Rapport (alle typer) - Danish Gas Technology Centre

Ansvaret for sæsonvariation bør ligge hos producenten af gassen (biogasdriftsselskaberne) ogkonkretiseres som en dagproduktion baseret på et månedsgennemsnit.Alternativt kan afsætning til naturgasnettet anvendes til sæsonvariationen således at derudlægges en biogasproduktion der passer til vinterlast inkl. sikkerhed på kraftvarmeværkerneog al gas der ikke efterspørges fra varmeværkerne afsættes til naturgasnettet. Dette har denfordel at biogasanlæggenes kapacitet udnyttes fuldt ud hele året.Endelig valg af sæsonvariationsmetode vil afhænge af de kommercielle vilkår og muligheder.Det skal bemærkes at der ikke er fysiske hindringer for at starte med at anvendeproduktionsvariation og senere anvende naturgasnettet hvis de kommerciellerammebetingelser for afsætning til naturgasnettet ikke er på plads ved opstart af første etape.5.1.2 DøgnvariationerAfhængig af driftsstrategien på kraftvarmeværkerne kan der være behov for en døgnvariation ileverancerne. Med drift af motoranlæggene på markedsvilkår som må foretrækkes ud fra etkommercielt og samfundsmæssigt synspunkt vil motordriften kun sjældent være konstant overhele døgnet (kan forekomme om vinteren hvor det selv med lave priser på el ofte vil værefordelagtigt at producere varme med motoranlægget frem for på kedel).Disse variationer over døgnet kan for de fleste værker – de værker der kører på markedsvilkår– vanskeligt forudses men fastsættes af elmarkedet på kort/mellemlang sigt.Ved salg af gas til varmeværker der kører på markedsvilkår må døgnvariationerne optages afgaslagre etableret i forbindelse med nette og evt. på de enkelte anlæg. Omkostningerne tillagringen bør afspejle sig i prisen for gassen, hvilket igen afspejler sig i elprisen idet drift eftermarkedsvilkår bør kunne give en højere elpris end ved konstant drift.Det anbefales i forbindelse med detailprojekteringen af gasnettet at vurdere etablering afgaslagre på strategiske placeringer således at der kan opnås en buffer i nette f.eks. svarende til12 timers gasproduktion.Med en forventet produktion ved fuld udbygning på ca. 60 M m 3 CH 4 svarende til ca. 100 M m 3biogas (ved 60% metan) vil den gennemsnitlige produktion pr. time være ca. 11.500 m 3 biogas.12 timers lager svarer således til ca. 140.000 m 3 lagerkapacitet. Med etablering af lagre med enkapacitet på ca. 8.500 m 3 biogas skal der anvendes ca. 17 lagre. Dette vil svare til eninvestering på ca. 30 M kr. svarende til en forøgelse af investeringen i forhold til den i WP7nedenfor estimerede investering på ca. 2% ‐ altså en marginal merinvestering. Det skalbemærkes at størrelsen på ca. 8.500 m 3 biogas lager er valgt ud fra Miljøstyrelsens tolkning afRisikobekendtgørelsen og Seveso Direktivet (se afsnit 5.2.3 nedenfor). Kan der som forventetetableres større lagre må det forventes at investeringen vil være mindre.Her ud over ligger der en ikke ubetydelig lagerkapacitet på selve biogasanlæggene samt itrykændringer i transmissionsnettet.Enkelte mindre værker der kører efter 3‐ledstariffen kan have behov for lagring af gas overweekenden om sommeren for at kunne opretholde samme driftsstrategi som i dag og dermeden optimal elpris som i dag. Da der vil være tale om mindre mængder gas der skal ”flyttes” fraweekend til hverdage i dagtimerne bør dette kunne gøres indenfor et lagersystem i nettet ogside 24 af 27