Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE

Transkript

1 Energinet.dk Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE Sæsonvariation September 2010

2 Energinet Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE Sæsonvariation September 2010 D Udkast ASM/TRN ASM/ ASM C Udkast ASM/TRN CKD ASM B Udkast ASM/TRN CKD/NBA ASM Udgave Betegnelse/Revision Dato Udført Kontrol Godkendt NIRAS Konsulenterne Sortemosevej 2 Telefon DK-3450 Allerød Fax Tilsluttet F.R.I [email protected]

3 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 1 INDHOLDSFORTEGNELSE 1 RESUME Formål og baggrund Scenarier for sæsonvariation Driftsøkonomiske produktionsomkostninger Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger Konklusion FORMÅL MED ANALYSEN Baggrund SCENARIER FOR BIOGASPRODUKTION Reference: Ingen sæsonlagring - jævn gasproduktion over året Scenario 1, 2 og 5: Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse Scenario 3: Lagring af gas i lavtrykslager Scenario 4: Kommerciel lagring af biogas via naturgasnettet Scenario DRIFTSØKONOMISK ANALYSE Forudsætninger for den driftsøkonomiske analyse Investering Driftsomkostninger og besparelser for biogasanlægget Potentielle indtægtskilder for biogasanlægget pga. besparelser hos landmanden Produktionspris pr. m 3 gas Betydning af energiafgrøder og potentialet herfor SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE Anlægsinvesteringer Driftsomkostninger og besparelser samt eksternaliteter Samfundsøkonomisk produktionspris REFERENCER... 41

4 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 2 1 RESUME 1.1 Formål og baggrund Hovedformålet med denne analyse er at få afdækket de drifts- og samfundsøkonomiske produktionsomkostninger for et biogasanlæg, der kan håndtere tons biomasse pr. dag. Derudover analyseres konsekvenserne af forskellige former for sæsonvariation både ved at variere biogasproduktionen hen over året og ved at lagre gassen, så den kan anvendes, når el og varmebehovet er til stede. I takt med at nye biogasanlæg etableres, vil det blive vanskeligere at afsætte al varmen. Dette skyldes, at biogasanlæg ofte ønskes etableret i landzoner væk fra byer/landsbyerne og derved væk fra varmemarkederne. Det kan derfor blive nødvendigt at bortkøle en del af den producerede varme om sommeren. Endvidere er der et begrænset befolkningsgrundlag og varmemarked i de områder, hvor gyllemængderne er størst. Biogasanlæg vil desuden være afhængig af, at kunne optimere afsætningen af biogas, da de fremover ikke kan forvente, at kunne supplere gassalget med indtægter fra behandling af f.eks. organisk affald fra industrien, men i stedet vil skulle købe højtørstof biomasse, fx majsensilage. Der er taget udgangspunkt i et biogasanlæg, som modtager m 3 biomasse (ca. 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse) pr. år svarende til tons pr. dag. Dette svarer til sammensætningen og størrelsen af den business case, som er udarbejdet af Energistyrelsen 1. Gasproduktionen er på linje med Energistyrelsens beregning vurderet til ca. 11 mio. m 3 biogas pr. år med et metanindhold på 65 pct. metan. 1.2 Scenarier for sæsonvariation Biomassesammensætning og anlægsstørrelsen antages at være ens i alle scenarier. Følgende scenarier er vurderet: 0. Reference: Jævn tilsætning af højtørstof biomasse hen over året. Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 1 Sørens Tafdrup, Energistyrelsen, Maj 2009.

5 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 3 1. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse. Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 2. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse. Omkostningen til højtørstof biomassen er 0,- kr./ tons. 3. Gaslagring i lavtrykslager (svarende til den type lager, der anvendes til at udjævne biogasproduktionen 4-12 timer). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 4. Kommerciel lagring via naturgasnettet (opgradering af biogas og køb af kapacitet i højtrykslager samt transmission og distribution i naturgasnettet). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 5. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse, hvor der anvendes en ekstra reaktortank a m 3 (effektiv volumen m 3 ), der giver 19 dages opholdstid om vinteren (for at undgå tab af gasproduktion). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. I scenarierne estimeres det, hvad det drifts- og samfundsøkonomisk koster pr. m 3 gas, at drive et biogasanlæg med sæsonvariation. Som reference anvendes et biogasanlæg, der kan modtage højtørstof biomasse til 250,- kr./tons med henholdsvis en jævn (scenario 0-reference) og en sæsonbestemt (scenario 1) tilførsel. Det antages, at gylle behandles til 0,- kr./tons. Idet der lokalt vil kunne være begrænsede mængder højtørstof biomasse til rådighed til 0,- kr. pr tons, beregnes endvidere et scenario 2, hvor al biomassen modtages til denne pris. På baggrund af den i scenario 1 og 2 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen, er det i scenario 3 (lavtrykslager) og 4 (kommerciel lagring via naturgasnettet) beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis der skal opnås den samme sæsonvariation ved lagring af gas i lavtrykslager eller opgradering med tilførslen af biomassen er jævn over året. I scenarierne 0-4 er anlægsstørrelsen ens i scenario 5 er der tilføjet en ekstra m 3 reaktortank. I scenario 5 varieres tilsætningen af biomasse sommer/vinter og den større procestank sikrer, at der ikke mistes gasproduktion ved at presse processen om vinteren.

6 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 4 Figur 1. Variation i indfødning af højtørstof biomasse og gasproduktion i scenario 0,1 og 2. I scenario 3 og 4 antages både at indfødning af biomasse og gasproduktionen er jævn (kun gasproduktionen er vist - lyseblå linje). Gassalget svarer til gasproduktionen i scenarierne 0, 1, 2 og 5 (den mørkeblå linje). Sæsonvariation for et tons/dag biogasanlæg tons input/måned Biogasprouktion m3/måned jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec - Kvæggylle 9% TS Svinegylle 4,5% TS Biomasse 25% TS Biomasse i alt Biogasproduktion m3 sæson (sce. 1,2,5) Biogasproduktion m3 jævn (sce. 0,3,4) I scenario 4, hvor biogasreaktorens størrelse fastholdes, således at processen presses i vintermånederne, hvor højtørstof biomassen tilsættes, forventes gasproduktionen at falde 2 pct., således at det årlige gassalg falder fra 10,8 mio. til 10,5 mio. m 3 biogas. I scenario 5 fastholdes gassalget på 10,8 mio. m 3 biogas. Det er antaget, at lavtrykslageret er opbygget med 12 m høje poser. Ved lagring af 1,88 mio. m 3 biogas, vil der således være behov for en hal på ca m 2 (15,6 ha), svarende til ca. 31 fodboldbaner. Det anses hverken for økonomisk realistisk eller praktisk gennemførligt, at etablere et biogaslager af den størrelse. Dels vil det medføre meget store investeringsomkostninger i gasposer og lagerhal, dels skal der træffes en række risikobegrænsende forhold ved oplagring af så meget gas på et sted, der blot vil fordyre projektet endnu mere. Dette scenario er vurderet til ikke at være realisabelt og er derfor ikke medtaget i de videre beregninger. Der er estimeret anlægsinvestering og driftsomkostninger for scenarierne 0, 1, 2, 4 og 5. Det er i den driftsøkonomiske beregning forudsat, at der gives anlægsstøtte til selve biogasanlægget på 20 pct. af investeringen (kun til biogasanlægget ikke til opgraderingsanlægget i scenario 4).

7 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 5 Landbruget vil have nogle besparelser i produktionen ved etablering af biogasanlæg (fra lagring, transportbesparelse og øget gødningsværdi). Den årlige besparelse er beregnet til ca. 1,7 mio. kr. for ovenstående biogasanlæg. Da besparelsespotentialet varierer meget alt afhængig af den enkelte landmands karakteristika beregnes biogasproduktionsprisen både inklusiv og eksklusiv denne besparelse. 1.3 Driftsøkonomiske produktionsomkostninger I Tabel 1 vises den driftsøkonomiske produktionsomkostning for de fem scenarier. Det ses, at scenario 2 har den laveste produktionspris uanset om der tages højde for besparelser eller ej. Dette skyldes, at der i dette scenario ikke betales for biomasse. I figuren er biogasprisen vist for kr./nm 3 biogas og pr. kwh biogas. Tabel 1. Produktionsomkostninger for de 5 scenarier med og uden indtægt fra landbrugets besparelser. Værdi af besparelser for landmanden Kr./Nm 3 biogas Kr. / kwh biogas Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Inkl. værdi 2,96 0,46 Ekskl. værdi 3,12 0,48 Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,03 0,47 Ekskl. værdi 3,19 0,49 Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (0,- kr./ton) Inkl. værdi 2,16 0,33 Ekskl. værdi 2,32 0,36 Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,38 0,53 Ekskl. værdi 3,54 0,54 Inkl. værdi 3,02 0,46 Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) stor reaktor Ekskl. værdi 3,17 0,48 Tabel 2. Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de fire øvrige scenarier eksklusiv besparelser for landmanden. Difference mellem scenarier Kr. Nm 3 biogas Kr. /kwh biogas 0 (jævn/250,- kr./t) og 1 (sæson/250,- kr./t) 0,07 0,01 0 og 2 (sæson/0,- kr./tons) - 0,80-0,12 0 og 4 (sæson opgrad./250,- kr./t) 0,41 0,06 0 og 5 (sæson sæson/250,- kr./t/stor reaktor) 0,05 0,008 1 (sæson/250,- kr./t) og 4 (sæson opgrad/250,- kr./t) 0,34 0,05

8 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 6 Endvidere er det undersøgt hvordan produktionsprisen på virkes ved en reduceret eller øget tilsætning af højtørstof biomasse (0-20 pct.) eller ved +/- 50 pct. variation af prisen på højtørstof biomasse. Ved variation af højtørstof biomasse mellem 0 20 pct varierer produktionsprisen mellem fra 3,76 kr. til ca. 3 kr/m 3 biogas. Ved tilsætning af 20 pct. højtørstof biomasse og en variation i prisen på højtørstof biomassen med +/- 50 pct. vil produktionsprisen varierer mellem ca. 2,40 kr til 3,60 kr/m 3 biogas. 1.4 Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger Tabel 3 viser resultatet af den samfundsøkonomiske analyse. I den samfundsøkonomiske analyse medtages flere gevinster end i den driftsøkonomiske analyse. Den samfundsøkonomiske produktionspris er dog stadig højere end den driftsøkonomiske produktionspris. Dette skyldes især, at der ikke tages højde for anlægsstøtten på 20 pct. i den samfundsøkonomiske analyse, og det medfører større kapitalomkostninger. Tabel 3 Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger Kr./Nm 3 biogas Kr. / kwh biogas Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højtørstof biomasse 3,14 0,48 (250,- kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) 3,21 0,49 Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (0,- kr./ton) 2,20 0,34 Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) 3,63 0,56 Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) stor reaktor 3,20 0, Konklusion Denne rapport beregner de drifts- og samfundsøkonomiske produktionsomkostninger ved at producere biogas på baggrund af 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse i et biogasanlæg, der behandler tons pr. dag med en årlig biogasproduktion på ca. 11,8 mio. m 3 biogas og sælger ca. 10,8 mio. m 3 biogas i scenarierne 0, 4 og 5 og 10,5 mio. m 3 biogas i scenario 1 og 2. Forskellen mellem scenario 0 og 5 er på 5 øre/m 3 biogas. Denne forskel repræsenterer de omkostninger, der er ved at sæsonvariere højtørstof biomassen frem for at tilsætte den jævnt over året. I begge scenarier er al højtørstof biomasse købt til 250,- kr./tons. I scenario 2 er det antaget, at højtørstof biomassen modtages til 0,- kr./tons. Scenariet er medtaget for at angive inden for hvilket spænd biogas vil kunne produ-

9 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 7 ceres. Produktionsomkostningen er henholdsvis 3,17 kr./m 3 og 2,32 /m 3 biogas i scenario 5 og 2. Da der kun er begrænsede mængder biomasse til rådighed, som biogasanlæggene vil kunne modtage til 0,- kr./tons, vil biogasprisen ligge tættere på 3,17 kr./m 3 biogas end på 2,32 kr./m 3. Produktionsprisen vil variere med de lokale muligheder for få højtørstof biomasse, konkurrence fra evt. andre biogasanlæg og mulighed for jævn eller sæsonvis tilsætning af højtørstof biomasse. Biogasanlægget med jævn tilsætning af højtørstof biomasse over året, vil have en fordel i forhold til biogasanlæg der tilsætter højtørstof biomasse sæsonvis, da biogasanlægget vil kunne modtage biomasse direkte efter høst i sommermånederne. Dette vil reducere omkostningerne til ensilering og lagring samt evt. transportomkostninger til og fra ensilagestakken I scenario 4, hvor biogassen produceres jævnt over året og delvis opgraderes i sommermånederne, kommer produktionsprisen op på 3,54 kr/m 3 (samfundsøkonomisk 3,63 kr./ m 3 biogas). I scenariet forudsættes at al højtørstof biomasse købes til 250,- kr./tons. Ved jævn tilsætning af højtørstof biomasse over sommeren, vil biogasanlægget have mulighed for at kunne modtage højtørstof biomasser, der er billigere end 250,- kr./tons, fx nyhøstet biomasse, overskuds/fordærvet foder, mv. Anlægget vil kunne modtage op til 100 tons/dag uden omkostning til ensilering og ekstern opbevaring, når biomassen er til rådighed. I scenario 5 kan det ved investering i en ekstra reaktortank undgås, at den hydrauliske opholdstid reduceres om vinteren og biogasproduktion kan derfor opretholdes på samme niveau som ved jævn tilsætning af biomasse til biogasanlægget. Tabel 2 viser, hvor meget den driftsøkonomiske produktionspris stiger pr. m 3 gas, når gasproduktionen sæsonreguleres eller sæsonlagres. Dette er et udtryk for den gevinst sæsonregulering eller lagring skal give på afsætningssiden (i merværdi ved omdannelse af biogassen til el og varme mv.) for at modsvare den meromkostning, det giver. Det kan ud fra Tabel 2 konkluderes, at den parameter, der har størst betydning for biogasproduktionsprisen, er omkostningen til køb af højtørstof biomasse. Herefter om gassen skal opgraderes eller biomassen tilsættes i vinterperioden for at tilpasse gasproduktionen om sommeren til det lokale varmemarked. Det er endvidere undersøgt hvilken betydning en variation i tilsætning af højtørstof biomasse på mellem 0-20 pct. vil have på produktionsprisen. En sådan variation vil får produktionsprisen til at varrierer mellem 3,76 kr. til ca. 3 kr. m 3 biogas.

10 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 8 Hvordan det vil være mest optimalt for et konkret biogasanlæg, at tilrettelægge gasproduktionen og afsætningen, vil afhænge af en række faktorer. De væsentligste er: Det lokale varmemarked om sommeren i forhold til gasproduktionen og mulighederne for at afsætte biogas hertil Mulighed for at få den billige biomasse i sommerhalvåret Mulighed for afsætning af biogas, fx i sommerhalvåret via naturgasnettet På trods af værdisætning af positive miljøeffekter (der er ens i alle scenarier) fra biogas, er den samfundsøkonomiske produktionspris højere end den driftsøkonomiske produktionspris. Dette skyldes især, at kapitalomkostningerne er større når anlægsstøtten på 20 pct. ikke fratrækkes investeringen i den samfundsøkonomiske analyse. Rangordningen mellem scenarierne er derfor ens i både den driftsøkonomiske og samfundsøkonomisk analyse. Ved en kraftig udbygning med vindmøller til elproduktion i Danmark må produktionen forventes at blive mere svingende, hvorved behovet for at have en sidestillet fleksibel elproduktion vil stige. Det betyder samtidig at værdien af den fleksible elproduktion må forventes at stige. Elproduktion fra biogas er en relativ fleksibel produktionsform især hvis hele eller dele af biogasproduktionen opgraderes og lagres via naturgasnettet og det kan derfor forventes, at elproduktionen fra biogas vil øges i værdi på sigt.

11 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 9 2 FORMÅL MED ANALYSEN Hovedformålet med denne analyse er at få afdækket de drifts- og samfundsøkonomiske produktionsomkostninger for et biogasanlæg, der kan håndtere tons biomasse pr. dag. Derudover analyseres konsekvenserne af forskellige former for sæsonvariation både ved at variere biogasproduktionen hen over året og ved at lagre gassen, så den kan anvendes, når el- og varmebehovet er til stede. 2.1 Baggrund Når biogas anvendes i et kraftvarmeanlæg, produceres el, som sælges til nettet, og varme, der sælges lokalt. Varmeafsætningen er således afhængig af et lokalt varmemarked, hvor der er et stort sæsonudsving. Om sommeren er varmebehovet pct. mindre end om vinteren, afhængig af varmeforbrugernes sammensætning (bolig, erhverv). Ligger den biogasbaserede varmeproduktion over grundlasten i det lokale fjernvarmenet, vil der være behov for at bortkøle varme om sommeren. Blandt de eksisterende biogasanlæg 2, der leverer varme til fjernvarmenettet, er der både anlæg, som kan afsætte (næsten) al produceret varme, og anlæg, der i dag køler varme væk i sommerperioden (typisk maj til september). I takt med at nye biogasanlæg etableres vil det blive vanskeligere at afsætte al varmen. Dette skyldes, at biogasanlæg ofte ønskes etableret i landzoner væk fra byer/landsbyer og derved væk fra varmemarkederne. Det kan derfor blive nødvendigt at bortkøle en del af den producerede varme om sommeren. Endvidere er der et begrænset befolkningsgrundlag og varmemarked i de områder, hvor gyllemængderne er størst. Af Figur 2 fremgår det, at den største husdyrkoncentration er i det vestlige Jylland. Biogasanlæg er typisk økonomisk afhængige af, at kunne afsætte hele el- og varmeproduktionen. 2 Det er primært de 22 biogasfællesanlæg og enkelte gårdbiogasanlæg, der i dag leverer varme til fjernvarmenettet. Det kan variere, om det er biogasanlægget eller det er fjernvarmeværket, der omdanner gassen til el og varme.

12 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 10 Figur 2. Husdyrtryk vist som dyreenheder pr. ha. (kilde Analyse af jordbrugserhvervene, 2009 Statsforvaltningen Nordjylland). I analysen er der taget udgangspunkt i et biogasanlæg, som modtager tons biomasse (ca. 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse) pr. år svarende til tons pr. dag. Dette svarer til sammensætningen og størrelsen af den business case, som er udarbejdet af Energistyrelsen3. Gasproduktionen er på linje med Energistyrelsens beregning vurderet til ca. 11 mio. m3 biogas per år med et metanindhold på 65 pct. metan. Biogasanlæg der ønsker at modtage 20 pct. anlægsstøtte via aftalen om GrønVækst 4, skal behandle mindst 75 pct. (målt i m3 ) gylle og dermed maksimalt 25 pct. anden biomasse. Fx majsensilage vejer ca. 800 kg/m3 og anlægget vil 3 4 Sørens Tafdrup, Energistyrelsen, Maj Ministeriet for Fødevarer. Landbrug og Fiskeri, (September 2009)

13 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 11 derfor målt i tons kun kunne modtage op til 20 pct. majsensilage for stadig at opnå støtte fra puljen afsat i aftalen om Grøn Vækst. Biogasanlæg er afhængige af de lokale biomasseressourcer, særligt husdyrgødning, men også anden biomasse, fx græs afhøstet fra lavbundsarealer, energiafgrøder, separeret gylle mv. Sammensætningen på hver enkelt biogasanlæg vil således afspejle de lokale ressourcer, der er til rådighed. Der er et stort biogaspotentiale i energiafgrøder, som fx majsensilage, men det er en biomasse, som biogasanlægget skal købe på markedsvilkår. Derfor anvendes kun mindre mængder majsensilage på de eksisterende danske biogasanlæg. Der eksporteres dog i dag ha majsensilage fra Sønderjylland til Tyskland 5 til brug i tyske biogasanlæg. Majsensilagen er prissat med 250,- kr./tons 6, hvilket svarer til den pris som de sønderjyske landmænd opnår ved løbende levering af majsensilage til Tyskland. 5 Personlig kommunikation med Sønderjysk Landboforening. 6 Eksporten af majsensilage til Tyskland repræsenterer en skyggepris, da den kun vil finde sted, hvis det er den bedste måde at udnytte jorden på. Området er vanskeligt, da majsprisen udover prisen på foder også er afhængig af verdensmarkedsprisen for korn, hvor spekulation, vejrlig, tilskud, forbrug og meget andet spiller ind og kan give fluktuationer.

14 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 12 3 SCENARIER FOR BIOGASPRODUKTION Principielt findes der to muligheder for sæsonvariation af biogas. Enten lagres biogassen eller også lagres biomassen i sommerperioden. I de følgende scenarier estimeres det, hvad det drifts- og samfundsøkonomisk koster pr. m 3 biogas, at drive et biogasanlæg med sæsonvariation. Som reference anvendes et biogasanlæg, der kan modtage en jævn tilførsel af højværdibiomasser til 250,- kr./tons. Idet der lokalt vil kunne være begrænsede mængder højtørstof biomasse til rådighed til 0,- kr. pr tons 7,8, beregnes endvidere et scenario, hvor al biomassen modtages til denne pris. Det enkelte biogasanlægs produktionspris vil således ligge mellem de to scenarier alt afhængig af de lokale forhold og konkurrencen om højtørstof biomasse fra andre biogasanlæg. Pga. de begrænsede højtørstof biomassemængder, som vil kunne modtages til 0,- kr./tons, må produktionsprisen forventes at ligge nærmere scenario 1, hvor al biomassen købes til 250,- kr./tons, end scenario 2. Det antages, at gylle behandles til 0,- kr./tons, da landmændenes fordel ved at få gyllen afgasset, vil være påvirket af husdyrtrykket i lokalområdet. Der har været en nedgang i den danske svineproduktion siden , og på denne baggrund er det vurderet, at det vil være mest konservativt at indregne behandlingsprisen af gylle til 0,- kr./tons. Der vil kunne være lokale forhold i udbringning af kvælstof og fosfor, som vil kunne påvirke landbrugets fordel ved biogas og dermed behandlingsprisen for gylle. Biomassesammensætning og mængden antages at være ens i alle scenarier. Endvidere er biogasanlægget ens i alle scenarier undtagen scenarie 5 hvor der etableres en ekstra reaktortank. Der er således beregnet følgende scenarier: 7 Biomasse potentiale til biogas i Danmark, Energinet.dk 2010, 8 For eksempel enggræs, der ensileres og leveres på anlægget løbende 9 Dansk Landbrug i tal 2009, Landbrug & Fødevarer.

15 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side Reference: Jævn tilsætning af højtørstof biomasse hen over året. Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 1. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse. Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 2. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse. Omkostningen til højtørstof biomassen er 0,- kr./ tons. 3. Gaslagring i lavtrykslager (svarende til den type lager, der anvendes til at udjævne biogasproduktionen 4-12 timer). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 4. Kommerciel lagring via naturgasnettet (opgradering af biogas og køb af kapacitet i højtrykslager samt transmission og distribution i naturgasnettet). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 5. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højstof biomasse. Herudover anvendes en ekstra reaktortank á m 3 end i de øvrige 5 scenarier (Hvilket forlænger den hydrauliske opholdstid til 19 dage om vinteren). Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. Scenarierne er også beskrevet i nedenstående Tabel 4. Biogasanlæg Princip Koncept Teknologi Årsproduktion ca. 11 Nm3 biogas (90 % gylle, 10 % højtørstof biomasse) Ingen lagring af biomasse Lagring af biomasse Lagring af biogas Lagring af biomasse Omkostning til højtørstof biomasse pr. ton Scenario 250,- kr. 0 Lagres eksternt 250,- kr. 1 0,- kr. 2 Lokalt lager Lavtrykslager 250,- kr. 3 Opgradering og Fjernlager injeksering i naturgasnettet 250,- kr. 4 Ekstra reaktortank (opholdtid ,- kr. 5 dag/vinter) Tabel 4. Lagringskoncepter og reference for modelanlægget På baggrund af den i scenario 1, 2 og 5 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen, er det i scenario 3 og 4 beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis der skal opnås den samme sæsonvariation ved lagring af gas i lavtrykslager eller kommerciel lagring via naturgasnettet ved jævn biomassetilførsel over året, se Figur 3.

16 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side Reference: Ingen sæsonlagring - jævn gasproduktion over året I referencescenariet tilsættes biomassen jævnt hen over året 10, hvilket ud fra et investerings- og processynspunkt er optimalt, da anlæggets kapacitet udnyttes fuldt ud. Ligeledes giver det procesmæssigt den mest stabile gasproduktion og færrest gener i form af fx skumning. Gasproduktionen vil i dette scenario være 11,8 mio. m 3 biogas, hvoraf ca. 1 mio. m 3 bruges i gaskedel til procesopvarmning 11. Der kan således sælges 10,8 mio. m 3 biogas. En alternativ overvejelse har været at anvende en gasmotor til produktion af procesvarme. Elproduktionen fra gasmotorer vil generere en separat indtægt til biogasanlægget. Den herefter beregnede produktionspris for biogassen vil således være påvirket af den elindtægt, der indregnes for biogassen. For at opnå en biogasproduktionspris, der er påvirket mindst muligt af andre faktorer end strategi for sæsonlagring, er det valgt at antage, at der anvendes en biogaskedel til procesopvarmning. 3.2 Scenario 1, 2 og 5: Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse Husdyrgødning produceres jævnt over hele året, og vil ved lagring miste sit gaspotentiale. Det er derfor ikke relevant at sæsonregulere ved at lagre husdyrgødning. Biomasse med højt tørstofindhold, som fx ensileret enggræs fra lavbundsarealer, majs eller den faste fraktion af forsepareret husdyrgødning 12 mv., vil kunne anvendes til at øge gasproduktionen i vinterperioden. I et biogasanlæg med 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse, vil sidstnævnte bidrage med 40 pct. af gasproduktionen. I det følgende er det antaget, at højtørstof biomasse tilsættes i november, december, januar, februar, marts og forøges gradvist i august, september og oktober (se Figur 3). Højtørstof biomassen tilsættes gradvist af hensyn til tilvænning af processen til biomassen, da for hurtig tilsætning i indfødning af biomassen kan medføre fald i gasproduktionen samt skumning. 10 På de eksisterende biogasanlæg, der modtager organisk industriaffald, er der ofte en sæsonvariation svarende til de perioder, hvor leverandører af affald lukker produktionen ned i sommerferien og evt. fra en mindre nedgang i tilførsel af kvæggylle i de måneder, hvor malkekøerne er på græs. 11 Det er valgt, at anvende en biogaskedel i stedet for en halmkedel, som anvendt i Energistyrelsens notat fra maj Da det vurderes, at halmprisen på sigt vil blive påvirket af anvendelse til fx 2. generations bioethanol (Søren Tafdrup har anvendt en halmpris på 0,4 kr./kg halm, hvilket er under den aktuelle halmpris på ca. 0,5 kr./kg halm til kraftvarmeproduktion). En halmkedel kræver en større investering end en gaskedel, og vil driftsmæssigt kræve særskilt bemanding, hvad enten der vælges døgndrift eller daglig start/stop. 12 Gasproduktionen fra forsepareret svinegylle ligger under den antagne biogasproduktion fra højtørstof biomasse i denne rapport (85 m 3 metan /ton højtørstof biomasse). Erfaringen fra Morsø Biogasanlæg, der behandler svinegylle og gyllefibre, er at gasproduktionen fra gyllefibre er på 26 m 3 metan / ton input (28 pct. TS). Kilde personlig kommunikation Kim Paamand, Gascon.

17 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 15 Figur 3. Variation i indfødning af højtørstof biomasse og gasproduktion i scenario 1, 2 og 5 I scenario 0, 3 og 4 antages at både indfødning af biomasse og gasproduktionen er jævn (kun gasproduktionen er vist - lyseblå linje). Gassalget svarer til gasproduktionen i scenarierne 0, 1, 2 og 5 (den mørkeblå linje). Sæsonvariation for et tons/dag biogasanlæg tons input/måned Biogasprouktion m3/måned jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec - Kvæggylle 9% TS Svinegylle 4,5% TS Biomasse 25% TS Biomasse i alt Biogasproduktion m3 sæson (sce. 1,2,5) Biogasproduktion m3 jævn (sce. 0,3,4) Biogasanlæggets kapacitet udnyttes således ikke fuldt ud i sommermånederne og belastes hårdere/overudnyttes i vinterperioden. Dette reducerer den hydrauliske opholdstid (HRT) fra 17 til 15,5 dage (svarende til 10 pct. reduktion i forhold til designgrundlag), og i sommerperioden øges den til 18,9 dage (svarende til 10 pct. forøgelse i forhold til designgrundlag). Ved at forkorte opholdstiden udnyttes biogaspotentialet ikke fuldt ud. Ved en reduktion af opholdstiden med 10 pct. er det vurderet 13, at den opnåede gasproduktion fra højtørstof biomassen falder med 5 pct. Total set reduceres biogasproduktionen med ca. 2 pct. I scenarium 5 forøges biogasanlægget med en ekstra reaktortank, hvormed biogasproduktionen ikke reduceres i forhold til scenarie 0. Den årlige biogasproduktion, der kan sælges, falder fra ca. 10,8 mio. m 3 biogas til 10,5 mio. m 3 biogas, når produktionen går fra konstant til årstidsvarieret i scenario 1 og 2. I scenario 1 er det antaget, at al højtørstof biomasse købes og leveres løbende i vinterhalvåret til 250,- kr./tons. I scenarie 2 antages, at al højtørstof biomasse modtages løbende i vinterhalvåret til 0,- kr./tons. 13 Personlig kommunikation med Henrik B. Møller, Senior forsker, Århus Universitet

18 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side Scenario 3: Lagring af gas i lavtrykslager På baggrund af den i scenario 1 og 2 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen er det i scenario 3 og 4 beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis der skal opnås den samme sæsonvariation som i scenario 1 og 2. Det maksimale behov for lagring af gas vil forekomme i september med 1,88 mio. m 3 biogas svarende til ca MWh (se Figur 4), og lageret vil være tømt med udgangen af marts måned. I scenario 3 antages, at gassen lagres i et lokalt lavtrykslager. Figur 4. Behov for lagring af gas i scenario 3 og 4 ved energibehov svarende til sæsonvariationen i energisalg i scenario 1, 2 og 5 Gasproduktion og lagring af biogas MWh/måned MWh akkumuleret - (2.000) jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec - (2.000) (4.000) (4.000) Energiproduktion MWh Behov/træk fra lager MWh Energisalg MWh Gaslagring akkumuleret MWh Lavtrykslageret er forudsat opbygget som poser, og placeret i en hal for at beskytte poserne mod vind og vejr. Fyldningsgraden i poserne ændres i takt med biogasproduktionen og aftag af biogas fra lageret. Trykket i lagret svarer til trykket i rådnetankene, dvs. op til 9 millibar (jf. billede 1 Fejl! Henvisningskilde ikke fundet.).

19 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 17 Billede 1: Lavtrykslager i hal. Det er antaget, at lavtrykslageret er opbygget med 12 m høje poser. Ved lagring af 1,88 mio. m 3 biogas vil der således være behov for en hal på ca m 2 (15,6 ha), svarende til ca. 31 fodboldbaner. Det anses hverken for økonomisk realistisk eller praktisk gennemførligt at etablere et biogaslager af den størrelse. Dels vil det medføre meget store investeringsomkostninger i gasposer og lagerhal, dels vil der skulle træffes en række risikobegrænsende forhold ved oplagring af så meget gas på et sted, der blot vil fordyre projektet endnu mere. Dette scenario er derfor vurderet til ikke at være realistisk, og er ikke medtaget i de videre beregninger. Ved sæsonlagring af gas regnes derfor kun videre på kommerciel lagring af biogas via naturgasnettet i scenario Scenario 4: Kommerciel lagring af biogas via naturgasnettet I scenario 4 undersøges muligheden for at lagre gassen kommercielt via naturgasnettet. Biogassen vil i det lokale naturgasnet fortrænge naturgas, hvilket medfører et øget behov for lagring af naturgas, som i sommermånederne. Om sommeren lagres naturgassen i underjordiske lagre, dvs. naturgaslagrene i Ll. Thorup og Stenlille (se billede 2). Gassen i det underjordiske lager komprimeres til 200 bar. Biogassen skal opgraderes inden den injiceres i det lokale naturgasnet. Der er indregnet en omkostning til fjernelse af CO 2 ved hjælp af Pressure Swing Adsorption (PSA) teknologien 14 samt transmission, lager (inkl. variabel injektion/udtræk) og distribution. 14 Driftsomkostninger oplyst af Carbotech, baseret på Biogas til nettet, maj 2009, DGC.

20 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 18 Billede 2: Underjordisk naturgaslager, som det ser ud i Ll. Thorup. I dette scenario er det antaget, at al biogasproduktion, der ligger over biogassalget i månederne april-september (se Figur 4), opgraderes og injiceres i naturgasnettet. Handel med gas via naturgasnettet er baseret på kommercielt modflow (back haul), og derfor vil den injicerede mængde biogas kunne handles kommercielt på samme vilkår, som al anden gas i naturgasnettet. Biogassen vil også få adgang til naturgassystemets infrastruktur, hvilket indebærer, at biogassen i princippet lagres kommercielt på ubestemt tid, hvorefter den kan udtrækkes hos en hvilken som helst gaskunde, der er tilsluttet naturgasnettet. Prisen for brug af gaslagrene bestemmes ved årlige auktioner. Lagerpriser fra auktioner i 2010 er vist i Tabel 5. Tabel 5. Auktionspriser i 2010 for leje af kommercielle lagre til naturgas i Danmark Lagerejer Periode Volumenkapacitet Auktionspris Energinet.dk 1-5-årig 700 4,70 øre/kwh Energinet.dk 1-årig 200 5,75 øre/kwh Energinet.dk 1-årig ,75 øre/kwh DONG Storage 1-årig 700 3,90 øre/kwh DONG Storage 10 mdr ,70 øre/kwh Typisk foregår lagringen i højtrykslageret i sommermånederne med udtræk i vintermånederne, svarende til det behov der vil være for lagring og træk fra lager. 3.5 Scenario 5 Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse stor reaktor I scenario 5 antages, at der sker en sæsonvariation i tilsætning af biomasse, således at højtørstof biomasse anvendes til at øge gasproduktionen i vintermånederne. Biogasanlægget er bestykket med en ekstra reaktortank på m 3, således at der i alt er 5*4.500 m 3 reaktortanke. Dette medfører, at den hydraliske op-

21 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 19 holdstid stiger fra 17 dage i scenario 0 til 19 dage i vintermånederne i scenario 5, hvormed den opnåede gasproduktion, der kan sælges, bibeholdes på 10,8 mil m 3 biogas/året. I denne rapport er det af hensyn til biomassesammensætningen valgt at benytte m 3 reaktortanke, som den maksimale reaktorstørrelse, da blandingen af gylle og højtørstof biomasse, hvor viskositen er høj (fx påvirker stivelsen i majsensilage vikositeten i gylle) og erfaringen har vist, at nye biomassesammensætninger ofte giver nye udfordringer for det anvendte udstyr. Jo større reaktortanken er, jo større vil der være driftsmæssige udfordringer i at håndtere driftsmæssige uregelmæssigheder og det vil være svært at tømme reaktortanken helt. I scenariet forudsættes, at højtørstof biomassen koster 250,- kr./ tons. De samlede driftsomkostninger svarer til driftsomkostningsniveauet i scenarium 1.

22 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 20 4 DRIFTSØKONOMISK ANALYSE Det analyserede biogasanlæg behandler tons biomasse pr. dag svarende til tons biomasse pr. år. I analysen er der taget udgangspunkt i, at biogasanlægget modtager ca. 90 pct. gylle og 10 pct. anden biomasse. Dette svarer til Energistyrelsens model for et biogasanlæg, som behandler tons per dag. Gasproduktionen er vurderet på linje med Energistyrelsens beregning til ca. 11 mio. m 3 biogas per år (65 pct. metan). De største biogasanlæg i Danmark behandler pt tons biomasse pr. år. Biogasanlægget, der er taget udgangspunkt i, er således 80 pct. større end de eksisterende biogasanlæg. Der vil være nogle stordriftsfordele ved at etablere et biogasanlæg af en sådan størrelse. Størrelsen af disse er estimeret med udgangspunkt i driftsomkostninger på de største eksisterende biogasanlæg 15. Transportomkostningerne vil imidlertid blive større, idet biogasanlægget er baseret på 90 pct. gylle, og således skal hente husdyrgødning i et større opland. I stedet for at antage, at biogasanlægget selv investerer i og står for driften af køretøjer til at afhente husdyrgødning, er det valgt at tage udgangspunkt i, at transporten udliciteres. Hermed har vognmandsfirmaet ansvaret for ansættelse af chauffør samt investering i og vedligehold af køretøjer. Prisen er indhentet med baggrund i, at husdyrgødningen skal hentes inden for en radius af 20 km Forudsætninger for den driftsøkonomiske analyse I den driftsøkonomiske analyse regnes med følgende forudsætninger i samtlige scenarier: Rente på 6 pct. realt pr. år årig levetid for anlægget 2010-prisniveau 15 Baseret på regnskaber fra LinkoGas, Lemvig og Thorsø biogasanlæg. 16 Pris vurderet på baggrund af tilbud fra Dansk Tanktransport A/S til et konkret projekt. 17 Umiddelbart kan 6 pct. synes lavt. NIRAS har dog udført flere analyser af bioenergiprojekter, hvor der ønskes anvendt en rente på 6 pct. eller lavere. Valget af det lave renteniveau skal endvidere ses i det lys, at landmændenes forrentning traditionelt er meget lav.

23 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 21 Da formålet med analysen er at beregne en driftsøkonomisk produktionspris, tager analysen ikke højde for afregningsvilkårene, herunder energipriser og støttemuligheder for den solgte el og varme. Der tages dog højde for, at det ifølge Grøn Vækst er muligt at opnå et anlægstilskud på 20 pct. af anlægsudgiften i perioden Investering Der er i investeringerne taget udgangspunkt i, at biogassen sælges ab biogasanlæg, dvs. at der ikke er medtaget anlægsudgift til gasledning og fx gasblæser til videre transmission af biogas i scenario 1 og 2 og opgraderet biogas i scenario 4. Anlægsinvesteringen i scenario 0, 1 og 2 er 83,5 mio. kr. (sæsonvarieret biomasse tilsætning), 107,4 mio. kr. i scenario 4 (kommerciel lagring af opgraderet biogas via naturgasnettet) og 89,7 mio. kr. i scenario 5. Anlægsinvesteringerne er udspecificeret i nedenstående

24 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 22 Tabel 6. Anlægsinvesteringerne er estimeret på baggrund af priser indhentet af Scenario 0,1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 Beskrivelse/kapacitet Tankvogn - - Er udliciteret og indgår i driftsudgifterne Brovægt stk. Fortank stk. a netto m³ (ca. 5 dages opholdstid) Rådnetanke m³, opholdstid 17 dage, 4x4.500 m³ reaktorer (Sce. 5*4.500 m 3 ) Efterlager betontanke x 5000 m³ (ca. 10 dages opholdstid) Hygiejniseringsmodul m³, til 100 t/d biomasse/affald Modtag af tipbart biomassning 1x800 m³ mixtank med låg, lemme og coat Læsse-, losse- og vaskehal 500 m², kr/m² Gasrensning Kapacitet 1600m³/h Lugtbehandling Kemisk filter, luftskifte 6 x pr time inkl. klimaskærm. Varmegenindvinding gylle Genindvinding af 40 C Gaslager m³ placeret på fundament, (4 t gasproduktion) Gasfakkel stk. (Kapacitet: 1,25 x max gasproduktion) Gaskedel procesvarme Gaskedel kw, inkl. procesvarmeanlæg Bygning til kedel m² bygning a kr/m² Bygning gasopgradring m² bygning a kr/m² Køb traffo stk. Gasopgradering fjernelse af CO 2 gas/time Carbotech kapacitet op til 1350 m³ bio Net injection, odorisering, metanreduktion gas/time Carbotech kapacitet op til 1350 m³ bio Nye bygninger og anlæg 500 m² bygning (9.000 kr./m²), m² mv. asfalt (500 kr./m²) SRO-anlæg El og kabler er delt ud på ovenstående poster Diverse teknik Diverse vand-, gylle-, gas- og varmerør mv. Køb af grund ( m²) Samlet investering Projektering % af samlet investering Diverse anlægsomkostninger Diverse 5 % til uforudsete Total Anlægsstøtte * Total med støtte % af samlet investering 5 % af investering

25 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 23 NIRAS for nøglekomponenter og erfaringspriser fra ombygning af eksisterende anlæg. Det vurderes, at det valgte anlægsdesign maksimalt vil kunne håndterer op til 20 pct. af biomasse som majsensilage. Hvis anlægget skulle modtage mere majsensilage eller lignende biomasse vil det være nødvendigt at vurderer opholdstid, størrelse på omrører, pumper mv. Fælles for scenario 0, 1, 2, 4 og 5 er, at der etableres et lager, som kan rumme 4 timers gasproduktion.

26 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 24 Tabel 6: Anlægsinvesteringer. Scenario 0,1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 Beskrivelse/kapacitet Tankvogn - - Er udliciteret og indgår i driftsudgifterne Brovægt stk. Fortank stk. a netto m³ (ca. 5 dages opholdstid) Rådnetanke m³, opholdstid 17 dage, 4x4.500 m³ reaktorer (Sce. 5*4.500 m 3 ) Efterlager betontanke x 5000 m³ (ca. 10 dages opholdstid) Hygiejniseringsmodul m³, til 100 t/d biomasse/affald Modtag af tipbart biomassning 1x800 m³ mixtank med låg, lemme og coat Læsse-, losse- og vaskehal 500 m², kr/m² Gasrensning Kapacitet 1600m³/h Lugtbehandling Kemisk filter, luftskifte 6 x pr time inkl. klimaskærm. Varmegenindvinding gylle Genindvinding af 40 C Gaslager m³ placeret på fundament, (4 t gasproduktion) Gasfakkel stk. (Kapacitet: 1,25 x max gasproduktion) Gaskedel procesvarme Gaskedel kw, inkl. procesvarmeanlæg Bygning til kedel m² bygning a kr/m² Bygning gasopgradring m² bygning a kr/m² Køb traffo stk. Gasopgradering fjernelse af CO 2 gas/time Carbotech kapacitet op til 1350 m³ bio Net injection, odorisering, metanreduktion gas/time Carbotech kapacitet op til 1350 m³ bio Nye bygninger og anlæg 500 m² bygning (9.000 kr./m²), m² mv. asfalt (500 kr./m²) SRO-anlæg El og kabler er delt ud på ovenstående poster Diverse teknik Diverse vand-, gylle-, gas- og varmerør mv. Køb af grund ( m²) Samlet investering Projektering % af samlet investering Diverse anlægsomkostninger Diverse 5 % til uforudsete Total Anlægsstøtte * Total med støtte % af samlet investering 5 % af investering

27 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 25 *: Det er forudsat, at der kun gives anlægsstøtte til selve biogasanlægget. Anlægsstøtten er derfor ens i scenarierne 0, 1, 2 og 4, da der ikke kan opnås anlægsstøtte til gasopgraderingsanlæg. 4.3 Driftsomkostninger og besparelser for biogasanlægget Fælles for de fem scenarier er, at driftsomkostningerne til administration, transport, personale, forsikringer samt el og forbrugsstoffer er 18,5 mio. kr. årligt, se Tabel 7. I scenario 0, 1, 4 og 5, hvor der købes højtørstof biomasse, er der herudover en årlig omkostning på 9,1 mio. kr. til energiafgrøder, som her er antaget at være majsensilage til 250,- kr./tons. De samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er dermed 27,7 mio. kr. I scenario 2 er prisen for højtørstof biomasse antaget at være 0,- kr./tons, hvormed de samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er 18,5 mio. kr. I scenario 4 opgraderes 1,8 mio. m 3 biogas og lagres kommercielt via naturgasnettet. Der er en omkostning forbundet til opgradering på 0,6 mio. kr. årligt 18. Der er taget udgangspunkt i et Pressure Swing Adsorption (PSA) opgraderingsanlæg, hvor driftsomkostningerne er tæt på lineær i forhold til biogasflowet gennem opgraderingsanlægget. PSA-anlægget har kapacitet til at kunne opgradere hele den producerede biogasmængde per time. Effektivt benyttes det kun ca. 64 dage pr. år. Ved opgradering af biogas og injektion i naturgasnettet vil der endvidere være udgifter til transmission 19, lager 20, 21 og distribution 22. Transmission, lager og distribution beløber sig for 1,8 mio. m 3 biogas (svarende til ca MWh) til 1,3 mio. kr. De samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er dermed 30,0 mio. kr. 18 Oplysninger fra Carbotech, baseret på rapporten Biogas til nettet, maj 2009, Dansk Gasteknisk Center 19 Transmissionsomkostningen er beregnet som et gennemsnit af Energinet.dks prognosen for årene Prisen for lagerleje i de to danske lagre har på auktioner i 2010 varieret mellem 3,7-5,75 øre/kwh og det vægtede gennemsnit har været 3,93 øre/kwh. Prisen er her indregnet med 3,9 øre/kwh. 21 Pris for variabel injection. Dong Energy (2010). 22 HNG/Naturgas Midt Nord (2010).

28 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 26 Tabel 7: Årlige driftsomkostninger, 1.000,- kr. Scenario 0, 1 og 5 Scenario 2 Scenario 4 Indkøb af energiafgrøder El og forbrugsstoffer Transmission, lager, distribution Vedligehold, biogasanlæg (sce. 4 også opgradering) Transport af biomasse (udliciteres) Opgradering Personaleomkostninger biogasanlæg inkl. vagtordning Forsikringer, anlægget Bestyrelse Revision Gødningsadministration Kontor og anden administration Omkostninger i alt Potentielle indtægtskilder for biogasanlægget pga. besparelser hos landmanden De landbrug, som leverer gylle til biogasanlægget, opnår besparelser som følge af biogasproduktionen i forbindelse med: 1. Gyllelagring og transport 2. Forbedret gødningsværdi Ad 1. Besparelserne ved gyllelagring opstår, idet landmanden får færre omkostninger til opbevaring af gylle. I praksis vil besparelsen være meget afhængig af den enkelte landmands driftsvilkår, men er i særdeleshed relevant i forbindelse med besætningsudvidelser, hvor etablering af ny lagerkapacitet er nødvendig samt ved overførelse af overskydende afgasset gylle. Når den afgassede gylle bringes tilbage til landmanden, kan den leveres tilbage alt efter landmandens ønsker, f.eks. i tanke ved udbringningsstedet frem for ved gården. Herved kan landbrugets omkostninger til udbringning blive reduceret. De seneste års strukturudvikling, hvor produktionen af kvæg og svin er blevet koncentreret, kan medføre et større besparelsespotentiale. Værdien af gyllelagring og transportbesparelser er baseret på oplysninger i FØIs rapport Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg (Fødevareøkonomisk Institut 2002) og opskrevet til 2010-priser. Ad 2. Afgasning af gyllen øger udnyttelsesgraden for næringsstofferne. Værdien af den forbedrede gødningsværdi er opgjort på baggrund af prisen på handels-

29 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 27 gødning, og forudsætter således, at landbruget er villig til at betale biogasanlægget for værdien af disse besparelser dvs. at værdien af besparelserne kan tælle som en indtægt i biogasanlæggets regnskab. I Tabel 8 vises en opgørelse over de samlede besparelser, og dermed hvor meget biogasanlægget kan forvente at få i indtægt fra de landmænd, som leverer til anlægget. Besparelserne er uafhængige af det valgte scenario. Det ses, at biogasanlægget årligt vil kunne modtage 1,7 mio. fra de landmænd (ca. 5 kr./t gylle), som leverer gylle til anlægget. Tabel 8: Værdi af besparelser for landbruget og dermed potentiel indtægt for biogasanlægget. Værdi pr. tons Tons pr. år Værdi i alt, kr. Gyllelagring 1, Transportbesparelse 0, Øget gødningsværdi 2, Total Anm.: Transportbesparelsen, som følge af, at biogasanlægget kan levere den afgassede gylle til decentrale tanke hos landmanden. Landmanden vil dermed kunne opnå en besparelse i form af mindre kørsel i forbindelse med udbringning. 4.4 Produktionspris pr. m 3 gas I det følgende præsenteres produktionsprisen med og uden værdien af besparelserne for landmanden. Årsagen hertil er, at besparelsespotentialet varierer meget, alt afhængig af den enkelte landmands karakteristika. Produktionsprisen, som ses i

30 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 28 Tabel 9 viser prisen opgjort: pr. m 3 biogas (65 pct. metan, 23,32 MJ/m 3 ) pr. kwh biogas (65 pct. metan, 23,32 MJ/m 3 )

31 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 29 Tabel 9: Produktionsomkostninger for de 4 scenarier med og uden indtægt fra landmandens besparelser. Kr./Nm 3 biogas Kr. / kwh biogas Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton). Inkl. værdi 2,96 0,46 Ekskl. værdi 3,12 0,48 Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,03 0,47 Ekskl. værdi 3,19 0,49 Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (0,- kr./ton) Inkl. værdi 2,16 0,33 Ekskl. værdi 2,32 0,36 Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,38 0,53 Ekskl. værdi 3,54 0,54 Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse og større reaktor Inkl. værdi 3,02 0,46 (250,- kr./ton) Ekskl. værdi 3,17 0,49 Figur 5 sammenstiller produktionsprisen for de enkelte scenarier. Det ses, at scenario 2 har den laveste produktionspris uanset om der tages højde for besparelser eller ej. Dette skyldes, at der i dette scenario ikke betales for højtørstof biomasse. I figuren er biogasprisen vist for kr./nm 3. Billedet er det samme såfremt prisen opgøres pr. kwh biogas. Figur 5: Produktionsprisen for biogas (kr./m 3 ) i de enkelte scenarier. 4,00 Kr./N m3 biogas 3,50 3,00 Inkl. besparelser Eksl. Besparelser 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 - Scenario 0: Jævn tilsætning, 250 kr./ton Scenario 1: Sæsonvariation, 250 kr. Scenario 2: Sæsonvariation, 0 kr. Scenario 4: Lagring i naturgasnet, 250 kr. Scenario 5: Sæsonvariation, 250 kr., Stor reaktor

32 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 30 Tabel 10: Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de fire øvrige scenarier eksklusiv besparelser for landmanden. Difference mellem scenario Kr. Nm 3 biogas Kr. /kwh biogas 0 (jævn / 250,- kr/t) og 1 (sæson / 250,- kr./t) 0,07 0,01 0 og 2 (sæson / 0,- kr./tons) - 0,80-0,12 0 og 4 (sæson opgrad. /250,- kr./t) 0,41 0,06 0 og 5 (sæson, stor reaktor /250,- kr./t/) 0,05 0,002 1 (sæson/250,- kr./t) og 4 (sæson opgrad/250,- kr./t) 0,34 0,05 Anm.: Forskellen er uafhængig af om værdien af besparelser medtages eller ej. Tabel 10 viser, hvor meget produktionsprisen stiger pr. m 3 gas, når gasproduktionen sæsonreguleres. Dette er et udtryk for den gevinst, sæsonreguleringen skal give på afsætningssiden for at modsvare den meromkostning, det giver. Dvs. at meromkostningen ved produktionen af biogas som minimum skal kunne dækkes af den øgede værdi som det opnås ved fx at forskyde varmeproduktionen. I Tabel 10 ses, at såfremt der foretages sæsonvariation ved at tilsætte biomasse i vinterperioden, så vil det give anledning til en meromkostning på 0,05 kr./ m 3 biogas. Dette svarer til et indtægtstab for biogasanlægget på ca ,- kr., hvis prisen på biogassen antages at være den samme uanset om der sæsonreguleres eller ej eller den øgede værdi som et mersalg af fx varme skal kunne generer. Såfremt det er muligt at få højstof biomassen gratis, falder produktionsprisen med 80 øre pr. m 3 biogas i forhold til referencescenariet. Såfremt en del af gassen opgraderes og lagres kommercielt via naturgasnettet (1,88 mio. m 3 biogas) og den resterende del ikke opgraderes og afsættes traditionelt, øges produktionsomkostningen med 41 øre pr. m 3 biogas. Ved jævn tilsætning af højtørstof biomasse over sommeren vil biogasanlægget i højre grad have mulighed for at kunne modtage højtørstof biomasse, der er billigere end 250,- kr./tons fx overskuds-/fordærvet foder, nyhøstede biomasser mv., Anlægget vil kunne modtage op til 100 tons/dag uden forudgående ensilering eller når biomassen er til rådighed i sommerperioden. Produktionsprisen for biogas på en given lokalitet vil i høj grad være påvirket af: Hvor meget højtørstof biomasse, der findes lokalt, der er billigere end 250,- kr./tons Hvor meget biogas, der kan anvendes lokalt til kraftvarmeproduktion eller hvor meget der evt. skal opgraderes og sælges via naturgasnettet Hvor meget af højtørstof biomassen der kan tilsættes jævnt hen over året

33 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 31 Det primære biomassepotentiale til biogas i Danmark er gylle og energiafgrøder, og prisen for at producere biogas kan derfor forventes at ligge tættere på produktionsprisen pr. m 3 i scenarierne 0 og 1 (3,19 kr/m 3 biogas), hvor al biomasse købes til 250,- kr./tons. Det koster 0,34 kr/m 3 biogas mere, at opgradere biogas og lagre den kommercielt via naturgasnettet end at tilsætte højtørstof biomasse i vinterhalvåret (differencen mellem scenario 1 og 4). De lokale afsætningsmuligheder for biogas vil afgøre, hvilken af de tre løsninger eller kombinationer heraf det enkelte biogasanlæg kan eller vil vælge. 4.5 Betydning af energiafgrøder og potentialet herfor Tilsætning af energiafgrøder er en forudsætning for at gasudbyttet bliver tilstrækkelig stort til at investeringen kan forrentes. Jo større andel energiafgrøder desto større gasproduktion. Energiafgrøder er imidlertid forbundet med en omkostning dvs. de samlede driftsomkostninger øges jo større andel energiafgrøder, som tilsættes. I det følgende tages udgangspunkt i scenarium 5, dvs. at højtørstof biomasse anvendes til at øge gasproduktionen i vintermånederne. Den samlede produktionspris pr. m 3 biogas vurderes ved forskellige andele tilsat energiafgrøde. Produktionsprisen er vist i Figur 6 for 0 til 20 pct. tilsat energiafgrøde (målt i tons). I henhold til Grøn Vækst er det højst tilladt at tilsætte 25 pct. i m 3 og da majsensilage vejer 0,8 ton/m 3 svarer 25 pct. i m 3 til 20 pct. input af majsensilage i tons. Af Figur 6 fremgår at produktionsomkostningen pr. m 3 biogas er 3,76 kr. såfremt der ikke tilsættes energiafgrøde til biogasanlægget. Over 2/3 af de samlede produktionsomkostninger udgøres af faste driftsomkostninger dvs. omkostninger til transport, el og forbrugsstoffer, mm. Såfremt energiafgrøder tilsættes falder produktionsomkostningen pr. m 3 biogas. Gasudbyttet øges fra 6,8 m 3 biogas til 8,7 mio. m 3 biogas, når der tilsættes 5 pct. energiafgrøde. Samtidig øges de samlede produktionsomkostninger med 4,6 mio. kr., som netop er omkostningen til køb af energiafgrøde. Det betyder, at produktionsprisen pr. m 3 biogas ved 5 pct. energiafgrøde bliver 3,43 kr. Af denne pris udgør 60 pct. faste driftsomkostninger, 15 pct. omkostninger til energiafgrøde og de resterende 25 pct. kapitalomkostninger.

34 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 32 Figur 6: Produktionspris pr. m3 biogas. Som supplement til scenario 2 er det endvidere undersøgt hvilken betydning varierende priser på energiafgrøder har på produktionsprisen på biogas. Konkret er der set på, hvor meget en halvering (dvs. 125,- kr./ton) eller en 50 pct. forøgelse (dvs. 375,- kr./ton) af prisen på energiafgrøder vil betyde. Resultatet fremgår af

35 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 33 Figur 7. Den blå søjle viser den samlede produktionsomkostning pr. m 3 biogas og den vertikale linje viser hvor meget produktionsprisen ændres ved en 50 pct. lavere eller højere pris. En halvering i prisen på energiafgrøde vil bevirke, at produktionsomkostningen pr. m 3 biogas falder endnu mere end før jo større andel energiafgrøde, som tilsættes. En højere pris vil derimod bevirke, at den økonomiske gevinst ved at tilsætte energiafgrøder mindskes.

36 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 34 Figur 7: Betydning af varierende priser på energiafgrøder på produktionsomkostningen. 4,00 4,00 3,50 3,50 3,00 3,00 kr./m3 biogas 2,50 2,00 1,50 2,50 2,00 1,50 1,00 1,00 0,50 0,50 0,00 0% 5% 10% 15% 20% 0,00 Tilsættes den højst tilladte andel energiafgrøde - 20 pct. og prisen halveres falder produktionsomkostningen til ca. 2,4 kr./m 3 biogas. Heraf udgør omkostningerne til energiafgrøde og faste omkostninger hver 42 pct., mens kapitalomkostningerne udgør 16 pct. Konklusionen er dermed, at jo flere energiafgrøder der tilsættes, desto lavere bliver produktionsomkostningen pr. m 3. Dette gælder for en grænse for op til 20 pct. tilsat biomasse 23. Da produktionsprisen kan reduceres ved tilsætning af biomasse er det relevant at se på potentialet herfor. I Tabel 11 nedenfor vises potentialet for biogasproduktion baseret på husdyrgødning, enggræs, energiafgrøder og efterafgrøder i Danmark. Der udnyttes i dag kun en begrænset del af det samlede husdyrgødningspotentiale, idet det samlede biogaspotentiale baseret på husdyrgødning er 29 PJ og der udnyttes kun 1 PJ. En del landbrug er dog små eller det er måske ikke alle landmænd, som er interesseret i at bioforgasse gødningen. Det tilgængelige potentiale vurderes derfor at være 75 pct. af det samlede potentiale. Det tilgængelige potentiale for enggræs er 3 PJ, for energiafgrøder 42 PJ og efterafgrøder 14 PJ. Det største potentiale findes i Region Syddanmark og Region Midtjylland. Biogaspotentialet er imidlertid noget større for energiafgrøder (ca. 0,617 m 3 pr. kg tørstof) end for enggræs og efterafgrøder (ca. 0,38 m 3 pr. kg tørstof). Endvidere er høst- og transportomkostningerne meget høje for enggræs og efter- 23 Dette er både en grænse i forhold til anlægsstøtte og i forhold til det valgte anlægsdesign

37 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 35 afgrøder og de vil ofte overstige værdien af biomassen. Det samlede tilgængelige biogaspotentiale fra landbruget er 81 PJ. Region Hovedstaden, 1000 m3 Region Midtjylland, m3 Region Nordjylland, m3 Region Sjælland, m3 Region Syddanmark, m3 Hele landet, m3 Tabel 11: Det tilgængelige potentiale for energiafgrøder, m Husdyrgødning Enggræs Energiafgrøder Efterafgrøder I alt Hele landet, PJ Biomasse potentiale til biogas i Danmark, Energinet.dk 2010,

38 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 36 5 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE En samfundsøkonomisk analyse adskiller sig fra en driftsøkonomisk analyse ved at se på det konkrete projekt fra samfundets perspektiv i stedet for investors. Dvs. at økonomien betragtes ud fra det danske samfunds samlede perspektiv og ikke blot et enkelt biogasanlæg. Dette har en række konsekvenser for den anvendte metode, f.eks. inddrages tilskud og afgifter ikke i en samfundsøkonomisk analyse, da de blot ses som overførsler af midler fra en aktør til en anden. Der er således ikke en reel ressourceomkostning knyttet til en sådan overførsel 25. I en samfundsøkonomisk analyse inddrages til gengæld miljøeffekter, da de også kan være en omkostning/gevinst for samfundet, selv om de ikke er opgjort i kroner og ører. En miljøeffekt - også kaldet en miljøeksternalitet kan påvirke befolkningen eller naturen negativt og derfor medføre en samfundsøkonomisk omkostning. Rent teknisk opgøres alle priser i en samfundsøkonomisk analyse i såkaldte køberpriser eller markedspriser. Dette betyder, at de faktiske investerings- og driftsomkostninger opskrives med den såkaldte nettoafgiftsfaktor på 1, Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøministeriets gældende vejledninger for udførsel af samfundsøkonomiske analyser. Overordnet gælder, at Finansministeriets vejledning anvendes i forbindelse med metodiske problemstillinger. Energistyrelsens vejledning ved prissætning af varme og Miljøministeriets vejledning anvendes ved prissætning af miljøeffekter. 25 Dette er tilfældet, så længe der ses bort fra skatteforvridningstabet. Såfremt et projekt finansieres af offentlige midler, skal anlægsudgiften korrigeres for dette tab. 26 Finansministeriet er ved at opdatere deres vejledning i samfundsøkonomisk analyse. I forbindelse med beregninger af klimastrategien bruges en nettoafgiftsfaktor på 1,35, som formentlig vil være nettoafgiftsfaktoren i Finansministeriets opdaterede vejledning. Af hensyn til den officielle vejledning bruges imidlertid stadig tallene i den eksisterende vejledning, hvor nettoafgiftsfaktoren er 1,17.

39 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 37 I forbindelse med beregning af annuiteter er anvendt en diskonteringsrente på 6 pct. i overensstemmelse med vejledningen 27. Samtlige priser er opgivet som faste 2010-priser. 5.1 Anlægsinvesteringer Anlægsudgiften svarer til den driftsøkonomiske anlægsudgift, dog skal udgiften korrigeres for nettoafgiftstabet, og der skal ikke tages højde for anlægstilskuddet. Tabel 12 viser den samfundsøkonomiske anlægsudgift for de fem scenarier. Tabel 12: Samfundsøkonomisk anlægsudgift, kr. Scenario 0, 1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 Anlægsudgift Nettoafgiftstab Samlet samfundsøkonomisk anlægsudgift Samfundsøkonomisk annuitet Anm.: Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (0,- kr./ton). Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton og stor reaktor). 5.2 Driftsomkostninger og besparelser samt eksternaliteter Driftsomkostningerne og besparelserne er lig omkostningerne og besparelserne i den driftsøkonomiske analyse, dog korrigeres for nettoafgiftstabet. Afgasning af gylle medfører en række gevinster for samfundet, som ikke umiddelbart giver landmanden værdi, også kaldet positive miljøeksternaliteter. Disse eksternaliteter er: 1. Reduceret drivhusgasudledning 2. Reduceret kvælstofudledning 3. Reduceret lugt Ad 1. Emissionen af metan og lattergas er mindre fra afgasset gylle end fra rågylle. Sammenlagt reduceres metan og lattergasudledningen med knap ton CO 2 -ækv. pr ton gylle dvs. 0,03 ton CO 2 -ækv. pr. ton. Biogasprodukti- 27 I beregningen tages udgangspunkt i annuiteter frem for en nutidsværdibetragtning. Målet med analysen er at vise produktionsomkostningen pr. produceret m3 biogas. De to tilgange vil give det samme resultat, dog er annuitetstilgangen mere gennemsigtig, idet fokus kun er på et repræsentativt år. Derudover tages traditionelt udgangspunkt i annuitetsberegninger i samfundsøkonomiske analyser af biogasanlæg (se fx Nielsen et al. 2002).

40 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 38 onen påvirker også udledningen af CO 2. Dels reduceres udledningen af CO 2, når den producerede biogas substituerer andre brændsler i forbindelse med el- og varmeproduktion. På den anden side sker der en øget udledning af CO 2 i forbindelse med transport af gyllen. I denne beregning ses der bort fra anvendelse af den producerede biogas, og der tages derfor ikke hensyn til substitutionseffekten. Den øgede CO 2 - udledning fra transport er estimeret til knap 600 ton, jf. Tabel 13. Samlet set reduceres drivhusgasudledningen med tons CO 2 -ækv. som følge af biogasbehandlingen. Ifølge Energistyrelsen er den samfundsøkonomiske CO 2 kvotepris 242 kr./co 2 -ækv. 28 svarende til, at værdien af den reducerede drivhusgasemission er knap 2 mio. kr. årligt. Tabel 13: Drivhusgasemission ved bioforgasning. Emission, ton Emission, ton CO2- ækv Værdi, mio. kr. Reduceret metan ,82 Reduceret lattergas ,29 Øget CO 2 udledning ,14 I alt ,97 Ad 2. Der sker en mindre udvaskning af næringsstoffer fra afgasset gylle end fra rågylle. Værdien heraf er ca. 4,5 kr. pr. ton gylle svarende til 40,- kr. pr. kg reduceret nitrogen. Ad 3. Sidste gevinst opstår, idet afgasset gylle lugter mindre end rågylle. Værdien af mindsket lugt er knap 7,- kr. pr. ton gylle. Tabel 14 opsummerer den samfundsøkonomiske værdi af driftsudgifter og besparelser samt værdien af miljøeksternaliteterne. Det ses, at værdien af besparelser og eksternaliteter er ens for samtlige scenarier. Værdien heraf er 7,2 mio. kr. 28 Ifølge Energistyrelsens nyeste vejledning fra april 2010 stiger CO2 kvoteprisen gradvist fra år 2010 til I beregningerne er anvendt et simpelt gennemsnit som udtryk for kvoteprisen, idet der tages udgangspunkt i et repræsentativt år i annuitetsberegningerne.

41 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 39 Tabel 14: Samfundsøkonomisk årlig værdi af driftsudgifter og besparelser samt eksternaliteter. Scenario 0: Jævn tilsætning over året af højstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (0,- kr./ton) Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) Scenario 5: Sæsonvariation (250,- kr./ton), stor reaktor Drift og vedligehold Værdi af reduceret drivhusgasemission, CO2 ækv Besparelser opnået i forbindelse med gyllelagring og transport Forbedret gødningsværdi Reduceret N udvaskning Lugtreduktion Anm.: Drift og vedligehold er fremkommet ved at korrigere tallene i Tabel 7 med nettoafgiftstabet. 5.3 Samfundsøkonomisk produktionspris Nedenstående to tabeller (Tabel 15, Tabel 16) viser den samfundsøkonomiske produktionspris i de betragtede scenarier. På trods af at værdien af flere gevinster medtages i den samfundsøkonomiske analyse end i den driftsøkonomiske analyse, er den samfundsøkonomiske produktionspris højere end den driftsøkonomiske produktionspris. Dette skyldes især, at anlægsstøtten på 20 pct. ikke medtages i den samfundsøkonomiske analyse. Herved bliver kapitalomkostningen en del højere. Tabel 15: Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger. Kr./Nm 3 biogas Kr. / kwh biogas Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højstof biomasse (250,- 3,14 0,48 kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) 3,21 0,49 Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (0,- kr./ton) 2,20 0,34 Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton) 3,63 0,56 Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (250,- kr./ton), stor reaktor 3,20 0,49

42 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 40 Figur 8 sammenligner produktionsprisen for biogas i de enkelte scenarier. Da omfanget af eksternaliteter ved produktionen ikke er forskellig mellem de enkelte scenarier, påvirkes rangordningen, som blev fundet i den driftsøkonomiske analyse, ikke. Scenario 2 har de laveste samfundsøkonomiske produktionspriser, mens scenario 4 har de højeste. Figur 8: Samfundsøkonomisk produktionspris (kr./m 3 biogas) i de enkelte scenarier. 4,00 Kr./Nm3 biogas 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 - Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højstof biomasse (250 kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (250 kr./ton) Scenario 2: Sæsonvariation med tilsætning af højstof biomasse (0 kr./ton) Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning af højstofbiomasse (250 kr./ton) Scenario 5: Sæsonvariation med tilsætning af højsofbiomasse (250 kr./ton), stor reaktor Tabel 16 ser på forskellen i den samfundsøkonomiske produktionsomkostning mellem scenario 0 og de øvrige 4 scenarier. I lighed med den driftsøkonomiske analyse ses, at scenario 1, 4 og 5 kræver en ekstra samfundsøkonomisk gevinst på afsætningssiden i forhold til scenario 1, mens scenario 2 er billigere. Tabel 16: Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de tre øvrige scenarier. Difference mellem Kr./m 3 Biogas Kr./kWh biogas 0 og 1 0,07 0,01 0 og 2-0,95-0,15 0 og 4 0,48 0,07 0 og 5 0,06 0,01

43 Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 41 REFERENCER DGC (2009): Biogas til nettet. Dong Energy (2010): Products and prices. roductsandprices.aspx Energistyrelsen (2009): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, maj Energistyrelsen. Finansministeriet (1999): Vejledning i udarbejdelse af samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger. Finansministeriet. HNG/Naturgas Midt Nord (2010): Priser og forbrug Jensen, T.K. (2009): Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center Miljøministeriet (2010): Samfundsøkonomisk vurdering af miljøprojekter. Miljøministeriet. Ministeriet for Fødevarer, Landbrug og Fiskeri (2010): Investeringer i biogas vejledning om tilskud til projekter vedrørende investringer i anlæg til fremstilling af biogas, September 2010, Ministeriet for Fødevarer, Landbrug og Fiskeri Nielsen, L.H., K. Hjort-Gregersen,P. Thygesen og J. Christensen(2002): Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg - med tekniske og selskabsøkonomiske baggrundsanalyser. Fødevareøkonomisk Institut Regeringen (2009): Aftale om Grøn Vækst. %20V%E6kst-aftale_final.pdf Statsforvaltningen Nordjylland (2009): Analyse af jordbrugserhvervene. Statsforvaltning Nordjylland.