en reduksjon av CO 2 -utslipp. Landbruket gir samlet sett et stort bidrag til utslipp av metan og lystgass. Dette er to viktige klimagasser med henholdsvis CO 2 -ekvivalenser på 21 og 310 (målt i 100-års perspektiv). En del metan produseres ved lagring av bløtgjødsel, og et biogassanlegg der man utnytter biogassen vil medføre en reduksjon av utslipp av metan til atmosfæren. Lystgass kan også produseres fra lager, men også nedbryting av organisk bundet nitrogen bidrar til utslipp. Når det produseres biogass vil gjødsla gjennomgå en anaerob nedbryting med det resultat at en del av det organisk bundne nitrogenet nedbrytes til lystgass. Uorganisk bundet nitrogen gir lavere utslipp av lystgass til atmosfæren. Det er få gårdsbiogassanlegg i Norge, men det er mange gårdsbiogassanlegg i resten av verden. Ulike land har ulike systemer for støtteordninger for energiproduksjon på fornybare energikilder. Dette blir også belyst gjennom rapporten. Forprosjektet omhandler biogassanlegg basert på gjødsel fra gårdene Olumstad og Holm i Re kommune i Vestfold hvor det produseres gris. I tillegg til gjødsel fra egen produksjon undersøkes muligheten for å tilsette behandlet matavfall. I nærområdet til det tenkte anlegget ligger fabrikken til Mat- og EmbalasjeGjennvinning AS (MEG). Den kan levere ferdig behandlet avfall fra matvareindustrien. Rapporten belyser hvordan mottak av dette produktet kan innpasses i anlegget. Grunnen til at det er ønskelig å tilsette matavfall er matavfallets høye energiinnhold. Matavfall kan i framtida bli et problem fordi det ikke blir tillatt å deponere det, og bruken som fôr blir sterkt begrenset. Ett av de få alternativene man har, er å 2

behandle avfallet anaerobt. Dersom en knytter slike anlegg til landbruksproduksjon, kan en oppnå resirkulasjon av næringsstoffer og energi til landbruket. 4 Om produksjon og bruk av biogass Biogass dannes når organisk materiale nedbrytes uten tilgang på oksygen. Prosessen kalles anaerob nedbrytning eller AD (Anaerobic Digestion). I alt vesentlig består biogass av metan (CH 4 ) og karbondioksid (CO 2 ). I naturen dannes den i sumper, myrer, i tarmene hos planteetere etc. Biogass har vært utnyttet i uminnelige tider. For eksempel ble biogass brukt til å varme opp badevann i Assyria i det 10. og i Persia i det 16. århundre før vår tidsregning. Allerede i forskningens spede begynnelse ble biogass beskrevet av Benjamin Franklin i 1764 og av Alexander Volta i 1776. Dalton fant den kjemiske formelen til metan i 1804. Den første råtnetanken eller bioreaktoren ble bygget i India i 1859, men enkle råtneanlegg har vært benyttet på landsbygda i Østen i årtusener. I dag regner en med at bare i Kina er det i drift mellom 4 og 6 millioner slike anlegg. Figur 1. Skisse av en enkel råtnetank. Tradisjonelt har en bygget reaktorer for behandling av kloakk fra renseanlegg i den vestlige verden siden begynnelsen av dette århundre. Reaktorer for behandling av husdyrgjødsel startet egentlig som et resultat av den første energikrisen i 1973. Utviklingen skjøt fart under den andre energikrisen (perioden 1980-83). Svært mange av disse anleggene hadde kort levetid fordi problemene var for mange. I de senere årene har ny og forbedret teknologi, politisk ønske og gode støtteordninger bidratt til at mange anlegg bygges. Bare i Tyskland er det ca. 2000 gårdsanlegg i drift, hvorav ca. 90 % er bygget de siste 5-6 årene. 4.1 Prosessen En anaerob nedbrytning foregår i tre trinn: 1. Hydrolyse. Store molekyler brekkes ned (av enzymer) til mindre løselige molekyler 2. Fermentering. De løste molekylene blir delt opp (også omgruppert) til mindre (av mikroorganismer) molekyler i all hovedsak ulike fettsyrer. 3. Metanogenese. Ulike grupper mikroorganismer omdanner syrene til biogass. 3

0-10 % PROTEINER 60-80% KARBOHYDRATER 0-10% LIPIDER (fett) NH4+ AMINOSYRER ENKLE SUKKERARTER GLYSEROL og LANGE FETTSYRER 4% H2 + CO2 20% ACETAT 76% ORGANISKE SYRER og ALKOHOLER 52% ACETAT 24% H2 + CO2 4% CH4 72% CH4 + CO2 24% CH4 64% CH4 + 36% CO2 Figur 2. Biogassprosessen. Hastigheten til prosessen styres av en rekke faktorer, men i praksis er det bare fire parametere som kan varieres innen visse grenser: 1. Temperatur. I praksis har det vist seg at det er tre gunstige temperaturintervaller Psykrofil 7-25 º C Mesofil 25-42 º C Termofil 49-60 º C 2. Oppholdstid. Oppholdstiden (HRT, hydraulic retention time) er antall dager substratet i gjennomsnitt er i reaktoren. HRT = Reaktorens væskevolum (m 3 ) / daglig tilførsel (m 3 /døgn) 3. Tilført biomasse pr. tidsenhet (OLR, organic loading rate). OLR = daglig tilførsel (m 3 /døgn) x TS (kg/m 3 ) / reaktorens væskevolum (m 3 ) = TS/Oppholdstid (kg/(m 3 x døgn) 4. Ammonium/ammoniakk konsentrasjonen. Høy NH 4 + /NH 3 konsentrasjon inhibiterer dannelsen av metan fra fettsyrer. Mest trolig er det NH 3 som virker sterkest. Dette er et viktig moment, da spesielt slakteavfall og matrester kan gi overlast med redusert metanproduksjon og skumming. Generelt er det fire hovedelementer i et biogassanlegg: 1. Biomassehåndtering (oppsamling, forbehandling) og reaktoren(e) 4

2. Gassoppsamlings-, oppgraderings- og lagringssystem 3. Sikkerhetssystemer generelt teknisk og hygienisering 4. Material- og energiutnyttelse gjødsel, elektrisitet, varme etc. Det er konstruert et utall ulike systemer basert på hvilken type biomasse som skal håndteres. Systemene skiller seg i hovedsak på konstruksjonen av selve reaktoren(e). Det er ikke konstruert noen reaktor som kan håndtere all biomasse på en optimal måte. Prinsipielt er det tre typer reaktorer: 1. Diskontinuerlig utråtning batch. Biomassen fylles i en reaktor der det er minst 10 % nesten ferdig utråtnet materiale. Det blåses inn luft et par døgn for å få en aerob kompostering som hydrolyserer substratet samtidig som en får en temperaturøkning. Deretter omsettes substratet anaerobt i noen uker. Ca. 90 % av ferdig utråtnet masse fjernes og prosessen gjentas. For å kompensere for variasjonene i gassproduksjonen har en gjerne flere reaktorer som startes til ulik tid. Batch reaktorer egner seg godt til gjødsel med mye halm eller flis da oppholdstiden kan varieres etter innholdet. Ønskes raskere nedbrytning pumpes væske fra bunn til topp gjerne via en varmeveksler. 2. Lagring med kontinuerlig tilførsel ACF (Accumulation continous flow). Reaktoren er en batch reaktor som samtidig virker som gjødselbinge. Gjødselen tømmes i reaktoren etter hvert som den produseres. Reaktoren tømmes når det er behov for gjødsel. Om vinteren blir den full og overskuddet ledes til en etterutråtningstank (som oftest dekket med en gasstett plastpose. Finnes mange slike anlegg i Tyskland, Luxemburg og Østeriket fordi de er billige og typisk gjør det selv. En variant som mye benyttes i USA er covered lagoons som navnet sier er det gjødsellaguner som dekkes med en gasstett membran. 3. Reaktor med kontinuerlig tilførsel er den mest benyttede metoden. Reaktoren har et konstant volum der tilført biomasse erstatter et tilsvarende volum i reaktoren. Kan mates et par ganger pr. dag eller mates kontinuerlig av datastyrte programmer. Disse kan oppgraderes til raske reaktorer. Ideen er at en skal prøve å holde på mikroorganismene, mens ferdig utråtnet materiale skal tappes av. Dersom strømningshastigheten er liten, kan en sette inn tett med plater eller membraner som organismene fester seg på. Massen flyter sakte forbi og blir nedbrutt (AF anaerobic filters). Siden mikroorganismene ofte danner små klumper eller granulat vil disse bunnfelles og bli i reaktoren dersom en tapper fra toppen (USAB). Egner seg ikke for gjødsel da det er for mange partikler som vil tette et filter eller bunnfelle sammen med granulatet. I husdyrgjødsel og annet landbruksavfall er substratet ofte inhomogent og har normalt en TS mellom 2 og 12 %. Derfor velges oftest en reaktor med kontinuerlig omrøring (CSTR continously stirred tank reactor). Slike reaktorer egner seg også godt til samråtning. Omrøring er viktig fordi nytt substrat raskt blir blandet med mikroorganismene, varme fordeles jevnt, hindrer bunnfall og skum samt frigjør gass bundet i væsken. Ulempen er at en del ubehandlet biomasse følger med utråtnet masse ut. Omrøring kan utføres på ulike måter. Hvilken måte er ikke så viktig bare det blir en liten bevegelse i massen og at omrøringen dekker hele reaktoren. I praksis har det vist seg at bevegelige propellmiksere er enklest og håndtere, at væske- og gassomrøring egner seg best der det er liten fare for skumdannelse (grisegjødsel) og at padleårerører (horisontal eller vertikal) er best for fiberrikt substrat (halm, flis, storfegjødsel). Ved termofil gjæring kan det ikke benyttes nedsunkne pumper. 5

Alt avhengig av substratets konsistens og reaktorens utforming kreves normalt en energimengde varierende mellom 10 og 100 kwh/m 3 og døgn. Det er vanskelig å finne gode pumper som skal gå mange timer om dagen året rundt. I gjødselhandtering benyttes ofte nedsenkbare sentrifugalpumper, men de egner seg dårlig i biogassanlegg fordi kapasiteten er avhengig av pumpehøyde og substratets konsistens. Substratet blir tynnere jo lenger en pumper (lavere viskositet) som medfører økt pumpevolum. Pumpene blokkeres lett av fremmedgjenstander. Roterende stempelpumper egner seg godt i biogassanlegg. De er lette å vedlikeholde, men de bråker. Eksentriske skruepumper er godt egnet til både gjødsel og annen biomasse så lenge massen ikke inneholder gjenstander større enn ca. 4 cm. De tåler bare kortvarig sand og småstein. En bonde har utviklet en enkel, robust pumpe av motorsykkeldekk. Den er lett å vedlikeholde, er billig og har lavt energiforbruk. Den har svært lav kapasitet, hvilket ubetinget er en fordel i et biogassanlegg. Bevegelig propellomrører montert på en svingbar propellaksel Bevegelig propellomrører montert på en regulerbar neddykket motor Horisontal padleåreomrører 6

Vertikal padleåreomrører Gassomrøring ved hjelp av komprimert biogass Figur 3. Illustrasjon av omrøringsprinsipper. 4.2 Stor tilgang på bioenergi I Norge i dag brukes særlig ved, men etter hvert også brenselpellets, til å ta toppen av effektuttaket til boligoppvarming. Ved å integrere Mikro-CHP i anlegg for biobrenseloppvarming, får vi automatisk avlastet strømnettet i de mest kritiske periodene når varmebehovet er størst. CHP står for combined heat and power og med mikro mener en anlegg som har mindre effekt enn 20 kw termisk. Norske avfallsdeponier produserer deponigass med en brennverdi på 2,2 TWh årlig. Tar vi med husdyrgjødsel (1,4 TWh) og husholdningskompost (0,4 kwh) er biogasspotensialet ca 4 TWh årlig (Heyerdahl, 1996). Deponigass brukes allerede i en rekke CHP-anlegg basert på ombygde dieselmotorer. De maskinene som nå utvikles for naturgass, vil gå godt også på biogass. 4.3 Biogassanlegget som energileverandør Det er to aktuelle løsninger for generering av elektrisk energi. Det mest vanlige på andre biogassanlegg er å bruke en ombygget dieselmotor koblet opp mot en generator. Ulempen med denne løsningen er kort driftstid før overhaling og dermed høye driftskostnader. En annen og relativt ny måte å generere elektrisitet på er å bruke små gassturbiner konstruert for formålet. Fordelen med denne teknologien er lang driftstid og dermed lave driftskostnader. I tillegg støyer en turbin betraktelig mindre enn et dieselaggregat. Den elektriske virkningsgraden ligger mellom 26-27 % for gassturbiner og ca. 35 % for dieselaggregater. 7

Forbrenning av biogass krever oksygen som all annen forbrenning. Det er naturlig å tenke seg ventilasjonsluften fra grisehuset brukt i denne forbrenningen for å fjerne lukt. Det er imidlertid problematisk fordi lufta ventileres ut på mange forskjellige steder. Luft fra noen utslipp kan kanskje benyttes. Norge har store bioenergiressurser. Heyerdahl (1996) ved Universitet for miljø og biovitenskap (MB) har summert opp potensialet for bioenergi til mellom 25 og 30 TWh årlig (Tabell 1). Knapt halvparten av dette utnyttes i dag. Den mest interessante delen er kanskje organisk avfall, fordi dette er ressurser som er samlet inn og som trenger behandling. Uttak av energien betyr både reduksjon i volum og mindre utslipp fra deponier. Flere selskaper satser i dette markedet, særlig på anlegg i størrelser fra 1-10 MW. Slike mikrokraftverk kan være basert på en rekke energibærere og omformerteknologier. Allerede i dag finnes det slike anlegg i handelen, basert på ombygde bensinaggregater med utnyttelse av varmen fra motorkjøling og eksos. Mikrogassturbiner er under utvikling. På lenger sikt vil brenselceller sannsynligvis ta over. Fellesnevneren er at energibæreren omdannes til elkraft og varme i boligen. Det er derfor hensiktsmessig å begynne innføringen av disse teknologiene. Tabell 1. Brennverdi for viktige fornybare energibærere i Norge. Energibærer Form Årlig total brennverdi, TWh Elektrisk utbytte med 30 % virkningsgrad, TWh Rapsolje Olje 0,3 0,1 Tynning av skog Fast brensel 0,7 0,2 Torv Fast brensel 8,3 2,5 Mermasse i skogbruk Fast brensel 2,2 0,7 Løvtre Fast brensel 5,8 1,7 Halm Fast brensel 1,4 0,4 Avfall fra sagbruk Fast brensel 3,2 1,0 Deponigass Metan 2,2 0,7 Svartvann Biogass 0,2 0,1 Husholdningskompost Biogass 0,4 0,1 Husdyrgjødsel Biogass 1,4 0,4 Totalt 26,1 7,9 En rekke teknologiselskaper arbeider med CHP basert på ulike prinsipper. Felles for alle er at de omdanner en energibærer til både elkraft og varme, der begge produkter utnyttes. Enkelte produsenter er nå i overgangsfasen fra prototyp til kommersielle produkter. Tabell 2 viser når de ulike teknologiene antas å være tilgjengelige i markedet. Tabell 2. Tid til markedsintroduksjon for ulike Mikro-CHP i husstandsskala (<20kW termisk ). Type mikro-chp Brensel Tid til introduksjon Forbrenningsmotor Biogass I salg Mikrogassturbin Biogass 5 år Brenselcelle Biogass 5 15 år Stirling Biogass 5 år Stirling Trepellets 5 år Brenselcelle Hydrogen 10 20 år 8

Om sommeren vil varmebehovet være svært begrenset. Samtidig er kraftprisen lav. Anlegget vil dermed kunne stoppes for vedlikehold uten vesentlig inntektstap. Utviklingen av mikroskala CHP går raskt framover. I Tyskland er det etablert støtteordninger for å akselerere utviklingen. Det finnes allerede CHP -anlegg i handelen basert på vanlige forbrenningsmotorer. Nye løsninger er under utvikling, blant annet basert på mikroturbiner, stirlingteknologi og brenselsceller. Biogassanlegget kan levere en rekke energiprodukter. Den enklest tenkelige løsningen er å levere gassen rett til en eller flere brennere som produserer varme i takt med anleggets gassproduksjon. En kan se for seg at hele gassproduksjonen foredles til hydrogen og selges. I dag er imidlertid foredling til strøm og varme eller kjøretøybrensel mest utbredt. De fleste gårdsbiogassanlegg er klassiske CHP-anlegg som produserer både elkraft og varme gjennom å forbrenne gassen i en dieselmotor tilpasset for biogassdrift. Systemet sikrer god elektrisk virkningsgrad, men er ikke nødvendigvis optimalt med tanke på å utnytte hele energistrømmen. Så lenge biogass kan erstatte elkraft til oppvarming, har elkraft og varme samme verdi. Andre land har ikke anledning til å bruke elkraft til oppvarming i samme grad som Norge de siste 30 årene, og utbyggere av biogass har derfor stått overfor et etablert varmemarked mer eller mindre løsrevet fra kraftmarkedet. En CHP kan brukes på flere måter: - Kjøres primært for elkraftproduksjon, og utnytte varmen når det er mulig - Kjøres for å dekke varmebehovet, og kjøpe eller selge strøm på nettet etter behov Så lenge en CHP styres etter varmebehovet, vil den være effektiv. Uavhengig av virkningsgraden på elproduksjonen vil alltid energien som tilføres i brenselet utnyttes maksimalt. Når varmebehovet er stort, yter CHP maksimalt med elkraft. Dette er ideelt, fordi belastningen på strømnettet er størst når det er kaldt og strømforbruket er høyest. 4.4 Foredlingsanlegg for organisk gjødsel Gjennom utråtningsprosessen forandrer gjødselen karakter. Organisk materiale brytes ned, og næringsstoffer frigjøres til væskefasen i råtneresten. Mengden sykdomsfremkallende organismer og spiredyktige ugrasfrø reduseres sterkt. Etter utråtning kan gjenværende tørrstoff skilles fra og selges som hygienisert kompost. Uansett om tørrstoffet tas ut eller ikke vil gjødsla bli mer lettflytende og håndterbar. Dette legger grunnlag for en bedre utnyttelse i planteproduksjonen. Dette stiller imidlertid krav til spredeutstyret, blant annet fordi bedret næringsstoffutnyttelse krever stor presisjon ved spredning, og omtanke ved valg av spredeutstyr. 4.5 Mottaksstasjon for organisk avfall Husdyrgjødsel har relativt lav energitetthet. Metener oy (2003) opererer med et utbytte fra grisegjødsel på 30 Nm 3 biogass, tilsvarende 200 kwh/tonn. Til sammenligning er energiutbyttet fra melasse og fett oppgitt til henholdsvis 325 og 530 Nm 3 /tonn. For å øke energiutbyttet er det derfor åpenbart interessant å ta imot denne typen organisk avfall. Slikt 9

avfallsmottak er imidlertid kostnadsdrivende, blant annet på grunn av faren for smittespredning. Matavfall har i lengre tid blitt benyttet som grisefôr. Fra oktober 2006 blir det innført sterke restriksjoner på bruken av denne fôrtypen. Det er derfor nærliggende å utnytte det eksisterende mottaksapparatet for våtfôr til å hente inn hygienisk forsvarlige avfallsfraksjoner til biogassanlegg. 4.6 Rensing, komprimering og tankdistribusjon Biogass kan benyttes som drivstoff i eksplosjonsmotorer, gassturbiner eller i brenselceller. Eksplosjonsmotorer og turbiner kan gå på ren biogass kun renset for H 2 S eller på biogass oppgradert til >95 % CH 4 og komprimert i tank på bil for økt mobilitet. På bakgrunn av egenskapene som hydrogenbærer vil biogass kunne få en plass i et fremtidig hydrogensamfunn. Teknologi for dette brukes i industrielle biogassanlegg, blant annet til bussdrift. Metener OY (2003) har under utvikling småskala teknologi for dette, og mener å kunne bli konkurransedyktige. Per i dag finnes ingen særordninger for dette i Norge. Dermed blir propanprisen retningsgivende. I tank levert på gården koster denne i dag 36 øre/kwh. Husstandskunder og personbileiere har høyere propanpris, men dette er et meget umodent marked som det er vanskelig spå om. Opprettelsen av gasstappestasjoner rundt om i Norge gjør det mulig å se på bruk av gass i egen bilpark i tillegg til korntørker og annet forbruk med store effektuttak. Komprimert gass er også en interessant løsning for å flytte gass mellom gårdene uten å gjøre store investeringer i rør. Gitt at det finnes økonomisk forsvarlige løsninger er rensing og komprimering en interessant løsning for å øke energimarkedet sitt. 4.6.1 Renseteknologi For å kunne benytte biogass som drivstoff, må gassen renses. Behov for rensing avhenger av bruksområde og mobilitet for maskinen som skal drives. Stasjonær drift gjelder for eksempel drift av CHP. Mobil drift omfatter bruk til transport. Stasjonær drift Motor tilpasses å gå på biogass direkte. Gassen må renses for H 2 S for å unngå korrosjon i motor. H 2 S kan fjernes ved oksidering; 2H 2 S + O 2 2H 2 O + 2S. Oksidering kan foregå direkte i prosessen ved å slippe inn litt luft i reaktoren og skrape vekk svovel fra overflaten. Prosessen kan også gjøres etter at gassen taes ut med aktivt kull som katalysator. Svovel bindes til kull og vannet renner ut. Begge prosesser er enkle og ikke kostbare. Mobil drift Konvensjonell eksplosjonsmotor tilpasset å gå på 95% metangass (naturgass) eller brenselcelle tilpasset enten metangass eller hydrogen. Gassen må renses for H 2 S og CO 2 for å unngå korrosjon og øke brennverdien. Det finnes forskjellige teknikker for oppgradering av biogass. De to vanligste i Sverige er PSA og absorpsjon med vann (Jönsson, 2003). PSA (Pressure Swing Adsorption) Metoden benytter seg av molekylære forskjeller mellom CO 2, H 2 S og CH 4. På grunn av molekylstørrelsen vil stoffene ha forskjellig gjennomtrengningsevne i materialer. H 2 S og CO 2 10

adsorberes på for eksempel aktivt kull ved høyt trykk, deretter regenereres materialet ved trykksenkning. Absorpsjon med vann Metan har lavere løselighet i vann enn de andre stoffene i biogassen. Vann og biogass sendes hver sin vei gjennom en skrubber. Ved et gitt trykk absorberer vann CO 2 og H 2 S (og andre stoffer med små forekomster). Skittent vann og anriket biogass skilles og kan tappes av. Begge renseprosesser gir en biogass med >95% metaninnhold og brennverdi ca 10 kwh/nm 3. Etter rensing kan gassen benyttes direkte i eksplosjonsmotor eller brenselcelle eller dampreformeres til hydrogen. Dampreformasjon, eller wgs (water gas shift), av metangass til hydrogen er kjent teknologi som i dag benyttes på naturgass. Damp-reformering: CH 4 + H 2 O CO + 3H 2 Konvertering (av CO): CO + H 2 O CO 2 + H 2 4.6.2 Pris og energiforbruk med biogass som drivstoff Erfaring fra Sverige (Jönsson, 2003) viser at kostnaden for oppgradering av biogass ligger på 1 4 kr/nm 3 renset gass. For anlegg med produksjon mindre enn 100 Nm 3 rågass/time (ca 1 mill. Nm 3 /år) ligger produksjonskostnaden på 3 4 kr/nm 3 renset gass. For anlegg med produksjon 200 300 Nm 3 rågass/time ligger kostnaden på 1 1,5 kr/nm 3 renset gass. Til sammenlikning vil et gårdsbiogassanlegg som beskrevet på Holm Gård kunne produsere om lag 40 Nm 3 rågass/time (se Tabell 11). Renseprosessene krever energi tilsvarende 3 6 % av energiinnholdet i renset gass (Jönsson, 2003). Oppgradering av biogass til >95 % metan foregår med en virkningsgrad på 94 97 % (Jönsson, 2003). Produksjon av rågass har en virkningsgrad på om lag 90 %. Omdanning fra råstoffbiomasse til høyverdig biogass får dermed en virkningsgrad på 85 87 % 5 Hvorfor småskala CHP i Norge? 5.1 Stort forbruk elektrisitet til oppvarming Norske husholdninger har behov for oppvarming i store deler av året. Norske husstander bruker derfor mye av sitt energiforbruk til oppvarming. Den dominerende rollen vannkraft har i energiforsyningen er helt spesiell for Norge. Vi ser i dag at elforsyningen har problemer med å møte etterspørselen i perioder med særlig stort varmebehov. I Norge er det dessuten ofte store avstander mellom husstandene, og det er særlig i områder med spredt bosetting elforsyningen er problematisk. I disse områdene vil CHP løse et forsyningsproblem som allerede er akutt. 5.2 Energiforbruket i norske husstander 11

Tall for forbruk er hentet fra forbruksundersøkelsen 1993-95 i norske husstander (Bøeng and Nesbakken, 1999) (Figur 4). Elektrisitet dominerer med 78 % av innkjøpt energi. Videre korrigerer de i rapporten for virkningsgrad. Da viser det seg at elektrisitet dominerer ytterligere, med 78 % av totalforbruket. Fordelingen av elforbruket ble i 1990 anslått slik: 40 % til romoppvarming, 25 % til oppvarming av forbruksvann, 10 % til belysning og 25 % til elektrisk utstyr. 65 % av elforbruket går altså med til oppvarming av rom eller vann. Av det totale energiforbruket i husholdningene går 27 % til apparater. De øvrige 73 % går til oppvarmingsformål. Det store varmeforbruket gjør at CHP - anlegg vil ha et marked for varmen i store deler av året. I motsetning til større kraft-varmeverk vil mikroanlegg installert der varmebehovet finnes ikke kreve utbygging av fjernvarmenett. Andel innkjøpt energi Andel nyttiggjort energi Ved 14 % Parafin 4 % Fyringsolje 4 % Fjernvarme 0 % Kull/koks 0 % El til lys og apparater 27 % Parafin 3 % Fyringsolje 3 % Fjernvarme 0 % Ved 10 % Kull/koks 0 % El til lys og apparater 29 % El til oppvarming 51 % El til oppvarming 55 % Figur 4. Fordeling av energibruken i norske boliger (Basert på SSB Forbruksundersøkelse 1993-95). 5.3 Løser problemer med høye effektuttak i nettet CHP i boliger vil normalt styres etter varmebehovet, og være i kontinuerlig drift når det er kaldt. Det er på dette tidspunktet størst belastning på overføringsnettet på grunn av stort forbruk. I tillegg til at kunden på dette tidspunktet betaler høy energipris, går mye energi til spille som overføringstap i nettet. I en hel del tilfeller begrenser nettkapasiteten energibruken så mye at det ikke er akseptabelt for kundene. Norges Vassdrags- og Elektrisitetsvesen (NVE) har ikke statistikk som viser omfanget av disse problemene (Hofstad, 2001). Knut Hofstad (pers. opplysning) antyder at så mye som 5 % av kundene opplever disse problemene, men understreker at han ikke har godt nok underlag for tallene. NVE har vært medspiller i flere prosjekter med formål å finne alternativer til utbygging av ny nettkapasitet til disse kundene. CHP er en viktig teknologi for å dekke disse behovene. Utfordringene er særlig store i områder med spredt bosetting, enten i innlandet eller på kysten. CHP - anlegg som NVE er involvert i per i dag bruker propan som energibærer. Hofstad er meget positiv til prosjekter som fører til en overgang til bioenergi og samtidig løser problemer i nettet. 12

5.4 Beredskap ved linjebrudd Hver vinter blir vi minnet på svakhetene i strømnettet. Mye av distribusjonsnettet er relativt gammelt. Særlig gårdsbruk, men også andre kunder har kostnader med egne nødstrømsanlegg som beredskap mot strømbrudd. Dette er enkle anlegg, bygd for korte driftstider. 5.5 Alternativ til nettilknytning for hytter Hyttefelter er en stor utfordring for elforsyningen lokalt, fordi hyttene gjerne bruker energi samtidig. CHP med sin kombinasjon av kraft og varme vil være ideell for dette markedet. I en hyttegrend vil et lokalt nettverk basert på CHP være et godt alternativ til framføring av ledningsnett for elkraft. 5.6 Transport av elkraft i eget nett I følge NVE (Kjell Thorsen, pers. opplysning) har alle rett til å etablere egne nett, for eksempel til naboen. Dette gir blant annet mulighet til å forhandle innkjøp for flere, gjerne på et høyere spenningsnivå, og stå for distribusjon og salg selv. I de fleste tilfeller er det likevel bedre forretning å gjøre avtaler med det lokale nettselskapet om bruk av deres nett til handel mellom gårder. 6 Lover og regler Et hovedargument for bruken av fornybar energi er at bruken av fossil energi medfører uheldige virkninger på miljøet. Spesielt bekymringsfullt er utslippene av drivhusgasser, som for eksempel karbondioksid (CO 2 ). Karbondioksid slippes ut ved brenning av fossilt brensel. Blant de europeiske landene en det en sterk politisk vilje til å støtte fornybar energi, spesielt etter at Kyoto-avtalen ble ratifisert. Som et resultat av denne protokollen har EU-landene blitt enige om en 8 % reduksjon av sine karbondioksidutslipp i år 2010 i forhold til utslippene i 1990. I forhold til produksjon av energi, er det tre lover som blir berørt av et eventuelt anlegg. Den ene r loven om elsertifikater, den andre er klimakvoteloven, og den tredje er loven som kommer som et resultat av Fornybardirektivet fra EU. 6.1 Elsertifikater Bakgrunnen for loven om elsertifikater er et politisk ønske om å øke andelen av elkraft produsert fra fornybare energikilder. Gjennom politiske vedtak settes det en ramme for hvor stor andel av kraften som må stamme fra produsenter av fornybar kraft. Aktører som selger kraft til forbrukere, pålegges å kjøpe denne andelen kraft gjennom sertifikater, der ett sertifikat tilsvarer 1000 kwh (1 MWh). Det opprettes altså et tvungent marked der sertifikatene må omsettes. Prisen på sertifikatene vil avhenge av andelen fornybar kraft og merkostnaden ved produksjon av fornybar kraft. Ordningen er i gang i Sverige og sertifikatprisen har ligget på om lag 20 øre/kwh. I praksis betyr det at produsenter av fornybar 13

kraft får betalt for elektrisitet omsatt på kraftbørsen Nordpool, pluss påslaget på 20 øre/kwh. Det er foreslått en begrensning som innebærer at anlegg som har mottatt investeringsstøtte ikke kan bli elsertifisert. 6.2 Klimakvoteloven Norge vil etter Kyotoprotokollen være forpliktet til å sørge for at de årlige klimagassutslippene i perioden 2008-2012 i gjennomsnitt ikke er mer enn 1 prosent høyere enn i 1990. Protokollen bygger på viktige prinsipper som byrdefordeling mellom land og en kostnadseffektiv oppfyllelse av forpliktelsene på tvers av land, sektorer og klimagasser. Et helt sentralt element i denne sammenhengen er Kyoto-mekanismene som åpner for handel med utslippskvoter mellom industriland og ulike former for prosjektbasert samarbeid mellom industrilandene (felles gjennomføring) eller mellom industriland og utviklingsland (Den grønne utviklingsmekanismen). Kvotesystemet skal bidra til at Norge overholder sine utslippsforpliktelser under Kyotoprotokollen. I kvotesystemet for klimagasser fastsetter myndighetene den totale kvotemengden som skal tildeles til virksomhet som omfattes av systemet. Aktører som har hatt klimagassutslipp som er omfattet av systemet, må hvert år innlevere dokumentasjon for utslippsmengde og kvoter tilsvarende utslippene. Har noen hatt høyere utslipp enn de har fått tildelt kvoter, må de kjøpe kvoter i markedet. Den totale mengden kvoter i Norge består av den mengden kvoter staten utsteder til de kvotepliktige aktørene, aktørenes nettokjøp eller -salg av kvoter internasjonalt og kvoter fra prosjekter under Den grønne utviklingsmekanismen. Kvotesystemet gir i prinsippet god sikkerhet for at et nasjonalt fastsatt mål om begrensninger i utslipp fra kvotepliktig virksomhet nås til fastsatt tid. Et velfungerende kvotesystem med fritt omsettelige kvoter stimulerer samtidig til kostnadseffektive løsninger ved at utslippsreduksjonene gjennomføres der de er rimeligst. Lovforslaget bygger på føringer gitt i St.meld. nr. 15 (2001-2002), Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001), Norsk klimapolitikk (Tilleggsmeldingen om klima) og under Stortingets behandling av denne. Det vil i første omgang bli lagt opp til at kvotesystemet skal omfatte utslipp av CO 2 som ikke har CO 2 -avgift og som ville vært kvotepliktig i henhold til EUs kvotedirektiv. Lovforslaget innebærer at energianlegg uten CO 2 -avgift (blant annet fra bedrifter innen bransjene ilandføring av olje og gass, gassraffinering og petrokjemi samt eventuelle gasskraftverk), oljeraffinerier, koksverk, jern- og stålprodusenter og produsenter av sement, kalk, glass, glassfiber og keramiske produkter på nærmere vilkår får kvoteplikt for sine CO 2 -utslipp. I 2003 utgjorde CO 2 -utslippene fra prosessindustrien som vil få kvoteplikt ca. 6,1 millioner tonn, eller i underkant av 11 prosent av Norges samlede klimagassutslipp. Gjennom dialog med prosessindustrien har Miljøverndepartementet og Prosessindustriens Landsforening (PIL) forhandlet fram en overenskomst som sikrer at den delen av prosessindustrien som ikke får kvoteplikt i denne omgang likevel forplikter seg til å redusere klimagassutslippene innen utgangen av 2007. Det tallfestede utslippsmålet i overenskomsten på 13,5 millioner tonn omfatter utslipp av alle de seks typene klimagasser som reguleres av Kyotoprotokollen, blant annet fra aluminium-, ferrolegerings-, karbon-, mineralgjødsels- og karbidindustri. De seks gassene er: karbondioksid (CO 2 ), metan (CH 4 ), lystgass (N 2 O), hydrofluarkarboner (HFK) og svovelheksafluorid (SF6). Plikten til å levere kvoter etter klimakvoteloven vil utgjøre det sentrale virkemidlet for å begrense utslipp av CO 2 fra virksomhet som omfattes av forslaget til lov om kvoteplikt og 14

handel med kvoter for utslipp av klimagasser. De kvotepliktiges utslipp av CO 2 vil imidlertid fortsatt være omfattet av forurensningslovens virkeområde, slik at reglene i forurensningsloven gjelder med mindre annet er særskilt bestemt. Dette innebærer blant annet at kvotepliktige må ha utslippstillatelse etter forurensningsloven for å kunne slippe ut CO 2. I henhold til lovforslaget skal det ikke settes et utslippstak for CO 2 i tillatelsen til den enkelte virksomheten. De kvotepliktige skal i utgangspunktet selv kunne velge i hvilken grad de vil begrense sine utslipp og i hvilken grad de vil kjøpe kvoter. Regjeringen går inn for at kvotene for perioden 2005-2007 tildeles vederlagsfritt til de kvotepliktige. Lovforslaget gir Kongen myndighet til å fastsette det antallet kvoter som skal tildeles bedriftene som omfattes av kvotesystemet for 2005-2007. Kvotemengden skal fastsettes med utgangspunkt i Norges internasjonale forpliktelse til å begrense utslippene av klimagasser. Lovforslaget legger opp til at forurensningsmyndigheten treffer et vedtak om det antallet kvoter som tildeles hver enkelt kvotepliktig for hele perioden 2005-2007, og at det foretas en årlig utdeling av kvoter. Regjeringen foreslår at tildelingen av kvoter i hovedsak baseres på gjennomsnittlige utslipp i årene 1998-2001. For enkelte bedrifter vil gjennomsnittet av utslippene i basisperioden 1998-2001 gi et lite representativt bilde av bedriftens utslippsutvikling. For å hindre at disse bedriftene kommer urimelig godt eller dårlig ut, er det gitt særskilte bestemmelser. Disse bestemmelsene åpner for at tildelingen kan justeres som følge av atypiske forhold i basisperioden eller vesentlige endringer som har funnet sted etter basisperioden. Tilsvarende åpnes det for at bedrifter som planlegger å starte opp ny virksomhet i årene 2005-2007, kan søke om utslippstillatelse og kvoter innen 15. januar 2005 og på den måten komme i betraktning ved tildelingen av kvoter. I forslaget går man inn for at kvotene skal være fritt omsettelige. Også aktører som ikke selv har kvoteplikt, vil i henhold til lovforslaget ha adgang til å kjøpe og selge kvoter. Regjeringen legger stor vekt på at norske aktører skal delta i et internasjonalt kvotemarked. Lovforslaget åpner derfor for at det i forskrift gis nærmere bestemmelser om bruk av kvoter utstedt i andre land samt kvoter utstedt under Kyotoprotokollen. For perioden 2005-2007 vil Regjeringen anerkjenne kvoter utstedt i EU, samt på nærmere vilkår sertifiserte utslippsenheter fra Den grønne utviklingsmekanismen til oppgjør i forhold til kvoteplikten i det norske systemet. Regjeringen legger opp til å innføre tilsvarende regler for bruk av utslippsenheter fra Den grønne utviklingsmekanismen som EU har for sitt kvotesystem i 2005-2007. Lovforslaget regulerer opprettelse og drift av et norsk register for klimakvoter. I registeret vil de kvotepliktige, staten og andre aktører kunne oppbevare sine kvoter om de ønsker det. Utstedelse og utdeling av kvoter vil også skje i registeret. Regjeringen legger opp til at det norske registeret både skal kunne betjene kvotesystemet i 2005-2007 og et kvotesystem under Kyotoprotokollen fra 2008. De kvotepliktige må hvert år rapportere sine CO 2 -utslipp til forurensningsmyndighetene. Lovforslaget inneholder overordende regler om rapporteringen og om forurensningsmyndighetens kontroll av utslippsrapportene, og det forutsetter at detaljerte bestemmelser fastsettes i forskrift. Hvilken følge vil dette kunne få for biogassanlegg? I utgangspunktet vil energi fra anaerobe prosesser ikke medføre nettoutslipp av CO 2, siden dette er prosesser på fornybare kilder. Dersom det skal være aktuelt med salg av kvoter fra biogassanlegg forutsetter man at energi fra fossilt brensel blir erstattet med biogass. Norge har all elektrisk energi fra vannkraft, som ikke medfører CO 2 utslipp. 15

Dersom anaerob behandling av gjødsel skulle vise seg å bidra til en reduksjon av drivhusgassutslippene, ville en mulig følge av dette være at den aktuelle bonden kunne selge en CO 2 -kvote tilsvarende reduksjonen. I følge fornybardirektivet skal landene indikere et mål for andelen fornybar elektrisitet. Norge har en mye høyere andel fornybar elektrisitet enn noen av EU-landene, og departementet har gått inn for å sette et andelsmål på 90 prosent i 2010. Etter fornybardirektivet skal landene også tilby produsentene av fornybar elektrisitet såkalte opprinnelsesgarantier. Dette er et bevis på at produksjonen er fornybar, og garantiene kan handles internasjonalt. Norske produsenter har i flere år vært aktive internasjonalt i handel med ulike typer garantier og sertifikater. Annen virkemiddelbruk: For å nå målene er det stilt til rådighet virkemidler av administrativ og økonomisk karakter. Av administrative virkemidler er krav i henhold til plan- og bygningsloven. Dessuten er forskriften om energiplanlegging under endring. Annen virkemiddelbruk som vil kunne påvirke bruken av bioenergi er for eksempel Bygningsdirektivet i EU som vil kunne kreve vurdering av bruk av bioenergi og kogenereringsanlegg i bygg. Virkningen av dette kan være at energimerkeordingen utvides til å gjelde bioenergiutstyr. Som et ledd i Landbruksmyndighetenes strategi for å skape ny miljøvennlig næring i landbrukssektoren, er det gjennom statsbudsjettet avsatt midler til investeringsstøtte til bønder og skogeiere som vil levere biovarme og/eller kraftvarme til nær- eller fjernvarmeanlegg. Dersom anaerob behandling av gjødsel skulle vise seg å bidra til en reduksjon av drivhusgassutslippene, ville en mulig følge av dette være at den aktuelle bonden kunne selge en CO 2 -kvote tilsvarende reduksjonen. 6.3 Animalsk biproduktforordning I Animalsk Biproduktforordning (ABP-forordningen) blir animalsk avfall delt inn i tre kategorier avhengig av avfallstype. Kategori 1 innbefatter høyrisikoavfallet. Dette avfallet vil måtte forbrennes eller graves ned. Eksempel på slikt avfall er døde dyr eller dyr som man har mistanke om er smittet av skrapesjuke (sau) eller kugalskap (storfe). Animalsk avfall som kan tilbakeføres til jordbruket blir kategorisert som 2 og 3. Kategori 2 avfall skal ifølge forordningen gjennomgå en forbehandling der partiklene findeles til maksimalt 5 mm, temperatur på minst 133 º C i minst 20 minutters sammenhengende behandling ved 3 bars trykk. Materialet kan da brukes som råstoff i biogassanlegg. For kategori 3 avfall er kravet til forbehandling maksimal partikkelstørrelse 12 mm, og oppvarming til 70 grader i 60 minutter. Det er gjort en del unntak fra forordningen. Det viktigste er husdyrgjødsel som brukes på egen gård, eller som brukes på leide arealer. Kun følgende materialer kan brukes i biogassanlegg: Kategori 2 materiale som forbehandles som skissert foran 16

Melk og husdyrgjødsel/tarm og mageinnhold Kategori 3 materiale (husholdningsavfall, storhusholdningsavfall, næringsmiddelindustri) Det er viktig å være klar over at Mattilsynet må godkjenne anlegget dersom man skal ta imot animalske produkter. 6.4 Gjødselvareforskriften Det er to forhold som man må ta hensyn til. Det ene er kravet til produktkvalitet. Det andre er kravet til spredeareal. Dette er behandlet i kapittel 3 i forskriften. 9 Omhandler produktkvalitet generelt: Det er forbudt å importere eller omsette produkter som ikke tilfredsstiller de kvalitetskrav som går fram av denne forskrift. Landbrukstilsynet kan i alle tilfelle forby produkter som kan medføre miljørisiko ved bruk, eller som kan skade eller redusere menneskers, dyrs eller planters helse. 10 Angir spesifikke krav (dersom opphavsmaterialet faller inn under loven) til tungmetaller. Landbrukstilsynet kan sette strengere krav til dyrkingsmedier. Blant annet skal den som bruker eller omsetter produkter etter denne forskriften vise aktsomhet og treffe rimelige tiltak for å begrense og forebygge at produktet inneholder organiske miljøgifter, plantevernmidler, antibiotika/kjemoterapeutika eller andre miljøfremmede organiske stoffer i mengder som kan medføre skade på helse eller miljø ved bruk. Videre skal produkter og bruken av dem - inkludert sannsynlig misbruk - ikke medføre fare for overføring av sykdomssmitte til mennesker, dyr og planter. Produktene skal ikke inneholde salmonellabakterier eller infektive parasittegg og innholdet av termotolerante koliforme bakterier (TKB) skal være mindre enn 2500 pr. gram tørrstoff (TS). I tillegg skal produkter være stabilisert slik at de ikke forårsaker luktulemper eller andre miljøproblemer ved lagring og bruk. Man må i tillegg ta hensyn til spredearealskravet. Dette inkluderer krav om gjødslingsplan, spredetidspunkt, spredearealskrav (for husdyrgjødsel). Dersom produktet inneholder avløpsslam må man ta hensyn til følgende: Produkter som inneholder slam kan ikke spres på areal der det dyrkes grønnsaker, poteter, bær eller frukt. Der slam er spredt kan det først dyrkes slike vekster minimum tre år etter siste sprededato. Slam må ikke spres i eng eller brukes i gartnerier. I private hager, parker, lekeareal og lignende må slam bare brukes som del av et dyrkingsmiddel. Etter spredning skal slammet nedmoldes straks og senest 18 timer etter spredning. Ved bruk av produkter med slam må foretaket seinest to uker før første levering legge frem for kommunen melding med vurdering av alle forhold som kan ha innvirkning på jordbruksfaglige, forurensingsmessige, sikkerhetsmessige, helsemessige og hygieniske forhold ved bruken. Meldingen skal også inneholde opplysninger om mengde, sammensetning, størrelse og type areal det skal spres på, eventuelle jordanalyser foruten gårds-/bruksnummer og navn/adresse på mottaker. Kommunen skal forelegge meldingen for medisinskfaglig rådgiver til uttalelse. Avdekker meldingen forhold som gjør at forskriftens krav ikke etterleves, kan kommunen kreve forholdet rettet etter kommunehelsetjenesteloven 4a-8. Enhver som disponerer slam plikter å innføre og utøve internkontroll i overensstemmelse med forskrift 25. april 2003 nr. 486 om miljørettet helsevern 12. 17

6.5 Rammebetingelser i andre land EU har som mål å øke andelen av fornybar energi i den totale primære energiforsyningen inkludert produksjon av elektrisk energi. De ulike landene har ulike metoder for å nå dette målet. De mest brukte politiske virkemidler for å oppnå målsetningen om økt bruk av fornybar energi er statssubsidiering av fornybar energi, feed-in tariffs (REFIT) og kvotesystemer, men også systemer med tilbud, skattefritak, og miljøfond i form av investeringssubsidier og subsidierte renter er brukt. 6.5.1 EU regelverk og direktiver EU kommisjonens White paper of 1997 har som målsetning at 12 % av innenlandsk bruk av energi skal komme fra fornybare kilder. Dette har ledet til at det for tiden er vedtatt tre direktiver for å nå målet. direktiv for: Direktiv for elektrisitetssektoren (RES-E) (6 %) Direktiv for transportsektoren (RES-T) (1 %) Direktiv fornybar oppvarming og avkjøling (RES-H) (5 %). 6.5.2 Testing av teknologi for utnytting av fornybar energi I sin rapport fra EU-kommisjonen (EU, 2004) Fremme av teknologi til bærekraftig utvikling: En EU-handlingsplan for miljøteknologi, slår EU-kommisjonen fast at under det sjette rammeprogrammet skal man fremme opprettelse av europeiske sentre med formål å teste og kvalitetssikre teknologi for utnyttelse av fornybar energi. Dette fordi små og mellomstore bedrifter ofte har vanskeligheter med å overbevise markedet om fordelene med deres miljøteknologi. En ordning der man gjør en objektiv kvalitetssikring av disse teknologienes yteevne, vil øke kjøpernes tillit til ny teknologi. I tillegg vil man kunne skaffe fram mer sammenhengende og sammenlignbare opplysninger om teknologiers yteevne. Sentrene skal samarbeide om utarbeidelsen av vurderingsprotokoller og evaluere påliteligheten av de spesifikasjonene som teknologiprodusentene framlegger. Vurderingene bør omfatte kontroll med både den teknologiske yteevnen, og yteevnen ut fra en økonomisk og miljømessig synsvinkel (herunder også livssyklus for den aktuelle teknologi). I nettverk av slike sentre skal det inngå et ekspertorgan som skal overvåke og avlegge rapporter om teknologi- og markedsutsikter på lengre sikt. Visse nettverk vil også kunne utarbeide felles sertifikater, som vil lette adgangen for miljøteknologiprodusenter til markeder og til finansieringsordinger (EU og nasjonale ordninger). 6.5.3 Energiformer Over 40 % av alt primært energiforbruk i Europa går til oppvarming/kjøling av bygninger, varmtvann, industriprosesser, og varme til servicesektoren. Tradisjonelt har denne energien kommet fra brenning av fossilt brennstoff, eller fra strøm. Kun elektrisk kraft har vært brukt til avkjøling. For tiden er det en dramatisk økning av elektrisk energi til oppvarming og kjøling, og i europeisk sammenheng er toppforbruket av elektrisk kraft om sommeren og ikke om vinteren, noe som forklares med strek økning i antall avkjølingsanlegg. Energi til kjøling trenger ikke være elektrisk energi, men også fjernvarmeanlegg kan brukes til avkjøling. For å 18

kunne utnytte potensialet for bruk av fornybare energiformer til oppvarming og avkjøling, bør det i tillegg til EUs direktiver, også være lokale og nasjonale målsetninger. 6.5.4 Desentraliserte systemer Desentraliserte produksjonsenheter vil være fordelaktig med hensyn på stopp i energileveransene, og desentraliserte systemer vil også redusere transportbehovet av energi eller energibærere. 6.5.5 Energi fra biomasse og avfall 6.5.5.1 Definisjon av biomasse og avfall I energisammenheng kan biomasse defineres som brenselkilder med opphav fra plantematerialer eller dyreavfall (Siemons, 2002). Plantematerialer består hovedsakelig av tre hovedgrupper av kjemiske forbindelser: cellulose, hemi-cellulose og lignin. Alle gruppene består av karbon, hydrogen og oksygen. Plantematerialer inneholder bare små mengder av andre grunnstoff som nitrogen, svovel og metaller. Biomasse som stammer fra dyr består hovedsakelig av fett og protein, som også består av karbon, hydrogen og oksygen, men mengdeforholdet mellom disse grunnstoffene er svært ulike det fra planter. En annen forskjell er at innholdet av nitrogen, svovel og metaller er høyere. Noen typer biomasse er rene biomasser som ved, energivekster og vegetabilske oljer (biodiesel). En annen type biomasse kan defineres som biprodukter. Ett eksempel kan være hvete. Hvete er salgsproduktet, med hveteproduksjon generer også halm som kan defineres som et biprodukt. Avfall er en tredje type. Avfall kan igjen deles opp i ulike undergrupper: Vegetabilsk avfall fra jord- og skogbruk Vegetabilsk avfall fra matindustri Vegetabilsk avfall fra skogsindustri Korkavfall Bygningsavfall Slam Husholdningsavfall 6.5.5.2 Kilder På europisk basis (EU-15) er det planlagt å utnytte 90 millioner tonn oljeekvivalenter (Mtoe) fra biomasse (van Herle et al., 2004) i 2010. Dette fordeler seg slik som Figur 5 viser. 19

Biogass 15 Mtoe Planter 45 Mtoe Skog 30 Mtoe 18 Mtoe biofuels 27 Mtoe CHP 5 Mtoe CHP 25 Mtoe varme 47 Mtoe potensiell CHP 32 Mtoe fast CHP 57 Mtoe fra fastbrensel 6 Mtoe co-fyring in store kullkraftverk 26 Mtoe i små CHP (100 kw - 1 MW) Figur 5. Skjema over planlagt bruk av biomasse i EU-15 i 2010. I 1995 var andelen av energi fra biomasse 3 %, eller 45 Mtoe (38 Mtoe varme og 22 TWh elektrisk energi). 38 Mtoe kom fra skogsvirke, 2 Mtoe fra biogass og 5 Mtoe fra andre kilder. Det er altså planlagt 100 % økning i andelen energi fra biomasse fra 1995 til 2010. 6.5.5.3 Regelverk Det er ulike regelverk for ulik biomasse. På den ene siden er rene biomasseprodukter, biprodukter fra vegetabilsk produksjon og avfall fra jord-, skogbruk og industri. På den andre siden avfall fra husholdninger, slam og bygningsavfall. Disse typene blir behandlet forskjellig i regelverkssammenheng. For den første gruppen er reguleringen basert på fysikalske egenskaper og til en viss grad prosessen som brukes til konvertering til energi. Dette er forskjellig fra den andre gruppen, der reguleringen spesifiserer tillatte emisjonsgrenser og allokeringer. Resultatet av denne forskjellsbehandlingen er at det er ulike utslippskrav avhengig av opphavmaterialet. For eksempel har Nederland et utslippskrav til kullfyrte kraftverk på 133 mg/nm 3, mens kravet til utslipp fra avfallsfyrte kraftverk er 40 mg/nm 3. Dette gjør at prisen på biomasse avhenger av opphavmaterialet. Avfall dekker mer enn bare biologisk nedbrytbart avfall. Husholdningsavfall inneholder for eksempel plastikk, og er derfor ikke et rent biologisk nedbrytbart avfall. 6.5.6 Elektrisk kraft - REFIT og kvotesystemer I midten av 2001 hadde 15 16 av 28 land (inkludert søkerlandene) REFIT-systemer med politisk fastsatte priser på energi fra fornybare kilder (Siemons, 2002). På samme tid hadde 5 av 28 land kvotesystemer der andelen av elektrisitet fra fornybare kilder var politisk bestemt og prisen på fornybar energi var bestemt av markedet for grønne sertifikater (Siemons, 2002). REFIT er det eldste systemet, og Portugal var det første landet som innførte dette i 1988. Andre land har vært Tyskland (1990), Danmark (1992) og Spania (1994). Noen bl.a. (Lauber, 2004), har argumentert sterkt for å beholde dette systemet. Etter at systemet ble innført i Tyskland og Spania, har det vært en markant innovasjon innen vindkraft. Dette har ført til økt sysselsetting innen produksjon av vindturbiner, og det har ført til at prisen på energi fra turbinene har blitt sterkt redusert. Beregninger tyder på en reduksjon i energiprisen på 15 20 % ved en dobling av energimengden. Det vil være problematisk å opprettholde dette systemet i et åpent kraftmarked. 20