NOx-avgiften som incitament för ökad installation av SNCR eller SCR på befintliga förbränningsanläggningar i Sverige

(1)

NOx-avgiften som incitament för ökad

installation av SNCR eller SCR på befintliga förbränningsanläggningar i Sverige

Isabell Eriksson

Självständigt arbete

Huvudområde: Miljöteknik (C) Högskolepoäng: 15 hp Termin/år: VT 2020

Handledare: Andreas Andersson Examinator: Erik Grönlund

Utbildningsprogram: Ekoingenjör 180 hp

(2)

i

Sammanfattning

I dagsläget omfattas 281 anläggningar med 418 enheter av NOx-avgiften i Sverige. Syftet med NOx-avgiften är att skapa en drivkraft för ökad installation av utsläppsreducerande åtgärder.

Sedan NOx-avgiften infördes år 1992 har de specifika NOx-utsläppen minskat, men utsläppsminskningen har de senaste åren stagnerat. Regeringen beslutade år 2019 om ett nationellt luftvårdsprogram enligt direktiv (2016/2284/EU) för att klara Sveriges åtaganden om minskade utsläpp av luftföroreningar. En av åtgärderna i Sveriges luftvårdsprogram är att NOx- utsläppen från befintliga förbränningsanläggningar ska minska med 1–3 kton till år 2030. För att rena NOx från rökgaserna på förbränningsanläggningar kan reningsteknikerna selektiv icke katalytisk reduktion (SNCR) och selektiv katalytisk reduktion (SCR) användas. Rapporten undersöker potentialen för enheterna som omfattas av NOx-avgiften att minska sina NOx- utsläpp till år 2030 med antingen SNCR eller SCR och vid vilken NOx-avgiftsnivå som luftvårdsprogrammets mål nås. För att undersöka potentialen att nå luftvårdsprogrammets mål skapades ett verktyg i Excel som beräknar utsläppsminskning med SNCR och SCR och den årliga kostnaden för de olika reningsteknikerna. Kostnaderna per kilo renat NOx ställdes sedan i relation till olika nivåer på NOx-avgiften för att avgöra vid vilken nivå på NOx-avgiften som luftvårdsprogrammets mål nås vid tre olika investeringslivslängder. Resultatet av undersökningen visar att NOx-avgiftsnivån beror på reningstekniksval och investeringens livslängd. Lägst NOx-avgiftsnivå fås vid val av SCR tack vare att fler och större enheter har möjlighet att investera i reningstekniken. Stora enheter har en lägre investeringskostnad per installerad MW än små enheter, vilket ofta innebär att små enheter inte gynnas ekonomiskt av att investera i SNCR eller SCR. Investeringens livslängd bör sättas mellan 5–10 år på grund av osäkerheten i framtidsprognoser av prisbilder som rör anläggningarnas verksamheter. Med en investeringslivslängd på mellan 5–10 år krävs en NOx-avgift på mellan 125–255 SEK∙ kg^-1 för att nå luftvårdsprogrammets mål. År 2008 höjdes NOx-avgiften från 40 till 50 SEK∙ kg^-1. Syftet med avgiftshöjningen var att fler enheter skulle investera i utsläppsreducerande åtgärder. Enligt en utvärdering genomförd år 2012 hade höjningen inte fått önskad effekt. Eftersom den ursprungliga NOx-avgiften baseras på kostnader för bättre mätteknik som är betydligt lägre än kostnaderna för investering av SNCR och SCR, blir en 25% höjning av NOx-avgiften inte tillräckligt stor.

Nyckelord: Kväveoxidutsläpp, Luftvårdsprogrammet, NOx-rening, Reningsteknik.

(3)

ii

Abstract

Today 281 facilities with 418 units are covered by the NOx fee system in Sweden. The purpose of the NOx fee is to create an incentive for investment in NOx-reducing arrangements. Since the NOx fee were introduced in year 1992 the specific NOx-emissions have decreased, but in recent years the reduction in NOx-emissions has stagnated. Year 2019 the government in Sweden introduced and implemented a National Air Pollution Control Program according to Directive (2016/2284/EU) to achieve the national commitments on reduced air pollutants. One of the arrangements in Sweden Air Pollution Control Program is to reduce NOx emissions from existing energy producing power plants with 1-3 kton until year 2030. Selective non catalytic reduction (SNCR) and selective catalytic reduction (SCR) are two NOx-reducing technologies that reduces NOx from the flue gas. This study examines the possibility to achieve the goals in Sweden Air Pollution Control program by SNCR- or SCR-installations. It also examines at which NOx fee level incentive for investment in secondary NOx-reducing technology are created. To investigate the possibility to achieve the goals in Sweden Air Pollution Control Program a tool in Excel were created. The tool calculates the NOx-reducing potential with SNCR or SCR reducing technology for all units covered by the NOx fee system and the annual costs of the reducing technologies. The cost per kilogram reduced NOx and different levels of the NOx fee were placed in relation to each other to find out at which level the goals in Sweden Air Pollution Control Program are achieved. The investigation was done with three different lifetimes of investment. The result showed that with SCR technology the NOx fee could be set to a lower level thanks to more and bigger units in the SCR-collective. The investment costs for bigger units are lower per installed MW compered to smaller units. Small units are therefore not favored by installing SNCR or SCR. The lifetime of the investigation should be set to 5-10 years because of insecure future prognoses about pricing that concerns the plants activities.

With an investment lifetime of 5-10 years, the NOx fee must be 125-255 SEK∙ kg^-1 to create an incentive for investment in NOx-reducing technologies and to achieve the goals in Sweden Air Pollution Control Program. Earlier the NOx fee was increased from 40 to 50 SEK∙ kg^-1. The purpose was to create additional investment in emission reducing arrangements, but according to an investigation done in 2012 the increased NOx fee didn’t have the desired effect. Since the primal NOx fee was based on costs for better measuring equipment which is cheaper than the costs of SNCR and SCR equipment, a 25% increase isn’t sufficiently high to meet the purpose.

(4)

iii

Förord

Detta examensarbete omfattar 15 högskolepoäng och är ett av de avslutande examinerande momenten på Ekoingenjörsprogrammet vid Mittuniversitetet. Examensarbetet har utförts på halvfart under perioden 27 januari till 5 juni 2020 på uppdrag av Naturvårdsverket.

Jag vill börja med att tacka min handledare Claes Englund för allt stöd, vägledning och hjälp med mina frågor i mitt arbete. Att få ta del av Claes gedigna kunskap och erfarenheter av NOx- avgiftssystemet har varit mycket givande. Jag vill även tacka NOx-gruppen för värdefulla tankar och inputs. Ett särskilt tack vill jag rikta till Henrik Bjurström som delgett viktiga tankar och synpunkter som varit värdefulla i mitt arbete. Slutligen vill jag tacka min handledare på Mittuniversitetets institution för ekoteknik och hållbart byggande (EHB), Andreas Andersson, för kloka råd och stöd i min arbetsprocess.

Östersund den 25 maj 2020

Isabell Eriksson

(5)

iv

Innehållsförteckning

1. Introduktion ... 1

1.1 Syfte ... 3

1.2 Frågeställning ... 3

1.3 Avgränsningar ... 3

2. Teori ... 4

2.1 Reduktion av NOx från förbränningsanläggningar ... 4

2.1.1 Bildning av NOx ... 4

2.1.1.1 Termiskt NO ... 4

2.1.1.2 Prompt NO ... 5

2.2.1.3 NO-bildning via mellanprodukt ... 5

2.1.1.4 NO från bränslekväve ... 6

2.1.1.5 Bildning av NO2 ... 7

2.1.2 Sekundär reningsteknik ... 7

2.1.2.1 Selektiv icke katalytisk reduktion (SNCR) ... 7

2.1.2.2 Selektiv katalytisk reduktion (SCR) ... 9

2.1.2.3 Val av reduktionskemikalie ... 10

2.2 Ekonomi ... 11

2.2.1 Investeringskostnad ... 11

2.2.1.1 SNCR- och SCR-kostnadsmodellen ... 11

3. Metod ... 12

3.1 Tillvägagångssätt ... 12

3.2 Potentiell utsläppsminskning ... 12

3.3 Totala årskostnader ... 13

3.4 Differenskalkyl ... 16

4. Resultat ... 17

4.1 Utgångsläge ... 17

4.2 Investeringskostnader SNCR och SCR ... 17

4.3 NOx-avgiftsnivåer vid 20 års investeringslivslängd ... 18

5. Diskussion ... 21

5.1 Metoddiskussion ... 23

5.2 Framtida studier ... 24

6. Slutsats ... 25

(6)

v

Litteraturförteckning ... 26 Bilaga 1a ... I Bilaga 1b ... II Bilaga 2a ... III

(7)

1

1. Introduktion

Utsläpp av kväveoxider från förbränning är ett globalt miljöproblem som skadar människors hälsa, ger upphov till sura regn och bidrar till övergödning av hav, sjöar och vattendrag. Genom internationella konventioner har Sverige åtagit sig att minska de svenska kväveoxidutsläppen.

Arbetet mot minskad försurning har idag gett resultat, men för att klara de svenska miljökvalitetsmålen behöver kväveoxidutsläppen minska ytterligare både i Sverige men även i resten av världen (Naturvårdsverket, 2019a).

NOx-avgiften infördes år 1992 för att minska kväveoxidutsläppen från energiproducerande förbränningsanläggningar i Sverige. År 2018 omfattades 281 anläggningar med 418 produktionsenheter av NOx-avgiften, vilka stod för omkring 10% av Sveriges totala NOx- utsläpp (Naturvårdsverket, 2020a). Produktionsenheterna som omfattas av NOx-avgiften är pannor, stationära förbränningsmotorer och gasturbiner med en uppmätt nyttiggjord energiproduktion (energi som används till byggnadsuppvärmning, elproduktion eller industriella processer) på minst 25 GWh per år. Utsläpp från direktuppvärmning eller smältning av råvaror och mellanprodukter och skogsindustrins soda- och lutpannor omfattas inte av systemet (Naturvårdsverket, 2014).

NOx-avgiften ligger idag på 50 SEK∙kg^-1 NOx vilket den har gjort sedan 1 januari 2008. Varje år deklarerar anläggningarna sina NOx-utsläpp och mängd producerad energi. Kostnaderna för NOx-utsläppen och total energiproduktion summeras för att beräkna ett årligt återföringsbelopp i SEK∙ MWh^-1. Efter att återföringsbeloppet fastställts av regeringen beräknas anläggningarnas nettoavgift (Naturvårdsverket, 2019c). Syftet med NOx-avgiften är att skapa incitament till utsläppsreducerande åtgärder, gynna utsläppseffektiva anläggningar och därmed bidra till minskade NOx-utsläpp i Sverige. Sedan införandet av avgiften har de specifika NOx-utsläppen minskat men trenden de senaste åren indikerar att utsläppsminskningen har börjat stagnera (figur 1). För att åstadkomma fortsatt utsläppsminskning behöver NOx-avgiftens effekt ses över (Naturvårdsverket, 2012).

(8)

2

Figur 1. Specifika NOx-utsläpp från införandet av NOx-avgiften år 1992 till år 2018 (Naturvårdsverket, 2020b).

Utsläppen av NOx reduceras idag med olika reningstekniker. Primära reningstekniker innebär att förbränningen optimeras genom olika förbränningstekniska åtgärder, vilket leder till lägre specifika utsläpp. De sekundära reningsteknikerna, selektiv icke katalytisk reduktion (SNCR), selektiv katalytisk reduktion (SCR) och SNCR/SCR-hybridsystem, renar rökgaserna sekundärt genom injektion av en reduktionskemikalie i pannan. Beroende på utrustningsval varierar reningsverkningsgraden och även kostnaden per kilo renat NOx (Naturvårdsverket, 2003).

I mars 2019 beslutade regeringen om ett svenskt luftvårdsprogram enligt direktiv (2016/2284/EU) för att uppnå de nationella åtagandena om minskade luftföroreningar.

Luftvårdsprogrammet omfattar bland annat åtgärder för att minska NOx-utsläpp från befintliga förbränningsanläggningar med 1–3 kton till år 2030. Beräkningarna som ligger till grund för utsläppsminskningsmålen baseras på begränsningsvärden för NOx-utsläpp (150 mg/Nm³ och 225 mg/Nm³) där enheter som överstiger begränsningsvärdena ska minska NOx-utsläppen med mellan 30–40%. För att NOx-utsläppen ska fortsätta minska och kraven på nationell utsläppsminskning ska nås behöver ett flertal åtgärder ses över. En av åtgärderna som föreslås i luftvårdsprogrammet är ökad installation av sekundär reningsteknik på befintliga förbränningsanläggningar. Enligt luftvårdsprogrammets bilaga 1 förväntas en SNCR- installation på en genomsnittlig anläggning med en investeringslivslängd på 20 år och diskonteringsränta på 4 % ha en marginalkostnad på 74 SEK kg⁻¹ renat NOx, men hur incitament till investeringen ska skapas ges inga förslag på (Naturvårdsverket, 2019b).

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

NOx [kg/MWh]

(9)

3 1.1 Syfte

Syftet med examensarbetet är att undersöka vilken NOx-avgiftsnivå som krävs för att fler anläggningar som omfattas av avgiftssystemet ska motiveras att installera SNCR- eller SCR- reningsteknik och därmed nå luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål om 1–3 kton till år 2030.

1.2 Frågeställning

➢ Vid vilken nivå på NOx-avgiften nås luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål genom installation av SNCR eller SCR?

➢ Hur skiljer sig NOx-avgiftsnivåerna med avseende på reningstekniksval?

➢ Hur varierar installationskostnaderna med avseende på pannans installerade effekt?

1.3 Avgränsningar

Undersökningen avser endast SNCR- och SCR- reningsteknik och tar inte hänsyn till SNCR/SCR-hybridsystem och primära reningstekniker. Undersökningen exkluderar även återföringsbeloppet och fokuserar endast på NOx-avgiften.

(10)

4

2. Teori

2.1 Reduktion av NOx från förbränningsanläggningar

Avsnittet redogör för hur NOx bildas i förbränningsprocesser, vilka parametrar som påverkar bildningen av NOx och hur SNCR- och SCR-reningsteknik fungerar.

2.1.1 Bildning av NOx

Vid de flesta typer av förbränning bildas de miljöfarliga kväveföreningarna kvävemonoxid (NO) och kvävedioxid (NO₂) som oftast refereras till som NOx. Av NOx-komponenterna består mer än 95% av NO och resten NO₂. Vid förbränning bildas NOx från två källor, dels genom molekylärt kväve som finns i luften (N₂) och även genom bränslets kväveinnehåll (Åström et al., 2014).

2.1.1.1 Termiskt NO

För att NO ska bildas från molekylärt kväve behöver den starka bindningen mellan kväveatomerna brytas. Vid normala förbränningsförhållanden kan inte en syremolekyl eller atom bryta bindningen, även vid höga temperaturer. En direkt reaktion mellan syre och kväve tar för lång tid för att ske. Istället sker reaktionen mellan syre och kväve genom en kedjereaktion som startar med en kvävemolekyl och en syreatom (R1 och R2) (Zevenhoven & Kilpinen, 2002).

N₂+ O → NO + N (R1)

N + O₂ → NO + O (R2)

Vid förbränning med understökiometriska förhållanden när syretillförseln inte är tillräcklig oxideras istället kväveatomen genom en hydroxylradikal (R3) (ibid.).

N + OH → NO + H (R3)

Temperaturen är en avgörande faktor för hur mycket NO som bildas eftersom högre temperaturer medför högre koncentrationer av syre (ibid.).

(11)

5

2.1.1.2 Prompt NO

I understökiometriska förhållanden bildas NO även genom en annan kedjereaktion som börjar med reaktionen mellan kvävemolekylen och CH-radikaler (R4) (Zevenhoven & Kilpinen, 2002).

N₂+ CH → HCN + N (R4)

Om syrekomponenter finns tillgängliga reagerar vätecyaniden (HCN) och kväveatomen (N) till NO genom många olika reaktionsfaser. R5 är huvudreaktionen i de flesta förbränningsförhållanden (ibid.).

HCN^+O→ NCO^+H → NH^+H → N^+O2,+OH → NO (R5)

Formationen av NO enligt R5 sker endast i förbränningszoner där förbränningen är ofullständig och där CH-radikaler finns. Reaktionen sker oftast snabbt och beror endast lite på temperaturen (ibid.).

2.2.1.3 NO-bildning via mellanprodukt

NO kan även bildas genom en tredje kedjereaktion som börjar med att lustgas bildas genom reaktionen mellan kvävemolekylen, syre och en tredje komponent (M) (R6) (Zevenhoven &

Kilpinen, 2002).

N₂+ O + M → N₂O + N (R6)

Lustgasen som bildats reagerar sedan igen, antingen tillbaka till kvävgas eller vid tillgång på syre till NO (R7). Högre temperaturer medför fler NO-reaktioner på grund av högre koncentrationer av syre (ibid.).

N₂O + O → 2NO (R7)

(12)

6

2.1.1.4 NO från bränslekväve

Kväveinnehållet i bränslet är mindre än kväveinnehållet i förbränningsluften men är och andra sidan mer reaktivt. Bindningsenergin mellan kvävekomponenterna i bränslet är lägre än kvävgasmolekylens. För kväverika bränslen är därför NO-bildningen större än för bränslen med lägre kväveinnehåll. När bränslet genomgår pyrolys frigörs flyktiga kvävekomponenter som bildar små molekylära, gasformiga cyano- och cyanidföreningar så som vätecyanid (HCN) och ammoniak (NH3). Om syrekomponenter finns tillgängliga oxideras HCN och NH3 till NO.

Bildningen av NO från bränslekväve påverkas inte mycket av temperatur men är mer känslig för stökiometrin, relationen mellan förbränningsluft och bränsle. Om zonen där HCN och NH3 frigörs är understökiometrisk blir omgivningen reducerande, vilket medför att molekylärt kväve bildas istället för NO. Bildningen av molekylärt kväve och NO sker genom flera mellansteg, figur 2 visar de viktigaste stegen under vanliga förbränningsförhållanden (Zevenhoven &

Kilpinen, 2002).

Figur 2. Förenklat diagram över oxidation av flyktiga komponenter från bränslekväve till NOx och kvävgas vid förbränning. Uppgifterna är hämtade från (Zevenhoven & Kilpinen, 2002).

(13)

7

2.1.1.5 Bildning av NO2

Kvävedioxid (NO₂) bildas genom reaktionen mellan kväveoxid (NO) och väteperoxid (HO₂) (R8). HO₂ bildas i kallare zoner av lågan vilket även NO₂ gör (Zevenhoven & Kilpinen, 2002).

NO + HO₂ → NO₂ (R8)

När NO₂ sedan passerar varmare zoner i pannan återbildas NO vid tillgång på syre- eller väteatomer (R9 och R10) (ibid.).

NO₂+ H → NO + OH (R9)

NO₂+ O → NO + O₂ (R10)

2.1.2 Sekundär reningsteknik

Avsnittet redogör för två typer av sekundära reningstekniker, selektiv icke katalytisk reduktion (SNCR) och selektiv katalytisk reduktion (SCR) som båda renar NOx från rökgaserna efter förbränning.

2.1.2.1 Selektiv icke katalytisk reduktion (SNCR)

SNCR renar kväveoxider (NO och NO₂) genom injektion av en reduktionskemikalie i pannan, vanligtvis ammoniak eller urea. Reningen sker genom att NOx reduceras till kvävgas (N₂) och vatten (H₂O) genom reaktion med antingen ammoniak (R11 och R12) eller urea (R13 och R14) (Neuwahl et al., 2019).

4 NO + 4NH₃+ O₂ ↔ 4N₂+ 6H₂O (R11) 2NO₂ + 4NH₃+ O₂ ↔ 3N₂+ 6H₂O (R12)

4NO + 2(NH₂)₂CO + 2H₂O + O₂ ↔ 4N₂ + 6H₂O + 2CO₂ (R13) 6NO₂+ 4(NH₂)₂CO + 4H₂O ↔ 7N₂+ 12H₂O + 4CO₂ (R14)

(14)

8

Reaktionen sker i ett temperaturfönster mellan 850 ℃ och 1000 ℃ med zoner av högre och lägre reaktionshastigheter inom intervallet (ibid.). Om pannan körs med varierande last hamnar det optimala temperaturfönstret på olika platser i pannan. För att optimera kemikalieanvändningen vid temperaturfluktuationer kan reduktionskemikalien injiceras på flera nivåer (figur 3) (Srivastava et al., 2005). Även droppstorleken på den injicerade reduktionskemikalien spelar roll för optimal kemikalieanvändning (Lecomte et al., 2017).

För ett välfungerande SNCR-system krävs en effektiv omblandning av reduktionskemikalien och rökgaserna. Uppehållstiden i pannan måste också vara tillräcklig för att NOx-reaktionerna ska ske (Neuwahl et al., 2019). Ofullständig omblandning eller överdosering av reduktionskemikalien är ett SNCR-relaterat problem som kan orsaka ökade NOx-utsläpp eller utsläpp av ammoniak. Genom att optimera kemikalieinjicering och noggrant mäta temperaturen i pannan kan problemen reduceras (Lecomte et al., 2017). Reningsverkningsgraden brukar vanligtvis variera mellan 30–70% beroende på bland annat pannans storlek, bränsletyp och driftsätt (Lecomte et al., 2017; Suhr et al., 2015; Valmet, 2020; Neuwahl et al., 2019).

Figur 3. Schematisk bild över en SNCR applicering. Figuren baseras på underlag från (Srivastava et al., 2005).

(15)

9

2.1.2.2 Selektiv katalytisk reduktion (SCR)

I selektiv katalytisk reduktion (SCR) reduceras NOx genom tillsats av en blandning av reduktionskemikalie och luft via en injektionsskena till rökgasen. Rökgasen passerar sedan en katalysator, vanligtvis ett nät bestående av platina, rodium, titandioxid och zeoliter (figur 4).

Vid nästintill stökiometrisk tillsats av reduktionskemikalien har SCR oftast en reningsgrad på över 90% som ökar ju fler katalysatorlager som används (Neuwahl et al., 2019; Lecomte et al., 2017). När rökgasen passerar katalysatorn reagerar reduktionskemikalien med NOx och bildar kväve och vatten genom samma reaktioner som i SNCR fast vid lägre temperaturer (Srivastava et al., 2005). Vanligtvis sker NOx-reduktionen på katalysatorns yta vid en temperatur på mellan 300 ℃ till 450 ℃ (Lecomte et al., 2017).

Figur 4. Schematisk bild över en ”high dust” SCR-applicering med ammoniak som reduktionskemikalie. Figuren baseras på underlag från (Srivastava et al., 2005).

(16)

10

SCR-reaktorn placeras huvudsakligen på tre olika sätt. Dessa placeringstyper kallas ”high- dust”, ”low-dust” och ”tail-end”. ”High-dust”-placeringen är den mest förekommande där återuppvärmning av rökgaserna undviks då temperaturen vid placeringen är tillräckligt hög.

Nackdelarna med ”high-dust”-placeringen är att rökgasen kan innehålla aska och ämnen som förgiftar katalysatorn vilket leder till sämre NOx-reningsgrad. Att placera en ”high-dust” SCR på en redan befintlig panna kan medföra svårigheter då placeringen kräver utrymme. Annars är placeringsalternativet oftast kostnadseffektivt. Vid ”low-dust”-placering undviks nackdelarna med ”high-dust” placeringen, istället krävs installation av högtempererad askborttagning vilket oftast gör placeringsalternativet oekonomiskt. ”Tail-end”-placeringen är fördelaktigt för befintliga pannor tack vare att katalysatorn utsätts för mindre erosion, korrosion och nedgradering. Katalysatorstorleken som krävs är även mindre än vid ”high-dust”-placering. För att rökgasen ska ha rätt temperatur när den passerar katalysatorn krävs återuppvärmning av rökgasen genom extra brännare. Nackdelarna med ”tail-end”-placeringen är att den på grund av extra installationer och återuppvärmning av rökgaser blir oekonomisk (Lecomte et al., 2017).

2.1.2.3 Val av reduktionskemikalie

De kemikalier som används för SNCR och SCR är vanligtvis ammoniak eller urea. Ammoniak har högre maxreduceringspotential och mindre lustgasutsläpp jämfört med urea. Urean har istället ett bredare temperaturintervall för effektiv rening, kräver mindre lagringsutrymme och har en lägre kostnad. För små enheter rapporteras ammoniak som marginellt dyrare än urea på grund av strängare krav på hantering och förvaring. Urea som reduktionskemikalie lönar sig därför för relativt små anläggningar. För större anläggningar tas de högre förvaringskostnaderna ut av den lägre kemikaliekostnaden. Faktorer som drift, kostnad och prestanda bör tas med i beräkningen om den optimala reduktionskemikalien ska väljas (Neuwahl et al., 2019).

(17)

11 2.2 Ekonomi

Avsnittet redogör för teorin bakom investeringskostnadsmodellen som används för beräkning av reningsteknikernas investeringskostnad.

2.2.1 Investeringskostnad

I ett projekt grundat av U.S Environmental Protection Agency (EPA), genom Eastern Research Group (ERG) och Sargent & Lundy L.L.C (S&L), utvecklades en kostnadsutvecklingsmetodologi (IPM-modellen) för SNCR och SCR. Syftet med kostnadsalgoritmen var att skapa generiska kostnader på systembasis för olika luftreningstekniker på elproducerande industrier. De kostnadsalgoritmer som utvecklats för IPM-modellen bygger på statistisk utvärdering av kostnadsuppgifter från olika branschpublikationer och från Sargent & Lundys databas och tar inte hänsyn till platsspecifika kostnader. IPM-modellen baseras på enhetsstorlek, elverkningsgrad, utsläpp, reningsteknikens verkningsgrad, bränsletyp och enhetens ”retrofit”-faktor och beräknar den genomsnittliga kostnaden för ett genomsnittligt installationsprojekt (Eastern Research Group, Inc., 2017a).

2.2.1.1 SNCR- och SCR-kostnadsmodellen

Enligt Eastern Research Group (Eastern Research Group, Inc., 2017a) har äldre enheter kring 50 MW installerad effekt svårare att installera SNCR-teknik på grund av anläggningens utformning, som ska rymma kemikalieförvaring och annan kringutrustning som krävs för SNCR-installationen. Det är inte många SNCR-installationer på enheter under 25 MW installerad effekt i den data som ligger till grund för kostnadsalgoritmen och Eastern Research Group rekommenderar att inte använda beräkningsmodellen på enheter mindre än 50 MW. För SCR-”retro fit”-installationer ökar enligt Eastern Research Group (Eastern Research Group, Inc., 2017b) kostnaderna för snabbt på pannor mindre än 100 MW. I den data som ligger till grund för kostnadsmodellen finns inga SCR-installationer på befintliga enheter under 100 MW.

Små, äldre anläggningar är mer kompakta och har inte utrymme för den utrustning som krävs vilket gör investeringskostnaderna oekonomiska. För att undersöka framtida ”retrofit”- installationer av SNCR- och SCR- reningsteknik krävs variabler som pannstorlek, NOx-utsläpp, reningsverkningsgrad och pann- och bränsletyp. I de beräknade kostnaderna ingår all utrustning som krävs, installationskostnader, byggnationer, fundament, el, vattenhantering och ”retrofit”- svårigheter (Eastern Research Group, Inc., 2017a; Eastern Research Group, Inc., 2017b).

(18)

12

3. Metod

Avsnittet redogör för hur projektets olika delar har genomförts och beräknats samt vilka antaganden som gjorts för att komma fram till resultatet.

3.1 Tillvägagångssätt

För att undersöka utsläppsminskningspotentialen för enheterna i avgiftssystemet utan befintlig sekundär reningsteknik skapades ett verktyg i Excel. Verktyget beräknar varje enhets potentiella utsläppsminskning och årliga kostnad med SNCR- eller SCR-reningsteknik.

Differensen mellan NOx-avgiften och kostnaden per kilo renat NOx beräknas och utsläppsminskningen för enheter med lönsam installation summeras och ställs i relation till luftvårdsprogrammets mål. Utsläppsminskningen för nuvarande och potentiella nivåer på NOx- avgiften testades för att undersöka vid vilken nivå på NOx-avgiften som luftvårdsprogrammets mål nås.

3.2 Potentiell utsläppsminskning

För att undersöka varje enhets potentiella utsläppsminskning med installation av SNCR eller SCR sammanställdes ett intervall för de olika reningsteknikernas verkningsgrader (tabell 1).

Utsläppsminskningen beräknades genom ekvation (1) och (2) för respektive reningstekniks maximala och minimala reningsverkningsgrad, där 𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 är anläggningens ursprungliga kväveoxidutsläpp och 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅} och 𝜂_𝑆𝐶𝑅 är verkningsgraden för den undersökta reningstekniken.

𝑁𝑂_𝑋𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔 = 𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ⋅ 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅} (1)

𝑁𝑂_𝑋𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔 = 𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ⋅ 𝜂_𝑆𝐶𝑅 (2)

(19)

13 Tabell 1. Verkningsgrader SNCR och SCR.

Reningsteknik Verkningsgrad låg Verkningsgrad hög

SNCR 30% 70%

SCR 80% 95%

Uppgifterna är hämtade från (Lecomte et al., 2017; Suhr et al., 2015; Valmet, 2020; Neuwahl et al., 2019).

De ursprungliga NOx-utsläppen hämtades från de deklarerade utsläppen år 2019. För att beräkna utsläppsminskningen för enheter med befintlig SNCR beräknades

utsläppsminskningen genom ekvation (3) där 𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 är anläggningens ursprungliga kväveoxidutsläpp, 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅}är verkningsgraden för befintlig reningsteknik och 𝜂_𝑆𝐶𝑅 är verkningsgraden för den önskade reningstekniken.

𝑁𝑂_𝑋𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔 = (𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

1 − 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅}⋅ 𝜂_𝑆𝐶𝑅) − (𝑁𝑂_𝑋𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

1 − 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅}⋅ 𝜂_{𝑆𝑁𝐶𝑅}) (3)

3.3 Totala årskostnader

För att undersöka den totala investeringskostnaden för installation av SNCR och SCR summerades den årliga investeringskostnaden, drift- och underhållskostnaden och katalysatorkostnaden för SCR enligt ekvation (4) och (5). Ekvationerna baseras på formler från (Åström , et al., 2014) där 𝐾_Å𝐼 är den annualiserade investeringskostnaden och 𝐾_𝐷𝑈 är drift och underhållskostnader och 𝐾_𝐾𝑎𝑡 är katalysatorns årliga investeringskostnad.

𝑅𝑒𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑 𝑆𝑁𝐶𝑅 = 𝐾_Å𝐼+ 𝐾_𝐷𝑈 (4)

𝑅𝑒𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑 𝑆𝐶𝑅 = 𝐾_Å𝐼+ 𝐾_𝐷𝑈+ 𝐾_𝐾𝑎𝑡 (5)

(20)

14

För att beräkna investeringskostnaderna för varje enhet användes ekvation (6) och (7) som är baserade på formler framtagna för SNCR och SCR (Eastern Research Group, Inc., 2017b;

Eastern Research Group, Inc., 2017a). 𝐾_𝐼 är investeringskostnaden, 𝑅𝐹 är ”Retrofit”-faktorn, 𝑃𝐸 är pannans installerade effekt i MW, 𝜂_𝑁𝑂𝑥 är NOx-avskiljningsfaktorn, 𝜂_𝑒𝑙 är elverkningsgraden som baseras på en genomsnittlig panna i investeringskostnadsmodellen och antogs vara 0,348 för samtliga pannor (ibid.) och $(2019) är ett genomsnitt för dollarkursen år 2019 hämtat från (Sveriges Riksbank, 2020). ”Retrofit”-faktorn sattes till 1 då inga nyinstallationer antogs ske.

𝐾_{𝐼(𝑆𝑁𝐶𝑅)} = 220000 ⋅ 𝑅𝐹 ⋅ (𝑃𝐸 ⋅ 𝜂_𝑒𝑙)^0,42⋅ $(2019) (6)

𝐾_{𝐼(𝑆𝐶𝑅)}= 310000 ⋅ 𝑅𝐹 ⋅ 𝜂_𝑁𝑂𝑥^0,2⋅ (𝑃𝐸 ⋅ 𝜂_𝑒𝑙)^0,92⋅ $(å𝑟) (7)

Den årliga investeringskostnaden beräknades med ekvation (8) som är baserad på formler från (Åström et al., 2014) där 𝑞 är diskonteringsräntan som antogs vara 4% och å𝑟 är den ekonomiska livslängden i år som sattes till 5, 10 och 20 i de olika fallen.

Å𝑟𝑙𝑖𝑔 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑 = 𝐾_𝐼 ⋅ (1 + 𝑞)^å𝑟⋅𝑞 (1 + 𝑞)^å𝑟− 1

(8)

Den årliga drifts- och underhållskostnaden (𝐾_𝐷𝑈) beräknades genom ekvation (9) där 𝐾_𝐾𝑒𝑚 är kemikaliekostnaden och 𝐾_𝑈 är underhållskostnaden.

𝐾_𝐷𝑈 = 𝐾_𝐾𝑒𝑚+ 𝐾_𝑈 (9)

(21)

15

Underhållskostnaden beräknades genom att multiplicera den beräknade potentiella utsläppsminskningen med uppgifter om underhållskostnad per kg renat NOx (tabell 5, bilaga1b) och kemikaliekostnaderna beräknades enligt ekvation (10) där 𝑥 är molförhållandet mellan NOx och reduktionskemikalien, 𝑁𝑂_𝑋𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔 är anläggningens minskade kväveoxidutsläpp i kilo, 𝑀 är molmassa, 𝑎 är en konstant som beror på kemikalielösningens koncentration och sattes till 4 för ammoniak och 2,5 för urea, 𝑘_{𝑙ö𝑠𝑛𝑖𝑛𝑔} är kemikaliekostnaden per kilo kemikalielösning.

𝐾_𝐾𝑒𝑚 = 𝑥 ⋅ (𝑁𝑂_𝑋𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔

𝑀_𝑁𝑂₂ ) ⋅ 𝑀_{𝑘𝑒𝑚𝑖𝑘𝑎𝑙𝑖𝑒}⋅ 𝑎 ⋅ 𝑘_{𝑙ö𝑠𝑛𝑖𝑛𝑔} (10)

De molmassor som användes i beräkningarna finns sammanställda i tabell 2 (bilaga 1a), molförhållandet som krävs för de olika reningsteknikerna finns sammanställda i tabell 3 (bilaga 1a), reduktionskemikalielösningarnas koncentrationer som användes finns i tabell 1 (bilaga 1a) och priset per kilo reduktionskemikalielösning som användes finns sammanställt i tabell 4 (bilaga 1b). Valet av reduktionskemikalie baserades på pannans installerade effekt där enheter större än 50 MW antogs välja ammoniak som reduktionskemikalie och enheter mindre än 50 MW antogs välja urea som reduktionskemikalie (Seurin, 2020). De två enheter som har SNCR med ammoniumsulfat som reduktionskemikalie antogs använda ammoniak eller urea istället enligt pannklassificeringen ovan. Vid undersökning av installation av SCR på en enhet med befintlig SNCR antogs samma reduktionskemikalie användas som i den befintliga reningstekniken. Den årliga katalysatorkostnaden med uppskattad teknisk livslängd på 4–5 år enligt uppgifter från Scheuch¹ antogs vara samma för alla SCR-installationer.

1 Hermansson Magnus, Senior Sales Manager Scheuch GmbH. 2020. E-postkonversation 27 mars <m.hermansson@scheuch.com>.

(22)

16 3.4 Differenskalkyl

För att undersöka vid vilken NOx-avgift luftvårdsprogrammets mål uppnås beräknades differensen mellan olika nivåer på NOx-avgiften och kostnaden per kilo renat NOx för SNCR- och SCR-installationer med fem, tio eller tjugo års investeringslivslängd. Utsläppsminskningen för de enheter med differensen större än noll summerades och ställdes i relation till luftvårdsprogrammets mål. Valet av NOx-avgift baserades på att utsläppsminskningen från SNCR- och SCR- teknikernas lägsta verkningsgrad skulle klara luftvårdsprogrammets mål om utsläppsminskning på 1 kton och avrundades upp till närmaste femtal.

(23)

17

4. Resultat

I avsnittet presenteras resultaten från de kostnads- och utsläppsminskningsberäkningar som utförts för enheterna som omfattas av NOx-avgiften. Resultaten ger en indikation på vad NOx- avgiften ska vara för att Sverige ska klara luftvårdsprogrammets mål genom ökad installation av SNCR och SCR. Resultaten presenteras för installation av SNCR och SCR med investeringslivslängd 5, 10 och 20 år.

4.1 Utgångsläge

I dagsläget omfattas 227 enheter utan befintlig reningsteknik varav 161 har en installerad effekt under 25 MW, 66 enheter har en installerad effekt över 25 MW varav 15 en installerad effekt över 100 MW. Bland de 162 enheter med befintlig SNCR har 51 enheter en installerad effekt under 25 MW och 111 enheter en installerad effekt över 25 MW, varav 26 en installerad effekt över 100 MW (tabell 9, bilaga 2a).

4.2 Investeringskostnader SNCR och SCR

Investeringskostnaden per installerad MW avtar exponentiellt vid investering av SNCR- eller SCR-reningsteknik (figur 5 och figur 6). För större enheter blir priset lägre i förhållande till enhetsstorlek än för mindre enheter. SNCR-tekniken är billigare per MW än SCR-tekniken.

Figur 5. Investeringskostnader (KISNCR) per installerad panneffekt (PE). Medel för enheter som kan installera SNCR visas som

Figur 6. Investeringskostnader (KISCR) per installerad panneffekt (PE). Medel för enheter som kan installera SCR visas som

31 MW

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

0 200 400 600

KISNCR[kSEK∙ MW-1]

PE [MW]

41 MW

650 750 850 950 1050 1150

0 200 400 600

KISCR[kSEK∙ MW-1]

PE [MW]

(24)

18

4.3 NOx-avgiftsnivåer vid 20 års investeringslivslängd

För att klara luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål behöver NOx-avgiften, vid 20 års investeringstid, vara 120 SEK∙ kg^-1 för installation av SNCR och 90 SEK∙ kg^-1 för installation av SCR (tabell 2). Den genomsnittliga utsläppsminskningen blir 2,1 kton för SNCR och 1,6 kton för SCR (figur 7 och figur 8). Antal enheter som bidrar till utsläppsminskningen finns i tabell 6 (bilaga 2a).

Figur 7. Utsläppsminskning med NOx-avgift 120 SEK∙ MW^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SNCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

Figur 8. NOx-utsläppsminskning med NOx-avgift 90 SEK∙ MW^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

Tabell 2. NOx-avgift för 1–3 kton utsläppsminskning med installation av SNCR och SCR.

Reningsteknik NOx-avgift [SEK∙ kg^-1]

SNCR 120

SCR 90

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SNCR

NOx-minskning [kton]

Verkningsgrad 70%

Medel

Verkningsgrad 30%

Luftvårdsprogrammets mål 1 kton Luftvårdsprogrammets mål 3 kton

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SCR

Verkningsgrad 95%

Medel

Verkningsgrad 80%

(25)

19

Figur 9. Utsläppsminskning med NOx-avgift 165 SEK∙ kg^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SNCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

Figur 10. Utsläppsminskning med NOx-avgift 125 SEK∙ kg^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

SNCR 165

SCR 125

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SNCR

Verkningsgrad 70%

Medel

Verkningsgrad 30%

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SCR

Verkningsgrad 95%

Medel

Verkningsgrad 80%

(26)

20

Figur 11. Utsläppsminskning med NOx-avgift 255 SEK∙ kg^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SNCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

Figur 12. Utsläppsminskning med NOx-avgift 185 SEK∙ kg^-1, i förhållande till luftvårdsprogrammets mål, med installation av SCR på enheter där NOx-avgiften överstiger kostnaden per kilo renat NOx.

SNCR 255

SCR 185

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SNCR

Verkningsgrad 70%

Medel

Verkningsgrad 30%

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50

SCR

Verkningsgrad 95%

Medel

Verkningsgrad 80%

(27)

21

5. Diskussion

Syftet med studien var att undersöka vilken NOx-avgiftsnivå som krävs för att fler anläggningar som omfattas av avgiftssystemet ska motiveras att installera SNCR- eller SCR-reningsteknik och därmed nå luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål om 1–3 kton till år 2030. Vad NOx-avgiften bör vara i framtiden beror till stor del på vald reningsteknik och investeringslivslängd. Ur ett anläggningsperspektiv är en investeringslivslängd mellan 5 och 10 år mer rimlig än en investeringslivslängd på 20 år på grund av osäkerheten i framtidsprognoser av prisbilder som rör anläggningarnas verksamheter². SCR kräver lägre NOx-avgiftsnivåer än SNCR för alla undersökta ekonomiska livslängder. Skillnaden beror till stor del på att SCR- kollektivet är större än SNCR-kollektivet, eftersom enheter med befintlig SNCR förväntas installera SCR. Av enheterna med befintlig SNCR har 26 enheter en installerad effekt över 100 MW, vilket bidrar till lägre investeringskostnader i förhållande till pannstorlek och större utsläppsminskning per enhet. Sett till den genomsnittliga utsläppsminskningen för respektive reningsteknik bidrar SNCR mer än SCR till följd av SNCR-teknikens breda verkningsgradsspann.

Med en investeringslivslängd på 5 till 10 år behöver NOx-avgiften sättas till mellan 125–255 SEK∙kg^-1 om incitament för installation av sekundär reningsteknik ska skapas. Den ursprungliga NOx-avgiften baserades på kostnader för mätteknik (Naturvårdsverket, 2014), vilket inte kan jämföras med kostnaderna för SNCR och SCR. Tanken med höjningen av NOx- avgiften år 2008 var att fler anläggningar skulle motiveras att investera i utsläppsreducerande åtgärder. Efter utvärderingen av avgiftshöjningen som gjordes år 2012 hade åtgärdsinvesteringarna inte ökat avsevärt (ibid), vilket kan ses som en indikation på att höjningen av NOx-avgiften inte var tillräckligt stor. Varje år redovisar Naturvårdsverket de specifika NOx-utsläppen som innebär att NOx-utsläppen ställs i relation till producerad energi (Naturvårdsverket, 2020b). Sedan införandet av avgiftssystemet har fler enheter tillkommit som både bidrar till ökade NOx-utsläpp och mer producerad energi. Om luftvårdsprogrammets mål ska nås till år 2030 och utsläppen av NOx ska minska förutsätter det att inga nya enheter tillkommer till NOx-avgiftskollektivet.

2 Bjurström Henrik, Handläggare Naturvårdsverket. 2020. E-postkontakt 22 april.

(28)

22

För att klara luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål om 1–3 kton föreslås reningstekniska åtgärder på de enheter som omfattas av avgiftssystemet (Naturvårdsverket, 2019b). Luftvårdsprogrammets mål baseras på grova uppskattningar om de befintliga enheternas förmåga att minska NOx-utsläppen (ibid.). Om samma investeringslivslängd och diskonteringsränta används i Excel-verktyget, framtaget för undersökningen, som i luftvårdsprogrammet är det i snitt 36 enheter med SNCR som har en marginalkostnad på maximalt 74 SEK∙ kg^-1 renat NOx, resterande enheter har en högre marginalkostnad än så. Om beräkningarna i luftvårdsprogrammet skulle baseras på en investeringslivslängd som är rimligare ur ett anläggningsperspektiv hade marginalkostnaden blivit betydligt högre.

Hur en höjning av NOx-avgiften skulle påverka anläggningarna som omfattas av NOx- avgiftssystemet är en viktig aspekt att beakta. Risken med en höjd NOx-avgift är att de små anläggningarna som redan idag är nettoförlorare i avgiftssystemet kommer förlora ännu mer till fördel för de större anläggningarna. Enligt US. Environmental Protection Agency gynnas inte små enheter ekonomiskt av SNCR- eller SCR-installation. Statistiken som ligger till grund för deras investeringskostnadsmodell innehåller inga enheter under 25 MW för SNCR och inga enheter under 100 MW för SCR (Eastern Research Group, Inc., 2017a; Eastern Research Group, Inc., 2017b). Av NOx-avgiftskollektivets 418 enheter är det totalt 66 enheter som kan installera SNCR och 41 enheter som kan installera SCR ur ett storleksperspektiv, resten av enheterna har redan befintlig reningsteknik eller är för små enligt storleksgraderingen. För att undvika att små anläggningar drabbas för hårt av en NOx-avgiftshöjning kan enheterna i NOx-avgiftskollektivet delas upp. Genom att undersöka vilka enheter som har ekonomisk möjlighet att investera i sekundär reningsteknik kan NOx-avgiftsnivån varieras med avseende på enheternas förutsättningar. Uppdelningen bidrar till att fokus kan läggas på enheter med störst NOx- reduceringspotential och att anläggningarna i NOx-avgiftskollektiven konkurrerar på samma villkor.

(29)

23 5.1 Metoddiskussion

Den modell som investeringskostnadsberäkningarna är baserad på är framtagen för elproducerande, koleldade pannor av större modell i USA. Installationskostnaderna för SNCR och SCR är i praktiken mycket platsspecifika och påverkas av många olika faktorer som inte modellen tar hänsyn till. Modellen är framtagen för att generalisera kostnaderna och beräknar investeringskostnader på systembasis. I NOx-avgiftssystemet ingår många små enheter som egentligen inte avses använda beräkningsmodellen. Prisbilden för de mindre enheterna blir inte lika verklighetstrogen som för de större enheterna men eftersom undersökningen görs på systemnivå och mindre enheter inte vanligtvis investerar i sekundär reningsteknik blir resultaten ändå tillförlitliga.

I Excel-verktyget, som ligger till grund för resultaten, har SNCR- och SCR installationernas lönsamhet beräknats för samtliga enheter som omfattas av NOx-avgiften. Beroende på NOx- avgiftsnivå varierar antalet enheter som förväntas investera i reningstekniken. Enligt Excel- verktyget förväntas fler enheter installera SNCR eller SCR än enligt storleksklassificeringen.

Resultatet baseras på att alla enheter med en differens mellan NOx-avgiften och marginalkostnaden större än noll ska investera i SNCR- eller SCR-tekniken. En differens på noll är för lågt ur ett anläggningsperspektiv vilket medför att fler enheter investerar i reningstekniken i teorin än i praktiken. Om hänsyn skulle tagits till lönsamhetsaspekten skulle utsläppsminskningsnivåerna bli lägre än vad resultatet visar. Detta medför att NOx- avgiftsnivåerna eventuellt skulle behöva höjas ytterligare för att uppnå luftvårdsprogrammets mål.

(30)

24 5.2 Framtida studier

För att hitta en lämplig nivå på NOx-avgiften behöver fördjupade studier av enheterna som ingår i avgiftskollektivet genomföras. Genom intervjuer eller enkätundersökningar kan en mer detaljerad kartläggning av enheterna göras. Anläggningarna ges då möjlighet att förklara vad som påverkar deras förutsättningar för installation av utsläppsreducerande åtgärder. Den ekonomiska analysen kan också bli mer enhetsspecifik genom att exempelvis undersöka vid vilken marginalkostnad som anläggningarna är villiga att investera i reningstekniken. En jämförande studie mellan branscherna kan genomföras för att undersöka branschvisa trender och utsläppsminskningspotential. För att bredda studien bör även primära reningstekniker och SNCR/SCR-hybridsystem undersökas som alternativ till SNCR och SCR.

SNCR och SCR kan vara källor till utsläpp av ammoniak och lustgas genom ofullständiga reaktioner mellan NOx och reduktionskemikalien. Dessa kan ske om reduktionskemikalien injiceras i fel temperaturfönster, om omblandningen är otillräcklig eller om reduktionskemikalien överdoseras (Naturvårdsverket, 2002). Förutom att minska utsläppen av NOx syftar luftvårdsprogrammet även till att minska utsläppen av ammoniak och lustgas.

Följderna av en ökad installation av SNCR och SCR behöver undersökas för att undvika att andra mål i luftvårdsprogrammet motverkas.

(31)

25

6. Slutsats

Sammanfattningsvis konstateras att en NOx-avgift på mellan 125–255 SEK∙ kg^-1 krävs för att befintliga förbränningsanläggningar ska motiveras att investera i SNCR eller SCR och nå luftvårdsprogrammets utsläppsminskningsmål till år 2030. NOx-avgiftsnivån beror på vilken reningsteknik som avses installeras och vilken investeringslivslängd som är rimlig. Vid val av SCR kan NOx-avgiften sättas till en lägre nivå tack vare att fler och större enheter har möjlighet att investera i reningstekniken. Installationskostnaden för SNCR och SCR blir höga och oekonomiska för små enheter. Genom en uppdelning av avgiftskollektivet drabbas inte de små enheterna lika hårt av en avgiftshöjning och kan konkurrera på samma villkor. För att komma fram till en exakt nivå på NOx-avgiften behöver mer detaljerade studier göras där bland annat intervjuer med anläggningarna som omfattas av NOx-avgiften bör ingå.

(32)

26

Litteraturförteckning

Davis, M. L. & Masten, S. J., 2014. Principles of Environmental Engineering and Science.

New York: Mc Graw- Hill International Edition.

Eastern Research Group, Inc., 2017a. SNCR Cost Development Methodology, Chicago:

Sargent & Lundy.

Eastern Research Group, Inc., 2017b. SCR Cost Development Methodology, Chicago: Sargent

& Lundy.

Gibbs, B., Javed, T. M. & Ifran, N., 2007. Control of combustion-generated nitrogen oxides by selective non-catalytic reduction. Journal of Environmental Management, p. 262.

Lecomte, T. o.a., 2017. Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants, Luxembourg: European Commission.

Naturvårdsverket, 2002. Utsläpp av ammoniak och lustagas från förbränningsanläggningar med SNCR/SCR, Stockholm: Naturvårdsverket .

Naturvårdsverket, 2003. Kväveoxidavgiften- ett effektivt styrmedel. Utvärdering av NOx- avgiften., Stockholm: Naturvårdsverket.

Naturvårdsverket, 2012. Utvärdering av 2008 års höjning av kväveoxidavgiften, Stockholm:

Naturvårdsverket.

Naturvårdsverket, 2014. Ändring av kväveoxidavgiften för ökad styreffekt- Redovisning av ett regeringsuppdrag, Stockholm : Naturvårdsverket.

Naturvårdsverket, 2019a. Översiktligt om kväveoxidavgiften. [Online]

Available at: https://www.naturvardsverket.se/Miljoarbete-i-samhallet/Miljoarbete-i- Sverige/Uppdelat-efter-omrade/Energi/Kvaveoxidavgiften/

[Använd 25 05 2020].

Naturvårdsverket, 2019b. Luftvårdsprogrammet – förslag till strategi för renare luft i Sverige, Stockholm: Naturvårdsverket.

Naturvårdsverket, 2019c. Vägledning om kväveoxidavgiften. [Online]

Available at: https://www.naturvardsverket.se/Stod-i- miljoarbetet/Vagledningar/Forbranning/Kvaveoxidavgiften/

[Använd 27 05 2020].

(33)

27

Naturvårdsverket, 2020a. Utsläpp av kväveoxider till luft. [Online]

Available at: https://www.naturvardsverket.se/Sa-mar-miljon/Statistik-A-O/Kvaveoxid-till- luft/

[Använd 02 04 2020].

Naturvårdsverket, 2020b. Resultat för kväveoxidavgiften. [Online]

Available at: http://www.naturvardsverket.se/Miljoarbete-i-samhallet/Miljoarbete-i-

Sverige/Uppdelat-efter-omrade/Energi/Kvaveoxidavgiften/Resultat-for-kvaveoxidavgiften/

[Använd 28 04 2020].

Neuwahl, F. o.a., 2019. Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Waste Incineration, Luxenburg: European Commission .

Seurin, E., 2020. Förbränning. [Online]

Available at: https://www.naturvardsverket.se/Stod-i- miljoarbetet/Vagledningar/Forbranning/#kategorier [Använd 02 03 2020].

Srivastava, R. K. o.a., 2005. Nitrogen Oxides Emission Control Options for Coal-Fired.

Journal of the Air & Waste Management Association, pp. 1374-1376.

Suhr, M. o.a., 2015. Best Available Techniques (BAT), Luxenburg: European Commission.

Sveriges Riksbank, 2020. Valutakurser till deklarationen. [Online]

Available at: https://www.riksbank.se/sv/statistik/sok-rantor--valutakurser/valutakurser-till- deklarationen/

[Använd 29 04 2020].

Valmet, 2020. NOx-reduktion. [Online]

Available at: https://www.valmet.com/sv/energyproduction/Rokgasrening/NOx-reduktion/

[Använd 25 02 2020].

Wänglund, J., 2017. Undersökning av SNCR som rökgasreningsmetod för att reducera utsläpp av NOx, Sundsvall : Umeå Universitet.

Yara, 2020. Avgasbehandling för NOx med selektiv, katalytisk reaktion (SCR). [Online]

Available at: https://www.yara.se/miljoframjande-losningar-och-kemikalier/nox-reduktion- for-stationara-anlaggningar/scr-sncr-eller-hybridsystem/scr-teknik/

[Använd 15 03 2020].

(34)

28

Zevenhoven, R. & Kilpinen, P., 2002. Control of pollutants in flue gases and fuel gases, Espoo/Turku: The Nordic Energy Research Programme, Helsinki University of Technology.

Åström , S., Yaramenka, K., Winnes, H. & Fridell, E., 2014. Kostnadsnyttoanalys av

kväveutsläppsområden i Östersjön och Nordsjön - med fokus på Sverige, Stockholm: Svenska miljöinstitutet .

(35)

I

Bilaga 1a

Tabell 1. Kemikaliekoncentrationer

Kemikalie Koncentration [%]

Ammoniak 25

Urea 40

Uppgifter hämtade från Flowvision³

Tabell 2. Molmassa reduktionskemikalier

Kemiskt ämne Kemisk formel Molmassa [g/mol]

Kvävedioxid NO₂ 46,0055

Ammoniak NH₃ 17,031

Urea CH₄N₂O 60,06

Uppgifter hämtade från (Davis & Masten, 2014)

Tabell 3. Molförhållande kvävedioxid och reduktionskemikalie SNCR och SCR.

Reningsteknik Reduktionskemikalie Molförhållande

SNCR Ammoniak 1:2

SNCR Urea 1:2

SCR Ammoniak 1:1

SCR Urea 1:1

Uppgifterna är hämtade från (Gibbs et al., 2007), (Yara, 2020).

3 Hansen Henrik, Sales Manager Flowvision. 2020. E-postkonversation 24 mars, <hh@flowvision-energy.com>.

(36)

II

Bilaga 1b

Tabell 4. Kemikaliekostnader

Reduktionskemikalie Kostnad [kr/kg]

Ammoniak (25%) 3,7–4,4

Urea (40%) 5,1–5,9

Uppgifter från Flowvision⁴

Tabell 5. Underhållskostnader SNCR och SCR

Reningsteknik Kostnad [kr/kg NOx-reduktion]

SNCR 18,52

SCR 18,52

Medelvärde beräknat på uppgifter från Scheuch GmbH⁵

4 Hansen Henrik, Sales Manager Flowvision. 2020. E-postkonversation 24 mars, <hh@flowvision-energy.com>.

5 Hermansson Magnus, Senior Sales Manager Scheuch GmbH. 2020. E-postkonversation 27 mars, <m.hermansson@scheuch.com>.

(37)

III

Bilaga 2a

Tabell 6. Antal enheter med marginalkostnad större än noll vid 20 års investeringslivslängd

Reningsteknik Antal enheter låg

verkningsgrad

Antal enheter hög verkningsgrad

SNCR 116 208

SCR 20 42

verkningsgrad

SNCR 115 207

SCR 33 58

verkningsgrad

SNCR 122 206

SCR 34 60

Tabell 9. Antal enheter med ej befintlig eller SNCR reningsteknik

Reningsteknik Antal <25 MW Antal >25 MW Antal >100 MW

Ej befintlig 161 66 15

SNCR 51 111 26