2. Teknologi

  
>> 2.1 Foredlingsprosesser
>> 2.2 Varmeproduksjon
>> 2.3 Kraftproduksjon basert på biomasse
>> 2.4 Kraftvarmeanlegg (CHP)
>> 2.5 Biodrivstoff til transportformål

 


Biomasse foredles videre til biobrensler gjennom ulike foredlingsprosesser. Biobrenslene brukes deretter videre til varme eller kraftproduksjon, eller begge deler. Biobrensel forbrennes da i en lukket ovn, i et forbrenningskammer eller på en rist og produserer varm røykgass. Varmen som oppstår benyttes til å varme vann eller produsere damp i en dampkjel. Man kan bruke dampen videre i en dampturbin til å produsere strøm. Det er også mulig å benytte biogass direkte til å produsere strøm i en gassturbin eller gassmotor.

Du kan oppnå høye temperaturer opp mot 500-600 °C på røykgassen for alle typer biobrensel, og dermed produsere damp eller strøm om ønsket. Fuktig flis kan gi noe lavere temperaturer enn tørr brensel. Forskjellige biobrensel vil ha ulik virkningsgrad avhengig av energitetthet og vanninnhold. Videre vil det kreves ulik forbrenningsteknologi og renseteknologi med varierende investeringskostnader.

2.1 Foredlingsprosesser

Biobrenslene har ulik foredlingsgrad. Jo høyere foredlingsgraden er, desto mer standardiserte og forutsigbare er egenskapene. Dette må brukeren betale for, til gjengjeld fås et brensel som kan benyttes i et forbrenningsanlegg som krever mindre arbeid med driftsoppfølging. Andre fordeler med høyt foredlede biobrensler er lagringsstabilitet, enklere og mer effektiv logistikk, samt enklere regulering av forbrenningsprosessen.

Jo bedre definert og mer ensartet kvalitet et biobrensel har, desto høyere pris betinger det. Det gir imidlertid ingen mening å snakke om gode eller dårlige brenselkvaliteter. Hvilken kvalitet som er mest fordelaktig for en bruker avhenger av en rekke faktorer som:

  • størrelse og type av energisentral og forbrenningsanlegg
  • hva slags brenseltyper og kvaliteter som er tilgjengelige lokalt
  • lokal brenselkompetanse
  • tilgjengelig plass for lager og adkomst
  • følsomhet for omgivelsene mht. støy, støv og lukt
  • miljøkrav til brensel og utslipp

Standardiserte spesifikasjoner er et viktig hjelpemiddel for at en kjøper skal kunne beskrive en passende brenselkvalitet. Det finnes norske standarder for en rekke forhold knyttet til biobrensel, blant annet for pellets og briketter, og mange ganger benyttes det også svenske standarder.

Figuren under gir en oversikt over de viktigste foredlingsprosessene, hva som er råvaren, og hvilke biobrensler som dannes ved de ulike prosessene. 


De vanligste foredlingsveiene for biomasse til energibærere. Illustrasjon: Kim Brantenberg

2.1.2 Anaerob gjæring - Produksjon av biogass/deponigass

Når organisk materiale brytes ned av mikroorganismer i fravær av oksygen dannes det biogass. Denne prosessen kalles anaerob utråtning eller nedbrytning. Dette er en prosess hvor ulike mikroorganismer bryter ned fett, karbohydrat og proteiner til hovedsakelig metan og CO2. De viktigste trinnene i denne prosessen er hydrolyse, syre- og metanproduksjon.

Faktorer som påvirker prosessen er:

  • Vanninnhold
  • PH-verdi
  • Temperatur
  • Næringssalter
  • Oksygen

Prosessen vil foregå av seg selv, for eksempel på avfallsdeponier eller under kontrollerte former i reaktorer. Avhengig av opprinnelsessted kalles gass som dannes ved avfallsdeponier for deponigass, og gass som dannes i biogassreaktorer reaktorbiogass eller kort, men noe inkonsekvent, bare biogass.

Sammensetningen av biogassen avhenger av hva slags råstoff og mikroorganismer som brukes. For deponigass ligger metanandelen typisk mellom 30 og 50 %. Avanserte reaktorprosesser kan oppnå et metaninnhold i området 55–75 %. Resten av gassen er stort sett karbondioksid, men det finnes små mengder forurensinger som f. eks. hydrogensulfid (H2S) som gjør at det kan være nødvendig å rense gassen før videre bruk.

Biogassen kan produseres i store, sentrale anlegg som tar imot avfall fra et større område, men vel så interessant er mindre anlegg tilpasset enkelte gårdsbruk.

 

2.1.2 Gassifisering - Produksjon av syntetisk biogass

Gassifiseringsteknologien har vært kjent i mange år. Fra slutten av 1800-tallet ble det laget såkalt ”bygass” ved å gassifisere kull. Under annen verdenskrig ble kull gassifisert i store industrielle anlegg for å produsere syntetisk drivstoff. Tilgang til billig fossil olje og naturgass medførte imidlertid at denne teknologien fra 1950-tallet ikke lenger var konkurransedyktig (unntak Sør Afrika pga. internasjonal boikott). Utvikling av ny teknologi for forgassing av biomasse har fått en ”renessanse” med økt fokus på bruk av fornybare energikilder.

Ved gassifisering varmes brenselet opp til 700 -1000 °C. Ved så høye temperaturer spaltes brenselet til en brennbar gassblanding bestående av karbonmonoksid (CO), hydrogen (H2), karbondioksid (CO2), metan (CH4) og små mengder tyngre hydrokarboner og tjære. Gassblandingen kalles syntesegass, eller syngass. Syntesegassens nøyaktige sammensetning avhenger av benyttet brensel, oksidasjonsmiddel og forgasserens konstruksjon.

Det må tilføres oksygen underveis i prosessen for å omdanne karbonet til CO.  Dette kalles oksidering og kan oppnås ved hjelp av luft, ren oksygen eller vanndamp (H2O). Dersom man bruker luft til prosessen, vil syntesegassen inneholde en stor andel nitrogen. Ved senere forbrenning forblir nitrogenet i hovedsak upåvirket, men er likevel en uvelkommen blindpassasjer i de fleste sammenhenger. Dersom man bruker ren oksygen til gassifisering, kan man få en tilnærmet nitrogenfri gass med høyere brennverdi, ca. 12–13 MJ/Nm3. Det er spesielt når man ønsker å videreforedle syntesegassen at nitrogenet er uønsket.

Den nødvendige varmen for å komme opp i så høye temperaturer tilføres vanligvis ved å forbrenne en del av brenslet, eller tilføre ekstern varme fra andre prosesser. Varmebehovet gjør gassifisering til en energikrevende prosess, hvor du mister en del av energien i brenselet underveis.

Tabellen under viser typisk sammensetning av produktgassen med luft som oksidasjonsmiddel.  


Sammensetningen av gass ved gassifisering av trekull og ved. Kilde: Enercon AS

Gassifisering er en sentral teknologi for å kunne utnytte et bredt spekter av råstoff, alt fra avfall til rent trevirke, til drift av moderne motorer eller gassturbiner. Teknologien har potensial til å produsere elektrisk kraft både i mindre anlegg og med høyere virkningsgrad enn enkle dampsykluser. Ved kraftproduksjon benyttes gassen som brensel i forbrenningsmotorer eller gassturbiner. Den kan også videreforedles til gassformige eller flytende brensler med veldefinerte egenskaper. Videre kan den brennes for å produsere varme. Teknologien er imidlertid mest interessant for produksjon av elektrisitet og for videreforedling til høyverdige brensler.

Det er gjennomført en rekke utviklings- og demonstrasjonsprosjekter for gassifisering av biomasse, bl.a. i Sverige, Finland og Danmark. Teknologien har ikke fått sitt fulle kommersielle gjennombrudd, og det er vanskelig å få et klart bilde av kostnadene. Flere anlegg har imidlertid vært i drift i flere år og både gassifisering og anvendelse i gassmotorer regnes derfor som godt dokumentert. Utfordringene i forbindelse med videre utvikling av teknologien ligger blant annet i optimaliserte systemer for rensing av syntesegass, spesielt dersom den skal videreforedles til flytende brensler. Andre utfordringer er knyttet til optimalisering av drift, og oppskalering/kommersialisering av anleggene. 

2.1.3 Hydrolyse og fermentering – produksjon av bioetanol fra cellulose

Å produsere annen generasjons biodrivstoff er noe mer komplisert enn første-generasjons. Cellulose har en struktur som gjør den mer krevende å bryte ned enn hva tilfellet er for stivelse. For å gi planten struktur og støtte, er cellulosen og hemicellulosen pakket inn i lignin – et stoff som ikke inneholder sukker og dermed ikke kan brytes ned til alkohol.

Prosessen foregår i fire hovedtrinn:

  • Bryte ned trevirke og halm og separere hovedbestanddelene lignin, hemicellulose og cellulose
  • Hydrolyse: Enzymatisk eller syrebasert nedbryting av cellulosefibrene til sukker
  • Fermentering/gjæring til etanol
  • Destillering til rent etanol

Ulempen med biokjemisk konvertering er relativ lavt drivstoffutbytte. Typiske verdier ligger i område 125-300 liter etanol per tonn tørrstoff ved bruk av råstoff fra skog og 110-270 liter/tonn tørrstoff ved bruk av reststoffer fra landbruk som for eksempel halm. Avhengig av valgt prosess og råstoff er det derfor mulig å konvertere 12-35 % av energien i biomasse til flytende energi i form av etanol. Vektmessig blir ca. 30 % av benyttet råstoff igjen som ligninholdig reststoff. Denne kan benyttes til produksjon av bio-kjemikalier, bio-materialer eller utnyttes til energiformål. Produksjonskostnader angis av IEA til 0,6-1,3 US$/liter etanol (2007).

Det er mye forskningsarbeid på gang for å utvikle mikrober og enzymer som kan utføre nedbrytingen mer effektivt. Spesielt i USA og Kina forskes det mye på produksjon av etanol fra cellulose, også Sverige er svært aktive på feltet.

Flere mindre kommersielle anlegg i størrelsesorden 40-80 mill liter/år er allerede etablert i USA og flere større planlegges de kommende år. I Kina skal et anlegg basert på maisplanter og løv produsere 1250 mill liter/år fra 2012. [Renewable Energy World Magazine, Vo. 11, # 6]

Weyland i Bergen utvikler biokjemisk celluloseetanol basert på egen patentert sterksyreprosess. Et pilotanlegg som benytter rivningsvirke skal være klar til start i løpet av 2009. [Miljødirektoratet (tidligere KLIF)]

 

2.1.4 Fischer-Tropsch syntese – Produksjon av syntetisk biodiesel (BtL) fra cellulose

En annen metode å produsere annen generasjons biodrivstoff fra cellulose, er gassifisering av biomasse for deretter å lage flytende drivstoff av produktgassen, som er en blanding av CO og H2.

Etter gassifiseringsprosessen, renses syntesegassen og gjennomgår en synteseprosess der karbon og hydrogen danner hydrokarbonkjeder slik at man får et flytende drivstoff. Denne prosessen kalles for Fischer-Tropsch syntese. Produsert syntetisk biodiesel kalles gjerne BtL (Biomass to Liquid) eller F-T (Fischer-Tropsch) biodiesel etter produksjonsprosessen.

Det er allerede utviklet flere prosesser for å konvertere både kull (coal to liquid – CTL) og naturgass (gas to liquid – GTL) til flytende brensel. Konvertering av biomasse til flytende brensel via syngas (BTL) forutsetter derfor ikke nyutvikling, men tilpassing av kjente prosesser. De største utfordringene er at syngassen fra biomasse vil inneholde forurensninger som tjære, H2S, alkalimetaller og partikler. Dette medfører større utfordringer enn ved produksjon av flytende biodiesel.

En viktig fordel med denne termokjemiske prosessen er fleksibilitet med hensyn på råstoff og fremstilt produkt. Basert på syntesegass (produktgass fra gassifisering) kan det produseres ulike biodrivstoff. Ifølge selskapet Choren er drivstoffutbyttet for deres prosess på ca. 50 %. IEA (2008) angir derimot et drivstoffutbytte for F-T biodiesel på 12-35 %.

Ulempen med denne prosessen er at det sannsynligvis vil kreves meget store anlegg for å oppnå lønnsomhet. Det kreves da transport av store mengder biomasse inn til anlegget. Kommersielle anlegg som er under planlegging vil ha en årlig kapasitet på ca. 250 mill liter F-T biodiesel. Behovet for biomasse vil være på ca. 2-2,5 mill fm3/år.

 

2.1.5 Pyrolyse – Produksjon av pyrolyseoljer

Dersom man raskt varmer opp finfordelte partikler av biomasse (tre, halm og lignende), slik at de ikke har tilgang til tilstrekkelig oksygen, vil de gå i oppløsning. Denne prosessen kalles for flashpyrolyse, og foregår ved en temperatur i intervallet 700–900 °C. Som oftest skjer pyrolyse i sammenheng med andre termokjemiske prosesser som forbrenning eller gassifisering, når prosessen ikke har tilgang til tilstrekkelig oksygen. Men pyrolyse kan også framstilles og foregå isolert, ved å unngå tilgang av oksygen. Resultatet blir en blanding av trekull, aske, oljer og andre organiske væsker og gasser (CO2, CO, H2, vanndamp). Ved riktig valg av råstoff og prosessparametere kan utbyttet av væske bli om lag 70 % av energiinnholdet i råstoffet.

Pyrolyseoljer er mindre egnet til forbrenning og bruk enn petroleumsprodukter og øvrig flytende biooljer og biodrivstoff. Istedenfor direkte anvendelse, kan pyrolyseolje også benyttes som råstoff til produksjon av høyverdige brensler som f. eks. BTL eller DME. I et slikt konsept kan pyrolyseolje, som kjemisk sett er tilnærmet ”flytende biomasse” produseres i flere mindre, desentrale anlegg, mens oppgradering til det høyverdige drivstoffet kan skje i relativ store sentrale anlegg som kan være tilknyttet et raffineri eller annen petrokjemisk industri. Fordelen med dette konseptet er at transport av pyrolyseoljen over større avstander er billigere enn transport av lavverdig fast biomasse på grunn av 4 – 6 ganger høyere energitetthet.

 

2.2 Varmeproduksjon

Det vanligste bruksområdet for bioenergi er oppvarming. Fordelen ved å bruke bioenergi til oppvarming er at lite energi går tapt, mesteparten av energiinnholdet i biomassen kan forbrennes og omgjøres direkte til varme.

Varmeproduksjon kan foregå i alt fra en peis eller en oven i et enkelt hus (punktvarme), eller i en mindre varmesentral som forsyner flere bygg i nærheten (nærvarme) eller i en stor varmesentral som forsyner et fjernvarmenett.

De minste anleggene, beregnet for enkeltboliger, er vedovner eller pelletsovner. Takket være ensartet brensel med automatisk innmatning og bedre forbrenning, oppnår pelletsovner en renere forbrenning. For boliger med vannbåren varmedistribusjon finnes det også vedkjeler og pelletskjeler. Større anlegg, som store fliskjeler krever betydelig mer areal, mer kompliserte rensesystemer og høyere skorsteiner. 

 

Flis under brenning i ristovn. Foto: SWECO

Utformingen av de forskjellige forbreninningskjelene og anleggene avhenger av brenselet, størrelse på anlegget og tekniske løsninger fra leverandørene. 

Tabellene under gir et overordnet bilde av hvordan valg av kjeltype avhenger av størrelse, valg av brensel og forventet variasjon i brenselkvalitet. Ulike teknologier benyttes avhengig av størrelsen på kjelen. 

2.2.1 Dimensjonering av varmesentraler

Varmebehovet til byggene som skal varmes opp (eller kundegrunnlaget) legger føringer for hva slags brensel og forbrenningsteknologi som er egnet og hvor store forbrenningskjeler som bør brukes.

Energi og effektbehovet til byggene som skal forsynes med varme varierer over året. Om sommeren er det kun behov for tappevann og ikke romoppvarming. Da kan effektbehovet for eldre bygg være bare ca. 10–15 prosent av det maksimale effektbehovet.

For å oppnå best mulig totaløkonomi, er det viktig å dimensjonere kjelene i en varmesentral riktig. Biokjelene bør være av riktig størrelse, både for ikke å investere i større kjel enn nødvendig og fordi en biokjel opereres best uten å gå på for lav kapasitet. En bioenergikjel kan normalt ikke reguleres ned til mindre enn 20–30 prosent av maksimal kapasitet. Lavere last fører ofte til at forbrenningen blir ufullstendig, hvilket får konsekvenser som økte utslipp, økt slitasje på ovnen og økt behov for vedlikehold.

Et biobrenselanlegg vil ofte dimensjoneres for en maksimal effekt som tilsvarer 30–50 prosent av det totale maksimale effektbehovet om vinteren. Bioenergi vil da typisk kunne dekke 80–85 prosent av energibehovet.

  

Eksempel på varmebehov over et år, og hva som dekkes av grunnlast, spisslast og sommerlast. Kilde: Enercon

Merkostnaden for å kjøpe en kjel med større effekt er relativt beskjeden, men dette kan gå ut over muligheten til å bruke anlegget ved lav last. Bioenergikjelen fungerer derfor som regel som grunnlastenhet, det vil si at den leverer den billigste varmen og derfor brukes mest mulig. Siden kjelen da ikke dekker hele effektbehovet, er det nødvendig med en spisslastkjel. Typiske spisslastkjeler er olje- og gasskjeler.

Fastbrenselkjeler innebærer ofte en relativt stor investeringskostnad, men kan brenne biobrensler med lavere energipris. Disse fungerer som regel som grunnlastenhet i en varmesentral. Det vil si at den leverer den billigste varmen og derfor brukes mest mulig. Siden kjelen da ikke dekker hele effektbehovet, er det nødvendig med en spisslastkjel. Typiske spisslastkjeler er olje- og gasskjeler. Både olje og gass med fossilt opphav og biolje og biogass er aktuelt for å dekke opp spisslast.

 

Bioenergisentral basert på pellets m/olje +el. som spisslast. Foto: Bio Varme 

2.2.2 Varmeproduksjon fra flis

Flis har en lavere energitetthet enn pellets, bioolje og biogass, og koster dermed mye å transportere og lagre. Til gjengjeld er brenselsprisen lavere.

Et komplett forbrenningsanlegg for flis og andre fastbrensler består av brensellager, utstyr for brenselhåndtering og -innmatning, ovn/kjel og reguleringssystem. Anlegget må også ha en pipe eller skorstein for å frakte unna røykgassen. Større anlegg kan i tillegg ha akkumulatortank for lagring av varme og utstyr for røykgassrensing og askehåndtering.


 
Forbrenningsanlegg med fliskran og røykgassrensing. Illustrasjon: Kim Brantenberg

Små integrerte fliskjeler med integrert forbrenningskammer og kjel kan leveres ned mot 150 kW, for flis med fuktighet på 20-40 %.

 Flisanlegg må være av en viss størrelse for at det skal være økonomisk, men denne grensen flyttes stadig nedover.  Fliskjeler på størrelse fra 1-5 MW er vanlig i en del norske fjernvarmeanlegg, og ved dette effektnivået vil anlegg for fuktig flis kunne konkurrere. Anlegg for fuktig flis krever normalt en noe høyere investering i kjel og matesystemer enn anlegg for tørr flis, men for store anlegg over en viss størrelse gir fuktig flis en bedre lønnsomhet på grunn av lavere brenselspris.

Forbrenning av flis krever større areal enn bruk av henholdsvis pellets, biooljer og biogass, ikke minst på grunn av lav energitetthet og store lagervolum



Hovedkomponenter i et flisanlegg (Kilde: Nobio)

                           

Forbrenning:

Flis forbrennes i større anlegg på rist i forbrenningskammeret eller i en fluidized bed. 

Risten kan være fast eller bevegelig avhengig av størrelsen på anlegget. Ristovner kan bruke brensel med høy fuktighet. I en fluidized bed tilføres og fordeles brenselet i en virvlende sandseng, slik at det blir en homogen blanding med sand og primærluft. Dette gir gode brenselsvilkår og har fordelen at en kan benytte også inhomogene brensel med ulike fukt- og brenselsverdier.

For større anlegg er den dominerende forbrenningsteknikken ristforbrenning i ulike varianter.

Boblende fluidiserte bed (BFB) finnes fra ca. 15–50 MW, mens sirkulerende fluidisert bed (CFB) er aktuelle i større anlegg. I fluidiserte bed skjer forbrenningen i sand som gjennomblåses med luft, slik at den får egenskaper som likner på en væske. Brenslet mates inn i sanden. Fluidiserte bed kan forbrenne mange ulike typer brensler og er også fleksibel med hensyn på brenselets fuktinnhold. Sanden bidrar til en jevn temperatur i forbrenningssonen, og dermed er det mulig å holde god kontroll med dannelse av skadelige stoffer under forbrenningen.


Ulike forbrenningsteknikker for bruk til varme- og/eller dampproduksjon

 

Ved flere større anlegg installeres røykgasskondensering der røykgassen kjøles og kondenseres og kondensasjonsvarmen benyttes direkte som forvarming av returvannet innen det går inn i kjelen eller i en absorpsjonsvarmepumpe. Røykgasskondensering gir økt virkningsgrad på anlegget.

 Bruk av flis med høy andel fra GROT setter imidlertid bestemte krav til forbrenningsanlegget, både pga. varierende fuktighetsinnhold og relativt høyt askeinnhold

Flisanlegg krever regelmessig vedlikehold, inkludert feiling av kjel og kontroll og vedlikehold av innmater.

Nøyaktig kontroll med lufttilførselen i ovnen er en av de viktigste faktorene for å oppnå optimale forbrenningsforhold og dermed god økonomi og lave utslipp. Ovnens konstruksjon legger derfor viktige føringer for hvor godt resultat som kan oppnås.

Lufttilførselen kan optimaliseres på følgende måter:

  • tilførsel av luften i soner ved fast brensel fyring på rist
  • styring av fordelingen mellom primær-, sekundær- og evt. tertiærluft

Brenselslager og transportsystem:

Bruk av flis krever et lagerbygg med innmatingsmulighet. Innmatingsutrustning tilbys i mange kvaliteter, og det er viktig at dette er tilpasset det planlagte brenslet. Fuktig flis med fare for elementer utenfor ønsket dimensjon krever gjerne mer robust innmatingsteknologi. Tørr flis er mer stabil å lagre enn fuktig flis som kan gi varmgang og sporevekst samt en fare for innblanding av isklumper.

Brenselslager og transportsystem er de mest sårbare enhetene i en bioenergisentral. De fleste driftsstopper i et biobrenselanlegg skyldes feil i brenseltransporten eller i innmatningssystemene. Lager og transportsystem må tilpasses både typen brensel, varmebehovet og økonomiske hensyn.

Brenselslageret dimensjoneres gjerne til å kunne lagre flis til 3 - 7 dagers drift (Hollensen Energy, 2012).

 

Brensellager for flis med kran. Foto: SWECO

Det er viktig å arrangere brensellogistikken slik at man har færrest mulig omlastinger og bend ved transport av brenslet. Unødig håndtering av brenslet koster penger og kan bidra til å redusere brenselkvaliteten og gi driftsforstyrrelser. 

Renseutstyr
For mindre anlegg er reguleringen av forbrenningen den eneste måten å kontrollere utslippene. For anlegg over 200 kW kan det være aktuelt å rense røykgassen fra partikler (svevestøv).

Se også kapitel om miljøkonsekvenser av bioenergi.

De mest vanlige typene av renseutstyr er:

  • Syklon, hvor røykgassen roterer og sentrifugaleffekten tvinger de største partiklene ut mot syklonveggen. Tyngdekraften gjør at disse faller nedover og kan mates ut i syklonbunnen. Ved strengere krav til utslipp enn ca. 150 mg partikler per Nm3 vil ikke en multisyklon alene gi det ønskede resultat og ytterligere rensing av røykgassen vil være påkrevet.
  • Posefilter, hvor røykgassen passerer gjennom tekstilposer. Støv samler seg på filtret og spyles av med luft.
  • Elektrofilter, som benyttes ved større anlegg. Filteret består av plateformede oppsamlingselektroder forbundet med jord og en trådformet elektrode, påtrykt en likespenning plassert mellom platene. Partiklene i røykgassen lades elektrisk og avsettes på oppsamlingselektroden. De oppsamlede partiklene fjernes ved at elektrodene vibreres med jevne intervaller.
  • Skrubber, som er et vasketårn (eller en / to U-sløyfer på røykgasskanalen) hvor vann spyles inn i røykgassen og vasker ut partiklene. 

Multisykloner i et bioenergianlegg. Foto: SWECO

Med lav nok returtemperatur i varmesystemet kan røykgassen kondenseres. Dette gir god virkningsgrad for anlegget, samtidig som røykgassen renses. Røykgasstemperaturen vil normalt ligge 10–20 °C over returtemperaturen på varmtvannet. For å få god effekt av røykgasskondensering bør returtemperaturen være under 50 °C og fuktigheten i brenslet over 40 prosent (gjerne opp mot 60 prosent).

Asken er restproduktet som gjenstår etter forbrenningen. Den består hovedsakelig av ubrennbart materiale. Asken kan deles opp i bunnaske, som tas ut fra kjelen og flyveaske fra røykgassrensingen. Askens sammensetning er avhengig av brenselet og forbrenningen. Ved en ufullstendig forbrenning inneholder asken også uforbrent karbon. Asken bør håndteres i et helt lukket system for å unngå støvproblemer.


Erfaringer 

Flis til varmeproduksjon er en velkjent teknologi.Totalt omtrent 100 MW effektinstallasjon basert på flis og rent returtre er installert og brukes i norske fjernvarmeanlegg. (NVE, juni 2011).  

 

2.2.3 Varmeproduksjon fra pellets og briketter

Pellets benyttes som grunnlast i mindre anlegg, og kan også benyttes som spisslast. Pelletsen er enklere å lagre og transportere enn flis på grunn av høyere energidensitet. Små biobrenselsanlegg under 1,5 MW, har gjerne integrert brenner og kjel.

Pelletskjeler finnes i alle størrelser fra små effekter på 10 kW tilpasset villaer og småbygg, opp til større effekter på 10-15 MW. Prisen gjør at pellets ofte ikke er konkurransedyktig i større anlegg. Den høye energitettheten og enkel lagring og mating gjør imidlertid pellets mer aktuell enn flis i mindre anlegg i urbane strøk. Pellets kan også males til trepulver og benyttes i pulverisert form som spisslast i større anlegg.



Pelletsovn med lager. Foto: ÖkoFEN Heiztechnik Gmbh 

Forbrenning:

For større pelletsanlegg benyttes stoker med brennerhode for montering i kjelen eller undermatstoker. Forbrenningsovn med fast eller bevegelig rist som ligner mer på flisanlegg kan også benyttes for store anlegg.

Konvertering fra olje-/gass- kjeler

Pelletsbrennere kan monteres på en eksisterende oljekjel, dersom denne har et stort brennkammer og er relativ enkel å feie. Kjelen vil ha en noe lavere ytelse etter en slik ombygging 

Efaringer

Bruk av pellets til varme er en velkjent teknologi, som benyttes både i større varmesentraler og i enkeltbygg og husholdninger. I 2010 ble det solgt 58.500 tonn pellets i 2010, som tilsvarer en total energimengde på 275 GWh (Nobio). I Europa brukes pellets mye sammen med kull i kullkraftanlegg (co-firing).  I Norge brukes pellets mest i pelletskaminer og mindre varmesentraler.   


Hovedkomponenter i et pelletsanlegg (Kilde: Hargassner)


Det norske selskapet Bionordic har utviklet pelletsovner som gir høy virkningsgrad og lave partikkelutslipp. Foto: Bionordic

 

2.2.4 Varmeproduksjon fra restprodukter og GROT

Forbrenningen av mindre rene brensler enn flis som restprodukter og GROT skjer i stor grad på samme måte som forbrenning av flis. Dersom restproduktet er relativt homogent sammensatt, skaper det lite tekniske og drifts -utfordringer.

Dersom restproduktene består av et sammensatt og varierende brensel, som for eksempel treavfall fra byggeplass, er det en fordel å benytte en innmater som mikser brenselet før forbrenning og bruk av fluidized bed.

Valgt teknologi og investeringskostnadene vil i stor grad avhenge av forventet sammensetning på brenselet, brennverdien og fuktinnholdet. 

 

2.2.5 Varmeproduksjon basert på flytende brensler

Flytende biobrensler har fått stor oppmerksomhet som alternativt drivstoff i transportsektoren, men benyttes også i stasjonære anlegg som erstatning for fyringsolje. Aktuelle bruksområder er både varmeanlegg og såkalte kogen-anlegg for kombinert kraft- og varmeproduksjon. Biofyringsolje kan erstatte tungolje direkte uten tekniske tilpasninger. For mindre kjelanlegg som benytter lett fyringsolje, vil bruk av biofyringsolje kreve mindre eller større ombygginger avhengig av dagens utrustning og kvalitet på biofyringsoljen. På grunn av at biofyringsolje er mer korrosiv enn fossil olje må tilførsel til kjel skje via et syrefast distribusjonssystem mellom tank og kjel (Potensialstudie for flytende biobrensel, Econ Pöyry, 2010).

Det finnes mange typer biofyringsoljer. Egenskapene til vegetabilske biooljer vil variere en del basert på hvilket råstoff den er laget av. Valg av olje vil styre krav til kjelinstallasjon, og være en avveining mellom kvalitet og pris.

Størrelser:

Biooljekjeler finnes i alle størrelser fra små effekter på 10 kW tilpasset villaer og småbygg, opp til større effekter på 20-30 MW som spisslast i industri eller fjernvarme.

Forbrenning:

Trykkforstøvning eller rotasjonsbrennere brukes gjerne

Brenselslager:

Bioolje lagres på tank. Biofyringsolje har dårlige lagringsegenskaper enn fossil fyringsolje, og må skiftes ved lagring over 6 måneder.

Konvertering fra olje-/gass- kjeler

En vanlig oljekjel kan som regel konverteres fra fossil olje til bruk av biofyringsolje ved å gjøre noen tilpasninger. Biofyringsolje har dårligere kuldeegenskaper, blir mer tyktflytende ved lave temperaturer og er mer korrosivt enn lett fyringsolje. Sammenlignet med tungolje er disse egenskapene ikke noe problem.

For de fleste biofyringsoljer vil det være nødvendig med forvarming. Animalske oljer har høy viskositet og krever mye forvarming. Vegetabilske oljer har lavere viskositet og krever mindre forvarming.

Oljekjeler som er brukt til tungolje har allerede forvarmer installert, og biofyringsoljer kan tas i bruk uten større tilpasninger. Siden biofyringsolje er mer korrosivt må tilførsel fra oljetank til kjel skje via et syrefast distribusjonssystem. Man må unngå at oljen kan sette seg fast og stivner noe sted. Kopper og messing må ikke forekomme, da disse oksiderer brenselet. Det beste er om rørene sveises sammen. Enkelte elementer i kjelen som pakninger, pumper og ventiler må gjerne byttes ut til mer korrosjonsbestandige komponenter. (Bio8, 2010). Luftmengden i brenneren bør også justeres.

Et alternativ til tilpasning av fyringsanlegget er en prosentvis innblanding av biofyringsolje i den lette fyringsoljen. Det er ansett som trolig at man kan blande inn opp mot 20 – 30 prosent av biofyringsoljen, uten at fyringsanlegget må tilpasses, dersom oljen har en høy kvalitet. (Kilde: ECON- potensial flytende biobrensel).

Erfaringer:

Bruk av bioolje er en velkjent teknologi. Erfaringene varierer noe i forhold til kvalitet og leveringsdyktighet for biofyringsoljen. Det er ingen oversikt over antall oljekjeler som er blitt tilpasset bruk av bioolje eller som kjøres med en viss innblanding av bioolje.

Både i Norge og Sverige benytter flere store og mellomstore fjernvarmeanlegg biofyringsoljer, for å øke fornybarandelen sin også innenfor spisslast. 

Oslo kommune har benyttet bioolje i flere av sine bygg i sin målsetning om å fase ut alle oljekjeler. Tveita borettslag i Oslo tok i februar 2012 i bruk to nye kjeler på 1,2 MW fyrt på bioolje i tillegg til varmepumper, i stedet for tradisjonell oljefyr. Hafslund benytter bioolje inn som topplast i sitt fjernvarmeanlegg i Oslo. I 2011 ble det tilført 112 GWh bioolje i Hafslunds anlegg.

 

2.2.6 Varmeproduksjon basert på biogass

Biogass kan benyttes direkte i gasskjeler ment for naturgass, uten store tilpasninger. Ved montering av gasskjeler er sikkerhet og eksplosjonsfare svært viktig. Et gassanlegg blir delt i ytre forsyningsanlegg, indre forsyningsanlegg og gassforbrukende utstyr. 

Biogasskjeler finnes i alle størrelser fra små effekter på 10 kW tilpasset villaer og småbygg, opp til større effekter på 20-30 MW som spisslast i industri eller fjernvarme.

Forbrenning:

Direkte bruk til varme- eller elektrisitetsproduksjon krever ingen oppgradering eller rensing av biogassen. Skal gassen brukes i forbrenningsmotor som drivstoff, kreves gjerne oppgradering eller rensing for å fjerne uønskede komponenter som hydrogensulfid, vanndamp og/eller karbondioksid. 

Biogass består i hovedsak av metan og CO2, og forbrennes på lik måte som naturgass. Sammensetningen og brennverdien varierer avhengig av produksjonsmåte.

Biogass deles gjerne i biogass fra reaktor og fra deponi.

Det er lite drift- og vedlikeholdskostnader, men kravet til sikkerhet er tilsvarende som for ordinære gasskjeler og relativt strengt. Direktoratet for sikkerhet og beredskap har ansvar for regulering og tilsyn med gassanlegg, og større elektriske anlegg (link: http://www.dsb.no/).

Brenselslager:

Biogass kan enten distribueres på et separat lokalt gassnett eller blandes inn på et gassnett med fossil gass. Lagring og distribusjon på tank er mest aktuelt for drivstoffkvalitet som komprimert gass eller avkjølt i væskeform.

Konvertering fra olje-/gass-kjeler:

Eksisterende oljekjeler kan som regel brukes også for naturgass og biogass. Ved nye installasjoner bør det vurderes kombibrennere for gass og olje, med mulighet for automatisk veksling mellom disse. Dette øker driftssikkerheten med biogass som primær energikilde.

Biogass kan oppgraderes til å ha like egenskaper som naturgass.

Erfaringer:

Bruk av biogass til varmeproduksjon er en velkjent teknologi.

Det er ingen oversikt over antall gass- og oljekjeler som er blitt tilpasset bruk av biogass eller som kjøres med en viss innblanding biogass.

Fra deponigassanlegget på Klemetsrud leveres det varme ut på Oslos fjernvarmenett. Øvre Romerike Avfallsselskap leverer deponigass til et drivhus. Lyse Neo benytter 30 GWh biogass fra kommunalt avløpsslam fra Sentralrenseanlegget. På Jæren leveres biogass inn på gassnettet i Stavangerområdet i tillegg til fossil gass fra Kårstø. 

 

2.2.7 Energikostnader ved produksjon av varme 

For energikostnader i forbindelse med varmeproduksjon er det skilt mellom teknologiene som brukes til å dekke topplast og teknologiene som brukes til å dekke grunnlast (dvs. 50-60 % av det maksimale effektbehovet). Generelt sett er det de mest investeringstunge enhetene, som fastbrenselkjeler og varmepumper, som dimensjoneres slik at de dekker grunnlasten. Toppeffekten dekkes da med olje, el eller gass, som har lave investeringskostnader i forhold til brenselskostnader. De to figurene nedenfor viser kostnader for teknologier som dekker henholdsvis grunnlast og topplast. I tillegg til biobrensel er et utvalg andre teknologier inkludert, til sammenligning. Les mer om dette i rapporten Kostnader i energisektoren (NVE).

 

 

Energikostnader ved produksjon av varme til grunnlast (kilde: NVE, 2015)

Figuren ovenfor viser at mange av teknologiene som dimensjoneres for å dekke grunnlast er beregnet til å ha energikostnader over levetiden på under 50 øre/kWh. Dette gjelder biokjel, bergvarme, varmepumper, frittstående solfangeranlegg og forbrenning av avfall. De negative brensels- og utslippskostnadene for avfallsforbrenningsanlegg skyldes at det er antatt et mottaksgebyr for avfallet. Figuren viser også tydelige skalafordeler ved større anlegg.  

 

Energikostnader ved produksjon av varme til topplast (kilde: NVE, 2015) 

  

Av teknologiene som dimensjoneres for å dekke topplast er det kun elkjel og naturgass som kommer under 50 øre/kWh i denne analysen. Figuren ovenfor viser imidlertid at energikostnadene for samtlige av disse teknologiene er svært sensitive for brenselspriser, noe som gjør det vanskelig å si noe sikkert om konkurranseforholdene. Brenselprisene som er benyttet av NVE i beregninger av energikostnad for bioenergi er oppgitt i tabellen nedenfor.

 

Energiinnhold og energipriser benyttet for kalkulasjon av energikostnad til produksjon av varme og/eller kraft (kilde: NVE, 2015)


2.3 Kraftproduksjon fra biomasse

Ulike teknologier kan tas i bruk ved kraftproduksjon basert på biomasse: direkte forbrenning, samfyring med kull (Engelsk: ”co-firing”), gassifisering, pyrolyse og anaerob gjæring. 

2.3.1 Direkte forbrenning i dampturbinanlegg

De fleste biokraftverkene er basert på direkte forbrenning i et varmekraftverk. Energien som frigjøres i form av varme brukes til produksjon av høytrykksdamp, som produserer kraft i en konvensjonell dampturbin slik figuren under viser.

 

Prinsippskisse for dampturbinanlegg. Ill.: Kim Brantenberg

I turbinen ekspanderer dampen fra et høyt til et lavere trykk samtidig som den driver turbinen. Dette er den samme teknologien som brukes i konvensjonelle varmekraftverk, for eksempel kullkraftverk. Elektrisitetsproduksjon fra biomasse er ofte basert på at man har et restprodukt med opphav i biomasse, for eksempel bark eller svartlut som brukes som brensel. Ikke all energien kan utnyttes til kraftproduksjon; det vil alltid bli produsert spillvarme.

Andelen energi som omgjøres til elektrisitet kalles anleggets elvirkningsgrad. Elvirkningsgraden bestemmes av trykkforholdene inn (potensiell energi) og ut (hvor mye er utnyttet) av turbinen. Ved å bruke en såkalt flerstegsturbin vil utnyttet trykkfall økes og desto flere steg turbinen har, jo høyere blir elvirkningsgraden. Høyest elvirkningsgrad oppnås når dampen ekspanderes til et trykk som er lavere enn atmosfæretrykk gjennom å kondensere dampen til vann. Da vil man kunne oppnå en elvirkningsgrad på ca. 40-45 %. Imidlertid får vannet da så lav temperatur at dette gir begrensninger med hensyn på anvendelse, og det vil si 55-60 % av energien i den innfyrte biomassen går tapt.

2.3.1 Energikostnader ved kraftproduksjon fra biomasse 

Energikostnad for biokraftproduksjon ved bruk av ulike typer brensel er vist i figuren nedenfor. De blå, oransje og grå delene av søylene representerer henholdsvis; investeringskostnader; drifts- og vedlikeholdskostnader og; brensel- og utslippskostnader. Les mer om hvordan kostnadene er beregnet i rapporten Kostnader i energisektoren (NVE).

 

Energikostnader for kraftproduksjon fra biomasse (kilde: NVE, 2015). De blå, oransje og grå delene av søylene representerer henholdsvis; investeringskostnader; drifts- og vedlikeholdskostnader og; brensel- og utslippskostnader

2.4 Kraftvarmeanlegg (CHP)

Et anlegg som leverer både kraft og varme kalles et kraftvarmeverk, eller kogenanlegg (engelsk: ”combined heat and power”, CHP). I et kraftvarmeverk er elvirkningsgraden gjerne lavere enn i et rent kraftverk, men ettersom også varmeenergien utnyttes, blir anleggets totale virkningsgrad høy.

Kogenanlegg er tilgjengelige i størrelser fra 1 kW opp til noen hundre MW avgitt elektrisk effekt. Det betyr at de i prinsippet kan brukes overalt der man har et samtidig behov for varme og elektrisitet, og tilgang til brensel. Kogenanlegg er derfor spesielt interessante for desentral energiforsyning.

Tilgjengelighet på biomasse og transportkostnader setter begrensninger for størrelsen på kraftvarmeanlegg som kun fyrer med biomasse, typisk størrelse er fra 1 til 100 MW. I følge IEA, ligger elvirkningsgraden for et kogenanlegg som fyrer med tørr biomasse rundt 30 – 34 %, mens totalvirkningsgraden kan komme opp i 85 – 90%.

Konvensjonelle teknologier som dampturbin, forbrenningsmotor og gassturbiner benyttes per i dag i de fleste kogenanlegg, men nye teknologier som brenselceller og stirlingmotor vil bli viktigere for denne typen anlegg fremover.

2.4.1 Samfyring med kull (co-firing)

Kullkraft er den vanligste formen for elektrisitetsproduksjon i verden, med en andel på ca 40 %, og samlet kullkraftproduksjon ligger i dag på ca. 7000 TWh. IEA anslår at andelen av kull i kraftproduksjonsmiksen vil øke på grunn av lett tilgjengelighet og store reserver. Biomasse kan brennes sammen med kull i konvensjonelle kullkraftverk, såkalt co-firing.

Samfyring i moderne kullkraftverk med virkningsgrader opp mot 45 % er den mest effektive måten å produsere kraft fra biomasse per i dag.

Brenning av biomasse direkte sammen med kull kan medføre problemer med driften. Dette kan unngås ved å forgasse biomassen først. Det er også mulig å utvinne pyrolyseoljer og sambrenne disse, men denne teknologien er ennå bare på demonstrasjonsstadiet.

2.4.2 Kraftproduksjon basert på gass

Gass produsert fra biomasse (se også kapitler om gassifisering og anaerob gjæring) kan også benyttes til elproduksjon. Anlegg som benytter deponigass og biogass til kraftproduksjon er som regel av begrenset størrelse.

I Norge er det krav om oppsamling og fakling av deponigass, og enkelte steder brukes gassen til energiproduksjon. Siden juli 2009 er det i prinsippet forbudt å deponere avfall med mer enn 10 % organisk nedbrytbar material. Selv om det kan søkes om dispensasjon, vil deponeringsforbud på lenge sikt bevirke at produksjon av deponigass vil være avtagende.

I Norge har det til nå vært få gårdsbaserte biogassanlegg. Det første anlegget ble satt i drift ved Åna kretsfengsel på Jæren i 2003. Det norske firmaet Biowaz AS har utviklet standardiserte anlegg og det første pilotanlegg er satt i drift i Halden. 

Gårdsbruk med biogassanlegg som produserer varme, kjøling og el. Foto: Biowaz

Gassturbiner kan kombineres med dampturbin i en kombinert syklus (engelsk: ”combined cycle”), hvor den varme eksosen fra gassturbinen benyttes til å produsere damp for en dampturbin, slik at høyere virkningsgrad kan oppnås. 

 

 

Prinsippskisse for kraftverk med kombinert gass- og dampturbin, såkalt combined cycle. Dampturbinen utnytter restvarmen i eksosen fra gassturbinen. Kilde: Dick Nordberg. Ill.: Kim Brantenberg

 

 

 

 
 

2.4.3 Energikostnader ved CHP-anlegg 

Dersom man har et forutsigbart varmebehov vil det kunne lønne seg å investere i et anlegg som produserer kraft og varme, fremfor kraftverk som kun produserer kraft. Energikostnaden for et CHP-verk er generelt sett lavere enn tilsvarende kraftverk hvis det forutsettes at den produserte varmen omsettes/selges. Figuren nedenfor viser en oversikt over energikostnadene for kraft produsert i CHP-anlegg. Les mer om dette i rapporten Kostnader i energisektoren (NVE).

 

Energikostnad for ulike CHP-konsepter (kilde: NVE, 2015)

 

2.5 Biodrivstoff til transportformål 

I dette kapitlet kan du lese mer om ulike typer biodrivstoff. Produksjonsprosessene for de ulike biodrivstoffene er beskrevet under.

2.5.1 Flytende drivstoff

Etanol  kan utvinnes fra biobrensler, er et utmerket drivstoff og har gunstige egenskaper som brensel i motorer og turbiner, både med hensyn på ytelse og utslipp av skadelige stoffer. Det er enkelt å konvertere bensinmotorer til etanoldrift.

Dieselkjøretøy er mer energieffektivt, men per i dag tillates høyere utslipp av bl.a. partikler og NOx enn for bensindrevne kjøretøy. Bruk av etanol i dieselmotorer gir en betydelig reduksjon av partikkelutslipp.

E85 

E85 består av inntil 85 % etanol og mellom 15 - 25 % bensin. For å kunne kjøre på E85 kreves at bilen er en Flexi-fuel bil. Det er flere produsenter som tilbyr slike modeller, og teknisk sett er det enkelt å konvertere bensinmotorer til etanoldrift. En ulempe med E85 er at forbruk av drivstoff øker med ca. 30 %. Dette skyldes at energiinnholdet i etanol er kun 6,2 kWh/liter, hvilket er ca. 65 % av energiinnholdet i bensin.

ED95

ED95 er et relativt nytt drivstoff som ble utviklet av SEKAB og Scania. Drivstoffet består av 95 % etanol og 5 % alkoholadditiv og kan benyttes i modifiserte dieselmotorer. ED95 har blitt brukt i flere år av Stockholms lokaltrafikk. Det er en stor fordel å kunne erstatte diesel med etanol. Den største barrieren for introduksjon av ED 95 er at modifiserte dieselmotorer ikke kan benytte vanlig diesel. Dermed har man samme problemstilling som for DME, dvs. at det vil kreve store investeringer for å få infrastruktur på plass før man kan regne med bred anvendelse. Av denne grunn vil ED95 med stor sannsynlighet være begrenset til brukere av større flåter innenfor et geografisk begrenset område, som for eksempel buss- eller fergedrift.

Metanol

Metanol er korrosivt og derfor vanskeligere å bruke i bensinbiler uten omfattende utskifting av materialer i motorer og infrastruktur for drivstoff distribusjon. Det kan likevel være interessant i fremtiden, fordi metanol kan være et egnet brensel for biler drevet med brenselceller.

Biodiesel (FAME)

Biodiesel kan brukes direkte i dieselmotorer som er forberedt for dette og lar seg blande inn i vanlig dieselolje. Førstegenerasjons biodiesel har sammenliknbare egenskaper med vanlig diesel med hensyn til motorytelse og utslipp til luft.  Syntetisk biodiesel er langt renere enn vanlig diesel og kan benyttes i absolutt alle dieselkjøretøy uten behov for tilpassninger i motoren, tap av garantien eller investering i ny infrastruktur.

Dimetyleter (DME) 

Dimetyleter (DME) er en syntetisk gass har svært gode egenskaper som motorbrensel. For det første kan man benytte dieselteknologi, og dermed oppnå høy virkningsgrad. For det andre gir brenselet vesentlig lavere partikkelutslipp enn diesel. Forbruket av energiressurser ved produksjon av DME er marginalt lavere enn for biodiesel [JRC, 2006]. DME kan også være et egnet brensel for brenselceller i transportsektoren. Ulempen med DME som drivstoff er at dette krever ny infrastruktur og nye kjøretøy, derfor blir DME et langsiktig alternativ.

 

 

Etanolbusser i Stockholm. Foto: Scania CV AB 

Allerede i 2005 presenterte Volvo en DME-drevet lastebil. Volvo deltar for tiden i en omfattende felttest hvor 14 DME lastebiler blir testet i perioden 2010-2012 hos utvalgte kunder i fire ulike regioner i Sverige. Chemrec i Piteå skal produsere fire tonn DME per dag ved å gassifisere svartlut som er et biprodukt fra papirindustrien.

Brasil har siden 1970-tallet vært en pioner når det gjelder utvikling av alkohol som motorbrensel. I dag er 9 av 10 nye biler som selges i Brasil såkalte Flexi-fuel biler, det vil si biler som kan kjøre på etanol, bensin eller blandinger av disse. All bensin i Brasil består av minimum 25 % etanol og etanol står for ca. 50 % av alt drivstoff til personbiler.

I USA selges etanol hovedsakelig som 10 % innblanding i bensin. Drivstoffet kalles ofte ”gasohol” eller E10. I Europa regulerer drivstoffstandarden EN228 kvalitetskrav til bensin. Heretter er det lov å blande inntil 5 % etanol i bensin. Drivstoffet kalles derfor E05. I Sverige er nesten all bensin tilsatt inntil 5 % etanol. Slik lavinnblanding av etanol krever ikke endringer av motoren og drivstofforbruket øker ikke i nevneverdig omfang.

I dag blandes det inntil 7 volumprosent biodiesel i nærmest all autodiesel som selges i Norge. Noen av selskapene har også startet opp med å tilby produktet E5 som er lavinnblanding av bioetanol i bensin (5%). Dette er for det meste førstegenerasjons biodrivstoff som er produsert i Amerika og Europa. Men i Østlandsområdet blandes det også inn en del norsk annengenerasjons bioetanol i den bensinen. Denne bioetanolen er basert på avfall fra trevirke, og er produsert hos Borregaard i Sarpsborg.

2.5.2 Gassformig drivstoff

Gassbiler er vanlige bensinbiler med et separat drivstoffsystem for gass, samt egne tanker for lagring av trykksatt gass (typisk ved 200 bar). Ulemper med biogass er relativ høy merkostnad per kjøretøy, kortere rekkevidde enn ved bruk av flytende drivstoff og vektøkning pga. lagringstanker. Personbiler som selges i dag kan også benytte bensin dersom det er behov for det.

I et miljøperspektiv regnes biogass som det mest miljøvennlige alternativet som er tilgjengelig i industriell skala i dag. Spesielt gjelder dette dersom råstoffet er organisk nedbrytbart avfall eller husdyrgjødsel.