Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE AF BIOGASPRODUKTION

Transkript

1 Energinet.dk Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE AF BIOGASPRODUKTION Marts 2010

2 Energinet Biogas DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- LYSE AF BIOGASPRODUKTION Marts 2010 Denne rapport er udarbejdet for Energinet.dk i perioden august 2009 til marts Rapporten er udarbejdet i forbindelse med det fælles udredningsarbejde vedrørende biogas Endelig 3 Marts 2010 ASM CKD NBa Udgave Betegnelse/Revision Dato Udført Kontrol Godkendt Konsulenterne Sortemosevej 2 Telefon DK-3450 Allerød Fax Tilsluttet F.R.I niraskon@niraskon.dk

3 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 1 1. FORMÅL MED OG RESULTATER AF ANALYSEN Formål Baggrund Resultat af analysen FORUDSÆTNINGER FOR DEN DRIFTØKONOMISKE ANALYSE Biomasse og gasproduktion Scenarier Investering i biogasanlæg anlægsoverslag Scenario Scenario Driftsomkostninger Finansiering og driftsøkonomisk resultat Scenario SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE Generel metode Investeringsomkostning Besparelser hos landmanden Eksternaliteter for samfundet Øvrige forudsætninger Samfundsøkonomisk pris på biogas Ikke prissatte eksternaliteter Regulerkraft Nødforsyning i Naturgasnettet Forsyningssikkerhed Arbejdspladser land by Veterinære aspekter Recirkulering af fossil fosfor Opfyldelse af danske målsætninger for Vedvarende energi og reduktion af CO2 i landbrug og evt. transport BILAG BILAG

4 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 2 1. FORMÅL MED OG RESULTATER AF ANALYSEN 1.1 Formål Hovedformålet med denne analyse er at få afdækket de drifts- og samfundsøkonomiske konsekvenser af, at producere biogas og evt. opgradere det til naturgasnettet. Der er således taget udgangspunkt i at beregne, hvad det koster at producere 1 m 3 gas (regnet både som biogas (65 pct. metan), metan (100 pct. metan, 35,88 MJ/Nm 3 ) og Naturgas (ækvivalent med 39,58 MJ/Nm 3 )). 1.2 Baggrund Der er taget udgangspunkt i et biogasanlæg, der kan behandle 550 m 3 biomasse pr. dag svarende til m 3 biomasse pr. år baseret på 90 pct. gylle og 10 pct. anden biomasse til at forøge tørstofinputtet og gasproduktionen. Det er antaget at anden biomasse har et tørstof på 25 pct. og et gaspotentiale på 85 m 3 pr. ton. Der er regnet på en gasproduktionspris for 9 forskellige scenarier, der adskiller sig ved forskellig størrelse gaslagre, længde af gasledning til ekstern aftager og i 3 scenarier er der inkluderet et opgraderingsanlæg, således at biogassen kan afsættes til naturgasnettet (beskrivelse af scenarier se afsnit 2.2). I det ene scenarie, hvor biogas opgraderes, antages at biogassen kun opgraderes, når den ikke kan anvendes direkte til kraftvarme. 1.3 Resultat af analysen Resultatet af den driftsøkonomiske analyse viser en break even metanpris under forudsætning af, at der opnås 20 pct. anlægstilskud og at den øvrige kapital forrentes med 5 pct. p.a. for de 9 scenarier. Resultatet ses af i Tabel 2. Endvidere er der beregnet en ækvivalent natur- og biogaspris. Den laveste produktionspris opnås i scenarie 1 (5 km gasledning og 4 timer gaslager) hvor produktionsprisen er 3,79 kr/m 3 metan (CH 4 ) og den højeste produktionspris fås i scenarie 5 (5 km gasledning og opgradering af hele biogasmængden) på 4,56 kr/m 3 metan (0,78 kr/m 3 metan mere end scenarie 1).

5 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 3 Tabel 1. Produktionsomkostninger beregnet pr. m 3 metan (CH 4 ), naturgas (NG) og biogas Pr. m3 solgt CH4 Scenario Driftsomkost. Kapitalomkost. Break even gaspris Difference Nr. kr./m3 CH4 kr./m3 CH4 kr./m3 CH4 til scenrio 1 1 Biogasanlæg delvis varmeafsætning sommer 2,84 0,95 3,79-2 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (flere DKV'ERE) 2,84 1,15 3,98 0,20 3 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (større DKV) 2,84 1,35 4,18 0,40 4a Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 1) 2,84 1,04 3,88 0,09 4b Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 2) 2,84 1,22 4,06 0,27 4c Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 3) 2,84 1,44 4,28 0,49 5 Biogasanlæg fuld opgradering 3,34 1,22 4,56 0,78 6 Biogasanlæg fælles opgradering (forbundne biogasanlæg) 3,34 1,18 4,52 0,73 7 Biogasanlæg delvis opgradering delvis DKV 3,01 1,22 4,23 0,44 I nedenstående Tabel 2 ses, at den samfundsøkonomiske biogaspris i scenarie 1 under de givne forudsætninger skal være på 4 kr./m 3 biogas for at det samfundsøkonomisk er rentabelt at producere biogas (svarende til 6,1 kr./m 3 metan og 6,7 kr./m 3 Naturgas). I de øvrige scenarier skal prisen være op til 1,1 kr./m 3 biogas højere. Tabel 2. Samfundsøkonomisk produktionspris for biogas Scenario a 4b 4c Samfundsøkonomisk gaspris for at sikre balance. kr./m 3 CH 4 6,1 6,7 7,2 6,4 6,9 7,5 7,9 7,7 7,3 Samfundsøkonomisk gaspris for at sikre balance. kr./m 3 biogas 4,0 4,4 4,7 4,2 4,5 4,9 5,1 5,1 4,8 Merpris pr. m 3 biogas ifht. scenario 1 0,4 0,7 0,2 0,5 0,9 1,1 1,1 0,8

6 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 4 2. FORUDSÆTNINGER FOR DEN DRIFTØKONOMISKE ANALYSE 2.1 Biomasse og gasproduktion I de følgende kapitler tages der i beregningerne udgangspunkt i et biogasanlæg, som kan behandle 550 tons biomasse pr. dag, svarende til tons biomasse pr. år. Det antages, at anlægget behandler 90 pct. gylle (45 pct. kvæg/45 pct. svin) og 10 pct. anden biomasse. Der er ikke taget stilling til hvilken type anden biomasse, der modtages på biogasanlægget, men det forudsættes at have et tørstof på 25 pct. og et gaspotentiale på 85 m 3 CH 4 /ton for at forøge den modtagne mængde tørstof og for at løfte gasproduktionen. Selvom anden biomasse kun udgør 10 pct. af input, står den for 40 pct. af gasproduktionen. Denne biomasse vil både kunne være energiafgrøder (forskellig ensilage) og organiske affaldsfraktioner. I Tabel 3 ses den beregnede biogasproduktion 1. Tabel 3. Biogas/Metanproduktion fra de antagne bio-ressourcer, der tilføres biogasanlægget. Metanpotentiale m3 CH4/t Biomasse tons/år Metanproduktion m3 CH4 /år Biomasse Kvæggylle 9% TS Svinegylle 4,5% TS Organiskaffald 25% TS I alt Gasproduktion m3 CH4/ton 21 Biogasproduktion/ton (65% metan) 32 TS=Tørstof, CH4=Metan Ovenstående biomassesammensætning egner sig til en termofil udrådning ved 53 C (vurderet ud fra indholdet af kvælstof i kg/ton). Der vil således være et behov for opvarmning af biomassen til 53 C i udrådningstanken, men en stor del af varmen genbruges via varmeveksling (ca. 40 C). Netto opvarmningsbehovet for at opnå procestemperaturen vil således kun være på ca. 15 C (inklusiv varmetab fra udrådningstanken). Det antages, at opvarmningen foretages med 1 Baggrundsdata se: Gylle: Fremtidens Biogasfællesanlæg Nye anlægskoncepter og økonomisk potentiale, Fødevareøkonomisk Institut Rapport nr Biomasse: fx græsensilage

7 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 5 gaskedel på biogasanlægget (virkningsgrad 90 pct.), hvorfor der vil være et behov for egetforbrug af gas på m 3 CH 4 /år. I Tabel 4 ses den mængde metan og biogas, der vil kunne sælges fra biogasanlægget. Det antages således ikke, at der produceres el og varme på selve anlægget (udover procesvarmen), og der indgår således heller ikke en omkostning til en elproducerende motor. Tabel 4: Metangas, der årligt kan sælges fra biogasanlægget inkl. omregninger til salg/time, effekt og tilsvarende biogasmængde Metangasproduktion i alt m3/år Metangas til procesvarme m3/år Metangas til salg m3/år Metangas salg pr. time 439 m3/time Effekt 4,4 MW Årlig biogassalg m3 Biogas salg pr. time 676 m3/time 2.2 Scenarier Det undersøges i scenarierne hvordan drifts- og samfundsøkonomien påvirkes ved forskellige strategier til at opnå øget fleksibilitet ved brug af biogas, og der ses således flere scenarier for forbrug af biogas. Scenarierne er vist i Figur 1 og er overordnet beskrevet i Tabel 5. I analysen vil det blive undersøgt om investeringen i yderligere fleksibilitet påvirker produktionsprisen for biogassen. Der tages udgangspunkt i 9 forskellige scenarier hvor der indgår forskellige længder på biogasledningen, størrelser på biogaslager og opgraderingsanlæg (uden tilsætning af propan). Scenarierne er skitseret i Figur 1. Figur 1. Ni scenarier for biogasanvendelse der anvendes i analysen.

8 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 6 I scenarie 1-3 sendes biogassen i 5, 12,5 og 20 km biogasledninger til kraftvarmeproduktion, der inkluderes et 4 timers gaslager til udjævning af gasproduktionen. Scenarie 4 opdeles i 3 underscenarier. Disse underscenarier kombinerer forudsætningerne i scenarie 1, 2 og 3 med 12 timers lagring af gas. Dvs. i scenarie 4a kombineres lagring med afsætning af gassen til et mindre kraftvarmeanlæg. I scenarie 4b kombineres lagring med afsætning af gassen til to kraftvarmeanlæg og i scenarie 4c kombineres lagring med afsætning af gassen til et større kraftvarmeanlæg. I scenarie 5 og 6 etableres en 5 km gasledning og hele biogasproduktionen opgraderes i henholdsvis et opgraderingsanlæg med kapacitet til ét eller to 550 tons/dag biogasanlæg. Da investeringsomkostningerne pr. m 3 gas falder med størrelsen af opgraderingsanlægget. I scenarie 7 anvendes biogassen delvist til kraftvarme og opgraderes delvist. Biogassen anvendes direkte til kraftvarme svarende til driftsmønsteret for et naturgasfyret kraftvarmeværk under 10 MW og opgraderes de resterende timer. Der tages udgangspunkt i produktionsmønsteret beregnet i SIVAEL for år Hvor kraftvarmeværket producerer el og varme i 66 pct. af årets timer.

9 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 7 Tabel 5. De 9 scenarier der er estimeret anlægsoverslag for og de elementer der indgår i overslaget Scenarie Beskrivelse Øget investering ifht. Afsætning Basisscenarie 1 (basis) Biogasanlæg tilknyttet ét KV (basisscenarie) - Bortkølig af varme om sommeren Jævn elproduktion 2 Biogasanlæg tilknyttet to KVer Ekstra biogasledning Ingen bortkøling af varme Jævn elproduktion 3 Biogasanlæg tilknyttet stort KV Øget ledningslængde Ingen bortkøling Jævn elproduktion 4 (a, b og c) Lagring af biogas Gaslager Varmeafsætning og virkningsgrader varieres i a, b og c som i sce. 1, 2, 3 Øget gennemsnitlig elpris 5 Fuld opgradering Opgraderingsanlæg Ingen bortkøling af varme Øget gennemsnitlig elpris 6 Fællesopgradering Opgraderingsanlæg Besparelse i opgraderingsanlæg pga. stordriftsfordele Ingen bortkøling af varme Øget gennemsnitlig elpris 7 Delvis opgradering Opgraderingsanlæg Besparelse i driften af opgradering pga. anvendelse til KV ved høj elpris Ingen bortkøling af varme Øget gennemsnitlig elpris 2.3 Investering i biogasanlæg anlægsoverslag Der er estimeret et anlægsoverslag tilpasset de påkrævede modtageforhold i forhold til biomassesammensætning og -mængde samt et gassystem svarende til biogasproduktion beskrevet i afsnit 2.1. Endvidere er anlægsoverslaget tilpasset at gassen sælges ab biogasledning (5 km ledning). Anlægget er baseret på følgende forudsætninger. 1. Processen opvarmes til en temperatur på 53 C 2. Procesvarme produceres på en kedel på biogasanlægget ca. 9 pct. af gasproduktionen går til opvarmning af processen 3. Biomasse hygiejnieseres ved 70 C, 1 time på biogasanlægget 4. Gas sælges via gasledning til ekstern, driftsomkostninger er medtaget 5. Biogasanlægget er fuldt automatiseret ved hjælp af Styring, Regulering og Overvågningsanlæg (SRO-anlæg) 6. Standard gaslager på 4 timer (scenario 4 dog 12 timer se afsnit 2.6) 7. I opgraderingsscenarier er der ikke medtaget udstyr til tilsætning af propan

10 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side Scenario 1 Tabel 6. Scenario 1. Anlægsoverslag for et 550 tons pr. dag biogasanlæg ( tons/år) inklusiv gasledning til ekstern aftager og inklusiv kompressor til at kunne eksportere biogassen Biogasanlæg delvis varmeafsætning sommer Nr Overslag over biogasanlæg kr. Beskrivelse/kapacitet 1 Tankvogn - Er udliciteret og indgår i driftsudgifterne 2 Brovægt stk. 3 Fortank m³ ( ca 5 dages opholdstid) 4 Rådnetanke m³, opholdstid 17 dage 5 Efterlager betontanke m³ ( ca 10 dages opholdstid) 6 Hygiejniseringsmodul m³, til 55 t/d husholdningsaffald 7 Modtagelse af tipbart affald m³ tank med låg, lemme og coatning (7 dages opholdstid) 8 Læsse-, losse og vaskehal m², 8000 kr./m² 9 Gasrensning x60 m³, kap. 1200m³/h 10 Lugtbehandling Kemisk filter, m³/h 11 Varmegenindvinding gylle Genindvinding af 40 C 12 Gaslager m³, 4 t gasproduktion 13 Gasfakkel stk (1300 m³/h) 14 Gaskedel procesvarme Gaskedelanlæg 800 kw ex motor, inkl. procesvarmeanlæg 15 Bygning til kedel m² bygning a kr./m² 16 Bygning kompressorrum gasopgr Købs traffo stk. (kun til køb af el, ingen motor) 18 Gasledning til ekstern km ledning, 4 km åbent land, 1 km by, kompressorsys. 19 Gasopgradering - fjernelse af CO2-20 Netinjection, odorisering, metanreduktion - 21 Nye bygninger og anlæg m² bygning (8.000 kr./m²), m² asfalt (500 kr./m²) 22 SRO-anlæg Ekskl. el og kabler, tillæg da gasledning 23 Diverse teknik Diverse vand-, gylle-, gas- og varmerør mv. 24 Køb af grund ( m²) Samlet investering (afrundet) Projektering % af samlet investering 26 Diverse anlægsomkostninger % af samlet investering 27 Diverse 5 % til uforudsete % af investering Total investering (afrundet) Den samlede anlægsoverslag for biogasanlæg inklusiv gaskedel til procesopvarmning er estimeret til 57,6 millioner kr. samt 5 km biogasledning fra biogasanlægget til modtager af biogas, men eksklusiv lastbiler 2. Anlægsoverslaget er baseret på priser indhentet på nøglekomponenter (tanke og større maskinudrustning) samt erfaringspriser fra eksisterende biogasanlæg. Gasledningen er baseret på priser for materialer og etableringsomkostninger fra V&S håndbogen 2009 samt erfaringspriser (se også BILAg 1) Scenario 2-7 Anlægsoverslaget for biogasanlægget i de øvrige 8 scenarier er overordnet ens, dog med de forskelle, der er vist i Tabel 5 med hensyn til længde på biogasledning, størrelse på gaslager og om der er medtaget et opgraderingsanlæg. Investeringen i de enkelte scenarier kan ses i Fejl! Henvisningskilde ikke fundet.. I 2 Det er antaget at transporten er udliciteret til eksterne transportfirmaer og indgår derfor kun i driftsomkostningerne

11 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 9 nedenstående tabel er investeringen i forhold til inputmængden og relativt til scenario 1 beregnet. Tabel 7. Anlægsoverslag for i de 9 scenarier for forskellig anvendelse af biogas Scenario Investering Difference Nr. afrundet 1000 kr. kr./ton til scenario 1 1 Biogasanlæg delvis varmeafsætning sommer Biogasanlæg fuld varmeafsætning (flere DKV'ERE) Biogasanlæg fuld varmeafsætning (større DKV) a Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 1) b Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 2) c Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 3) Biogasanlæg fuld opgradering Biogasanlæg fælles opgradering (forbundne biogasanlæg) Biogasanlæg delvis opgradering delvis DKV Scenario 5, 6 og 7 er uden investering i udstyr til propantilsætning, der ville forøge investeringen med ,- kr., da det antages, at krav om propantilsætning for at justere brændværdi vil bortfalde inden opgradering bliver relevant. Investeringen uden opgradering svinger mellem 57,6 til. og 87,4 millioner kr. og med opgraderingsanlæg 71,5 til 74,2 millioner kr. 2.4 Driftsomkostninger Følgende forudsætninger er indregnet for driftsudgifter til biogasanlægget og indgår således i alle scenarier. Tabel 8. Driftsomkostninger for et 550 tons biogasanlæg til gylle og husholdningsaffald. De væsentligste driftsudgifter er mærket med gult. Biogasanlæg 550/ton pr. dag Driftsomkostninger kr. kr./tons Fordeling % Transport af biomasse (udliciteres) % Vedligehold, biogasanlæg % Personaleomkostn. biogasanlæg % El % Administration (forsikring, bestyr., rev., mv.) % Forbrugsstoffer % Gastransmission biogas % Driftsomkostninger i alt Transportomkostningerne for al biomasse er antaget at være ens for både gylle og anden biomasse. Transportomkostningerne er baseret på prisen for pumpbar biomasse, der er udliciteret til ekstern transportør. Biomasse med 25 pct. tørstof er normalt ikke pumpbart og transportomkostningerne er derfor højere for denne fraktion. Der vil være stor forskel mellem forskellige biomasser i, hvem der betaler transportomkostningerne og forskelle fra anlæg til anlæg. Dette afhænger meget af den givne lokalitet og de biomasser, der er til rådighed og de alternative afsætningsmuligheder, der er for den konkrete biomasse (fx græs fra engarealer, der høstes af hensyn til naturpleje). Grøde og organisk affald fra fødevarein-

12 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 10 dustrien betaler biogasanlæggene ikke normalt for at få transporteret til biogasanlægget. Overslagsmæssigt er transportomkostningen for den organiske biomasse sat til det samme beløb som den pumpbare, svarende til at biogasanlægget selv betaler for ca.70 pct. af den modtagne organiske biomassemængde. Tallene er baseret på transportomkostninger på Morsø Biogasanlæg 3. Der er som udgangspunkt ikke afsat udgifter til at købe biomasser, som fx majsensilage, der kan købes på markedsøkonomiske vilkår. Prisen på energiafgrøder vil være påvirket af prisen på afgrøder, der handles internationalt som korn og raps. Afgrødepriserne har de seneste 2 år været meget svingende og rentabiliteten ved at benytte energiafgrøder til biogasproduktion vil både variere med den gaspris biogasanlægget kan opnå og den pris, biogasanlægget skal betale for energiafgrøderne. Vedligeholdelsesomkostninger til biogasanlægget indeholder reinvesteringer, således at levetiden på biogasanlægget er 20 år. Det meste af biogasanlægget skal fornyes efter 20 år (diverse tanke, modtagebygning, mekanisk udstyr mv.) Scrapværdien er derfor antaget til at være 0,- kr. Lønomkostningerne er fremkommet på baggrund af følgende antagelser (se Tabel 9): der vil være behov for en driftsansvarlig samt 1,5 assistent til at drive og vedligeholde biogasanlægget. Øvrige personaleomkostninger dækker udgifter til at driftspersonalet deles om en 24/7 tilkalde-vagtordning, samt behov for hjælp af eksterne konsulenter og håndværkere. Omkostningerne er vurderet på baggrund af bemanding og lønninger på eksisterende biogasanlæg i tilsvarende størrelse. Tabel 9. Fordeling af lønomkostninger indeholdt i driftsomkostninger (øvrige personaleomkostninger dækker vagtordning, eksterne konsulenter mv.) Antal Mdr.løn Pr. år Driftsleder Assistenter 1, Bogholderi 0, Øvrige personaleomkostninger I alt I scenario 5-7 antages det, at biogas opgraderes til metan (100 pct. metan i praksis vil 97,5 pct. metan være tilstrækkeligt) Opgradering af biogas til injicering i naturgasnettet er forudsat at foregå med et Pressure Swing Adsorption 3 Morsø biogasanlæg har transportomkostninger på 33,- kr./tons gyllefibre de modtager på biogasanlægget, der leveres af et transportfirma. Kilde: Personlig kommunikation med driftsleder Per Bisgaard, Morsø Biogasanlæg.

13 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 11 (PSA) opgraderingsanlæg 4, og der er ikke medtaget driftsomkostninger til propantilsætning, da opgradering til injicering på naturgasnettet først anses for at være realistisk når det ikke længere er nødvendig at tilsætte propan af hensyn til brændværdi korrektion forhold til naturgas fra Nordsøen 5. Driftsomkostningerne indeholder følgende poster: Tabel 10. Driftsomkostninger til opgradering af biogas i et PSA. De væsentligste driftsudgifter er mærket med gul. Opgradering (Carbotech, BGA 750) Driftsomkostninger kr. kr./m3 CH4 Fordeling % Elforbrug ,33 65% Opgradering (aktiv kul) 477 0,12 25% Netinjection (kalibereing af udstyr) 99 0,03 5% Metan reduktion (i afkast CO2) 94 0,02 5% Driftsomkostninger til opgradering i alt ,50 Elforbrug og brug af aktiv kul er de to mest betydende driftsudgifter i forbindelse med opgradering af biogas. Den mængde gas, der opgraderes er mindre end den mængde gas der produceres, da der er et eget forbrug af biogas til procesvarme. Opgraderingsanlægget udnyttes 90 pct. ved opgradering af den biogasmængde, der kan sælges fra biogasanlægget. Driftsudgifterne til at opgradere biogas eksklusiv propan og kapitalomkostninger er 0,5 kr./m 3 metan. For de 9 scenarier ser de årlige driftsomkostninger ud som følger: Tabel 11. Driftsomkostninger for de 9 scenarier for levering af biogas til kraftvarmeværker i forskellig afstand fra biogasanlægget og til opgradering eller delvis kraftvarmeproduktion/opgradering. Driftsomkostningen pr. CH 4 (metan, 100 pct. CH 4 ) er beregnet på baggrund af den producerede mængde metan (større end den solgte metan mængde). Scenario Driftsudgifter/år Driftsudgifter/t Nr kr. kr./ton kr./m3 CH4 1 Biogasanlæg delvis varmeafsætning sommer ,58 2 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (flere DKV'ERE) ,58 3 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (større DKV) ,58 4a Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 1) ,58 4b Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 2) ,58 4c Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 3) ,58 5 Biogasanlæg fuld opgradering ,03 6 Biogasanlæg fælles opgradering (forbundne biogasanlæg) ,03 7 Biogasanlæg delvis opgradering delvis DKV ,73 4 Oplysninger om investering og driftsudgifter baseret på personlig kommunikation med Carbotech.info, Mr. Eberhart Wusterhaus Gomez 5 Danmark bliver ikke ved at være selvforsynende med naturgas og vil derfor være nødt til at importerer naturgas med en brændværdi, der er anderledes i forhold til naturgas fra Nordsøen. Afregning af naturgas foregår i dag i forhold til en bestemt brændværdi i naturgassen, dette vil med tiden blive ændret, således at det ikke vil være nødvendig at tilsætte propan til biogas hvor CO 2 er fjernet, således at gassen indeholder med 97,5 pct. metan.

14 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 12 Driftsomkostningerne i scenarierne 5, 6 og 7 er ekskl. propantilsætning, hvilket ifølge rapporten Biogas til Nettet 6 ville forøge omkostningen med 0,25 kr./m 3 opgraderet biogas. Driftsomkostningerne til opgradering vil variere med det flow, der er gennem opgraderingsanlægget. I scenario 7 er det antaget, at der produceres kraftvarme i 66 pct. af tiden og således opgraderes i 34 pct. af årets timer. Da driftsomkostningerne er næsten 100 pct. afhængig af den mængde gas, der opgraderes, er det overslagsmæssigt estimeret at opgraderingsomkostningerne varierer med flowet gennem opgraderingsanlægget. Af Tabel 11 ses, at omkostningerne til at producere biogas varierer mellem 54 kr./m 3 biomasse behandlet (2,58 kr./m 3 produceret metan (100 pct. metan)) uden opgraderingsanlæg og 64 kr./m 3 behandlet (3,03 kr./m 3 produceret metan (100 pct. metan)) ved drift af et opgraderingsanlæg til hele den salgbare mængde biogas. Ved opgradering af 34 pct. af den solgte mængde biogas reduceres omkostninger gennemsnitlig til 58 kr./m 3 biomasse behandlet (2,73 m 3 produceret metan (100 pct. metan). 2.5 Finansiering og driftsøkonomisk resultat Der tages udgangspunkt i, at der opnås et statsligt anlægstilskud af den totale anlægsinvestering på 20 pct. og at den øvrige kapital forrentes med en rente på 5 pct. (evt. som 60 pct. kommunegaranterede lån og 20 pct. egenkapital). Dette vil i scenarie 1 medføre årlige kapitalomkostninger på 3,65 mio. kr. svarende til 18 kr./tons biomasse og 0,95 kr. m 3 solgt metan. Resultatet for de øvrige scenarier fremgår af Tabel 12, hvor der endvidere er beregnet en break even gaspris for de 9 scenarier samt en naturgas og biogas ækvivalent break even gaspris. Break even metanprisen ligger i intervallet 3,79 4,56 kr./m 3 metan (100 pct. metan). Tabel 12. Break even metan prisen under forudsætning af at der opnås 20 pct. anlægstilskud og at den øvrige kapital forrentes med 5 pct. p.a. Endvidere er der beregnet en ækvivalent natur- og biogaspris (Nedre brændværdi: metan 35,882 MJ/Nm 3, naturgas 39,58 MJ/Nm 3, biogas (65 pct. metan) 23,4 MJ/Nm 3 ) Pr. m3 solgt CH4 Scenario Driftsomkost. Kapitalomkost. Break even gaspris Difference Nr. kr./m3 CH4 kr./m3 CH4 kr./m3 CH4 til scenrio 1 1 Biogasanlæg delvis varmeafsætning sommer 2,84 0,95 3,79-2 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (flere DKV'ERE) 2,84 1,15 3,98 0,20 3 Biogasanlæg fuld varmeafsætning (større DKV) 2,84 1,35 4,18 0,40 4a Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 1) 2,84 1,04 3,88 0,09 4b Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 2) 2,84 1,22 4,06 0,27 4c Biogasanlæg forskudt elproduktion (gasledning som scenario 3) 2,84 1,44 4,28 0,49 5 Biogasanlæg fuld opgradering 3,34 1,22 4,56 0,78 6 Biogasanlæg fælles opgradering (forbundne biogasanlæg) 3,34 1,18 4,52 0,73 7 Biogasanlæg delvis opgradering delvis DKV 3,01 1,22 4,23 0,44 I 2008 opnåede 5 eksisterende biogasanlæg følgende gaspriser 7 : 6 Biogas til nettet, Dansk Gasteknisk Center, maj Kilde: Kurt Hjort Gregersen, Fødevare økonomisk institut, 2009 fra Biogasforeningens økonomiseminar Se

15 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 13 Tabel 13. Biogaspriser opnået i år 2008 for 5 eksisterende biogasanlæg Svarende til : Biogas Metan Naturgas 2008 Kr./m³ Kr./m³ Kr./m³ Hashøj 1,45 2,22 2,45 Lemvig 2,12 3,25 3,58 Vaarst-Fjellerad 2,22 3,41 3,75 Blåbjerg 2,65 4,06 4,48 Thorsø 2,92 4,48 4,94 Opnår biogasanlægget kun en pris på 2 kr. pr m 3 biogas (svarende til 3,07 kr. pr. m 3 CH 4 og 3,38 kr./m 3 naturgas) vil der i scenario 1 være et resultat det første år på -2,75 mio. kr. Opnås en pris på 2,57 kr. pr m 3 biogas (svarende til 3,94 kr./m 3 metan og 4,35 kr./m 3 naturgas) vil der være et overskud på ca. 0,6 mio. kr. det første år. (3,94 kr./m 3 metan er indregnet i regeringens grundlag for Grøn Vækst). Break even gasprisen for scenarie 1 er 2,47 kr./m 3 biogas (svarende til 3,79 kr./m 3 CH 4 og 4,18 kr./m 3 naturgas). 2.6 Scenario 4 Der har været et ønske om at undersøge muligheden for at optimere værdien af biogasproduktion ved at etablere et biogaslager, der anvendes aktivt i forhold til timeprisen for elproduktion, således at el produceret på biogas i videst muligt omfang at flyttes fra timer med lave elpriser til timer med højre elpriser. Der er undersøgt 4 forskellige lagerstørrelser: 4, 12, 48 og 60 timers lager til biogasproduktionen. De fleste biogasanlæg er etableret med et biogaslager på mellem 1-12 timer, da et biogaslager giver mulighed for at udjævne udsving i biogasproduktionen og dermed optimere anvendelsen af gasmotoren, idet gasmotoren har en højre elvirkningsgrad ved fuld belastning end ved dellast. Biogaslagerstørrelserne er valgt ud fra, hvad der benyttes i dag på de eksisterende biogasanlæg (4, 12 timers lager), og hvad der set fra elsystemets vil være hensigtsmæssigt, hvis det blæser meget en kold vinterweekend hvor elforbruget er lavt (48, 60 timers lager). På baggrund af en model udarbejdet af Energinet.dk og timeelpriser fra SVAEL for år 2015 er det vurderet hvordan driften af et biogaslager kunne udnyttes standse elproduktionen (hvis der er plads i lageret) i timer med lave elpriser ( ,5 kr./mwh)og flytte disse timer til priser over 390,5 kr./mwh (hvis der er 8 SIVAEL regner ikke med negative elpriser

16 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 14 gas i lageret). 390,5 kr./mwh el er valgt, da det er den pris, der giver den gennemsnitlige største forøgelse af elprisen. Det er antaget, at der i de perioder, hvor der produceres el fra biogaslageret, afbrændes gas på en ekstra gasmotor med ca. 30 pct. af kapaciteten i forhold til normal produktionen. På baggrund af ovenstående forudsætninger er der beregnet en gennemsnitlig forøget værdi af elproduktion i år 2015, ved aktivt brug af de forskellige lagerstørrelser, som det fremgår af nedenstående tabel. Tabel 14. Resultat af systematisk udnyttelse af 4 størrelse biogaslager til at flytte elproduktion fra timer med lav elpris (0 390,5 kr./mwh) til timer med højre elpriser (390,5 og op) baseret på timepriser fra SIVAEL for år Lagerkapacitet i timer Driftstilstande (timer/år) 1. Fylder på lager Pris til påfyldning, lager fuldt Normaldrift Normaldrift, pris til maks drift, lager tomt Kører maks, tærer på lager Øget gennemsnitlige værdi (2015) ved X timers biogaslager kr/mwh 7,33 11,18 13,81 13,62 4 og 12-timers lageret giver den største effekt i forhold til lagerkapacitet i timer. Investeringsomkostninger til lager og ekstra motorgeneratoranlæg til afbrænding af biogassen i perioder med høj el pris ses af Tabel 15. Endvidere ses den årlige ekstra indtægt der opnås ved investeringerne nu og efter 20 år, som er den forventede levetid på gaslageret. Der er regnet med en elvirkningsgrad på ca. 40 pct. Tabel 15. Investering i lager og motor samt øget indtjening pr. år og efter 20 år ved at forskyde dele af elproduktionen til timer med lav elpris (<390,5 kr./mwh til timer med >390,5 kr./mwh). Investering Indtægt Størrelse Pris lager Ekstra motor Investering i alt Ekstra indtægt fra elprod. Lager m3 kr. kr. kr. kr./år kr./20år 4 timer timer timer timer Tabel 15Af Tabel 15 ses det, at den merpris, som en forskudt elproduktion giver anledning til, ikke alene kan berettige den investering, der er forbundet med gaslageret og en ekstra motor. Ved systematisk at benytte et gaslager på 12 timer kan den øgede elindtægt efter 20 år kun dække ca. 50 pct. af investeringen,

17 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 15 uden at der er taget højde for omkostninger til vedligehold af bygning og biogaslager. Der er i scenario 4 regnet med, at der etableres et gaslager på 12 timer.

18 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE 3.1 Generel metode En samfundsøkonomisk analyse adskiller sig fra en driftsøkonomisk analyse ved at se på det konkrete projekt fra samfundets perspektiv i stedet for investorens. Dvs. at økonomien betragtes ud fra det danske samfunds samlede perspektiv og ikke blot en enkelt producents. 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 9. 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 eksternalitet kan påvirke befolkningen eller naturen negativt og medføre samfundsomkostninger til imødegåelse heraf. Rent teknisk opgøres alle priser i en samfundsøkonomisk analyse i såkaldte køberprisniveau eller markedspriser. Dette betyder, at investerings- og driftsomkostninger opskrives med den såkaldte nettoafgiftsfaktor 10. Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøstyrelsens gældende vejledninger for udførsel af samfundsøkonomiske analyser. I forbindelse med beregning af annuiteter er anvendt en diskonteringsrente på 5 pct. i overensstemmelse med vejledningen. Samtlige priser er opgivet som faste 2009-priser. 9 Undtagen forvridningsomkostninger, som der ses bort fra i denne analyse, da det afhænger af den konkrete finansieringsform. 10 Finansministeriet er ved at opdatere deres vejledning i samfundsøkonomisk analyse. Men i forbindelse med beregninger af klimastrategien bruges en nettoafgiftsfaktor på 1,35.

19 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 17 Der er i det følgende beregnet en samfundsøkonomisk pris på produktionsdelen af biogas. Denne medtager investeringsomkostningen til biogas og modregner de positive eksternaliteter forbundet med produktionen. Nedenfor gennemgås de forskellige omkostninger og gevinster på produktionssiden. Derudover substituerer biogas et forbrug af fossile brændsler og mindsker dermed (potentielt) udledning af CO 2 afhængig af den brændselsform, der substitueres. Denne gevinst indgår ikke i den samfundsøkonomiske pris på biogas, men vil indgå i forbindelse med analyser af afsætningssiden, da substitutionen af fossilt brændsel også afhænger af, hvad biogassen anvendes til Investeringsomkostning Investeringsomkostninger varierer mellem scenarier i forhold til lager, ledningslængde mv. Driftsomkostningerne varierer i forhold til scenarier, der inkluderer opgradering. Den samfundsøkonomiske grundpris på biogas er vist dels for de forskellige scenarier og dels som en merpris i forhold til scenario 1 (basisscenariet). Nedenfor er angivet de årlige investerings- og driftsomkostninger opskrevet med nettoafgiftsfaktoren. Der er antaget en 20-årig tidshorisont for investeringerne. Tabel 16. Drifts- og investeringsomkostninger Scenario a 4b 4c Årlige investeringsomkostninger i mio. kr. 6,24 7,55 8,87 6,84 8,15 9,47 8,04 7,75 8,04 Årlige driftsomkostninger i mio. kr. 14,44 14,44 14,44 14,44 14,44 14,44 16,67 16,67 15,48 Samlede omkostninger i mio. kr. 20,68 21,99 23,31 21,28 22,59 23,91 24,71 24,42 23, Besparelser hos landmanden I FØI rapporten fra er der estimeret en række gevinster for landmanden som følge af bioforgasning. Det drejer sig om: Mindsket behov for gyllelagring Transport 11 Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg, Fødevareøkonomisk institut, Rapport nr. 136, publikationer/rapporter/nummererede%20rapporter/ /136.pdf.ashx

20 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 18 Øget gødningsværdi Disse estimater er opdateret med nye priser, ligesom der er korrigeret for, at der i denne analyse ikke forudsættes brug af industriaffald. Disse gevinster varierer ikke mellem scenarierne. Tabel 17. Gevinster for landmanden FØI-analyse (2002) Opdaterede estimater Bemærkning Mindsket behov for gyllelagring Mindsket transportbehov af gyllen for landmanden 1 kr. pr. tons gylle 1,62 kr. pr. tons gylle 0,5 kr. pr. tons gylle 0,81 kr. pr. tons gylle Opskrevet til priser og ganget med nettoafgiftsfaktoren Opskrevet til priser og ganget med nettoafgiftsfaktoren Øget gødningsværdi 6,9 kr. pr. tons biomasse 13,2 kr. pr. tons biomasse Opdateret med nye gødningspriser samt anvendelse af husholdningsaffald. Dette har et markant højere kaliumindhold, hvilket betyder en del for den samlede pris, da prisen på kalium er næsten 3-doblet siden Eksternaliteter for samfundet FØI har endvidere estimeret en række gevinster for samfundet ved bioforgasning. Mindsket udvaskning af kvælstof grundet bedre næringsstofoptag i planter Færre lugtgener Mindsket drivhusgasemission ved gylleudbringning som følge af forgasningen Disse er ligeledes opdaterede.

21 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 19 Tabel 18. Gevinster for samfundet FØI-analyse (2002) Opdaterede estimater Bemærkning Mindsket udvaskning fra gyllen 2,75 kr. pr. tons gylle 4,44 kr. pr. tons gylle Samme forudsætninger som i FØI(2002) dog uden forudsætning om brug af industriaffald. Opskrevet til 2009-priser og ganget med nettoafgiftsfaktoren Mindsket lugt 5 kr. pr. tons gylle 6,75 kr. pr. tons gylle Ganget med nettoafgiftsfaktoren. Nedfældningsprisen fra FØI gælder stadig jf. Hansen (2008) og (2009) Mindsket drivhusgasudledning 12,6 kr. pr. tons biomasse 7,3 kr. tons biomasse Prissætningen af drivhusgasudledning følger i denne analyse fremskrivningen fra Energistyrelsen, hvilket er på nogenlunde samme niveau, som er brugt i FØI (2002). Mængden af reduceret drivhusgasudledning er dog væsentlig mindre end i FØI (2002), da omtrent halvdelen af den reducerede udledning i FØI (2002) kommer fra industriaffaldet. Derfor er effekten på drivhusgasudledningen samlet set kun ca. halvt så stor. Heri indgår ikke den substituerede fossile CO 2 -mængde (se nedenfor).

22 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 20 Tabel 19. Samlede gevinster af biogasproduktion Enhedspris Mængde Samlet gevinst Mindsket behov for gyllelagring 1,62 kr. pr. tons gylle tons gylle pr. år Mindsket transportbehov 0,81 kr. pr. tons gylle tons gylle pr. år kr. Øget gødningsværdi 13,2 kr. pr. tons gødning tons biomasse pr. år kr. Mindsket udvaskning fra gyllen 4,44 kr. pr. tons gylle tons gylle pr. år kr. Mindsket lugt 6,75 kr. pr. tons gylle tons gylle pr. år kr. Mindsket drivhusgasudledning 7,3 kr. pr. tons biomasse tons biomasse pr. år kr. I alt kr kr. 3.2 Øvrige forudsætninger Biogasanlægget forventes at behandle 10 pct. biomasse, der ikke er gylle, men biomasse med et højere tørstof og gaspotentiale end gylle, som fx ensilage eller husholdningsaffald. Hvis der anvendes husholdningsaffald vil dette have en indflydelse på den samfundsøkonomiske gaspris, da der er forbundet omkostninger ved at indsamle og forbehandle den organiske fraktion, således at den recirkuleres til landbrugsjorden. I det følgende er det antaget, at omkostningen til at tilvejebringe det organiske affald balancerer med den gevinst, der forbundet med at bruge det i biogasproduktionen. Det er altså antaget at være samfundsøkonomisk neutralt at anvendende anden biomasse. Dette er rent teknisk gjort ved at se bort fra omkostningen og gaspotentialet fra anden biomasse end gylle.

23 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 21 Samfundsøkonomiske omkostninger ved at anvende husholdningsaffald fra tidligere analyser se Bilag Samfundsøkonomisk pris på biogas Den samfundsøkonomiske pris på biogas vises i nedenstående tabel for scenario 1. Tabel 20. Samlede produktionsomkostninger, scenario 1 Omkostninger Mio. kr. Årlige drifts- og investeringsomkostninger 20,7 Samlede omkostninger 20,7 Tabel 21. Samlede produktionsgevinster, scenario 1 Gevinster Mio. kr. Gevinster for landmanden 3,1 Gevinster for samfundet 3,5 Samlede gevinster på produktionssiden 6,6 Tabel 22. Samlet resultat for biogasproduktion, scenario 1 Samlet resultat Omkostninger, mio. kr. 20,7 Gevinster, mio. kr. 6,6 Samlet resultat, mio. kr. -14,1 Gassalg, m 3 CH Samfundsøkonomisk gaspris for at sikre balance, kr./m 3 CH 4 6,1 Samfundsøkonomisk biogaspris for at sikre balance, kr./m 3 biogas 4,0 Det ses, at den samfundsøkonomiske biogaspris i scenario 1 under de givne forudsætninger skal være på 4 kr./m 3 biogas for at det samfundsøkonomisk er rentabelt at producere biogas (svarende til 6,1 kr./m 3 metan og 6,7 kr./m 3 Naturgas). I de øvrige scenarier skal prisen være op til 1,1 kr./m 3 biogas højere. 12 Gassalg alene fra gylledelen

24 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 22 Tabel 23. Samfundsøkonomisk gaspris Scenario a 4b 4c Samfundsøkonomisk gaspris for at sikre balance. Kr./m 3 CH 4 6,1 6,7 7,2 6,4 6,9 7,5 7,9 7,7 7,3 Samfundsøkonomisk gaspris for at sikre balance. Kr./m 3 biogas 4,0 4,4 4,7 4,2 4,5 4,9 5,1 5,1 4,8 Merpris pr. m 3 biogas ifht. scenario 1 0,4 0,7 0,2 0,5 0,9 1,1 1,1 0,8 3.4 Ikke prissatte eksternaliteter Regulerkraft I regulerkraftmarkedet tilvejebringes den fleksibilitet til op- og nedregulering af produktionen, som Energinet.dk køber til balancering af forbrug og produktion i driftsøjeblikket. Regulerkraftbehovet afhænger af, i hvilken grad det er lykkedes at forudsige eksempelvis vindkraftproduktionen i spotmarkedet forud for driftsøjeblikket. Jævn produktion af biogas, der tilføres lokalt kraftvarmeværk, medfører en ikkefleksibel el- og varmeproduktion. Såfremt det forudsættes, at biogas erstatter naturgas som brændsel i kraftvarmesektoren uden opgradering/brug af gasnettets fleksibilitet, vil mere fleksible anlæg på naturgas efterhånden blive erstattet af ikke-fleksible anlæg. Dette vil betyde, at antallet af MW, der bydes ind i regulerkraftmarkedet vil blive reduceret. Den samfundsøkonomiske konsekvens heraf lader sig vanskeligt kvantificere, hvorfor det i denne rapport er undladt at indregne det tab som reduktionen af regulerkraftudbudet giver anledning til Nødforsyning i Naturgasnettet Energinet.dk har en nødforsyningsplan ved nedbrud af gasforsyningen fra Nordsøen således, at man stadig kan forsyne gaskunderne i minimum 60 vinterdage. Nødforsyningsplanen indbefatter gaslagring i de centrale lagre, samt stop for gasforsyning hos typisk de store kunder. Energinet.dk betaler de kunder, der har mulighed for at reducere deres gasforbrug i forhold til den mængde (m 3 ) de kan reducere deres gasforbrug med. Hvert år afholdes en auktion, hvor gaskunderne (typisk de store gaskunder) kan byde ind med en pris og en mængde de kan reducere gasforbruget med i tilfælde af nedbrud på gasforsyningen fra Nordsøen. Prisen har de senere året varieret mellem 0,2 0,4 kr./m 3 som kunden forpligtiger sig til at afstå i et nødstilfælde. I 2008 betalt energinet.dk ca. 130 mio. kr. for at opretholde nødforsyningsplanen. Ved tilførslen af opgraderet biogas til naturgasnettet vil der være et mindre behov for køb af afbrydelig gasleverance. Det har ikke været muligt, at kvantifice-

25 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 23 re, hvor stor indflydelse opgraderet biogas vil have på prisen på den auktionerede afbrydelige gasleverance i Forsyningssikkerhed Danmark er i dag selvforsynende med naturgas, men ifølge Energistyrelsens Reserveopgørelse pr. 1. januar 2009, vil selvforsyningsgraden allerede i 2011 være faldet således, at vi kun selv kan dække 95 pct. af behovet og dette vil i 2013 være faldet til 76 pct. En produktion af biogas vil forøge den danske selvforsyning med gas og dermed mindske behovet for import af naturgas Arbejdspladser land by Etableringen af biogasanlæg i landdistrikterne vil både i bygge- og driftsfasen skabe arbejdspladser i landområderne og således hjælpe med at fasteholde arbejdspladser på landet. I driftsfasen vil der være behov for driftspersonale med en maskinteknisk viden, chauffører samt administrativt personale. Endvidere vil der være behov for assistance til analyse af prøver udtaget for at dokumentere kvaliteten af biogassen og den afgassede gylle Veterinære aspekter Biogasanlæg skal i henhold til EU forordning 1774/2002 dokumentere, at der sker en reduktion af salmonella og Enterobacteriaceæ. Disse organismer bliver brugt som indikatorer for, at der ikke på biogasanlægget sker en opformering af vira, patogener mv. Der er således en veterinær kontrolleret reduktion af uønskede smittebærere i gyllen, som vil reducere risikoen for at sprede sygdomme mellem besætninger og mennesker, når gyllen spredes på marken. Endvidere reduceres (dræbes) ukrudtsfrø, og dermed reduceres behov for sprøjtning Recirkulering af fossil fosfor Fosfor sammen med Kvælstof og Kalium er en forudsætning for at opnå de høje afgrødeudbytter vi har i dag. Værdien af fosfor er indregnet i den samfundsøkonomiske analyse til den markedsmæssige værdi. Fosfor er en begrænset fossil ressource, der i dag primært hentes i miner i Nord- og Sydafrika, Mellemøsten og Rusland. Der er ifølge The Global Phosphorus Research Initiative (GPRI) kun ca. 100 års forbrug af fosfor tilbage og udvindingen vil med det nuværende forbrug toppe i På sigt vil det derfor være et øget behov og fokus på at få lukket fosfor-kredsløbet, og genvinde fosfor fra organiske ressourcer, som fx husholdningsaffald og spildevandsslam Opfyldelse af danske målsætninger for Vedvarende energi og reduktion af CO2 i landbrug og evt. transport Biogas produceret på gylle vil medvirke til at Danmark får reduceret CO 2 ækvivalent udledning fra landbruget (landbruget er en del af den ikke kvotebelagte sektor), som vi har en forpligtigelse til i forhold til EU s byrdedeling, hvor

26 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 24 Danmarks skal reducere udledningen med 20 pct. i 2020 i forhold til Endvidere har vi en indgået en forpligtigelse til, at 30 pct. af vores energiforbrug skal komme fra vedvarende energi i 2020 (i 2008 var VE andelen på 16,6 pct.). Biogas kan endvidere have et potentiale i transportsektoren, der også er forpligtiget til at reducere CO 2 udledningen, og blandt andet vil gøre det ved introduktion af biobrændstoffer. Biogas er et såkaldt anden generations biobrændstof, idet det produceres på basis af affald, og har et særdeles gunstigt carbon footprint i forhold til andre biobrændstoffer.

27 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 1 4. BILAG 1 Overslag over etablering af 5 km gasledning baseret på V&S håndbogen 2009 samt erfaringspriser:

28 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 2 Beregning af pris på gastransmissionsledning mellem THMB og Bjerringbro Kraft-varmeværk Brede m Lavtykkelse Ejendomme pr km Gasflow : m³/h Total længde km: 5 Varrighed arbejde 3 mdr Detaliprojekt. Kilde: V&S PRISDATA, 2009 Driftstryk : max 4,0 bar Heraf i åbent land km 4 5 Styret boring ved krydsning af: fast 200,00 t Priser : BMP Valgt dimension : PE-rør ø160 Heraf By : km 1 Jernbane 0 m varriabel 250,00 t Init. asm Heraf asfalt i by 0,5 4 0,2 Å 100 m dato her af grus 0,5 4 Vej stk 5 20 m V&S pos. TXT Enhed Antal Enhedspris Pris pris excl. moms Kr/enhed DKK Rørarbejder Lægning af gasledning 54.01,02 ø160 mm Gasledning af PE-rør at levere og lægge i jord, PN10, Dybde 0,90 m, inkl jordarbejde længde , ,00 Påbygning drænbrønde 54.04,04 ø160 Pe-vinkel-90grd ,09 ø160 TEE påsvejst kr pr brønd skønner 2 stk brønde pr- km stk , ,00 Mærkning 54.55, x200 mm skilt Skilte til markering af nedgravede stk 5 730, , ,01 PE Markeringsbånd levere og nedlægge lbm , ,00 Etablering hhv reetablering af belægning længde bredde tykkelse 51.01,07 Asfalt, t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 500 m 4 m m² , , ,03 Grusbelægninger t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 500 m 4 m m² , , ,03 Jord asfalt beton Tillæg for bortkørsel af opgravede materilaer 500 m 4 0,2 m³ , ,00 AN deponiafgift affalt/beton deponiafgift ca. 100 kr/ton vægtfylde ca. 1,6 ton/m³ m³ , , ,15 Pulverasfalt. Reetablering af belægninger 500 m 4 m² , , ,07 Grusbelægninger Reetablering af belægninger 500 m 4 m² , ,00 Byggepladsindretning 106,02 Mandskabsvogn Mandskabsvogn til spisning og omklædning mdr , ,00 Særlig operation PI Styret boring under jernbane overslagspris pr fax fra entreprenør, kræver forringsrør ø200, ekskl. Gasrør ø160 lbm 0 585,00 0,00 PI Styret boring under å (vsp br=45 m), inkl stålforringsrør ekskl gasrør ø160 Tillæg (meter) udgift opstart lbm , ,00 PI Styret boring under veje a 20meter bredde lbm , ,00 Erstatninger Uforudset Projektering mm Øvrigt udstyr Uforudset Direkte tab 620,01 afghrødetab vinterhvede 4000 m 12 m m² , ,00 615,03 strukturskade 4000 m 12 m m² , ,00 Deklarationserstatninger 610,01 grundbeløb pr berørt ejendom Skønnet antalejendomme antal , ,00 610,02 Alle deklarationsarealer pr m² 5000 m 4 m antal , ,00 610,03 anlægsbredde indtil ø200mm lbm , ,00 610,07 anbringelse af brønd i fri mark skønnert antal drænbrønde stk , ,00 I forbindelse m rørarbejder , ,00 Detailprojektering og tilsyn skønnet timer , ,00 Landmåler Skønnet 5 timer pr ejendom timer , , ,00 Gaskompressor + køling max 750 m³/h AN Budgetpriser Gaskompressor stk AN " Tilbehør stk AN " Gastørrer anlæg stk AN " VVS-Installation stk AN " Elinstallation stk AN " Gasflowmåler stk ,00 I forbindelse m projektering og øvrigt udstyr , ,00 IP = Pris indhentet AN = Anslået pris TOTAL ex moms ,00

29 Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion Side 1 5. BILAG 2 Samfundsøkonomiske omkostninger ved at anvende husholdningsaffald til biogasproduktion I de tidligere analyser er der forudsat anvendt industriaffald (fx slagteriaffald el. lign.). Der er imidlertid ikke tilstrækkelige mængder industriaffald til rådighed til at forudsætte dette i en større udbygning af biogasanlæg. Til gengæld er der en uudnyttet mængde organisk husholdningsaffald. Langt hovedparten af det organiske husholdningsaffald indsamles i dag sammen med den øvrige dagrenovation og afbrændes på forbrændingsanlæg. En samfundsøkonomisk analyse fra Miljøstyrelsen (2003), som sammenlignede forbrænding, bioforgasning og central kompostering af organisk husholdningsaffald viste, at det set fra samfundets side var billigst at indsamle det organiske husholdningsaffald sammen med restaffaldet og forbrænde det. Denne konklusion skyldes hovedsageligt den dyre todelte indsamling og forbehandling. Gennemsnitlig var den todelte indsamling forbundet med en ekstraomkostning på over 1000,- kr. pr. tons organisk dagrenovation. Til gengæld var der en besparelse på behandlingsomkostningerne. Tages der udgangspunkt i tallene fra Miljøstyrelsen (2003) opskrevet til priser, er der en samlet omkostning til at indsamle og forbehandle det organiske husholdningsaffald på ca. ca. 950,- kr. /tons sammenlignet med at forbrænde det.