Inventarisatie van verschillende afzetroutes voor groen gas

Transcriptie

1 Definitief 30 januari 2012 Inventarisatie van verschillende afzetroutes voor groen gas

2 Concept Inhoudsopgave 1. Management Samenvatting Achtergrond De inhoud van dit onderzoeksrapport Belangrijke mededeling Bevindingen Conclusies:keuzes langs de groen gas keten Biomassa Productie: vergisting en opwaardering Afzet Kostenopbouw in de groen gas keten Inleiding Aanleiding van het onderzoek De vraagstelling Proces en Aanpak Routes voor groen gas productie Achtergrond Biogas en groen gas: een korte inleiding Biogas productieroutes Logistiek ontwerp groen gas keten Groen gas Keten Biomassa Vergisting Opwaardering Kostenreductie door innovatie in de groen gas productieketen Overzicht Technologische innovatie mogelijkheden Procesinnovatie mogelijkheden Mogelijkheden voor benutting van schaalvoordelen Technische routes voor groen gas invoeding Biogas afzetroutes Mogelijkheden voor invoeding van groen gas Indeling van het Nederlandse aardgasnet 41 PwC is het merk waaronder PricewaterhouseCoopers Accountants N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Belastingadviseurs N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Compliance Services B.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers B.V. (KvK ) en andere vennootschappen handelen en diensten verlenen. Op deze diensten zijn algemene voorwaarden van toepassing, waarin onder meer aansprakelijkheidsvoorwaarden zijn opgenomen. Op leveringen aan deze vennootschappen zijn algemene inkoopvoorwaarden van toepassing. Op treft u meer informatie over deze vennootschappen, waaronder deze algemene (inkoop)voorwaarden die ook zijn gedeponeerd bij de Kamer van Koophandel te Amsterdam.

3 Randvoorwaarden voor invoeding Mogelijkheden voor kostenbesparing bij groen gas invoeding: Coördinatie en schaalvoordelen Technische mogelijkheden voor grootschalige invoeding Alternatieve afzetroutes Transporttoepassingen Verstroming Gebruik van biogas in industrieën en huishoudens Alternatieve afzetroutes in perspectief Bijlagen 60 A. Begrippenlijst 60 B. Type gasleidingen 61 C. Gehanteerde omrekenfactoren 62 D. Kostenopbouw van co-vergisters 63 E. Alternatieve weergave kosten van opwaardering 64 F. Overzicht van geïnterviewde partijen 65 G. Overzicht van lopende, geplande projecten groen gas invoeding 66 H. Literatuurlijst 67 I. Belangrijke biomassa in Nederland 70 J. Kaart Nederlandse gastransportnetwerk 71 K. Belangrijke mededeling 72 PwC Pagina 3 van 72

4 PwC Pagina 4 van 72

5 1. Management Samenvatting 1.1. Achtergrond Agentschap NL (hierna: ANL) heeft PricewaterhouseCoopers Advisory (hierna: PwC of wij) gevraagd om een economisch verkennend onderzoek te doen naar mogelijke routes voor grootschalige invoeding van groen gas in Nederland in Het onderzoek kent de volgende twee hoofddoelstellingen: het in kaart brengen van voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24/56 PJ groen gas 1 in 2020 vanuit economisch en technisch oogpunt; en het objectief verkennen van alternatieve afzetroutes anders dan invoeding van groen gas. De wijze waarop en de locatie waar groen gas optimaal kan worden afgezet hangt samen met de beschikbare biomassa en met lokale mogelijkheden voor invoeding. Bij het identificeren van routes voor de invoeding of andere afzetmogelijkheden van groen gas dient er daarom breder gekeken te worden naar de hele keten van de groen gas - dus ook naar de biomassamarkt, biogasproductie (vergassing/vergisting), opwaardering van ruw biogas naar groen gas tot de afname van groen gas. Figuur 1: Grafische weergave van de van de groen gas keten Levering biomassa Biogasproductie Opwaardering Afzet Een belangrijke afzetmogelijkheid is het invoeden van groen gas op de bestaande (landelijke en/of regionale) gasnetten, zodat groen gas op dezelfde manier als conventioneel aardgas wordt afgenomen door huishoudens, bedrijven en industrieën. Marktpartijen tonen veel belangstelling voor deze afzetoptie en zijn momenteel druk bezig met uitwerking en realisatie van verschillende groen gas projecten. Tevens is er een aantal groen gas projecten reeds operationeel. Grootschalige invoeding van groen gas behelst verscheidende technische en, financieel-economische en organisatorische uitdagingen. De belangrijkste (technische) uitdaging is de mismatch in de tijd en de locatie tussen vraag en aanbod van groen gas: Groen gas wordt op continue basis geproduceerd gedurende het hele jaar, terwijl de lokale afname van gas per uur varieert. In daluren met name in de zomer en nachtelijke uren wordt gas in dunbevolkt gebied nauwelijks afgenomen. Daarnaast resulteert de grote afstand tussen de plaats waar biomassa vandaan komt (doorgaans in een agrarisch gebied) en de plaats waar grote vraag naar gas is (doorgaans in stedelijke gebieden) in hoge logistieke kosten voor de productie van groen gas. Groen gas kan dus niet altijd op alle plekken worden ingevoed, afhankelijk van het locale afzetpotentieel. Invoedingsmogelijkheden worden daarnaast bemoeilijkt door de toekomstige ontwikkeling van de energievoorziening voor huishoudens in Nederland, waarbij een dalende trend in het gasverbruik door huishoudens wordt verwacht. Deze trend wordt onder andere veroorzaakt door dat (1) nieuwe woningen niet hoeven te worden aangesloten op het gasdistributienet; en (2) woningen steeds beter worden geïsoleerd. De locatiekeuze ten aanzien van invoedpunten, opwaarderingsinstallaties en vergisters heeft een groot effect op de totale (maatschappelijke) kosten voor invoeding. Optimalisering van deze keuze is daarom van essentieel belang om de kosten zo laag mogelijk te krijgen. Om mogelijke efficiëntieverliezen bij invoeding als gevolg van te weinig vraag te beperken, is het tevens van groot belang om slimme oplossingen voor de tijdelijke overcapaciteit van groen gas productie goed op het netvlies te hebben. 1 Opgewaardeerd biogas met een kwaliteit gelijk aan die van aardgas. PwC Pagina 5 van 72

6 In dit onderzoek zijn wij vooral ingegaan op potentiële routes voor invoeding als de belangrijkste afzetmogelijkheid voor groen gas. Het potentieel voor invoeding hangt niet alleen af van de (minimale) afzetcapaciteit in de bestaande gasnetten, maar ook van het productiepotentieel van groen gas. Dit impliceert dat wij bij het identificeren van kansrijke routes voor invoeding tevens kansen en knelpunten aan de productiekant van groen gas (biogasproductie en opwaardering) in beschouwing moeten nemen. De invulling van de groen gas keten wordt bepaald door een aantal keuzes ten aanzien van grondstoffen of biomassa, (vergistings- en opwaardeer)technieken en logistiek ontwerp in de keten. In onderstaande tabel staan relevante keuzes ten aanzien van de keteninrichting genoemd. Tabel 1: Overzicht van relevante keuzes in de groen gas keten Biogasproductie Opwaardering Invoeding Grondstoffen Hout Mest GFT Restproducten uit voedingsen genotsmiddelen industrie (VGI) RWZI-slib Energiegewassen (maïs) n.v.t. n.v.t. Technieken Vergassing Vergisting Stortgas GFT Mest RWZI VGI-restproducten Energiegewassen Mestraffinage PWS Chemische (amine) wassing Membraanfiltratie PSA Cryogeen Wijze van invoeding Alleen op de gasnetten van GTS Alleen op de gasnetten van regionale netbeheerders (RNB) Combinatie van GTS- en RNB-netten ( Overstort ) Oplossingen voor overproductie Bufferen Affakkelen Verstroming Logistiek ontwerp Centrale/decentrale vergisting Centrale/decentrale opwaardering Locatie invoedpunten Naast invoeding bestaan er alternatieve aanwendingen voor groen gas en biogas. De belangrijkste zijn transporttoepassingen (op basis van bio-cng of bio-lng 2 ), verstroming (op basis van groen gas of biogas), en direct gebruik in huishoudens en/of industrieën De inhoud van dit onderzoeksrapport Dit onderzoek schetst op hoofdlijnen de verschillende oplossingsrichtingen voor invoeding van groen gas op de bestaande gastransportnetten en van de belangrijkste cost drivers die van invloed zijn op de totale kosten voor invoeding. Daarbij worden de potentiële kansen en risico s van elke oplossingsroute in kaart gebracht. Tevens wordt een ruwe indicatie, voor zover mogelijk, gegeven van de kosten per cost driver. Het is niet de bedoeling van de huidige opdracht om de totale maatschappelijke kosten per oplossingsroute in kaart te brengen en te kwantificeren. Alhoewel de focus van ons onderzoek op invoeding van groen gas ligt, is de opzet van dit onderzoekrapport breder. Invoeding wordt in dit rapport niet als een geïsoleerd thema bestudeerd, maar als een integraal 2 Ook wel CBG (Compressed Biogas), en respectievelijk LBG (Liquified Biogas) genoemd. PwC Pagina 6 van 72

7 onderdeel van het bredere maatschappelijke thema van efficiënte aanwending van biogas en groen gas tegen zo laag mogelijk kosten. Dit rapport gaat daarom in de eerste instantie in op verschillende productieroutes van biogas/groen gas en de bijbehorende kosten. Daarbij wordt gekeken naar mogelijkheden om de hoge productiekosten van biogas/groen gas naar beneden te krijgen. Vervolgens worden de mogelijkheden en de potentiële knelpunten van een aantal afzetkanalen voor biogas/groen gas uiteengezet. Hierbij ligt de focus op invoeding, maar er wordt tevens ingegaan op alternatieve afzetmogelijkheden (toepassing in de mobiliteit, verstroming, direct gebruik van biogas in huishoudens en industrieën). Dit onderzoek is bedoeld om betrokken partijen een kwalitatief inzicht te verschaffen in (1) de verschillende mogelijkheden van afzet voor biogas/groen gas (inclusief invoeding); (2) de potentiële oplossingsroutes voor invoeding van groen gas; en (3) mogelijke manieren om de kosten te verlagen over de hele groen gas keten. Wij benadrukken dat dit rapport geen enkele oplossingsroute uitsluit, maar ook geen eenduidige voorkeur aangeeft Belangrijke mededeling Dit onderzoeksrapport is opgesteld door PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. ( PwC ) voor Agentschap NL te Utrecht in overeenkomst met onze engagement letter d.d. 5 september 2011 (inclusief de Algemene Voorwaarden). Alvorens dit rapport te lezen vragen wij u de aanvullende informatie die in Appendix K is uiteengezet tot u te nemen Bevindingen Hieronder staan de belangrijkste bevindingen uit ons onderzoek ten aanzien van mogelijkheden en uitdagingen, uitgesplitst naar verschillende delen van de groen gas keten. De bevindingen zijn gebaseerd op onze interviews met de stakeholders uit de groen gas keten, onze desk research en eigen analyses. Het binnenlandse biomassapotentieel is voldoende voor grootschalige uitrol van groen gas productie in Nederland. maar de volatiele prijsontwikkeling van biomassa kan de groen gas productie negatief beïnvloeden Ons onderzoek bevestigt de inschatting van het kabinet in het Energierapport dat het groen gas totaalpotentieel in 2020 zo n 56 PJ (circa 1,8 mrd Nm3) bedraagt. Hiervoor schatten wij dat er voldoende biomassa zoals drijf- en kippenmest, RWZI-slib, GFT en restproducten uit de voedings- en genotmiddelen industrieën (VGI) beschikbaar is. Wij baseren deze inschatting op de biomassastudie van Koppejan uit 2009 en de interviews met marktpartijen. Het biomassapotentieel is nog groter, als er tevens rekening wordt gehouden met de mogelijkheid van import. Dit geldt met name voor droge biomassa die bestemd is voor vergassing. Aan transport van natte biomassa zijn te hoge kosten verbonden. In Nederland is de biogasproductie uit co-vergisting (van mest met cosubstraat) in de laatste jaren sterk toegenomen. De meeste vergistingsinstallaties in Nederland maken gebruik van cosubstraten als maïs. De markt voor maïs is echter volatiel. Fluctuaties representeren een groot risico voor individuele producenten. Daarnaast zien we een opwaartse trend in de prijs van maïs door toenemende vraag door producenten van bio-ethanol. De stijgende trend van de prijs voor cosubstraten is bevestigd door zowel de historische prijsontwikkeling (op basis van bij ons bekende statistieken) als de ervaringen die geïnterviewde partijen met ons hebben gedeeld. Marktpartijen verwachten dat er schaarste van biomassa zal ontstaan, onder andere door de verwachte groei in biogasproductie, de groei van biobased economy in chemie-industrieën, de bijstook van biomassa in kolencentrales en toenemende voedselbehoefte. Hierdoor zal de inkoopprijs van biomassa naar verwachting in de toekomst stijgen. De stijgende biomassaprijs kan grootschalige investeringen in de groen gas keten belemmeren. PwC Pagina 7 van 72

8 Vergassing heeft grotere potentie op langere termijn. Maar op korte termijn is vergisting noodzakelijk voor de groen gas ambitie Mest kan in potentie een flinke bijdrage leveren aan de groen gas ambitie Mestvergisting is momenteel relatief duur. De inkoop van cosubstraten en de afzet van digestaat vormen belangrijke knelpunten Er zijn twee gangbare en kansrijke routes om groen gas grootschalig te produceren: vergisting en vergassing van biomassa. Volgens marktpartijen die wij hebben gesproken zijn deze twee routes complementair en beconcurreren ze elkaar niet. Bij vergassing wordt droge biomassa zoals hout gebruikt, terwijl bij vergisting natte biomassa zoals drijfmest, slib wordt ingezet. Vergassing levert in potentie veel meer groen gas dan vergisting, maar een significante bijdrage zal in verband met verdere benodigde technologische ontwikkeling pas over een langere periode optreden volgens vele marktpartijen na In 2010 werd volgens het CBS in totaal 8,3 PJ aan biogas (circa 440 mln Nm3) afgenomen. Ongeveer de helft daarvan was afkomstig van covergisting van mest. Vergisting met dierlijke mest zal volgens marktpartijen in potentie een significante bijdrage kunnen leveren aan grootschalige uitrol van biogas/groen gas productie in de komende jaren (niet noodzakelijkerwijs grote productie-installaties, maar mogelijk op basis van een groot aantal kleinschalige installaties afhankelijk van de specifieke lokale omstandigheden). De opvatting over kleinschalige productie is overigens verdeeld onder de geïnterviewde partijen. Sommige partijen hebben hoge verwachting. Maar de andere partijen denken dat kleine installaties niet kansrijk zullen zijn, wegens relatief hogere kosten voor de borging van de veiligheid en voor de controle en het beheer van de gaskwaliteit. Bij een groot aantal kleine installaties is de gassamenstelling in het transportnet doorgaans minder overzichtelijk dan bij één of een beperkt aantal grote installaties. Op basis van onze analyse met gebruikmaking van cijfers uit de biomassastudie van Koppejan schatten wij dat pluimvee- en drijfmest ongeveer 60% van 56 PJ groen gas kunnen leveren in Als opmerking hierbij geldt wel dat er voor pluimveemest alternatieve aanwendingen bestaan die mogelijk concurreren met groen gas productie, vooral voor toepassing voor plantenvoeding. Met behulp van vergisting van GFT en VGI-restproducten ( allesvergisting ) kan in potentie ruim 30% van 56 PJ groen gas worden geproduceerd. Co-vergisting met mest is een relatief dure methode om biogas te produceren de productiekosten bedragen volgens ECN (2011) momenteel ongeveer 0,60 per Nm3 biogas in aardgas equivalent. Gegeven dat maïs als cosubstraat wordt gebruikt, is meer dan de helft van de totale productiekosten voor biogas toe te schrijven aan de grondstofkosten (inclusief de inkoopkosten, aanvoer en afvoer van mest en digestaat). De gemiddelde prijs van maïs bedraagt circa 32 per ton over de periode van januari 2005 tot en met juni Een ander voorbeeld van een veelgebruikt cosubstraat is glycerine. Enkele jaren geleden was glycerine bijna gratis en nu geldt een prijs van ongeveer 160,- per ton 4. De onzekere inkoopprijs van cosubstraten vormt dan ook een belangrijk risico voor de economische rendabiliteit van pure mestvergisting. Daarnaast vormen de hoge afzetkosten van digestaat momenteel een uitdaging om de business case van vergisting financieel rond te krijgen. Dit blijkt ook uit een recente evaluatiestudie van Agentschap NL (2011e) met name oudere installaties die onder MEP-regeling vallen zijn gemiddeld minder rendabel). Het onderzoek van Rabobank (2010) laat zien dat slechts 1/3 (van de 30 vergisters) in 2010 een positief resultaat heeft geboekt. 3 Bron: LEI Wageningen Universiteit 4 Bron: PwC Pagina 8 van 72

9 Schaalvoordelen van vergisting zijn relatief beperkt door hoge kosten cosubstraten, maar de impact in absoluut bedrag kan groot zijn Allesvergisting is relatief goedkoop, en wordt sterk gestimuleerd door de SDE+ De biogasproductie vanuit stortgas neemt sterk af Een merendeel (meer dan de helft) van de kostprijs per Nm3 biogas bij covergisting van mest bestaat uit variabele kosten met name de grondstofkosten en het energieverbruik. Hierdoor zal de relatieve daling (ofwel het schaalgrootte-effect) in de kostprijs per Nm3 biogas door de inzet van grotere productie-installaties in het algemeen beperkt zijn. Immers, er kan alleen sprake zijn van grote schaalvoordelen wanneer het aandeel van de vaste kostencomponenten in de totale kosten significant is. Schaalvoordelen bij vergisting zijn weliswaar relatief beperkt, maar kunnen uiteindelijk wel een grotere absolute bijdrage (in termen van euro s) leveren aan een totale kostenreductie van de groen gas keten. Vergisting maakt een groot deel uit in de totale kosten van productie van groen gas. Hierdoor hebben zelfs kleine schaaleffecten een substantiële impact op de totale kosten. Dit geldt in het bijzonder voor co-vergisting. Voor pure mestvergisting zien wij vooralsnog alleen kleinschalige installaties in de Nederlandse markt. Het is lastig te kwantificeren wat het economische effect is van grotere installaties voor pure mestvergisting, wegens het gebrek aan praktijkvoorbeelden. Onze verwachting is dat schaalvoordelen van pure mestvergisting vergelijkbaar zullen zijn met de co-vergisting. Op basis van de laatste stand van de SDE+ subsidie toekenning gaat meer dan 90% van de subsidie naar allesvergisting. Dit komt doordat deze vorm van vergisting goedkoper is dan (pure of co-) mestvergisting. Alle reeds gehonoreerde allesvergisting projecten kunnen gezamenlijk een jaarlijkse productie van circa 80 mln Nm3 per jaar opleveren aan groen gas. Dit zal een opstuwend effect hebben op de vraag naar GFT en VGI-restproducten. Uit onze analyse is gebleken dat GFT en VGI-restproducten in potentie beschikbaar zijn voor alle momenteel toegekende allesvergistingsprojecten 5. Het relatieve aandeel van stortgas en rioolslib in de totale biogasproductie is sterk afgenomen van 70% in 2005 naar 30% in 2010, als gevolg van de toename van co-vergisting. De stortgas productie zal - in relatieve en absolute termen - verder dalen, en zal over een aantal jaren geen significante rol meer spelen in de totale biogasproductie in Nederland. De daling in stortgas productie is een direct gevolg van het stortverbod dat in 2003 is ingevoerd. Tevens zal in de toekomst de bijdrage van rioolslib aan de totale biogasproductie (zowel absoluut als relatief) dalen. In 2020 zal rioolslib naar schatting nog circa 7% van de biogasproductie uitmaken. Schaalvoordelen zijn significant bij Voor kleinere installaties vormen de kapitaalkosten namelijk rentekosten en aflossingen circa de helft van de totale kosten. Bij grotere installaties 5 Zie Figuur 7 in ons rapport. 6 Zie PwC Pagina 9 van 72

10 Definitief 30 januari 2012 Inventarisatie van verschillende afzetroutes voor groen gas Inhoudsopgave 1. Management Samenvatting Achtergrond De inhoud van dit onderzoeksrapport Belangrijke mededeling Bevindingen Conclusies:keuzes langs de groen gas keten Biomassa Productie: vergisting en opwaardering Afzet Kostenopbouw in de groen gas keten Inleiding 17 PwC Pagina 10 van 72

11 2.1. Aanleiding van het onderzoek De vraagstelling Proces en Aanpak Routes voor groen gas productie Achtergrond Biogas en groen gas: een korte inleiding Biogas productieroutes Logistiek ontwerp groen gas keten Groen gas Keten Biomassa Vergisting Opwaardering Kostenreductie door innovatie in de groen gas productieketen Overzicht Technologische innovatie mogelijkheden Procesinnovatie mogelijkheden Mogelijkheden voor benutting van schaalvoordelen Technische routes voor groen gas invoeding Biogas afzetroutes Mogelijkheden voor invoeding van groen gas Indeling van het Nederlandse aardgasnet Randvoorwaarden voor invoeding Mogelijkheden voor kostenbesparing bij groen gas invoeding: Coördinatie en schaalvoordelen Technische mogelijkheden voor grootschalige invoeding Alternatieve afzetroutes Transporttoepassingen Verstroming Gebruik van biogas in industrieën en huishoudens Alternatieve afzetroutes in perspectief Bijlagen 60 A. Begrippenlijst 60 B. Type gasleidingen 61 C. Gehanteerde omrekenfactoren 62 D. Kostenopbouw van co-vergisters 63 E. Alternatieve weergave kosten van opwaardering 64 PwC Pagina 11 van 72

12 F. Overzicht van geïnterviewde partijen 65 G. Overzicht van lopende, geplande projecten groen gas invoeding 66 H. Literatuurlijst 67 I. Belangrijke biomassa in Nederland 70 J. Kaart Nederlandse gastransportnetwerk 71 K. Belangrijke mededeling Management Samenvatting 1.1. Achtergrond Agentschap NL (hierna: ANL) heeft PricewaterhouseCoopers Advisory (hierna: PwC of wij) gevraagd om een economisch verkennend onderzoek te doen naar mogelijke routes voor grootschalige invoeding van groen gas in Nederland in Het onderzoek kent de volgende twee hoofddoelstellingen: het in kaart brengen van voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24/56 PJ groen gas in 2020 vanuit economisch en technisch oogpunt; en het objectief verkennen van alternatieve afzetroutes anders dan invoeding van groen gas. De wijze waarop en de locatie waar groen gas optimaal kan worden afgezet hangt samen met de beschikbare biomassa en met lokale mogelijkheden voor invoeding. Bij het identificeren van routes voor de invoeding of andere afzetmogelijkheden van groen gas dient er daarom breder gekeken te worden naar de hele keten van de groen gas - dus ook naar de biomassamarkt, biogasproductie (vergassing/vergisting), opwaardering van ruw biogas naar groen gas tot de afname van groen gas. Figuur 1: Grafische weergave van de van de groen gas keten Een belangrijke afzetmogelijkheid is het invoeden van groen gas op de bestaande (landelijke en/of regionale) gasnetten, zodat groen gas op dezelfde manier als conventioneel aardgas wordt afgenomen door huishoudens, bedrijven en industrieën. Marktpartijen tonen veel belangstelling voor deze afzetoptie en zijn momenteel druk bezig met uitwerking en realisatie van verschillende groen gas projecten. Tevens is er een aantal groen gas projecten reeds operationeel. Grootschalige invoeding van groen gas behelst verscheidende technische en, financieel-economische en organisatorische uitdagingen. De belangrijkste (technische) uitdaging is de mismatch in de tijd en de locatie tussen vraag en aanbod van groen gas: Groen gas wordt op continue basis geproduceerd gedurende het hele jaar, terwijl de lokale afname van gas per uur varieert. In daluren met name in de zomer en nachtelijke uren wordt gas in dunbevolkt gebied nauwelijks afgenomen. PwC Pagina 12 van 72

13 Daarnaast resulteert de grote afstand tussen de plaats waar biomassa vandaan komt (doorgaans in een agrarisch gebied) en de plaats waar grote vraag naar gas is (doorgaans in stedelijke gebieden) in hoge logistieke kosten voor de productie van groen gas. Groen gas kan dus niet altijd op alle plekken worden ingevoed, afhankelijk van het locale afzetpotentieel. Invoedingsmogelijkheden worden daarnaast bemoeilijkt door de toekomstige ontwikkeling van de energievoorziening voor huishoudens in Nederland, waarbij een dalende trend in het gasverbruik door huishoudens wordt verwacht. Deze trend wordt onder andere veroorzaakt door dat (1) nieuwe woningen niet hoeven te worden aangesloten op het gasdistributienet; en (2) woningen steeds beter worden geïsoleerd. De locatiekeuze ten aanzien van invoedpunten, opwaarderingsinstallaties en vergisters heeft een groot effect op de totale (maatschappelijke) kosten voor invoeding. Optimalisering van deze keuze is daarom van essentieel belang om de kosten zo laag mogelijk te krijgen. Om mogelijke efficiëntieverliezen bij invoeding als gevolg van te weinig vraag te beperken, is het tevens van groot belang om slimme oplossingen voor de tijdelijke overcapaciteit van groen gas productie goed op het netvlies te hebben. In dit onderzoek zijn wij vooral ingegaan op potentiële routes voor invoeding als de belangrijkste afzetmogelijkheid voor groen gas. Het potentieel voor invoeding hangt niet alleen af van de (minimale) afzetcapaciteit in de bestaande gasnetten, maar ook van het productiepotentieel van groen gas. Dit impliceert dat wij bij het identificeren van kansrijke routes voor invoeding tevens kansen en knelpunten aan de productiekant van groen gas (biogasproductie en opwaardering) in beschouwing moeten nemen. De invulling van de groen gas keten wordt bepaald door een aantal keuzes ten aanzien van grondstoffen of biomassa, (vergistings- en opwaardeer)technieken en logistiek ontwerp in de keten. In onderstaande tabel staan relevante keuzes ten aanzien van de keteninrichting genoemd. Tabel 1: Overzicht van relevante keuzes in de groen gas keten Biogasproductie Opwaardering Invoeding Grondstoffen Hout Mest GFT Restproducten uit voedingsen genotsmiddelen industrie (VGI) RWZI-slib Energiegewassen (maïs) n.v.t. n.v.t. Technieken Vergassing Vergisting Stortgas GFT Mest RWZI VGI-restproducten Energiegewassen Mestraffinage PWS Chemische (amine) wassing Membraanfiltratie PSA Cryogeen Wijze van invoeding Alleen op de gasnetten van GTS Alleen op de gasnetten van regionale netbeheerders (RNB) Combinatie van GTS- en RNB-netten ( Overstort ) Oplossingen voor overproductie Bufferen Affakkelen Verstroming Logistiek ontwerp Centrale/decentrale vergisting Centrale/decentrale opwaardering Locatie invoedpunten PwC Pagina 13 van 72

14 Naast invoeding bestaan er alternatieve aanwendingen voor groen gas en biogas. De belangrijkste zijn transporttoepassingen (op basis van bio-cng of bio-lng), verstroming (op basis van groen gas of biogas), en direct gebruik in huishoudens en/of industrieën De inhoud van dit onderzoeksrapport Dit onderzoek schetst op hoofdlijnen de verschillende oplossingsrichtingen voor invoeding van groen gas op de bestaande gastransportnetten en van de belangrijkste cost drivers die van invloed zijn op de totale kosten voor invoeding. Daarbij worden de potentiële kansen en risico s van elke oplossingsroute in kaart gebracht. Tevens wordt een ruwe indicatie, voor zover mogelijk, gegeven van de kosten per cost driver. Het is niet de bedoeling van de huidige opdracht om de totale maatschappelijke kosten per oplossingsroute in kaart te brengen en te kwantificeren. Alhoewel de focus van ons onderzoek op invoeding van groen gas ligt, is de opzet van dit onderzoekrapport breder. Invoeding wordt in dit rapport niet als een geïsoleerd thema bestudeerd, maar als een integraal onderdeel van het bredere maatschappelijke thema van efficiënte aanwending van biogas en groen gas tegen zo laag mogelijk kosten. Dit rapport gaat daarom in de eerste instantie in op verschillende productieroutes van biogas/groen gas en de bijbehorende kosten. Daarbij wordt gekeken naar mogelijkheden om de hoge productiekosten van biogas/groen gas naar beneden te krijgen. Vervolgens worden de mogelijkheden en de potentiële knelpunten van een aantal afzetkanalen voor biogas/groen gas uiteengezet. Hierbij ligt de focus op invoeding, maar er wordt tevens ingegaan op alternatieve afzetmogelijkheden (toepassing in de mobiliteit, verstroming, direct gebruik van biogas in huishoudens en industrieën). Dit onderzoek is bedoeld om betrokken partijen een kwalitatief inzicht te verschaffen in (1) de verschillende mogelijkheden van afzet voor biogas/groen gas (inclusief invoeding); (2) de potentiële oplossingsroutes voor invoeding van groen gas; en (3) mogelijke manieren om de kosten te verlagen over de hele groen gas keten. Wij benadrukken dat dit rapport geen enkele oplossingsroute uitsluit, maar ook geen eenduidige voorkeur aangeeft Belangrijke mededeling Dit onderzoeksrapport is opgesteld door PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. ( PwC ) voor Agentschap NL te Utrecht in overeenkomst met onze engagement letter d.d. 5 september 2011 (inclusief de Algemene Voorwaarden). Alvorens dit rapport te lezen vragen wij u de aanvullende informatie die in Appendix K is uiteengezet tot u te nemen Bevindingen Hieronder staan de belangrijkste bevindingen uit ons onderzoek ten aanzien van mogelijkheden en uitdagingen, uitgesplitst naar verschillende delen van de groen gas keten. De bevindingen zijn gebaseerd op onze interviews met de stakeholders uit de groen gas keten, onze desk research en eigen analyses. PwC Pagina 14 van 72

15 Het binnenlandse biomassapotentieel is voldoende voor grootschalige uitrol van groen gas productie in Nederland. maar de volatiele prijsontwikkeling van biomassa kan de groen gas productie negatief beïnvloeden Ons onderzoek bevestigt de inschatting van het kabinet in het Energierapport dat het groen gas totaalpotentieel in 2020 zo n 56 PJ (circa 1,8 mrd Nm3) bedraagt. Hiervoor schatten wij dat er voldoende biomassa zoals drijf- en kippenmest, RWZI-slib, GFT en restproducten uit de voedings- en genotmiddelen industrieën (VGI) beschikbaar is. Wij baseren deze inschatting op de biomassastudie van Koppejan uit 2009 en de interviews met marktpartijen. Het biomassapotentieel is nog groter, als er tevens rekening wordt gehouden met de mogelijkheid van import. Dit geldt met name voor droge biomassa die bestemd is voor vergassing. Aan transport van natte biomassa zijn te hoge kosten verbonden. In Nederland is de biogasproductie uit co-vergisting (van mest met cosubstraat) in de laatste jaren sterk toegenomen. De meeste vergistingsinstallaties in Nederland maken gebruik van cosubstraten als maïs. De markt voor maïs is echter volatiel. Fluctuaties representeren een groot risico voor individuele producenten. Daarnaast zien we een opwaartse trend in de prijs van maïs door toenemende vraag door producenten van bio-ethanol. De stijgende trend van de prijs voor cosubstraten is bevestigd door zowel de historische prijsontwikkeling (op basis van bij ons bekende statistieken) als de ervaringen die geïnterviewde partijen met ons hebben gedeeld. Marktpartijen verwachten dat er schaarste van biomassa zal ontstaan, onder andere door de verwachte groei in biogasproductie, de groei van biobased economy in chemie-industrieën, de bijstook van biomassa in kolencentrales en toenemende voedselbehoefte. Hierdoor zal de inkoopprijs van biomassa naar verwachting in de toekomst stijgen. De stijgende biomassaprijs kan grootschalige investeringen in de groen gas keten belemmeren. Vergassing heeft grotere potentie op langere termijn. Maar op korte termijn is vergisting noodzakelijk voor de groen gas ambitie Er zijn twee gangbare en kansrijke routes om groen gas grootschalig te produceren: vergisting en vergassing van biomassa. Volgens marktpartijen die wij hebben gesproken zijn deze twee routes complementair en beconcurreren ze elkaar niet. Bij vergassing wordt droge biomassa zoals hout gebruikt, terwijl bij vergisting natte biomassa zoals drijfmest, slib wordt ingezet. Vergassing levert in potentie veel meer groen gas dan vergisting, maar een significante bijdrage zal in verband met verdere benodigde technologische ontwikkeling pas over een langere periode optreden volgens vele marktpartijen na PwC Pagina 15 van 72

16 Mest kan in potentie een flinke bijdrage leveren aan de groen gas ambitie Mestvergisting is momenteel relatief duur. De inkoop van cosubstraten en de afzet van digestaat vormen belangrijke knelpunten In 2010 werd volgens het CBS in totaal 8,3 PJ aan biogas (circa 440 mln Nm3) afgenomen. Ongeveer de helft daarvan was afkomstig van covergisting van mest. Vergisting met dierlijke mest zal volgens marktpartijen in potentie een significante bijdrage kunnen leveren aan grootschalige uitrol van biogas/groen gas productie in de komende jaren (niet noodzakelijkerwijs grote productie-installaties, maar mogelijk op basis van een groot aantal kleinschalige installaties afhankelijk van de specifieke lokale omstandigheden). De opvatting over kleinschalige productie is overigens verdeeld onder de geïnterviewde partijen. Sommige partijen hebben hoge verwachting. Maar de andere partijen denken dat kleine installaties niet kansrijk zullen zijn, wegens relatief hogere kosten voor de borging van de veiligheid en voor de controle en het beheer van de gaskwaliteit. Bij een groot aantal kleine installaties is de gassamenstelling in het transportnet doorgaans minder overzichtelijk dan bij één of een beperkt aantal grote installaties. Op basis van onze analyse met gebruikmaking van cijfers uit de biomassastudie van Koppejan schatten wij dat pluimvee- en drijfmest ongeveer 60% van 56 PJ groen gas kunnen leveren in Als opmerking hierbij geldt wel dat er voor pluimveemest alternatieve aanwendingen bestaan die mogelijk concurreren met groen gas productie, vooral voor toepassing voor plantenvoeding. Met behulp van vergisting van GFT en VGI-restproducten ( allesvergisting ) kan in potentie ruim 30% van 56 PJ groen gas worden geproduceerd. Co-vergisting met mest is een relatief dure methode om biogas te produceren de productiekosten bedragen volgens ECN (2011) momenteel ongeveer 0,60 per Nm3 biogas in aardgas equivalent. Gegeven dat maïs als cosubstraat wordt gebruikt, is meer dan de helft van de totale productiekosten voor biogas toe te schrijven aan de grondstofkosten (inclusief de inkoopkosten, aanvoer en afvoer van mest en digestaat). De gemiddelde prijs van maïs bedraagt circa 32 per ton over de periode van januari 2005 tot en met juni Een ander voorbeeld van een veelgebruikt cosubstraat is glycerine. Enkele jaren geleden was glycerine bijna gratis en nu geldt een prijs van ongeveer 160,- per ton. De onzekere inkoopprijs van cosubstraten vormt dan ook een belangrijk risico voor de economische rendabiliteit van pure mestvergisting. Daarnaast vormen de hoge afzetkosten van digestaat momenteel een uitdaging om de business case van vergisting financieel rond te krijgen. Dit blijkt ook uit een recente evaluatiestudie van Agentschap NL (2011e) met name oudere installaties die onder MEP-regeling vallen zijn gemiddeld minder rendabel). Het onderzoek van Rabobank (2010) laat zien dat slechts 1/3 (van de 30 vergisters) in 2010 een positief resultaat heeft geboekt. PwC Pagina 16 van 72

17 Schaalvoordelen van vergisting zijn relatief beperkt door hoge kosten cosubstraten, maar de impact in absoluut bedrag kan groot zijn Allesvergisting is relatief goedkoop, en wordt sterk gestimuleerd door de SDE+ De biogasproductie vanuit stortgas neemt sterk af Een merendeel (meer dan de helft) van de kostprijs per Nm3 biogas bij covergisting van mest bestaat uit variabele kosten met name de grondstofkosten en het energieverbruik. Hierdoor zal de relatieve daling (ofwel het schaalgrootte-effect) in de kostprijs per Nm3 biogas door de inzet van grotere productie-installaties in het algemeen beperkt zijn. Immers, er kan alleen sprake zijn van grote schaalvoordelen wanneer het aandeel van de vaste kostencomponenten in de totale kosten significant is. Schaalvoordelen bij vergisting zijn weliswaar relatief beperkt, maar kunnen uiteindelijk wel een grotere absolute bijdrage (in termen van euro s) leveren aan een totale kostenreductie van de groen gas keten. Vergisting maakt een groot deel uit in de totale kosten van productie van groen gas. Hierdoor hebben zelfs kleine schaaleffecten een substantiële impact op de totale kosten. Dit geldt in het bijzonder voor co-vergisting. Voor pure mestvergisting zien wij vooralsnog alleen kleinschalige installaties in de Nederlandse markt. Het is lastig te kwantificeren wat het economische effect is van grotere installaties voor pure mestvergisting, wegens het gebrek aan praktijkvoorbeelden. Onze verwachting is dat schaalvoordelen van pure mestvergisting vergelijkbaar zullen zijn met de co-vergisting. Op basis van de laatste stand van de SDE+ subsidie toekenning gaat meer dan 90% van de subsidie naar allesvergisting. Dit komt doordat deze vorm van vergisting goedkoper is dan (pure of co-) mestvergisting. Alle reeds gehonoreerde allesvergisting projecten kunnen gezamenlijk een jaarlijkse productie van circa 80 mln Nm3 per jaar opleveren aan groen gas. Dit zal een opstuwend effect hebben op de vraag naar GFT en VGI-restproducten. Uit onze analyse is gebleken dat GFT en VGI-restproducten in potentie beschikbaar zijn voor alle momenteel toegekende allesvergistingsprojecten. Het relatieve aandeel van stortgas en rioolslib in de totale biogasproductie is sterk afgenomen van 70% in 2005 naar 30% in 2010, als gevolg van de toename van co-vergisting. De stortgas productie zal - in relatieve en absolute termen - verder dalen, en zal over een aantal jaren geen significante rol meer spelen in de totale biogasproductie in Nederland. De daling in stortgas productie is een direct gevolg van het stortverbod dat in 2003 is ingevoerd. Tevens zal in de toekomst de bijdrage van rioolslib aan de totale biogasproductie (zowel absoluut als relatief) dalen. In 2020 zal rioolslib naar schatting nog circa 7% van de biogasproductie uitmaken. Schaalvoordelen zijn significant bij opwaardering Voor kleinere installaties vormen de kapitaalkosten namelijk rentekosten en aflossingen circa de helft van de totale kosten. Bij grotere installaties vormt het stroomverbruik de belangrijkste kostenpost van de opwaardering. Omdat de investeringskosten relatief hoog zijn bij kleinere opwaarderinginstallaties, kan relatief veel synergiewinst worden behaald door opschaling van de installatiecapaciteit. Uit onze analyse is gebleken dat de gemiddelde opwaarderingkosten per Nm3 biogas met 25% kunnen dalen als de productiecapaciteit wordt verdubbeld (van 250 naar 500 Nm3 per uur). De schaalvergroting kent echter wel afnemende meeropbrengsten, naar mate de productieomvang steeds groter wordt. PwC Pagina 17 van 72

18 Opwaardering maakt een klein deel uit van de kosten ten opzichte van vergisting Opwaarderingkosten voor kleinere installaties variëren tussen de eurocent per Nm3 biogas (omgerekend in aardgas equivalent). Bij grote installaties - met een capaciteit boven Nm3 per uur biogas dalen de gemiddelde kosten tot circa 6 eurocent per Nm3 biogas. Deze kosten zijn dus vele malen lager dan de gemiddelde productiekosten bij co-vergisting van mest rond de 0,60 per Nm3 biogas in aardgas equivalent(ecn, 2010c) inclusief de afzetkosten van digestaat. De gezamenlijke afzetcapaciteit van alle RNB-netten lijkt in theorie toereikend te zijn voor de invoeding van 24 PJ groen gas De uitdaging rondom beperkte beschikbare afnamecapaciteit wordt nog groter, als het aantal invoeders toeneemt waardoor de maatschappelijke kosten sneller kunnen toe stijgen dan het aantal invoeders Invoeding in het bestaande gastransportnet van het gehele productiepotentieel van 56 PJ is niet zonder meer mogelijk. Hierbij vormt de beperkt beschikbare afnamecapaciteit van het net tijdens daluren een fundamenteel knelpunt, dat zowel op landelijk als op lokaal niveau een probleem kan vormen. Om de beschikbare afnamecapaciteit optimaal te benutten, is de keuze ten aanzien van de locatie van invoedpunt van cruciaal belang. Het RTL-net van GTS heeft een veel groter capaciteitpotentieel voor invoeding dan bij RNB-netten. Om de door het kabinet ingeschatte potentie van 56 PJ in te kunnen voeden, lijkt de inzet van het RTL-net wenselijk. Anderzijds lijkt het gezamenlijke capaciteitpotentieel van alle RNB-netten theoretisch toereikend te zijn voor de 24 PJ groen gas ambitie. Het probleem van beperkte afnamecapaciteit wordt verder verergerd, als het aantal invoeders toeneemt. De gemiddelde beschikbare capaciteit wordt immers steeds kleiner bij een toename van het aantal invoeders. Hierdoor beperkt elk extra invoedpunt de keuzevrijheid van toekomstige invoeders, waardoor nieuwe invoeders gedwongen worden voor steeds duurdere oplossingen te kiezen. Een groot aantal invoeders verhoogt daarnaast de complexiteit van de netbeheersfunctie (zowel op het gebied van de gaskwaliteit, als van de drukverdeling in het net). Geconcludeerd kan worden dat het aantal invoeders de marginale (maatschappelijke) kosten voor invoeding sterk kan beïnvloeden. De kosten zullen ruwweg evenredig toenemen met elke nieuwkomer, zolang er voldoende lokale afzetcapaciteit is voor alle invoeders. De kosten zullen echter een sprong maken als het aansluiten van een additionele invoeder leidt tot overproductie in het (lokale) net. Een relevant vraagstuk hierbij is of een universele aansluitverplichting voor de netbeheerder wenselijk en proportioneel is. Daarnaast is het, onafhankelijk van de vraag wie de extra kosten voor de bijkomende complexiteit moet dragen, ook van belang dat er een centrale coördinatie van invoerders plaatsvindt om deze kosten te minimaliseren. Daarnaast geldt dat niet alleen bij de productie van groen gas, maar ook bij invoeding de schaal belangrijk kan zijn om kosten naar beneden te krijgen. De belangrijkste kostencomponenten bij invoeding zijn de aanschafkosten van compressor, invoedpunt voor RTL-net en gasleiding. Deze zijn allemaal vaste kosten. De enige belangrijke variabele kostencomponent is de stroomverbruik bij compressie. Een indicatieve berekening (gebaseerd op specifieke voorbeelden) laat zien dat het aandeel van vaste kosten circa 70-80% uitmaakt van de totale invoedkosten. Dit betekent dat er in potentie grote schaalvoordelen bij invoeding kan worden gerealiseerd. PwC Pagina 18 van 72

19 Groen gas kan ook worden ingezet voor transport- of chemische toepassingen Ruw biogas kan zonder opwaardering naar groen gas direct worden (1) verstroomd om groene stroom en duurzame warmte te produceren; (2) geliquificeerd in de vorm van vloeibaar bio-methaan (bio-lng). Het vloeibare bio-methaan kan worden gebruikt in de wegtransport als duurzame brandstof; en (3) ingezet voor industrieel gebruik, als energiebron of feed stock voor industriële processen. Ten slotte wordt op dit moment in Duitsland ook geëxperimenteerd met het gebruik van biogas in huishoudens. Verstroming van ruw biogas kent op dit moment laag rendement, maar kan in de toekomst economisch-financieel aantrekkelijker worden als de restwarmte beter kan worden benut. Gebruik van restwarmte bij WKK wordt vanaf 2012 in de SDE+ opgenomen. De verwachting is dat dit de benutting van restwarmte zal stimuleren in de toekomst. De toekomstige ontwikkeling van de markt voor bio-cng/bio-lng hangt in de grote mate af van (1) de ontwikkeling van de infrastructuur ten behoeve van de distributie van bio-lng/bio-cng; (2) de bereidheid van verbruikers om bio-lng/bio-cng te gebruiken (dit is weer mede afhankelijk van de prijsontwikkeling van conventionele brandstof); en (3) de bereidheid van de auto-industrie om te investeren in de productie van voertuigen op CNG of LNG Conclusies:keuzes langs de groen gas keten In dit rapport is een aantal routes naar voren gekomen ten aanzien van de keteninrichting voor groen gas productie en afzet. De groen gas keten staat voor een aantal keuzes bij grootschalige invoeding van groen gas (zie Tabel 2). De eerste is ten aanzien van de biomassamix. Daarnaast speelt de keuze voor centrale (grootschalige) of decentrale (kleinschalige) productiemethoden in vergisting en opwaardering en voor het al dan niet gebruiken van cosubstraat. Ten derde dient er gekeken te worden naar afzetmogelijkheden - invoeding vormt een belangrijke afzetoptie. Daarbij kunnen we een onderscheid maken tussen de afzet van ruw biogas en de afzet van groen gas. PwC Pagina 19 van 72

20 Tabel 2: Uitgangspunten voor verschillende ketenindelingen Wenselijke keuze Biomassa Productie (ruw biogas & groen gas) Afzet Beschikbare mix Optimale keuze voor biomassamix hangt af van de locatie van groen gas productie en invoeding Centrale vs. decentrale vergisting Optimale keuze afhankelijk van biomassastroom en lokale situatie: de geografische spreiding van bronlocaties van biomassa is van belang. Voor natte mest ligt decentrale (kleinschalige) vergisting meer voor de hand. Gebruik cosubstraat afhankelijk van ontwikkeling substraatprijzen en technologische vooruitgang. Centrale vs. decentrale opwaardering Optimale keuze hangt van de lokale situatie af: de geografische spreiding van biogasproducente n is van belang. In het algemeen verdient centrale opwaardering voorkeur, wegens potentiële schaalvoordelen. Invoeding vs. alternatieve afzet Invoeding Optimale keuze situatie specifiek Overstorting naar het RTLnet is economisch een kansrijke optie, maar alleen zinvol als (1) de afnamecapaciteit van het RTL-net op lokaal niveau niet te sterk afhankelijk is van de afzet in de RNB-netten; en (2) de overvoeding niet gering is. Anders ligt invoeding op RNB-netten meer voor de hand. Alternatieve afzet Omzetting naar bio-cng en bio-lng kan een kanrijke afzetroutes zijn voor biogas/groen gas Biomassa De keuze ten aanzien van de biomassamix is voor korte termijn deels al gemaakt. De SDE bevatte voornamelijk aanvragen voor allesvergistingsprojecten, waarbij GFT, VGI-reststroom en rioolslib als grondstof worden ingezet. Dit is voornamelijk gedreven door de relatief lage kostprijs voor dergelijke projecten ten opzichte van pure mest- of co-vergisting van mest. Desalniettemin is de inzet van mest nog steeds van essentieel belang voor de biogasproductie in Nederland om een tweetal redenen: 1. Het potentieel voor allesstromen is waarschijnlijk niet toereikend om de doelstelling van 24 PJ te behalen. Voor het behalen van de doelstelling zou het volledige potentieel moeten worden gebruikt. Dit is niet realistisch. Om het potentieel van 56 PJ groen gas te realiseren is de mestvergisting zelfs noodzakelijk in de komende tien jaar; en 2. In Nederland is sprake van mestoverschot. Dit zal waarschijnlijk zo blijven op middellange termijn. Pure mestvergisting of co-vergisting van mest maakt de overtollige mest nuttig. Pure mestvergisting heeft enerzijds als nadeel de relatief lage biogasproductie per ton mest. Anderzijds is deze vorm van vergisting onafhankelijk van de beschikbaarheid en de prijsontwikkeling van cosubstraten. Afhankelijk van de voortgang van de technologische ontwikkeling, de prijsontwikkeling van cosubstraten en eventueel beleidsprikkels, kan pure mestvergisting op middellange termijn een aantrekkelijke optie worden Productie: vergisting en opwaardering De belangrijkste keuze in productie - namelijk vergisting en opwaardering van biogas - is tussen centralisatie (vaak grootschalige productie) en decentralisatie (vaak kleinschalige productie). Deze keuze hangt in belangrijke mate af van de volgende factoren: 1. de afweging van de transportkosten van biomassa/biogas bij decentrale productie en de verwachte schaalvoordelen bij centrale productie; 2. de technologische ontwikkelingen ten aanzien van het productierendement van grootschalige of kleinschalige installaties; en wellicht PwC Pagina 20 van 72

21 3. stimuleringsmaatregelen van de overheid (Dit zien wij met name in Duitsland waar relatief kleine vergisters worden gestimuleerd met hogere subsidie) Vergisting De keuze voor grootschalige dan wel kleinschalige vergisting zal afhangen van de biomassastroom. De transportkosten zijn echter anders voor verschillende biomassastromen. Voor de vergisting van natte biomassa zoals drijfmest met hoge vochtigheid ligt de centralisatie bijvoorbeeld minder voor de hand, zeker als de onderlinge afstand tussen de plekken waar de mest vandaan komt relatief groot is. Daartegen is de centrale vergisting van de biomassa zoals GFT een logischere keuze, aangezien GFT reeds centraal wordt ingezameld. Tabel 3: Meest kansrijke ketenconfiguratie per biomassastroom Biomassastroom Kenmerken Verwachte ketenconfiguratie Bruto potentieel Pluimveemest Lage natte fractie, hoge calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) 21 PJ Drijfmest (pure mest- en co-vergisting) Allesstromen (GFT, VGI, RWZI-slib) Hoge natte fractie, lage calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Decentrale vergisting, centrale opwaardering (DC) Centrale bronplaatsen Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) 12 PJ 23 PJ Pluimveemest wordt gekenmerkt door een hoge calorische dichtheid, waardoor de vervoerskosten per eenheid groen gas productie relatief laag zijn ten opzichte van andere (natte) biomassastromen zoals drijfmest. Hierdoor zien we al in de praktijk dat het loont om kippenmest over lange afstanden te vervoeren naar een centrale productielocatie waar deze wordt vergist, zoals in Moerdijk. Voor drijfmest geldt dit allerminst. Drijfmest heeft een hoge natte fractie en bevat het daarmee weinig energie per kilo. Vervoer van drijfmest kost dus veel geld per eenheid gas productie. Om deze reden verwachten wij dat decentrale en daarmee kleinschalige vergisting dominant zal zijn voor deze biomassastroom. De technologische ontwikkeling beïnvloedt de keuze ten aanzien van de productieomvang. Door de actuele ontwikkeling van kleinschalige vergistingtechnologieën (zoals Microferm) wordt het in de toekomst waarschijnlijk ook financieel-economisch aantrekkelijk om veel kleinschalige vergisters op decentrale plekken uit te rollen. De financiële haalbaarheid van kleinschalige vergisters zal sterk kunnen toenemen, wanneer digestaat als kustmest mag worden afgezet. De biogasproductie met mest als grondstof kan een belangrijke bijdrage leveren aan de 24 PJ groen gas productie in 2020, gegeven concurrerende aanwendingen voor andere biomassa. Een groot voordeel van kleinschalige vergisters is dat het betaalbaar is voor de meeste boeren die eigen mest willen vergisten. In Duitsland zien wij veel kleine vergistinginstallaties met een gemiddelde productiecapaciteit van minder dan 125 Nm3 biogas per uur. Dit heeft deels te maken met de Duitse subsidiebeleid, waarmee kleinschaligere verstromingsprojecten een hogere subsidie krijgen dan grootschalige projecten Opwaardering Bij de beslissing om opwaardering te centraliseren gaat het om de afweging van de potentiële schaalvoordelen bij centrale opwaardering en de kosten voor de aanleg van de speciale biogasleiding ten behoeve van de inzameling van biogas. In het algemeen kan worden gesteld dat de transportkosten van biogas beperkt is, zolang het gezamenlijke volume van het ingezamelde biogas voldoende groot is en dat de afstand tussen de lokale biogasproducenten en de opwaarderinginstallatie niet al te groot is. Opschaling van opwaarderingcapaciteit kan volgens sommige studies significante economische voordelen opleveren. Daarom verwachten wij vooralsnog dat de schaalvoordelen doorslaggevend zullen zijn voor de keuze van centrale opwaardering. In de praktijk zien wij dat verscheidene groen gas hubs (bijvoorbeeld BioNoF in Friesland) in ontwikkeling zijn, waarbij decentraal geproduceerd biogas wordt ingezameld en vervolgens centraal opgewaardeerd en ingevoed. PwC Pagina 21 van 72

22 De verwachting van de centrale opwaardering is echter met enige onzekerheid omgeven. Dit hangt af van de technologische ontwikkeling van kleinschalige opwaarderingtechnologieën (zoals membranensystemen) of geïntegreerde productietechnologieën (zoals Agri MoDem). Als deze kleinschalige systemen verder worden ontwikkeld waardoor het economische rendement ophoog gaat, zou de markt kunnen doorslaan naar decentrale opwaardering. Het voordeel van kleine installaties is dat het betaalbaar is voor de meeste boeren en inzetbaar is op boerderijschaal Afzet Ook voor de afzet van groen gas staan de spelers (netbeheer, producenten en overheid) voor een aantal belangrijke keuzes. Een belangrijke afzetoptie is de invoeding op de bestaande landelijke netten (RTL) of regionale gasnetten van de regionale netbeheerders (RNB). Er zijn verschillende studies ten aanzien van invoeding mogelijkheden door Endinet, Cogas en Rendo uitgevoerd voor een aantal specifieke regio s (KEMA, 2010, 2011, Rendo, 2011) Invoeding Invoeding van groen gas kent in hoofdlijnen drie mogelijkheden: 1. Alleen op het landelijke RTL- of HTL-net van GTS ( GTS-variant ): Hier wordt groen gas door middel van een compressor op hoge druk (40 of 67 bar) gebracht en vervolgens geïnjecteerd in een gasnet van GTS in de directe omgeving van de opwerkinstallatie. Invoeding op het RTL-/HTL-net kent een groot afzetgebied wegens de landelijke dekking. Tegelijkertijd kent deze optie relatief hoge exploitatiekosten. Een ander nadeel is dat de locatiekeuze voor invoedpunten relatief beperkt is, omdat (1) De GTS-netten (dus RTL- /HTL-netten) niet overal aanwezig zijn; en (2) de RTL- en RNB-netten in sommige regio s gemeenschappelijke afnemers hebben, waardoor het afzetpotentieel van RTL-netten sterk afhankelijk is van de afnamecapaciteit van de RNB-netten. 2. Alleen op de netten van de regionale netbeheerders ( RNB-variant ): In deze variant wordt groen gas in beperkte mate op hoge druk gebracht (van 8 bar). Invoeding op RNB-netten kent lagere exploitatiekosten, aangezien groen gas niet tot de hoge druk van 40 bar of hoger hoeft te worden gecomprimeerd. Het grootste nadeel is dat de afzetcapaciteit beperkt is, waardoor de leiding snel vol raakt in daluren. Dit betekent dat er extra geïnvesteerd zal moeten worden in oplossingen voor de tijdelijke overproductie van groen gas tijdens daluren. Mogelijke oplossingen voor overproductie zijn het tijdelijk bufferen van overtollig gas, verstroming middels WKK, koppeling tussen RNB-netten die door meerdere Gas Ontvangst Stations (GOS sen) gevoed worden om de afzetcapaciteit te vergroten, liquificatie voor mobiliteitstoepassing als bio-brandstof ( bio- LNG ) en affakkelen. Daarnaast kan volgens recent onderzoek van Rendo (2011) het dynamisch beheer mogelijk meer perspectief bieden voor invoeding. Daarbij gaat het met name om het stand-by zetten van GOS sen, waarbij de uitlaatdruk van GOS sen lager dan 8 bar wordt ingesteld zodat de invoeding van groen gas voorrang kan krijgen in RNB-netten van 8 bar. 3. Een combinatie van invoeding op het RNB-net en overstort van overproductie naar het GTS-net ( GTS- RNB-variant of Overstorting ): In deze variant is een koppeling tussen het RTL- en RNB-net aanwezig. Hier wordt gas in de eerste instantie zo veel mogelijk ingevoed op het RNB-net. Als de afzetcapaciteit van het RNB-net vol raakt, dan wordt het overtollige gas automatisch op hoge druk gebracht en overgebracht naar het hoger gelegen RTL-net ( overstorting ). Overstorting geeft invoeders de mogelijkheid om enerzijds goedkopere invoeding op RNB-netten maximaal te benutten en om anderzijds van de (mogelijk) grotere afzet van GTS-netten te profiteren wanneer het nodig is. In deze optie zal er geïnvesteerd moeten worden in de omgekeerde koppeling tussen het RNB-net en het RTL-net waaraan dit gekoppeld is. Deze oplossing werkt goed alleen als het RTL-net dat gekoppeld is aan het RNB-net een veel groter afzetpotentieel heeft dan het RNB-net. Daarnaast is de mate van overvoeding in het RNB-net niet gering is. In de onderstaande tabel is een opsomming opgenomen van voor- en nadelen van verschillende invoedwijzen ten opzichte van elkaar. Opgemerkt wordt dat invoeding het netbeheer ten aanzien van drukverdeling en gaskwaliteit bij invoedwijzen complexer maakt bij alle invoerwijzen. PwC Pagina 22 van 72

23 Tabel 4: Voor- en nadelen voor de drie kansrijke invoedroutes Nadelen GTS-variant Hoge investeringen (t.o.v. RNB-variant) Groot stroomverbruik (t.o.v. RNB- en overstorting-variant) Kleine geografische dekking Mogelijk grote afstand tot plaatsen van biomassa RNB-variant Beperkte afzetmogelijkheden in dunbevolkte gebieden, maar grotere afzetmogelijkheden in stedelijke en industriële gebieden (t.o.v. GTS- en overstorting-variant) Hoge kosten voor overproductie, afhankelijk van de mate van overproductie Voordelen Groot afzetgebied Overzichtelijke operatie (t.o.v. overstorting-variant) Volledige invoeding mogelijk Lage investeringen Klein stroomverbruik (t.o.v. GTS- en overstorting-variant) Grote geografische dekking (t.o.v. GTSvariant) Mogelijk korte afstand tot plaatsen van biomassa GTS-RNB-variant (Overstorting) Investering nodig voor overstortfaciliteit Groot stroomverbruik (t.o.v. RNB-variant) Complexe organisatie (t.o.v. RNB- en GTSvariant) Groot afzetgebied Volledige invoeding mogelijk Grote geografische dekking Relatief korte afstand tot plaatsen van biomassa In vele gevallen zal oplossing voor invoeding maatwerk blijven, afhankelijk van de lokale vraag en gasinfrastructuur. De RNB-variant zal een interessante optie zijn voor plekken waar er voldoende afzetcapaciteit is in het RNB-net. Helder is dat het wenselijk is zoveel mogelijk productie weg te zetten in de RNB-netten om de kosten laag te houden. Aangezien de afzetmogelijkheden echter laag zijn (zowel op landelijk als regionaal niveau) ligt het voor de hand dat een alternatieve oplossing noodzakelijk is. Dit zal steeds vaker voorkomen naarmate het aantal invoedpunten toeneemt. Aangezien directe invoeding op het GTS-net echter relatief duur is, kan de koppeling van de RNB en GTS netten een perspectief bieden (afhankelijk van de omvang van overvoeding in het lokale RNB-net). Zij zal evenwel in tegenstelling tot de andere twee oplossingen een hogere mate van coördinatie tussen de netbeheerders vereisen. Hiervoor zijn echter nog niet de wettelijke kaders geschapen, die de verantwoordelijkheid en aansprakelijkheid voor de verschillende partijen uiteenzetten. Verder is zij geen panacee: het is namelijk uitsluitend zinvol om te investeren in overstortfaciliteiten indien het lokale deel van het RTL-net significante meer afnamecapaciteit biedt dan het RNB-net. Dit is het geval wanneer aan dat deel van het RTL-net ook andere RNB-netten of industriële afnemers gekoppeld zijn. Er bestaat geen ideale oplossing voor het probleem van overvoeding. Geen van de drie oplossingen voor de overvoedingsproblematiek is evident beter dan de andere. Zij hebben alle voor- en nadelen en het antwoord op de vraag welke oplossing de beste is, is sterk afhankelijk van de lokale situatie. Het betreft altijd maatwerk, aangezien de feitelijke kosten van elke oplossing sterk kunnen variëren per situatie. De belangrijkste kosten voor invoeding bestaan uit (1) de aanschafkosten van de compressor, de invoedpunt, de benodigde gasleidingen (inclusief eventuele koppelleiding); (2) de kosten voor het stroomverbruik ten behoeve van compressie; en eventueel (3) de kosten voor meting (met name gaskwaliteit). In Tabel 5 is een overzicht van ruwe indicatie van kosten van de belangrijkste kostencomponenten, gebaseerd op een invoedcapaciteit van Nm3 per uur. Daaruit blijkt dat de compressor (zowel investering als stroomverbruik) de belangrijkste kostenpost lijkt te zijn; aansluiting van GTS en gasleidingen (afhankelijk van de lengte) de andere belangrijke kostenposten zijn; en het merendeel van de kosten vaste kosten is, waardoor het behalen van schaalvoordelen goed mogelijk is PwC Pagina 23 van 72

24 Tabel 5: Indicatieve jaarlijkse kosten van belangrijkste kostencomponenten Bedrag x Compressor Aansluiting (8->40) GTS Aansluiting RNB Gasleiding (10km) Gaskwaliteitsmeting* Operationele kosten Investeringskosten Totaal Kosten per Nm3 per jaar (in eurocent) 1,6 0,8 0,0 1,5 0,2 * Het is momenteel nog niet zeker of een kwaliteitsmeting benodigd is. Er lopen nog discussies tussen de landelijke en regionale netbeheerders Alternatieve afzetmogelijkheden Naast invoeding zijn er andere mogelijkheden voor afzet van groen gas. Groen gas kan worden 1. omgezet in bio-lng of -CNG als alternatieve brandstoffen voor de transport; en 2. verstroomd met behulp van een WKK om stroom en warmte te genereren (bio-wkk). Verstroming van groen gas kan economisch interessant zijn als de restwarmte goed kan worden benut. Maar in de praktijk is volledige benutting van de warmte nog niet altijd mogelijk wegens onvoldoende warmtevraag in de directe omgeving. Uit de evaluatiestudie van ANL (2011e) blijkt dat de warmtebenutting bij de bestaande installaties heel beperkt is (bij 26% van de onderzochte installaties wordt de warmte geheel niet benut). Om de warmtebenutting te stimuleren, worden de productie van warmte en het gebruik van restwarmte opgenomen in de subsidie vanaf Hierdoor zullen bio-wkk projecten waarbij warmteafzet wèl mogelijk is in toekomst relatief aantrekkelijker worden. De omzetting van biogas/groen gas naar bio-lng of bio CNG kan een aantrekkelijk alternatief vormen voor invoeding van groen gas. De grootste uitdaging voor bio-cng/bio-lng is dat er nu nog geen volwassen markt voor is, waardoor de vraag nog niet zeker is. Daarnaast hangt de ontwikkeling van deze route ook af van de bereidheid van de auto-industrie in de investering in ontwikkeling van vervoertuigen die op gas rijden Kostenopbouw in de groen gas keten In ons onderzoek hebben wij de kosten van afzonderlijke delen van de groen gas keten (dus van de productiekosten voor vergisting/opwaardering en invoeding) naast elkaar gelegd. Daarbij zijn wij uitgegaan van co-vergisting van mest met een productiecapaciteit van 505 Nm3 per uur groen gas ruw biogas.daaruit is gebleken dat vergisting (inclusief inkoopkosten voor biomassa en de afzetkosten voor restproducten) en opwaardering de belangrijkste kostencomponenten van de hele keten vormen. De kosten voor vergisting bedragen circa 70% van de totale kosten van de keten. Het aandeel van opwaardering bedraagt circa 20%. De invoedkosten bestaand alleen uit de kosten voor compressie, aansluiting en de gasleiding - zijn relatief beperkt en vormen circa 10% van de totale kosten. De kostenverdeling in de keten kan per geval variëren, afhankelijk van de invoedcapaciteit en de vergistingstechniek. Het aandeel van de kosten voor invoeding zal waarschijnlijk dalen naarmate de invoedcapaciteit toeneemt. Dit heeft te maken met het feit dat het merendeel van de invoedkosten vast zijn. PwC Pagina 24 van 72

25 Figuur 2: Kostenopbouw van de keten, gebaseerd op co-vergisting In onze kostenberekening zijn de invoedkosten niet volledig. De kosten voor de gaskwaliteitsmeting en voor technische oplossingen voor overproductie zijn niet inbegrepen. De kosten voor het oplossen van overproductie (zoals verstromen, bufferen) zijn situatie specifiek waardoor het lastig is om algemene uitspraken te doen. Zij hangen sterk af van de mate en de duur van de overproductie. Verder hebben wij geen rekening gehouden met de aanleg- en onderhoudskosten voor biogasleidingen die mogelijk nodig zijn om decentraal geproduceerd biogas naar een hub te transporteren. 2. Inleiding 2.1. Aanleiding van het onderzoek De laatste jaren heeft de ontwikkeling van groen gas als onderdeel van de verduurzaming van de energiehuishouding veel aandacht gekregen. Zo heeft het platform groen gas binnen het brede samenwerkingsverband EnergieTransitie advies uitgebracht over benodigde stappen om een streven van 10% aardgasvervanging in 2020 mogelijk te maken (Creatieve Energie, 2010) en hebben verscheidene partijen in de gasmarkt onderzoek uitgezet naar de mogelijkheden om groen gas te produceren en in te voeden (bv Kema, 2010 en PwC, 2011). Deze aandacht komt, behalve uit onderkenning van het belang van een duurzame energieproductie, voort uit veelbelovende ontwikkelingen in de productieketen van groen gas. Hierbij verwachten wij dat binnen de betrekkelijk goed doorontwikkelde vergistingstechnologie nog slagen gemaakt zullen worden om de kosteneffectiviteit te verbeteren. De nieuwere vergassingstechnologie is op dit moment nog in een ontwikkelingsstadium. Zo zijn recentelijk een drietal demonstratieprojecten uitgezet op basis van de innovatieagenda van het Platform groen gas. Uitrol van groen gas komt dan ook in verschillende beleidsnota s van het kabinet aan de orde die zich op het breukvlak bevinden van duurzaamheid en economische groei. Groen gas maakt een integraal onderdeel uit van de Green Deals, waarmee het kabinet voorwaarden schept en knelpunten wegneemt om duurzame projecten van de grond te krijgen (EL&I, 2011a). Ook is de ontwikkeling van de groen gas markt als actie opgenomen binnen het speerpunt Klimaat & Energie van de Agenda Duurzaamheid (I&M, 2011). Deze inzet past binnen de bredere doelstellingen ten aanzien van de verduurzaming van de energiehuishouding. In Richtlijn 2009/28/EG heeft de Europese Commissie Nederland de doelstelling opgelegd, dat energie uit hernieuwbare bronnen in 2020 een aandeel van 14% in het bruto-eindverbruik moet bestrijken. Hierop heeft de regering het Nationaal actieplan voor energie uit hernieuwbare bronnen opgesteld (Rijksoverheid 2009). Hierin zijn een schone en zuinige energievoorziening, goed functionerende energiemarkten en een goed en stabiel investeringsklimaat de speerpunten. In het Energierapport 2011 heeft PwC Pagina 25 van 72

26 het huidige kabinet deze doelstelling bevestigd en uitgebreid met de randvoorwaarde dat de transitie goed moet zijn voor de Nederlandse economie (EL&I, 2011c). Om een schone en betrouwbare energievoorziening in de toekomst te kunnen zekerstellen heeft EL&I bioenergie samen met wind-op-land en wind-op-zee geoormerkt als de belangrijkste opties voor het produceren van hernieuwbare energie. Binnen dit kader lijkt groen gas een steeds belangrijkere plaats in te nemen. Het vorige kabinet sprak in het Nationale actieplan de ambitie uit dat directe invoeding van (opgewaardeerd) biogas in het aardgasnet in PJ zou moeten bedragen. Dit is 1,5 procentpunt van de doelstelling van 14% duurzame energie in Het huidige kabinet heeft daarenboven in het Energierapport aangegeven, dat het totaalpotentieel voor invoeding van groen gas in 2020 zelfs 56 PJ bedraagt (als alle vergistbare biomassa op grassen na voor groen gas productie worden aangewend). De verwezenlijking van de ambitie ten aanzien van groen gas leidt echter ook tot uitdagingen voor spelers in de productie- en distributieketen van groen gas en voor netbeheerders, die het groen gas zullen moeten invoeden op het bestaande gasnet. Hiervoor zijn technische aanpassingen aan dit net noodzakelijk bijvoorbeeld ten aanzien van de kwaliteitsmeting van het gas. Om deze transitie op een goede manier te kunnen beheersen is een gedragen visie van de verschillende marktpartijen (producenten, netbeheerders en overheid) van groot belang. Om deze keuzes te faciliteren heeft Agentschap NL PwC gevraagd voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24/56 PJ groen gas in 2020 in kaart te brengen vanuit economisch en technisch oogpunt. De opdrachtgever beoogt hiermee een breed gedragen visie neer te zetten op basis waarvan de verschillende marktpartijen verder met elkaar om tafel kunnen gaan. Om deze reden hebben vertegenwoordigers van Netbeheer Nederland en van EL&I mede zitting in de begeleidingscommissie (hierna: BC) van dit onderzoek De vraagstelling Dit onderzoek tracht antwoorden te vinden op een tweetal hoofdvragen: 1. Wat zijn de voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24 /56 PJ groen gas in 2020, vanuit economisch en technisch oogpunt? 2. Welke alternatieve routes zijn er voor afzet van groen gas? Wat zijn hun voor- en nadelen? In dit onderzoek zijn wij vooral ingegaan op potentiële routes voor invoeding als de belangrijkste afzetmogelijkheid voor groen gas. Het potentieel voor invoeding hangt niet alleen af van de (minimale) afzetcapaciteit in de bestaande gasnetten, maar ook van het productiepotentieel van groen gas. Dit impliceert dat wij bij het identificeren van kansrijke routes voor invoeding tevens kansen en knelpunten aan de productiekant van groen gas (biogasproductie en opwaardering) in beschouwing moeten nemen. Om deze twee hoofdvragen adequaat te kunnen beantwoorden hebben wij een aantal deelstudies verricht. Daarbij hebben wij de volgende indeling gehanteerd: Routes voor groen gas productie Inschatten van het productiepotentieel van groen gas, gebaseerd op het potentiële aanbod van biomassa (met de studie van Koppejan et al. uit 2009 als uitgangspunt); Identificeren van technische en economische mogelijkheden en knelpunten voor biogasproductie en opwaardering naar groen gas; In kaart brengen van kostenopbouw ( cost drivers ) van productie en opwaardering van biogas; en Verkennen van mogelijkheden voor kostenbesparing in de productieketen van groen gas. Technische routes voor groen gas invoeding Identificeren van technische invoedmogelijkheden; In kaart brengen van kostenopbouw ( cost drivers ) van invoeding; Verkennen van mogelijkheden voor kostenbesparing bij invoeding; en Het verkennen van alternatieve routes voor toepassing van biogas/groen gas Proces en Aanpak Tijdens de voorbereiding hebben wij samen met de opdrachtgever om tafel gezeten om een gezamenlijke vraagstelling te formuleren. Deze hebben wij vervolgens uitgewerkt tot een hanteerbare versie zoals in de vorige PwC Pagina 26 van 72

27 paragraaf weergegeven. Het team heeft hierbij gekozen het rapport uit te werken in twee delen: Routes voor groen gas productie en technische routes voor groen gas invoeding. Dit aangezien de keuzes die gemaakt zullen worden in de verschillende delen van de keten (productie en invoeding) weliswaar op elkaar inwerken maar toch losse beslissingen zijn waarbij verschillende overwegingen een rol spelen. De doelstelling is hierbij geweest om een helder en volledig overzicht te geven van de belangrijkste inzichten op het gebied van groen gas en om hieruit eigen inschattingen te maken van de voor- en nadelen van verschillende routes voor invoeding om integrale afwegingen te faciliteren. Ons onderzoek is gebaseerd op de volgende bronnen: (1) directe informatie die wij hebben gekregen uit de interviews met marktpartijen; (2) relevante openbare statistieken en onderzoeksrapporten op het gebied van groen gas; en (3) ons intern kennisnetwerk en eigen analyses. De interviews met marktpartijen vormen een essentieel onderdeel van het onderzoek. Het doel daarvan is tweeledig: in de eerste plaats is dit het creëren van een breed draagvlak voor dit onderzoek; en in de tweede plaats het in kaart brengen van de marktconsensus over kansen en knelpunten van de groen gas keten. Om feiten en meningen zo goed mogelijk van elkaar te scheiden, hebben wij de informatie uit de interviews tevens naast andere openbare bronnen en onze eigen kennis (waar mogelijk) gelegd. Op die manier is geprobeerd de objectiviteit van dit onderzoek zo goed mogelijk te waarborgen. Ter voorbereiding van de interviews hebben wij voor elke doelgroep een specifieke vragenlijst opgesteld. Vervolgens hebben wij interviews gehouden met de verschillende stakeholders (netbeheerders, groen gas producenten, technologieproducenten, afnemers, brancheverenigingen en onderzoekers). In totaal hebben wij 21 partijen benaderd. In Appendix F is een lijst opgenomen met alle partijen die we hebben gesproken. De geïnterviewde personen hebben allen goede kennis van de groen gas sector in Nederland. 3. Routes voor groen gas productie 3.1. Achtergrond Biogas en groen gas: een korte inleiding Biogas is een mengsel van methaan, koolstofdioxide en andere gassen dat wordt gewonnen uit biomassa. In Nederland wordt biogas hoofdzakelijk gebruikt om door middel van een warmtekrachtkoppeling (hierna: WKK) stroom op te wekken. Deze vorm van biogasinzet is op dit moment economisch nog niet altijd de optimale oplossing, aangezien de restwarmte vaak niet volledig kan worden benut.daarom streeft de overheid ernaar groen gas bij te mengen in het normale aardgasdistributienet ( invoeding ). Daartoe moet het biogas eerst worden opgewaardeerd. Hierbij worden deels van CO 2 en diverse zwavel- en stikstofverbindingen uit het gas weg gefilterd. De ontwikkeling van de markt voor groen gas komt voort uit een tweetal trends. 1. Ten eerste de zoektocht naar hernieuwbare bronnen van energie. Om CO 2-uitstoot te verminderen en onze afhankelijkheid van conventionele energiebronnen te verlagen zoeken we naar vervangende energiebronnen, waaronder groen gas. 2. Daarnaast zoeken we ook steeds naar nieuwe manieren om ons afval te verwerken op minder schadelijke manieren. Hierbij proberen we de methaan (een 21 keer sterker broeikasgas dan CO 2) uitstoot te verlagen en ook het lokale milieu in mindere mate te belasten. Biogasproductie is niet de enig mogelijke aanwending van biomassa. Voor het hergebruik van een aantal producten geldt, dat deze in veel gevallen het beste zo dicht mogelijk bij de bron kan blijven. Zo is het mogelijk dat bepaalde houtstromen voor productie van spaanplaten zal blijven worden aangewend. Verdere aanwendingen voor biomassa zijn er in thermische processen (zoals bij- en meestook) en in compostering. Ten PwC Pagina 27 van 72

28 slotte vindt opgewaardeerd biogas ook toepassingen in de mobiliteit en de chemie. Deze aanwendingen kunnen overigens wel groen gas invoeding als onderdeel van de logistieke keten hebben. Biogas kan op verscheidene plekken geproduceerd worden met gebruik van verschillende soorten biomassa. Hierin onderscheiden we drie soorten stromen: 1. Pure mest-/covergistingsstromen (vergisting van mest, eventueel met behulp van coproducten als maïs), 2. Allesvergistingsstromen (RWZI-slib, GFT, VGI-restproducten); en 3. Stortgas (gas dat vrijkomt uit stortplaatsen). De productie en opwaardering van biogas zijn niet nieuw, maar betreft een ontwikkeling die al enige tijd aan de gang is. Vergisting als productietechniek voor biogas is al tientallen jaren beschikbaar. Dit is ook het geval voor opwaardeertechnieken als PWS (Pressurised Water Scrubbing) en PSA (Pressured Swing Absorbtion). Invoeding van groen gas op het bestaande gasnet is wel een relatief nieuwe ontwikkeling in Nederland. Ook nieuw is de ambitie voor een ontwikkeling richting grootschalige uitrol van groen gas projecten met invoeding in het aardgasnet. De overheid heeft hier, eerst kleinschalig in de MEP en nu met grootschaliger uitrol middels de SDE+, een belangrijke rol in. Dit als onderdeel van de doelstelling om 14% hernieuwbare energie in 2020 mogelijk te maken. Dit alles resulteert in een versnellende ontwikkeling van groen gas. Op dit moment is zo n 6,8 PJ reeds gerealiseerd of toegezegd binnen de SDE(+). Zoals in Figuur 3 af te lezen bedraagt de productie op dit moment zo n 1,3 PJ (40 mln Nm3; Rijksoverheid, 2011b). Verder was van de toezeggingen (44MW) binnen de SDE tot MW nog niet in productie (omgerekend ongeveer 1,1 PJ). Wij schatten dat sindsdien zo n 0,3 PJ in productie is gekomen; dit komt per saldo uit op 0,8 PJ. Verder is in de SDE+ ronde 2011 reeds 4,8 PJ toegezegd. Dit resulteert in een huidig totaal gerealiseerde of toegezegde productie van 6,8 PJ. Indien alle toegezegde projecten ook daadwerkelijk in productie komen is tot 2020 nog 17,2 PJ aan verdere groen gas projecten nodig om de doelstelling van 24 PJ te bereiken. Bovenop de doelstelling heeft het kabinet geschat (hetgeen deze studie bevestigt) dat er voor 2020 nog sprake is van een additionele potentie van 32 PJ groen gas productie bovenop de doelstelling van 24 PJ. Figuur 3: Overzicht van de huidige voortgang richting de groen gas doelstelling voor 2020 Bron: PwC analyse op basis van CBS (2010a), Agentschap NL (2011b, c, en d) PwC Pagina 28 van 72

29 Biogas productieroutes Biogas kan worden geproduceerd via biologische processen (vergisting) of chemische processen (vergassing) van biomassa. De techniek voor vergassing is echter momenteel nog niet klaar voor grootschalige uitrol. Het duurt volgens de geïnterviewde marktpartijen zeker nog 5 tot 10 jaar voordat deze grootschalig kan worden ingezet. Vandaar is de algemene verwachting dat de vergisting op korte termijn de belangrijkste productieroute zal blijven voor biogas. Figuur 4 geeft een overzicht van de productieroutes van biogas en alternatieve eindproducten uit biogas. Figuur 4: Productieroutes van biogas Biogasproductie: Vergassing versus Vergisting Vergisting en vergassing verschillen op een aantal manieren van elkaar. De belangrijkste verschillen staan genoemd in Tabel 6. Tabel 6: Verschillen tussen vergisting en vergassing Kenmerk Vergisting Vergassing Technologie Grondstof Doorlooptijd proces Bij deze technologie worden microorganismen ingezet om middels een anaeroob dissimilatieproces koolhydraten om te zetten in methaan dit is een biologisch proces Natte biomassa (>20% natte fractie): mest, slib, GFT Enkele weken (afhankelijk van biomassa en toevoegingen) Bij vergassing wordt organische materiaal van de biomassa thermisch ontleed, waarbij een gas (methaan) ontstaat dit is een chemisch proces Droge biomassa (<20% natte fractie): hout, stro Enkele seconden/minuten Mate van ontwikkeling Gevestigde technologie, reeds >20 jaar doorontwikkeld Betrekkelijk nieuwe technologie. Geïnterviewde partijen verwachten dat zij pas rond 2020 concurrerend wordt; het potentieel na 2020 is wel groot Vergisting en vergassing zijn complementaire technologieën aangezien zij toepasbaar zijn voor verschillende biomassastromen. Voor natte biomassastromen is vergisting de meest toepasbare technologie; voor vergassing komt alleen droge biomassa in aanmerking. Verder verschillen de beide technologieën in de doorlooptijd van PwC Pagina 29 van 72

30 het productieproces. Het vergistingproces duurt in het algemeen enkele weken, afhankelijk van de biomassa en de gebruikte toevoegingen, terwijl het vergassingsproces razend snel gaat (in de orde van een aantal seconden). Voor deze studie is een laatste onderscheid echter nog het meeste van belang: de huidige mate van ontwikkeling van de technologie. Waar vergisting een gevestigde, reeds jarenlang doorontwikkelde technologie is, staat vergassing nog in de kinderschoenen. Zo is HVC nu bezig met een pilot project op het gebied van vergassing samen met ECN (met een geplande productie van MW (oftewel 9-11 mln Nm3 per jaar). De geïnterviewde partijen zijn het erover eens, dat de doorontwikkeling van vergassing nog zon vijf à tien jaar duurt, zodat het voor 2020 geen grote bijdrage zal kunnen leveren. Om deze reden laten we vergassing als productiemethode voor deze studie verder buiten beschouwing. Box 1 geeft een nadere beschrijving van vergassing als productiemethode van groen gas. De markt wordt zich in steeds grotere mate bewust van de mogelijkheden van groen gas. De overheid heeft verscheidene malen haar verwachtingen rond groen gas onderstreept (denk aan Energierapport, Green Deals, Agenda duurzaamheid). De kabinetsdoelstelling voor 2020, 24 PJ (ofwel 760 mln Nm3 per jaar), is dan ook een veelvoud van de huidige productie. Box 1: Vergassing als productiemethode van groen gas Beschrijving productieproces Aanvankelijk wordt ruwe biomassa gedroogd. Voor vergassing wordt de droge biomassa (zoals hout en stro) opgeslagen in kelders. Bij voldoende capaciteit worden deze stromen naar een vergasser gebracht. Bij vergassing wordt het materiaal niet afgebroken door bacteriën maar door verhitting op temperaturen van 750 tot 1500 graden. Door weinig zuurstof aan de verhitting toe te voegen wordt verbranding voorkomen en ontstaat bio-sng, een gas dat tot groen gas kan worden bewerkt Uit interviews kwam naar voren dat de beschikbare houtige biomassa onvoldoende is om grootschalige vergassing mogelijk te maken in Nederland. Het energetisch rendement voor de productie van bio-sng uit biomassa is ongeveer 70%. In tegenstelling tot vergisting is vergassing een fysisch-chemisch proces dat snel en grootschalig bio-sng kan produceren. Stand van zaken Momenteel is vergassing nog een dure technologie. Koppejan (2005) berekende dat 15 tot 20 euro per ton wordt betaald voor houtsnippers van goede kwaliteit. Hij concludeerde dat de verwerkingskosten circa 60 euro per ton bedragen en dat de prijs van de Nederlandse houtpellets inclusief transport gemiddeld op 85 tot 90 euro per ton ligt. Momenteel wordt er nog niet op grote schaal biomassa vergast in Nederland. Er is bijvoorbeeld een kolenvergassingcentrale in Buggenum waar elektriciteit wordt gegeneerd op basis van vergassing en daarnaast sloophout (30%) wordt gegenereerd. Wellicht is het in de toekomst mogelijk om in een veel groter aantal kolencentrales droge biomassa te vergassen. De verwachtingen zijn dat grootschalige productie van Bio-SNG toeneemt na 2015 (Kiwa, 2010). Ook in Duitsland wordt geëxperimenteerd met vergassing, bijvoorbeeld in Ulm en in Senden Biogasinzet Zoals eerder aangegeven wordt biogas in Nederland primair ingezet voor het opwekken van groene stroom door middel van de WKK s. Omdat de restwarmte die bij de verstroming vrijkomt niet optimaal kan worden benut, wordt de opwaardering van biogas tot groen gas steeds een goed alternatief. Het grote voordeel van de opwaardering is dat biogas op deze manier aardgas kan vervangen en daarmee kan op dezelfde wijze als aardgas wordt afgezet in de markt. Naast verstroming en opwaardering tot groen gas zijn ook andere toepassingen van biogas in de markt. Hierop gaan we in paragraaf 4.3 verder in. PwC Pagina 30 van 72

31 Logistiek ontwerp groen gas keten Hierna gaan wij verder in op de hoofdvariant voor de biogasinzet in ons onderzoek: opwaardering van biogas tot groen gas. In deze sectie analyseren wij de logistieke inrichting van de leveringsketen van groen gas Mogelijke ketenindelingen Wanneer de keuze voor productie van groen gas middels vergisting is genomen komen verdere keuzes in beeld ten aanzien van de logistieke indeling van de groen gas productieketen. De keuzes zijn hierbij of vergisting en opwaardering centraal dan wel decentraal moeten plaatsvinden. Dit heeft implicaties voor de hoogte en opbouw van de kosten. Op basis van die twee keuzes zijn drie ontwerpen mogelijk voor de groen gas keten, die in Tabel 7 schematisch zijn weergegeven. Tabel 7: Drie mogelijke ontwerpen voor de groen gas productieketen Logistiek ontwerp Schematische weergave Vergisting Opwaar -dering Beschrijving 1. Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) Centraal Centraal Inzameling van biomassa in een centrale plek( hub ) Vergisting en opwaardering bij de hub 2. Decentrale vergisting, Centrale opwaardering (DC) 3. Decentrale vergsting, Decentrale opwaardering (DD) Centraal Decentraal Decentraal Decentraal Vergisting bij de individuele biomassalocatie (bijv. boerderijen) Inzameling biogas in hubs via een biogasleiding Centrale opwaardering in hub (doorgaans met grotere productieomvang) Vergisting en opwaardering bij de individuele biomassalocatie (doorgaans wat kleinschalige productie op bijvoorbeeld boerderijterrein) Bij centrale vergisting en centrale opwaardering vindt inzameling van biomassa plaats. Deze wordt vervolgens vervoerd naar een hub, waar vergisting en opwaardering centraal plaatsvinden. Bij decentrale vergisting maar centrale opwaardering vindt de vergisting op locatie plaats en de opwaardering centraal. Bij decentrale vergisting en decentrale opwaardering vinden beiden op locatie plaats Determinanten voor de optimale ketenindeling Zoals eerder genoemd zijn de integrale kosten in de keten afhankelijk van het logistieke ontwerp. Bij de beslissing om vergisting dan wel opwaardering te centraliseren gaat het om de afweging tussen de potentiële schaalvoordelen bij de centrale inrichting van vergisting/opwaardering en de extra transportkosten van biomassa/biogas. Bij een keuze voor centralisering van biogasproductie of opwaardering vindt kostenbesparing plaats door schaalvergroting. Bij een grotere productiecapaciteit worden de vaste (m.n. investerings-)kosten verdeeld over een groter productievolume. Met één grotere vergistings- of opwaarderingsinstallatie kan hierdoor meer biogas/groen gas worden geproduceerd. Hoewel grotere apparatuur vaak duurder is dan kleinere apparatuur, nemen de investeringskosten in het algemeen minder snel toe dan de omvang van PwC Pagina 31 van 72

32 de productie-installatie. Met andere woorden, er blijft per saldo nog een zekere mate van schaalvoordeel over (voor details zie secties en ). Het nadeel van de keuze voor centrale vergisting/opwaardering is dat er kosten gemoeid zijn bij transport van biomassa (in de CC-variant) of biogas (in de DC-variant) van decentrale plekken naar de centrale hub. De afweging tussen schaalvoordelen en transportkosten zal in veel gevallen anders uitvallen voor verschillende biomassastromen. Dit is in de regel afhankelijk van de biomassa en van de indeling van het gasnet. Ten aanzien van de biomassa zijn twee karakteristieken van belang: 1. De calorische dichtheid (het aantal calorieën per kilo biomassa); en 2. De geografische spreiding van de bronplaatsen. Op basis van deze karakteristieken verwachten we voor de verschillende biomassastromen overwegend verschillende ketenconfiguraties terug zullen zien (zie Tabel 8). Tabel 8: Relatie tussen biomassastroom en ketenconfiguratie Biomassastroom Kenmerken Verwachte ketenconfiguratie Allesstromen (GFT, Centrale bronplaatsen Centrale vergisting, centrale VGI, RWZI-slib) opwaardering (CC) Drijfmest (pure mesten co-vergisting) Pluimveemest Hoge natte fractie, lage calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Lage natte fractie, hoge calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Decentrale vergisting, centrale opwaardering (DC) Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) Zo worden allesvergistingsstromen (RWZI-slib, GFT, VGI-restproducten) en stortgas (waaraan geen vergistingsinstallatie aan te pas komt) al op een centrale plaats verzameld. We zien de keuze voor centralisering van vergisting en opwaardering in het geval van allesvergisting in de praktijk al vaak terug. Dit is bijvoorbeeld het geval in de volgende projecten: Vergisters bij productielocaties van Suikerunie (Vierverlaten, Dinteloord): gecombineerde productiecapaciteit van circa 25 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in net en afnamecontracten met GasTerra. GFT vergister Attero in Wijster: circa 15 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in alle netten. GFT vergister De Meerlanden in Haarlemmermeer: circa 3 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in het gasnet. Deze observatie geldt echter niet voor alle projecten. Zo is in de SDE+ tranche 2011 onder andere subsidie toegekend aan een allesvergistingshub (met 6 mln Nm3 per jaar capaciteit, in Tilburg). In tegenstelling tot allesvergisting wordt drijfmest gekenmerkt door een grote mate van spreiding van biomassa. Aangezien de biomassa zelf echter relatief zwaar is (veel water bevat) is transport van biomassa ook relatief duur. Daarmee is niet gezegd dat DC altijd de optimale keuze is. De economische aantrekkelijkheid van een specifiek logistiek ontwerp verschilt per casus, en hangt sterk af van de lokale omstandigheden. Pluimveemest is ook verspreid, maar heeft in vergelijking met drijfmest hoge calorische dichtheid aangezien het een lage natte fractie heeft. Daarom zien we nu al in de praktijk dat de kippenmest op centrale punten wordt verzameld voordat deze wordt vergist. Dit gebeurt in Nederland in de in 2008 geopende centrale in Moerdijk. PwC Pagina 32 van 72

33 Naast de kenmerken van de biomassa is ook de nabijheid van het net erg van belang. Indien het gasnet dicht in de buurt is van een bepaalde bronplaats zal het in veel gevallen voordeliger zijn om direct ter plaatse het biogas op te waarderen. In deze gevallen zijn de lagere transportkosten in verband met de nabijheid van het net doorslaggevend voor de optimale ketenindeling. De optimale ketenindeling is dus nadrukkelijk een lokale aangelegenheid. Het bovenstaande overzicht is dus ook indicatief. Concluderend zijn er drie scenario s van elkaar te onderscheiden in termen van de transportkosten en de mate van schaalvoordelen (zie Tabel 7). Bij CC zijn schaalvoordelen te realiseren, maar zijn de transportkosten ook hoog. Bij DD zijn geen transportkosten voor biomassa of ruw biogas, maar waarschijnlijk wel een centrale transportleiding nodig om het decentraal opgewerkte groen gas te verzamelen en naar een centraal invoedpunt te transporteren. Door kleinschalige decentrale producties bij DD, zullen de schaalvoordelen naar verwachting beperkt zijn. De variant DC kent grotere schaalvoordelen en waarschijnlijk hogere transportkosten dan DD, maar kleinere schaalvoordelen en lagere transportkosten dan CC. Figuur 5: Samenhang van centralisatiebeslissingen en kosten Tabel 9: Voor- en nadelen van ieder van de ontwerpen Ontwerp Voordelen Nadelen 1. Centrale vergisting Grote schaal vergisting Grote schaal opwaardering Hoge transportkosten biomassa 2. Centrale opwaardering 3. Decentrale opwaardering Grote schaal opwaardering Geen transportkosten biomassa Geen transportkosten biomassa of biogas Hoge kosten aanleg & beheer biogasleidingen Kleine schaal vergisting Kleine schaal vergisting en opwaardering Wellicht langere groen gas leiding PwC Pagina 33 van 72

34 Box 2: De centralisatiekeuze in internationaal perspectef: de biogas en groen gas markten in Duitsland De Duitse markt voor biogas is momenteel iets verder ontwikkeld dan in Nederland. Figuur 6 geeft een overzicht van de ontwikkeling van de totale en gemiddelde capaciteit van biogas en groen gas installaties in Duitsland. Figuur 6: Ontwikkeling van totale en gemiddelde capaciteit van biogas en groen gas installaties in Duitsland Biogas installaties Groen gas installaties ,74 0,90 0,82 0,84 0, ,80 0,77 0, ,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, ,0 544,8 5,4 5,2 5,1 5,0 4,0 3,3 3,1 2,9 272,8 3,0 178,4 2,0 1,0 48,8 21,6 8,8 0, Capaciteit (mln m3/jr) Gemiddelde Capaciteit (mln m3/jr) Bron: DBFZ (2010), Fachverband Biogas (2010) Capaciteit (mln m3/jr) Gemiddelde Capaciteit (mln m3/jr) In Duitsland vindt een sterke ontwikkeling plaats, zowel in de biogas als de groen gas productiecapaciteit. Duitsland beschikte in 2006 al over een aanzienlijke biogas capaciteit (2,4 mld Nm3 per jaar). Dit groeide jaarlijks met 20% tot 5,9 mld Nm3 per jaar in De groen gas markt stond in 2006 nog in de kinderschoenen, met een totale opwerkcapaciteit van 8,8 mln Nm3 per jaar. Deze markt is wel explosief gegroeid, met 138% per jaar. De resulterende capaciteit in 2011 is 545 mln Nm3 per jaar. Ondanks de explosieve groei van groen gas productie blijft het een beperkt aandeel vormen in de totale toepassingen van biogas. In 2006 was het aandeel van groen gas opwaardering in de totale biogasproductie nog verwaarloosbaar. De schatting voor 2011 ligt veel hoger, op zo n 14%. Tevens is het belangrijk het hoge groeicijfer voor groen gas productie in perspectief te plaatsen: van de nieuwe aanwas aan biogascapaciteit in 2011 (947 mln m 3 per jaar) wordt zo n 43% ingevoed in het aardgasnet. Verstroming is de dominante aanwending voor deze biogasprojecten op kleine schaal en blijft dit op middellange termijn. De gemiddelde productiecapaciteit voor biogasinstallaties is relatief klein, slechts 0,84 mln Nm3 per jaar. Groen gas installaties hebben een veel grotere gemiddelde productiecapaciteit, met 5,1 mln Nm3 per jaar. Uit de beschikbare gegevens kunnen we niet opmaken in hoeverre dit verschil komt door dat schaalvoordelen bij opwaardering mogelijk groter zijn dan bij vergisting. Het beleid kan een belangrijke contribuerende factor zijn in de kleine schaal over de totale biogasmarkt. Zo krijgen kleinere biogas verstromingsprojecten een hoger invoedtarief toegewezen dan projecten met grotere capaciteit (WIP, 2010). PwC Pagina 34 van 72

35 3.2. Groen gas Keten Biomassa Soort en hoeveelheid biomassa in NL Biomassa is een verzamelterm voor biologisch afbreekbare fractie van producten, afvalstoffen en residuen. Deze stromen komen van de landbouw, de bosbouw, industrie, dienstensector en huishoudens. Energie uit biomassa kan een grote bijdrage leveren aan de duurzaamheid in Nederland. Dit kan door middel van meer groene elektriciteit, warmte of gas. In 2010 bedroeg de inzet van biomassa 112 PJ voor energieopwekking (CBS, 2010a) Beschrijving biomassamarkt In Nederland is ruim voldoende biomassa aanwezig om jaarlijks 24 PJ groen gas te kunnen produceren in Bij volledige aanwending van de bruikbare biomassa zou de productie naar schatting zelfs 61,6 PJ bedragen. Voor een deel (42,2 PJ) is deze biomassa nu al beschikbaar. Daarnaast groeit de jaarlijks beschikbare biomassa met 19,6 PJ richting Figuur 7 laat de opbouw zien in termen van de biomassastromen. Figuur 7: Groen gas energie-opbrengst van de in Nederland beschikbare biomassa Bron: Koppejan (2009) De 61,6 PJ in 2020 is als volgt opgebouwd: mest draagt bij voor een totaal van 33,4 PJ, VGI en GFT voor 19 PJ, RWZI voor 4,1 PJ en natuur- en bermgras voor 5,1 PJ. Als we deze cijfers terug proberen te koppelen naar de doelstelling voor 2020 (24 PJ) zien we, zoals eerder aangegeven, dat de beschikbare biomassa voldoende is om 24 PJ te produceren. Hierbij bestaan echter wel enkele aandachtspunten. Ten eerste mag niet zonder meer alle biomassa worden gebruikt voor groen gas productie. Grassen (bermgras en natuurgras) staan nog niet op de zogenaamde positieve lijst van grondstoffen die vergist mogen worden. Zij zijn dus ook bijvoorbeeld ook niet meegenomen in de inschatting van het Energierapport ten aanzien van het totaalpotentieel voor groen gas productie (56 PJ in totaal). Figuur 8 zet uiteen hoe de verscheidene getallen voor het totaalpotentieel aan elkaar gerelateerd zijn. Het totaal van de meststromen (33 PJ) en de allesstromen (23 PJ) telt op tot het potentieel van 56 PJ zoals gecommuniceerd in het Energierapport (EL&I, 2011c). Inclusief grassen komt het totaalpotentieel uit op 62 PJ. PwC Pagina 35 van 72

36 Figuur 8: Uitsplitsing biomassapotentieel in 2020 en relatie tot Energierapport Een tweede aandachtspunt is dat biogasproducenten in sterke mate rekening moeten houden met de locatie waar de biomassa beschikbaar is. Hoewel de biomassa niet per definitie vergist wordt op de plaats waar zij zich bevindt, zijn er wel kosten verbonden aan het transport van biomassa of biogas. Figuur 23 op pagina 70 laat op provinciaal niveau zien waar de verscheidene biomassastromen in Nederland geografisch zijn geconcentreerd. Een laatste aandachtspunt is dat biogasproducenten niet de enige partijen zijn die biomassa willen gebruiken. Naast groen gas productie zijn er concurrerende aanwendingen voor biogas, die het totaalpotentieel voor productie van groen gas beperken. Biomassa dient bijvoorbeeld als grondstof voor compost. Compostering zal ook in de toekomst nodig blijven voor het behoud van bodemvruchtbaarheid. De bijstook van biomassa in kolencentrales vormt een andere concurrerende toepassing. Voor hout is direct hergebruik een alternatieve optie (hergebruik zo dicht mogelijk bij de bron heeft de voorkeur, afhankelijk van beleid en prijsvorming voor energie en hout). Daarnaast geldt voor bijvoorbeeld hout dat hergebruik een alternatieve optie is. Figuur 9 laat een opsplitsing van het huidige gebruik (2010) van biomassa afvalstromen. De meeste biomassa komt terecht in afvalverbrandingsinstallaties (bijna 30% van het totale aanbod). Daarna volgt het bij- en meestoken van biomassa in kolen- of gascentrales waar elektriciteit wordt gegenereerd. Circa 11% van alle beschikbare biomassa werd in 2010 aangewend voor biogasproductie. Deze 11% kwam overeen met een waarde van 12 PJ. Hieruit werd ruim 8 PJ biogas geproduceerd (zo n 260 mln Nm3). Dit is een verdubbeling ten opzichte van 2006, toen nog 4 PJ werd geproduceerd. In Figuur 10 is het eindverbruik van geproduceerd biogas voor elektriciteit, warmte en gas weergegeven. Winning van biogas door middel van covergisting van mest is sterk toegenomen de afgelopen jaren (van een productieaandeel van 1,5% in 2005 naar 47,1% in 2010). Sinds 2005 tot heden daalde de hoeveelheid stortgas gemiddeld 5% per jaar. Een belangrijke reden is de invoering van het stortverbod van huishoudelijke afvalstoffen in Daarentegen nam de hoeveelheid slib lichtelijk toe over dezelfde periode. PwC Pagina 36 van 72

37 Figuur 9: Gebruik van biomassa afvalstromen in 2010 (als percentage van de energie-inhoud) Bron: CBS (2010a) Figuur 10: Productie van biogas per biomassastroom (gebaseerd op energie-opbrengst) Bron: PwC Analyse, CBS (2010a) Concluderend kunnen we stellen dat niet alle biomassastromen even goed bruikbaar is voor productie van biogas. Deze bruikbaarheid is afhankelijk van de interne geschiktheid van de biomassa voor vergisting en de geschiktheid voor alternatieve aanwendingen. Op basis van deze karakteristieken verwachten we, dat biogasproductie in eerste instantie voort zal komen uit allesstromen (VGI, GFT en RWZI). Biogasproductie middels deze stromen is momenteel namelijk relatief goedkoop. We verwachten echter niet dat de volledige productie uit deze stromen zal komen, omdat deze biomassastromen ook bruikbaar zijn voor alternatieve doeleinden. De rest van de doelstelling zal dus moeten worden aangevuld vanuit andere stromen. Hierbij is mest als volgende stroom het meest van belang. Hoewel mest minder bruikbaar is voor groen gas productie (het kent een lage opbrengst en omzettingsefficiëntie en heeft daarom in veel gevallen cosubstraten nodig) heeft het ook weinig alternatieve aanwendingen. De prijs voor de biomassa is daarmee dus in mindere mate een knelpunt. PwC Pagina 37 van 72

38 Import van biomassa Bij de analyse in de voorgaande paragraaf is een woord van waarschuwing wel op zijn plaats. De concurrentie om biomassa moet in de toekomst in toenemende mate in een internationaal perspectief worden geplaatst: ook in het buitenland wordt biomassa steeds vaker gebruikt om energie op te wekken. Ontwikkelingen die hierbij een rol spelen zijn bijvoorbeeld de vervanging van olie als feed stock voor de (biochemische) industrie, en een wereldwijd voedingsvraagstuk waarbij sprake is van ernstige tekorten. Deze ontwikkeling brengt echter ook kansen met zich mee voor import van biomassa. Met name import van droge biomassa, voornamelijk hout, is hierbij van belang. Dit alternatief wordt met name interessant wanneer de prijs van het lokale aanbod wordt opgedreven door hoge vraag. Interessant hierbij is de positie van de Rotterdamse haven als mogelijk aanvoerpunt. Het havenbedrijf heeft Rotterdam aangemerkt als biomassahaven van Noordwest Europa. Biomassa in Brazilië, Rusland of Oekraïne (dit zijn slechts enkele voorbeelden) is goedkoper dan in Nederland en dit verschil wordt in de toekomst waarschijnlijk groter. Schaarste van biomassa vormt internationaal namelijk slechts in beperkte mate een probleem. Nederland kan de grondstoffen gemakkelijk importeren, immers veel installaties liggen aan de kust of grens. Hoewel import van biomassa voor groen gas productie op dit moment nog niet op grote schaal gebeurt is het niet ondenkbaar dat dit in de toekomst verandert. De markt voor biomassa (bv. voor substraten) is al in steeds toenemende mate een internationale markt. Verdere integratie van de Nederlandse en Duitse markten voor biomassa is niet ondenkbaar naarmate de vraag naar biomassa in de toekomst blijft toenemen. Hierbij concurreert Nederland niet alleen op de internationale markt om biomassa te importeren. Ook op onze eigen biomassa komt in toenemende mate een internationale prijs te staan. Dit heeft invloed op de kosten voor groen gas productie Prijsontwikkelingen Het gebruik van cosubstraten is voor sommige biomassasoorten van groot belang. Zo bevat pluimveemest relatief veel stikstof dat tot verzuring leidt en de vergisting remt (Koppejan, 2009). Momenteel is maïs het belangrijkste cosubstraat (ECN, 2009). Marktfluctuaties kunnen voor veel prijsschommelingen zorgen. Slechte oogsten, meer gebruik van biobrandstof en grote vraag naar voedsel in Azië zijn enkele mogelijke oorzaken. Daarnaast is uit de interviews ook een verwachting naar voren gekomen dat de opwaartse trend in de prijsontwikkeling van cosubstraten zich in de toekomst voort zal zetten. Dit omdat er zowel door toenemende biogasproductie als door de wereldwijd groeiende bevolking harder aan de biomassa getrokken zal worden. De uitrol van biogas/groen gas projecten en andere toepassingen van biomassa middels de subsidie in Nederland en haar buurlanden zal ook effect hebben op de prijzen van biomassa. De producenten begeven zich namelijk op dezelfde markt voor biomassa en drijven zo de prijs op. Dit is een economische kostenpost voor alle bio- en groen gasprojecten, die zich in een financiële kostenpost kunnen vertalen voor projecten, die de biomassa van buiten halen. Stijgende inkoopkosten bedreigen naast de economische rendabiliteit ook de levensvatbaarheid van deze projecten, waardoor grootschalige ontwikkeling van groen gas kan worden belemmerd Vergisting Beschrijving productieproces Biomassa wordt na aanlevering in onder andere opslagtanks opgeslagen. Bij voldoende capaciteit worden deze stromen naar de hoofdvergister gepompt. In deze zuurstofvrije (anaerobe) omgeving worden de reststromen 100 dagen geroerd en verwarmd op gemiddeld 40 graden. Een biologisch proces komt op gang waarbij bacteriën organisch materiaal afbreken. Daaruit ontstaat biogas. In 2010 waren er 130 vergistinginstallaties in Nederland, waarvan ca. 92 op landbouwbedrijven (Rabobank, 2010). Al deze vergisters produceerden biogas dat goed was voor 0,95 PJ groen gas. PwC Pagina 38 van 72

39 Beschikbare technieken Er zijn in grofweg drie manieren om biomassa te vergisten, afhankelijk van de biomassastromen: namelijk mono-, co- en allesvergisting. Bij monovergisting is er sprake van mest zonder toevoegingen van coproducten. Dit is niet gevoelig voor prijsschommelingen van cosubstraten en eenvoudige techniek om energie uit mest te halen. Het toepasbaar voor kleinschalige opwekking van energie uit eigen mest. Het vergt een relatief lage investering en daarmee een lager risico in tegenstelling tot grotere biogasinstallaties (WUR, 2010). Op varkensproefbedrijf Sterksel wordt momenteel onderzoek gedaan naar kleinschalige opwekking via monovergisting. Het concept is gericht op energetisch verbruik van het varkensbedrijf zelf. De uiteindelijke schaalgrootte zal echter beperkt zijn. Covergisting is het vergisten van minimaal 50% mest samen met ander organische producten om de biogasproductie te verhogen. Covergistingsinstallaties zijn vaak te groot om economisch rendabel te kunnen draaien (WUR, 2010). Gemiddeld hebben covergisters een opgesteld vermogen van circa 1,4MW ofwel 1,3 mln Nm3 (Rabobank, 2010). Producten die mogen worden gebruikt voor c0-vergisting worden regelmatig gepubliceerd in een positieve lijst, waar ze in zes onderdelen zijn opgedeeld. Onder allesvergisting wordt verstaan het vergisten van GFT met overige stromen (behalve mest). Onder deze stromen vallen producten uit de voedingsmiddelindustrie en slachtafval, glycerine en vetten of gewassen Productiekosten en cost drivers Er zijn verschillen in de opbouw van kosten per methode. Bij covergisting met mest en maïs beslaan de kosten voor cosubstraten en de afzet voor digestaat het grootste aandeel van de totale kosten circa 60% volgens de ECN berekening van de SDE bedragen van In de subsidieberekening van ECN van 2011 is uitgegaan van een gemiddelde marktprijs van 27,50 euro per ton voor maïs. In vergelijking met allesvergisting is mest covergisting relatief duur de kostprijs bedraagt circa 60 eurocent per Nm3 biogas in aardgas equivalent. In Figuur 11 is af te lezen dat het merendeel van de kosten bij deze vorm van vergisting uit de grondstofkosten (namelijk de inkoopkosten van cosubstraten en afzetkosten van digestaat) bestaat. De kapitaalkosten (rente en afschrijvingen) maken circa 25% uit van de totale productiekosten van ruw biogas. De kostenopbouw van covergisting zoals weergegeven in Figuur 11 komt in grote lijnen overeen met de bevindingen van de recente evaluatiestudie van ANL (2011e, zie Figuur 21 in Bijlage D). Bij GFT vergisting nemen de vaste kostencomponenten het grootste aandeel in beslag (circa 50%). Daarmee wordt verwezen naar de investering- en de vaste onderhoudskosten van de installatie. De productiekosten liggen op circa 43 eurocent per Nm3 in aardgas equivalent. Stortgas en biogas uit RWZI-slib hebben lage productiekosten met respectievelijk circa 9 eurocent en 3 eurocent per Nm3. Dit komt doordat er geen kosten zijn voor de biomassa en doordat de biomassa al op een centrale plek is verzameld. In de toekomst zal biogasproductie uit stortgas verder afnemen. Hierdoor is het mogelijk dat de gemiddelde kosten per Nm3 geproduceerd biogas toenemen in de toekomst, omdat de vaste kosten (ruim 85% van de totale kosten bij stortgas) moeten worden gedragen door een afnemende productievolume. De afname van stortgas heeft te maken met het stortverbod waardoor de verbranding van afval de voorkeur krijgt. Figuur 11 laat zien dat het merendeel (ruim 60%) van de totale kosten voor covergisting uit de variabel is door hogere grondstofkosten (inclusief inkoop- en afzetkosten), terwijl bij vergisting van GFT, RWZI en stortafval de variabele kosten juist een minderheid vormt (tussen 6% en 13%). Dit betekent in het bijzonder dat het schaalvoordeel van covergisting beperkt is op dit moment met hoge inkoopkosten voor cosubstraten. Maar de schaalgrootte kan in de toekomst een belangrijke rol spelen in de reductie van de totale kosten, als de grondstofkosten naar beneden zullen zaken. PwC Pagina 39 van 72

40 Figuur 11: Kostenverdeling van vergisting met verschillende biomassastromen in 2011 Bron: PwC Analyse, gebaseerd op de ECN berekeningen van de SDE basisbedragen Mono- vs. covergisting Voor vergisting van mest zijn twee concurrerende methoden beschikbaar: pure mestvergisting en covergisting. Bij deze laatste wordt de mest aangevuld met een cosubstraat dat typisch een hogere calorische waarde heeft dan het mest zelf (zoals maïs). Momenteel is covergisting de dominante methode van de twee. Door de hogere opbrengst van covergisting worden de investeringen in de machines beter benut. Per Nm3 biogas nemen de investeringskosten (en brandstofkosten voor verhitting) dus af met het gebruik van cosubstraat. Daarentegen is het cosubstraat zelf een belangrijke kostenpost. Deze kostenpost wordt ook steeds belangrijker. In sectie hebben we al beschreven dat er twee trends bestaan in de markten voor biomassa, die voor cosubstraat (maar vaak ook voor voedsel) kunnen worden gebruikt. Ten eerste gaat het hierbij om een belangrijke mate van volatiliteit in de markt. Daarnaast is er ook een stevige opwaartse trend. Verscheidene geïnterviewde partijen verwachten dat deze op de lange termijn zal doorzetten door de wereldwijde voedselproblematiek en door verdere ontwikkeling van de verscheidene toepassingen voor biomassa in de verduurzaming van de energievoorziening. Deze opwaartse prijstrend zal covergisting in de toekomst minder aantrekkelijk maken ten opzichte van pure mestvergisting. Ook in de operatie en de mate van ervaring bestaan verschillen tussen mono- en covergisting. Een monovergister heeft vaak een relatief kleine inhoud (ca 120 Nm3). Op varkensproefbedrijf Sterksel wordt kleinschalige opwekking via monovergisting onderzocht. Covergistingsprojecten hebben typisch een grotere schaal nodig om economisch rendabel te kunnen draaien. Zo hebben covergisters een inhoud van ca Nm3 en het vergisten duurt circa 25 dagen. Gemiddeld hebben covergisters een opgesteld vermogen van ongeveer 66,8 TJ (Rabobank, 2010). Producten die mogen worden gebruikt voor covergisting worden regelmatig gepubliceerd in een positieve lijst, waar ze in zes onderdelen zijn opgedeeld. Op dit moment is pure mestvergisting nog steeds in de ontwikkelingsfase. De toekomstige concurrentiekracht van pure mestvergisting t.o.v. covergisting zal afhangen van de mate waarin de technologieproducenten van beide technieken in staat zullen zijn de kosten naar beneden te brengen en de beschikbaarheid van cosubstraten als feedstock voor het covergistingsproces. Vanuit de interviews horen wij verschillende signalen ten aanzien van de toekomstige verwachtingen. De meeste (doch niet alle) partijen verwachten dat covergisting ook in de toekomst goedkoper zal zijn dan pure mestvergisting. De onderstaande tabel bevat een vergelijking van de belangrijkste karakteristieken van pure mest- en covergisting. Tabel 10: Karakteristieken van pure mest- en covergisting PwC Pagina 40 van 72

41 Pure mestvergisting Covergisting Biomassa Puur mest Mest aangevuld met cosubstraat Belangrijkste kostendrijver Matige benutting van machines en investering door lage calorische inhoud van mest Hoge kosten voor cosubstraat. Prijstrends: o Volatiliteit: onzekerheid voor producenten o Opwaartse trend: beïnvloedt de relatieve aantrekkelijkheid t.o.v. mest Typische grootte Klein (ca. 120 Nm3) Middelgroot (ca Nm3) Doorlooptijd Van 8 to 12 dagen* ~25 dagen Mate van ervaring Beperkt: pas recentelijk wordt serieus geëxperimenteerd met pure mestvergisting Ruim * Gebaseerd op de productinformatie over Microferm van Host (Bron: Host, 2011) Opwaardering Overzicht technieken Opwaardering of opwerking is het proces waarbij ruw biogas wordt opgeschoond tot de gaskwaliteit die equivalent is aan het Slochteren aardgas. Hierbij worden deels van CO 2 en andere verontreinigingen (waaronder verscheidene chloor- en zwavelverbindingen) uit het gas verwijderd om deze geschikt te maken voor transport in het net en gebruik in huishoudens en bedrijven. Bij de opschoning worden verschillende vormen van vervuiling, onder andere chemisch materiaal zoals chloor en zwavel verwijderd. Opwaarderen tot aardgaskwaliteit is een oude techniek die al lange tijd bij stortgas en slibvergisting wordt toegepast. De trend is nu om opwaardering ook vaker bij ruw biogas uit (co-)vergisting te gebruiken voor productie van groen gas dit als alternatief voor het relatief inefficiënte proces van warmtekrachtkoppeling en omzetting in elektriciteit en warmte. Belangrijke Nederlandse leveranciers van opwaardeertechnieken zijn DMT, Cirmac, Dahlman, Van der Wiel, Pentair Haffmans en GTS (Gas Treatment Services). Voor het opwaarderen van biogas naar groen gas zijn althans in Nederland- grofweg een vijftal technieken in omloop: 1. Pressurized Water Scrubbbing (PWS, waterwassing) Absorptie van CO 2 en H2S in circulerend water. Bij PWS wordt gebruik gemaakt van het feit dat stoffen bij een hogere druk beter oplossen. Het gas wordt onder hoge druk in een kolom gewassen met water waarbij CO 2 en andere stoffen worden geabsorbeerd. Als reststroom komt lucht vrij met een verhoogde concentratie aan CO Chemische wassing Bij chemische wassing is er sprake van CO 2 (en andere stoffen)-absorptie door een amine (voor CO 2 afvang is geen afgasbehandeling nodig). 3. Membraantechniek Scheiding van gassen door membranen. Membraan-filtratie is een droog proces waarbij zwavel, fluoriden en chloor met actieve kool uit het gas worden verwijderd (er worden geen chemicaliën gebruikt). 4. Pressure Swing Adsorption PSA CO 2 wordt door middel van koolstof moleculaire zeven afgevangen. Deze koolstof zeven absorberen CO 2 en laten CH 4 door. Het gas moet vooraf worden gedroogd. 5. Cryogene techniek Scheiding gebaseerd op verschillende condenseringstemperaturen: CO 2 wordt bij een combinatie van druk en temperatuur vloeibaar waarbij methaan nog gasvormig blijft. Het grootste deel van de vervuiling (CO 2) condenseert met het water of lost op in het condenswater. Overblijvende vervuiling wordt met een katalytisch filter verwijderd. Tabel 11: Overzicht van verschillende opwaardeertechnieken PwC Pagina 41 van 72

42 PWS (Absorptie van CO2 met behulp van water) Chemische wassing (Absorptie van CO2 met behulp van een zwavelzuuroplossin g) Membraan-filtratie (Afscheiding CO2 door membraan) Voordelen - Gelijktijdige verwijdering van CO2 en H2S - Simpele techniek (goedkoop proces) - Geen chemicaliën benodigd - Neutralisatie van corrosieve gassen - CO2-afgas is nuttig te gebruiken (actieve kool hiervoor nodig) - Geen compressie tijdens proces nodig (is bij atmosferische druk) - Beperkt methaanverlies - Bijna volledige H2S verwijdering - Gelijktijdige verwijdering van CO2,H2 en O2 - Laag energieverbruik - Installatie is compact en licht in gewicht (potentieel goedkoper) - Geen gebruik van chemicaliën ( vervuiling wordt met actieve kool verwijderd) - Lage CO2 uitstoot / mogelijkheid CO2 af te vangen (in vloeibare vorm) bij extra stap Nadelen - Veel waterverlies - CO2 komt in een mengsel van lucht vrij - Beperkte H2S-verwijdering (H2S brengt ook schade toe aan de apparatuur) - H2 moet in een tweede stap worden verwijderd - Veel warmteproductie (maar kan worden opgevangen) - Geen technologische ontwikkeling / verdere kostenreductie mogelijk (technologie is uitontwikkeld) - Laag netto rendement - Voor droging van gas is een extra stap nodig - Voor H2 en CO2 verwijdering zijn aparte kolommen nodig - Dure catalyst - Laag rendement (er gaat veel biogas verloren bij het verwijderen van CO2) - Veel thermische warmte verloren - Voor droging van gas is een extra stap nodig - Bij zuurstof in het biogas gaat er amine verloren (het zuurstof bindt zich met de amine maar is daarna niet meer te regenereren) - De scheiding is niet perfect: er blijft een deel methaan achter in de CO2-stroom (hoge methaanslib). M.a.w. de selectiviteit van de membranen is niet beperkt - Relatief korte levensduur van membranen (deze moeten worden vervangen) - Relatief dure membranen (hoewel totale investeringskosten relatief laag zijn) -Beperkte schaalgrootte mogelijk (tot Nm3) - Extra stap nodig voor verwijdering H2S PSA (Actieve kool absorbeert CO2) - Gelijktijdige verwijdering van CO2 en H2O - Hoge methaanverrijking - Laag energieverbruik - Lage CO2-uitstoot - Gedeeltelijke verwijdering van aanwezige N2 en O2 - Droog proces dus geen behandeling van afvalwater nodig en geen sprake van corrosie -Geen chemicaliën nodig - Additionele complexe stap voor H2S verwijdering nodig - Actieve kool is duur en de kosten voor het regenereren en afvoeren van actief kool zijn hoog - De scheiding is niet perfect: er blijft een deel methaan achter in de CO2-stroom - Duur in aanschaf en onderhoud - Veel methaanverlies Cryogene techniek (Afscheiding vloeibare CO2) - Grote schaal mogelijk - Geen gebruik van chemicaliën in het proces - Vloeibare CO2 beschikbaar, geschikt voor hergebruik - Omdat gasreiniging en CO2-onttrekking zijn gecombineerd, is zwavelverwijdering vooraf niet nodig - Laag methaanverlies - Veel apparatuur benodigd (relatief hoge investeringskosten) - Mogelijke N2O-verontreiniging - Bij imperfecte CO2-verwijdering bestaat het risico van (droog)ijsformatie PwC Pagina 42 van 72

43 Tabel 12: Vergelijking opwaardeertechnieken PWS Chemische wassing Membraanfiltratie PSA Cryogene techniek Rendement 94% 90% 78% 91% 98% Puurheid (CH 4 gehalte) 98% 98% 89,5% 98% 91% Methaanverlies (zonder gebruik restgas) <1% < 0,1% 15-20% (afhankelijk in hoeverre restgas kan worden gebruikt voor energieopwekking) 1-3% (3% is mogelijk een overschrijding van wat toegestaan is aan broeikasgas emissie) <0,5% Bronnen: Interviews en Creatieve Energie (2008), TU Eindhoven/DMT (2008) en GTS (2011). Op basis van ons literatuuronderzoek blijkt dat PWS momenteel wereldwijd het grootste marktaandeel heeft (zowel qua aantal installaties als qua capaciteit), gevolgd door PSA (zie Figuur 12). Figuur 12: Overzicht bestaande opwaardeerinstallaties - wereldwijd Bron: PwC analyse, IEA Bioenergy (2009) Kostenopbouw opwaardering De belangrijkste operationele kosten zijn de kosten voor het energieverbruik. Afhankelijk van de installatiecapaciteit, kan het energieverbruik 30% tot 60% van de totale kosten beslaan. In de toekomst, bij verdere technologische ontwikkeling, zullen deze kosten mogelijk minder worden. Figuur 13 laat de kostenopbouw van opwaardering bij verschillende productiecapaciteiten zien. Elektriciteitsverbruik blijkt een belangrijke cost driver te zijn, met name bij grotere installaties. PwC Pagina 43 van 72

44 opwaardering Opwaardering maakt een klein deel uit van de kosten ten opzichte van vergisting Opwaarderingkosten voor kleinere installaties variëren tussen de eurocent per Nm3 biogas (omgerekend in aardgas equivalent). Bij grote installaties - met een capaciteit boven Nm3 per uur biogas dalen de gemiddelde kosten tot circa 6 eurocent per Nm3 biogas. Deze kosten zijn dus vele malen lager dan de gemiddelde productiekosten bij co-vergisting van mest rond de 0,60 per Nm3 biogas in aardgas equivalent(ecn, Figuur 13: Break-down opwaarderingkosten (in eurocent per Nm3 biogas) bij verschillende productievolumes Bron: Fraunhofer UMSICHT (2009) De kosten voor opwaardering zoals is getoond in het bovenstaande figuur is gebaseerd op de Duitse studie Fraunhofer UMSICHT (2009). Daarin heeft men verschillende opwerkinstallaties met elkaar vergeleken. De kosten volgens de studie Fraunhofer UMSICHT (2009) komen in hoofdlijnen overeen met de studie van Ekwadraat (2011). In Figuur 22 in Bijlage E is het verband tussen de gemiddelde kosten en het productievolume af te zien, waaruit blijkt dat de gemiddelde kosten dalen naarmate het productievolume groter wordt. De kosten (zowel CAPEX als OPEX) verschillen niet veel per technologie. Wel lijkt er sprake te zijn van schaaleffecten. Dit schaaleffect (resulterend in een kostenreductie) wordt met name op kleinere schaal gedreven door het relatief grote aandeel van de vaste kosten zoals CAPEX in de totale kosten. De berekende schaalvoordelen dienen echter met enige voorzichtigheid te worden geïnterpreteerd. De studie Fraunhofer UMSICHT (2009) is gebaseerd op een beperkte aantal installaties. Daarnaast zijn sommige data momenteel misschien niet meer actueel. Figuur 14 in ons rapport. PwC Pagina 44 van 72

45 2010c) inclusief de afzetkosten van digestaat. De gezamenlijke afzetcapaciteit van alle RNB-netten lijkt in theorie toereikend te zijn voor de invoeding van 24 PJ groen gas De uitdaging rondom beperkte beschikbare afnamecapaciteit wordt nog groter, als het aantal invoeders toeneemt waardoor de maatschappelijke kosten sneller kunnen toe stijgen dan het aantal invoeders Invoeding in het bestaande gastransportnet van het gehele productiepotentieel van 56 PJ is niet zonder meer mogelijk. Hierbij vormt de beperkt beschikbare afnamecapaciteit van het net tijdens daluren een fundamenteel knelpunt, dat zowel op landelijk als op lokaal niveau een probleem kan vormen. Om de beschikbare afnamecapaciteit optimaal te benutten, is de keuze ten aanzien van de locatie van invoedpunt van cruciaal belang. Het RTL-net van GTS heeft een veel groter capaciteitpotentieel voor invoeding dan bij RNB-netten. Om de door het kabinet ingeschatte potentie van 56 PJ in te kunnen voeden, lijkt de inzet van het RTL-net wenselijk. Anderzijds lijkt het gezamenlijke capaciteitpotentieel van alle RNB-netten theoretisch toereikend te zijn voor de 24 PJ groen gas ambitie. Het probleem van beperkte afnamecapaciteit wordt verder verergerd, als het aantal invoeders toeneemt. De gemiddelde beschikbare capaciteit wordt immers steeds kleiner bij een toename van het aantal invoeders. Hierdoor beperkt elk extra invoedpunt de keuzevrijheid van toekomstige invoeders, waardoor nieuwe invoeders gedwongen worden voor steeds duurdere oplossingen te kiezen. Een groot aantal invoeders verhoogt daarnaast de complexiteit van de netbeheersfunctie (zowel op het gebied van de gaskwaliteit, als van de drukverdeling in het net). Geconcludeerd kan worden dat het aantal invoeders de marginale (maatschappelijke) kosten voor invoeding sterk kan beïnvloeden. De kosten zullen ruwweg evenredig toenemen met elke nieuwkomer, zolang er voldoende lokale afzetcapaciteit is voor alle invoeders. De kosten zullen echter een sprong maken als het aansluiten van een additionele invoeder leidt tot overproductie in het (lokale) net. Een relevant vraagstuk hierbij is of een universele aansluitverplichting voor de netbeheerder wenselijk en proportioneel is. Daarnaast is het, onafhankelijk van de vraag wie de extra kosten voor de bijkomende complexiteit moet dragen, ook van belang dat er een centrale coördinatie van invoerders plaatsvindt om deze kosten te minimaliseren. Daarnaast geldt dat niet alleen bij de productie van groen gas, maar ook bij invoeding de schaal belangrijk kan zijn om kosten naar beneden te krijgen. De belangrijkste kostencomponenten bij invoeding zijn de aanschafkosten van compressor, invoedpunt voor RTL-net en gasleiding. Deze zijn allemaal vaste kosten. De enige belangrijke variabele kostencomponent is de stroomverbruik bij compressie. Een indicatieve berekening (gebaseerd op specifieke voorbeelden) laat zien dat het aandeel van vaste kosten circa 70-80% uitmaakt van de totale invoedkosten. Dit betekent dat er in potentie grote schaalvoordelen bij invoeding kan worden gerealiseerd. Groen gas kan ook worden ingezet voor transport- of chemische toepassingen Ruw biogas kan zonder opwaardering naar groen gas direct worden (1) verstroomd om groene stroom en duurzame warmte te produceren; (2) geliquificeerd in de vorm van vloeibaar bio-methaan (bio-lng). Het vloeibare bio-methaan kan worden gebruikt in de wegtransport als duurzame brandstof; en (3) ingezet voor industrieel gebruik, als energiebron of feed stock voor industriële processen. Ten slotte wordt op dit moment in Duitsland ook geëxperimenteerd met het gebruik van biogas in huishoudens. Verstroming van ruw biogas kent op dit moment laag rendement, maar kan PwC Pagina 45 van 72

46 in de toekomst economisch-financieel aantrekkelijker worden als de restwarmte beter kan worden benut. Gebruik van restwarmte bij WKK wordt vanaf 2012 in de SDE+ opgenomen. De verwachting is dat dit de benutting van restwarmte zal stimuleren in de toekomst. De toekomstige ontwikkeling van de markt voor bio-cng/bio-lng hangt in de grote mate af van (1) de ontwikkeling van de infrastructuur ten behoeve van de distributie van bio-lng/bio-cng; (2) de bereidheid van verbruikers om bio-lng/bio-cng te gebruiken (dit is weer mede afhankelijk van de prijsontwikkeling van conventionele brandstof); en (3) de bereidheid van de auto-industrie om te investeren in de productie van voertuigen op CNG of LNG Conclusies:keuzes langs de groen gas keten In dit rapport is een aantal routes naar voren gekomen ten aanzien van de keteninrichting voor groen gas productie en afzet. De groen gas keten staat voor een aantal keuzes bij grootschalige invoeding van groen gas (zie Tabel 2). De eerste is ten aanzien van de biomassamix. Daarnaast speelt de keuze voor centrale (grootschalige) of decentrale (kleinschalige) productiemethoden in vergisting en opwaardering en voor het al dan niet gebruiken van cosubstraat. Ten derde dient er gekeken te worden naar afzetmogelijkheden - invoeding vormt een belangrijke afzetoptie. Daarbij kunnen we een onderscheid maken tussen de afzet van ruw biogas en de afzet van groen gas. Tabel 2: Uitgangspunten voor verschillende ketenindelingen Wenselijke keuze Biomassa Productie (ruw biogas & groen gas) Afzet Beschikbare mix Optimale keuze voor biomassamix hangt af van de locatie van groen gas productie en invoeding Centrale vs. decentrale vergisting Optimale keuze afhankelijk van biomassastroom en lokale situatie: de geografische spreiding van bronlocaties van biomassa is van belang. Voor natte mest ligt decentrale (kleinschalige) vergisting meer voor de hand. Gebruik cosubstraat afhankelijk van ontwikkeling substraatprijzen en technologische vooruitgang. Centrale vs. decentrale opwaardering Optimale keuze hangt van de lokale situatie af: de geografische spreiding van biogasproducente n is van belang. In het algemeen verdient centrale opwaardering voorkeur, wegens potentiële schaalvoordelen. Invoeding vs. alternatieve afzet Invoeding Optimale keuze situatie specifiek Overstorting naar het RTLnet is economisch een kansrijke optie, maar alleen zinvol als (1) de afnamecapaciteit van het RTL-net op lokaal niveau niet te sterk afhankelijk is van de afzet in de RNB-netten; en (2) de overvoeding niet gering is. Anders ligt invoeding op RNB-netten meer voor de hand. Alternatieve afzet Omzetting naar bio-cng en bio-lng kan een kanrijke afzetroutes zijn voor biogas/groen gas Biomassa De keuze ten aanzien van de biomassamix is voor korte termijn deels al gemaakt. De SDE bevatte voornamelijk aanvragen voor allesvergistingsprojecten, waarbij GFT, VGI-reststroom en rioolslib als grondstof worden ingezet. Dit is voornamelijk gedreven door de relatief lage kostprijs voor dergelijke projecten ten PwC Pagina 46 van 72

47 opzichte van pure mest- of co-vergisting van mest. Desalniettemin is de inzet van mest nog steeds van essentieel belang voor de biogasproductie in Nederland om een tweetal redenen: 1. Het potentieel voor allesstromen is waarschijnlijk niet toereikend om de doelstelling van 24 PJ te behalen. Voor het behalen van de doelstelling zou het volledige potentieel moeten worden gebruikt. Dit is niet realistisch. Om het potentieel van 56 PJ groen gas te realiseren is de mestvergisting zelfs noodzakelijk in de komende tien jaar; en 2. In Nederland is sprake van mestoverschot. Dit zal waarschijnlijk zo blijven op middellange termijn. Pure mestvergisting of co-vergisting van mest maakt de overtollige mest nuttig. Pure mestvergisting heeft enerzijds als nadeel de relatief lage biogasproductie per ton mest. Anderzijds is deze vorm van vergisting onafhankelijk van de beschikbaarheid en de prijsontwikkeling van cosubstraten. Afhankelijk van de voortgang van de technologische ontwikkeling, de prijsontwikkeling van cosubstraten en eventueel beleidsprikkels, kan pure mestvergisting op middellange termijn een aantrekkelijke optie worden Productie: vergisting en opwaardering De belangrijkste keuze in productie - namelijk vergisting en opwaardering van biogas - is tussen centralisatie (vaak grootschalige productie) en decentralisatie (vaak kleinschalige productie). Deze keuze hangt in belangrijke mate af van de volgende factoren: 1. de afweging van de transportkosten van biomassa/biogas bij decentrale productie en de verwachte schaalvoordelen bij centrale productie; 2. de technologische ontwikkelingen ten aanzien van het productierendement van grootschalige of kleinschalige installaties; en wellicht 3. stimuleringsmaatregelen van de overheid (Dit zien wij met name in Duitsland waar relatief kleine vergisters worden gestimuleerd met hogere subsidie) Vergisting De keuze voor grootschalige dan wel kleinschalige vergisting zal afhangen van de biomassastroom. De transportkosten zijn echter anders voor verschillende biomassastromen. Voor de vergisting van natte biomassa zoals drijfmest met hoge vochtigheid ligt de centralisatie bijvoorbeeld minder voor de hand, zeker als de onderlinge afstand tussen de plekken waar de mest vandaan komt relatief groot is. Daartegen is de centrale vergisting van de biomassa zoals GFT een logischere keuze, aangezien GFT reeds centraal wordt ingezameld. Tabel 3: Meest kansrijke ketenconfiguratie per biomassastroom Biomassastroom Kenmerken Verwachte ketenconfiguratie Bruto potentieel Pluimveemest Lage natte fractie, hoge calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) 21 PJ Drijfmest (pure mest- en co-vergisting) Allesstromen (GFT, VGI, RWZI-slib) Hoge natte fractie, lage calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Decentrale vergisting, centrale opwaardering (DC) Centrale bronplaatsen Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) 12 PJ 23 PJ Pluimveemest wordt gekenmerkt door een hoge calorische dichtheid, waardoor de vervoerskosten per eenheid groen gas productie relatief laag zijn ten opzichte van andere (natte) biomassastromen zoals drijfmest. Hierdoor zien we al in de praktijk dat het loont om kippenmest over lange afstanden te vervoeren naar een centrale productielocatie waar deze wordt vergist, zoals in Moerdijk. Voor drijfmest geldt dit allerminst. Drijfmest heeft een hoge natte fractie en bevat het daarmee weinig energie per kilo. Vervoer van drijfmest kost dus veel geld per eenheid gas productie. Om deze reden verwachten wij dat decentrale en daarmee kleinschalige vergisting dominant zal zijn voor deze biomassastroom. PwC Pagina 47 van 72

48 De technologische ontwikkeling beïnvloedt de keuze ten aanzien van de productieomvang. Door de actuele ontwikkeling van kleinschalige vergistingtechnologieën (zoals Microferm) wordt het in de toekomst waarschijnlijk ook financieel-economisch aantrekkelijk om veel kleinschalige vergisters op decentrale plekken uit te rollen. De financiële haalbaarheid van kleinschalige vergisters zal sterk kunnen toenemen, wanneer digestaat als kustmest mag worden afgezet. De biogasproductie met mest als grondstof kan een belangrijke bijdrage leveren aan de 24 PJ groen gas productie in 2020, gegeven concurrerende aanwendingen voor andere biomassa. Een groot voordeel van kleinschalige vergisters is dat het betaalbaar is voor de meeste boeren die eigen mest willen vergisten. In Duitsland zien wij veel kleine vergistinginstallaties met een gemiddelde productiecapaciteit van minder dan 125 Nm3 biogas per uur. Dit heeft deels te maken met de Duitse subsidiebeleid, waarmee kleinschaligere verstromingsprojecten een hogere subsidie krijgen dan grootschalige projecten Opwaardering Bij de beslissing om opwaardering te centraliseren gaat het om de afweging van de potentiële schaalvoordelen bij centrale opwaardering en de kosten voor de aanleg van de speciale biogasleiding ten behoeve van de inzameling van biogas. In het algemeen kan worden gesteld dat de transportkosten van biogas beperkt is, zolang het gezamenlijke volume van het ingezamelde biogas voldoende groot is en dat de afstand tussen de lokale biogasproducenten en de opwaarderinginstallatie niet al te groot is. Opschaling van opwaarderingcapaciteit kan volgens sommige studies significante economische voordelen opleveren. Daarom verwachten wij vooralsnog dat de schaalvoordelen doorslaggevend zullen zijn voor de keuze van centrale opwaardering. In de praktijk zien wij dat verscheidene groen gas hubs (bijvoorbeeld BioNoF in Friesland) in ontwikkeling zijn, waarbij decentraal geproduceerd biogas wordt ingezameld en vervolgens centraal opgewaardeerd en ingevoed. De verwachting van de centrale opwaardering is echter met enige onzekerheid omgeven. Dit hangt af van de technologische ontwikkeling van kleinschalige opwaarderingtechnologieën (zoals membranensystemen) of geïntegreerde productietechnologieën (zoals Agri MoDem). Als deze kleinschalige systemen verder worden ontwikkeld waardoor het economische rendement ophoog gaat, zou de markt kunnen doorslaan naar decentrale opwaardering. Het voordeel van kleine installaties is dat het betaalbaar is voor de meeste boeren en inzetbaar is op boerderijschaal Afzet Ook voor de afzet van groen gas staan de spelers (netbeheer, producenten en overheid) voor een aantal belangrijke keuzes. Een belangrijke afzetoptie is de invoeding op de bestaande landelijke netten (RTL) of regionale gasnetten van de regionale netbeheerders (RNB). Er zijn verschillende studies ten aanzien van invoeding mogelijkheden door Endinet, Cogas en Rendo uitgevoerd voor een aantal specifieke regio s (KEMA, 2010, 2011, Rendo, 2011) Invoeding Invoeding van groen gas kent in hoofdlijnen drie mogelijkheden: 1. Alleen op het landelijke RTL- of HTL-net van GTS ( GTS-variant ): Hier wordt groen gas door middel van een compressor op hoge druk (40 of 67 bar) gebracht en vervolgens geïnjecteerd in een gasnet van GTS in de directe omgeving van de opwerkinstallatie. Invoeding op het RTL-/HTL-net kent een groot afzetgebied wegens de landelijke dekking. Tegelijkertijd kent deze optie relatief hoge exploitatiekosten. Een ander nadeel is dat de locatiekeuze voor invoedpunten relatief beperkt is, omdat (1) De GTS-netten (dus RTL- /HTL-netten) niet overal aanwezig zijn; en (2) de RTL- en RNB-netten in sommige regio s gemeenschappelijke afnemers hebben, waardoor het afzetpotentieel van RTL-netten sterk afhankelijk is van de afnamecapaciteit van de RNB-netten. 2. Alleen op de netten van de regionale netbeheerders ( RNB-variant ): In deze variant wordt groen gas in beperkte mate op hoge druk gebracht (van 8 bar). Invoeding op RNB-netten kent lagere exploitatiekosten, aangezien groen gas niet tot de hoge druk van 40 bar of hoger hoeft te worden gecomprimeerd. Het grootste nadeel is dat de afzetcapaciteit beperkt is, waardoor de leiding snel vol raakt in daluren. Dit betekent dat er extra geïnvesteerd zal moeten worden in oplossingen voor de tijdelijke overproductie van groen gas tijdens daluren. Mogelijke oplossingen voor overproductie zijn het tijdelijk bufferen van overtollig gas, verstroming middels WKK, koppeling tussen RNB-netten die door meerdere Gas Ontvangst Stations (GOS sen) gevoed PwC Pagina 48 van 72

49 worden 7 om de afzetcapaciteit te vergroten, liquificatie voor mobiliteitstoepassing als bio-brandstof ( bio- LNG ) en affakkelen. Daarnaast kan volgens recent onderzoek van Rendo (2011) het dynamisch beheer mogelijk meer perspectief bieden voor invoeding. Daarbij gaat het met name om het stand-by zetten van GOS sen, waarbij de uitlaatdruk van GOS sen lager dan 8 bar wordt ingesteld zodat de invoeding van groen gas voorrang kan krijgen in RNB-netten van 8 bar. 3. Een combinatie van invoeding op het RNB-net en overstort van overproductie naar het GTS-net ( GTS- RNB-variant of Overstorting ): In deze variant is een koppeling tussen het RTL- en RNB-net aanwezig. Hier wordt gas in de eerste instantie zo veel mogelijk ingevoed op het RNB-net. Als de afzetcapaciteit van het RNB-net vol raakt, dan wordt het overtollige gas automatisch op hoge druk gebracht en overgebracht naar het hoger gelegen RTL-net ( overstorting ). Overstorting geeft invoeders de mogelijkheid om enerzijds goedkopere invoeding op RNB-netten maximaal te benutten en om anderzijds van de (mogelijk) grotere afzet van GTS-netten te profiteren wanneer het nodig is. In deze optie zal er geïnvesteerd moeten worden in de omgekeerde koppeling tussen het RNB-net en het RTL-net waaraan dit gekoppeld is. Deze oplossing werkt goed alleen als het RTL-net dat gekoppeld is aan het RNB-net een veel groter afzetpotentieel heeft dan het RNB-net. 8 Daarnaast is de mate van overvoeding in het RNB-net niet gering is. In de onderstaande tabel is een opsomming opgenomen van voor- en nadelen van verschillende invoedwijzen ten opzichte van elkaar. Opgemerkt wordt dat invoeding het netbeheer ten aanzien van drukverdeling en gaskwaliteit bij invoedwijzen complexer maakt bij alle invoerwijzen. Tabel 4: Voor- en nadelen voor de drie kansrijke invoedroutes Nadelen GTS-variant Hoge investeringen (t.o.v. RNB-variant) Groot stroomverbruik (t.o.v. RNB- en overstorting-variant) Kleine geografische dekking Mogelijk grote afstand tot plaatsen van biomassa RNB-variant Beperkte afzetmogelijkheden in dunbevolkte gebieden, maar grotere afzetmogelijkheden in stedelijke en industriële gebieden (t.o.v. GTS- en overstorting-variant) Hoge kosten voor overproductie, afhankelijk van de mate van overproductie Voordelen Groot afzetgebied Overzichtelijke operatie (t.o.v. overstorting-variant) Volledige invoeding mogelijk Lage investeringen Klein stroomverbruik (t.o.v. GTS- en overstorting-variant) Grote geografische dekking (t.o.v. GTSvariant) Mogelijk korte afstand tot plaatsen van biomassa GTS-RNB-variant (Overstorting) Investering nodig voor overstortfaciliteit Groot stroomverbruik (t.o.v. RNB-variant) Complexe organisatie (t.o.v. RNB- en GTSvariant) Groot afzetgebied Volledige invoeding mogelijk Grote geografische dekking Relatief korte afstand tot plaatsen van biomassa In vele gevallen zal oplossing voor invoeding maatwerk blijven, afhankelijk van de lokale vraag en gasinfrastructuur. De RNB-variant zal een interessante optie zijn voor plekken waar er voldoende afzetcapaciteit is in het RNB-net. Helder is dat het wenselijk is zoveel mogelijk productie weg te zetten in de RNB-netten om de kosten laag te houden. Aangezien de afzetmogelijkheden echter laag zijn (zowel op landelijk als regionaal niveau) ligt het voor de hand dat een alternatieve oplossing noodzakelijk is. Dit zal steeds vaker voorkomen naarmate het aantal invoedpunten toeneemt. Aangezien directe invoeding op het GTS-net echter relatief duur is, kan de koppeling van de RNB en GTS netten een perspectief bieden (afhankelijk van de omvang van overvoeding in het lokale RNB-net). Zij zal evenwel in 7 Deze RNB-netten kunnen van eenzelfde netbeheerder of van verschillende netbeheerders zijn. 8 Het is mogelijk dat het RNB-net de enige afzet is van de RTL in een bepaald gebied. In dat geval is een koppeling tussen het RNB en de RTL t.b.v. overstorting in het algemeen niet heel zinvol. PwC Pagina 49 van 72

50 tegenstelling tot de andere twee oplossingen een hogere mate van coördinatie tussen de netbeheerders vereisen. Hiervoor zijn echter nog niet de wettelijke kaders geschapen, die de verantwoordelijkheid en aansprakelijkheid voor de verschillende partijen uiteenzetten. Verder is zij geen panacee: het is namelijk uitsluitend zinvol om te investeren in overstortfaciliteiten indien het lokale deel van het RTL-net significante meer afnamecapaciteit biedt dan het RNB-net. Dit is het geval wanneer aan dat deel van het RTL-net ook andere RNB-netten of industriële afnemers gekoppeld zijn. Er bestaat geen ideale oplossing voor het probleem van overvoeding. Geen van de drie oplossingen voor de overvoedingsproblematiek is evident beter dan de andere. Zij hebben alle voor- en nadelen en het antwoord op de vraag welke oplossing de beste is, is sterk afhankelijk van de lokale situatie. Het betreft altijd maatwerk, aangezien de feitelijke kosten van elke oplossing sterk kunnen variëren per situatie. De belangrijkste kosten voor invoeding bestaan uit (1) de aanschafkosten van de compressor, de invoedpunt, de benodigde gasleidingen (inclusief eventuele koppelleiding); (2) de kosten voor het stroomverbruik ten behoeve van compressie; en eventueel (3) de kosten voor meting (met name gaskwaliteit). In Tabel 5 is een overzicht van ruwe indicatie van kosten van de belangrijkste kostencomponenten, gebaseerd op een invoedcapaciteit van Nm3 per uur. Daaruit blijkt dat de compressor (zowel investering als stroomverbruik) de belangrijkste kostenpost lijkt te zijn; aansluiting van GTS en gasleidingen (afhankelijk van de lengte) de andere belangrijke kostenposten zijn; en het merendeel van de kosten vaste kosten is, waardoor het behalen van schaalvoordelen goed mogelijk is Tabel 5: Indicatieve jaarlijkse kosten van belangrijkste kostencomponenten Bedrag x Compressor Aansluiting (8->40) GTS Aansluiting RNB Gasleiding (10km) Gaskwaliteitsmeting* Operationele kosten Investeringskosten Totaal Kosten per Nm3 per jaar (in eurocent) 1,6 0,8 0,0 1,5 0,2 * Het is momenteel nog niet zeker of een kwaliteitsmeting benodigd is. Er lopen nog discussies tussen de landelijke en regionale netbeheerders Alternatieve afzetmogelijkheden Naast invoeding zijn er andere mogelijkheden voor afzet van groen gas. Groen gas kan worden 1. omgezet in bio-lng of -CNG als alternatieve brandstoffen voor de transport; en 2. verstroomd met behulp van een WKK om stroom en warmte te genereren (bio-wkk). Verstroming van groen gas kan economisch interessant zijn als de restwarmte goed kan worden benut. Maar in de praktijk is volledige benutting van de warmte nog niet altijd mogelijk wegens onvoldoende warmtevraag in de directe omgeving. Uit de evaluatiestudie van ANL (2011e) blijkt dat de warmtebenutting bij de bestaande installaties heel beperkt is (bij 26% van de onderzochte installaties wordt de warmte geheel niet benut). Om de warmtebenutting te stimuleren, worden de productie van warmte en het gebruik van restwarmte opgenomen in de subsidie vanaf Hierdoor zullen bio-wkk projecten waarbij warmteafzet wèl mogelijk is in toekomst relatief aantrekkelijker worden. De omzetting van biogas/groen gas naar bio-lng of bio CNG kan een aantrekkelijk alternatief vormen voor invoeding van groen gas. De grootste uitdaging voor bio-cng/bio-lng is dat er nu nog geen volwassen markt PwC Pagina 50 van 72

51 voor is, waardoor de vraag nog niet zeker is. Daarnaast hangt de ontwikkeling van deze route ook af van de bereidheid van de auto-industrie in de investering in ontwikkeling van vervoertuigen die op gas rijden Kostenopbouw in de groen gas keten In ons onderzoek hebben wij de kosten van afzonderlijke delen van de groen gas keten (dus van de productiekosten voor vergisting/opwaardering en invoeding) naast elkaar gelegd. Daarbij zijn wij uitgegaan van co-vergisting van mest met een productiecapaciteit van 505 Nm3 per uur groen gas ruw biogas 9.Daaruit is gebleken dat vergisting (inclusief inkoopkosten voor biomassa en de afzetkosten voor restproducten) en opwaardering de belangrijkste kostencomponenten van de hele keten vormen. De kosten voor vergisting bedragen circa 70% van de totale kosten van de keten. Het aandeel van opwaardering bedraagt circa 20%. De invoedkosten bestaand alleen uit de kosten voor compressie, aansluiting en de gasleiding 10 - zijn relatief beperkt en vormen circa 10% van de totale kosten. De kostenverdeling in de keten kan per geval variëren, afhankelijk van de invoedcapaciteit en de vergistingstechniek. Het aandeel van de kosten voor invoeding zal waarschijnlijk dalen naarmate de invoedcapaciteit toeneemt. Dit heeft te maken met het feit dat het merendeel van de invoedkosten vast zijn. Figuur 2: Kostenopbouw van de keten, gebaseerd op co-vergisting In onze kostenberekening zijn de invoedkosten niet volledig. De kosten voor de gaskwaliteitsmeting en voor technische oplossingen voor overproductie zijn niet inbegrepen. De kosten voor het oplossen van overproductie (zoals verstromen, bufferen) zijn situatie specifiek waardoor het lastig is om algemene uitspraken te doen. Zij hangen sterk af van de mate en de duur van de overproductie. Verder hebben wij geen rekening gehouden met de aanleg- en onderhoudskosten voor biogasleidingen die mogelijk nodig zijn om decentraal geproduceerd biogas naar een hub te transporteren. 9 Dit komt overeen met de capaciteit van de referentie-installatie die ECN hanteert in de SDE-berekening (ECN, 2010c). 10 Hier zijn wij uitgegaan van een leidinglengte van 10 km. De kostenopbouw zal anders worden als de leidinglengte anders is. PwC Pagina 51 van 72

52 2. Inleiding 2.1. Aanleiding van het onderzoek De laatste jaren heeft de ontwikkeling van groen gas als onderdeel van de verduurzaming van de energiehuishouding veel aandacht gekregen. Zo heeft het platform groen gas binnen het brede samenwerkingsverband EnergieTransitie advies uitgebracht over benodigde stappen om een streven van 10% aardgasvervanging in 2020 mogelijk te maken (Creatieve Energie, 2010) en hebben verscheidene partijen in de gasmarkt onderzoek uitgezet naar de mogelijkheden om groen gas te produceren en in te voeden (bv Kema, 2010 en PwC, 2011). Deze aandacht komt, behalve uit onderkenning van het belang van een duurzame energieproductie, voort uit veelbelovende ontwikkelingen in de productieketen van groen gas. Hierbij verwachten wij dat binnen de betrekkelijk goed doorontwikkelde vergistingstechnologie nog slagen gemaakt zullen worden om de kosteneffectiviteit te verbeteren. De nieuwere vergassingstechnologie is op dit moment nog in een ontwikkelingsstadium. Zo zijn recentelijk een drietal demonstratieprojecten uitgezet op basis van de innovatieagenda van het Platform groen gas. Uitrol van groen gas komt dan ook in verschillende beleidsnota s van het kabinet aan de orde die zich op het breukvlak bevinden van duurzaamheid en economische groei. Groen gas maakt een integraal onderdeel uit van de Green Deals, waarmee het kabinet voorwaarden schept en knelpunten wegneemt om duurzame projecten van de grond te krijgen (EL&I 11, 2011a). Ook is de ontwikkeling van de groen gas markt als actie opgenomen binnen het speerpunt Klimaat & Energie van de Agenda Duurzaamheid (I&M 12, 2011). Deze inzet past binnen de bredere doelstellingen ten aanzien van de verduurzaming van de energiehuishouding. In Richtlijn 2009/28/EG heeft de Europese Commissie Nederland de doelstelling opgelegd, dat energie uit hernieuwbare bronnen in 2020 een aandeel van 14% in het bruto-eindverbruik moet bestrijken. Hierop heeft de regering het Nationaal actieplan voor energie uit hernieuwbare bronnen opgesteld (Rijksoverheid 2009). Hierin zijn een schone en zuinige energievoorziening, goed functionerende energiemarkten en een goed en stabiel investeringsklimaat de speerpunten. In het Energierapport 2011 heeft het huidige kabinet deze doelstelling bevestigd en uitgebreid met de randvoorwaarde dat de transitie goed moet zijn voor de Nederlandse economie (EL&I, 2011c). Om een schone en betrouwbare energievoorziening in de toekomst te kunnen zekerstellen heeft EL&I bioenergie samen met wind-op-land en wind-op-zee geoormerkt als de belangrijkste opties voor het produceren van hernieuwbare energie. Binnen dit kader lijkt groen gas een steeds belangrijkere plaats in te nemen. Het vorige kabinet sprak in het Nationale actieplan de ambitie uit dat directe invoeding van (opgewaardeerd) biogas in het aardgasnet in PJ zou moeten bedragen. Dit is 1,5 procentpunt van de doelstelling van 14% duurzame energie in Het huidige kabinet heeft daarenboven in het Energierapport aangegeven, dat het totaalpotentieel voor invoeding van groen gas in 2020 zelfs 56 PJ bedraagt (als alle vergistbare biomassa op grassen na voor groen gas productie worden aangewend). De verwezenlijking van de ambitie ten aanzien van groen gas leidt echter ook tot uitdagingen voor spelers in de productie- en distributieketen van groen gas en voor netbeheerders, die het groen gas zullen moeten invoeden op het bestaande gasnet. Hiervoor zijn technische aanpassingen aan dit net noodzakelijk bijvoorbeeld ten aanzien van de kwaliteitsmeting van het gas. Om deze transitie op een goede manier te kunnen beheersen is een gedragen visie van de verschillende marktpartijen (producenten, netbeheerders en overheid) van groot belang. Om deze keuzes te faciliteren heeft Agentschap NL PwC gevraagd voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24/56 PJ groen gas in 2020 in kaart te brengen vanuit economisch en technisch oogpunt. De opdrachtgever beoogt hiermee een breed gedragen visie neer te zetten op basis waarvan de verschillende marktpartijen verder met elkaar om tafel kunnen gaan. Om deze reden hebben vertegenwoordigers van Netbeheer Nederland en van EL&I mede zitting in de begeleidingscommissie (hierna: BC) van dit onderzoek. 11 Ministerie van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie 12 Ministerie van Infrastructuur en Milieu PwC Pagina 52 van 72

53 2.2. De vraagstelling Dit onderzoek tracht antwoorden te vinden op een tweetal hoofdvragen: 1. Wat zijn de voor- en nadelen van verschillende potentiële routes voor invoeding van 24 /56 PJ groen gas in 2020, vanuit economisch en technisch oogpunt? 2. Welke alternatieve routes zijn er voor afzet van groen gas? Wat zijn hun voor- en nadelen? In dit onderzoek zijn wij vooral ingegaan op potentiële routes voor invoeding als de belangrijkste afzetmogelijkheid voor groen gas. Het potentieel voor invoeding hangt niet alleen af van de (minimale) afzetcapaciteit in de bestaande gasnetten, maar ook van het productiepotentieel van groen gas. Dit impliceert dat wij bij het identificeren van kansrijke routes voor invoeding tevens kansen en knelpunten aan de productiekant van groen gas (biogasproductie en opwaardering) in beschouwing moeten nemen. Om deze twee hoofdvragen adequaat te kunnen beantwoorden hebben wij een aantal deelstudies verricht. Daarbij hebben wij de volgende indeling gehanteerd: Routes voor groen gas productie Inschatten van het productiepotentieel van groen gas, gebaseerd op het potentiële aanbod van biomassa (met de studie van Koppejan et al. uit 2009 als uitgangspunt); Identificeren van technische en economische mogelijkheden en knelpunten voor biogasproductie en opwaardering naar groen gas; In kaart brengen van kostenopbouw ( cost drivers ) van productie en opwaardering van biogas; en Verkennen van mogelijkheden voor kostenbesparing in de productieketen van groen gas. Technische routes voor groen gas invoeding Identificeren van technische invoedmogelijkheden; In kaart brengen van kostenopbouw ( cost drivers ) van invoeding; Verkennen van mogelijkheden voor kostenbesparing bij invoeding; en Het verkennen van alternatieve routes voor toepassing van biogas/groen gas Proces en Aanpak Tijdens de voorbereiding hebben wij samen met de opdrachtgever om tafel gezeten om een gezamenlijke vraagstelling te formuleren. Deze hebben wij vervolgens uitgewerkt tot een hanteerbare versie zoals in de vorige paragraaf weergegeven. Het team heeft hierbij gekozen het rapport uit te werken in twee delen: Routes voor groen gas productie en technische routes voor groen gas invoeding. Dit aangezien de keuzes die gemaakt zullen worden in de verschillende delen van de keten (productie en invoeding) weliswaar op elkaar inwerken maar toch losse beslissingen zijn waarbij verschillende overwegingen een rol spelen. De doelstelling is hierbij geweest om een helder en volledig overzicht te geven van de belangrijkste inzichten op het gebied van groen gas en om hieruit eigen inschattingen te maken van de voor- en nadelen van verschillende routes voor invoeding om integrale afwegingen te faciliteren. Ons onderzoek is gebaseerd op de volgende bronnen: (1) directe informatie die wij hebben gekregen uit de interviews met marktpartijen; (2) relevante openbare statistieken en onderzoeksrapporten op het gebied van groen gas; en (3) ons intern kennisnetwerk en eigen analyses. De interviews met marktpartijen vormen een essentieel onderdeel van het onderzoek. Het doel daarvan is tweeledig: in de eerste plaats is dit het creëren van een breed draagvlak voor dit onderzoek; en in de tweede plaats het in kaart brengen van de marktconsensus over kansen en knelpunten van de groen gas keten. Om feiten en meningen zo goed mogelijk van elkaar te scheiden, hebben wij de informatie uit de interviews tevens naast andere openbare bronnen en onze eigen kennis (waar mogelijk) gelegd. Op die manier is geprobeerd de objectiviteit van dit onderzoek zo goed mogelijk te waarborgen. Ter voorbereiding van de interviews hebben wij voor elke doelgroep een specifieke vragenlijst opgesteld. Vervolgens hebben wij interviews gehouden met de verschillende stakeholders (netbeheerders, groen gas producenten, technologieproducenten, afnemers, brancheverenigingen en onderzoekers). In totaal hebben wij 21 partijen benaderd. In Appendix F is een lijst opgenomen met alle partijen die we hebben gesproken. De geïnterviewde personen hebben allen goede kennis van de groen gas sector in Nederland. PwC Pagina 53 van 72

54 3. Routes voor groen gas productie 3.1. Achtergrond Biogas en groen gas: een korte inleiding Biogas is een mengsel van methaan, koolstofdioxide en andere gassen dat wordt gewonnen uit biomassa. In Nederland wordt biogas hoofdzakelijk gebruikt om door middel van een warmtekrachtkoppeling (hierna: WKK) stroom op te wekken. Deze vorm van biogasinzet is op dit moment economisch nog niet altijd de optimale oplossing, aangezien de restwarmte vaak niet volledig kan worden benut 13.Daarom streeft de overheid ernaar groen gas bij te mengen in het normale aardgasdistributienet ( invoeding ). Daartoe moet het biogas eerst worden opgewaardeerd. Hierbij worden deels van CO 2 en diverse zwavel- en stikstofverbindingen uit het gas weg gefilterd. De ontwikkeling van de markt voor groen gas komt voort uit een tweetal trends. 1. Ten eerste de zoektocht naar hernieuwbare bronnen van energie. Om CO 2-uitstoot te verminderen en onze afhankelijkheid van conventionele energiebronnen te verlagen zoeken we naar vervangende energiebronnen, waaronder groen gas. 2. Daarnaast zoeken we ook steeds naar nieuwe manieren om ons afval te verwerken op minder schadelijke manieren. Hierbij proberen we de methaan (een 21 keer sterker broeikasgas dan CO 2) uitstoot te verlagen en ook het lokale milieu in mindere mate te belasten. Biogasproductie is niet de enig mogelijke aanwending van biomassa. Voor het hergebruik van een aantal producten geldt, dat deze in veel gevallen het beste zo dicht mogelijk bij de bron kan blijven. Zo is het mogelijk dat bepaalde houtstromen voor productie van spaanplaten zal blijven worden aangewend. Verdere aanwendingen voor biomassa zijn er in thermische processen (zoals bij- en meestook) en in compostering. Ten slotte vindt opgewaardeerd biogas ook toepassingen in de mobiliteit en de chemie. Deze aanwendingen kunnen overigens wel groen gas invoeding als onderdeel van de logistieke keten hebben. Biogas kan op verscheidene plekken geproduceerd worden met gebruik van verschillende soorten biomassa. Hierin onderscheiden we drie soorten stromen: 1. Pure mest-/covergistingsstromen (vergisting van mest, eventueel met behulp van coproducten als maïs), 2. Allesvergistingsstromen (RWZI-slib, GFT, VGI-restproducten); en 3. Stortgas (gas dat vrijkomt uit stortplaatsen). De productie en opwaardering van biogas zijn niet nieuw, maar betreft een ontwikkeling die al enige tijd aan de gang is. Vergisting als productietechniek voor biogas is al tientallen jaren beschikbaar. Dit is ook het geval voor opwaardeertechnieken als PWS (Pressurised Water Scrubbing) en PSA (Pressured Swing Absorbtion). Invoeding van groen gas op het bestaande gasnet is wel een relatief nieuwe ontwikkeling in Nederland. Ook nieuw is de ambitie voor een ontwikkeling richting grootschalige uitrol van groen gas projecten met invoeding in het aardgasnet. De overheid heeft hier, eerst kleinschalig in de MEP en nu met grootschaliger uitrol middels de SDE+, een belangrijke rol in. Dit als onderdeel van de doelstelling om 14% hernieuwbare energie in 2020 mogelijk te maken. Dit alles resulteert in een versnellende ontwikkeling van groen gas. Op dit moment is zo n 6,8 PJ reeds gerealiseerd of toegezegd binnen de SDE(+). Zoals in Figuur 3 af te lezen bedraagt de productie op dit moment zo n 1,3 PJ (40 mln Nm3; Rijksoverheid, 2011b). Verder was van de toezeggingen (44MW) binnen de SDE tot MW nog niet in productie (omgerekend ongeveer 1,1 PJ). Wij schatten dat sindsdien zo n 0,3 PJ in 13 Om de warmtebenutting te stimuleren in de toekomst, worden de productie van warmte en het gebruik van restwarmte opgenomen in de subsidie vanaf PwC Pagina 54 van 72

55 productie is gekomen 14 ; dit komt per saldo uit op 0,8 PJ. Verder is in de SDE+ ronde 2011 reeds 4,8 PJ toegezegd. Dit resulteert in een huidig totaal gerealiseerde of toegezegde productie van 6,8 PJ. Indien alle toegezegde projecten ook daadwerkelijk in productie komen is tot 2020 nog 17,2 PJ aan verdere groen gas projecten nodig om de doelstelling van 24 PJ te bereiken. Bovenop de doelstelling heeft het kabinet geschat (hetgeen deze studie bevestigt) dat er voor 2020 nog sprake is van een additionele potentie van 32 PJ groen gas productie bovenop de doelstelling van 24 PJ. Figuur 3: Overzicht van de huidige voortgang richting de groen gas doelstelling voor 2020 Bron: PwC analyse op basis van CBS (2010a), Agentschap NL (2011b, c, en d) Biogas productieroutes Biogas kan worden geproduceerd via biologische processen (vergisting) of chemische processen (vergassing) van biomassa. De techniek voor vergassing is echter momenteel nog niet klaar voor grootschalige uitrol. Het duurt volgens de geïnterviewde marktpartijen zeker nog 5 tot 10 jaar voordat deze grootschalig kan worden ingezet. Vandaar is de algemene verwachting dat de vergisting op korte termijn de belangrijkste productieroute zal blijven voor biogas. Figuur 4 geeft een overzicht van de productieroutes van biogas en alternatieve eindproducten uit biogas. Figuur 4: Productieroutes van biogas 14 Dit op basis van de inschatting van het CBS dat de biogasproductie in 2010 circa 1 mln Nm3 bedroeg. PwC Pagina 55 van 72

56 Biogasproductie: Vergassing versus Vergisting Vergisting en vergassing verschillen op een aantal manieren van elkaar. De belangrijkste verschillen staan genoemd in Tabel 6. Tabel 6: Verschillen tussen vergisting en vergassing Kenmerk Vergisting Vergassing Technologie Grondstof Doorlooptijd proces Bij deze technologie worden microorganismen ingezet om middels een anaeroob dissimilatieproces koolhydraten om te zetten in methaan dit is een biologisch proces Natte biomassa (>20% natte fractie): mest, slib, GFT Enkele weken (afhankelijk van biomassa en toevoegingen) Bij vergassing wordt organische materiaal van de biomassa thermisch ontleed, waarbij een gas (methaan) ontstaat dit is een chemisch proces Droge biomassa (<20% natte fractie): hout, stro Enkele seconden/minuten Mate van ontwikkeling Gevestigde technologie, reeds >20 jaar doorontwikkeld Betrekkelijk nieuwe technologie. Geïnterviewde partijen verwachten dat zij pas rond 2020 concurrerend wordt; het potentieel na 2020 is wel groot Vergisting en vergassing zijn complementaire technologieën aangezien zij toepasbaar zijn voor verschillende biomassastromen. Voor natte biomassastromen is vergisting de meest toepasbare technologie; voor vergassing komt alleen droge biomassa in aanmerking. Verder verschillen de beide technologieën in de doorlooptijd van het productieproces. Het vergistingproces duurt in het algemeen enkele weken, afhankelijk van de biomassa en de gebruikte toevoegingen, terwijl het vergassingsproces razend snel gaat (in de orde van een aantal seconden). Voor deze studie is een laatste onderscheid echter nog het meeste van belang: de huidige mate van ontwikkeling van de technologie. Waar vergisting een gevestigde, reeds jarenlang doorontwikkelde technologie is, staat vergassing nog in de kinderschoenen. Zo is HVC nu bezig met een pilot project op het gebied van vergassing samen met ECN (met een geplande productie van MW (oftewel 9-11 mln Nm3 per jaar). De geïnterviewde partijen zijn het erover eens, dat de doorontwikkeling van vergassing nog zon vijf à tien jaar duurt, zodat het voor 2020 geen grote bijdrage zal kunnen leveren. Om deze reden laten we vergassing als productiemethode voor deze studie verder buiten beschouwing. Box 1 geeft een nadere beschrijving van vergassing als productiemethode van groen gas. De markt wordt zich in steeds grotere mate bewust van de mogelijkheden van groen gas. De overheid heeft verscheidene malen haar verwachtingen rond groen gas onderstreept (denk aan Energierapport, Green Deals, Agenda duurzaamheid). De kabinetsdoelstelling voor 2020, 24 PJ (ofwel 760 mln Nm3 per jaar), is dan ook een veelvoud van de huidige productie. PwC Pagina 56 van 72

57 Box 1: Vergassing als productiemethode van groen gas Beschrijving productieproces Aanvankelijk wordt ruwe biomassa gedroogd. Voor vergassing wordt de droge biomassa (zoals hout en stro) opgeslagen in kelders. Bij voldoende capaciteit worden deze stromen naar een vergasser gebracht. Bij vergassing wordt het materiaal niet afgebroken door bacteriën maar door verhitting op temperaturen van 750 tot 1500 graden. Door weinig zuurstof aan de verhitting toe te voegen wordt verbranding voorkomen en ontstaat bio-sng, een gas dat tot groen gas kan worden bewerkt Uit interviews kwam naar voren dat de beschikbare houtige biomassa onvoldoende is om grootschalige vergassing mogelijk te maken in Nederland. Het energetisch rendement voor de productie van bio-sng uit biomassa is ongeveer 70%. In tegenstelling tot vergisting is vergassing een fysisch-chemisch proces dat snel en grootschalig bio-sng kan produceren. Stand van zaken Momenteel is vergassing nog een dure technologie. Koppejan (2005) berekende dat 15 tot 20 euro per ton wordt betaald voor houtsnippers van goede kwaliteit. Hij concludeerde dat de verwerkingskosten circa 60 euro per ton bedragen en dat de prijs van de Nederlandse houtpellets inclusief transport gemiddeld op 85 tot 90 euro per ton ligt. Momenteel wordt er nog niet op grote schaal biomassa vergast in Nederland. Er is bijvoorbeeld een kolenvergassingcentrale in Buggenum waar elektriciteit wordt gegeneerd op basis van vergassing en daarnaast sloophout (30%) wordt gegenereerd. Wellicht is het in de toekomst mogelijk om in een veel groter aantal kolencentrales droge biomassa te vergassen. De verwachtingen zijn dat grootschalige productie van Bio-SNG toeneemt na 2015 (Kiwa, 2010). Ook in Duitsland wordt geëxperimenteerd met vergassing, bijvoorbeeld in Ulm en in Senden Biogasinzet Zoals eerder aangegeven wordt biogas in Nederland primair ingezet voor het opwekken van groene stroom door middel van de WKK s. Omdat de restwarmte die bij de verstroming vrijkomt niet optimaal kan worden benut, wordt de opwaardering van biogas tot groen gas steeds een goed alternatief. Het grote voordeel van de opwaardering is dat biogas op deze manier aardgas kan vervangen en daarmee kan op dezelfde wijze als aardgas wordt afgezet in de markt. Naast verstroming en opwaardering tot groen gas zijn ook andere toepassingen van biogas in de markt. Hierop gaan we in paragraaf 4.3 verder in Logistiek ontwerp groen gas keten Hierna gaan wij verder in op de hoofdvariant voor de biogasinzet in ons onderzoek: opwaardering van biogas tot groen gas. In deze sectie analyseren wij de logistieke inrichting van de leveringsketen van groen gas Mogelijke ketenindelingen Wanneer de keuze voor productie van groen gas middels vergisting is genomen komen verdere keuzes in beeld ten aanzien van de logistieke indeling van de groen gas productieketen. De keuzes zijn hierbij of vergisting en opwaardering centraal dan wel decentraal moeten plaatsvinden. Dit heeft implicaties voor de hoogte en opbouw van de kosten. Op basis van die twee keuzes zijn drie ontwerpen mogelijk voor de groen gas keten, die in Tabel 7 schematisch zijn weergegeven. 15 Zie Ekwadraat (2009) voor een lijst van biomassavergasingsinstallaties in Nederland. PwC Pagina 57 van 72

58 Tabel 7: Drie mogelijke ontwerpen voor de groen gas productieketen Logistiek ontwerp Schematische weergave Vergisting Opwaar -dering Beschrijving 1. Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) Centraal Centraal Inzameling van biomassa in een centrale plek( hub ) Vergisting en opwaardering bij de hub 2. Decentrale vergisting, Centrale opwaardering (DC) 3. Decentrale vergsting, Decentrale opwaardering (DD) Centraal Decentraal Decentraal Decentraal Vergisting bij de individuele biomassalocatie (bijv. boerderijen) Inzameling biogas in hubs via een biogasleiding Centrale opwaardering in hub (doorgaans met grotere productieomvang) Vergisting en opwaardering bij de individuele biomassalocatie (doorgaans wat kleinschalige productie op bijvoorbeeld boerderijterrein) Bij centrale vergisting en centrale opwaardering vindt inzameling van biomassa plaats. Deze wordt vervolgens vervoerd naar een hub, waar vergisting en opwaardering centraal plaatsvinden. Bij decentrale vergisting maar centrale opwaardering vindt de vergisting op locatie plaats en de opwaardering centraal. Bij decentrale vergisting en decentrale opwaardering vinden beiden op locatie plaats Determinanten voor de optimale ketenindeling Zoals eerder genoemd zijn de integrale kosten in de keten afhankelijk van het logistieke ontwerp. Bij de beslissing om vergisting dan wel opwaardering te centraliseren gaat het om de afweging tussen de potentiële schaalvoordelen bij de centrale inrichting van vergisting/opwaardering en de extra transportkosten van biomassa/biogas. Bij een keuze voor centralisering van biogasproductie of opwaardering vindt kostenbesparing plaats door schaalvergroting. Bij een grotere productiecapaciteit worden de vaste (m.n. investerings-)kosten verdeeld over een groter productievolume. Met één grotere vergistings- of opwaarderingsinstallatie kan hierdoor meer biogas/groen gas worden geproduceerd. Hoewel grotere apparatuur vaak duurder is dan kleinere apparatuur, nemen de investeringskosten in het algemeen minder snel toe dan de omvang van de productie-installatie. Met andere woorden, er blijft per saldo nog een zekere mate van schaalvoordeel over (voor details zie secties en ). Het nadeel van de keuze voor centrale vergisting/opwaardering is dat er kosten gemoeid zijn bij transport van biomassa (in de CC-variant) of biogas (in de DC-variant) van decentrale plekken naar de centrale hub. De afweging tussen schaalvoordelen en transportkosten zal in veel gevallen anders uitvallen voor verschillende biomassastromen. Dit is in de regel afhankelijk van de biomassa en van de indeling van het gasnet. Ten aanzien van de biomassa zijn twee karakteristieken van belang: 1. De calorische dichtheid (het aantal calorieën per kilo biomassa); en 2. De geografische spreiding van de bronplaatsen. PwC Pagina 58 van 72

59 Op basis van deze karakteristieken verwachten we voor de verschillende biomassastromen overwegend verschillende ketenconfiguraties terug zullen zien (zie Tabel 8). Tabel 8: Relatie tussen biomassastroom en ketenconfiguratie Biomassastroom Kenmerken Verwachte ketenconfiguratie Allesstromen (GFT, Centrale bronplaatsen Centrale vergisting, centrale VGI, RWZI-slib) opwaardering (CC) Drijfmest (pure mesten co-vergisting) Pluimveemest Hoge natte fractie, lage calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Lage natte fractie, hoge calorische dichtheid Verspreide bronplaatsen Decentrale vergisting, centrale opwaardering (DC) Centrale vergisting, centrale opwaardering (CC) Zo worden allesvergistingsstromen (RWZI-slib, GFT, VGI-restproducten) en stortgas (waaraan geen vergistingsinstallatie aan te pas komt) al op een centrale plaats verzameld. We zien de keuze voor centralisering van vergisting en opwaardering in het geval van allesvergisting in de praktijk al vaak terug. Dit is bijvoorbeeld het geval in de volgende projecten: Vergisters bij productielocaties van Suikerunie (Vierverlaten, Dinteloord): gecombineerde productiecapaciteit van circa 25 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in net en afnamecontracten met GasTerra. GFT vergister Attero in Wijster: circa 15 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in alle netten. GFT vergister De Meerlanden in Haarlemmermeer: circa 3 mln Nm3 per jaar groen gas. Directe invoeding in het gasnet. Deze observatie geldt echter niet voor alle projecten. Zo is in de SDE+ tranche 2011 onder andere subsidie toegekend aan een allesvergistingshub (met 6 mln Nm3 per jaar capaciteit, in Tilburg). In tegenstelling tot allesvergisting wordt drijfmest gekenmerkt door een grote mate van spreiding van biomassa. Aangezien de biomassa zelf echter relatief zwaar is (veel water bevat) is transport van biomassa ook relatief duur. Daarmee is niet gezegd dat DC altijd de optimale keuze is. De economische aantrekkelijkheid van een specifiek logistiek ontwerp verschilt per casus, en hangt sterk af van de lokale omstandigheden. Pluimveemest is ook verspreid, maar heeft in vergelijking met drijfmest hoge calorische dichtheid aangezien het een lage natte fractie heeft. Daarom zien we nu al in de praktijk dat de kippenmest op centrale punten wordt verzameld voordat deze wordt vergist. Dit gebeurt in Nederland in de in 2008 geopende centrale in Moerdijk. Naast de kenmerken van de biomassa is ook de nabijheid van het net erg van belang. Indien het gasnet dicht in de buurt is van een bepaalde bronplaats zal het in veel gevallen voordeliger zijn om direct ter plaatse het biogas op te waarderen. In deze gevallen zijn de lagere transportkosten in verband met de nabijheid van het net doorslaggevend voor de optimale ketenindeling. De optimale ketenindeling is dus nadrukkelijk een lokale aangelegenheid. Het bovenstaande overzicht is dus ook indicatief. Concluderend zijn er drie scenario s van elkaar te onderscheiden in termen van de transportkosten en de mate van schaalvoordelen (zie Tabel 7). Bij CC zijn schaalvoordelen te realiseren, maar zijn de transportkosten ook hoog. Bij DD zijn geen transportkosten voor biomassa of ruw biogas, maar waarschijnlijk wel een centrale transportleiding nodig om het decentraal opgewerkte groen gas te verzamelen en naar een centraal invoedpunt te transporteren. Door kleinschalige decentrale producties bij DD, zullen de schaalvoordelen naar verwachting PwC Pagina 59 van 72

60 beperkt zijn 16. De variant DC kent grotere schaalvoordelen en waarschijnlijk hogere transportkosten dan DD, maar kleinere schaalvoordelen en lagere transportkosten dan CC. Figuur 5: Samenhang van centralisatiebeslissingen en kosten Tabel 9: Voor- en nadelen van ieder van de ontwerpen Ontwerp Voordelen Nadelen 1. Centrale vergisting Grote schaal vergisting Grote schaal opwaardering Hoge transportkosten biomassa 2. Centrale opwaardering 3. Decentrale opwaardering Grote schaal opwaardering Geen transportkosten biomassa Geen transportkosten biomassa of biogas Hoge kosten aanleg & beheer biogasleidingen Kleine schaal vergisting Kleine schaal vergisting en opwaardering Wellicht langere groen gas leiding 16 De variant DD met kleinschalige productie (bijvoorbeeld door middel van pure mestvergisting) kan in de toekomst aantrekkelijk zijn, als de digestaat als kunstmest kan worden afgezet. PwC Pagina 60 van 72

61 Box 2: De centralisatiekeuze in internationaal perspectef: de biogas en groen gas markten in Duitsland De Duitse markt voor biogas is momenteel iets verder ontwikkeld dan in Nederland. Figuur 6 geeft een overzicht van de ontwikkeling van de totale en gemiddelde capaciteit van biogas en groen gas installaties in Duitsland. Figuur 6: Ontwikkeling van totale en gemiddelde capaciteit van biogas en groen gas installaties in Duitsland Biogas installaties Groen gas installaties ,74 0,90 0,82 0,84 0, ,80 0,77 0, ,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, ,0 544,8 5,4 5,2 5,1 5,0 4,0 3,3 3,1 2,9 272,8 3,0 178,4 2,0 1,0 48,8 21,6 8,8 0, Capaciteit (mln m3/jr) Gemiddelde Capaciteit (mln m3/jr) Bron: DBFZ (2010), Fachverband Biogas (2010) Capaciteit (mln m3/jr) Gemiddelde Capaciteit (mln m3/jr) In Duitsland vindt een sterke ontwikkeling plaats, zowel in de biogas als de groen gas productiecapaciteit. Duitsland beschikte in 2006 al over een aanzienlijke biogas capaciteit (2,4 mld Nm3 per jaar). Dit groeide jaarlijks met 20% tot 5,9 mld Nm3 per jaar in De groen gas markt stond in 2006 nog in de kinderschoenen, met een totale opwerkcapaciteit van 8,8 mln Nm3 per jaar. Deze markt is wel explosief gegroeid, met 138% per jaar. De resulterende capaciteit in 2011 is 545 mln Nm3 per jaar. Ondanks de explosieve groei van groen gas productie blijft het een beperkt aandeel vormen in de totale toepassingen van biogas. In 2006 was het aandeel van groen gas opwaardering in de totale biogasproductie nog verwaarloosbaar. De schatting voor 2011 ligt veel hoger, op zo n 14% 17. Tevens is het belangrijk het hoge groeicijfer voor groen gas productie in perspectief te plaatsen: van de nieuwe aanwas aan biogascapaciteit in 2011 (947 mln m 3 per jaar) wordt zo n 43% ingevoed in het aardgasnet. Verstroming is de dominante aanwending voor deze biogasprojecten op kleine schaal en blijft dit op middellange termijn. De gemiddelde productiecapaciteit voor biogasinstallaties is relatief klein, slechts 0,84 mln Nm3 per jaar. Groen gas installaties hebben een veel grotere gemiddelde productiecapaciteit, met 5,1 mln Nm3 per jaar. Uit de beschikbare gegevens kunnen we niet opmaken in hoeverre dit verschil komt door dat schaalvoordelen bij opwaardering mogelijk groter zijn dan bij vergisting. Het beleid kan een belangrijke contribuerende factor zijn in de kleine schaal over de totale biogasmarkt. Zo krijgen kleinere biogas verstromingsprojecten een hoger invoedtarief toegewezen dan projecten met grotere capaciteit (WIP, 2010). 17 Voor deze berekening dient rekening gehouden te worden met een omzettingsfactor van 1,5 voor groen gas productie uit biogas (voor 1 Nm 3 groen gas productie is ongeveer 1,5 Nm 3 biogas nodig). PwC Pagina 61 van 72

62 3.2. Groen gas Keten Biomassa Soort en hoeveelheid biomassa in NL Biomassa is een verzamelterm voor biologisch afbreekbare fractie van producten, afvalstoffen en residuen. Deze stromen komen van de landbouw, de bosbouw, industrie, dienstensector en huishoudens. Energie uit biomassa kan een grote bijdrage leveren aan de duurzaamheid in Nederland. Dit kan door middel van meer groene elektriciteit, warmte of gas. In 2010 bedroeg de inzet van biomassa 112 PJ voor energieopwekking (CBS, 2010a) Beschrijving biomassamarkt In Nederland is ruim voldoende biomassa aanwezig om jaarlijks 24 PJ groen gas te kunnen produceren in Bij volledige aanwending van de bruikbare biomassa zou de productie naar schatting zelfs 61,6 PJ bedragen. Voor een deel (42,2 PJ) is deze biomassa nu al beschikbaar. Daarnaast groeit de jaarlijks beschikbare biomassa met 19,6 PJ richting Figuur 7 laat de opbouw zien in termen van de biomassastromen. Figuur 7: Groen gas energie-opbrengst van de in Nederland beschikbare biomassa Bron: Koppejan (2009) De 61,6 PJ in 2020 is als volgt opgebouwd: mest draagt bij voor een totaal van 33,4 PJ, VGI en GFT voor 19 PJ, RWZI voor 4,1 PJ en natuur- en bermgras voor 5,1 PJ. Als we deze cijfers terug proberen te koppelen naar de doelstelling voor 2020 (24 PJ) zien we, zoals eerder aangegeven, dat de beschikbare biomassa voldoende is om 24 PJ te produceren. Hierbij bestaan echter wel enkele aandachtspunten. Ten eerste mag niet zonder meer alle biomassa worden gebruikt voor groen gas productie. Grassen (bermgras en natuurgras) staan nog niet op de zogenaamde positieve lijst van grondstoffen die vergist mogen worden. Zij zijn dus ook bijvoorbeeld ook niet meegenomen in de inschatting van het Energierapport ten aanzien van het totaalpotentieel voor groen gas productie (56 PJ in totaal). Figuur 8 zet uiteen hoe de verscheidene getallen voor het totaalpotentieel aan elkaar gerelateerd zijn. Het totaal van de meststromen (33 PJ) en de allesstromen (23 PJ) telt op tot het potentieel van 56 PJ zoals gecommuniceerd in het Energierapport (EL&I, 2011c). Inclusief grassen komt het totaalpotentieel uit op 62 PJ. PwC Pagina 62 van 72

63 Figuur 8: Uitsplitsing biomassapotentieel in 2020 en relatie tot Energierapport Een tweede aandachtspunt is dat biogasproducenten in sterke mate rekening moeten houden met de locatie waar de biomassa beschikbaar is. Hoewel de biomassa niet per definitie vergist wordt op de plaats waar zij zich bevindt, zijn er wel kosten verbonden aan het transport van biomassa of biogas. Figuur 23 op pagina 70 laat op provinciaal niveau zien waar de verscheidene biomassastromen in Nederland geografisch zijn geconcentreerd. Een laatste aandachtspunt is dat biogasproducenten niet de enige partijen zijn die biomassa willen gebruiken. Naast groen gas productie zijn er concurrerende aanwendingen voor biogas, die het totaalpotentieel voor productie van groen gas beperken. Biomassa dient bijvoorbeeld als grondstof voor compost. Compostering zal ook in de toekomst nodig blijven voor het behoud van bodemvruchtbaarheid. De bijstook van biomassa in kolencentrales vormt een andere concurrerende toepassing. Voor hout is direct hergebruik een alternatieve optie (hergebruik zo dicht mogelijk bij de bron heeft de voorkeur, afhankelijk van beleid en prijsvorming voor energie en hout). Daarnaast geldt voor bijvoorbeeld hout dat hergebruik een alternatieve optie is. Figuur 9 laat een opsplitsing van het huidige gebruik (2010) van biomassa afvalstromen. De meeste biomassa komt terecht in afvalverbrandingsinstallaties (bijna 30% van het totale aanbod). Daarna volgt het bij- en meestoken van biomassa in kolen- of gascentrales waar elektriciteit wordt gegenereerd. Circa 11% van alle beschikbare biomassa werd in 2010 aangewend voor biogasproductie. Deze 11% kwam overeen met een waarde van 12 PJ. Hieruit werd ruim 8 PJ biogas geproduceerd (zo n 260 mln Nm3). Dit is een verdubbeling ten opzichte van 2006, toen nog 4 PJ werd geproduceerd. In Figuur 10 is het eindverbruik van geproduceerd biogas voor elektriciteit, warmte en gas weergegeven. Winning van biogas door middel van covergisting van mest is sterk toegenomen de afgelopen jaren (van een productieaandeel van 1,5% in 2005 naar 47,1% in 2010). Sinds 2005 tot heden daalde de hoeveelheid stortgas gemiddeld 5% per jaar. Een belangrijke reden is de invoering van het stortverbod van huishoudelijke afvalstoffen in Daarentegen nam de hoeveelheid slib lichtelijk toe over dezelfde periode. PwC Pagina 63 van 72

64 Figuur 9: Gebruik van biomassa afvalstromen in 2010 (als percentage van de energie-inhoud) Bron: CBS (2010a) Figuur 10: Productie van biogas per biomassastroom (gebaseerd op energie-opbrengst) Bron: PwC Analyse, CBS (2010a) Concluderend kunnen we stellen dat niet alle biomassastromen even goed bruikbaar is voor productie van biogas. Deze bruikbaarheid is afhankelijk van de interne geschiktheid van de biomassa voor vergisting en de geschiktheid voor alternatieve aanwendingen. Op basis van deze karakteristieken verwachten we, dat biogasproductie in eerste instantie voort zal komen uit allesstromen (VGI, GFT en RWZI). Biogasproductie middels deze stromen is momenteel namelijk relatief goedkoop. We verwachten echter niet dat de volledige productie uit deze stromen zal komen, omdat deze biomassastromen ook bruikbaar zijn voor alternatieve doeleinden. De rest van de doelstelling zal dus moeten worden aangevuld vanuit andere stromen. Hierbij is mest als volgende stroom het meest van belang. Hoewel mest minder bruikbaar is voor groen gas productie (het kent een lage opbrengst en omzettingsefficiëntie en heeft daarom in veel gevallen cosubstraten nodig) heeft het ook weinig alternatieve aanwendingen. De prijs voor de biomassa is daarmee dus in mindere mate een knelpunt. PwC Pagina 64 van 72

65 Import van biomassa Bij de analyse in de voorgaande paragraaf is een woord van waarschuwing wel op zijn plaats. De concurrentie om biomassa moet in de toekomst in toenemende mate in een internationaal perspectief worden geplaatst: ook in het buitenland wordt biomassa steeds vaker gebruikt om energie op te wekken. Ontwikkelingen die hierbij een rol spelen zijn bijvoorbeeld de vervanging van olie als feed stock voor de (biochemische) industrie, en een wereldwijd voedingsvraagstuk waarbij sprake is van ernstige tekorten. Deze ontwikkeling brengt echter ook kansen met zich mee voor import van biomassa. Met name import van droge biomassa, voornamelijk hout, is hierbij van belang. Dit alternatief wordt met name interessant wanneer de prijs van het lokale aanbod wordt opgedreven door hoge vraag. Interessant hierbij is de positie van de Rotterdamse haven als mogelijk aanvoerpunt. Het havenbedrijf heeft Rotterdam aangemerkt als biomassahaven van Noordwest Europa. Biomassa in Brazilië, Rusland of Oekraïne (dit zijn slechts enkele voorbeelden) is goedkoper dan in Nederland en dit verschil wordt in de toekomst waarschijnlijk groter. Schaarste van biomassa vormt internationaal namelijk slechts in beperkte mate een probleem. Nederland kan de grondstoffen gemakkelijk importeren, immers veel installaties liggen aan de kust of grens. Hoewel import van biomassa voor groen gas productie op dit moment nog niet op grote schaal gebeurt is het niet ondenkbaar dat dit in de toekomst verandert. De markt voor biomassa (bv. voor substraten) is al in steeds toenemende mate een internationale markt. Verdere integratie van de Nederlandse en Duitse markten voor biomassa is niet ondenkbaar naarmate de vraag naar biomassa in de toekomst blijft toenemen. Hierbij concurreert Nederland niet alleen op de internationale markt om biomassa te importeren. Ook op onze eigen biomassa komt in toenemende mate een internationale prijs te staan. Dit heeft invloed op de kosten voor groen gas productie Prijsontwikkelingen Het gebruik van cosubstraten is voor sommige biomassasoorten van groot belang. Zo bevat pluimveemest relatief veel stikstof dat tot verzuring leidt en de vergisting remt (Koppejan, 2009). Momenteel is maïs het belangrijkste cosubstraat (ECN, 2009). Marktfluctuaties kunnen voor veel prijsschommelingen zorgen. Slechte oogsten, meer gebruik van biobrandstof en grote vraag naar voedsel in Azië zijn enkele mogelijke oorzaken. Daarnaast is uit de interviews ook een verwachting naar voren gekomen dat de opwaartse trend in de prijsontwikkeling van cosubstraten zich in de toekomst voort zal zetten. Dit omdat er zowel door toenemende biogasproductie als door de wereldwijd groeiende bevolking harder aan de biomassa getrokken zal worden. De uitrol van biogas/groen gas projecten en andere toepassingen van biomassa middels de subsidie in Nederland en haar buurlanden zal ook effect hebben op de prijzen van biomassa. De producenten begeven zich namelijk op dezelfde markt voor biomassa en drijven zo de prijs op. Dit is een economische kostenpost voor alle bio- en groen gasprojecten, die zich in een financiële kostenpost kunnen vertalen voor projecten, die de biomassa van buiten halen. Stijgende inkoopkosten bedreigen naast de economische rendabiliteit ook de levensvatbaarheid van deze projecten, waardoor grootschalige ontwikkeling van groen gas kan worden belemmerd Vergisting Beschrijving productieproces Biomassa wordt na aanlevering in onder andere opslagtanks opgeslagen. Bij voldoende capaciteit worden deze stromen naar de hoofdvergister gepompt. In deze zuurstofvrije (anaerobe) omgeving worden de reststromen 100 dagen geroerd en verwarmd op gemiddeld 40 graden. Een biologisch proces komt op gang waarbij bacteriën organisch materiaal afbreken. Daaruit ontstaat biogas. In 2010 waren er 130 vergistinginstallaties in Nederland, waarvan ca. 92 op landbouwbedrijven (Rabobank, 2010). Al deze vergisters produceerden biogas dat goed was voor 0,95 PJ groen gas. PwC Pagina 65 van 72

66 Beschikbare technieken Er zijn in grofweg drie manieren om biomassa te vergisten, afhankelijk van de biomassastromen: namelijk mono-, co- en allesvergisting. Bij monovergisting is er sprake van mest zonder toevoegingen van coproducten. Dit is niet gevoelig voor prijsschommelingen van cosubstraten en eenvoudige techniek om energie uit mest te halen. Het toepasbaar voor kleinschalige opwekking van energie uit eigen mest. Het vergt een relatief lage investering en daarmee een lager risico in tegenstelling tot grotere biogasinstallaties (WUR, 2010). Op varkensproefbedrijf Sterksel wordt momenteel onderzoek gedaan naar kleinschalige opwekking via monovergisting. Het concept is gericht op energetisch verbruik van het varkensbedrijf zelf. De uiteindelijke schaalgrootte zal echter beperkt zijn. Covergisting is het vergisten van minimaal 50% mest samen met ander organische producten om de biogasproductie te verhogen. Covergistingsinstallaties zijn vaak te groot om economisch rendabel te kunnen draaien (WUR, 2010). Gemiddeld hebben covergisters een opgesteld vermogen van circa 1,4MW ofwel 1,3 mln Nm3 (Rabobank, 2010). Producten die mogen worden gebruikt voor c0-vergisting worden regelmatig gepubliceerd in een positieve lijst, waar ze in zes onderdelen zijn opgedeeld. Onder allesvergisting wordt verstaan het vergisten van GFT met overige stromen (behalve mest). Onder deze stromen vallen producten uit de voedingsmiddelindustrie en slachtafval, glycerine en vetten of gewassen Productiekosten en cost drivers Er zijn verschillen in de opbouw van kosten per methode. Bij covergisting met mest en maïs beslaan de kosten voor cosubstraten en de afzet voor digestaat het grootste aandeel van de totale kosten circa 60% volgens de ECN berekening van de SDE bedragen van In de subsidieberekening van ECN van 2011 is uitgegaan van een gemiddelde marktprijs van 27,50 euro per ton voor maïs. In vergelijking met allesvergisting is mest covergisting relatief duur de kostprijs bedraagt circa 60 eurocent per Nm3 biogas in aardgas equivalent. In Figuur 11 is af te lezen dat het merendeel van de kosten bij deze vorm van vergisting uit de grondstofkosten (namelijk de inkoopkosten van cosubstraten en afzetkosten van digestaat) bestaat. De kapitaalkosten (rente en afschrijvingen) maken circa 25% uit van de totale productiekosten van ruw biogas. De kostenopbouw van covergisting zoals weergegeven in Figuur 11 komt in grote lijnen overeen met de bevindingen van de recente evaluatiestudie van ANL (2011e, zie Figuur 21 in Bijlage D). Bij GFT vergisting nemen de vaste kostencomponenten het grootste aandeel in beslag (circa 50%). Daarmee wordt verwezen naar de investering- en de vaste onderhoudskosten van de installatie. De productiekosten liggen op circa 43 eurocent per Nm3 in aardgas equivalent. Stortgas en biogas uit RWZI-slib hebben lage productiekosten met respectievelijk circa 9 eurocent en 3 eurocent per Nm3. Dit komt doordat er geen kosten zijn voor de biomassa en doordat de biomassa al op een centrale plek is verzameld. In de toekomst zal biogasproductie uit stortgas verder afnemen. Hierdoor is het mogelijk dat de gemiddelde kosten per Nm3 geproduceerd biogas toenemen in de toekomst, omdat de vaste kosten (ruim 85% van de totale kosten bij stortgas) moeten worden gedragen door een afnemende productievolume. De afname van stortgas heeft te maken met het stortverbod waardoor de verbranding van afval de voorkeur krijgt. Figuur 11 laat zien dat het merendeel (ruim 60%) van de totale kosten voor covergisting uit de variabel is door hogere grondstofkosten (inclusief inkoop- en afzetkosten), terwijl bij vergisting van GFT, RWZI en stortafval de variabele kosten juist een minderheid vormt (tussen 6% en 13%). Dit betekent in het bijzonder dat het schaalvoordeel van covergisting beperkt is op dit moment met hoge inkoopkosten voor cosubstraten. Maar de schaalgrootte kan in de toekomst een belangrijke rol spelen in de reductie van de totale kosten, als de grondstofkosten naar beneden zullen zaken. PwC Pagina 66 van 72

67 Figuur 11: Kostenverdeling van vergisting met verschillende biomassastromen in 2011 Bron: PwC Analyse, gebaseerd op de ECN berekeningen van de SDE basisbedragen Mono- vs. covergisting Voor vergisting van mest zijn twee concurrerende methoden beschikbaar: pure mestvergisting en covergisting. Bij deze laatste wordt de mest aangevuld met een cosubstraat dat typisch een hogere calorische waarde heeft dan het mest zelf (zoals maïs). Momenteel is covergisting de dominante methode van de twee. Door de hogere opbrengst van covergisting worden de investeringen in de machines beter benut. Per Nm3 biogas nemen de investeringskosten (en brandstofkosten voor verhitting) dus af met het gebruik van cosubstraat. Daarentegen is het cosubstraat zelf een belangrijke kostenpost. Deze kostenpost wordt ook steeds belangrijker. In sectie hebben we al beschreven dat er twee trends bestaan in de markten voor biomassa, die voor cosubstraat (maar vaak ook voor voedsel 18 ) kunnen worden gebruikt. Ten eerste gaat het hierbij om een belangrijke mate van volatiliteit in de markt. Daarnaast is er ook een stevige opwaartse trend. Verscheidene geïnterviewde partijen verwachten dat deze op de lange termijn zal doorzetten door de wereldwijde voedselproblematiek en door verdere ontwikkeling van de verscheidene toepassingen voor biomassa in de verduurzaming van de energievoorziening. Deze opwaartse prijstrend zal covergisting in de toekomst minder aantrekkelijk maken ten opzichte van pure mestvergisting. Ook in de operatie en de mate van ervaring bestaan verschillen tussen mono- en covergisting. Een monovergister heeft vaak een relatief kleine inhoud (ca 120 Nm3). Op varkensproefbedrijf Sterksel wordt kleinschalige opwekking via monovergisting onderzocht. Covergistingsprojecten hebben typisch een grotere schaal nodig om economisch rendabel te kunnen draaien. Zo hebben covergisters een inhoud van ca Nm3 en het vergisten duurt circa 25 dagen. Gemiddeld hebben covergisters een opgesteld vermogen van ongeveer 66,8 TJ (Rabobank, 2010). Producten die mogen worden gebruikt voor covergisting worden regelmatig gepubliceerd in een positieve lijst, waar ze in zes onderdelen zijn opgedeeld. Op dit moment is pure mestvergisting nog steeds in de ontwikkelingsfase. De toekomstige concurrentiekracht van pure mestvergisting t.o.v. covergisting zal afhangen van de mate waarin de technologieproducenten van beide technieken in staat zullen zijn de kosten naar beneden te brengen en de beschikbaarheid van cosubstraten als feedstock voor het covergistingsproces. Vanuit de interviews horen wij verschillende signalen ten aanzien van de toekomstige verwachtingen. De meeste (doch niet alle) partijen verwachten dat covergisting ook in de toekomst goedkoper zal zijn dan pure mestvergisting. De onderstaande tabel bevat een vergelijking van de belangrijkste karakteristieken van pure mest- en covergisting. 18 Cosubstraat is vaak niet geschikt voor menselijke consumptie, maar de grond kan wel worden gebruikt voor verbouwing van voedselgewassen. PwC Pagina 67 van 72

68 Tabel 10: Karakteristieken van pure mest- en covergisting Pure mestvergisting Covergisting Biomassa Puur mest Mest aangevuld met cosubstraat Belangrijkste kostendrijver Matige benutting van machines en investering door lage calorische inhoud van mest Hoge kosten voor cosubstraat. Prijstrends: o Volatiliteit: onzekerheid voor producenten o Opwaartse trend: beïnvloedt de relatieve aantrekkelijkheid t.o.v. mest Typische grootte Klein (ca. 120 Nm3) Middelgroot (ca Nm3) Doorlooptijd Van 8 to 12 dagen* ~25 dagen Mate van ervaring Beperkt: pas recentelijk wordt serieus geëxperimenteerd met pure mestvergisting Ruim * Gebaseerd op de productinformatie over Microferm van Host (Bron: Host, 2011) Opwaardering Overzicht technieken Opwaardering of opwerking is het proces waarbij ruw biogas wordt opgeschoond tot de gaskwaliteit die equivalent is aan het Slochteren aardgas. Hierbij worden deels van CO 2 en andere verontreinigingen (waaronder verscheidene chloor- en zwavelverbindingen) uit het gas verwijderd om deze geschikt te maken voor transport in het net en gebruik in huishoudens en bedrijven. Bij de opschoning worden verschillende vormen van vervuiling, onder andere chemisch materiaal zoals chloor en zwavel verwijderd. Opwaarderen tot aardgaskwaliteit is een oude techniek die al lange tijd bij stortgas en slibvergisting wordt toegepast. De trend is nu om opwaardering ook vaker bij ruw biogas uit (co-)vergisting te gebruiken voor productie van groen gas dit als alternatief voor het relatief inefficiënte proces van warmtekrachtkoppeling en omzetting in elektriciteit en warmte. Belangrijke Nederlandse leveranciers van opwaardeertechnieken zijn DMT, Cirmac, Dahlman, Van der Wiel, Pentair Haffmans en GTS (Gas Treatment Services). Voor het opwaarderen van biogas naar groen gas zijn althans in Nederland- grofweg een vijftal technieken in omloop: 1. Pressurized Water Scrubbbing (PWS, waterwassing) Absorptie van CO 2 en H2S in circulerend water. Bij PWS wordt gebruik gemaakt van het feit dat stoffen bij een hogere druk beter oplossen. Het gas wordt onder hoge druk in een kolom gewassen met water waarbij CO 2 en andere stoffen worden geabsorbeerd. Als reststroom komt lucht vrij met een verhoogde concentratie aan CO Chemische wassing Bij chemische wassing is er sprake van CO 2 (en andere stoffen)-absorptie door een amine (voor CO 2 afvang is geen afgasbehandeling nodig). 3. Membraantechniek Scheiding van gassen door membranen. Membraan-filtratie is een droog proces waarbij zwavel, fluoriden en chloor met actieve kool uit het gas worden verwijderd (er worden geen chemicaliën gebruikt). 4. Pressure Swing Adsorption PSA CO 2 wordt door middel van koolstof moleculaire zeven afgevangen. Deze koolstof zeven absorberen CO 2 en laten CH 4 door. Het gas moet vooraf worden gedroogd. 5. Cryogene techniek Scheiding gebaseerd op verschillende condenseringstemperaturen: CO 2 wordt bij een combinatie van druk en temperatuur vloeibaar waarbij methaan nog gasvormig blijft. Het grootste PwC Pagina 68 van 72

69 deel van de vervuiling (CO 2) condenseert met het water of lost op in het condenswater. Overblijvende vervuiling wordt met een katalytisch filter verwijderd. Tabel 11: Overzicht van verschillende opwaardeertechnieken PWS (Absorptie van CO2 met behulp van water) Chemische wassing (Absorptie van CO2 met behulp van een zwavelzuuroplossin g) Membraan-filtratie (Afscheiding CO2 door membraan) Voordelen - Gelijktijdige verwijdering van CO2 en H2S - Simpele techniek (goedkoop proces) - Geen chemicaliën benodigd - Neutralisatie van corrosieve gassen - CO2-afgas is nuttig te gebruiken (actieve kool hiervoor nodig) - Geen compressie tijdens proces nodig (is bij atmosferische druk) - Beperkt methaanverlies - Bijna volledige H2S verwijdering - Gelijktijdige verwijdering van CO2,H2 en O2 - Laag energieverbruik - Installatie is compact en licht in gewicht (potentieel goedkoper) - Geen gebruik van chemicaliën ( vervuiling wordt met actieve kool verwijderd) - Lage CO2 uitstoot / mogelijkheid CO2 af te vangen (in vloeibare vorm) bij extra stap Nadelen - Veel waterverlies - CO2 komt in een mengsel van lucht vrij - Beperkte H2S-verwijdering (H2S brengt ook schade toe aan de apparatuur) - H2 moet in een tweede stap worden verwijderd - Veel warmteproductie (maar kan worden opgevangen) - Geen technologische ontwikkeling / verdere kostenreductie mogelijk (technologie is uitontwikkeld) - Laag netto rendement - Voor droging van gas is een extra stap nodig - Voor H2 en CO2 verwijdering zijn aparte kolommen nodig - Dure catalyst - Laag rendement (er gaat veel biogas verloren bij het verwijderen van CO2) - Veel thermische warmte verloren - Voor droging van gas is een extra stap nodig - Bij zuurstof in het biogas gaat er amine verloren (het zuurstof bindt zich met de amine maar is daarna niet meer te regenereren) - De scheiding is niet perfect: er blijft een deel methaan achter in de CO2-stroom (hoge methaanslib). M.a.w. de selectiviteit van de membranen is niet beperkt - Relatief korte levensduur van membranen (deze moeten worden vervangen) - Relatief dure membranen (hoewel totale investeringskosten relatief laag zijn) -Beperkte schaalgrootte mogelijk (tot Nm3) - Extra stap nodig voor verwijdering H2S PSA (Actieve kool absorbeert CO2) - Gelijktijdige verwijdering van CO2 en H2O - Hoge methaanverrijking - Laag energieverbruik - Lage CO2-uitstoot - Gedeeltelijke verwijdering van aanwezige N2 en O2 - Droog proces dus geen behandeling van afvalwater nodig en geen sprake van corrosie -Geen chemicaliën nodig - Additionele complexe stap voor H2S verwijdering nodig - Actieve kool is duur en de kosten voor het regenereren en afvoeren van actief kool zijn hoog - De scheiding is niet perfect: er blijft een deel methaan achter in de CO2-stroom - Duur in aanschaf en onderhoud - Veel methaanverlies Cryogene techniek (Afscheiding vloeibare CO2) - Grote schaal mogelijk - Geen gebruik van chemicaliën in het proces - Vloeibare CO2 beschikbaar, geschikt voor hergebruik - Omdat gasreiniging en CO2-onttrekking zijn gecombineerd, is zwavelverwijdering vooraf niet nodig - Laag methaanverlies - Veel apparatuur benodigd (relatief hoge investeringskosten) - Mogelijke N2O-verontreiniging - Bij imperfecte CO2-verwijdering bestaat het risico van (droog)ijsformatie PwC Pagina 69 van 72

70 Tabel 12: Vergelijking opwaardeertechnieken PWS Chemische wassing Membraanfiltratie PSA Cryogene techniek Rendement 94% 90% 78% 91% 98% Puurheid (CH 4 gehalte) 98% 98% 89,5% 98% 91% Methaanverlies (zonder gebruik restgas) <1% < 0,1% 15-20% (afhankelijk in hoeverre restgas kan worden gebruikt voor energieopwekking) 1-3% (3% is mogelijk een overschrijding van wat toegestaan is aan broeikasgas emissie) <0,5% Bronnen: Interviews en Creatieve Energie (2008), TU Eindhoven/DMT (2008) en GTS (2011). Op basis van ons literatuuronderzoek blijkt dat PWS momenteel wereldwijd het grootste marktaandeel heeft (zowel qua aantal installaties als qua capaciteit), gevolgd door PSA (zie Figuur 12). Figuur 12: Overzicht bestaande opwaardeerinstallaties - wereldwijd Bron: PwC analyse, IEA Bioenergy (2009) PwC Pagina 70 van 72

71 Kostenopbouw opwaardering De belangrijkste operationele kosten zijn de kosten voor het energieverbruik. Afhankelijk van de installatiecapaciteit, kan het energieverbruik 30% tot 60% van de totale kosten beslaan. In de toekomst, bij verdere technologische ontwikkeling, zullen deze kosten mogelijk minder worden. Figuur 13 laat de kostenopbouw van opwaardering bij verschillende productiecapaciteiten zien. Elektriciteitsverbruik blijkt een belangrijke cost driver te zijn, met name bij grotere installaties. Figuur 13: Break-down opwaarderingkosten (in eurocent per Nm3 biogas) bij verschillende productievolumes Bron: Fraunhofer UMSICHT (2009) De kosten voor opwaardering zoals is getoond in het bovenstaande figuur is gebaseerd op de Duitse studie Fraunhofer UMSICHT (2009). Daarin heeft men verschillende opwerkinstallaties met elkaar vergeleken. De kosten volgens de studie Fraunhofer UMSICHT (2009) komen in hoofdlijnen overeen met de studie van Ekwadraat (2011). In Figuur 22 in Bijlage E is het verband tussen de gemiddelde kosten en het productievolume af te zien, waaruit blijkt dat de gemiddelde kosten dalen naarmate het productievolume groter wordt. De kosten (zowel CAPEX als OPEX) verschillen niet veel per technologie. Wel lijkt er sprake te zijn van schaaleffecten. Dit schaaleffect (resulterend in een kostenreductie) wordt met name op kleinere schaal gedreven door het relatief grote aandeel van de vaste kosten zoals CAPEX in de totale kosten. De berekende schaalvoordelen dienen echter met enige voorzichtigheid te worden geïnterpreteerd. De studie Fraunhofer UMSICHT (2009) is gebaseerd op een beperkte aantal installaties. Daarnaast zijn sommige data momenteel misschien niet meer actueel. PwC Pagina 71 van 72

72 Figuur 14: CAPEX, OPEX en totale jaarlijkse kosten per Nm3 biogas (PWS, chemische wassing, PSA) - 24% Kostprijs bij een installatie van 500 Nm3 is 24% lager dan bij een installatie van 250 Nm % - 10% Bron: PwC analyse, Fraunhofer UMSICHT (2009) Bovenstaande kosten komen in grote lijnen overeen met informatie uit de interviews, waarbij een bandbreedte van 6-10 eurocent per Nm3 voor grotere installaties en tot eurocent per Nm3 biogas voor kleinere installaties is aangegeven. Kleinere installaties zijn in toenemende mate rendabel geworden door technologische verbeteringen. Bij het vergelijken van PWS en chemische wassing, verschillen de totale kosten per technologie (gemiddeld genomen over verschillende schaalgroottes) niet heel sterk van elkaar. Figuur 15: Totale gemiddelde kosten per technologie (in eurocent per Nm3 biogas) Bron: PwC analyse, Fraunhofer UMSICHT (2009) PwC Pagina 72 van 72

73 3.3. Kostenreductie door innovatie in de groen gas productieketen Overzicht Er is een aantal mogelijkheden om innovatie in te zetten om kosten te drukken in de productie van groen gas. Deze kostenbesparingen kunnen plaatsvinden in de productie van biogas of de opwaardering naar groen gas en kan komen vanuit de technologie, vanuit het proces, of door schaal te creëren. Tabel 13 geeft een overzicht van de verschillende innovatiemogelijkheden door de keten heen op ieder van deze drie gebieden. Tabel 13: Mogelijkheden tot innovatie in de groen gas keten Technologie Proces Schaal Biogasproductie Beperkte mogelijkheden door relatief uitontwikkelde status van vergistingstechnologie Mogelijke uitzondering voor pure mestvergistingstechnologie (geen consensus in interviews of literatuur) Vergassingstechnologie nog in kinderschoenen: veel innovatiepotentieel Opwaardering Enkele technologieën nog in ontwikkeling. Voor membraanfiltratie geldt dat membranen goedkoper worden en langer meegaan. Ruimte voor verbetering kosteneffectiviteit opwaardering op kleine schaal Ruimte voor verbetering rendement in vergistingsproces door afstelling van substraatmix, temperatuur, etc. (afstelling vereist door biologische aard van het proces) Professioneel management als key success factor Professioneel management als key success factor Op locaties wellicht mogelijk om biomassa in hubs te verzamelen voor vergisting. Dit is afhankelijk van de afweging tussen transportkosten en schaalvoordelen Door biogas in hubs te verzamelen voor opwaardering kunnen schaalvoordelen worden gecreëerd Ruimte voor verbetering van samenwerking om projecten tegelijkertijd op te starten en keuze voor en plaatsing van hubs te optimaliseren Technologische innovatie mogelijkheden Het meest kostbare onderdeel van de huidige groen gas keten, vergisting, is een gevestigde technologie, die al gedurende lange tijd wordt ingezet. Vanuit de interviews, die wij voor deze studie hebben gevoerd is er weinig aanleiding te geloven dat er nog veel ruimte is voor kostenbesparing vanuit technologische innovatie bij productie van biogas uit vergisting. Een mogelijke uitzondering hierop vormt pure mestvergisting op kleine schaal. Op dit moment is pure mestvergisting duurder dan covergisting. Daarnaast zijn er aanzienlijke schaalvoordelen te behalen bij vergisting. Sommige marktpartijen verwachten dat kleinschalige pure mestvergisting dermate goedkoop zal worden dat dit in de toekomst een levensvatbaar alternatief zal vormen voor grootschaligere covergisting. Dit kan bijvoorbeeld het gevolg zijn van de technologische voortgang op het gebied van pure mestvergisting en/of van een gunstiger (mest)beleid waardoor de digestaat als kustmest kan worden afgezet. De opvatting over de toekomstige concurrentiekracht van kleinschalige pure mestvergisting is echter verdeeld onder de geïnterviewde partijen. Naast de positieve verwachting zoals hierboven is beschreven, zijn sommige partijen van mening dat de totale productiekosten van kleinschalige installaties relatief hoger zullen uitvallen doordat ook bij kleine installaties dezelfde veiligheidseisen voor de installatie, de omgeving en de leiding moeten gelden als bij grotere installaties. Meer ontwikkeling wordt over het algemeen verwacht bij de vergassingstechniek. Deze staat nu nog in de kinderschoenen en is derhalve niet concurrerend met vergisting om biogas te produceren. Een aantal marktpartijen verwacht echter wel dat vergassing in de toekomst een bijdrage zal kunnen leveren aan de PwC Pagina 73 van 72

74 biogasproductie. Door de grote schaal en korte doorlooptijd (zie sectie 3.1.2) heeft vergassing een hoge potentie voor kosteneffectiviteit. Mogelijk knelpunt vormt de beschikbaarheid van biomassa (de droge biomassa, voornamelijk hout, wordt al ruimschoots op andere manieren aangewend, zoals voor productie van spaanplaten of voor verstroming). Bij opwaardering lijkt meer ruimte te zijn voor innovatie. Enkele technologieën zijn met nadruk nog in ontwikkeling. Zo geldt voor membraanfiltratie dat de membranen steeds langer meegaan en dat de technologie voor steeds grotere capaciteiten concurrerend wordt. Verdere ontwikkeling van de membraantechnologie zou kleinschalige opwaardering goedkoper kunnen maken. De economische rendabiliteit wordt nu nog beperkt door hoge onderhoudskosten (vervanging van de membranen). Verbetering van de levensduur en productiekosten van membranen kan de technologie goedkoper maken. Tevens zou de technologie hiermee ook op iets grotere schaal concurrerend kunnen worden met alternatieve opwaarderingsmethoden Procesinnovatie mogelijkheden Naast harde technologische vooruitgang in de technologie is tijdens de interviews aangegeven dat het ook belangrijk is op projectniveau het vergistingsproces te optimaliseren. De biologische aard van het vergistingsproces maakt het onmogelijk om een one-size-fits-all oplossing aan te dragen, die bij alle projecten goed werkt. Vaak valt de opbrengst tegen en dient te worden geëxperimenteerd met cosubstraat, temperaturen, etc, om de opbrengst te verbeteren. Verder geven marktpartijen aan dat professioneel management een belangrijke factor is in het welslagen van bio- of groen gas projecten (vergisting of opwaarderingshubs). Deze komen namelijk met een grote mate van complexiteit. Naast de bovengenoemde optimalisatie van de productieprocessen zijn er ook financiële risico s verbonden aan projecten en zijn er verschillende partijen waarmee een bio- of groen gas producent mee te maken heeft. Om deze goed te kunnen beheren is een administratie nodig die bij iets grotere projecten een of meerdere FTE s in beslag kunnen nemen. Groen gas is geen hobby-project dat gemakkelijk erbij kan worden gedaan Mogelijkheden voor benutting van schaalvoordelen De laatste mogelijkheid voor innovatie is een betere benutting van schaal. Zowel productie van biogas als opwaardering naar groen gas wordt gekenmerkt door aanzienlijke schaalvoordelen. De indeling van de productieketen van groen gas bepaalt in grote mate de ruimte om schaalvoordelen te kunnen realiseren. Vorming van hubs bij vergisting of opwaardering is een belangrijke manier om schaalvergroting te kunnen realiseren. Hierbij dienen de schaalvoordelen wel te worden afgewogen tegen de hogere transportkosten (zie sectie voor verdere details). Een tweede factor om schaalvoordelen te kunnen realiseren is locatiekeuze op basis van ruime beschikbaarheid van biomassa. Hierbij dient echter ook rekening gehouden te worden met invoedmogelijkheden. Ten slotte geldt dat er vaak ruimte bestaat om de samenwerking te verbeteren tussen marktpartijen. Ook vergunningen- en subsidiebeleid speelt hierbij een rol. Als verscheidene geografisch nabije projecten hun inzet coördineren kan het wellicht vaker mogelijk blijken om vergisting of opwaardering centraal in een hub te doen plaatsvinden om kosten te besparen. Dit vereist een zekere mate van coördinatie tussen marktpartijen. PwC Pagina 74 van 72

75 4. Technische routes voor groen gas invoeding 4.1. Biogas afzetroutes Invoeding van groen gas in het aardgasnet is een van de toepassingsmogelijkheden van ruw biogas. Naast deze toepassing zijn er verscheidene andere mogelijkheden om ruw biogas aan te wenden. Figuur 16 geeft een overzicht van de verschillende mogelijke afzetroutes. Figuur 16: Schematische weergave van de afzetroutes van biogas Deze routes komen voort uit een aantal keuzes. De eerste keuze is of het biogas al dan niet moet worden opgewaardeerd tot groen gas. Het groene gas kan vervolgens worden ingevoed in het aardgasnet. Daarmee wordt groen gas gemengd met conventioneel aardgas. Naast invoeding kan groen gas ook verder worden op zeer hoge druk (200 tot 250 bar) gebracht om bio-cng te produceren. Bio-CNG is een brandstof die geschikt is voor gebruik in personenauto s. De markt voor bio-cng is op dit moment nog beperkt. Ruw biogas kan zonder opwaardering naar groen gas ook direct worden (1) verstroomd om groene stroom en duurzame warmte te produceren; (2) geliquificeerd in de vorm van vloeibaar bio-methaan (bio-lng) 19. Het vloeibare bio-methaan kan worden gebruikt in de wegtransport als duurzame brandstof; en (3) ingezet voor industrieel gebruik, als energiebron of feed stock voor industriële processen. Ten slotte wordt op dit moment in Duitsland ook geëxperimenteerd met het gebruik van biogas in huishoudens. De focus in dit hoofdstuk ligt op invoeding. In Sectie 4.2 worden verschillende invoedmogelijkheden behandeld, inclusief voor- en nadelen. Sectie 4.3 zal kort ingaan op de alternatieve afzetmogelijkheden behalve invoeding van groen gas (zie Figuur 16). 19 In tegenstelling tot bio-cng is voor productie van bio-lng geen aparte opwaardering tot groen gas nodig, omdat methaan en andere stoffen bij liquificatie automatisch worden gescheiden. PwC Pagina 75 van 72

76 4.2. Mogelijkheden voor invoeding van groen gas In deze sectie gaan wij in op verschillende technische mogelijkheden voor invoeding van groen gas invoeding in het bestaande gastransportnetwerk. Wij beginnen in Paragraaf met een korte beschrijving van de Nederlandse gasnetten. Vervolgens zullen wij in Paragraaf een aantal randvoorwaarden schetsen die van belang zijn voor het mogelijk maken van grootschalige invoeding. Ten slotte beschrijven wij in Paragraaf een aantal belangrijke technische oplossingen voor invoeding. Daarbij kijken we naar de voor- en nadelen van elke oplossing. Tevens gaan we kort in op de belangrijkste kostencomponenten van invoeding Indeling van het Nederlandse aardgasnet Het Nederlandse aardgasnet is een van de meest dichte netwerken in de wereld. Het landelijke gasnetwerk is te onderscheiden naar gassoort: (1) het H-gas netwerk voor hoogcalorisch gas; en (2) het G-gas netwerk voor laagcalorisch gas. Het net bestaat verder uit verschillende drukklassen (zie Fout! Ongeldige bladwijzerverwijzing.). Het landelijke gastransportnetwerk bestaat uit het hoofdtransportleidingnet (HTL) en het regionale transportleidingnet (RTL).In Bijlage I is een gedetailleerde kaart te zien van het Nederlandse hoge druk gastransportnetwerken. Bij meet & regelstations (M&R) wordt hoogcalorisch aardgas (H-gas) eerst omgezet in laagcalorisch aardgas (Ggas) door het toevoegen van stikstof. Verder wordt laagcalorisch gas bij het M&R station geodoreerd waarna het doorstroomt naar de RTL-netten. Via gasontvangststations stroomt laagcalorisch aardgas van de RTL-netten naar de netten van de regionale netbeheerders met een lagere drukniveau (met een druk van gelijk of minder dan 8 bar). Terugstorten van G-gas in RTL- en RNB-netten naar de hoger gelegen HTL-netten is in de praktijk niet gemakkelijk. Naast een verhoging van de druk moet ook de odorant uit het gas verwijderd worden voordat het mag worden teruggestort naar het HTL-net. Figuur 17: Schematische weergave van Nederlands gasnetwerken Legend Kleine gasvelden, i Hoofdtransportleiding Mengstation Elektriciteitscentra les, zware industrie H-gasnet L-gasnet Het Groningenveld Hoofdtransportleiding M&R station Regionale transportleiding Grote afnemers (industrieën) GOS Distributienetwerk ( 8 bar, RNB-netten) Afnemers (o.a. huishoudens) Afzet van groen gas via het bestaande aardgasnetwerk kan op verschillende drukklassen plaatsvinden. De onderstaande tabel bevat een overzicht van de verschillende leidingspecificaties, die op de verschillende drukniveau s van het aardgasnet worden gebruikt, met een verdere uitsplitsing van de leidingen in het distributienetwerk (RNB-netten). PwC Pagina 76 van 72

77 Randvoorwaarden voor invoeding Invoeding in het bestaande gastransportnet van het gehele productiepotentieel van 56 PJ is niet zonder meer mogelijk. Hierbij vormt de beperkt beschikbare afnamecapaciteit van het net tijdens daluren een fundamenteel knelpunt, dat zowel op landelijk als op lokaal niveau een probleem kan vormen. Invoeding is immers alleen mogelijk indien voldoende afnamecapaciteit beschikbaar is. Om de beschikbare afnamecapaciteit optimaal te benutten, is de keuze ten aanzien van de locatie van invoedpunt van cruciaal belang. Het probleem van beperkte afnamecapaciteit wordt verder verergerd, als het aantal invoeders toeneemt. De gemiddelde beschikbare capaciteit wordt immers steeds kleiner bij een toename van het aantal invoeders. Hierdoor beperkt elk extra invoedpunt de keuzevrijheid van toekomstige invoeders, waardoor nieuwe invoeders gedwongen worden voor steeds duurdere oplossingen te kiezen. Een groot aantal invoeders verhoogt daarnaast de complexiteit van de netbeheersfunctie (zowel op het gebied van de gaskwaliteit, als van de drukverdeling in het net) Afnamecapaciteit Om grijs gas in de toekomst te kunnen vervangen door groen gas volstaat het niet om groen gas te produceren. Dit groene gas moet ook in het gastransportnet kunnen worden ingevoed. Het aardgasnet heeft geen noemenswaardige opslagcapaciteit anders dan het gas dat zich in de leidingen zelf bevindt. De toegestane druk in de leidingen is namelijk aan de bovenkant begrensd. Dit betekent dat op ieder moment niet meer invoeding mag plaatsvinden dan afname. Dit vormt in de praktijk voor invoeding van groen gas een belangrijk knelpunt. Hoewel de afname over tijd niet constant is, maar juist een grillig patroon vertoont, is de productie van groen gas over het algemeen juist heel constant. De vergister blijft dag en nacht doorwerken, terwijl de gasafname s nachts zeer beperkt is (en in de zomer ook veel beperkter dan in de winter). Om ervoor te zorgen dat het gasnet niet overvol raakt door invoeding, zal de hoeveelheid in te voeden groen gas ( invoedcapaciteit ) moeten worden begrensd met de minimale afnamecapaciteit van het desbetreffende gasnet. Netbeheerders hanteren de zogenaamde jaarduurkromme om de minimale afnamecapaciteit van een gegeven transportnet vast te stellen. In een jaarduurkromme staat de gasafname van ieder uur gespecificeerd, niet in tijdsvolgorde, maar in volgorde van de hoeveelheid afname binnen één jaar. Figuur 18 geeft een voorbeeld van een dergelijke jaarduurkromme voor een GOS in Nederland. Het is gebruikelijk in de sector dat de gasafname op uurniveau in het 8000 ste uur in de jaarduurkromme als uitgangspunt wordt gehanteerd voor de minimale afnamecapaciteit van het desbetreffende gasnet (zie Figuur 18). Daarmee kan het invoedstation zo n 8000 uur per jaar blijven draaien, hetgeen in het algemeen acceptabel is in de sector. Gebaseerd op de minimale afnamecapaciteit van recent verleden, heeft GTS geschat dat alle RNB-netten (met een druk gelijk aan of minder dan 8 bar) een gezamenlijke minimale afnamecapaciteit van 0,1 0,2 mln Nm3 per uur hebben. Dit heeft een jaarlijks equivalent van 0,8 1,6 mrd Nm3 ofwel PJ. De landelijke minimale afnamecapaciteit van het RTL-net (met een druk van 40 bar) bedraagt 0,4-0,5 mln Nm3 per uur. Dit is equivalent met 3,2 4,0 mrd Nm3 per jaar ofwel PJ op jaarbasis. Wij zien dus dat het RTL-net een veel groter potentieel heeft dan RNB-netten voor invoeding. Om de door het kabinet ingeschatte potentie van 56 PJ in te kunnen voeden in het bestaande gastransportnetwerk, lijkt de inzet van het RTL-net noodzakelijk. Anderzijds lijkt het gezamenlijke capaciteitpotentieel van alle RNB-netten theoretisch toereikend te zijn voor de 24 PJ ambitie. Voldoende afnamecapaciteit op landelijk niveau betekent niet dat er ook voldoende afzet op lokaalniveau, aangezien de landelijke afnamecapaciteit niet gelijk is verdeeld over alle gebieden. Dit leidt tot een mismatch tussen de vraag en het aanbod van groen gas op lokaalniveau: in dunbevolkte gebieden is het afzetpotentieel in het algemeen klein, terwijl het aanbodpotentieel van groen gas vaak groot is (door de aanwezigheid van biomassa en voldoende ruimte). PwC Pagina 77 van 72

78 Figuur 18: Voorbeeld jaarduurkromme van een willekeurig GOS (illustratief) Gasafname in het 8000ste uur, gehanteerd als de minimale afnamecapaciteit binnen het jaar van meten In Paragraaf gaan wij in op een aantal mogelijke technische oplossingen die lokale capaciteitsproblemen kunnen verminderen. Opgemerkt wordt dat invoeding van groen gas in het algemeen duurder wordt naarmate de capaciteit van het lokale gasnet is opgevuld. Dit beperkt namelijk de totale lokale invoedcapaciteit en stuwt de totale kosten voor het invoeden van additionele hoeveelheden groen gas Groter aantal invoeders De uitdaging rondom beperkte beschikbare afnamecapaciteit wordt nog groter, als het aantal invoeders toeneemt. Het toenemende aantal invoeders beperkt namelijk de keuzemogelijkheden voor nieuwkomers en verhoogt de complexiteit van het netbeheer (zowel op het gebied van gaskwaliteit, als drukverdeling in het net). Keuzemogelijkheden voor nieuwkomers De eerste invoeders op het net hebben het relatief gemakkelijk. Zij kunnen optimale plekken uitkiezen zodat de kosten voor invoeding kunnen worden geminimaliseerd. Omdat de goedkoopste plekken eerder al geclaimd zijn door de eerste invoerders, zijn de nieuwkomers nu gedwongen om zich op duurdere plekken te gaan vestigen. Hierdoor zullen de gemiddelde projectkosten van de nieuwkomers per Nm3 hoger uitvallen dan de projectkosten van de eerste invoeders. Met andere woorden, de maatschappelijke kosten voor invoeding zullen niet altijd evenredig toenemen met het aantal additionele invoeders. Dit kan het geval zijn als er nog voldoende lokale afzetcapaciteit is voor alle invoeders. De kosten zullen echter een sprong maken als de nieuwkomers op lokaalniveau tot overproductie veroorzaken, waardoor de lokale afzetcapaciteit niet meer toereikend is. In dit geval kunnen de marginale kosten voor het invoeden van additionele hoeveelheid groen gas aanzienlijk zijn. Immers om het overvoedingsprobleem in het lokale gasnet te vermijden zal er moeten worden uitgeweken naar andere duurdere oplossingen (zoals het overstorten van de overproductie naar het landelijke RTL-net). Het probleem ten aanzien van een groot aantal invoeders heeft ook implicaties voor het huidige beleid. Gegeven de trap in het tendersysteem van de SDE (eerst wordt getenderd tegen een lagere prijs, die vervolgens pas naar boven wordt bijgesteld) komen goedkopere projecten van grotere partijen eerder aan bod dan kleinere projecten. Naarmate de markt zich verder ontwikkelt en zolang de overheid vasthoudt aan de 24 PJ doelstelling zullen deze kleinere projecten op een gegeven moment wel in aanmerking kunnen komen voor ontwikkeling. Wanneer de invoedcapaciteit van lokale netten dan reeds vol zit, zullen de producenten van kleinere projecten moeten invoeden in een hoger gelegen net met hogere druk. Hierdoor stijgen de projectkosten. Een mogelijk PwC Pagina 78 van 72

79 gevolg is dat kleinere projecten niet rendabel van de grond komen, hetgeen wel het geval zou zijn geweest bij betere coördinatie. Dit is een uitdaging, die goed bij de verschillende stakeholders in de markt voor groen gas op het netvlies moet staan. Het nu toestaan van individuele invoeders op het net heeft gevolgen voor toekomstige invoeders. Om deze reden is het van belang een integrale visie te creëren over de wenselijke invoeding tegen zo laag mogelijke maatschappelijke kosten (zonder dat dit hierbij de veiligheid en de controle daarop in het gedrang komt). In dit verband is het mogelijk zinvol om voor afgifte van een beschikking de samenhang van verschillende invoedprojecten centraal te monitoren en coördineren. Complexiteit van het netbeheer Naast een kleiner aantal keuzemogelijkheden voor nieuwkomers maakt een groter aantal invoeders ook de taak van de netbeheerder ingewikkelder. Hierbij wordt het steeds moeilijker de benodigde drukverdeling te bewaken, die de toegestane bandbreedte in de stroomsnelheid van het gas in het net en de kwaliteit van de invoeding garandeert. Voor de drukverdeling geldt dat de druk in ieder onderdeel van het net tussen bepaalde grenzen moet liggen. In Tabel 21 (in Bijlage B) is de toelaatbare drukbandbreedtes voor verschillende gasleidingen te zien. Toevoeging van nieuwe invoedpunten verandert de verdeling en beïnvloedt de druk op iedere locatie. Na toevoeging van een invoedpunt moet de netbeheerder bezien of aan de minimale en maximale werkdruk blijft worden voldaan. Hierop moet de netbeheerder aanpassingen doen aan de druk op de stations. Het afstellen is op afstand nu nog niet te regelen en wordt handmatig op locatie gedaan. Te hoge druk is niet alleen een risico voor de leidingen die door materiaaleigenschappen een maximale werkdruk kennen, maar ook voor een goede werking van toestellen bij de eindverbruikers (geen of onvolledige verbranding). Daarnaast vormt een te hoge druk in de leiding een direct gevaar voor onder andere het personeel en de bedrijfszekerheid als gevolg van defecte leidingen. Te lage druk kan problemen veroorzaken voor de doorstroming in het gasnet. Om geluidsoverlast beperkt te houden moet de stroomsnelheid van het gas lager zijn dan 30 meter per seconde. Bij instelling van een nieuw invoedpunt moet dus naast de drukverdeling ook de resulterende stroomsnelheid opnieuw gesimuleerd worden. Naast de drukverdeling en de stroomsnelheid wordt ook de borging en de monitoring van de gaskwaliteit ingewikkelder, naarmate het aantal invoeders toeneemt. Hoewel kwaliteitseisen zijn neergelegd in de aanvullende voorwaarden van de netbeheerders voor groen gas invoeding zijn deze nog voorlopig. Door de brede marges van de eisen is het moeilijk de kwaliteitseisen over het hele net te blijven garanderen. Daarnaast ondervinden groen gas producenten onzekerheid ten aanzien van toekomstige gaskwaliteitseisen en een mogelijke transitie van G- naar H-gas. Indien de kwaliteitseisen in de toekomst veranderen en/of de transitie naar H-gas plaatsvindt, zullen zij hun processen moeten veranderen en dat kost geld. Bovendien vereist de grotere variatie in de kwaliteit van het ingevoede gas mogelijk een groter aantal meetpunten ten behoeve van de vaststelling van de juiste energiewaarde. Hierin zullen de netbeheerders moeten investeren. Ten slotte bestaat er ook een uitdaging rondom de invoedingskwaliteit. Hoewel de netbeheerders de invoeders verplichten investeringen te doen om de kwaliteit van het ingevoede gas te borgen treden alsnog wel eens problemen op. Er is sprake geweest van gevallen waarbij een invoeder zich niet hield aan de kwaliteitseisen, die de netbeheerder heeft gesteld. Hierbij heeft het net schade opgelopen, die de netbeheerder heeft moeten dragen, aangezien het schadebedrag niet door de invoeder kon worden opgebracht. Ten algemene geldt dat de taak van het controleren van de invoedingskwaliteit ingewikkelder wordt met het aantal invoedpunten. Het verhoogt de hoeveelheid informatie die de netbeheerders moeten verwerken en brengt extra financiële en veiligheidsrisico s met zich mee. PwC Pagina 79 van 72

80 Mogelijkheden voor kostenbesparing bij groen gas invoeding: Coördinatie en schaalvoordelen Om de maatschappelijke kosten voor de invoeding van groen gas beperkt te houden bestaan een tweetal handvatten. Het eerste is gerelateerd aan de observaties in de vorige paragraaf. Op een aantal verschillende manieren nemen de kosten voor invoeding namelijk meer dan proportioneel toe met het aantal invoeders. Dit doordat individuele invoeders voor steeds duurdere oplossingen moeten kiezen en doordat de netbeheersfunctie in toenemende mate complex wordt met een groeiend aantal invoeders. Dit werpt de vraag op of een universele aansluitverplichting voor de netbeheerder wenselijk en proportioneel is. Daarnaast is het onafhankelijk van het vraagstuk wie de kosten voor complexiteit moet dragen ook van belang dat er zoveel mogelijk coördinatie en afstemming plaatsvindt om deze kosten te minimaliseren. Daarnaast geldt dat niet alleen bij de productie van groen gas, maar ook bij invoeding de schaal belangrijk kan zijn om kosten naar beneden te krijgen. De belangrijkste kostencomponenten bij invoeding zijn de aanschafkosten van compressor (van 8 naar 40 of 67 bar), invoedpunt voor RTL-/HTL-net en gasleiding 20. Deze zijn allemaal vaste kosten. De enige belangrijke variabele kostencomponent is de stroomverbruik bij compressie. Een indicatieve berekening (gebaseerd op specifieke voorbeelden) laat zien dat het aandeel van vaste kosten circa 70-80% uitmaakt van de totale invoedkosten. Dit betekent dat er in potentie grote schaalvoordelen bij invoeding kan worden gerealiseerd Technische mogelijkheden voor grootschalige invoeding Oplossingen op hoofdlijnen In paragraaf staat een knelpunt beschreven dat vaak optreedt door beperkte lokale afzetmogelijkheden voor groen gas productie. Om dit probleem op te lossen is het noodzakelijk het gas te transporteren naar andere plekken, waar wel vraag is. Zoals in paragraaf beschreven is er landelijk namelijk meestal wel sprake van voldoende afzetmogelijkheden, in ieder geval zolang de productie beperkt blijft tot 24 PJ respectievelijk 56 PJ. Om deze afzet buiten de regio mogelijk te maken zijn verschillende technische scenario s denkbaar. Deze scenario analyse is gebaseerd op de interviews en literatuurstudie. Op basis hiervan onderscheiden wij een drietal hoofdoplossingen: 1. Regionale invoeding op RNB-net 8 bar (RNB); 2. Regionale invoeding op RNB-net 8 bar, met overstort naar het RTL-net van GTS (RNB-GTS); en 3. Landelijke invoeding op GTS-net (RTL-net, HTL-net). In de interviews is regelmatig naar voren gekomen dat de RNB-netten met een druk minder dan 8 bar weinig capaciteit hebben en de afzetmogelijkheden beperkt zijn. Om deze reden gaan wij niet uit van significante invoeding in RNB-netten met een druk minder dan 8 bar. Verder zijn de verwachtingen dat het RTL-net voldoende zal moeten zijn voor invoeding van 24 PJ respectievelijk 56 PJ groen gas. De relatieve aantrekkelijkheid van deze oplossingsrichtingen kan worden beoordeeld op drie dimensies: (1) de afzetmogelijkheden die zij bieden; (2) de directe investerings- en operationele kosten die ermee gepaard gaan; en (3) de (impliciete) kosten voor overproductie (misgelopen opbrengsten bij affakkelen, extra investering voor koppeling van netten en transactiekosten). 20 Hier gaat om de leiding die van de opwerkinstallatie naar de invoedpunt loopt, en eventueel een stuk leiding die verschillende netten met elkaar moet koppelen. De kosten zijn uiteraard afhankelijk van de benodigde lengte van de leiding. PwC Pagina 80 van 72

81 Hieronder hebben wij de verschillende oplossingsrichtingen uitgezet tegen de drie bovengenoemde dimensies. Invoeding op een RNB-net wordt gekenmerkt door lage directe kosten (geen dure compressor en invoedpunt nodig), maar biedt ook in slechts beperkte mate een oplossing voor het probleem van de afnamecapaciteit. De afzet is immers regionaal verbonden, waardoor de kans op overproductie groot is. Hierdoor zijn aanvullende maatregelen nodig om het probleem van overproductie op te lossen. Daarom zullen de kosten voor overproductie bij invoeding op een RNB-net relatief hoog zijn. Directe invoeding op het RTL- en/of HTL-net van GTS kan in theorie een volledige oplossing geven voor het overvoedingsprobleem. Hierbij zal overproductie niet vaak voorkomen. De kosten voor overproductie zullen dan ook nihil zijn. Dit geldt met name voor invoeding op het HTL-net. De directe kosten (investering in compressor, invoedpunten en elektriciteitsverbruik bij compressie) zijn daarentegen relatief hoog. Aangezien de kosten voor invoeding echter slechts een bescheiden deel van de totale productiekosten van groen gas (inclusief de kosten van vergisting) bepalen, is deze variant geen ondenkbare optie in de toekomst. Groen gas moet op het HTL-net evenwel aan strikte specificaties voldoen. Met name de eisen rondom O 2 en CO 2 gehaltes zijn strikter dan op het RNB-net. Een derde ( hybride ) oplossingsrichting is invoeding in het RNB-net met de mogelijkheid van overstort naar het RTL-net 21. De investeringskosten van deze oplossing zijn naar verwachting hoger dan bij volledige invoeding op het RNB- of RTL-net, omdat hier gebruik wordt gemaakt van de invoedfaciliteiten van zowel de RNB-oplossing als de RTL-oplossing. Omdat hier om gastransport in een omgekeerde stromingrichting gaat, zullen er mogelijk operationele aanpassingen nodig zijn aan het huidige gastransportsysteem wat extra geld kost. Daarnaast is bij overstorting qua organisatie wellicht iets complexer dan alleen invoeding op het RTL-net of RNB-net, aangezien zowel de regionale netbeheerder als de landelijke netbeheerder direct betrokken zijn bij invoeding. Ook hier zullen transactiekosten een rol spelen. Afgezien van de onzekerheid in de extra kosten voor de mogelijke aanpassingen aan het gastransportsysteem en de aanwezigheid van transactiekosten, is een eenduidige vergelijking tussen deze hybride oplossing en de RNB- of RTL-oplossing in termen van de totale invoedkosten per Nm3 niet mogelijk. Dit omdat de gemiddelde invoedkosten sterk afhangen van de overproductieomvang. Bij een geringe overproductie in het lokale RNB-net, is de RNB-oplossing waarschijnlijk de goedkoopste oplossing. Maar bij een zware overvoeding, kan de RTL-oplossing goedkoper zijn dan de hybride oplossing en de RNB-oplossing. Er is mogelijk een omslagpunt waarbij de hybride oplossing de goedkoopste oplossing is. Qua afzetpotentieel is deze hybride oplossing waarschijnlijk vergelijkbaar met invoeding op het RTLnet, maar groter dan de afnamecapaciteit van het RNB-net. Een visuele samenvatting van relatieve prestatie van de twee hoofdoplossingen (RNB en GTS) is weergegeven in Figuur 19, uitgedrukt in termen van kosten (inclusief directe kosten voor de oplossing zelf en indirecte kosten voor het oplossen van tijdelijke overproductie) en het afzetpotentieel. Dit figuur biedt een conceptueel raamwerk voor de beoordeling van de optimaliteit van oplossingen in een gegeven locatie, gebaseerd op scores van de drie dimensies. Hoe optimaal (lees: minimale maatschappelijke kosten om één Nm3 groen gas in te voeden) een gekozen oplossing is, hangt sterk af van de locatie van invoeding en de specifieke lokale omstandigheden. Helder is dat het wenselijk is zoveel mogelijk productie weg te zetten in de RNB-netten om de kosten laag te houden. Aangezien de afzetmogelijkheden echter laag zijn (zowel op landelijk als regionaal niveau) ligt het voor de hand dat een alternatieve oplossing noodzakelijk is. Dit zal steeds vaker voorkomen naarmate het aantal invoedpunten toeneemt. 21 Zoals eerder is opgemerkt in Paragraaf 4.2.1, gaat overstorting naar het HTL-net in de praktijk niet zomaar. PwC Pagina 81 van 72

82 Figuur 19: Relatieve prestatie van verschillende hoofdoplossingen in termen van afzetmogelijkheden, directe kosten en kosten voor het oplossen van overproductie * Relatief hoge directe kosten, maar groter afzetpotentieel en lage kosten voor overproductie Relatief lage directe kosten, maar beperkt afzetpotentieel en relatief hogere kosten nodig voor het oplossen van overproductie * De hybride oplossing RNB-GTS is niet opgenomen in dit figuur, aangezien geen eenduidige vergelijking met de RNB- en GTS-oplossing mogelijk is qua directe kosten. Qua afzetpotentieel is de hybride oplossing vergelijkbaar met GTS-oplossing met invoeding op RTL-net. Aangezien directe invoeding op het GTS-net echter relatief duur is, kan de koppeling van de RNB en GTS netten een perspectief bieden (afhankelijk van de omvang van overvoeding in het lokale RNB-net). Zij zal evenwel in tegenstelling tot de andere twee oplossingen een hogere mate van coördinatie tussen de netbeheerders vereisen. Hiervoor zijn echter nog niet de wettelijke kaders geschapen, die de verantwoordelijkheid en aansprakelijkheid voor de verschillende partijen uiteenzetten. Verder is zij geen panacee: het is namelijk uitsluitend zinvol om te investeren in overstortfaciliteiten indien het lokale deel van het RTL-net significante meer afnamecapaciteit biedt dan het RNB-net. Dit is het geval wanneer aan dat deel van het RTL-net ook andere RNB-netten of industriële afnemers gekoppeld zijn. Er bestaat geen ideale oplossing voor het probleem van overvoeding. Geen van de drie oplossingen voor de overvoedingsproblematiek is evident beter dan de andere. Zij hebben alle voor- en nadelen en het antwoord op de vraag welke oplossing de beste is, is sterk afhankelijk van de lokale situatie. Het betreft altijd maatwerk, aangezien de feitelijke kosten van elke oplossing sterk kunnen variëren per situatie. PwC Pagina 82 van 72

83 Verder invullingen per hoofdoplossing Binnen de drie hoofdoplossingen zijn nog een paar manieren te onderscheiden om de specifieke problemen zoveel mogelijk te mitigeren. Dit leidt tot een aantal subvarianten van deze hoofdoplossingsrichtingen. Binnen de keuze voor invoeding op het regionale net is het met name van belang de afzetmogelijkheden te maximaliseren. Dit is bijvoorbeeld mogelijk door netten te koppelen en groen gas te bufferen in bufferinstallaties. Bij invoeding in het RNB-net met overstort naar het GTS-net is het verder bijvoorbeeld ook mogelijk om alsnog regionale netten te koppelen om dure overstort zoveel mogelijk te vermijden. Bij directe invoeding in het GTS-net is het voornaamste probleem de hoge kosten om het gas op druk te brengen. Hiertegen is geen mitigatie mogelijk. Samenvattend zijn de volgende subvarianten te onderscheiden (zie Tabel 14). Tabel 14: Mogelijke technische oplossingen voor invoeding Variant Relevant netten voor invoeding Oplossing voor overvoeding Toelichting R1 8 bar RNB-net Affakkelen of andere rendabele aanwending Invoeding op het RNB-net 8 bar en mogelijke overproductie wordt afgefakkeld of aangewend voor andere toepassingen zoals verstroming en warmteproductie 22 R2 8 bar RNB-net Bufferen Invoeding op het RNB-net 8 bar en aansluiten van een buffer om overproductie op te slaan R3 8 bar RNB-net Koppelen met aanpalend distributienet Invoeding op het RNB-net 8 bar en aansluiten op het aanpalend distributienet om overproductie door te voeden H1 8 bar RNB-net & 40 bar GTS-net (RTL) Overstort Invoeding op het RNB-net 8 bar en overstort van overproductie op het RTL-net H2 8 bar RNB-net & 40 bar GTS-net (RTL) Koppelen & overstort Invoeding op het RNB-net 8 bar en aansluiten op het aanpalend distributienet om overproductie door te voeden, en overstorten naar het RTL-net als nodig G1 40 bar GTS-net (RTL) Koppelen RTLnetten Directe invoeding op het RTL-net (van 40 bar), met name op locatie waar voldoende afzetcapaciteit aanwezig is G2 67 bar GTS-net (HTL) Geen overvoeding, altijd voldoende afzetcapaciteit Directe invoeding op HTL-net (van 67 bar). Hier geldt geen afzetbeperking PwC Pagina 83 van 72

84 De onderstaande tabel geeft een overzicht van de voor- en nadelen van verschillende technische oplossingen, en noemt voorwaarden waaronder de oplossing inzetbaar is. Tabel 15: Voor- en nadelen van verschillende oplossingen (investeringen en operationeel) Variant Voordelen Nadelen Voorwaarden R1 Relatief lage investering, bij beperkte overproductie Relatief eenvoudige oplossing Rendementverlies als gevolg van affakkelen van overproductie Investering in alternatieve aanwendingen van overproductie Voldoende afzetmogelijkheden in het lokale net, waardoor affakkelen beperkt nodig is Korte afstand tussen het RNB-net en de opwerkinstallatie Voldoende mogelijkheden voor alternatieve aanwending van overproductie in de directe omgeving R2 Vermindering van capaciteitsproblemen van het lokale RNBnet Benodigde bufferkosten (kosten afhankelijk van te bufferen volume) In beperkte omstandigheden mogelijk, wegens (veiligheids-) technische belemmeringen bij grote opslagcapaciteit Beperkte overproductie (anders vergt een grote investering in capaciteit en veiligheid) Tevens voldoende afname overdag nodig om het opgeslagen volume in de nachtelijke uren te kunnen wegzetten R3 Relatief goedkope oplossing, als één aansluitleiding voldoende is Beperkte oplossing (de kans is reëel dat aanpalende netten ook beperkte afnameruimte hebben tijdens daluren) Voldoende afnamecapaciteit van aanpalende netten tijdens daluren H1 H2 Grotere afzet door benutting van de extra capaciteit van het RTL-net van GTS Optimaal gebruik van de afnamecapaciteit van het RNB-net, waardoor lage kosten mogelijk Benutting van dure oplossing (overstort) alleen als noodzakelijk Relatief nieuwe techniek, gepaard gaan met de nodige onzekerheden Hoge investeringskosten Mogelijke problemen t.a.v. kwaliteitsissue Relatief nieuwe techniek, gepaard gaan met de nodige onzekerheden Hoge investeringskosten Mogelijk kwaliteitsissue Mogelijk beperkte afnamecapaciteit van aanpalende RNB-netten tijdens daluren Extra aandacht nodig voor drukverdeling en stroomsnelheid Voldoende afnamecapaciteit van het RTL-net tijdens daluren Extra aandacht nodig voor drukverdeling en stroomsnelheid Voldoende afnamecapaciteit van aanpalende netten en het RTL-net tijdens daluren G1 Grotere afzetmogelijkheden dan bij een RNB-net Relatief lagere geografische dekking van het RTL-net Hoge operationele kosten (gas moet op hoge druk worden gebracht) Mogelijk kwaliteitsissue Koppeling tussen RTL-netten niet altijd rendabel Voldoende kleine afstand van de opwerkinstallatie tot RTL-net G2 Geen beperking op de afzetcapaciteit Lagere geografische dekking van het HTL-net Hogere investeringen en operationele kosten Mogelijk kwaliteitsissue 23 Voldoende kleine afstand van de opwerkinstallatie tot HTL-net Op basis van deze kenmerken is een inschatting te maken in welke mate ieder van deze invoedmogelijkheden in de toekomst toegepast zal worden. Aangezien geen van deze varianten in alle situaties mogelijk of gunstig is, zal het een combinatie van een aantal zijn. In de praktijk zal er per project gekeken moeten worden naar de maatschappelijke kosten van elke van de bovengenoemde oplossingen om tot een objectief oordeel te komen van de relatieve economische aantrekkelijkheid. PwC Pagina 84 van 72

85 In de interviews is overwegend de voorkeur uitgesproken voor invoeding op het 8 bar RNB-net (in tegenstelling tot lagere vertakkingen) om voldoende afzetmogelijkheden te kunnen hebben. Toch is er ook sprake van invoeding in het 40-bar RTL-net. Dit is het geval voor de operationele GFT-vergister van HVC en ROVA in Zwolle en voor een geplande installatie van Attero in Wijster. Hieronder gaan wij in meer detail in op potentiële beperkingen van verschillende oplossingsrichtingen bij grootschalige invoeding van 24 PJ respectievelijk 56 PJ. Inzet van RNB-netten Invoeding op RNB-netten is in het algemeen relatief goedkoop, doordat er grote drukverhoging en dure compressors en aansluitingen niet nodig zijn. De totale afzetcapaciteit van alleen RNB-netten (zie oplossing R1) lijkt echter niet toereikend te zijn om het groen gas potentieel van 56 PJ per jaar af te zetten, gegeven dat de gezamenlijke minimale afname van RNBnetten op dit moment tussen 0,1 en o,2 mln Nm3 op uurniveau bedraagt (equivalent met PJ groen gas op jaar basis). Ook voor 24 PJ bieden de RNB-netten waarschijnlijk niet voldoende capaciteit indien we rekening houden met de locatieproblematiek als gevolg van de mismatch tussen de vraag naar en het aanbod van gas. Het affakkelen van de overproductie is alleen aantrekkelijk, als de overproductie heel beperkt is. Anders is het rendementverlies door affakkelen zo groot, dat de gemiddelde invoedkosten te hoog worden. Als overproductie significant is, kan een alternatieve aanwending van het overtollige groen gas (bijvoorbeeld verstroming, warmteproductie, liquificatie) aantrekkelijk zijn. De rendabiliteit hiervan hangt af van de afzetmogelijkheden van het eindproduct (groene stroom, warmte en vloeibare bio-methaan). Theoretisch kan het (tijdelijk) bufferen van overproductie (zie oplossing R2) oplossingen bieden voor het capaciteitsprobleem van de RNB-netten. Uit de interviews blijkt dat ook bufferen (zie oplossing R2) in de praktijk in slechts beperkte omstandigheden toepasbaar is (door overwegingen omtrent kosten en veiligheid). Koppeling van RNB-netten is alleen relevant als aanpalende netten voldoende ruimte hebben voor invoeding (zie oplossing R3). Daar de gezamenlijke afnamecapaciteit van alle RNB-netten beperkt is, kan de koppeling van deze netten slechts een deel van het capaciteitsprobleem oplossen. Inzet van de combinatie van RNB- en GTS-netten Gegeven de gelimiteerde afnamecapaciteit van RNB-netten zal er ook gekeken moeten worden naar de invoedmogelijkheden van hoger gelegen GTS-netten (namelijk RTL- en HTL-netten). Vanuit economisch oogpunt zullen bij invoeding eerst goedkopere beschikbare capaciteiten van RNB-netten zo veel mogelijk moeten worden benut. Vervolgens wordt bepaald of overproductie zal moeten worden aangewend naar duurdere beschikbare capaciteit van GTS-netten of ingezet voor alternatieve doeleinden dan invoeding op basis van een overweging tussen kosten en baten. Dit is dan ook het uitgangspunt van overstorting, waarbij groen gas eerst zo veel mogelijk wordt ingevoed op een 8 bar RNB-net (zie oplossing H1) of een netwerk van meerdere RNB-netten die aan elkaar gekoppeld zijn (zie oplossing H2). Bij overvoeding wordt het surplus naar het RTLnet overgestort. Deze werkt goed alleen als er voldoende ruimte beschikbaar is in het RTL-net, wanneer overstorting plaatsvindt. Verder is deze optie waarschijnlijk minder interessant als er overproductie gering is of juist heel groot is. Het koppelen van RNB- en RTL-netten (zie oplossingen H1 en H2) kan extra afzetmogelijkheden bieden. Toch biedt ook een dergelijke koppeling niet in alle gevallen soelaas. De afnamecapaciteit van een RTL-net is namelijk verbonden aan de regionale afzet en kan sterk samenhangen met de afnamecapaciteit van lager gelegen RNB-netten in dezelfde regio. Met andere woorden, de beschikbare ruimte in het RTL-net zal in sommige gevallen ook beperkt zijn. Bovendien kan overstorting naar het RTL-net een relatief duurdere oplossing zijn, afhankelijk de mate van overproductie en andere zaken zoals kwaliteitsbewaking 24. Afhankelijk van het aantal draaiuren van de overstort-installatie kunnen de marginale kosten voor overstort van één Nm3 groen gas naar een RTL-net aanzienlijk zijn. Dit blijkt ook uit een verkennende studie van KEMA (2011b). PwC Pagina 85 van 72

86 Inzet van GTS-netten Directe invoeding op het RTL-net en het HTL-net van GTS behoren tot andere invoedmogelijkheden. Een groot voordeel van deze oplossingen is dat de potentiële capaciteit groter is dan de capaciteit van RNB-netten. Alle RTL-netten hebben gezamenlijk ruimschoots voldoende capaciteit beschikbaar voor invoeding van 56 PJ groen gas op jaarbasis. Maar het is mogelijk dat de afnamecapaciteit van sommige individuele RTL-netten in bepaalde regio s sterk samenhangt met de beschikbare capaciteit van lager gelegen RNB-netten. In zulke regio s biedt het RTL-net dan nauwelijks meer invoedcapaciteit dan de lokale RNB-netten. In zulke specifieke gevallen is de inzet van het RTL-net niet heel zinvol. Maar in andere gevallen waarbij de afnamecapaciteit van het RTLnet minder afhankelijk is van kleine verbruikers en kan het RTL-net een belangrijke rol spelen bij overvoeding. De afnamecapaciteit van het HTL-net is niet direct verbonden aan de afzet van een bepaalde regio en is ruimschoots voldoende voor invoeding van 56 PJ groen gas. Als gevolg van strikte kwaliteitseisen en grote drukverhoging, zijn de kosten van directe invoeding op GTS-netten in het algemeen echter hoger dan de andere oplossingen met de inzet van RNB-netten Relevante kostencomponenten van invoeding De belangrijkste kosten voor invoeding bestaan uit (1) de aanschafkosten van de compressor, de invoedpunt, de benodigde gasleidingen (inclusief eventuele koppelleiding); (2) de kosten voor het stroomverbruik ten behoeve van compressie; (3) grondprijs; en (4) de kosten voor meting (met name gaskwaliteit). De onderstaande tabel geeft een overzicht van de belangrijke investeringen per oplossing. Tabel 16: Relevante investeringen per oplossing Variant Relevante netten Compressor (8->40 en 67 bar) Aansluiting GTS Aansluiting RNB Gasleiding Grond Gaskwaliteits -meting* Buffer /overige R1 RNB ** R2 RNB R3 RNB H1 RNB, RTL H2 RNB, RTL G1 RTL G2 HTL * Het staat overigens nog niet vast of de gaskwaliteitsmeting inderdaad nodig is in de toekomst. ** Hier gaat het om andere oplossingen dan bufferen zoals het affakkelen of alternatieve aanwending voor overproductie. Wij gaan hieronder kort in op elke van de bovengenoemde kostencomponenten en geven waar mogelijk een ruwe indicatie van de kosten in euro s. De kosten van de buffering van overproductie hangen af van de hoeveelheid te bufferen gas. Deze kunnen per project sterk variëren en dus niet ten algemene worden vastgesteld. In Tabel 17 is een samenvattend overzicht van ruwe indicatie van kosten van de belangrijkste kostencomponenten. Daaruit blijkt dat de compressor de belangrijkste kostenpost lijkt te zijn; aansluiting en gasleidingen (afhankelijk van de lengte) de andere belangrijke kostenposten zijn; en het merendeel van de kosten vaste kosten is, waardoor schaalvoordelen mogelijk groot zijn. PwC Pagina 86 van 72

87 Tabel 17: Indicatieve jaarlijkse kosten van belangrijkste kostencomponenten* Bedrag x Compressor Aansluiting (8->40) GTS-net Aansluiting RNB-net Gasleiding (10km)** Gaskwaliteits meting*** Operationele kosten Investeringskosten Totaal Kosten per Nm3 per jaar (in eurocent) 1,6 0,8 0,0 1,5 0,2 Bron: PwC analyse en KEMA (2010, 2011b) * De jaarlijkse kosten voor de grond zijn niet meegenomen, omdat normaliter over de grond niet mag worden afgeschreven. KEMA heeft deze wel geschat op 15K, gebaseerd op een afschrijvingstermijn van 12 jaar en een rentepercentage van 7,8%.. ** Indien de afstand 5km is in plaats van 10km, dan bedragen de kosten slechts 60K. *** Het is momenteel nog niet zeker of een kwaliteitsmeting benodigd is. Er lopen nog discussies tussen de landelijke en regionale netbeheerders. De bovengenoemde indicatieve kosten zijn gebaseerd op de volgende aannames en houden nog geen rekening met mogelijke personeelskosten. een bedrijfstijd van draaiuur (behalve van de overstort-installatie, aangezien die alleen aanstaat als er overvoeding is in het RNB-net) een invoedcapaciteit van Nm3 groen gas per uur een gemiddelde elektriciteitprijs van 0,10 per kwh een rentepercentage van 6% een afschrijvingstermijn van 12 jaar voor alle installaties, behalve voor gasleiding waarbij een afschrijvingstermijn van 20 jaar wordt gehanteerd Hieronder volgt een toelichting voor ieder van de kostencomponenten. De geschatte kosten kunnen sterk veranderen, als één of meerdere aannames is of zijn gewijzigd. Compressor (van 8 bar naar 40 bar) Volgens KEMA (2010) vormen de exploitatiekosten van de compressor (zowel investering als operationele kosten) bij oplossingen H1, H2, G1 en G2 de grootste kostenpost. Volgens deze studie bedragen de indicatieve investeringskosten voor een compressor (van 8 naar 40 bar) met een verwerkingscapaciteit van Nm3 groen gas per uur 400K. Deze investering impliceert jaarlijkse vermogenskosten van circa 50K. Jaarlijks bedragen de elektriciteitskosten 80K, gebaseerd op een verbruiksvermogen van 100kW 25 van de compressor. Opgesteld komen de indicatieve jaarlijkse kosten uit op bedrag van circa 130K per jaar. Aansluiting/invoedpunt op GTS- en RNB-net De investeringskosten voor een aansluiting op het GTS-net bedragen volgens GTS circa 350K (KEMA, 2010). Dit geldt een jaarlijks equivalent van 40K per jaar aan vermogenskosten. Daarnaast komt het jaarlijkse aansluitingstarief van 20K nog bij (KEMA, 2011b). In totaal bedragen de jaarlijkse kosten voor een aansluiting van GTS dus circa 60K. De investeringskosten voor een aansluiting op een RNB-net zijn vele maler lager dan op het GTS-net, en bedragen slechts 25K. Dit is equivalent met een bedrag van 3K per jaar. PwC Pagina 87 van 72

88 Gasleidingen Gasleidingen zijn voor alle oplossingen nodig om groen gas vanuit de opwerkinstallatie naar het invoedpunt te transporteren ( aanvoerleiding ). Voor oplossingen waarbij verschillende RNB-netten met elkaar worden gekoppeld, is een koppelleiding nodig voor de koppeling. Voor de kostenindicatie maken wij hierbij geen onderscheid tussen aanvoer- en koppelleiding. Per meter zijn ze even duur. De totale investeringskosten hangen af van de gezamenlijke lengte van de beide leidingen en kunnen dus sterk variëren per project. Daarnaast hangt de prijs in het algemeen af van de dikte en de kwaliteit van de leiding. Uitgaand van 10 km leiding en de eenheidsprijs van 100 per meter is een totale investering van 1M nodig. Dit is equivalent met een jaarlijks bedrag van 120K. Grondprijs Volgens een recente schatting van KEMA (2011b) bedragen de investeringskosten van de grond circa 115K, gebaseerd op een gemiddelde oppervlakte van een gemiddeld GOS. De jaarlijkse kosten van deze investering hangen af van de afschrijvingstermijn. Normaliter mag over de grond niet worden afgeschreven. Hierdoor is het niet eenvoudig de jaarlijkse kosten voor grond vast te stellen 26. Om deze reden hebben de grondkosten niet meegenomen in het kostenoverzicht Tabel 17. Gaskwaliteitsmeting Zoals eerder is vermeld is het op dit moment niet zeker of een kwaliteitsmeting benodigd is. Het hangt af van het definitieve standpunt van de landelijke netbeheerder GTS ten aanzien van dit thema. De investering en voor de kwaliteitsmeting is door KEMA (2011b) geraamd op 50K (equivalent met de jaarlijkse kosten van 6K). Opgeteld met de operationele kosten van 10K komen de totale jaarlijkse kosten voor kwaliteitsmeting uit op een bedrag van 16K. PwC Pagina 88 van 72

89 4.3. Alternatieve afzetroutes Naast of complementair aan invoeding op het aardgasnetwerk (voor gaslevering aan huishoudens en industrie/bedrijven) bestaat een aantal alternatieven (zie Figuur 16). Na opwaardering kan groen gas (al dan niet met verbindend stuk gasnet) in plaats van ingevoed ook worden omgezet in bio-lng of bio-cng voor transporttoepassingen. Biogas kan ook zonder opwaardering worden verstroomd, of direct afgenomen door industriële eindgebruikers. Ten slotte kan biogas direct door huishoudens worden gebruikt Transporttoepassingen Inleiding Wegtransport zou in de toekomst een belangrijke afzetmarkt kunnen zijn voor biogas. Voordat het biogas kan worden gebruikt in een voertuig moet het wel eerst worden opgewerkt naar een bruikbare brandstof: Compressed Biogas (bio-cng, vergelijkbaar met Compressed Natural Gas, CNG) of Liquefied Biogas (bio- LNG, vergelijkbaar met Liquefied Natural Gas, LNG). Bio-CNG ontstaat door groen gas te comprimeren met een luchtdruk tot bar. In Nederland rijden momenteel ongeveer auto s op CNG (Roland Berger, 2011) 27. De totale markt voor CNG voor transport in Nederland was qua afname in 2010 ongeveer 15 miljoen Nm3. De verwachting is dat dit in de toekomst zal stijgen 28. Bio-LNG is vloerbaar gemaakt bio-methaan en wordt verkregen door biogas te laten afkoelen tot -162 graden Celsius (een vorm van de cryogene techniek). De energie-inhoud van bio-lng is doorgaans hoog. Dit vloeibare LNG wordt met geïsoleerde tankers getransporteerd en op de plaats van bestemming overgepompt naar opslagtanks van een LNG-terminal, of verder gedistribueerd naar een depot. Daarnaast kan bio-lng ook geschikt worden gemaakt voor distributie van (1) groen gas via het aardgasnet, door compressie tot 80 bar en vervolgens verdamping; en (2) bio-cng via gastankstations ( Liquid-to-Compressed ). Bio-CNG en bio-lng kunnen worden aangewend bij verschillende typen voertuigen (personenvervoer, wegtransport, scheepvaart). (Bio-)LNG kan over het algemeen toegepast worden bij zwaardere voertuigen (vrachtauto s en zelfs binnenvaartschepen). (Bio-)CNG wordt vaker in personenauto s en bussen gebruikt. Tabel 18: Overzicht toepassing BIO-CNG en BIO-LNG Energiedrager Toepassing CNG/Bio-CNG Kleine vrachtauto/bus/personenauto LNG/Bio-LNG Vrachtauto/binnenvaartschip/bus (1kg bio-lng heeft een 15% hogere energieinhoud dan 1 kg bio-cng) Bron: CE Delft (2010) De afzet van bio-cng/bio-lng kan op verschillende manieren worden gerealiseerd. Daarbij is het bestaande aardgasnetwerk (dus invoeding) niet altijd nodig. Er is in Nederland momenteel nog sprake van een beperkt aantal vulstations. Wel zijn er plannen voor sterke uitbreiding. Momenteel is bijvoorbeeld Ballast Nedam bezig met het ontwikkelen van LNG-tankstations (in Oss en Harlingen) en een LNG-terminal op de Maasvlakte, welke bedoeld is voor aanvoer, opslag en levering aardgas (waarschijnlijk binnenkort operationeel). In Zeebrugge, België, is al wel een LNG-terminal operationeel. Het aantal auto s dat is toegerust op CNG-verbruik is ook beperkt. Figuur 20 laat de ontwikkeling zien. PwC Pagina 89 van 72

90 Figuur 20: Aantallen CNG-auto's in Nederland Bron: Agentschap NL, KlimaatMonitor en Roland Berger (2011) Een aantal landen, waaronder Argentinië, Brazilië en Pakistan, hebben een betrekkelijk sterk ontwikkelde bio- CNG markt. Deze landen worden daarin door een aantal Europese landen gevolgd. In Frankrijk, Zweden en Duitsland zijn projecten bekend waarbij een aantal bussen op bio-cng rijden. Naast de mogelijke bijdrage van bio-cng/bio-lng in het behalen van de 14%-doelstelling hebben deze brandstoffen nog een aantal verdere voordelen ten opzichte van fossiele brandstoffen. Zij hebben minder negatieve effecten op de luchtkwaliteit dan diesel, als gevolg van een sterke reductie in de uitstoot van fijn stof en NOx (met name in vergelijking met diesel). Daarnaast maken vrachtwagens die op LNG rijden minder geluid Voor- en nadelen van bio-lng en bio-cng Gebruik van bio-cng en bio-lng heeft een aantal voordelen ten opzichte van fossiele brandstoffen. Ten eerste hebben zij minder negatieve effecten op de luchtkwaliteit dan diesel, als gevolg van een sterke reductie in de uitstoot van fijn stof en NOx (met name in vergelijking met diesel). Ten tweede is de CO 2-uitstoot bij bio-cng of bio-lng veel minder ten opzichte van diesel (met een reductie van 80-90%) en aardgas (met een reductie van 15-35%). Ten derde is dat een auto of vrachtwagen op bio-lng nauwelijks geluid maakt. Er kleven ook nadelen aan het gebruik van deze brandstoffen. Grote kosten gaan gepaard met de aanleg van vulstations en noodzakelijke aanpassingen van voertuigen. Daarnaast zijn bio-cng en bio-lng vooralsnog duurder in productie dan conventionele brandstoffen. Tevens is een grotere tank nodig om tot dezelfde actieradius als een dieseltank te komen. Ten slotte brengen (bio-)lng tanks veiligheidsrisico s met zich mee en zijn om deze reden vooralsnog verboden in personenauto s. De onderstaande tabel geeft een samenvatting van voor- en nadelen van het gebruik van bio-cng en bio-lng ten opzichte van fossiele brandstoffen. PwC Pagina 90 van 72

91 Tabel 19: Vergelijking van voor- en nadelen van gebruik van bio-cng en bio-lng Voordelen In vergelijking met diesel draagt het gebruik van bio- CNG/bio-LNG een potentiële verbetering van de lokale luchtkwaliteit, met name bij zware voertuigen. Bij lichte voertuigen is het voordeel minder groot 29 Over de gehele keten genomen is de CO 2 -uitstoot bij bio-cng/bio-lng 80-90% lager dan bij diesel. Vergeleken met aardgas is er ook een besparing, maar veel kleiner (een reductie van 15-35%) In vergelijking met diesel maakt bio-cng/bio-lng minder geluid tijdens rijden Nadelen Bio-CNG en bio-lng zijn duurder dan concurrerende brandstoffen. De kosten van bio-cng en bio-lng uit covergisting liggen 30-75% hoger dan de huidige dieselprijs. Brandstofkosten op basis van CNG en LNG zijn overigens momenteel vergelijkbaar met de kosten van diesel Voor zowel (bio-)cng als (bio-)lng geldt dat er een grotere tank nodig is dan bij diesel Bio-LNG tanks brengen veiligheidsrisico s met zich mee (met name vanwege overdruk), en daarom vooralsnog verboden in personenauto s Vulstations brengen hoge kosten met zich mee 30. Daarnaast zijn investeringen nodig voor de noodzakelijke aanpassingen van auto s, bussen of vrachtwagens. Bron: ECN (2010b); CE Delft (2010); Holland Innovation Team (2008) Opties voor distributie van bio-cng en bio-lng Er zijn in hoofdlijnen drie manieren om bio-cng en bio-lng te distribueren: (1) via de gasleiding; en (2) via transport over de weg; en (3) via de transport over het water. 1. Via gasleiding a. Transport via het bestaande aardgasnetwerk (bio-cng): In dit geval wordt biogas eerst opgewaardeerd tot groen gas en vervolgens ingevoed op een bestaande aardgasnet in de buurt van het opwerkinstallatie. Bij gastankstations worden het ingevoede groen gas virtueel onttrokken van het aardgasnetwerk (door middel van het kopen van groen gas certificaten). Het ontrokken gas wordt vervolgens gecomprimeerd tot virtueel bio-cng. b. Transport via een speciale groen gas leiding (bio-cng): Dit is vergelijkbaar met het transport van groen gas via het aardgasnetwerk. Het verschil is dat hier groen gas via een speciale gasleiding rechtstreeks wordt getransporteerd naar het tankstation. Hier gaat het om de levering van fysiek bio-cng. c. Transport via een biogas leiding (bio-cng/bio-lng): Hier wordt ruw biogas (na het ontwateren en het ontzwavelen) via een speciaal biogasnetwerk naar het tankstation gebracht. Ruw biogas wordt vervolgens in de buurt van het tankstation opgewaardeerd tot bio-lng 31 en/of tot groen gas om bio-cng van te maken. In dit geval gaat het tevens om de fysieke levering van bio-lng en bio-cng. 2. Via transport over de weg (bio-cng/bio-lng): In deze variant wordt bio-cng of bio-lng (door opwaardering en comprimering van biogas) geproduceerd in buurt van vergisters. Vervolgens worden ze met vrachtwagens getransporteerd naar tankstations voor verkoop. Het is mogelijk om het aangevoerde bio-lng bio-cng te maken. 3. Via transport over het water (bio-lng): Een laatste toepassing van bio-lng is de scheepsvaart met tussenkomst van een opslagplaats op wal of een bunkerschip. Bio-LNG wordt bijvoorbeeld al steeds vaker bij veerdiensten en de kustvaart toegepast. In Noorwegen waren in 2010 al 16 dergelijke schepen operationeel. Het bio-lng kan per schip worden vervoerd. Dit gebeurt momenteel al vanuit Noorwegen naar het Verenigd Koninkrijk en Zweden (CE Delft, 2010). Deze distributieroutes hebben ieder voor- en nadelen. De relatieve aantrekkelijkheid van elke optie hangt af van de specifieke situatie. PwC Pagina 91 van 72

92 Route 1a heeft het voordeel dat geen investeringen in nieuwe gasleidingen nodig zijn en de afstand tussen het tankstation en de opwerkinstallatie geen beperkende factor vormt. Een groot nadeel is dat de opwerkinstallatie en tankstations dichtbij moeten zijn van het bestaande aardgasnetwerk. Bij route 1b en 1c wordt fysiek bio-cng/bio-lng bij tankstations aangeleverd. Door de aanleg van een aparte gasleiding, is de gaskwaliteit gemakkelijk te monitoren. Een groot nadeel is dat de afstand tussen het tankstation en de productie-installatie niet te groot moet zijn. Deze opties zijn aantrekkelijk wanneer biogas of groen gas productielocaties zich dicht bij het tankstation bevinden, waardoor de kosten voor de gasleiding beperkt zullen zijn. Een voordeel van route 2 is dat er geen gasleidingen nodig zijn tussen het tankstation en de productielocatie van biogas/groen gas. Daarnaast hoeven het tankstation en de productielocatie niet in de buurt te liggen van het bestaande aardgasnetwerk. Mogelijke nadelen: de afstand tussen het tankstation en de productie moet niet te groot zijn; het tijdelijk bufferen van groen gas is nodig, als bio- CNG per vrachtwagen wordt vervoerd. Voordeel van route 3 is dat de afzetmarkt van bio-lng wordt uitgebreid naar de scheepvaart. Een nadeel is dat de productielocatie van bio-lng in de buurt van water moet zijn Potentieel van groen gas voor transport in Nederland Er zijn verschillende studies naar het potentieel van groen gas in de mobiliteit beschikbaar. Volgens de studies van Roland Berger (2011) en Ekwadraat (2011) kan er in potentie 400 à 550 mln Nm3 groen gas (equivalent met 13 à 17 PJ groen gas) wordt ingezet voor de mobiliteit in Nederlands in Er is op dit moment echter een aantal belangrijke obstakels, die de ontwikkeling van de markt tegenhouden: 1. Het beperkte aantal auto s dat geschikt is om op bio-cng/bio-lng te rijden; en 2. Het ontbreken van de noodzakelijke infrastructuur (met name het geringe aantal tank- en vulstations voor CNG/LNG). Indien ontwikkeling van transporttoepassingen van biogas/groen gas prioriteit is, is een actief stimuleringsbeleid van de overheid wenselijk om de vraagontwikkeling in gang te kunnen zetten Verstroming Verstroming van biogas kan dienen als alternatief wanneer groen gas invoeding onmogelijk is. In beperkte gevallen kan verstroming het enige alternatief zijn voor invoeding. Voor verstroming is een WKK nodig en een invoedpunt in het elektriciteitsnet. Voor decentrale invoeding in het elektriciteitsnet zijn, net als in het aardgasnet, investeringen nodig. Daarnaast dient rekening gehouden te worden met het lagere omzettingsrendement ten opzichte van de (reeds laag in de merit order staande) gascentrale. Wanneer warmte optimaal benut wordt op locatie of bij een naastgelegen locatie, dan is afzet van warmte uit een WKK of een biogasgestookte ketel efficiënter dan de opwerking van biogas tot groen gas. Indien de warmte niet kan worden afgezet, is het opwerken van biogas tot groen gas efficiënter dan de omzetting van biogas naar elektriciteit. Om deze reden is EL&I bezig gebruik van restwarmte bij WKK-installaties als categorie in de SDE+ op te nemen. Gedurende de jaren 2008, 2009 en 2010 is voor 270 MW aan hernieuwbare elektriciteit, middels biomassa, toegezegd, waarvan 156 MW aan vermogen gerealiseerd is. De overige 114 MW aan toegezegde subsidies moeten dus nog gerealiseerd worden (Agentschap NL, 2011b). In Duitsland is biogas verstroming aanzienlijk wijder verspreid dan in Nederland (zie Box 2). Dit is grotendeels te danken aan de hoge invoedtarieven voor biogasprojecten (zo krijgen kleine biogas WKK projecten 0,03/kWh meer dan grote biogas WKK s). Projecten vanaf 2012 ontvangen deze opslag niet langer meer Gebruik van biogas in industrieën en huishoudens Gebruik van ruw biogas in de industrie voor energiedoeleinden, is een belangrijk alternatief. Veel industriële bedrijven produceren zelf biogas (met name chemische en voedingsmiddelenindustrieën). Daarnaast is directe levering van ruw biogas aan grote verbruikers een belangrijk alternatief voor invoeding van de kant van de PwC Pagina 92 van 72

93 biogasproducent. Zo heeft Friesland Foods in 2008 een contract gesloten met Groot Zevert Vergisting uit Beltrum (Friesland Foods, 2008). De levering vindt plaats via een directe biogasleiding en niet via het aardgasnet. De directe afname voor industriële grootverbruikers is economisch niet interessant, wanneer de afstand tussen de productielocatie van ruw biogas en de afnemer heel groot is. Voor de producent is de afzet heel afhankelijk van de lokale afname van de directe afnamen. Desalniettemin kan directe afname van biogas in sommige gevallen een aantrekkelijk alternatief worden voor groen gas. Biogas kan ook in huishoudens gebruikt worden. In Duitsland is centrale verwarming op basis van biogas al een feit. Zo zijn bijvoorbeeld in Laatzen en Hannover complexen uitgerust met dergelijke eenheden. In beide gevallen gaat het echter wel om grote appartementencomplexen. De benodigde apparatuur is kostbaar en heeft een vermogen vanaf 200 kw (475 duizend Nm3 per jaar; Enercity contracting, 2011). Er dient wel rekening gehouden te worden met potentiële risico s van het gebruik van niet-opgewerkt biogas: doordat het niet naar (geodoriseerd) aardgas ruikt, is de detectie bij lekkages of onverbrand gas bij ruw biogas niet of veel mindere mate aanwezig dan aardgas; en de aanwezigheid van giftig H2S herbergt gevaren voor de verbruikers. Met name wanneer het als kookgas gebruikt zou worden. Opwerking blijft daarom in veel gevallen noodzakelijk Alternatieve afzetroutes in perspectief In dit hoofdstuk hebben we verschillende mogelijkheden beschreven die als alternatief kunnen dienen voor invoeding. Biogas kan grofweg op twee manieren worden ingezet. Ten eerste kan het worden opgewaardeerd tot groen gas en daarnaast direct worden gebruikt. Bij opwaardering kan het direct worden ingevoed in het net of (al dan niet met tussenkomst van een deel van het aardgasnet) opgewaardeerd tot bio-lng/bio-cng. Tevens kan het direct worden afgenomen. Dit kan na verstroming of door directe afname door industriële (of andere) bedrijven of voor gebruik door huishoudens. Ook in deze gevallen is meestal een vorm van opwaardering noodzakelijk (voor gezondheidsredenen en voor rendementsbenodigdheden). Dit kan echter ook op de gebruikslocatie plaatsvinden. Voor- en nadelen van de verschillende opties zijn naast elkaar gezet in Tabel 20. De aanduidingen voor de afzetroutes corresponderen met diegene in Figuur 16. De invoedingsroute (Route A) heeft als voordeel dat het een groot afnamepotentieel heeft omdat het in mindere mate locatiegebonden is dan de meeste alternatieven. Daarnaast is de inzet efficiënt, omdat geen omzettingsstappen nodig zijn naar andere energievormen. Deze afzetroute behoeft wel veel investeringen in het net om overvoedingsproblemen te ondervangen. Daarnaast is het door het grillige vraagpatroon naar aardgas niet altijd mogelijk de volledige productie (die min of meer constant is over het jaar en de dag) in het net kwijt te kunnen. De belangrijkste kostendrijvers voor deze route in vergelijking met de andere zijn de opwaardering naar groen gas en investering in de gasnetten. De bio-lng/bio-cng route (Route B) heeft ook als voordeel dat het de afzetmogelijkheden vergroot in gebieden waar geen invoeding mogelijk is. Daarnaast kan het een relatief efficiënter alternatief zijn om de energiebehoeften in de transportsector te verduurzamen dan elektrisch rijden. Daarentegen is de opwaardering van biogas/groen gas naar bio-lng/bio-cng kostbaar en is geen van beide brandstoffen nog breed toepasbaar. Hiervoor zal de infrastructuur moeten worden uitgebreid en zullen voertuigen op grote schaal moeten worden aangepast. Ten slotte is de levensvatbaarheid van deze afzetroute van biogas in hoge mate afhankelijk van de auto-industrie. Indien deze in de toekomst ervoor kiest niet te investeren in de ontwikkeling van voertuigen op LNG of CNG heeft dit effect op de waarde van de investeringen in een bio-lng/bio-cng netwerk. Route C (verstroming door middel van een WKK) heeft als ook voordeel dat het de afzetmogelijkheden voor groen gas vergroot. Decentrale invoeding in het elektriciteitsnet is in veel gevallen eenvoudiger dan in het aardgasnet. Daarentegen heeft deze route als groot nadeel dat er een extra omzetting nodig is PwC Pagina 93 van 72

94 (van gas naar elektriciteit), waarbij typisch sprake is van een laag rendement. Voor projecten waarbij de restwarmte kan worden gebruikt is het totale rendement veel hoger. Route D (gebruik in industrieën en huishoudens) kunnen in de toekomst een aantrekkelijk alternatief vormen wanneer invoeding niet mogelijk is. Industriële bedrijven hebben vaak een constante gasstroom nodig en het probleem van overvoeding zal beperkt zijn. Knelpunten bij deze route zijn evenwel dat het realistische potentieel nog onbekend is (directe afname is enkel zinnig wanneer productie en afnamelocatie bij elkaar in de buurt zijn) en dat er sprake kan zijn van aanmerkelijke marktmacht wanneer de biogasproducent afhankelijk is van een afnemer. Tabel 20: Vergelijking van verscheidene biogas afzetroutes Afzetroute Voordelen Nadelen Cost driver(s) A Groot afzetpotentieel Efficiënte inzet van geproduceerd gas B Vergroot afzetmogelijkheden in gebieden waar geen invoeding mogelijk is Potentieel kosten- en resource efficiënt in vergelijking met elektrisch rijden (geen energieverlies voor omzetting naar elektriciteit) C Vergroot afzetmogelijkheden gebieden waar geen invoeding mogelijk is Decentrale invoeding van elektriciteit in veel gevallen minder problematisch dan van gas D Vergroot afzetmogelijkheden in gebieden waar geen invoeding mogelijk is Constante afzet Hoge investering in gasnetten Beperkte mogelijkheid om alle productie kwijt te kunnen Kostbare opwaardering Beide brandstoffen nog niet breed toepasbaar Afhankelijkheid van autobedrijven voor verdere ontwikkeling Laag omzettingsrendement verspilt energie, indien de warmte niet kan worden benut Onbekend potentieel (waar productie en afzet bij elkaar komen) Marktmacht potentieel probleem Alsnog opwaardering nodig Investering in gasnetten Opwaardering naar groen gas Opwaardering naar groen gas Opwaardering naar bio- LNG/bio-CNG Decentraal transport naar pomplokatie Investering in netwerk van pompstations Omzettingsrendement bij verstroming Weinig afzetmogelijkheden beperkt marktprijs Vaak alsnog opwaardering naar groen gas kwaliteit nodig Concluderend kunnen we stellen dat er verschillende potentiële alternatieven bestaan voor invoeding van groen gas. Het biogas/groene gas kan (na bewerking) ook ingezet worden in de mobiliteit 33, met name opgewaardeerd tot bio-lng en bio-cng. De toekomst van deze afzetroute hangt in de grote mate af van (1) de ontwikkeling van de infrastructuur ten behoeve van de distributie van bio-lng/bio-cng; (2) de bereidheid van verbruikers om bio-lng/bio-cng te gebruiken (dit is weer mede afhankelijk van de prijsontwikkeling van conventionele brandstof); en (3) de bereidheid van de auto-industrie om te investeren in de productie van voertuigen op CNG of LNG. Verstroming van ruw biogas kent op dit moment laag rendement, maar kan in de toekomst economisch-financieel aantrekkelijker worden als de restwarmte beter kan worden benut. Gebruik van restwarmte bij WKK wordt vanaf 2012 in de SDE+ opgenomen. De verwachting is dat dit de benutting van restwarmte zal stimuleren in de toekomst. PwC Pagina 94 van 72

95 5. Bijlagen A. Begrippenlijst Begrip Aardgaskwaliteit Afnamecapaciteit Bar bio-cng Biogas bio-lng Biomassa Biogashub Biogasnetwerk CNG Cosubstraten Covergisting Distributienet Gas Ontvangst Station (GOS) Groen gas GTS (Gas Transport Services) HTL Invoeder LNG Minimale vraag Netbeheerder Nm3 Opwaarderen Pure mestvergisting RNB RTL RWZI SNG Transport Leidingnet Transportnet WKK Uitleg De kwaliteit van aardgas zoals die door Gas Transport Services (GTS) op ieder overdrachtspunt in het HTL en RTL wordt gegarandeerd Hoeveelheid gas die per tijdseenheid wordt afgenomen van de netbeheerder Natuurkundige eenheid van druk Compressed Natural Gas, op basis van biogas Ruw (niet gereinigd) gas geproduceerd uit vergisting en bestaand uit methaan (CH 4) en kooldioxide (CO 2) Liquified Biogas, equivalent met LNG Het drooggewicht van organismen of delen ervan. Hieronder valt zowel plantaardig als dierlijk materiaal Verzamelplaats in een netwerk voor het biogasvan een aantal productielokaties. In deze hub kan het biogas worden opgewaardeerd naar groen gas Netwerk van biogasleidingen om het decentraal geproduceerde gas te vervoeren naar een hub of direct naar een afnemer Compressed Natural Gas Organische stoffen die met mest in installaties worden vergist Vergistingsproces van dierlijke mest en cosubstraten waaruit biogas wordt geproduceerd Het distributiesysteem van het gastransportsysteem met een maximale werkdruk dat beheerd wordt door de regionale netbeheerder Het station, waar de overslag van het Regionale Transport Leidingnet (RTL) naar het hogedruk distributieleidingnet door de landelijke netbeheerder wordt verzorgd en beheerd Verzamelterm voor naar aardgaskwaliteit opgewerkt gas, dat is geproduceerd uit biogas, Synthetic Natural Gas (SNG) of stortgas De landelijke netbeheerder Hoofd Transport Leidingnet (80 of 67 bar) Partij die groen gas invoedt op het netwerk in overeenkomst met de netbeheerder Liquified Natural Gas De laagst mogelijke hoeveelheid waarnaar afnemers (op jaarbasis) vragen (in de praktijk heet laagst voorkomende gasverbruik in de zomerperiode) De verantwoordelijke voor het beheer van het netwerk Dit staat voor een kubieke meter onder normale omstandigheden (1 atm en 0 C). Opwaarderen zijn de processen die nodig zijn om Biogas op te werken naar aardgaskwaliteit Vergistingsproces van dierlijke mest waaruit biogas wordt geproduceerd Regionale netbeheerder Regionaal Transport Leidingnet (40 bar) Rioolwaterzuiveringsinstallatie Synthetic Natural Gas, gas geproduceerd door vergassing Het landelijkegastransportsysteem, dat beheerd wordt door GTS Het hoofddeel van het gastransportsysteem dat door GTS wordt beheerd Warmtekrachtkoppeling (de gecombineerde opwekking in één proces van warmte en elektriciteit) PwC Pagina 95 van 72

96 B. Type gasleidingen Tabel 21: Overzicht van type leidingen in het aardgasnet Netbeheerder Onderdeel net Minimale druk Maximale druk Landelijke netbeheerder (GTS) Hogedruk Transport Leidingnet (HTL-net 80 bar) 80 bar Hogedruk Transport Leidingnet (HTL-net 67 bar) 67 bar Regionaal Transport Leidingnet (RTL-net) 40 bar Regionale netbeheerders (RNB) RNB-net 8 bar 1,5 bar 8 bar RNB-net 4 bar 4 bar RNB-net 200 mbar 200 mbar RNB-net 100 mbar 40 mbar 100 mbar RNB-net 30 mbar 25 mbar 30 mbar PwC Pagina 96 van 72

97 C. Gehanteerde omrekenfactoren Voor de gasmarkt is een aantal omrekenfactoren relevant. Deze zijn niet eenduidig en verschillen per bron. Hieronder een overzicht van de in dit rapport gehanteerde rekeneenheden. Verder ook een overzicht van de doelstellingen en ijkpunten ten aanzien van de markt voor groen gas. Tabel 22: Conversiefactoren zoals gehanteerd in dit rapport Item Waarde Bron Conversiefactor Nm3 gas naar kwh (1 Nm3 = X kwh gas) Conversiefactor petajoule naar miljoenen kubieke meters (1 PJ = X mln Nm3 gas) 8,79 Berekening 31,6 CBS Conversiefactor biogas naar groen gas 0,6 ECN Vollasturen per jaar ECN Tabel 23: Doelstellingen / potentieel zoals gehanteerd in dit rapport Item Waarde Eenheid Bron Duurzame energie procent Energierapport Duurzame energie PJ Energierapport Doelstelling groen gas richting EC voor behalen 14% in 2020 Doelstelling groen gas richting EC voor behalen 14% in 2020 (berekening) 24 PJ Rapportage EC 758 mln Nm3 Rapportage EC/CBS Totaalpotentieel groen gas richting 2020 Totaalpotentieel groen gas richting 2020 (berekening) Perc. 24 PJ doelstelling in totale gasmarkt (berekening) Perc. 56 PJ doelstelling in totale gasmarkt (berekening) 56 PJ Energierapport mln Nm3 Energierapport/ CBS 1,5 procent Energierapport/ Energie in NL 3,4 procent Energierapport/ Energie in NL PwC Pagina 97 van 72

98 D. Kostenopbouw van co-vergisters In het onderstaande figuur is de kostenopbouw voor covergisters van een bio-wkk met verschillende productiecapaciteit weergegeven. De cijfers zijn gebaseerd op een recente studie van ANL dat is afgerond in november 2011 ( Evalutie van de vergisters in Nederland ). In lijn met de ECN-berekening (zie Figuur 11), vormen de grondstofkosten bestaand uit inkoopsubstraten en afzetkosten digestaat - het grootste deel (circa 60% bij grotere installaties) van de totale productiekosten. Daarnaast maakt de kapitaalkosten circa 25% uit van de totale kosten. Figuur 21: Opbouw exploitatiekosten van co-vergisters van een bio-wkk - Bron: Agentschap NL (2011e) PwC Pagina 98 van 72

99 E. Alternatieve weergave kosten van opwaardering Figuur 22: Schaalvoordelen bij (niet-cryogene) opwaardering Bron: E-kwadraat (2011) PwC Pagina 99 van 72

100 F. Overzicht van geïnterviewde partijen Tabel 24: Overzicht van de deelnemende partijen aan dit onderzoek Partij Centrale locatie 1. Alliander Arnhem 2. Attero Arnhem 3. BBO (Biogas Branche Organisatie) Drachten 4. Cirmac Apeldoorn 5. CNG Net Nieuwegein 6. Cogas Almelo 7. DMT Environmental Technology Joure 8. DNWB Goes 9. ECN Petten 10. Enexis Rosmalen 11. Gasterra Groningen 12. GasUnie/GTS Groningen 13. Green Energy Technologies (GET) Amersfoort 14. Ho St Enschede 15. HVC Groep Alkmaar 16. LTO Noord Zwolle 17. Pentair Haffmans Venlo 18. Rabobank Utrecht 19. Rendo Meppel 20. Rijksuniversiteit Groningen Groningen 21. Stedin Rotterdam PwC Pagina 100 van 72

101 Concept G. Overzicht van lopende, geplande projecten groen gas invoeding 35 Jaar Groen gas producent Plaats RNB Netwerk Capaciteit Nm3/jaar Type input (biomassa) 1987 Attero Tilburg Enexis RBN (4 t/m 8 bar) 1990 Attero Nuenen Endinet RBN (4 t/m 8 bar) Stortgas en rioolslib Stortgas en rioolslib 2007 Samenwerking van BioGast, Hoogheemraadschap Hollands Noorderkwartier en ENECO Beverwijk Stedin RBN (4 t/m 8 bar) Rioolslib 2010 A. van de Groep ZN BV Spakenburg Stedin RBN (4 t/m 8 bar) Viasfval 2010 Samenwerking HVC en ROVA Zwolle Enexis RTL (40 bar) GFT 2010 HVC Middenmeer Nuon RBN (8 bar) GFT 2011 Attero Groningen Enexis RBN (8 bar) Organisch afval 2011 Suiker Unie Vierverlaten Enexis RBN (8 bar) Bieten en organische bijproducten 2011 Suiker Unie Dinderloord Enexis RBN (8 bar) Bieten en organische bijproducten 2011 De Meerlanden Rijsenhout Nuon GFT 2012 Maatschap Leenders Heusden Enexis RBN (8 bar) Digestaat 2012 Omrin Oudehaske Enexis * Organisch afval 2012 Attero Wijster Rendo RBN (4 t/m 8 bar), RTL (40 bar) Organisch afval 2013 Bio Right BV (N2 Energy) Hardenberg Cogas Infra & Beheer GFT, bermafval, huisvuil en papiersnippers PwC is het merk waaronder PricewaterhouseCoopers Accountants N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Belastingadviseurs N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers Compliance Services B.V. (KvK ), PricewaterhouseCoopers B.V. (KvK ) en andere vennootschappen handelen en diensten verlenen. Op deze diensten zijn algemene voorwaarden van toepassing, waarin onder meer aansprakelijkheidsvoorwaarden zijn opgenomen. Op leveringen aan deze vennootschappen zijn algemene inkoopvoorwaarden van toepassing. Op treft u meer informatie over deze vennootschappen, waaronder deze algemene (inkoop)voorwaarden die ook zijn gedeponeerd bij de Kamer van Koophandel te Amsterdam.

102 H. Literatuurlijst 1. Agentschap NL (2011a). Aan de slag met duurzame energie: Wat kan je in je bedrijf met duurzame energie? 2. Agentschap NL (2011b). Jaarbericht SDE en MEP Agentschap NL (2011c). SDE Positieve beschikkingen 4. Agentschap NL (2011d). Tabellen stand van zaken SDE Agentschap NL (2011e). Evaluatie van de vergisters in Nederland 6. Alliander i.s.m. Agentschap NL (2010). Haalbaarheidsstudie groen gas Haaften 7. Biogas-e (2004). Informatiebrochure; een biogasinstallatie bij jou in de buurt? Platform anaërobe vergisting in Vlaanderen 8. Biogrondstoffen (2010). Bio-wetenschappen en maatschappij, kwartaal 1 9. CBS (2010a). Hernieuwbare energie in Nederland 2010, ISBN: , p CBS (2010b). Gemeentelijke afvalstoffen; hoeveelheden GFT 11. CBS (2010c). Dierlijke mest; mest productie per diercategorie 12. CBS (2009). Zuivering van stedelijk water; afzet van zuiveringsslib in CE Delft (2011). Kansen voor groen gas Concurrentie groen gas met andere biomassa opties 14. CE Delft (2010). Rijden en varen op gas: Kosten en milieueffecten van aardgas en groen gas in transport 15. Cirmac (2011). Biogasopwerking Praktijkdag bio-energie Masterclass Cirmac en Attero 16. Colsen BV (2010). Haalbaarheidsstudie groen gas Rillard Eindrapport openbaar deel 17. Creatieve Energie (2011). Heldergroen gas een visie op de duurzaamheid van groen gas. Stichting Natuur en Milieu 18. Creatieve Energie (2010). Op weg naar een volwassen groen gas markt stand van zaken en actiepunten 19. Creatieve Energie (2008). Van biogas naar groene gas: opwaarderingstechnieken en leveranciers 20. CPB (2011). Optimale regulering van netwerken als de penetratie van decentrale opwekking onzeker is 21. De Ingenieur (2009). Rendement gascentrales met procentpunten omhoog: Verhitte turbinestrijd 22. DBFZ (2010). Ausgewählte Referenzen _FINAL_neu.pdf. 23. DMT (2007). Biogasopwaardering Het DMT Carborex PWS proces 24. ECN (2011). Stimuleringsregeling Duurzame Energie ECN (2010a). Biomassa in de duurzame energievoorziening 26. ECN (2010b). Groen gas voor de transportsector: fysiek of virtueel? 27. ECN (2010c). Eindadvies basisbedragen 2011: voor elektriciteit en groen gas in het kader van de SDE regeling. 28. ECN (2009). Eindadvies basisbedragen 2010: voor elektriciteit en groen gas in het kader van de SDE regeling, p ECN (2005). Monitoring Nederlandse elektriciteitscentrales 30. Ecofys Nederland (2008). Binnenlands biomassapotentieel: biomassa uit natuur, bos, landschap, stedelijk groen en houtketen 31. Ecofys (2003). Internationale verkenning mestvergisting, Organisatie voor Energie en Milieu 32. Ekwadraat (2011). Biogas in de mobiliteit. Lokale productie, transportsystemen en afzet in de mobiliteit 33. Ekwadraat (2009). Haalbaarheid van kleinschalige vergassing van biomassa tot groen gas in het kader van transitiepad groen gas 34. Enercity Contracting (2011) Biogasnutzung in der Wohnwirtschaft. 35. Energie Nederland (2011). Energie in Nederland 36. Enexis (2009a). Aanvullende voorwaarden RNB groen gas Invoeders 37. Enexis (2009b). Kwaliteits- en capaciteitsdocument Gas PwC Pagina 102 van 72

103 38. Europees Parlement (2009) Richtlijn 2009/29/EG van het Europees Parlement en de raad van 23 april 2009 ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen en houdende wijziging en intrekking van Richtlijn 2001/77/EG en Richtlijn 2003/30/EG 39. Fachverband Biogas (2010). Biogas Branchenzahlen 2010, Fraunhofer UMSICHT (2009). Band 4: Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgas- netz. Ergebnisse der Markterhebung Friesland Foods (2008) Friesland Foods gaat groen gas gebruiken GTS (2011) Total Contaminant Removal (TCR) 43. Holland Innovation Team (2008). Productie en inzetbaarheid van bio-lng in de Nederlandse transportsector 44. HoSt (2011), Informatiepakket Microferm 45. IEA Bioenergy (2006). Biogas upgrading and utilization 46. IEA Bioenergy (2009). Biogas upgrading technologies developments and innovations 47. ILVO (2011), Derogatie in het Vlaamse mestbeleid, Mededeling ILVO nr Ingenia (2008). Centrale productie van Bio-Synthetic Natural Gas via vergassing een oriënterende studie 49. Innovatienetwerk Courage (2007). Groen gas op het aardgasnet naar een energieneutrale zuivelketen 50. KEMA (2011a). Blauwdruk: groen gas in de gasinfrastructuur van cogas 51. KEMA (2011b). Overstort van het distributienet naar het landelijke transportnet 52. KEMA (2010). Groen gas invoeding in het gasnet scenario ontwikkeling 53. KEMA (2009). Inventarisatie beschikbaarheid en kwaliteit CO 2 -stromen voor de glastuinbouw 54. KIWA (2007). Kwaliteitsaspecten groen gas 55. Kiwa (2010). Aardgas: product, markt en milieu, Hogere gastechniek, H1ZT, Powerpoint presentatie 56. Koppejan (2005). De verwachte beschikbaarheid van biomassa in 2010, SenterNovem, publicatienummer: 2DEN Koppejan, J., Elbersen, W., Meeusen, M. en Bindraban P. (2009). Beschikbaarheid van Nederlandse biomassa voor elektriciteit en warmte in 2020, Procede Biomass B.V. 58. Masterthesis KEMA, Sustainability of gas production routes 59. Ministerie van Economische Zaken, Landbouw en Innvatie (2011a). Kamerbrief betreffende Green Deal. TK, , nr Ministerie van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie (2011b). Naar de top; het bedrijvenbeleid in actie KamerbriefMinisterie van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie (2011c). Energierapport Ministerie van Economische Zaken, Landbouw en Innovatie (2010). Economic Impact of the Dutch Gas Hub Strategy on the Netherlands 62. Ministerie van Infrastructuur en Milieu (2011). Agenda duurzaamheid; een groene groei-strategie van Nederland 63. Netbeheer Nederland (2011). Net voor de toekomst een verkenning 64. Nuon (2010). Combinatie efficiënte gascentrale en warmte leidt tot 85% rendement. JobTec Nieuws 65. PwC (2011). Alliander & Provincie Gelderland Samen op zoek naar de laagst mogelijke maatschappelijke kosten voor biogasketens 66. Projectgroep Biomassa en WKK (2008). Duurzame brandstoffen optimaal benutten Biomassa voor gecombineerde opwekking van elektriciteit en warmte/koude 67. Rabobank (2010). Benchmark (co-) vergisting 2009: Een stap vooruit!, Ondernemersupdate: vergisting 68. RENDO (2011). Verkenning van de groen gas mogelijkheden op het aardgasnetwerk van NV RENDO 69. Rijksoverheid (2009). Nationaal actieplan voor energie uit hernieuwbare bronnen PwC Pagina 103 van 72

104 70. Roland Berger (2011), Potentiële rol van groen gas in de duurzame transport doelstellingen 71. Senternovem (2007). Groen gas Gas van aardgaskwaliteit uit biomassa. Update van de studie Stowa Waterschapsbedrijf Limburg (2011). Rapport Synergie RWZI en mestverwerking 73. TNO/CE Delft (2011). Brandstoffen voor het wegverkeer: Kenmerken en perspectief. 74. TU Eindhoven en DMT (2008), Comparing different biogas upgrading techniques 75. Weiland (2010). Country Report Germany, Federal Research Institute for Rural Areas, Forestry and Fisheries, IEA Task 37, Copenhagen, Wetenschappelijke en Technologische Commissie voor de Biobased Economy (2011). Naar groene chemie en groene materialen 77. WIP (2010). Biogas Market in Germany, Rutz D., Ferber E. en Janssen R., Conference, 20 October 2010, Sofia. 78. WUR (2010). Monovergisting op boerderijniveau, varkensproefbedrijf Sterksel, infoblad PwC Pagina 104 van 72

105 I. Belangrijke biomassa in Nederland Figuur 23: Geografische spreiding van verschillende biomassastromen Bron: PwC Analyse en CBS (2010b) PwC Pagina 105 van 72

106 J. Kaart Nederlandse gastransportnetwerk Bron: PwC Pagina 106 van 72