RAPPORT. Biogas til nettet. Projektrapport Maj 2009

Biogas til nettet Projektrapport Maj 2009 RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf. 2016 9600 Fax 4516 1199 www.dgc.dk dgc@dgc.dk

Biogas til nettet Torben Kvist Jensen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2009

Titel : Biogas til nettet Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Torben Kvist Jensen Dato for udgivelse : 15.05.09 Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : H:\732\34 Biogas på nettet\sammenfatning\endelig\01_resumerapport_rev 2_2.doc Sagsnavn : Biogas til nettet ISBN :

DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 FORORD...3 2 BAGGRUND...4 3 OPGRADERING AF BIOGAS...5 3.1 Teknik... 5 3.2 Krav til gaskvalitet... 6 3.2.1 Brændværdi og wobbeindeks... 6 3.2.2 Karburering til naturgaskvalitet... 6 3.3 Krav i andre lande... 7 3.4 Opgraderingsomkostninger... 8 3.4.1 Effekt af anlægsstørrelse... 9 3.5 Transportomkostninger... 10 3.6 Energiforbrug og metanemission... 10 4 RAMMEBETINGELSER FOR OPGRADERING AF BIOGAS...12 4.1.1 Afgifts- og tilskudsforhold... 12 4.2 Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas... 12 4.2.1 Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas... 13 5 STYRING AF NETTET...14 5.1.1 Lagring ved linepack...15 6 BIOGAS PÅ NATURGASNETTET - ROLLER OG ANSVAR...16 6.1 Modeller for håndtering af opgradering af biogas... 16 6.1.1 Distributionsselskaber og opgraderingsaktiviteter... 18 7 MARKEDSMODELLER...19 7.1.1 Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas... 19 7.1.2 Mulige nye markedsmodeller... 20 8 DRIFTSØKONOMI...23 9 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE...26 10 MILJØFORHOLD VED ANVENDELSE AF BIOGAS...29 10.1.1 NO og kulbrinteemissioner... 31 x

DGC-rapport 2 Bilag Bilag 1. Opgradering teknisk beskrivelse. Udført af DGC. Bilag 2. Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet. Udført af DGC. Bilag 3. Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Udført af DGC. Bilag 4. Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet. Uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo. Udført af Helga Moos, Brancheforeningen for decentral kraftvarme. Bilag 5. Styring af naturgasnettet. Udført af Naturgas Midt-Nord. Bilag 6 Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar. Udført af HNG/Naturgas Midt-Nord. Bilag 7. Biogas i den danske markedsmodel. Udført af DONG Energy Sales & Distribution. Bilag 8. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Driftsøkonomisk analyse. Udført af Niras. Bilag 9. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Samfundsøkonomisk analyse. Udført af Niras. Bilag 10. Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas. Udført af DGC.

DGC-rapport 3 1 Forord Denne rapport giver et resume af undersøgelser, der er udført under fase 1 af ForskNG projekt 010124 Biogas til nettet. Rapporten er skrevet på baggrund af de notater, der er skrevet som en del af projektet. Disse er alle vedlagt som bilag. Følgende partner har deltaget i projektet: Naturgas Midt-Nord (projektleder) Dong Energy Sales & Distribution Dansk Gasteknisk Center (sekretær for projektgruppen) Niras Thorsø Biogas- og Miljøanlæg Foreningen Danske Kraftvarmeværker Brancheforening for decentral kraftvarme Brancheforening for Biogas Projektet er støttet økonomisk af Energinet.dk via ForskNG programmet. Per Jensen, Funktionschef, Naturgas Midt-Nord

DGC-rapport 4 2 Baggrund Thorsø Biogas- & Miljøanlæg (herefter THMB) leverer i dag biogas til Thorsø Kraftvarme. Kraftvarmeværket er udstyret med to motorer, der kan fyres med biogas og naturgas og blandinger af disse. Biogassen afsættes til Thorsø Kraftvarme via en ca. 4 km separat gasledning. Der er etableret et ca. 4.000 m 3 gaslager på biogasanlægget, der muliggør en vis tarifdrift. Kapaciteten på gaslageret udgør ca. 4 timers drift. Biogassen fra THMB biogas udgør ca. 60 % af Thorsø Kraftvarmes årlige behov. Det resterende energibehov hos Thorsø Kraftvarme dækkes af naturgas. På trods af at biogassen kun udgør 60 % af det årlige brændselsforbrug, må kraftvarmeværket bortkøle en energi svarende til 10-15 % af den årlige biogasproduktion. Biogassen afregnes overfor Thorsø Kraftvarme i hht. den til enhver tid gældende naturgaspris (beregnet på energi). THMB Biogas har en kontrakt med Thorsø Kraftvarme om aftag af biogas. Aftalen udløber i 2014, hvorefter det er usikkert om aftalen vil blive forlænget, da Thorsø Kraftvarme undersøger andre muligheder. Thorsø Kraftvarme er dog interesseret i at aftage biogassen efter 2014, såfremt det er muligt at aftage gassen, når det er mest økonomisk fordelagtigt at producere strøm og ikke som nu, hvor man er nødsaget til at aftage kontinuerligt. Det har derfor været nødvendigt for THMB at se efter andre alternativer. Der har været ført indledende møder med Bjerringbro Kraftvarme, der er interesseret i at aftage, men dette vil medføre, at der skal etableres en ca. 15 km. lang gasledning til Bjerringbro. THMB ønsker desuden at udvide produktionen, så derfor blev det besluttet at undersøge mulighederne for at opgradere biogassen og sende gassen ud på naturgasnettet og anvende det eksisterende naturgasnet til distribution. Teknologien til opgradering af biogas til naturgaskvalitet er til rådighed og det praktiseres i dag i bl.a. Sverige. Der er dog er række barrierer, der besværliggør dette i Danmark.

DGC-rapport 5 3 Opgradering af biogas Før biogas uden risiko for komplikationer kan afsættes via det eksisterende naturgasnet, skal biogassen renses for bl.a. svovl og opgraderes, hvilket vil sige at dets indhold af CO 2 fjernes. 3.1 Teknik I det følgende gives en kort gennemgang af, hvordan biogas kan renses for forskellige uønskede komponenter. Svovlbrinte, H 2 S, er en giftig og korrosiv gasart, der dannes i reaktoren på biogasanlæg ud fra bl.a. proteiner og andre svovlholdige bestanddele. Svovlforbindelserne kan fjernes ved forskellige metoder. Ved at tilsætte 5-10 % luft til den producerede biogas og lede den igennem et biologisk filter, kan H 2 S koncentrationen reduceres fra 2000-3000 ppm. til 50-100 ppm. Denne metode er meget anvendt i Danmark. Fordelene ved metoden er, at den giver en høj reduktionsgrad, og at den er billig. Det resulterer dog i at den rensede gas indeholder ilt og kvælstof, hvilket er uhensigtsmæssigt hvis gassen skal opgraderes. Det er ligeledes muligt at fjerne svovl ved anvendelse af et filter bestående af aktivt kul eller direkte i biogasreaktoren ved tilsætning af jernsalte. Disse medfører, at svovlet udfældes. De mest anvendte teknologier til CO 2 -fjernelse er Pressure Swing Adsorption (PSA) Fysisk absorption - vandskrubberanlæg Kemisk absorption aminvaskeanlæg Ved PSA-processen udnyttes, at CO 2 i langt højere grad end metan vil adsorberes på overfladen af fx aktivt kul. Adsorption sker ved højt tryk, og den adsorberede CO 2 kan efterfølgende frigives ved lavt tryk. Ved tilsvarende for processer, der er baseret på fysisk absorption, udnyttes det, at CO 2 lettere opløses i vand eller anden væske end CH 4. I vandskrubberanlæg udnyttes at opløseligheden er størst ved højt tryk, og derfor sker kontakten mellem biogas og absorbent ved højt tryk. Efterfølgende kan absorbenten regenereres ved at sænke trykket.

DGC-rapport 6 Ved kemisk absorption udnyttes det, at CO 2 absorberes kemisk ved lav temperatur (40 C) ved kontakt med en absorbent, bestående af vandig opløsning f.eks. mono- og dietanolamin (MEA og DEA). For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Opgradering teknisk beskrivelse, vedlagt som Bilag 1. 3.2 Krav til gaskvalitet Biogas indeholder en række forskellige komponenter, hvoraf en del kan være skadelige. Det kan skyldes, at de er toksiske eller korrosive. Indholdet af skadelige komponenter afhænger af både procestekniske forhold og af råvarerne. Følgende risici skal vurderes ved tilsætning af biogas til naturgasnettet: Sundhedsmæssige forhold for slutbrugere og ansatte Skadesvirkning på naturgasnet Påvirkning af drift af gasforbrugende apparater 3.2.1 Brændværdi og wobbeindeks I henhold Gasreglementet skal naturgas i det danske naturgasnet have et øvre Wobbetal mellem 50,8 og 55,8 MJ/m 3 (n). Biogas (65 % CH 4, 35 % CO 2 ) har et Wobbetal på 27,3 MJ/m 3 n, og ren metan har et på 53,5 MJ/m 3 (n). En opgraderet biogas med et metanindhold på 97,3 % metan vil lige netop kunne leve op til kravet til Wobbeindeks. Hvis den opgraderede biogas har et metanindhold lavere end 97,3 % er det muligt at øge Wobbeindekset til det ønskede ved at tilsætte propan til biogassen. 3.2.2 Karburering til naturgaskvalitet Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet kan man vælge at karburere med - dvs. tilsætte - propan sådan at gassen har en brændværdi svarende til naturgas. På opgraderingsanlægget i Bjuv i Sverige tilsættes ca. 7 % propan til den opgraderede biogas. Dette gøres af afregningsmæssige grunde i det man herved sikrer, at den producerede gas har den samme brændværdi som naturgas og dermed sikres korrekt afregning af leverede energimængder.

DGC-rapport 7 3.3 Krav i andre lande Marcogaz, der er en teknisk sammenslutning med medlemmer fra den europæiske gasindustri, har samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikkekonventionelle gasser, hvis de skal distribueres via naturgasnettet. Tabel 1. Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgasnettet i forskellige europæiske lande. Østrig Frankrig Tyskland Sverige Schweiz Egenskab Ubegrænset Begrænset injektion injektion CH 4 > 96 % >97% >96% >50% CO 2 < 3 % <2,5% <6% <3% <4% <6% CO <2% Total S < 10 mg/m³ < 30mg/m³ <30 mg/m³ < 23 mg/m³ < 30mg/m³ < 30mg/m³ H 2 S < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ (H 2 S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O 2 < 0,5 % <0,01% <0,5% 1 <1% <0,5% <0,5% H 2 < 4 % <6% <5 % <0,5% <5% <5% Vand dugpunkt MOP 2 peratur <5 C ved Jordtem- -8 C/40 bar <32 mg/m³ <60% <60% Kulbrintedugpunkt (1-70 bar) peratur 0 C ved OP 3 < 2 C Jordtem- 49,1-56,5 MJ/m³ for H Wobbe index 47,9 56,5 MJ/m³ gas 43,2-46,8 MJ/m³ for L gas 37,8 56,5 MJ/m³ 45,5-48,5 MJ/m³ 47,9-56,5 MJ/m³ Øvre brændværdi Relativ densitet Odorant Halogenerede komponenter 4 38,5-46,1 kwh/m³ 10,7-12,8 kwh/m³ for H gas 9,5-10,5 kwh/m³ for L gas 38,5-47,2 kwh/m³ 0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70 Gas to be odorized at consumer 0 mg/m³ 15-40 mg THT/m³ < 1 mg Cl /m³ < 10 mg F /m³ Gas to be odorized at consumer Ammoniak Teknisk rent <20 mg/nm³ partikler Teknisk rent Teknisk rent Kviksølv < 1 μg/m³ Siloxaner 5 0 15-25 mg THT/m³ 15-25 mg THT/m³ < 10 mg/m³ (Si) For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet, vedlagt som Bilag 2. 1 Passer umiddelbart dårligt med, at der tilsættes både luft og propan i Tyskland at kunne matche både wobbeindeks og brændværdi. 2 MOP = Maximum operation pressure, dvs. maksimalt driftstryk. 3 OP = Operation pressure, dvs. driftstryk. 4 Typisk til stede i lossepladsgas. 5 Typisk til stede i gas fra spildevandsslam og lossepladsgas.

DGC-rapport 8 3.4 Opgraderingsomkostninger I det følgende er omkostninger for de to mest udbredte teknologier til opgradering af biogas, PSA (Pressure Swing Adsorption) og vandskrubberanlæg. Begge teknologier vurderes at kunne anvendes i Danmark. Det er forsøgt, men det har endnu ikke været muligt at få tilsvarende detaljerede prisoplysninger om den sidste af tre konventionelle opgraderingsteknologier, MEA vask. Desuden redegøres kort for energiforbrug og metanemissioner i forbindelse med opgradering af biogas. Prisen for opgradering af en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 biogas pr. år og en biogas bestående af 65 % metan, er blevet vurderet ud fra leverandøroplysninger. Med en driftstid på 8300 timer pr. år svarer det til 675 m 3 /h. Med et PSA anlæg fra CarboTech bliver nettoprisen 1,13 kr. pr. m 3 opgraderet metan og for et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water bliver prisen 1,09 kr. pr. m 3 opgraderet metan. Begge priser er inklusiv propantilsætning, sådan at gassen får brændværdi som dansk naturgas. Det er ikke nødvendigt, at tilsætte propan for at opgraderet biogas lever op til kravene til naturgas, som beskrevet i Gasreglementet, Appendiks 5. Hvis den opgraderede biogas afsættes uden propantilsætning, er omkostningerne til opgradering 0,88 og 0,85 kr. / m 3 metan ved anvendelse af hhv. et PSA anlæg fra CarboTech og et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water. For begge anlæg gælder det, at der i prisen er inkluderet omkostninger til en enhed til reduktion af metanemission. De samlede priser er vist i Tabel 2 sammen med kapitalomkostningerne. I 2007 vurderede DGC opgraderingsomkostninger på baggrund af svenske erfaringer. Her betragtedes to forskellige anlægsstørrelser, nemlig anlæg til opgradering af hhv. 300 og 1000 m 3 rå biogas pr. time. Pris for opgradering, inkl. måling og kontrol var hhv. 1.11 og 0,78 kr./m 3 CH 4 af hhv. 300 og 1000 m 3 rå biogas pr. time. Dvs. der er overensstemmelse mellem priserne fra undersøgelsen fra 2007 og priserne fundet i dette projekt.

DGC-rapport 9 Tabel 2. Opgraderingsomkostninger ved en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 pr. år. Baseret på leverandøroplysninger. Kr. / m 3 CH 4 PSA CarboTech Vandvask Malmberg Water Kapitalomkostninger 0,40 0,51 Heraf propantilsætning 0,03 0,03 Driftsomkostninger (eksl. Propantilsætning) 0,51 0,36 Propan (nettoudgift 1 ) 0,22 0,22 Samlet inkl. propan 1,13 1,09 Samlet eksl. propan 0,88 0,85 1 Her er taget hensyn til det øgede gassalg, som propantilsætning giver anledning til. 3.4.1 Effekt af anlægsstørrelse De ovenfor beskrevne priser gælder for én anlægsstørrelse. For at vurdere anlægsstørrelsens betydning for den specifikke opgraderingspris er de af DGC fundne opgraderingspriser sammenlignet med en ny tysk undersøgelse, se Figur 1. Søjlerne i Figur 1 indikerer prisen for opgradering af en biogas med et metan indhold på 53 %. Det viste er eksklusiv eventuel propantilsætning. Den røde prik indikerer opgraderingspriserne fundet i projektet Biogas til nettet, uden propantilsætning, når disse konverteres til et metan indhold på 53 %. Der god overensstemmelse mellem værdierne fra de to undersøgelser. Data fra projektet Biogas til nettet uden propantilsætning. Omregnet til 53% metan. Figur 1. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser.

DGC-rapport 10 3.5 Transportomkostninger Omkostningerne til distribution af opgraderet biogas er de samme som distributionsomkostninger for naturgas. I notatet fra 2007 blev de samlede distributionsomkostninger opgjort til 0,50 kr./m 3. Hvorvidt disse skal inkluderes når prisen for opgraderet biogas sammenlignes med prisen for naturgas, afhænger af, hvorvidt distributionsomkostningerne er inkluderet i prisen for den naturgas, der sammenlignes med. Under forudsætning af at det samlede gasforbrug i Danmark ikke påvirkes af, at der distribueres opgraderet biogas i naturgasnettet, påvirkes hverken samfundsøkonomien eller driftsøkonomien for gaskunderne af distributionsomkostningerne. 3.6 Energiforbrug og metanemission Energiforbruget til opgradering er vist i Tabel 3 sammen for de tre mest anvendte opgraderingsteknologier. Elforbruget angivet i Tabel 3 til opgradering vha. PSA- og vandskrubberanlæg svarer til knap 4 % af energien den rå biogas. Varmeforbruget til opgradering vha. et MEA anlæg svarer til godt 7 % af energien i den rå biogas. Elforbruget svarer til omkring 0,5 % af energiforbruget i den rå biogas. CarboTech oplyser, at ca. 40 % af elforbruget kan genindvindes og anvendes til procesvarme til biogasproduktionen (ved T= 85 C / 50 C). Noget lignende må forventes for trykvandsanlæg. Metanslippet fra PSA-anlæg og vandskrubberanlæg er betydeligt højere end for aminvaskeanlæg, hvor metantabet er negligibelt. Det er muligt at eliminere metanemissionen ved en oxidationsproces. Varmen fra oxidationsprocessen kan erstatte en del af den varme, der er krævet til biogasproduktion. Dvs. metantabet fra selve opgraderingsprocessen kan nyttiggøres som procesvarme, hvis opgraderingen og biogasproduktionen foregår samme sted.

DGC-rapport 11 Tabel 3. Forskellige egenskaber for forskellige opgraderingsteknologier PSA Vandskrubber MEA vask Varmebehov 0 0 0,47@ 105 C [kwh/m 3 biogas] El forbrug 0,25 0,25 0,031 [kwh/m 3 biogas] Tryk ca. 7 bar Ca. 7 bar Ikke tryksat Regulerbarhed +/- 15 % 50-100 % 50-100 % Metantab 1-3% 1-2% 1 <0,1% Metanslip <0,2 % 2 <0,2% 2 0,5% 3 <0,1% 1 Malmberg Water garanterer mindre end 2 % metantab. 2 Med katalystisk oxidation af metan 3 Malmberg Water har ioniseringsenhed til reduktion af H 2 S emission. Denne reducerer metanslippet med omkring 50 %. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, vedlagt som Bilag 3.

DGC-rapport 12 4 Rammebetingelser for opgradering af biogas Hele det danske system til håndtering af biogasproduktion er opbygget under forudsætning af at biogas anvendes til kraftvarmeproduktion alene. 4.1.1 Afgifts- og tilskudsforhold Tilskud til produktion af biogas udbetales ikke som et tilskud pr. produceret m 3 biogas. Støtten udmøntes gennem tilskud til biogasbaseret kraftvarmeproduktion og afgiftsfritagelser. Tilskud til produktion af biogas gives i tre led: - gennem tilskud til elproduktion - gennem afgiftsfritagelse på varme - ved fritagelse for CO 2 - afgift. Medmindre loven ændres, vil opgradering af biogas til naturgasnettet være økonomisk uinteressant. Ændres loven, så det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m 3 - baseret tilskud, vil lokale forhold og den almindelige konkurrencesituation afgøre, om biogas anvendes til kraftvarmeproduktion eller opgraderes til naturgasnettet. Gældende kraftvarmetilskud har en værdi på 2,87 kr./m 3 naturgasækvivalent biogas (2009). 4.2 Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas Efter gældende lovgivning fastsættes prisen på biogas lokalt efter forhandling med det kraftvarmeværk, der står som aftager af biogassen. Som leverandører til kraftvarmeværker er biogasanlæg underlagt varmeforsyningsloven. Det betyder, at prisen på biogas hverken må overstige substitutionsprisen eller den omkostningsbestemte pris. Den gældende lovgivning, hvor varmeforsyningsloven i vid udstrækning fastsætter rammerne for afregning af biogas, fjerner incitamentet til udbygning af biogassektoren. Loven er asymmetrisk, idet biogasanlægget godt

DGC-rapport 13 må høste tab, men ikke gevinst heller ikke selv om biogassen afsættes til en lavere pris end naturgas. 4.2.1 Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas Bindingen mellem biogasanlæg og lokale kraftvarmeanlæg skævvrider prisdannelsen på biogas. Selv om biogas naturligt fortrænger fossil gas, spiller lokale forhold ind, så koblingen mellem biogaspris og naturgaspris udviskes. Den opgraderede biogas vil have samme egenskaber som fossil gas og vil indgå som en del af den gas, der leveres til forbrugerne. Der skal således ikke tages særlige hensyn til biogassen, når den efter opgradering er ledt ind på naturgasnettet. Den fysiske opgradering med eller uden propantilsætning og håndtering af tilskud i form af afregning af kubikmeterrelateret biogastilskud kan ske i selve opgraderingsvirksomheden. På den måde kan man i første omgang sikre en forenklet håndtering af gasmarkedet, idet både gasdistributørerne og forbrugerne kan friholdes fra en særskilt håndtering af VE-gas/grøn gas. På sigt når reglerne på et tidspunkt kommer på plads i EU vil det være muligt at skabe et marked for grøn gas/ve-gas, hvor prisen bestemmes af forholdet mellem produktion og efterspørgsel. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet. Uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo., vedlagt som Bilag 4.

DGC-rapport 14 5 Styring af nettet I det følgende beskrives de styringsmæssige udfordringer i forbindelse med drift af distributionsnettet ved tilsætning af opgraderet biogas. Naturgas Midt-Nord har 875 km fordelingsledninger og 4.000 km distributionsledninger, og nettet er derfor så udstrakt, at der er stor sandsynlighed for, at et biogasanlæg uden større ledningsarbejde kan tilsluttes naturgasnettet. Det er også tilfældet med Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, som i dag er tilsluttet distributionsnettet og som udgangspunkt vil kunne levere opgraderet biogas til nettet, forudsat at ledningen har tilstrækkelig kapacitet. Med en forventet maksimal produktion fra opgraderingsanlægget på 400 Nm³/h vil der skulle anlægges ca. ½ km Ø90 PEM. Der er 458 forbrugere på distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø, som i dag forsynes fra 40/4 bar MR-station 5007 Rødkærsbro. 6 af disse er større forbrugere, med hvem der er indgået distributionsaftaler. Det er 3 kraftvarmeværker, 2 industrivirksomheder og THMB. Analyser af forbruget viser, at det kun er få timer om året, hvor forbruget vil blive lavere end den forventede maksimale produktion på opgraderingsanlægget. Også i ferieperioden i juli er forbruget større end produktionen. Forbruget er angivet i Figur 2 for hhv. en vinterdag med højt forbrug og en sommernat, hvor forbruget er lavt. Rødkærsbro FVK 13 ; 732 Fabrik 1/2 10/370 ; 87/595 Forbrug Sommernat m 3 /h Forbrug Vinterdag m 3 /h Rødkærsbro 13 ; 52 Høbjerg 13 ; 52 M/R Rødkærsbro -120 ; -2914 Ans 43 ; 172 Vejerslev 16 ; 64 Aidt 17 ; 68 Ans FVV 1 ; 726 THMB 37 ; 148 Thorsø FV 1 ; 475 Sommer natforbrug: Fabrik 1og 2, fjv. Værker slukket, 10% for øvrige Vinter dagforbrug: Distributionsaftaler og 40% for øvrige Figur 2. Forbrug i distributionsnettet.

DGC-rapport 15 Der er dog enkelte timer, hvor den planlagte produktion af opgraderet biogas overstiger aftaget, se Figur 3, der viser en varighedskurve over naturgasforbruget i distributionsnettet i 2007. Den røde linje indikerer produktionen af opgraderet biogas fra THMB. 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 Nm³/h 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 2007 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Flowet er mindre end 400 Nm³/h i 195 timer om året og mindre end 300 Nm³/h i 22 timer om året Figur 4. Varighedskurve over naturgasforbruget i distributionsnettet i 2007. Den røde linje indikerer produktionen af opgraderet biogas fra THMB. 5.1.1 Lagring ved linepack Som det fremgår af ovenstående, er det kun i få timer om året, at forbruget i distributionsnettet Rødkærsbro-Thorsø er under 400 m 3 (n)/time, som er den maksimale planlagte leverance fra opgraderingsanlægget. For en periode med meget lavt forbrug, dvs. en sommerweekend, hvor behovet fra rumopvarmning var meget lille, var den største ubalance mellem den planlagte produktion af opgraderet biogas og naturgasforbrug en periode på to timer, hvor produktionen af opgraderet biogas var 112 m 3 (n)/time større end forbruget i nettet. Denne overproduktion kan oplagres i nettet ved at hæve nettrykket med 0,27 bar. Dette er muligt samtidig med at krav til både minimumstrykket og maksimumtrykket overholdes. Dvs. at distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø er velegnet til at modtage opgraderet biogas, hvis forbruget fortsætter på samme niveau, og produktionen af opgraderet biogas ikke overstiger den forventede maksimale produk-

DGC-rapport 16 tion på 400 Nm³/h. Nettet har mulighed for at aftage nogen overproduktion vha. linepack, hvis der etableres en trykstyring i MR-stationen. Denne trykstyring kan etableres for en anlægsinvestering på kr. 235.000. Hvis forbruget i et distributionsnet er så lavt, at det i perioder bliver nødvendigt at flare biogassen, vil det være et alternativ at injicere gassen på fordelingsnettet, som altid vil kunne aftage produktionen. Det vil kræve en kompressorløsning til omtrent 1½ mio. kr. Energiforbruget til komprimering fra 4 til 40 bar udgør ca. 1 % af den energi, der komprimeres. Injicering i fordelingsnettet er kun nødvendig i perioder, og derfor vil driftsomkostningerne være minimale. Der er endnu ikke opført anlæg i Europa, hvor gassen injiceres på et 40 bar net. Højeste niveau til nu er 16 bar. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Styring af naturgasnettet, vedlagt som Bilag 5. 6 Biogas på naturgasnettet - Roller og ansvar I det følgende beskrives og vurderes nogle modeller for, hvem der kan stå for opgradering af biogas og nogle konsekvenser heraf. Desuden er forskellige rammer beskrevet til hvordan kommunalt ejede distributionsselskaber kan varetage opgraderingsopgaven. 6.1 Modeller for håndtering af opgradering af biogas Model 1: Kommerciel gashandler Modellen indebærer, at en kommerciel gashandler etablerer og driver opgraderingsanlægget. Den kommercielle gashandler vil typisk være både grossist og detailhandler, som sælger naturgas til danske forbrugere. Den kommercielle aktør køber (ikke opgraderet) biogas af biogasproducenten, og giver dermed biogasproducenten sikkerhed for opgradering og afsætning af biogassen indenfor den aftalte periode. Den kommercielle gashandler er ansvarlig for gaskvaliteten og bringer selv opgraderet biogas på markedet.

DGC-rapport 17 Model 2: Teknisk operatør Modellen indebærer, at en teknisk operatør forestår opgraderingen af biogas. Den tekniske operatør er i denne sammenhæng kendetegnet ved, at aktøren ikke er interesseret i eller berettiget til at købe eller sælge biogas/naturgas, og derfor alene varetager den tekniske side af opgraderingen. Operatøren gøres ansvarlig for gaskvaliteten. Den tekniske operatør kan eksempelvis være en privat, sagkyndig investor eller et distributionsselskab, som har fået tilladelse til at drive opgraderingsvirksomhed som sideordnet aktivitet udskilt i et særligt selskab med begrænset ansvar. Model 3: Distributionsselskabet opgraderer Denne model indebærer, at distributionsselskabet etablerer og driver såvel opgraderings- som modtagefaciliteter og mod betaling stiller dem til rådighed for biogasproducenten. Hvis myndighederne bestemmer det, kan det også ske mod delvis eller slet ingen betaling. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af opgraderet biogas med en kommerciel gashandler, som sørger for at bringe gassen på markedet. Modellen indebærer, at distributionsselskabet selv står inde for og bærer ansvaret for kvaliteten af den opgraderede biogas, der bringes ind i naturgasnettet. Model 4: Biogasproducenten opgraderer Modellen indebærer, at biogasproducenten selv forestår opgradering af biogassen. Det indebærer, at investeringsbyrden pålægges biogasproducenten. Der vil i givet fald skulle indgås en tilslutningsaftale mellem distributionsselskab og biogasproducent med samme indhold, som hvis en kommerciel gashandler forestår opgraderingen. Biogasproducenten pålægges af distributionsselskabet ansvaret for overholdelse af kravene til gaskvalitet i Gasreglementet.

DGC-rapport 18 6.1.1 Distributionsselskaber og opgraderingsaktiviteter Hvis et kommunalt ejet distributionsselskab skal stå for etablering og drift af biogas opgraderingsanlæg, kan det principielt ske indenfor rammerne af en af følgende fire modeller. Model A: Opgradering som sideordnet virksomhed i særskilt selskab En forudsætning for modellen er, at Energistyrelsen godkender, at aktiviteten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksomheden, og at aktiviteten kan varetages i et særskilt selskab med begrænset ansvar. Ejerkommunerne vil skulle påtage sig ansvar og risiko, hvis bionaturgassen forårsager erstatningsberettigede skader på naturgasinstallationer. Det forventes de ikke at ville påtage sig. Model B: Opgradering som sideordnet virksomhed i distributionsselskabet En forudsætning for modellen er, at Energistyrelsen godkender, at aktiviteten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksomheden, og at aktiviteten kan varetages af samme selskab, som distributionsbevillingen er udstedt til. Model C: Opgradering som bevillingspligtig aktivitet En forudsætning for modellen er, at aktiviteten opgradering defineres (lovgivningsmæssigt?) som en del af den bevillingspligtige aktivitet, men med krav om særskilt tarifering af opgraderingsydelsen, således at brugerne af ydelsen kommer til at betale for den. Aktiviteten vil således ikke skulle betales af gasforbrugerne via distributionstariffen. Priser og vilkår vil være underlagt Energitilsynets kontrol. Model D: Opgradering som PSO-ydelse En forudsætning for modellen er, at aktiviteten opgradering defineres (lovgivningsmæssigt?) som en PSO-ydelse, som indgår som en del af den bevillingspligtige aktivitet, og som betales af gasforbrugerne via distributionstariffen. Opgraderingsaktiviteterne vil kunne finansieres meget fordelagtigt, med udgangspunkt i såvel ejerkommunernes hæftelse, som gasforbrugernes betaling af aktiviteten over distributionstariffen. Principperne for tarifering

DGC-rapport 19 vil skulle godkendes af Energitilsynet, og de konkrete priser være underlagt Energitilsynets kontrol. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar., vedlagt som Bilag 6. 7 Markedsmodeller Biogas i det danske naturgasnet repræsenterer sammen med (fysisk) import af naturgas fra Tyskland og/eller Norge nye udfordringer til organiseringen af naturgassystemet i Danmark. Norsk og/eller tysk gas indebærer udfordringer i forhold til bl.a. afregning af kunderne på grund af betydelige energiindholdsvariationer i forhold til den danske naturgas fra nordsøen. Fysisk import fra allerede eksisterende entry/exit-punkter i transmissionsnettet (Ellund m.v.) og/eller indførelse af et nyt entrypunkt i f.eks. Sæby som konsekvens af gennemførelsen af Skanled-projektet vurderes ikke at nødvendiggøre væsentlige ændringer i markedsmodellen. Biogasproduktion vil imidlertid gøre det, idet der ikke eksisterer decentral gasproduktion i markedsmodellen i dag. 7.1.1 Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas Det danske transmissionssystem er kommercielt sammensat som en entryexit-model, jf. Figur 5. Transportkunderne skal købe kapacitet og derved retten til at sende naturgas ind i eller trække naturgas ud af transmissionssystemet for at få transporteret naturgas henholdsvis ind i entry-punkterne og ud af exit-zonen eller transitpunkterne. Modellen består af tre entry-punkter i henholdsvis Nybro, Ellund og Dragør. Den danske model har én samlet exitzone for hele landet. Det er derfor nok at reservere en samlet kapacitet, uanset hvor i landet man ønsker at forbruge naturgassen.

DGC-rapport 20 Figur 5. Illustration af nuværende markedsmodellen for gas. Det betyder, at den eksisterende markedsmodel ikke er i stand til at håndtere en decentral gasproduktion. Dette kan løses på forskellig måde. 7.1.2 Mulige nye markedsmodeller Nedenfor skitseres tre løsningsmodeller for tilførelsen af biogas til naturgasnettet. Indledningsvis redegøres for løsningsmodeller, som kan håndteres inden for den eksisterende markedsmodel. Efterfølgende drages parallel-ler til elsektoren. Model A: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som nye entry - punkter i transmissionsnettet (enten hvert biogasproduktionssted for sig eller puljet for alle transportkundens biogasproduktionssteder i et distributionsområde) og indgår i transportkundernes balancering i transmisssionssystemet direkte. Transportkunderne nominerer den forventede biogasproduktion (på timebasis) og allokeres i forhold til de af distributionsselskabet målte timeværdier for biogasproduktionen. Tariferingsmæssigt indgår biogas som anden naturgas i transmissionsnettet (f.eks. entry Nybro eller entry Ellund) med betaling af transmission (kapactet/variabel) og nødforsyning (variabel).

DGC-rapport 21 I distributionssystemet håndteres biogas tariferingsmæssigt som anden naturgas efter slutkundeforbrug og uden særskilt betaling (alle modeller). Model B: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som entry - punkter i distributionssystemet som forbrugssteder med negativt (timeaflæst) forbrug tilknyttet en leverandørs forbrugerportefølje. Indgår herved indirekte i transportkundens balanceregnskab som andre forbrugssteder i distributionssystemet. Transportkunderne nominerer ikke entry - biogas eparat men alene nettoaftaget i exitzone DK (opdelt på distributionsområder). Distributionsselskaberne fremsender måling af nettoaftag i det enkelte distributionsområde på timebasis for den enkelte leverandør og ikke nødvendigvis separat for aftag og modgående biogasindfødning (men målinger kan separeres og fremsendes hvis nødvendigt for systembalancering). Der betales ikke transmissionsbetaling (nødforsyning kan betales separat, jf. nedenfor) for forbrug i exitzonen dækket af decentral biogasproduktion. Distributionsbetaling håndteres som i model A efter den eksisterende model. Model C: Den danske markedsmodel ændres radikalt, så den svarer til den danske elsektor. I den danske el-sektor indgår decentral produk-tion i stort omfang som anden produktion med betaling af indfødningstarif og balancering for balanceringsansvarlige i forhold til transmissionsniveauet. To afgørende forskelle i forhold til den danske markedsmodel for naturgas er, at transmissionsbetaling i el-sektoren hovedsagelig er placeret på slutkunden i forhold til forbruget (a la den danske model for naturgas i distribution) samt at der fysisk sker flytning af el-produktion fra distributionsniveau til transmissionssystemet ved decentral produktion. Der er flest lighedspunkter fra el-modellen til model A ovenfor. Model B vurderes at være den administrativt letteste, hvorfor den har visse fordele i en opstartsfase, hvor der må forventes begrænset biogasproduktion. Der skal i udvekslingen mellem transmissionsselskabet og transportkunderne ikke ske nominering/allokering separat for entry -biogas. Tariferingsmæssigt kan der argumenteres for, at der ikke bør betales transmissionsbetaling, når der ikke er tale om fysisk transport i transmissionsnettet. Det er her forståelsen, at biogasproduktion fysisk vil blive injiceret ved 4,0 BAR M/Rstationen til distributionssystemet og fysisk forbruges i samme distributionssystem. Betalingsmæssigt kan biogasproduktion sammenlignes med de di-

DGC-rapport 22 rekte forbrugssteder, der ikke er tilknyttet distributionsnettet og ikke betaler distributionstarif. Model A vil her formentlig være nærliggende. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Biogas i den danske markedsmodel vedlagt som Bilag 7.

DGC-rapport 23 8 Driftsøkonomi For Thorsø Miljø- Biogasanlæg er der fortaget en driftsøkonomisk analyse af alternative muligheder for afsætning af biogaspruktionen. Der er i alt set på 5 alternativer: Case 0: Status quo dvs. gassen sælges efter gældende regler til Thorsø Kraftvarme. Case 1: Status quo + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 2: Udbygning af biogasanlægget + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 3: Udbygning af biogasanlægget + etablering af KV motor. Al varme bortkøles. Case 4/5: Udbygning af biogasanlægget + opgradering, hvor gassen sælges som almindelig naturgas/brændstof til køretøjer. I beregningerne tages hensyn til den ny energiaftale herunder Lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love, som blev vedtaget i 2008. Den er dog stadig ikke gældende pga. manglende ratificering i EU. De fremtidige gaspriser forventes at udvikle sig i henhold til Energistyrelsens fremskrivning 6, og i samtlige tilfælde forventes biogasprisen at svare til den ækvivalente naturgaspris. Der regnes med et afkastkrav på 10 %. Resultaterne viser, at basisscenariet (case 0) er at foretrække med en nutidsværdi på 18,6 mio. kr. (set over en 20-årig periode). Der skal dog gøres opmærksom på, at Thorsø Biogasanlæg pt ikke har en aftale der rækker længere frem end til 2014, hvorefter gasafregningen udover denne dato ikke er kendt. Scenariet, hvor der bygges en ledning til Bjerringbro følger herefter med en nutidsværdi på 2,2 mio. kr. De øvrige scenarier er ikke interessante set fra et driftsøkonomisk perspektiv. 6 Som baserer sig på IEA s fremskrivning.

DGC-rapport 24 Tabel 1:Opsummering af resultater Scenarium Nutidsværdi Intern Tilbagebetalingstid rente Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + 2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år ledning 2: Udbygning + -2,2 mio.kr. 9 pct. > 20 år ledning 3: Udbygning + -1,6 mio.kr. 9 pct. > 20 år KV 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -12,6 mio.kr. n.a. > 20 år Resultaterne er naturligvis afhængige af forudsætningerne. Følsomhedsanalyserne viser, at specielt ændringer i gasprisen kan påvirke anlæggets rentabilitet. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der i samtlige scenarier er anvendt en pris på biogas, som svarer til den ækvivalente naturgaspris. Dette svarer til den afregningspraksis, som Thorsø har i dag. I det scenarium hvor det antages, at biogassen opgraderes, er det dog forudsat, at Thorsø skal betale omkostningerne forbundet med opgraderingen. Dette sænker således indtjeningen pr. m 3 opgraderet gas. Såfremt Thorsø ikke skulle afholde denne omkostning, ville dette scenarie få en positiv nutidsværdi på 19,2 mio. kr., som dermed er højere end nutidsværdien i basisscenariet. Såfremt scenarie 4+5 skulle være lige så godt som basisscenariet ville det kræve, et årligt tilskud på mellem 3,4 og 4 mio. kr. svarende til 60-70 øre/m 3 biogas. Tilskuddet varierer fra år til år da gaspriserne ikke er konstante. Konklusionen i den driftsøkonomiske analyse er at scenario 0 er den mest fordelagtige model. Det skal dog understreges, at der i analysen ikke er taget stilling til at kontrakten mellem parterne udløber i 2014 og at den nye kontrakt, der evt. kan indgås ikke vil blive på de samme vilkår og det vil påvirke økonomien, Dette skyldes, at det ikke er attraktivt for kraftvarmeanlæg, at producere el i perioder med lave elpriser. Det vil man i højere grad være nødt til ved anvendelse at biogas end ved anvendelse af naturgas som brændsel. Hvis der skal indgås en ny gasaftale, vurderes det, at denne vil være lavere for at kompensere for ulempen ved at producere el på bestemte tidspunkter. Dette vil få en mærkbar indflydelse på indtjeningen fra år 2015. I scenario 1 og 2 regnes der ligeledes med en naturgasækvivalent pris for afregning mellem THMB og Bjerringbro Kraftvarme. Forholdene er analog

DGC-rapport 25 som ovenfor beskrevet og det er derfor ikke sandsynligt, at denne pris kan opnås. Det skal også bemærkes, at den enkelte landmand (som en del af ejerkredsen af THMB) også har andre interesser end direkte forrentning af investering i biogasproduktion. Fx kan landmanden få tilladelse til at holde flere dyreenheder opnå en højere gødningsværdi af husdyrsgødningen og dermed fremme sit primære erhverv. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Driftsøkonomisk analyse, vedlagt som Bilag 8.

DGC-rapport 26 9 Samfundsøkonomisk analyse Analysen er blevet udført som en samfundsøkonomisk analyse af et repræsentativt nyetableret biogasanlæg. Anlægget forudsættes at behandle 550 tons biomasse pr. dag, hvoraf knap 11 pct. er organisk affald. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget i en kraftvarmemotor, hvor varmeproduktionen dækker procesvarmebehovet, mens elektriciteten sælges. Dels sælges gassen. Det er antaget, at al gas kan afsættes og der således ikke finder bortkøling sted. Samlet betyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m 3 NGæ og 1,7 mio. kwh el fra egen kraftvarmemotor. Med henblik på at vurdere betydningen af eksternaliteter udføres den samfundsøkonomiske analyse på tre niveauer: 1. Snæver samfundsøkonomisk analyse, hvor ingen afledte konsekvenser medtages. Dvs. kun indtægten fra energiproduktionen inkluderes. 2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de konsekvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden inddrages. 3. Total samfundsøkonomisk analyse, hvor samtlige afledte konsekvenser forsøges kvantificeret og prissat, fx lugtreduktion. Eksternaliteterne er prissat ud fra enhedspriser fastsat enten af Energistyrelsen eller Fødevareøkonomisk Institut. Endvidere anvendes de forventede markedspriser. Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse opgives som den samfundsøkonomiske break-even gaspris (pr. m 3 naturgas ækv (NGæ)), som er den pris, som er nødvendig for, at økonomien hænger sammen set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Det vil med andre ord sige, at det er den gaspris, som vil resultere i, at biogasanlæggets årlige overskud præcist bliver nul. Udover at beregne en break-even pris for de enkelte niveauer vurderes betydningen også af den affaldsmængde, der behandles på biogasanlægget. Anvendelse af affald i et biogasanlæg kan have en samfundsøkonomisk værdi i form af en afledt besparelse af afbrænding i et forbrændingsanlæg. Denne forudsætning er dog diskutabel ikke mindst set i lyset af, at tilsætning af affald øger gasudbyttet væsentligt samtidig med at modtagergebyret ofte har stor økonomisk betydning for anlæggene.

DGC-rapport 27 Jo flere eksternaliteter som medtages, dvs. jo højere niveau, desto lavere break-even pris. Overordnet kan det siges, at er break-even prisen lav, vil det være samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at producere biogas og omvendt, hvis break-even prisen er høj. For niveau 1 er break-evenprisen 4,90 kr./m 3 NGæ, mens den er 1,08 kr./ m 3 i niveau 3. Såfremt værdien af affaldsbesparelsen tages ud, øges break-even prisen. For at få den samfundsøkonomiske pris på opgraderet biogas er det nødvendigt at tillægge ovenstående break-even pris et opgraderingstillæg. Det er forudsat, at opgraderingen sker vha. et PSA anlæg. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der opstår afregningstekniske problemer, idet det nuværende afregningssystem ikke kan håndtere varierende brændværdier. Disse problemer kan løses ved at tilsætte propan i opgraderingsprocessen, som fordyrer opgraderingsprocessen væsentligt. Da det ikke er nødvendigt at tilsætte propan for at overholde gældende krav til dansk naturgas jf. Gasreglementet medregnes omkostningen ved at tilsætte propan ikke i denne analyse. Nedenstående tabel viser break-even prisen for biogas alene, omkostningen til opgradering samt den samlede samfundsøkonomiske break-even pris for opgraderet biogas. Det ses, at opgradering betyder, at gasprisen pr. m 3 NGæ stiger med 20-100 pct. i forhold til, hvis der ikke sker nogen opgradering. Opgraderingen kan ses som en omkostning for at øge fleksibiliteten. Da opgraderet biogas kan anvendes på lige fod med naturgas kan ovenstående break-even pris sammenlignes med den samfundsøkonomiske pris på naturgas. Er prisen lavere end naturgas er det ud fra en samfundsøkonomisk betragtning en god forretning at producere og opgradere biogas. Er den højere er det ikke en god forretning. Den samfundsøkonomiske naturgaspris er fastsat til 2,11 kr./m 3. Denne pris afspejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år i henhold til Energistyrelsens fremskrivning. Til denne pris lægges den samfundsøkonomiske omkostning ved den indeholdte fossile CO2, som jo ikke indgår i opgraderet biogas. Værdien af denne eksternalitet kan bestemmes til 48 øre/m 3, således at den samlede samfundsøkonomiske værdi bliver 2,58 kr./m 3. Det er antaget, at de øvrige eksternaliteter med forbrænding af opgraderet biogas og naturgas er ens og derfor tillægges værdien af disse eksternaliteter ikke. Naturgasprisen på 2,58 kr. /m 2 NGæ er derfor et pejlemærke som omkostningen ved opgraderet biogas kan sammenlignes med.

DGC-rapport 28 I nedenstående tabel sammenlignes den samfundsøkonomiske break-even pris på opgraderet biogas med naturgas. Tabel 4. Sammenligning af naturgas og opgraderet biogas. Kr./NGæ Af tabellen fremgår det, at såfremt samtlige eksternaliteter medtages samt besparelsen ved alternativ affaldsbortskaffelse, så er opgraderet biogas at foretrække frem for konventionel naturgas. Såfremt besparelsen af alternativ affaldsbesparelse eller hvis samtlige eksternaliteter ikke medtages, så vil naturgas være at foretrække set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Resultatet afhænger naturligvis af den forudsatte naturgaspris. Hvis der i stedet bliver taget udgangspunkt i den nuværende (november 2008) gaspris på 3,09 kr./m 3 er opgradering af biogas også at foretrække for niveau 2. Endelig ser analysen på CO 2 -reduktionsomkostningen forbundet med at benytte opgraderet biogas frem for naturgas. Udover at substituere fossil CO 2 mindsker biogasproduktionen udledningen af metan og lattergas i marken. Analysen viser, at opgradering af biogas repræsenterer en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser, såfremt samtlige eksternaliteter medtages, idet reduktionsomkostningen ligger under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO2 7. For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Samfundsøkonomisk analyse vedlagt som Bilag 9. 7 Energistyrelsen (2008). Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Efter færdiggørelsen af analyserne er der kommet en opdateret fremskrivning fra Energistyrelsen.

DGC-rapport 29 10 Miljøforhold ved anvendelse af biogas For at vurdere hvordan produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede emission af drivhusgas, er der udført scenarieberegninger med forskellige anvendelser af biogassen. Biogas anvendt til kraftvarme, til transportformål og opgradering og distribution via naturgasnettet er undersøgt. Produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede drivhusgas emission gennem en række forskellige kilder. Følgende kilder til emission af drivhusgasser er medtaget: Emission af drivhusgasser fra gylle, der spredes på marker Emission fra de køretøjer, der transporterer gylle til biogasanlæg Metanslip fra biogasmotorer Metanslip fra opgraderingsanlæg. Emission fra elproduktion, der anvendes til processer Fortrængning af CO 2 emission fra det brændsel, der erstattes af biogas. Produktion og anvendelse af biogas reducerer den samlede emission af drivhusgasser. De to væsentligste kilder er en reduceret emission af drivhusgasser fra gylle spredt på marker og at biogassen fortrænger fossilt brændsel. På Figur 6 er størrelsen af de enkelte bidrag til den samlede CO 2 emission angivet for de fem forskellige cases. Heraf fremgår det, at det største enkeltbidrag til den samlede CO 2 fortrængning kommer fra fortrængning af andet fossilt brændsel, men også at der kommer et meget betydeligt bidrag fra reduceret emission af drivhusgasser fra marker. Den største samlede CO 2 reduktion opnås ved at udvide biogasproduktionen i Thorsø og føre biogassen i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk, nemlig 39,4 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn. Medregnes effekten af CO 2 kvotesystemet ser billedet ganske anderledes ud, se Figur 7. Det skyldes bl.a. at en kvoteomfattet virksomhed som Bjerringbro Kraftvarmeværk, kan sælge CO 2 der bliver i overskud, hvis anlægget aftager biogas, der regnes CO 2 neutral. Køberen kan så udlede den CO 2 fortrængning, der er opnået på Bjerringbro Kraftvarmeværk. I det tilfælde er

DGC-rapport 30 anvendelse af biogassen på det kvotebelagte værk, Bjerringbro Kraftvarmeværk, den CO 2 -mæssigt dårligste løsning. CO 2 fordelen er mere end tre gange større, hvis biogassen i stedet sendes på naturgasnettet eller anvendes til transport. Selv hvis Bjerringbro Kraftvarmeværk ikke var kvotebelagt, ville reduktionen i emission af drivhusgasser falde fra de 39,4 til 18,6 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn, når effekten af kvotesystemet medtages. Det skyldes, at det kun er varmeproduktion, der vil fortrænge fossilt baseret energiproduktion. Elproduktionen fra et ikkekvoteomfattet værk vil ganske vist fortrænge elproduktion fra kvoteomfattede værker. Disse får derved kvoter i overskud som kan sælges til virksomheder, der ønsker at øge CO 2 emission fra deres produktion. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur 6. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er ikke medtaget. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur 7. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er medtaget.

DGC-rapport 31 10.1.1 NO x og kulbrinteemissioner Grunden til at NO x emissionerne er højere og UHC emissionerne er lavere for biogasmotorerne end for naturgasfyrede motorer generelt, skyldes i højere grad anvendte motorstørrelser og indstilling til aktuelle miljøkrav end forskellige forbrændingsegenskaber for de to brændsler. Hvis en øget dansk biogasproduktion skal afsættes til eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, er det rimeligt at forvente, at emissionerne væsentligst vil afhænge af, om gassen anvendes på en forkammer- eller en åben-kammermotor. Hvis biogas anvendes på eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, vil det derfor være rimeligt at antage, at UHC og NO x emissionerne vil være som ved naturgasfyring. Dvs. at NO x emissionerne reduceres, og at det vil ske på bekostning af højere metanemissioner i forhold til anlæg, der i dag kører på biogas alene. For yderligere detaljer og reference refereres til projektnotatet Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas, vedlagt som Bilag 10.

Bilag 1. Opgradering teknisk beskrivelse. Udført af DGC.

DGC-notat 1/13 Opgradering teknisk beskrivelse Notat udført som del af ForskNG projektet Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center a/s 1202.2009 732-34 Biogas til netteth:\732\34 biogas på nettet\sammenfatning\endelig\02_opgraderingsteknikker4.doc 02-02-2009

DGC-notat 2/13 Indholdsfortegnelse INDLEDNING...3 Rensning... 3 I det følgende gives en kort gennemgang af hvordan biogas kan renses for forskellige uønskede komponenter. Gennemgangen baseret kilderne... 3 Svovlbrinter... 3 Vand... 4 Siloxaner... 4 Halogerede kulbrinter... 5 Ilt og kvælstof... 5 Ammoniak... 5 Partikler... 5 Opgraderingsteknologier... 5 Membranteknologi... 7 PSA... 8 Trykvandabsorption... 9 Aminvaskeanlæg... 10 Sammenligninger... 11 REFERENCER...13

DGC-notat 3/13 Indledning Nærværende notat beskriver kort forskellige teknikker til rensning og opgradering af biogas til en kvalitet, der gør, at biogassen kan anvendes på lige fod med naturgas. Priser på opgradering af biogas til naturgaskvalitet behandles ikke i dette notat, men beskrevet i notatet Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Krav til gaskvalitet behandles i notatet. Biogas i naturgasnet Gaskvalitet. Arbejdet er udført som en del af ForskNG projektet Biogas til nettet. Rensning I det følgende gives en kort gennemgang af, hvordan biogas kan renses for forskellige uønskede komponenter. Gennemgangen er baseret kilderne [1], [2] og [3]. Svovlbrinter Svovlbrinte, H 2 S, er en giftig og korrosiv gasart, der dannes i reaktoren på biogasanlæg ud fra bl.a. proteiner og andre svovlholdige bestanddele. Oxidation med luft Ved at tilsætte 5-10 % luft til den producerede biogas og lede den igennem et biologisk filter kan H 2 S koncentrationen reduceres fra 2000-3000 ppm. til 50-100 ppm. Denne metode er meget anvendt i Danmark. Fordelene ved metoden er, at den giver en høj reduktionsgrad, og at den er billig. Anvendelse af denne metode til svovlbrintereduktion medfører, at den rensede gas, indeholder ilt og kvælstof. Dette er uden betydning, hvis gassen anvendes i gasmotorer. Ved opgradering af biogas og distribution via naturgasnettet, kan det være problematisk og medføre, at de efterfølgende skal fjernes. Adsorption på aktiv kul H 2 S adsorberes på overfladen af aktivt kul. Processen er ikke reversibel, hvilket betyder, at det aktive kul ikke umiddelbart kan regenereres. Processen forløber bedst ved 7-8 bar og 50-70 C. Metoden er meget brugt i forbindelse PSA opgraderingsanlæg.

DGC-notat 4/13 Fældning vha. jern Koncentrationen af H 2 S kan reduceres allerede under biogasproduktionen i reaktoren ved tilsætning jernsalte. Oftest anvendes FeCl 2. Svovl udfældes herved som jernsulfid efter reaktionen. Fe S 2 2 FeS Med denne metode kan H 2 S koncentration reduceres fra omkring 2000 ppm til 100-200 ppm. Vand Rå biogas er mættet med vanddamp. Det betyder, at biogas ved 35 C indeholder omkring 5 % vand. Selv lave koncentrationer af vand kan forårsage dannelse af syre og dermed risiko for korrosion, hvis der samtidig er CO 2 eller H 2 S tilstede. Vand kan fjernes på ved forskellige metoder. Kondensation ved køling Andelen af vand i biogassen kan reduceres ved at nedkøle gassen. Derved sænkes dugpunktet for gassen, og vand udkondenseres. Metoden er dog kun anvendelig for temperaturer ned til omkring 0,5 1 C. Ved lavere temperatur er der risiko for, at vandet fryser på de kølede overflader. Adsorption En anden meget almindelig metode til tørring af gasser er adsorption på silikagel, aluminiumsoxid eller magnesiumoxid. Disse adsorptionsmidler ligger ofte i to beholdere, der gennemstrømmes af den gas, som skal tørres. Mens den ene beholder anvendes til tørring af gassen, regenereres den anden. Absorption En tredje mulighed for tørring af biogas er at vandet i biogassen absorption i glykol eller hygroskopiske salte. Siloxaner Siloxaner er primært til stede i biogas fra afgasning af spildevandsslam og kan medføre uønskede belægninger, når gassen anvendes i gasmotorer. De kan fjernes ved absorption i en væske, der består af forskellige kulbrinter specielt egnet til absorption af siliciumforbindelser.

DGC-notat 5/13 Halogenerede kulbrinter Disse kan fjernes ved anvendelse af tryksatte beholdere indeholdende en bestemt type aktivt kul, der tillader mindre molekyler som CH 4, O 2, N 2 og CO 2 at passere, mens tungere molekyler adsorberes. Et system består af to parallelle beholdere. Mens den ene fungerer som adsorber, regenereres den anden. Dette sker ved at opvarme den til omkring 200 C, hvorved de adsorberede komponenter igen frigives. Ilt og kvælstof Ilt og kvælstof kan fjernes vha. PSA- eller membranteknologi, men det er forholdsvist dyrt og besværligt. Ammoniak Ammoniak kan fjernes ved at anvende en fortyndet opløsning af salpetereller svovlsyre. Dette er dog normalt ikke nødvendigt, idet ammoniak ofte fjernes som en del af selve opgraderingen. Det er tilfældet for vandskrubber anlæg og PSA-anlæg. Partikler Partikler er ofte til stede i alle typer biogas, men fjernes let med standard filterteknologi. Opgraderingsteknologier Der findes en række forskellige teknologier til opgradering af biogas, hvilket vil sige fjernelse af den rå biogas indhold af CO 2. I notatet beskrives to lovende næsten kommercielt tilgængelige teknologier, nemlig kryogen opgradering og membranteknologi. Derudover beskrives de tre mest konventionelle opgraderingsteknologier, nemlig PSA anlæg, vandskrubberanlæg og aminskrubberanlæg. Kryogenteknik Ved opgradering af biogas vha. kryogen teknologi separeres metan og CO 2 ved kondensation og destillation ved lave temperaturer. Det udnyttes, at CO 2 går fra gasfase til væskefase ved højere temperatur end metan. Denne

DGC-notat 6/13 proces forløber ved meget lav temperatur og højt tryk, typisk -100 C og 40 80 bar. På Figur 1 er vist et forenklet skitsediagram over, hvordan et kryogenanlæg kan skrues sammen. Eftersom man skal så langt ned i temperatur kræves flere kompressorer og kølere i serie for at opnå det nødvendige tryk og temperaturniveau. Figur 1. Forenklet skitse af kryogent opgraderingsanlæg [6]. Det svensk-hollandske firma ScandinavianGTS, har udviklet et koncept til opgradering af biogas vha. kryogenteknologi. Konceptet bygger på at biogassen køles ned i forskellige trin. Se Figur 2. I de første to trin renses biogassen for urenheder og tørres, og i tredje trin sker selve opgraderingen (CO 2 fjernelsen). Man kan vælge at standse biogashandling efter trin 3, eller man kan medtage trin 4 og gøre metanen flydende. Det er transportmæssigt en fordel, hvis man ikke kan anvende naturgasnettet til distribution af den producerede metan, men i stedet må distribuere den vha. tankbiler.

DGC-notat 7/13 Rå biogas Delvist renset biogas CH 4, CO 2, N 2 CH4, N 2 N2 1 2 3 4 Kondensat + urenheder Kondensat + H S og siloxaner 2 Flydende CO 2 Flydende CH 4 Figur 2. ScandinavianGTS anlægskoncept for produktion af flydende CO 2 og flydende metan ud fra biogas. Den udkondenserede CO 2 er et produkt, der har en værdi og kan sælges som f.eks. kølemiddel. I juli 2009 tages et anlæg i drift i Sundsvall i Sverige baseret på ScandinavianGtS koncept. Anlægget skal producere 1.200 liter flydende metan pr. døgn [4]. Membranteknologi Ved membranteknologi udnyttes, at visse materialer ikke er lige gennemtrængelige (permeable) for alle stoffer. Se illustration på Figur 3. Dette kan udnyttes til opgradering af biogas. Den drivende kraft er forskellen i partialtryk hen over membranen. Figur 3. Illustration af hvordan separationen sker ved anvendelse af membranteknologi til opgradering af biogas. Fra [7]. I 2007 blev der idriftsat et demonstrationsanlæg i Bruck/Leitha i Østrig. Anlægget baserer sig på membraner leveret fra Air Liquide og behandler 180 m 3 rå biogas pr. time. Den fraseparerede gas indeholder, foruden CO 2, op til 5 % af den metan, der er til stede i den indkomne biogas [5]. Det lyder

DGC-notat 8/13 umiddelbart af meget, men eftersom denne gas indfyres i et motoranlæg og anvendes til kraftvarme udgør, metanslippet ikke et egentligt tab. PSA PSA står for Pressure Swing Adsorption. Det er et meget sigende navn for denne teknologi. I PSA anlæg separeres CO 2, fra metan ved adsorption på et fast materialer som zeolitter eller aktivt kul under tryk. Et PSA anlæg består af en række, typisk 4-6, parallelle beholdere med adsorptionsmateriale. Hver beholder arbejde i fire forskellige faser, adsorption, tryksænkning, regenerering og trykøgning. Under adsorption føres den komprimerede biogas ind gennem beholderens bund. Mens gassen ledes op gennem beholderen adsorberes CO 2 og en del af O 2, N 2 på overfladen af adsorptionsmaterialet. Gassen, der passerer adsorptionsmaterialet, indeholder omkring 97 % metan. Når adsorptionsmaterialet er ved at være mættet med CO 2, ledes den ikke-opgraderede biogas til en beholder med regenereret adsorptionsmateriale. Beholderen med det mættede adsorptionsmateriale skal nu regenereres. Det sker ved at trykket i beholderen sænkes trinvist. Den gas, der frigøres ved den første tryksænkning indeholder en del metan og føres derfor tilbage til rå biogas. Ved sidste tryksænkning indeholder den frigivne gas primært CO 2, men dog stadig noget metan. Det er denne metan, der giver anledning til metanslip fra PSA opgraderingsanlæg [7]. Figur 4. Principskitse af PSA anlæg. Fra [8]. Foruden CO 2 adsorberes også H 2 S i PSA anlæg, men i modsætning til CO 2 frigives den ikke igen under regenereringen. Derfor skal den rå biogas renses for H 2 S inden den ledes til PSA-anlægget. Ligeledes skal vandindholdet reduceres til omkring 0,15 % inden opgraderingen.

DGC-notat 9/13 I PSA processen adsorberes vanddamp, hvilket medfører, at det er en tør gas, der produceres. CarboTech opgiver, at dugpunktet er lavere end 60 C. Trykvandabsorption Ved opgradering vha. trykvandsabsorptionsanlæg udnyttes at CO 2 og metan har forskellig opløselighed i vand, og at opløseligeheden stiger ved stigende tryk. Se Figur 6. Processen fungerer ved at komprimeret biogas ledes ind i bunden af en skrubber eller vasketårn, hvor den kommer i kontakt med vand, der ledes ind i toppen at skrubberen. Skrubberen indeholder fyldelegemer, der sikrer god fysisk kontakt mellem gas og vand. Ud af skrubberen kommer renset gas. Foruden CO 2 indeholder vaskevandet en del opløst metan. For at genindvinde denne metan sænkes trykket i en flashtank. Her udnyttes det, at metan lettere desorberes end CO 2. Den desorberede metanholdige gas fra flashtanken føres tilbage til den rå biogas. Vandet fra flashtanken ledes herefter over i stripperen, der ligesom skrubberen indeholder fyldelegemer. Heri strømmer vandet i modstrøm med luft, hvorved den opløste CO 2 desorberes fra vandet og følger med luften ud af stripperen. Sammen med CO 2 frigives også en smule metan. Denne metanmængde svarer typisk til 1-2 % af metanen i den indkomne biogas. Renset gas Luft + CO 2 Vandpumpe Skrubber (Absorption) Stripper (Desorption) Flash Kompressor Biogas Recirkuleret metan Luft Figur 5. Principdiagram for et trykvandsanlæg til opgradering af biogas.

DGC-notat 10/13 Figur 6. Opløselighed af metan og CO 2 i vand. Fra [9]. Foruden CO 2 absorberes ligeledes H 2 S i vaskevandet. Malmberg oplyser H 2 S indholdet er lavere end 5 mg/m3(n) i den opgraderede gas, når det gennemsnitlige H 2 S indhold i rågassen er under 500 ppm og kortvarige peakkoncentrationer er lavere end 2000 ppm. Efter rensning er gassen mættet med vanddamp og skal tørres inden den anvendes eller injiceres i naturgasnettet. Aminvaskeanlæg Aminvaskeanlæg minder en del om trykvandsanlæg. I begge tilfælde bringes biogassen i fysisk kontakt med en væske i en skrubber, hvor CO 2 går fra gasfasen og over i den modstrømmende væske og følger denne ud af skrubberen, og renset biogas kommer ud gennem toppen af skrubberen. Se Figur 7. Renset gas CO 2 Skrubber Køler Varmeveksler Køler Stripper Køler Biogas Pumper Varme Blæser Figur 7. Principskitse af et aminvaskeanlæg. Efter [9].

DGC-notat 11/13 I modsætning til trykvandsanlæg, hvor CO 2 opløses i vandet, sker der i skrubberen på aminvaskeanlæg en egentlig kemisk reaktion med den cirkulerende væske og den tilstedeværende CO 2. I stripperen hæves temperaturen af den cirkulerende væske, hvilket medfører, at optagne CO 2 atter frigives. Foruden CO 2 fjernes med denne teknologi også andre sure gasser som H 2 S og COS [11]. Aminvaskeanlæg kører trykløst. Det betyder, at kompressionarbejdet, og dermed elforbruget, er lavt i forhold til PSA- og trykvandsanlæg. Det har desuden den fordel, at metantabet bliver meget lavt. Som absorbtionsmiddel anvendes ofte mono- og dietanolamin (MEA og DEA) i en vandig opløsning. Sammenligninger af de tre konventionelle teknologier Nedenfor sammenlignes forskellige egenskaber for de konventionelle opgraderingsteknologier. Mens aminvaskeanlægget kræver tilførsel af både el og varme, kræver PSA- vandskrubberanlæg alene tilførsel af el. Tilgengæld er elforbruget til et aminvaskeanlæg betydeligt lavere end for de to øvrige teknologier. Se Tabel 1. Alle tre anlæg har dog det tilfælles, at en stor del af den nødvendige energitilførsel til opgraderingen kan genindvindes og anvendes som procesvarme til biogasproduktionen. Mens de to skrubberanlæg kan reguleres mellem halv og fuld last kan PSA anlæg kun reguleres med +/- 15 % i forhold til fuldlast [10]. Metantabet fra PSA-anlæg og vandskrubberanlæg er betydeligt højere end for aminvaskeanlæg, hvor metantabet er negligibelt. Det er muligt at eliminere metanemissionen ved en oxidationsproces. Varmen kan erstatte en del af den varme, der er krævet til biogasproduktion. Dvs. metantabet fra selve opgraderingsprocessen udgør ikke nødvendigvist et reelt tab, hvis opgraderingen og biogasproduktionen foregår samme sted.

DGC-notat 12/13 Tabel 1. Forskellige egenskaber for forskellige opgradering teknologier PSA Vandvask MEA vask Varmebehov [kwh/m 3 biogas] 0 0 0,55 [9] 0,47@ 105 C [11] El forbrug [kwh/m 3 biogas] 0,25 [10] 0,25 [10] <0,15 [9] 0,031 [11] Tryk ca. 7 bar Ca. 7 bar Ikke tryksat Regulerbarhed [10] +/- 15 % 50-100 % 50-100 % Metantab [10] 1-3% 1-2% 1 <0,1% Metanslip <0,2 % 2 <0,2% 2 0,5% 3 <0,1% 1 Malmberg Water garanterer mindre end 2 % metantab. 2 Med katalystisk oxidation af metan 3 Malmberg Water har ioniseringsenhed til reduktion af H 2 S. Denne reducerer metanslippet med omkring 50 %.

DGC-notat 13/13 Referencer [1] Hagen, M et al., Adding Gas from biomass to the gas grid. 2001. [2] Wellinger, A et al. Biogas upgrading and utilisation IEA Bioenergy tas 24. Energy from biological conversion of organic waste. [3] Plana, J. Treatment Tecnologies Raw biogas to Natural Gas Quality. GERG BINGO Devierable 3. 2006. [4] http://www.scandinaviangts.com/news.htm [5] Benjaminsson, Johan. New biogas upgrading techniques. 2 nd Nordic Biogas Conference. 2008 [6] http://students.chem.tue.nl/ifp24/ [7] Persson, Margaretha. Utvärdering av uppgraderingsteknikker för biogas. SGC rapport 142. 2003. [8] http://www.biogasdk.dk/down/semdec05/pdf/kb.pdf [9] Benjaminsson, Johan og Dahl, Anders. Uppgradering av biogas. Kursuskompendium, 08.04.2008. [10] Urban, Wolfgang et al. Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markterhebung 2007-2008. [11] Heinen, Jörg et al. Systemvergleich dezentrale Biogasnutzung versus Biogaseinspeisung. Gas Erdgas Nr 10. 149. 2008.

Bilag 2. Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet. Udført af DGC.

DGC-notat 1/13 Gaskvalitet distribution af biogas via naturgasnettet Notat udført som del af ForskNG projektet 010124 Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center a/s 20.02.2009 732-34 Biogas til netteth:\732\34 biogas på nettet\sammenfatning\endelig\03_gaskvalitet_notat_8.doc 14-03-2008

DGC-notat 2/13 INDLEDNING...3 Potentielle risici ved tilsætning af biogas til naturgasnettet... 3 GASKVALITET...3 Nuværende naturgaskvalitet... 3 Gasreglementet og opgraderet biogas... 4 Brændværdi og wobbeindeks... 4 Karburering til naturgaskvalitet... 5 Kulbrintedugpunkt... 6 Vanddugpunkt... 7 Støv... 7 Svovlforbindelser... 7 Odorant... 8 Øvrige gaskvalitetsmæssige forhold... 8 Mikroorganismer... 8 Siloxaner... 9 Ammoniak... 10 Krav i andre lande... 11 Måling af gaskvalitet... 11 REFERENCER...13

DGC-notat 3/13 Indledning Dette notat er skrevet som en del ForskNG 2008 projektet Biogas til Nettet. Heri beskrives forskellige forhold omkring gaskvalitet i forbindelse med opgradering og distribution af biogas via naturgasnettet. Potentielle risici ved tilsætning af biogas til naturgasnettet Biogas indeholder en række forskellige komponenter, hvoraf en del kan være skadelige. Det kan skyldes, at de er toksiske eller korrosive. Indholdet af skadelige komponenter afhænger af både procestekniske forhold og af råvarerne. Følgende risici skal vurderes ved tilsætning af biogas til naturgasnettet: Sundhedsmæssige forhold for slutbrugere og ansatte Skadesvirkning på naturgasnet Påvirkning af drift af gasforbrugende apparater Gaskvalitet Krav til kvaliteten af gassen i det danske naturgasnet er beskrevet i Gasreglementets Afsnit A, Bilag 1A Bestemmelser om gaskvaliteter. I det følgende benævnes det gasreglementet. Nuværende naturgaskvalitet Sammensætning af naturgassen i det danske system har hidtil været ganske stabilt. Der er normalt kun små variationer som vist i Figur 1.

DGC-notat 4/13 55,1 Egtved Nybro Ellund Ll. Torup Dragør Øvre wobbeindks / MJ/m 3 55,0 54,9 54,8 54,7 Nedre brændværdi / MJ/m 3 04. dec 39,82007 39,6 39,4 14. dec 2007 24. dec 2007 03. jan 2008 13. jan 2008 23. jan 2008 02. feb 2008 12. feb 2008 22. feb 2008 03. mar 2008 13. mar 2008 23. mar 2008 39,2 04. dec 2007 14. dec 2007 24. dec 2007 03. jan 2008 13. jan 2008 23. jan 2008 02. feb 2008 12. feb 2008 22. feb 2008 03. mar 2008 13. mar 2008 23. mar 2008 Dato Figur 1. Variation i nedre brændværdi og øvre wobbeindeks for et kvartal målt forskellige steder i Dannmark. Hvert punkt er en dagsmiddelværdi [4]. I 2007 var nedre brændværdi i gennemsnit 39,58 MJ/m3(n) og det øvre wobbeindeks var 55,0 MJ/m3(n). Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet skal den leve til de samme krav som naturgas. Gasreglementet og opgraderet biogas Brændværdi og wobbeindeks I henhold Gasreglementet skal naturgas i det danske naturgasnet have et øvre Wobbetal mellem 50,8 og 55,8 MJ/m 3 (n). Biogas (65 % CH 4, 35 % CO 2 ) har et Wobbetal på 27,3 MJ/m 3 n, og ren metan har et på 53,5 MJ/m 3 (n). En opgraderet biogas med et metanindhold på 97,3 % metan vil lige netop kunne leve op til kravet til Wobbeindeks. Hvis den opgraderede biogas har et metanindhold lavere end 97,3 % er det muligt at øge Wobbeindekset til det ønskede ved at tilsætte propan til biogassen.

DGC-notat 5/13 Karburering til naturgaskvalitet Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet kan man vælge at karburere med - dvs. tilsætte - propan sådan at gassen har en brændværdi svarende til naturgas. På opgraderingsanlægget i Bjuv i Sverige tilsættes ca. 7 % propan til den opgraderede biogas. Dette gøres bl.a. af afregningsmæssige grunde i det man herved sikrer, at den producerede gas har den samme brændværdi som naturgas. Karburering med propan har også indflydelse på gassens wobbeindeks og metantal. Metantallet er en gas evne til at modstå bankning, når den anvendes som motorbrændstof. I Gasreglementet er der ikke angivet noget krav til metantal. Motorerne, der er installeret på danske decentrale kraftvarmeværker, er optimeret til at give en høj el-ydelse på dansk naturgas. Hvis metantallet er lavere i den aktuelle gas end sædvanligt, skal der kompenseres for dette i motorens indstillinger. Dette vil dog påvirke motoranlæggets elvirkningsgrad negativt. Hovedparten af disse motorer vil formentlig kunne køre videre uden reduceret virkningsgrad, hvis metantallet holdes over 70. Den nødvendige andel af propan, der skal tilsættes en opgraderet biogas for at opretholde samme brændværdi som naturgas er vist i Figur 2 sammen med det tilhørende wobbeindeks som funktion af opgraderingsgraden. Opgraderingsgraden er vist som andelen af metan i den opgraderede biogas og det er antaget resten er CO 2.

DGC-notat 6/13 10% 56 Propanandel / - 9% 8% 7% 55 54 53 Wobbeindex / MJ/m 3 6% 52 96% 97% 98% 99% 100% Metanandel i opgraderet biogas / - (før propan tilsætning, resten er CO 2 ) Figur 2. Den krævede propantilsætning for at holde brændværdi på 39,5 MJ/m 3 svarende til naturgas og hvordan det påvirker wobbeindekset. I det viste interval varierer metantallet mellem 72,8 og 73,7. Dvs. det er tilfredsstillende for motordrift. Kulbrintedugpunkt Ved højt tryk og lav temperatur kan der være risiko for, at der kan ske en udkondensering af de tungeste kulbrinter. Ifølge gasreglementet skal kulbrintedugpunktet være under -5 C ved driftstryk op til 4 bar og ved højere driftstryk, skal kulbrinte dugpunktet være lavere end 0 C. Propan 95, der kan anvendes som karbureringsbrændsel, indeholder minimum 95 % propan og resten er etan og butan. For en opgraderet biogas bestående af 99 % metan og 1 % CO2 og 7 % propanholdig gas fås de fasediagrammer, der er angivet i Figur 3. Det er vist for tre forskellige propanholdige gasser, nemlig en blanding bestående af 60 % propan og 40 % butan, en typisk propan 95, som består af 98 % propan, knap 1 % etan og godt 1 % butan samt den kondensationsmæssigt værst tænkelige propan 95, som opfylder kravet om 95 % propan. Dvs. en gas bestående af 95 % propan og 5 % butan. Af figuren fremgår det, at karburering af opgraderet biogas er muligt uden at det medfører problemer i forhold kondensering af kulbrinter.

DGC-notat 7/13 100 80 Typisk propan 95 60/40 propan butan blanding Worst case propan 95 p / atm 60 40 20 Væskefase Blanding af væskeog gasfase Gasfase 0-160 -140-120 -100-80 -60-40 -20 0 T / C Figur 3. Fasediagram for opgraderet biogas karbureret med brændsler. Beregnet vha. programmet TERM fra CALSEP. Vanddugpunkt I henhold til gasreglementet skal vandindholdet i gas i naturgasnettet være lavt af hensyn til korrosion og hydratdannelse. I gaskvaliteter, der distribueres ved tryk over 4 bar, skal vanddugpunktet være lavere end 0 C. I nedgravede ledninger, hvor driftstrykket er lavere end 4 bar skal dugpunktet være lavere end jordtemperaturen. Hvis der er risiko for kondensation, skal ledningerne forsynes med vandsamlere. Støv Partikler, der kan forårsage fejl på målere og regulatorer skal fjernes inden gassen injiceres til naturgasnettet. Svovlforbindelser Af hensyn til korrosionsrisiko skal svovlindholdet i gassen begrænses. For svovlbrinter, H 2 S, er kravet, at koncentrationen skal være lavere end 5 mg/m 3 (n). Kortvarige overskridelser tillades, dog må timemiddelværdien ikke overskride 10 mg/m 3 (n). Målt som døgnmiddelværdi skal kravet om maksimalt 5 mg/m 3 (n) H 2 S overholdes.

DGC-notat 8/13 For øvrige svovlforbindelser end H 2 S og svovlholdige odoranter, er det maksimalt tilladelige indhold 10 mg/m 3 (n). Odorant Naturgas tilsættes et odorisingsstof (lugtstof) sådan, at man lugte hvis der er utæt gasinstallation. Dette er et krav, der også gælder for biogas distrbubueret via naturgasnettet. Øvrige gaskvalitetsmæssige forhold Foruden de emner der i dag er dækket af gasreglementet, er der andre forhold man bør forholde sig til i forbindelse med distribution af biogas via naturgasnettet. Mikroorganismer En af grundene til at man tidligere har været kritisk overfor distribution af biogas via naturgasnettet har været frygten for at biogassen indeholder mikroorganismer. En af de få undersøgelse af bakterieforhold i biogas er udført af bla. Sveriges Lantbruks Universitet og Statens Veterinärmedicinska Anstalt. Heri undersøges bakterindholdet i biogas. Resultatet af sammenlignedes med resultater af tilsvarende målinger på naturgas. Generelt set var ikke meget Konklusionen var at koncentration af mikroorganismer i biogas er sammenlignelig med koncentrationen i naturgas. Koncentrationen af mikroorganismer biogas og naturgas er generelt lavere end i udeluft. Man undersøgte hvilke mikroorganismer, der var til stede i biogas og naturgas. I undersøgelsen er det vurderet forskellen i sammensætning skyldes kilden til mikroorganismerne. For naturgassystemet stammer kilderne typisk fra gassystemets konstruktion. Det drejer sig om omgivningsflora som f.eks. jordpartikler eller hudflora, der er kommet ind i systemet under bygningsarbejdet. Disse kilder vil naturligvis også kunne medføre mikroorganismer i opgraderet biogas. Dertil kommer mikroorganismer fra de råvarer biogassen er produceret af, der kan være til stede i den opgraderede biogas på trods af varmebehandling, opgradering og tørring. Det gør at der kan findes patogene organismer i opgraderet biogas. Pga. af det lave antal af mikroorganismer

DGC-notat 9/13 i den opgraderede biogas (10 100 cfu/m 3 ) 1, er risikoen for dette dog meget lav, vurderer forfatterne. Den franske styrelse for miljø og arbejdsmiljø, AFSSET, har netop afsluttet en tilsvarende undersøgelse og er kommet til en tilsvarende sammenlignelig konklusion. AFFSET konkluderer, at følgende gasser kan injiceres på naturgasnettet uden forøget risiko: o Biogas produceret ud fra organisk affald fra fødevareindustrien o Biogas produceret ud fra husholdningsaffald og anden biologisk affald, herunder husdyrgødning der er usikkerhed om, hvorvidt det er forsvarligt, at injicere biogas fra spildevandsslam og industriaffald til naturgasnettet. Billederne i Figur 4 viser mikroorganismer, der er isoleret fra hhv. naturgas, biogas og luft fra et klasselokale. Antallet af kolonier indikerer mængden af mikroorganismer. De siger dog intet om, hvor sundhedsfarlige de er. 0,25 m 3 opgraderet biogas 0,40 m 3 naturgas. 1 m 3 luft fra et klasseværelse. Figur 4. mikroorganismer, der er isoleret fra hhv. naturgas, biogas og luft fra et klasselokale. Fra [6]. Siloxaner Siloxan er navnet på en gruppe af organiske kemiske forbindelser, der indeholder silicium og ilt. Ordet siloxan er dannet af ordene silicium, oxygen og alkan. Ved forbrænding siloxaner dannes SiO2, der er skadelig for motorer, hvis de er til stede i for høje koncentrationer. Siloxaner kan være et problem i gas fra spildevandsslam eller i deponigas, men er det normalt ikke i gyllebaseret biogas. 1 Cfu = Colony Forming Unit, dvs. Antallet af mikroorganismer, der bygger kolonier på et vækstmedium.

DGC-notat 10/13 Ammoniak Ammoniak er toksisk og kan medføre korrosion i stålnettet. Ammoniak er dog noget problem i forbindelse med tilsætning opgraderet biogas til naturgasnettet. Det skyldes at ammoniakindholdet er lavt i biogas (0,01-2,5 mg/m 3 ) og at det der måtte være fjernes under opgraderingen. I praksis i mindre end 1 ppm. [5]. I PSA anlæg adsorberes ammoniak sammen med CO 2 og skrubberanlæg absorberes NH 3 i skrubbervandet.

DGC-notat 11/13 Krav i andre lande Marcogaz, der er en teknisk sammenslutning med medlemmer fra den europæiske gasindustri, samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikkekonventionelle gasser, hvis de skal distribueres via naturgasnettet. Tabel 1. Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgasnettet i forskellige europæiske lande [3]. Østrig Frankrig Tyskland Sverige Schweiz Egenskab Ubegrænset Begrænset injektion injektion CH 4 > 96 % >97% >96% >50% CO 2 < 3 % <2,5% <6% <3% <4% <6% CO <2% Total S < 10 mg/m³ < 30mg/m³ <30 mg/m³ < 23 mg/m³ < 30mg/m³ < 30mg/m³ H 2 S < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ (H 2 S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³ Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O 2 < 0,5 % <0,01% <0,5% 2 <1% <0,5% <0,5% H 2 < 4 % <6% <5 % <0,5% <5% <5% Vand dugpunkt MOP 3 peratur <5 C ved Jordtem- -8 C/40 bar <32 mg/m³ <60% <60% Kulbrintedugpunkt (1-70 bar) peratur 0 C ved OP 4 < 2 C Jordtem- 49,1-56,5 MJ/m³ for H Wobbe index 47,9 56,5 MJ/m³ gas 43,2-46,8 MJ/m³ for L gas 37,8 56,5 MJ/m³ 45,5-48,5 MJ/m³ 47,9-56,5 MJ/m³ Øvre brændværdi Relativ densitet Odorant Halogenerede komponenter 5 38,5-46,1 kwh/m³ 10,7-12,8 kwh/m³ for H gas 9,5-10,5 kwh/m³ for L gas 38,5-47,2 kwh/m³ 0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70 Gas to be odorized at consumer 0 mg/m³ 15-40 mg THT/m³ < 1 mg Cl /m³ < 10 mg F /m³ Gas to be odorized at consumer Ammoniak Teknisk rent <20 mg/nm³ partikler Teknisk rent Teknisk rent Kviksølv < 1 μg/m³ Siloxaner 6 < 10 mg/m³ (Si) Måling af gaskvalitet 0 15-25 mg THT/m³ 15-25 mg THT/m³ Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgas er der visse krav til målinger, som skal opfyldes. Det er fx målinger, der er nødvendige for at sikre høj 2 Passer umiddelbart dårligt med, at der tilsættes både luft og propan i Tyskland at kunne matche både wobbeindeks og brændværdi. 3 MOP = Maximum operation pressure, dvs. maksimalt driftstryk. 4 OP = Operation pressure, dvs. driftstryk. 5 Typisk til stede i lossepladsgas. 6 Typisk til stede i gas fra spildevandsslam og lossepladsgas.

DGC-notat 12/13 sikkerhed på anlægget (ATEX-direktivet), og målinger som skal sikre, at den gas, der sendes ud i naturgasnet, er af den ønskede kvalitet. Der er udført en svensk analyse af, hvilke målinger der bør udføres i forbindelse med produktion og tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet [7]. Biogasproduktion Gasanalyse 1 Opgradering Gasanalyse 3 Evt. tilsætning af propan Gasanalyse 2 Figur 5 Analysesystem til opgradering af biogas til naturgaskvalitet. Efter [7]. Ved analysepunkt 1 måles biogassens indhold af metan. Det er primært af hensyn til afregningen af den rå biogas. Efter opgradering og rensning - ved målepunkt 2 - måles gassen indhold af O 2, CO 2, metan, svovl og dugpunktet. Hvis der tilsættes propan til den opgraderede biogas måles enten gassens indhold af metan og propan eller dens brændværdi og wobbetal ved punkt 3. Hvis det vælges at måle propanindholdet i stedet for wobbetal og brændværdi kræves en gaskromatograf. Det kræves i tyskland, mens det i Sverige er tilstrækkeligt at måle wobbetal og brændværdi.

DGC-notat 13/13 Referencer [1] Mikrobiell analys av biogas, Björn Vinnerås et al. Sveriges Lantbruks Universitet, Rapport 61412. August 2005 [2] Microbiological community in biogas systems and evaluation of mikrobial risk from gas usage. Björn Vinnerås. Energie wasser-praxis 12/2007 DVGW Jahrerevue. [3] Injection of gases from non-conventional Sources into Gas Networks. Marcogaz Recommendation. 2006. [4] www.energinet.dk [5] Feasability study Biogas upgrading and grid injection in Fraser Valley, British Columbia. Electrigaz Technologies Inc. Juni 2008. [6] Owe Jönsson, E.ON Gas Sverige. Indlæg Energinet.dk s biogasseminar den 28.08.2008. [7] Inventering och utvärdering av analysinstrument och flödesmätere för gasmätniong I uppgraderingsannlägninger for biogas. Svenska biogasföreningen. 610407. 2005.

Bilag 3. Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Udført af DGC.

DGC-notat 1/18 Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg Notat udført som del af ForskNG projektet Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center a/s 22.12.2008 h:\732\34 biogas på nettet\sammenfatning\endelig\04_notat - opgraderingspriser rev7.doc 15-10-2008

DGC-notat 2/18 INDHOLDSFORTEGNELSE Resume...3 Priser på opgradering forudsætninger...3 Gasmængde...3 Propantilsætning...3 Elpris...4 Anlægsarbejde...4 Kapitalomkostninger...4 Leverandører...5 PSA anlægget...5 Økonomi...6 Vandskrubber...9 Økonomi...9 Bilag Bilag 1: CarboTech priser og forudsætninger Bilag 2: Malmberg Water priser og forudsætninger Bilag 3: Referenceliste CarboTech Bilag 4: Referenceliste Malmberg

DGC-notat 3/18 Indledning Dette notat er skrevet som afrapportering af det arbejde, DGC har udført omkring priser for opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg til naturgaskvalitet. Arbejdet er udført som en del af ForskNG projektet 2008-010124 Biogas til nettet Resume Prisen for opgradering af en biogasproduktion på 5,6 mio. m 3 biogas pr. år til naturgaskvalitet, inklusiv tilsætning af propan, er blevet vurderet ud fra leverandøroplysninger. Med et PSA anlæg fra CarboTech bliver nettoprisen 1,13 kr. pr. m 3 opgraderet metan. For et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water bliver prisen 1,09 kr. pr. m 3 opgraderet metan. I Nettoprisen er indregnet værdien af salg af den propan, der skal tilsættes for at den opgraderede biogas får en brændværdi svarende til naturgas. Det er ikke nødvendigt, at tilsætte propan for at opgraderet biogas lever op til kravene beskrevet i gasreglementet. Hvis den opgraderede biogas afsættes uden propantilsætning, er omkostningerne til opgradering 0,88 og 0,85 kr. / m 3 metan ved anvendelse af hhv. et PSA anlæg fra CarboTech og et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water. Forskellen mellem de to priser er så lille, at den kan skyldes usikkerhed på antagelser. Priser på opgradering forudsætninger Gasmængde 3 I denne undersøgelse er det antaget, at gasproduktionen udvides til 675 m n rå biogas pr. time, der skal opgraderes. Det er antaget, at der er 8300 produktionstimer pr. år, og at biogassen indeholder 65 % metan. Dvs. den årlige biogasproduktion er 5.600.000 m 3. Propantilsætning For at eliminere de afregningsmæssige problemstillinger, er det besluttet at tilsætte propan til den opgraderede biogas, sådan at den propanholdige gas

DGC-notat 4/18 har samme brændværdi som dansk naturgas, dvs. 39,5 MJ/m 3 (n). Det svarer til, at der tilsættes omkring 7 % propan til den opgraderede biogas. Der er indhentet priser for propan fra BP Gas A/S (kontaktperson Stig Olsen). BP gav et uforpligtende tilbud på 4.900 kr. pr. tons i ren gaspris. Dette er senere opjusteret til 5.100 kr. pr. ton. Foruden gasudgifter er der en udgift til tankanlæg. En 55 m 3 tank kan lejes hos BP for 10.000 kr. pr. år. Brændværdien for propan er 46,3 MJ/kg. Det giver en energispecifik propanpris på 0,110 kr./mj. DONG Energys listepris for naturgas i september 2008 er 3,914 kr./m 3 (n). Dette er, som nævnt, en listepris, der vil kunne forhandles, hvis man er en tilstrækkelig stor kunde. I prisen er der desuden inkluderet udgifter til transmission. Hvis der regnes med en naturgaspris på 3,0 kr./m 3 fås en energispecifik naturgaspris på 0,076 kr./mj. Det betyder, at når der købes og anvendes 1 MJ propan, skal der betales 0,110 kr., og at den sælges igen for 0,076 kr. Dvs. at nettoudgiften til propan er 3,4 øre/mj eller 31 % af indkøbsprisen. Elpris Opgradering af biogas kan betegnes som let proces. Det betyder, at elprisen, der anvendes i beregningerne, er 0,78 kr./kwh. Anlægsarbejde Der er regnet med investeringsudgifter på 100.000 kr. til installation af den nødvendige eleffekt, og det er antaget, at der er skal bruges 100.000 kr. til anlæg af fundament til opgraderingsanlæg og propananlæg. 100.000 kr. i anlægsinvestering betyder ca. 0,3 øre/m 3 CH 4 på den samlede opgraderingspris. Kapitalomkostninger I de præsenterede beregninger er der antaget en afskrivningsperiode på 15 år og en rentesats på 6 %. De årlige kapitalomkostninger beregnes som r Kapitalomkostninger I 1 1 r t hvor I er investeringen, r er rentesatsen og t er afskrivningsperioden.

DGC-notat 5/18 Leverandører Der er forsøgt indhentet priser fra fire forskellige leverandører, der anvender forskellige teknologier til opgradering af biogassen. De fire leverandører og den teknologi, de anvender, er: Carbotech Engineering GmbH Malmberg Water AB Läckerbywater Exergi A/S PSA-teknik Vandskrubberanlæg Aminskrubberanlæg. Aminskrubberanlæg. De forskellige leverandører sammenstykker deres færdige anlæg af forskellige komponentpakker. Det betyder, at de enkelte dele ikke altid kan sammenlignes umiddelbart. Trods gentagne henvendelser til Läckerbywater, har det ikke været muligt at få opgivet priser på opgradering vha. aminvasketeknologien. Danske Exergi A/S vil, i samarbejde med en anden virksomhed, som har ekspertise inden for CO 2 -opkoncentrering, gerne levere anlæg til opgradering af biogas. De er dog endnu ikke så langt fremme, at de ønsker at opgive at gå ind i opgradering af biogas fra Thorsø Biogas på nuværende tidspunkt. PSA anlægget Carbotech har i deres produktportefølje et anlæg kaldet BGA750. Det kan behandle 750 m 3 rågas pr. time. Dvs. at udnyttelsesgraden er 90 % med den planlagte produktionsudvidelse i Thorsø. Arbejdstrykket for PSA anlægget er omkring 7 bar. Den producerede og opgraderede gas skal distribueres via et 4 bars naturgasnet. Det betyder, at det ikke er nødvendigt med yderligere kompressionsanlæg for at kunne levere gassen til nettet. For at eliminere miljøpåvirkningen fra metanslippet installeres en enhed til katalytisk afbrænding af metan. I følge Carbotech er metanslippet ved installation af en katalytisk efterforbrænder mindre end 0,1 %. Der er regnet med et metantab på 1,5 %.

DGC-notat 6/18 Økonomi Investeringsudgifter og udgifter til drift og vedligeholdelse er angivet i nedenstående tabel for de enkelte dele, som det samlede anlæg er sammensat af. Tabel 1 Investerings-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for PSA anlægget. Investering Drift og vedligehold 1000 kr. 1000 kr./år Opgraderingsanlæg 9.705 477 Netinjektion 2.229 99 Propantilsætning 637 40 Odorisering 268 - Metanreduktion 1.261 94 Elforbrug 1.113 Propanforbrug 2.543 Med de nævnte antagelser resulterer ovenstående i årlige kapitalomkostninger på 1.452.000 kr. Med en metanandel i den rå biogas på 65 % og et metantab på 1,5 % bliver den årlige metanproduktion på 3.587.000 m 3 og den samlede pris for opgradering bliver på 1,62 kr. pr. m 3 metan produceret. Som beskrevet tidligere, fås en indtægt for propanen i den opgraderede og propanberigede biogas, der svarer til 69 % af udgiften til indkøb af propan. Når indtægten fra propansalg trækkes fra de ovenfor anførte udgifter, fås en netto opgraderingspris på 1,13 kr. pr. metan. Hvis propanberigningen udelades bliver opgraderingsprisen 0,88 kr./m 3 metan. Ovenstående priser er angivet pr. m 3 metan i den opgraderede gas. Værdien af metantabet bør tages i betragtning. Der regnes her med biogaspris på 2 kr./m 3 - det svarer ca. til 3 kr./m 3 metan. Leverandøren garanterer et metantab lavere end 3 % og opgiver, at det forventede tab er mellem 1 og 2 %. Med et antaget metantab på 1,5 % fås, at der tabes 55.000 m 3 metan pr. år, hvilket svarer til 165.000 kr. pr. år. Det svarer igen til 0,046 kr. pr. m 3 opgraderet metan. Hvis der i stedet regnes med et metantab på 3 % i stedet for 1,5 %, stiger nettoopgraderingsprisen fra 1,13 til 1,15 kr./m 3 metan, og værdi af den tabte metan stiger til 0,092 kr./m 3. Beregning af opgraderingsprisen er naturligvis afhængig af de anførte antagelser og de opgivne priser. For at vurdere følsomheden af forskellige fakto-

DGC-notat 7/18 rers indflydelse på den endelige opgraderingspris, er der foretaget en følsomhedsanalyse. Med udgangspunkt i en nettoopgraderingspris på 1,13 kr. pr. m 3 metan, er det undersøgt, hvor meget denne pris ændrer sig, hvis en indgangsparameter ændres med hhv. +/- 10 %. Dette er angivet i nedenstående tabel. Fra opgraderingsanlægget vil der være overskudsvarme til rådighed til biogasprocessen. Fra kompressoranlægget vil der være ca. 55 kw og fra den katalytiske oxidering af metantabet 36 kw. Ændring 10% -10% Elpris 2,7% -2,6% Propanpris 5,9% -6,0% Biogasproduktion -5,1% 5,1% Naturgaspris -4,5% 3,8% Afskrivningsperiode -2,1% 2,2% Rentesats 1,4% -1,3% Investering 3,5% -3,4% For yderligere detaljer henvises til bilag 1.

DGC-notat 8/18 Figur 1 Foto af Carbotechs BGA500-anlæg til opgradering af op til 500 m 3 rå biogas pr. time Figur 2 Layout af Carbotechs BG 500-1200-anlæg til opgradering af 500-1200 m 3 rå biogas pr. time Liste med referenceanlæg er angivet i Bilag 3.

DGC-notat 9/18 Vandskrubber Ligesom Carbotech har Malmberg, der leverer vandskrubberanlæg i deres produktportefølje, forskellige standardenheder. Nedenstående er vist for et GR8 anlæg. Det har en rågaskapacitet på 800 m 3 pr. time. Arbejdstrykket for vandskrubberanlægget er omkring 6 bar. Den producerede og opgraderede gas skal distribueres via et 4 bar naturgasnet. Det betyder, at det ikke er nødvendigt med yderligere kompression for at kunne levere gassen til nettet. Til fjernelse af svovlforbindelser og til reduktion af metan i den udskilte CO 2 -fraktion anvendes en ioniseringsenhed. Denne reducerer H 2 S- koncentrationen i den CO 2 -rige offgas til mindre end 2 ppm, og metanudslippet reduceres med omkring 50 %, dvs. til mindre end 0,5 % af metanindholdet i den rå biogas. Økonomi Investeringsudgifter og udgifter til drift og vedligeholdelse er angivet i nedenstående tabel for de enkelte dele, som det samlede anlæg er sammensat af. Tabel 2 Investerings-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for vandskrubberanlægget. Investering Drift og vedligehold 1000 kr. 1000 kr./år Opgraderingsanlæg 12.050 200 Netinjektion 2.274 30 Propantilsætning 2.765 10 Odorisering 216 - Metanreduktion 447 7 Elforbrug 1.055 Propanforbrug 2.556 Med de nævnte antagelser resulterer ovenstående i årlige kapitalomkostninger på 1.828.000 kr. Med en metanandel i den rå biogas på 65% og et metantab på 1 % bliver den årlige metanproduktion på 3.605.000 m 3, og den samlede pris for opgradering bliver 1,58 kr. pr. m 3 metan produceret.

DGC-notat 10/18 Som beskrevet tidligere, fås en indtægt for propanen i den opgraderede og propanberigede biogas, der svarer 69 % af udgiften til indkøb af propan. Når indtægten fra propansalg trækkes fra de ovenfor anførte udgifter, fås en nettoopgraderingspris på 1,09 kr. pr. metan. Hvis propanberigningen udelades fås umiddelbart en opgraderingspris 0,79 kr./m 3 metan. Dette er dog ikke sande billede, idet gasanalyseudstyret er inkluderet er i propanpakken for Malmbergs anlæg, mens det er en del netinjetionspakken for Carbotechanlægget. En mere realistisk pris er 0,84-0,85 kr. pr. m 3 metan. Ændring 10% -10% Elpris 2,6% -2,5% Propanpris 6,1% -6,3% Biogasproduktion -5,1% 5,0% Naturgaspris -4,7% 3,9% Afskrivningsperiode -2,7% 2,9% Rentesats 1,8% -1,7% Investering 4,5% -4,4% Hvis det antages, at den rå biogas har en værdi på 3 kr./m 3 og at metanslippet netop er garantiværdien, 1 %, vil værdien af metanslippet udgøre 0,03 kr./m 3 opgraderet metan. Figur 3 Foto af et Malmberg GR3 opgraderingsanlæg i Darmstadt i Tyskland - et anlæg opgradering af op til 300 m 3 rå biogas pr. time Liste med referenceanlæg er angivet i Bilag 4.

DGC-notat 11/18 Bilag 1: Carbotech - priser og forudsætninger. Kurs 7,58 kr./euro Elpris 0,78 kr./kwh Drifttid 8300 timer/år Levetid 15 år Rente 6% Propanpris 673 euro/ton Rågasmængde 675 m3/h Metan i rågas 65,0% Metantab 1,5% Udnyttelig metan 64,0% Opgradering Rågasmængde BGA750 750 m3/h Investering Anlægsarbejde 1.200.000 euro 26.385 euro Drift El forbrug anlæg Elforbrug - katalytisk forbrænding Daglig service Vedlighold Aktivt kul (inkl. H2S fjernelse) Refill service Ordinær service Materialer Service Andre reservedele 185 kw (ved fuldlast) 6 kw 4.354 Euro/år 8756 Euro/år 8800 Euro/år 20000 Euro/år 9000 Euro/år 12.000 Euro/år Installation 54000 Euro Net injektion 1 Investering 290.000 Euro Installation 4000 Euro Drift og vedlighold 13050 Euro/år Propantilsætning 1 (1=propantilsætning, 0=ing Investering 80000 Euro Installation 4000 Euro Drift og vedlighold 4000 Euro/år Propan 499 tons/år Tankleje 1319 Euro/år

DGC-notat 12/18 Odoriseringsenhed 1 Budgetpris 34000 Euro Installering 1360 Euro Drift og vedlighold 0 Euro/år Kat Off gas forbrænding 1 Investering 160000 Euro Installation 6400 Euro Drift og vedlighold 12.400 Euro/år Samlet Investering Kapitalomkostninger Drift og vedligehold Elforbrug Propan 1.860.145 Euro 14.099.901 kr. 1.451.765 kr./år 93.679 Euro/år 710.085 kr./år 1.585.300 kwh/år 1.236.534 kr./år 499 tons/år 2.543.191 kr./år Udnyttelsesgrad 0,90 Elforbrug Propan Gasmængde Opgraderingspris ved angivet gasproduktion 1.426.770 kwh/år 1.112.881 kr./år 499 tons/år 2.543.191 kr./år 3.587.001 m3/år (CH4) 1,62 kr./m3 (CH4) Pris biogas Metantab Værdi af metantab 3 kr./m3 CH4 6,58125 m3/h 163.873 kr./år CH4 0,0457 kr./m3 CH4

DGC-notat 13/18 Bilag 2: Malmberg Water - priser og forudsætninger. Kurs 7,58 kr./euro Elpris 0,78 kr./kwh Drifttid 8300 timer/år Levetid 15 år Rente 6% Propan 673 euro/ton Rågasmængde 675 m3/h Metan i rågas 65% Metantab 1% Udnyttelig metan 64% Opgradering GR8 Rågasmængde m3/h 675 Rågaskapacitet m3/h 800 Investering DKK 11.850.000 Div. Anlæg 200.000 Drift Elforbrug anlæg kw 162 Elforbrug - metanreduktion kw 1 1,4% Vedlighold Serviceaftale DKK/år 166760 Euro/år 22000 Daglig service (150 timer/år) DKK/år 33000 Installation (inkluderet) DKK 0 Net injektion 1 Investering DKK 2.274.000 Installation (inkluderet) DKK Drift og vedlighold DKK/år 29.562 Propantilsætning (1=propantil 1 Investering kr 2.765.000 Installation kr 0 Drift og vedlighold DKK/år 0 Propan tons/år 501 Tankleje DDK/år 10000

DGC-notat 14/18 Odoriseringsenhed 1 Budgetpris DKK 216030 Installering DKK Drift og vedlighold DKK/år Metanreduktion 1 Investesring DKK 447.220 Installation DKK 0 Drift og vedlighold DKK/år 7.000 Samlet Investering DKK 17.752.250 DKK 17.752.250 Kapitalomkostninger kr./år 1.827.821 Drift og vedligehold kr./år 246.322 Elforbrug kwh/år 1.352.900 kr./år 1.055.262 Propan tons/år 501 kr./år 2.556.100 Udnyttelsesgrad 0,84 Elforbrug kwh/år 1.352.900 kr./år 1.055.262 Gasmængde m3/år (CH4 3.605.209 Opgraderingspris ved angivet gasprkr./m3 (CH4 1,58 Pris biogas kr./m3 CH4 3 Metantab m3/h 4,3875 Værdi af metantab kr./år CH4 109.249 Værdi af metantab kr./m3 CH4 0,0303

DGC-notat 15/18 Bilag 3: Referenceliste Carbotech

DGC-notat 16/18

DGC-notat 17/18 Bilag 4: Referenceliste Malmberg

DGC-notat 18/18

Bilag 4. Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet. Uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo. Udført af Brancheforeningen for decentral kraftvarme.

1 WP 2 Barrierer for opgradering af biogas til naturgasnettet - uudnyttede muligheder og direkte tab ved status quo. 1: Gældende tilskudsmodel som barriere 2: Kassetænkning som barriere 3: Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas 4: Kraftvarmebinding og tab af sommergas 5: Problemer med placering af biogasanlæg tæt ved varmegrundlag 6: Op- eller nedgradering - propantilsætning 7: Opgradering af biogas i relation til det liberaliserede energimarked 1: Gældende tilskudsmodel som barriere Tilskud til produktion af biogas udbetales ikke som et tilskud pr. produceret m 3 biogas, men som tilskud til biogasbaseret kraftvarmeproduktion. Medmindre loven ændres, vil opgradering af biogas til naturgasnettet være økonomisk uinteressant. Ændres loven, så det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m 3 -baseret tilskud, vil lokale forhold og den almindelige konkurrencesituation afgøre, om biogas anvendes til kraftvarmeproduktion eller opgraderes til naturgasnettet. Gældende kraftvarmetilskud har en værdi på 2,87 øre/m 3 naturgasækvivalent biogas (2009). Gældende lov Tilskud til produktion af biogas gives i tre led: - gennem tilskud til elproduktion - gennem afgiftsfritagelse på varme - ved fritagelse for CO 2 - afgift. Eltilskuddet kan beregnes på to måder: 1) Som en fast afregning på 74,5 øre pr. kwh (2008) + et årligt tillæg på 60 pct. af stigning i nettoprisindekset. 2) Som et fast tilskud på 40,5 øre pr. kwh (2008) + et årligt tillæg på 60 pct. af stigning i nettoprisindekset: Forventet tilskud på 41,4 øre pr. kwh i 2009. 1

2 Ad 1) Værket afregnes med 74.5 øre pr. kwh, hvilket både rummer PSO-tilskud og afregning af den producerede el. Da elprisen varierer time for time, varierer tilskuddet tilsvarende time for time, så summen af afregning og tilskud bliver 74.5 øre pr. kwh. Ad 2) Elektriciteten afregnes enten efter tre-leds-tarif eller efter markedsvilkår, hvorefter værket modtager et tilskud på 40,5 øre (41.4 øre forventet i 2009) pr. kwh ud over den pris, salget af el indbringer. Da de to afregningsformer står side om side i loven, må det tages som udtryk for, at man lovgivningsmæssigt har valgt at værdisætte PSO-tilskuddet til 40.5 øre pr. kwh, idet man må antage, at regeringen ikke har til hensigt at indføre en økonomisk diskrimination værkerne imellem. Udgangspunkt for omregning af kraftvarmebaseret tilskud til kubikmeterbaseret tilskud - eltilskud: 41.4 øre pr. kwh (2009) - afgiftsfritagelse for varme: 195,9 øre/m 3 N-gasækvivalent biogas (2009) - CO 2 -afgiftsfritagelse: 34,5 øre/m 3 N-gasækvivalent biogas (2009) Forhold vedr. biogaskvalitet: Koncentrationen af metan i biogas varierer i forhold til, hvilken type affald der afgasses i anlægget. Biogas er således ikke udtryk for en given kvalitet kun gælder, at gassen ikke er fossil. Da projektet er rettet mod opgradering af biogas til naturgasnettet, må beregning af tilskud gælde for biogas opgraderet til naturgaskvalitet: Forudsætning: Metanindhold i opgraderet biogas svarer til metanindhold i naturgas. Forhold vedr. kraftvarmeproduktion: El- og varmevirkningsgraden på kraftvarmeanlæg varierer anlæggene imellem. For at beregne tilskuddet må man derfor definere el- og varmevirkningsgraden. Som forudsætning for beregning af afgift er valgt: Elvirkningsgrad 40 pct. varmevirkningsgrad 45 pct. tab 15 pct. Forhold vedr. naturgas: Forudsætning: 1 m 3 naturgas svarer til 11 kwh energi 2

3 Energifordeling i 1 m 3 naturgas efter kraftvarmeproduktion: 4.4 kwh el 4.9 kwh varme 1.7 kwh tab Beregning af tilskud pr. m 3 naturgasækvivalent biogas (2009): Værdi af PSO-tilskud fra el-produktion: 4,4 kwh x 41,4 øre/kwh 182,2 øre Værdi af afgiftsfritagelse varme: 195,9 øre pr. m 3 naturgasækvivalent biogas Afgiftsandel varmesiden (45 pct. reguleret efter 1,25-reglen). 70,5 øre Værdi af afgiftsfritagelse CO 2 -afgift: 34,5 øre pr. m 3 naturgasækvivalent biogas. 34,5 øre Samlet tilskud ved produktion af 1 m 3 biogas opgraderet til naturgaskvalitet 287,2 øre 2: Kassetænkning som barriere Efter gældende lov betaler elforbrugerne PSO-tilskuddet på 41,4 øre/kwh biogasbaseret el svarende til 182,2 øre pr. m 3 naturgasækvivalent biogas. Fritagelsen for varmeafgift og fritagelsen for CO 2 -afgift giver et provenutab for staten. Staten bidrager således med tilskud svarende til 105 øre/m 3 naturgasækvivalent biogas. Hvis det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m 3 -baseret tilskud vil staten få en meromkostning på 182,2 øre/m 3 naturgasækvivalent biogas, mens elforbrugerne vil slippe for et tilsvarende beløb. Samfundsøkonomisk vil det ikke have betydning, men staten vil miste indtægter. Hvis staten ikke ønsker at miste indtægter, kunne en model med PSO-gas overvejes efter samme princip som for PSO-el. Det vil betyde, at omkostningen til produktion af biogas helt eller delvist kommer til at hvile på de øvrige gaskunder. I så fald vil det være de få, der kommer til at løfte en samfundsopgave, hvilket næppe vil være ønskeligt. 3: Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas Efter gældende lovgivning fastsættes prisen på biogas lokalt efter forhandling med det kraftvarmeværk, der står som aftager af biogassen. 3

4 Som leverandører til kraftvarmeværker er biogasanlæg underlagt varmeforsyningsloven. Det betyder, at prisen på biogas hverken må overstige substitutionsprisen eller den omkostningsbestemte pris. Substitutionsprisen er den pris, kraftvarmeværket eller fjernvarmeforsyningen ellers ville kunne få varme til, mens den omkostningsbestemte pris udregnes efter et hvile i sig selv -princip for biogasanlægget. Efter hvile i sig selv -princippet må der højst indregnes en beskeden forrentning af den i biogasanlægget indskudte kapital, mens gevinsten ved enhver effektivisering af biogasanlægget eller en stigning i afregningsprisen for biogas-el (som ændringen fra 60 øre/kwh til 74.5 øre/kwh) skal udmønte sig i lavere varmepriser til fjernvarmeværkets varmeforbrugere. Den gældende lovgivning, hvor varmeforsyningsloven i vid udstrækning fastsætter rammerne for afregning af biogas, fjerner incitament til udbygning af biogassektoren. Loven er asymmetrisk, idet biogasanlægget godt må høste tab, men ikke gevinst heller ikke selv om biogassen afsættes til en lavere pris end naturgas. Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas Bindingen mellem biogasanlæg og lokale kraftvarmeanlæg skævvrider prisdannelsen på biogas. Selv om biogas naturligt fortrænger fossil gas, spiller lokale forhold ind, så koblingen mellem biogaspris og naturgaspris udviskes. Vælger man i stedet at opgradere biogas, kan man skabe gennemsigtighed i prisdannelsen. Det vil være verdensmarkedsprisen på naturgas, korrigeret efter danske forhold, der sætter prisen for opgraderet biogas. Den opgraderede biogas vil have samme egenskaber som fossil gas og vil indgå som en procentdel af den gas, der leveres til forbrugerne. Der skal således ikke tages særlige hensyn til biogassen, når den efter opgradering er ledt ind på naturgasnettet. Den fysiske opgradering med eller uden propantilsætning og håndtering af tilskud i form af afregning af kubikmeterrelateret biogastilskud kan ske i selve opgraderingsvirksomheden. På den måde kan man i første omgang sikre en forenklet håndtering af gasmarkedet, idet både gasdistributørerne og forbrugerne kan friholdes fra en særskilt håndtering af VE-gas/grøn gas. Fremtidige markeder for VE-gas/grøn gas På sigt når reglerne på et tidspunkt kommer på plads i EU vil det være muligt at skabe et marked for grøn gas/ve-gas, hvor prisen bestemmes af forholdet mellem produktion og efterspørgsel. Efter gældende direktiver har VE-gas/grøn gas adgang til gasdistributionsnettet på lige fod med naturgas, hvis gassen opfylder de fastsatte kvalitetskrav. 4

5 Skal gassen efter indfødning på natugasnettet kunne identificeres som VE-gas/grøn gas, forudsætter det, at gassen certificeres med oprindelsesgarantibeviser. Ved at koble oprindelsesgarantibeviser på produktion og transport af VE-gas/grøn gas, kan der skabes et marked for CO 2 -neutral gas. Udarbejdelse af oprindelsesgarantibeviser Kortlægning af standarder for VE-gas/grøn gas med henblik på udarbejdelse af oprindelsesgarantibeviser er i gang i Holland arbejdet er endnu ikke afsluttet. Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/77/EF til fremme af elektricitet fra vedvarende energikilder udstikker rammer for udstedelse af oprindelsesgaranti for VE-el. I et senere direktiv indgår oprindelsesgaranti for højeffektiv kraftvarmeproduktion. Hensigten med direktiverne er at skabe et marked for VE-el eller for el fra højeffektiv kraftvarmeproduktion. Selv om EU endnu ikke har krav om eller fastlagt rammer for oprindelsesgaranti for VE-gas/grøn gas, ligger oprindelsesgaranti for VE-gas/grøn gas som en naturlig fortsættelse af de vedtagne direktiver til fremme af handel med VE, ligesom det igangværende arbejde i Holland må tages som udtryk for, at handel med VE-gas/grøn gas på sigt vil indgå som element i det liberaliserede gasmarked. Systembeskrivelse for handel med VE RECS (Renewable Energy Certificate System) har oprettet en markedsplads for handel med VE-oprindelsesgarantier (efter AIB-standard/EECS-standard). AIB (Association of Issuing Bodies) arbejder på en harmonisering af EU-landenes standard for oprindelsesgarantier, så garantierne kan handles over grænserne. Oprindelsesgarantierne skal opfylde de krav, der stilles i henhold til EECS (European Energy Certificate System), der er en fælles europæisk frivillig standard. RECS er som markedsplads brugerbetalt den virker som en netbank : Certifikater med oprindelsesgaranti udstedes til producenten i henhold til en fysisk produktion. Når produktionen sælges, overføres certifikaterne til forbrugeren/elhandleren, og de udgår i takt med, at det fysiske forbrug, som oprindelsesgarantierne er koblet sammen med, sker. Energinet.dk udsteder oprindelsesgarantier for VE-el og højeffektiv kraftvarmeproduktion i Danmark. Muligheder/barrierer for handel med VE-gas/grøn gas 5

6 Principielt er der ikke noget til hinder for at skabe en markedsplads for VE-gas/grøn gas efter samme princip som markedspladser for VE-el, men traditionelt er gasmarkedet mindre udviklet end elmarkedet. En forudsætning for handel med VE-gas/grøn gas er klare standarder for beskrivelse af VE-gas/grøn gas, og at der kan udstedes certifikater i henhold til disse standarder. Markedsplads/bilateral handel En markedsplads kunne se sådan ud: Et dansk opgraderingsanlæg tildeles oprindelsesgaranticertifikater af Energinet.dk enten som elektronisk garanti, eller som fysisk garanti i form af papircertifikat med hologram. Certifikaterne opfylder internationale standarder, accepteret af RECS. Med udbud af certifikaterne kan der skabes en markedsplads for VE-gas/grøn gas den, der byder højest får gassen. Alternativt kan der indgås bilaterale handler: Energinet.dk udsteder oprindelsesgarantibeviser, der følger den opgraderede biogas til kunder, der på forhånd har indgået aftale om aftag af den opgraderede biogas. Det kunne være kunder i transportsektoren i Sveriges eller danske kunder, der ønsker at aftage grøn gas. 4: Kraftvarmebinding og tab af sommergas Støtten til produktion af biogas sker i 3 led: 1) PSO-tilskud til elproduktion 2) Afgiftsfritagelse for varme 3) Afgiftsfritagelse for CO 2 -afgift Hvis alle tre tilskud skal høstes fuldt ud, må biogasproduktionen dimensioneres efter det lokale varmebehov i sommermånederne. Med et faldende varmebehov om sommeren på grund af bedre isolering af boliger, udskiftning til energiruder, opsætning af solvarmepaneler o. lign. vil det kun være biogasanlæg tilknyttet store forsyningsområder, der kan undgå spild af biogasvarme om sommeren. Biogasanlæg tilknyttet mindre forsyningsområder må acceptere, at der ikke vil være fuldt aftag for varmen i sommermånederne. Det betyder, at værdien af varmen plus værdien af afgiftsfritagelsen for varme går tabt for biogasanlægget. Hvor sommerperioden før var af ugers varighed, er der nu tale om mindst 3 måneder med lavt aftag af varme. 6

7 Tab af sommergas bliver dermed en økonomisk faktor, der har negativ indflydelse på udbygning af biogassektoren. Mængde af biogas, der omdannes til varmespild Biogasanlægget Linkogas ved Rødding vurderer, at anlægget har ca. 90 dage uden fuldt varmeaftag. Det betyder, at anlægget mangler afregning for ca. 10 pct. af årets produktion af biogas. Thorsø Biogasanlæg vurderer, at der er et tab på ca. 14 pct. som følge af manglende afsætning af varme om sommeren. Ribe Biogasanlæg har valgt at afstemme produktionen af biogas efter forsyningsområdets varmebehov om sommeren. Der er således ikke spild af gas til varmeproduktion, men til gengæld kan biogasanlægget ikke udvide til trods for, at der står landmænd på venteliste. I det tilfælde sker tabet af energi ikke ved kondensdrift (elproduktion uden afsætning af varme), men ved at biogassen i husdyrgødningen går fuldstændig tabt, når anlægget undlader at udvide biogasproduktionen, selv om der både er landmænd på venteliste og mulighed for at skabe øget kapacitet på biogasanlægget. Opgradering som løsning Ved opgradering af biogas til naturgasnettet undgås tab af sommergas. Med adgang til gasdistributionsnettet skabes en indirekte adgang til gaslagrene. Det betyder, at biogas fuldt ud kan fortrænge fossil gas der enten kan blive i Nordsøen eller tilgå lagrene i sommermånederne. Biogasanlæggene får dermed friheden til at udvide i takt med, at landmænd ønsker at tilføre husdyrgødning til anlæggene. Det giver grundlag for en løbende udbygning i stedet for udbygning i spring afhængig af, hvilke kontrakter der kan opnås med lokale kraftvarmeværker. 5: Problemer med placering af biogasanlæg tæt ved varmegrundlag Den fremtidige udbygning af biogassektoren er baseret på husdyrgødning og evt. energiafgrøder. Det forhold koblet til miljøhensyn betyder, at biogasanlæg bedst placeres i landdistrikterne, hvor befolkningstætheden er lav og varmegrundlaget lille. Når biogas opgraderes til naturgasnettet vil der ske en afkobling af den geografiske binding mellem produktion og forbrug biogas kan produceres i Vestjylland og forbruges i København. Gennem årene har det vist sig vanskeligt for ikke at sige politisk umuligt at placere biogasanlæg op ad tæt befolkede områder. 7

8 Vælges opgradering til naturgasnettet, vil der være videre rammer for placering af nye biogasanlæg. Alternativt kan der lægges et parallelt rørsystem til fremføring af biogas fra biogasanlæg i udkantområderne til kraftvarmeanlæg i tæt bebyggede områder. Løsningen er dyr, og både problemet med et for lille varmeaftag om sommeren og for mange driftstimer på grund af løbende produktion af biogas (se punkt 7), fastholdes. 6: Op- eller nedgradering - propantilsætning For at opfylde de nuværende krav til gaskvalitet i naturgasnettet skal der ved opgradering tilsættes propan til biogassen. Derved sikres en pålidelig afregning mellem gasdistributør og forbrugere. Teknisk er det endnu ikke muligt at afregne gas efter leveret energiindhold. På sigt vil der blive udviklet måleudstyr, der kan registrere aftag efter energiindhold, hvilket vil åbne mulighed for at undgå propantilsætning. Kravene til gaskvalitet vil i øvrigt naturligt blive ændret med tiden når tilførslen af gas fra Nordsøen bliver mindre. Også det vil sætte rammer for fremtidig opgradering, men indtil da vil den i projektet beskrevne opgradering med propantilsætning være nødvendig. På sigt kan de ændrede krav til gaskvalitet således bidrage til at billiggøre opgradering enten fordi der skal tilsættes mindre propan, eller fordi propantilsætning helt kan undværes. 7: Opgradering af biogas i relation til det liberaliserede energimarked De mindre, biogasbaserede kraftvarmeværker har mulighed for at afregne el efter treleds-tariffen. Regeringen har imidlertid udtrykt et klart ønske om at afskaffe denne tarif, så værkerne i stedet overgår til markedsvilkår. Biogas produceres døgnet rundt i en løbende proces, mens gaslageret pruttepuden kun kan lagre mindre mængder gas. Så længe et kraftvarmeværk afregnes efter tre-leds-tariffen, kan værket tilrettelægge produktionen, så der ikke produceres el i nogle af dagens lavlasttimer. Værket kan øge sin indtjening ved at optimere efter tre-leds-tariffen, men da der ikke er sammenfald mellem tre-leds-tarif og spotpris, vil elforbrugerne i adskillige timer hen over året betale for en produktion, der er urentabel rent samfundsøkonomisk. Biogaskraftvarmeværker, der afregnes efter markedsvilkår plus 405. øre/kwh, har tilsvarende ringe mulighed for at tilrettelægge driften efter spotprisen. Højst vil det være muligt at lukke ned i ganske få timer, når elprisen er meget lav. 8

9 På grund af behovet for et stort set ubrudt aftag af biogas har spotprisen på Nordpool kun begrænset indflydelse på driftsstrategien på biogasbaserede kraftvarmeværker. En del af tilskuddet til produktion af biogas-el på 40,5 øre pr. kwh indgår derfor som kompensation for den dårlige betaling for el tilskuddet går ikke til at sikre en fortsat udbygning af biogassektoren. Vurdering af tab som følge af behov for kontinuerligt aftag af biogas Ifølge de motorleverandører, der har serviceaftaler på kraftvarmeanlæg, har de naturgasbaserede kraftvarmeværker på markedsvilkår haft et driftstimetal på 3200-3500 timer i 2008. Til sammenligning har driftstimetallet på biogasbaserede værker været omkring eller over 6000 timer. Da metan i biogas har samme værdi som metan i naturgas, indikerer denne forskel i driftstimetal, at biogasbaserede kraftvarmeanlæg har været nødt til at producere el i ca. 3000 driftstimer i 2008, hvor markedsprisen har fået de naturgasbaserede værker til at afstå fra at producere. Biogaskraftvarmeværker, der afregnes efter markedspris plus 40,5 øre/kwh, vil have et vist incitament til at agere på markedsvilkår inden for de rammer, tilførslen af biogas lægger. Rene biogaskraftvarmeværker, der afregnes med 74.5 øre pr. kwh, har derimod intet incitament til at flytte elproduktionen væk fra timer med lavest elpris på Nordpool. Disse biogasanlæg kan således få udbetalt 74,5 øre pr. kwh, selv om spotprisen er lav eller går i nul. I de situationer bidrager biogaskraftvarmeanlæg til at skabe eloverløb. I 2008 gik spotprisen for Danmark Vest i nul i sammenlagt 29 timer. I 128 timer var spotprisen under 10 øre pr. kwh ifølge Energinet.dk. Samfundsøkonomisk tab ved manglende mulighed for at optimere produktion af biogas-el efter spotpris Det er ikke muligt præcist at værdisætte det fremtidige tab, der opstår som følge af biogaskraftvarmeværkernes manglende mulighed for eller incitament til at agere på markedsvilkår, da spotprisen vil afhænge af, hvordan elsystemet udformes i de kommende år. Udbygning af vindkraft, udbygning af transmissionsnettet med nye udlandsforbindelser, indpasning af varmepumper og elbiler, fjernvarmeselskabernes investering i store solfangeranlæg og andre tiltag og forhold vil påvirke prisdannelsen for el på Nordpool og påvirke prisen for op- og nedregulering og rullende reserve. Systemfremskrivninger fra Energinet.dk viser dog, at kraftvarmeværker i en årrække endnu vil have en central funktion for afbalancering af elmarkedet. Den opgave kan kun løses, hvis driften på de enkelte værker optimeres efter spotprisen på Nordpool og ikke efter behovet for aftag af biogas. 9

10 På den baggrund må det antages, at de biogasbaserede kraftvarmeanlæg fortsat vil være nødt til at producere el i timer, hvor naturgasfyrede kraftvarmeværker vælger at lukke ned. Forsigtig vurdering af tab for biogaskraftvarmeværker, der bindes op på mange driftstimer på grund af løbende produktion af biogas Skal man forsigtigt værdisætte tabet, kan man vælge at se på de kendte tal for 2008. Energinet.dk registrerer spotprisen time for time. Biogaskraftvarmeanlæg har haft ca. 6000 driftstimer i 2008, mens de naturgasfyrede værker har haft 3000-3500 driftstimer i 2008. Driftstimetallet for naturgasfyrede kraftvarmeværker er et udtryk for værkernes beslutning om at køre eller lukke ned alt efter spotprisen. Vælger man som forudsætning, at naturgasfyrede kraftvarmeværker har haft 3318 driftstimer placeret i de bedst betalte timer, har værkerne produceret el, når spotprisen har ligget over 450 kr. pr. MWh (45 øre/kwh). Tager man samme forudsætning for biogasværkerne at værkerne har haft mulighed for at lægge de ca. 6000 driftstimer i de bedst betalte timer, ser det sådan ud: I 6013 timer har spotprisen været over 340 kr. pr. MWh (34 øre /kwh). I dette teoretiske regnestykke har biogasværkernes afhængighed af et stort set løbende aftag af biogas tvunget værkerne til at fortsætte med at producere indtil 11 øre/kwh under den grænse på 45 øre/kwh, hvor de naturgasfyrede værker vælger at lukke ned. Når biogasværkerne tvinges til at producere til en lavere pris, bliver regningen sendt videre til biogasleverandørerne. Biogas bliver værdisat lavere end naturgas dvs. at en del af de 40.5 øre i tilskud til biogasanlæg går til at holde liv i en urentabel kraftvarmeproduktion og ikke til drift eller udbygning af biogasanlæg. I virkeligheden vil forskellen mellem naturgas- og biogaskraftvarmeværkers evne til at betale for henholdsvis naturgas og biogas være endnu større end forskellen mellem 45 øre/kwh og 34 øre/kwh indikerer. Afhængigheden af løbende aftag af biogassen forhindrer værkerne i at optimere efter de 34 øre/kwh, mens naturgasfyrede kraftvarmeværker uden denne binding har større mulighed for at optimere driftstimer efter grænsen på 45 øre/kwh. Den samfundsøkonomisk dårlige udnyttelse af biogas i kraftvarmeværker sløres af tilskuddet på 40,5 øre/kwh, og for værker, der afregnes med 74,5 øre/kwh, vil forholdet mellem driftsøkonomi og samfundsøkonomi være endnu mere uigennemsigtig. Kraftvarmeværker, der har haft tilbud om at skifte naturgas ud med biogas, vurderer, at kravet til løbende aftag af biogas sænker værdien af metan i biogas til 75 pct. af 10

11 værdien af metan i naturgas på grund af de mange driftstimer, der afregnes med for lav spotpris. Vælger man opgradering, vil denne forskelsværdi forsvinde, da den opgraderede biogas vil indgå på linie med naturgas i markedet. Begrænset deltagelse på markedet for systemtjenester Naturgasfyrede kraftvarmeværker bidrager aktivt til at opretholde systembalance ved at deltage på timemarkederne for systemtjenester. Når timeprisen for el er fastlagt på Nordpool for det kommende driftsdøgn, kan værkerne efterfølgende melde ind på reservekraftmarkedet eller regulérkraftmarkedet for henholdsvis op- eller nedregulering alt efter driftssituationen. Behovet for næsten kontinuerlig drift på biogaskraftvarmeanlæg forhindrer både driftsoptimering efter spotprisen på Nordpool og optimal deltagelse på markederne for systemtjenester. Eneste systemtjeneste, hvor biogaskraftvarmeværker kunne have en fordel, er på markedet for rullende reserve. Det forudsætter dog, at biogaskraftvarmeværket har installeret tilstrækkelig effektreserve til opregulering og disponerer over det nødvendige gaslager. Opgradering som konkurrenceplatform mellem el- og gasmarkedet Hvis biogasanlæggene løses af kraftvarmebindingen, så biogasanlæg frit kan vælge mellem et kraftvarmebaseret tilskud og et kubikmeterbaseret tilskud, vil der være skabt en konkurrenceplatform mellem gasmarkedet og elmarkedet. På denne platform kan forholdet mellem lokal kraftvarmeproduktion med lille varmeaftag om sommeren og for mange driftstimer til lav elafregningspris vægtes med omkostninger til opgradering og mulighed for at afsætte grøn gas til en eventuel merpris. Det frie valg kan være med til at reducere det samfundsøkonomiske tab forbundet med biogaskraftvarmens manglende mulighed for at tilpasse sig markedsvilkår. 11

Bilag 5. Styring af naturgasnettet. Udført af Naturgas Midt-Nord.

1 ForskEL/NG (2008) Project No. 010124 BIOGAS TIL NETTET Work package 3: Styring af naturgasnettet RAPPORT AUGUST 2008 / PBS / LBR NATURGAS MIDT-NORD I/S

2 INDHOLDSFORTEGNELSE 1. Indledning og resumé 2. Beskrivelse af naturgasnettet 3. Forbrug i Rødkærsbro - Thorsø naturgasnettet 4. Lagring ved linepack 5. Trykstyring teknisk løsning 6. Økonomi 7. Biogasinjektion i naturgasnettet - generelt 1. INDLEDNING OG RESUMÉ Formålet med WP3 er at få klarlagt de styringsmæssige udfordringer ved at tilsætte opgraderet biogas til naturgasnettet. I projektudredningen i ansøgningen var udgangspunktet, at det kun er realistisk at tilsætte den opgraderede biogas til 4 bar distributionsnettet. Argumentet var, at tilsætning til transmissionsnettet eller fordelingsnettet vil være forbundet med store anlægs- og driftsudgifter. Arbejdet med WP3 har vist, at tilsætning til fordelingsnettet også kan være en del af løsningen. Naturgas Midt-Nord har 875 km fordelingsledninger og 4.000 km distributionsledninger, og nettet er derfor så udstrakt, at der er stor sandsynlighed for, at et biogasanlæg uden større ledningsarbejde kan tilsluttes naturgasnettet. Det er også tilfældet med Thorsø Miljø- og Biogasanlæg, som i dag er tilsluttet distributionsnettet og som udgangspunkt vil kunne levere opgraderet biogas til nettet, forudsat at ledningen har tilstrækkelig kapacitet. Med en forventet maksimal produktion fra opgraderingsanlægget på 400 Nm³/h vil der skulle anlægges ca. ½ km Ø90 PEM. Der er 458 forbrugere på distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø, som i dag forsynes fra 40/4 bar MRstation 5007 Rødkærsbro. Analyser af forbruget viser, at det kun er få timer om året, hvor forbruget vil blive lavere end den forventede maksimale produktion på opgraderingsanlægget. Også i ferieperioden i juli er forbruget større end produktionen. Distributionsnettets linepack er 410 Nm³/bar dvs. en times maksimal produktion fra opgraderingsanlægget kan optages med en trykdifferens på 1 bar i nettet (når forbruget sættes til 0). Konklusionen er, at distributionsnettet Rødkærsbro Thorsø er velegnet til at modtage opgraderet biogas, hvis forbruget fortsætter på samme niveau, og produktionen af opgraderet biogas ikke overstiger den forventede maksimale produktion på 400 Nm³/h. Nettet har mulighed for at aftage nogen overproduktion vha. linepack, hvis der etableres en trykstyring i MR-stationen. Denne trykstyring kan etableres for en anlægsinvestering på kr. 235.000. Hvis forbruget i et distributionsnet er så lavt, at det i perioder bliver nødvendigt at flare biogassen, vil det være et alternativ at injicere gassen på fordelingsnettet, som altid vil kunne aftage produktionen. Det vil kræve en kompressorløsning til omtrent 1½ mio. kr. Energiforbruget til komprimering fra 4 til 40 bar udgør ca. 1 % af den energi, der komprimeres. Injicering i fordelingsnettet er kun nødvendig i perioder, og derfor vil driftsomkostningerne være minimale. Der er endnu ikke opført anlæg i Europa, hvor gassen injiceres på et 40 bar net. Højeste niveau til nu er 16 bar.

3 2. BESKRIVELSE AF NATURGASNETTET Naturgas Midt-Nords naturgasnet udgør i hovedtræk 875 km fordelingsledninger (stål), 125 MR-stationer, 4.000 km PEM distributionsledninger og 1.500 km PEM stikledninger. Trykniveauet i fordelingsnettet er fortrinsvist 50 bar og 40 bar, men der er også få km 19 bar ledninger. Trykniveauet i distributionsnettet er fortrinsvist 4 bar, men der er også få km 7 bar ledninger. Thorsø Miljø- og Biogasanlæg ligger tæt på det distributionsnet, som forsynes fra MR-station 5007 Rødkærsbro. TMBH og MR-station 5007 ligger i hver sin ende af nettet. Aktuelt reduceres trykket i MRstationen fra 33,6 bar til 3,8 bar. Nettet består af ca. 41 km PEM ledninger i dimensionerne 20 mm til 225 mm. Ledningen mellem Rødkærsbro og Thorsø er ca. 17 km og består af 6 km Ø225, 4 km Ø200 og 7 km Ø160. Rumvoluminet af det samlede distributionsnet er 410 m³. Nettets udstrækning er vist på figur 1. Der er 458 forbrugere, som forsynes fra distributionsnettet. 6 af disse er større forbrugere, med hvem der er indgået distributionsaftaler. Det er 3 kraftvarmeværker, 2 industrivirksomheder og THMB. Figur 1: Flow en vinterdag

4 3. FORBRUG I RØDKÆRSBRO - THORSØ NATURGASNETTET Det årlige forbrug på nettet er ca. 11 mio. m³. Hovedparten af de 458 forbrugere anvender naturgassen til rumopvarmning og varmt vand, og på årsbasis aftager disse forbrugere kun 8%, mens de 6 største forbrugere aftager 92 %. De 3 kraftvarmeværker er til en vis grad gradddageafhængig, men el-produktion, tab i ledningsnet og mulighed for akkumulering i vandtanke betyder, at timemængden på værkerne i en stor del af året svarer til motorernes installerede effekt. Varmeproduktionen reguleres ved at køre færre timer med motorerne, når der er lille fjernvarmeafsætning. Kun i kolde perioder vil det være nødvendigt at køre med kedlerne. De 3 andre større forbrugere anvender fortrinsvist naturgassen til proces, og er derfor afhængig af produktionen og uafhængig af graddage. Biogasproduktionen fra THMB er næsten konstant året rundt, og produktionen forventes at blive 650 m³ rågas i timen, som - afhængig af valgt opgraderingsanlæg og eventuel propantilsætning forventes at give en produktion fra opgraderingsanlægget på 400 m³/h. Figur 2 og figur 3 viser flowet fra MR-station 5007 Rødkærsbro i de seneste 1½ år. Som det fremgår, er det kun få timer i perioden 1. januar 2007 til 14. maj 2008, hvor forbruget har været mindre end 400 m³/h. I ferieperioden i juli har flowet også været større end 400 m³/h. 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 Nm³/h 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 2007 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Flowet er mindre end 400 Nm³/h i 195 timer om året og mindre end 300 Nm³/h i 22 timer om året Figur 2: Flow - varighedskurve 2007

5 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 Nm³/h 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 1. jan. - 14. maj 2008 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Timer Flowet er mindre end 400 Nm³/h i 7 timer ud af 3.238 timer i perioden 1. jan. - 14. maj 2008 Figur 3: Flow - varighedskurve januar-maj 2008 4. LAGRING VED LINEPACK Som det fremgår af afsnit 3, er det kun i få timer om året, at forbruget i distributionsnettet Rødkærsbro- Thorsø er under 400 Nm³/h, som er den maksimale leverance fra opgraderingsanlægget. I figur 4 på næste side er forbruget på nettet vist i en sommerweekend, hvor behovet fra rumopvarmning var meget lille. I denne weekend var forbruget mindre end 400 Nm³/h i få perioder. Sammenlagt var der et minus i forhold til den maksimale biogasproduktion på 371 Nm³ i perioden, og den største spids var på minus 112 Nm³ over 2 timer. Det normale afgangstryk fra MR-stationen er 3,8 baro, men i Rødkærsbro-Thorsø nettet er det muligt at sænke trykket, uden at forbrugerne vil registrere det. Ved at sænke afgangstrykket fra MR-stationen vil der være mulighed for linepack i nettet. Hos Rødkærsbro Fjernvarmeværk er der et trykkrav på 2,5 baro aht. motorerne, mens trykkravet hos de øvrige forbrugere er 0,9 baro. En sænkning af afgangstrykket skal respektere disse trykkrav. Nettets rumvolumen er 410 m³, og det betyder, at der for hver 0,1 bar er et linepack på ca. 41 m³. Skal førnævnte spids på -112 Nm³ lagres i nettet, kræves der en trykforskel på 0,27 bar. Tryktabet i nettet er lille, når forbruget er mindre end 400 Nm³/h, og derfor vil trykket fra opgraderingsanlægget i den aktuelle situation blot skulle være 0,3 baro større end afgangstrykket fra MR-stationen. Afgangstrykket fra MRstationen kan i dette tilfælde indstilles til 3,5 baro, og biogasanlægget kan injicere gassen til nettet med et tryk på 3,8 baro. Generelt kan man sige, at linepack ved en trykdifferens på 1 bar svarer til 1 times maksimal produktion fra opgraderingsanlægget.

6 M/R 5007 Rødkærsbro - Sommerweekend 1800 1600 1400 1200 1000 Nm³/h 800 600 400 200 0 06.06.2008 12 06.06.2008 14 06.06.2008 16 06.06.2008 18 Figur 4: Flow en sommerweekend - 72 Nm³ - 107 Nm³ - 26 Nm³ - 13 Nm³ - 23 Nm³ 06.06.2008 20 06.06.2008 22 07.06.2008 00 07.06.2008 02 07.06.2008 04 07.06.2008 06 07.06.2008 08 07.06.2008 10 07.06.2008 12 07.06.2008 14 07.06.2008 16 07.06.2008 18 07.06.2008 20 07.06.2008 22 08.06.2008 00 08.06.2008 02 08.06.2008 04 08.06.2008 06 08.06.2008 08 08.06.2008 10-112 Nm³ 08.06.2008 12 08.06.2008 14 08.06.2008 16 08.06.2008 18 08.06.2008 20 08.06.2008 22 09.06.2008 00-18 Nm³ 09.06.2008 02 09.06.2008 04 09.06.2008 06 Figur 5: Flow en sommernat

7 5. TRYKSTYRING TEKNISK LØSNING For at optimere linepack i distributionsnettet etableres en styring af afgangstrykket fra MR-station Rødkærsbro. Som nævnt i afsnit 4 er der et trykkrav på 2,5 baro til Rødkærsbro Fjernvarmeværk. Til alle øvrige forbrugere i nettet er trykkravet 0,9 baro. Det maksimale afgangstryk fra MR-station Rødkærsbro er 3,8 baro. Som styringsparameter for afgangstrykket fra MR-station Rødkærsbro anvendes driften på Rødkærsbro Fjernvarmeværk, da der hos alle øvrige forbrugere kan opretholdes et tryk på 0,9 baro i alle situationer. Fjernvarmeværkets driftssignal overføres til trykstyringen i MR-station Rødkærsbro via en ADSL forbindelse. For at få en sikker fyldning af nettet og eliminering af problemer ved tryktab i forbindelse med opstart af mororen på Rødkærsbro Fjernvarmeværk, indstilles afgangstrykket fra MR station Rødkærsbro på 2,5 baro. I forbindelse med opstart af en motor på Rødkærsbro Fjernvarmeværk hæves afgangstrykket til 3,3 baro, som er nødvendigt pga. tryktabet i ledningen til Rødkærsbro Fjernvarmeværk. Arbejdsområdet for trykstyringen bliver således 1,3 bar, hvilket giver et linepack på ca. 530 Nm 3. Den tekniske løsning for etablering af trykstyringen planlægges udført på følgende måde: Regulatorsystemet i driftsstrengen ændres til fab. Pietro Fiorentini, som efter påbygning af en trykluftaktiveret ventil i regulatorens pneumatiske styresystem er særdeles anvendelig til styring af gasflow og dermed regulering af tryk nedstrøms. Trykluftstyring af styreventilen udføres af electropneumatic positioner fab. Siemens, Sipart PS2 med Profibus interface. Det eksisterende overvågnings- /kontrolsystem i MR stationen er udført med PLC system fab Siemens, S7-300 med Profibus kommunikation til eksisterende instrumentering mm. PID regulator til trykreguleringen etableres ved SW tilføjelse i S7-300 PLC. Figur 6: Principiel opbygning af trykstyring

8 6. ØKONOMI Etablering af trykstyring på MR-station 5007 Rødkærsbro kræver følgende anlægsinvestering: 1. Materialer kr. 130.000 2. Ombygning af rørsystem kr. 25.000 3. Montage og idriftsættelse kr. 35.000 4. Projektering, tilsyn og myndighedsbehandling kr. 45.000 I alt excl. moms kr. 235.000 De fremtidige udgifter til drift af trykstyringen omfatter abonnement for ADSL-forbindelse til Rødkærsbro Fjernvarmeværk og el-forbrug til luftkompressor. Disse udgifter forventes dog at blive minimale. 7. BIOGASINJEKTION I NATURGASNETTET - GENERELT De analyser og beregninger, der er udført i forbindelse med injektion på distributionsnettet Rødkærsbro- Thorsø, giver anledning til nogle generelle betragtninger om injicering af biogas på naturgasnettet. Grundlæggende vil det optimale være injicering på 4 bar distributionsnettet. I flere opgraderingsteknikker er gassen alligevel trykket op til dette niveau, og distributionsnettet er så udbredt, at der oftest er et net i nærheden af et biogasanlæg. Ulempen er, at der i distributionsnettet kun er et mindre linepack, og hvis forbruget i perioder kommer væsentligt under gasproduktionen på biogasanlægget, vil det være nødvendigt med lagring af biogas i tanke, og når den mulighed er brugt, vil gassen skulle flares. I dette tilfælde vil det være et bedre alternativ at aftale med en større forbruger om at anvende naturgassen, når andre ligger stille. Hvis forbruget på det aktuelle distributionsnet er så lavt, at biogasproduktionen vil skulle flares i større omfang, vil det være en mulighed at injicere gassen til 40 bar fordelingsnettet. Der skal i så fald etableres et kompressoranlæg ved MR-stationen, som skal trykke den overskydende gas ind på fordelingsnettet. Kompressorer i størrelsen 300 600 Nm³/h koster ca. 1,1 mio. kr. og med hus, elforsyning etc. vil en budgetpris for en kompressorløsning være 1½ mio. kr. Den energimængde, der skal anvendes ved komprimering af gas fra 4 til 40 bar, svarer til ca. 1 % af den energimængde, der er i den komprimerede gas. Da det kun er i perioder, at gassen skal injiceres på fordelingsnettet, vil driftomkostningerne være minimale.

Bilag 6. Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar. Udført af HNG/Naturgas Midt-Nord.

Opgraderet biogas på naturgasnettet - roller og ansvar 1. Generelt HNG/Midt-Nord har haft en løbende dialog med bestående og potentielle aktører i forbindelse opgradering af biogas til naturgaskvalitet og afsætning af opgraderet biogas (i det følgende benævnt bionaturgas) via naturgasnettet. HNG/Midt-Nord er dertil, sammen med de øvrige distributionsselskaber og Energinet.dk, i færd med at udarbejde det regelgrundlag, som skal understøtte afsætning af bionaturgas via naturgasnettet, således at naturgasselskaberne er klar med et regelsæt, hvis og når afsætning af bionaturgas via naturgasnettet måtte blive aktuelt. Der er på nogle områder et klart omrids af, hvordan roller og ansvar bør og kan fordeles. På andre områder trænger en afklaring sig på. Liberaliseringen af gasmarkedet indebærer bl.a. selskabsmæssig adskillelse af monopolaktivitet og konkurrenceudsat aktivitet. Gasforbrugeren betaler som konsekvens heraf to parter for at kunne få gas: Distributionsselskabet for distributionen (transporten) og gashandleren for selve naturgassen. Den selskabsmæssige opdeling må nødvendigvis også afspejles i den måde, som bionaturgas kommer ind i naturgasnettet på: En part skal tage sig af den tekniske side af sagen med bl.a. at forbinde biogasanlæg med naturgasnet, at måle de tilførte bionaturgasmængder, og i sidste ende at transportere bionaturgassen frem til naturgasforbrugerne En anden part skal tage sig af den kommercielle side af sagen med at købe bionaturgassen hos producenten og sikre, at bionaturgassen i sidste ende sælges til naturgasforbrugerne HNG I/S Naturgas Midt-Nord I/S

Det er givet, at selve produktionen af biogas typisk varetages af den kreds af landmænd, som leverer gylle til biogasanlægget. Landmændene har typisk organiseret biogasproduktionen indenfor rammerne af et a.m.b.a. Der er selvsagt intet til hinder for, at også eksterne investorer varetager produktionen af biogas, eller indgår heri sammen med landmændene. HNG/Midt-Nord tager det tillige for givet, at Distributionsselskabet står for teknisk at tilføre bionaturgassen til det lokale naturgasdistributionsnet. Denne opgave vil bl.a. omfatte måling af kvalitet og mængde af den tilførte bionaturgas, odorisering heraf, etablering og drift af stikledning mellem biogasanlæg og distributionsnet, samt eventuel tilsætning af propan med henblik på, at naturgassens brændværdi opfylder kravene til korrekt måling og afregning af naturgasforbruget hos naturgasforbrugeren. HNG/Midt-Nord forudsætter i den forbindelse, at disse aktiviteter indgår som en naturlig del af distributionsselskabernes bestående distributionsbevillinger. Det står også rimeligt klart, at det bestående grossistmarked for naturgas (beskrevet i Regler for Gastransport) med enkelte mindre justeringer kan anvendes, således at bionaturgas kan håndteres kommercielt på samme måde som naturgas, i samme øjeblik bionaturgasseb tilføres naturgasnettet. Modellen indebærer, at en kommerciel gashandler køber bionaturgassen af producenten og sørger for, at den kommer ind i det kommercielle kredsløb helt på samme måde som når en kommerciel gashandler køber naturgas af naturgasproducenterne i Nordsøen. Både tilslutningen af bionaturgas til distributionsnettet og salg af bionaturgas kræver en aftale mellem bionaturgasproducent og distributionsselskab hhv. kommerciel gashandler. Der hersker derimod en stor usikkerhed om, hvem der må, bør eller skal forestå opgraderingen af biogas (produktionen af bionaturgas) med henblik på opfyldelse af gasreglementets krav til naturgaskvalitet. 2. 4 grundmodeller for håndtering af opgradering af biogas I det følgende beskrives og vurderes nogle modeller for, hvem der kan stå for opgradering af biogas og nogle konsekvenser heraf. 2.1. Model 1: Kommerciel gashandler Modellen indebærer, at en kommerciel gashandler etablerer og driver opgraderingsanlægget. Den kommercielle gashandler vil typisk være både grossist og detailhandler, som sælger naturgas til danske forbrugere 2/6

Modellen indebærer endvidere, at den kommercielle aktør køber (ikke opgraderet) biogas af biogasproducenten, og dermed indenfor den aftalte periode giver biogasproducenten sikkerhed for opgradering og afsætning af biogassen. Hvis der er tale om et nyt biogasanlæg vil det give biogasproducenten en vis sikkerhed for investering i nye anlæg, herunder finansieringen heraf. Figur 1. Kommerciel gashandler Biogasproduktion Opgradering Modtageanlæg Ejer: Landmand (f.eks. amba) Funktion: Produktion af biogas 1) Ejer: Kommerciel gashandler (f.eks. DONG eller E.ON) Funktion: Opgradering af biogas til overholdelse af Gasreglementet 3) Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S) Funktion: Måling (gaskvalitet og mængde) Odorisering Propantilsætning Stikledning til D-net 2) 1) Biogasproducenten indgår aftale med den kommercielle gashandler om salg af biogas 2) Den kommercielle aktør opgraderer selv biogassen og afsætter bionaturgassen på naturgasmarkedet 3) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med den kommercielle aktør, som betaler Distributionsselskabet for etablering og drift af modtageanlægget. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg. Den kommercielle aktør er ansvarlig for gaskvaliteten Distributionsselskabet skal modtage bionaturgas fra opgraderingsanlægget. Dette skal ske på grundlag af en tilslutningsaftale mellem den kommercielle gashandler og distributionsselskabet om mængder, dimensionering af anlæg mv. Det skal endvidere fastlægges i tilslutningsaftalen, at den kommercielle gasleverandør har ansvaret for, at den opgraderede biogas overholder kravene til gaskvalitet i Gasreglementet. Det er distributionsselskabets ansvar eventuelt at tilsætte propan til den opgraderede biogas med henblik på at kravene til korrekt afregning af gasforbrugeren overholdes. Den kommercielle gashandler betaler distributionsselskabet for de til etablering og drift af modtageanlægget forbundne omkostninger. 2.2. Model 2: Teknisk operatør Modellen indebærer, at en teknisk operatør forestår opgraderingen af biogas. Den tekniske operatør er i denne sammenhæng kendetegnet ved, at aktøren ikke er interesseret i eller berettiget til at købe eller sælge biogas/naturgas, og derfor alene varetager den tekniske side af opgraderingen. 3/6

Figur 2. Teknisk operatør 2) Biogasproduktion Opgradering Modtageanlæg Ejer: Landmand (f.eks. amba) Funktion: Produktion af biogas 1) Ejer: Teknisk operatør ( privat investor) Funktion: Opgradering af biogas til overholdelse af Gasreglementet 3) Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S) Funktion: Måling (gaskvalitet og mængde) Odorisering Propantilsætning Stikledning til D-net 4) 1) Biogasproducenten indgår aftale med den tekniske aktør om - mod betaling - at udføre opgradering 2) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten, som betaler Distributionsselskabet for etablering og drift af modtageanlægget. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg. 3) Den tekniske aktør gøres af Distributionsselskabet ansvarlig for gaskvaliteten 4) Biogasproducenten indgår aftale med en kommerciel gashandler om salg/køb af bionaturgas. Den tekniske operatør kan eksempelvis være en privat, sagkyndig investor eller et distributionsselskab, som har fået tilladelse til at drive opgraderingsvirksomhed som sideordnet aktivitet udskilt i et særligt selskab med begrænset ansvar. Den tekniske operatør etablerer og driver opgraderingsanlægget mod betaling herfor fra biogasproducenten f.eks. ved en fast m 3 pris. Distributionsselskabet skal i denne model indgå tilslutningsaftale med biogasproducenten, og biogasproducenten skal betale distributionsselskabet for modtageanlæggets etablering og drift. Operatøren af opgraderingsanlægget skal af distributionsselskabet pålægges ansvaret for overholdelse af kravene til gaskvalitet i Gasreglementet. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommerciel gashandler, som sørger for at bringe bionaturgassen på markedet. 2.3. Model 3: Distributionsselskabet opgraderer Modellen indebærer, at distributionsselskabet etablerer og driver såvel opgraderings- som modtagefaciliteter og mod betaling stiller dem til rådighed for biogasproducenten. Hvis myndighederne bestemmer det, kan det også ske mod delvis eller slet ingen betaling. 4/6

Figur 3. Distributionsselskabet opgraderer Biogasproduktion Ejer: Landmand (f.eks. amba) Funktion: Produktion af biogas 1) Distributionsselskab infrastruktur Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S) Funktion: Opgradering Måling (gaskvalitet og mængde) Odorisering Propantilsætning Stikledning til D-net 2) 1) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg. 2) Biogasproducenten indgår aftale med en kommerciel gashandler om salg/køb af bionaturgas. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommerciel gashandler, som sørger for at bringe bionaturgassen på markedet. Modellen indebærer, at distributionsselskabet selv står inde for og bærer ansvaret for kvaliteten af den bionaturgas, der bringes ind i naturgasnettet. 2.4. Model 4: Biogasproducenten opgraderer Modellen indebærer, at biogasproducenten selv forestår opgradering af biogas. Der vil i givet fald skulle indgås en tilslutningsaftale mellem distributionsselskab og biogasproducent med samme indhold, som hvis en kommerciel gashandler forestår opgraderingen. Biogasproducenten pålægges af distributionsselskabet ansvaret for overholdelse af kravene til gaskvalitet i Gasreglementet. 5/6

Figur 4. Biogasproducent opgraderer Biogasproduktion /opgradering Ejer: Landmand (f.eks. amba) Funktion: Produktion af biogas Opgradering af biogas 1) Modtageanlæg Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S) Funktion: Måling (gaskvalitet og mængde) Odorisering Propantilsætning Stikledning til D-net 2) 1) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten. Aftalen har samme indhold som en tilslutningsaftale med en kommerciel gashandler, herunder ansvar for gaskvalitet 2) Biogasproducenten indgår aftale med en kommerciel gashandler om salg/køb af bionaturgas. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommerciel gashandler, som sørger for at bringe bionaturgassen på markedet. 6/6

Bilag 7. Biogas i den danske markedsmodel. Udført af DONG Energy Sales & Distribution.

Arbejdsnotat Biogas i den danske markedsmodel Vores ref. INF-56933 1 002 Dok. ansvarlig Jacob Sandholt 1. Indledning og konklusioner Biogas i det danske naturgasnet repræsenterer sammen med (fysisk) import af naturgas fra Tyskland og/eller Norge afgørende nye udfordringer til organiseringen af naturgassystemet i Danmark. Norsk og/eller tysk gas indebærer udfordringer i forhold til bl.a. afregning af kunderne på grund af betydelige energiindholdsvariationer i forhold til den danske naturgas, som leveres fra felterne Tyra og Syd Arne i den danske del af Nordsøen. 14. august 2008 Fysisk import fra allerede eksisterende entry/exit-punkter i transmissionsnettet (Ellund m.v.) og/eller indførelse af et nyt entrypunkt i f.eks. Sæby (som konsekvens af gennemførelsen af Skanled-projektet) vurderes ikke at nødvendiggøre væsentlige ændringer i markedsmodellen. Biogasproduktion vil imidlertid gøre det, idet der ikke eksisterer decentral gasproduktion i markedsmodellen i dag. Dette arbejdsnotat behandler i forhold til markedsmodellen udfordringer og potentielle løsninger ved tilførelsen af biogas til det danske naturgassystem. Det antages, at tilførsel af al biogasproduktion sker i distributionsnettet Tekniske, afregningsmæssige samt anlægsmæssige udfordringer ved biogas berøres ikke i dette arbejdsnotat, men vil blive behandlet i særskilt arbejdsnotat. Udfordringer ved tilførelse af biogas til naturgasnettet: Hvordan indgår biogas i samspil mellem leverandører og transportkunder m.v.? Hvordan sker distributionsbetaling for biogasproduktion? Skal der betales transmissionsbetaling og/eller nødforsyningsbetaling ved biogasproduktion? Løsningsmodeller ved tilførelse af biogas til naturgasnettet, hvor model A og B kan håndteres indenfor den eksisterende markedsmodel: Model A: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som nye entry -punkter i transmissionsnettet (enten hvert biogasproduktionssted for sig eller puljet for alle transportkundens biogasproduktionssteder i et distributionsområde) og indgår i transportkundernes balancering i transmisssionssystemet direkte. Transportkunderne nominerer den forventede biogasproduktion (på timebasis) og allokeres i forhold til de af distributionsselskabet målte timeværdier for biogasproduktionen. Tariferingsmæssigt indgår biogas som anden naturgas i transmissionsnettet (f.eks. entry Nybro eller entry Ellund) med betaling af transmission (kapactet/variabel) og nødforsyning (variabel). Entrybetaling for biogas kan differentieres i forhold til andre entrypunkter. I distributionssystemet Side 1/11

håndteres biogas tariferingsmæssigt som anden naturgas efter slutkundeforbrug og uden særskilt betaling (alle modeller). Model B: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som entry - punkter i distributionssystemet som forbrugssteder med negativt (timeaflæst) forbrug tilknyttet en leverandørs forbrugerportefølje. Indgår herved indirekte i transportkundens balanceregnskab som andre forbrugssteder i distributionssystemet. Transportkunderne nominerer ikke entry - biogas separat men alene nettoaftaget i exitzone DK (opdelt på distributionsområder). Distributionsselskaberne fremsender måling af nettoaftag i det enkelte distributionsområde på timebasis for den enkelte leverandør og ikke nødvendigvis separat for aftag og modgående biogasindfødning (men målinger kan separeres og fremsendes hvis nødvendigt for systembalancering). Der betales ikke transmissionsbetaling (nødforsyning kan betales separat, jf. nedenfor) for forbrug i exitzonen dækket af decentral biogasproduktion. Distributionsbetaling håndteres som i model A efter den eksisterende model. Model C: Den danske markedsmodel ændres radikalt, så den svarer til den danske elsektor. I den danske el-sektor indgår decentral produktion i stort omfang som anden produktion med betaling af indfødningstarif (kan dog differentieres) og balancering for balanceringsansvarlige i forhold til transmissionsniveauet. To afgørende forskelle i forhold til den danske markedsmodel for naturgas er, at transmissionsbetaling i elsektoren hovedsagelig er placeret på slutkunden i forhold til forbruget (a la den danske model for naturgas i distribution) samt at der fysisk sker flytning af el-produktion fra distributionsniveau til transmissionssystemet ved decentral produktion. Der er flest lighedspunkter fra el-modellen til model A ovenfor. Model B vurderes at være den administrativt letteste, hvorfor den har visse fordele i en opstartsfase, hvor der må forventes begrænset biogasproduktion. Der skal i udvekslingen mellem transmissionsselskabet og transportkunderne ikke ske nominering/allokering separat for entry -biogas. Tariferingsmæssigt kan der argumenteres for, at der ikke bør betales transmissionsbetaling, når der ikke er tale om fysisk transport i transmissionsnettet. Det er her forståelsen, at biogasproduktion fysisk vil blive injiceret ved 4,0 BAR M/R-stationen til distributionssystemet eller nedstrøms for denne og fysisk forbruges i samme distributionssystem. Betalingsmæssigt kan biogasproduktion sammenlignes med de direkte forbrugssteder, der ikke er tilknyttet distributionsnettet og ikke betaler distributionstarif. Hvis biogas omvendt fysisk i visse tilfælde flyder i transmissionsnettet også (fordi biogasproduktionen overstiger forbruget nedenstrøms 4,0 BAR M/R-stationen) er det vanskeligt at fastholde en friholdelse for transmissionsbetaling. Model A vil her formentlig være nærliggende. Side 2/11

Det vil derimod formentlig være rimeligt (kan formentlig verificeres i naturgasforsyningsloven), at der betales nødforsyningsbetaling for biogasproduktion også (nødforsyningsbetaling påhviler i dag transportkunder i transmission). Nødforsyning gælder hele det danske marked uanset produktionsoprindelsen. Der skelnes således heller ikke i dag mellem nødforsyningsbetaling i entry Ellund eller entry Nybro (uanset at decentral biogas forbedrer forsyningssikkerheden i forhold til udgangssituationen). I begge modeller kan det ske på transportkundeniveau efter faktisk biogasproduktion (i model B særskilt opgjort), idet nødforsyningsbetaling i dag er 100 % variabel betaling. Kommercielle aftaler om afsætning af biogasproduktion til andre distributionsområder (eller andre transmissionssystemer) sker udenfor markedsmodellen i særskilt certificeringssystem mellem leverandør og slutkunde uden påvirkning til markedsmodel og ovennævnte relationer mellem markedsaktører. En overensstemmelse mellem de kommercielle aftaler og håndtering i markedsmodellen vil dog være størst i model A ovenfor. En inspiration fra el-sektoren kan være, at tariferingsmæssigt vælges en særskilt løsning for biogas, idet der indføres en indfødningstarif for decentral biogasproduktion til naturgasnettet (evt. indeholdende nødforsyningsbetaling). Skal herudover dække transmissionsselskabets omkostninger vedr. systembalancering (og evt. fysisk anvendelse af transmissionsnettet). Konkret set up i andre lande kan eventuelt undersøges. Det er herunder opfattelsen, at biogasproduktion i Sverige alene er et anliggende på distributionsniveau og ikke pålægges transmissionsbetalinger m.v. Forhold, der skal belyses yderligere: Den markedsmæssige håndtering af biogas i andre lande, f.eks. Holland, Tyskland og Sverige. 2. Lovgrundlag for tilførelse af biogas til naturgassystemet Det følger af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for naturgas, jf. betragtning nr. 24, at: "Medlemsstaterne sørger for, idet der tages højde for de nødvendige kvalitetskrav, at sikre biogas og gas fremstillet af biomasse eller andre typer gas ikkediskriminerende adgang til gasnettet på betingelse af, at en sådan adgang er fuldt forenelig med de relevante tekniske regler og sikkerhedsstandarder. Disse regler og standarder bør sikre, at disse gasser teknisk set og sikkert kan injiceres i og transporteres gennem naturgassystemet og bør også vedrøre disse gassers kemiske egenskaber". Side 3/11

Det præciseres i direktivets art. 1, stk. 2, som er implementeret i naturgasforsyningslovens 2, stk. 2, at dets anvendelsesområde ikke er begrænset til bestemte typer af gas, idet det finder anvendelse på alle typer gas, i det omfang sådanne gasser teknisk set og sikkert kan injiceres og transporteres gennem naturgassystemet. 3. Rollefordelingen på det danske naturgasmarked Indledningsvis redegøres kort for den nuværende rollefordeling på det danske naturgasmarked. Det danske naturgassystem kan opdeles i "den fysiske verden" (infrastrukturen) og "den kommercielle verden", jf. Figur 1. Figur 1: Illustration af rollefordelingen i det danske naturgassystem Der er tre roller, som ejer den fysiske verden: Energinet.dk ejer og driver gastransmissionssystemet, dvs. Energinet.dk udbyder transport, er ansvarlig for mængdebalancering i det danske naturgassystem og for gasforsyningen i tilfælde af nødsituationer i Danmark. Distributionsselskaberne er ansvarlige for transport af naturgassen igennem de respektive fem distributionsområder. Distributionsselskaberne er endvidere ansvarlige for etablering og drift af naturgasmålesystemer hos forbrugerne, hjemtagelse af målte forbrugsdata samt tilvejebringelse af grundlaget for fakturering af transport og gasforsyning mellem aktørerne. Lagerselskaberne, DONG Storage A/S og Lille Thorup Gaslager A/S, ejer og driver naturgaslagrene og udbyder lagerkapacitet til transportkunderne. Der er desuden tre roller, som udgør de kommercielle brugere af den fysiske infrastruktur: Side 4/11

Transportkunder er kommercielle aktører, der varetager en grostransport af naturgas i transmissionssystemet. Transportkunderne køber transportrettigheder i transmissionssystemet af Energinet.dk med henblik på at levere gassen til én eller flere gasleverandører i distributionssystemerne. Transportkunden er ansvarlig for at balancere, hvad han får leveret ind i det danske transmissionssystem (fra Nordsøen, fra Tyskland, fra lager), og hvad de releverer ud af transmissionssystemet (til distributionssystemerne, til Tyskland, til Sverige, til lager). Gasleverandører forsyner forbrugerne med naturgas og fakturerer dem herfor. Lagerkunden ejer den del af naturgassen, som den pågældende har fået overdraget af transportkunden til lagring i gaslagrene. Lagerkunden sælger derefter naturgassen fra lager til transport videre i systemet. 4. Den danske markedsmodel for naturgas Det danske transmissionssystem er kommercielt sammensat som en entry-exitmodel, jf. Figur 2. Transportkunderne skal købe kapacitet og derved retten til at sende naturgas ind i eller trække naturgas ud af transmissionssystemet for at få transporteret naturgas henholdsvis ind i entry-punkterne og ud af exitzonen eller transitpunkterne. Modellen består af tre entry-punkter i henholdsvis Nybro, Ellund og Dragør 1. Den danske model har én samlet exitzone for hele landet. Det er derfor nok at reservere en samlet kapacitet, uanset hvor i landet man ønsker at forbruge naturgassen. 1 I overvejelserne vedr. biogas i den danske markedsmodel kan der for enkelthedens skyld ses bort fra de tre transit exitpunkter i Nybro, Ellund og Dragør, de kunder (tre kraftvarmeværker), som er direkte forbundet med transmissionsnettet, lagerbevægelser fra henholdsvis Stenlille og Lille Thorup, de to virtuelle handelspunkter for gas; Gas Transfer Facility (GTF) og Nord Pool Gas Facility (NPTF) samt andre forhold, der indgår i transportkundernes balance og kapacitetsregnskab med transmissionsselskabet. Side 5/11

Figur 2: Illustration af markedsmodellen for gas 4.1 Køb af transportkapacitet Kapacitet købes i energienheder (kwh ø ) pr. time, dvs. naturgas målt i det antal energienheder, som transportkunden maksimalt kan sende ind eller trække ud af systemet i en given time. For at transportkunderne bedst muligt kan understøtte deres transportbehov, kan kapacitet købes som forskellige produktintervaller, fordelt som dags, uge, måneds og årskapacitet, jf. Figur 3. Figur 3: Illustration af de forskellige produktintervaller Der har historisk ikke vist sig kapacitetsbegrænsninger i det danske transmissionssystem, bortset fra exit kapacitet Ellund. Når dette sker, har Energinet.dk mulighed for at afbryde de transportkunder, som har indgået kontrakter på afbrydelige vilkår. Den reelle kapacitet i et punkt øges, hvis der kommercielt handles naturgas i modgående retning (backhaul). Ved den tyske grænse i Ellund handles eksempelvis kommerciel naturgas i nordgående retning, hvilket øger den sydgående handelskapacitet. Side 6/11

4.2 Gasbalancering Transportkunder i transmissionsnettet er tilknyttet leverandørerne til slutkunder i distributionsnettet. I transportkundernes regnskab og balancering med transmissionsselskabet indgår således de relevante slutkundeaftag, enten som en del af det timeaflæste forbrug eller de ikke-timeaflæste forbrug. Transportkundernes regnskab i transmissionssystemet overfor transmissionsselskabet er timebaseret (selvom f.eks. balancekrav er på døgnbasis). Som transportkunde er det ikke altid muligt at bestille korrekt i forhold til forbruget. Derfor opgør Energinet.dk balancegas på døgnbasis og tilbyder mulighed for at tilkøbe fleksibilitet i form af en balanceserviceaftale. Balancegas er differencen pr. døgn mellem den naturgas, transportkunderne leverer ind i systemet og får ud af systemet. Transportkunder kan pulje ubalancer mellem leverancer og aftag for hele det danske naturgassystem. Balancegas akkumuleres for hvert gasdøgn over måneden. Transportkunden skal sikre, at den akkumulerede balancegas ved udgangen af hvert gasdøgn ligger inden for en døgntolerance. Den daglige balance har en fleksibilitet på ±5 pct. om vinteren og ±15 pct. om sommeren af den maksimale daglige kapacitet. 4.3 Nominering og allokering (kan uddybes) Distributionsselskaberne måler slutkundernes forbrug (opdelt på timeaflæst og ikke-timeaflæst, men der ses for enkelhedens skyld bort fra dette) og sender disse data til transmissionsselskabet. Der indgår også data for de enkelte M/Rstationer af leverancer fra transmissionssystemet til det enkelte distributionsområde i dette regnestykke. For hver time for hver leverandør/transportkunde (og summeret over distributionsområder) opgøres således Entry og Exit. Dette sammenholdes med transportkundens kapacitetsbestillinger, balancekrav m.v. 4.4 Transmissions- og distributionstarifering (vil blive uddybet) Distributionsbetaling sker i slutkundeled i forhold til slutkundeforbrug, dvs. 100% variabel betaling med faldende marginal betaling efter aftag. Transmissionsbetaling sker af transmissionskunder (transportkunder) ud fra entry betaling x % og exit betaling (y %). Kapacitetsbetaling udgør heraf z % og variabel betaling w %. 5. Løsningsmodeller I det følgende skitseres en række løsningsmodeller for tilførelsen af biogas til naturgasnettet. Indledningsvist redegøres for løsningsmodeller, som kan håndteres inden for den eksisterende markedsmodel. Efterfølgende drages paralleller til elsektoren. De to løsningsmodeller, der skitseres nedenfor tager udgangspunkt i den eksisterende markedsmodel, hvorfor der ikke ændres på opgaver og rolle for aktø- Side 7/11

rerne, herunder f.eks. balancering og timekapacitetsudnyttelse i transmissionssystemet målt bl.a. ved distributionsselskabernes måling og videregivelse af data til transmissionsselskabet omkring slutbrugernes aftag på timebasis. Det antages, at al biogasproduktion finder sted i tilknytning til distributionssystemet. I den første løsningsmodel, model A, håndteres biogasproduktion (i det enkelte distributionssystem og eventuelt summeret over alle distributionsområder) i markedsmæssig sammenhæng som et nyt entry punkt i transmissionsnettet. Biogasproducenten forpligtes til at indgå en aftale med/er tilknyttet en transportkunde i transmission, så den produktion, der tilføres naturgassystemet (enten det målte på timebasis uden nomineringer eller på timebasis med nomineringer (= allokeringer og bufferkonti som andre entrypunkter) fra de decentrale producenter, indgår i transmissionsregnskabet som andre entrypunkter. Transmissionsregnskabet vil herefter være entry centralt + entry decentral = exit slutkunder 2. Måling og datafremsendelse til transmission vil (formentlig) skulle foretages af distribution i relation til netkapacitet m.v. Data fra distribution til transmission omkring slutkunder vil kunne fortsætte uændret. Den pågældende transportkunde/leverandør vil kunne sælge biogassen til andre af transportkundens/leverandørens slutkunder f.eks. ved certifikatsystem, måske lettest organiseret af transmission i denne model. I den anden løsningsmodel, model B, håndteres biogasproduktion af distributionsselskabet som et forbrugssted tilknyttet gasleverandør med negativt forbrug. Timemålinger af biogasproduktion sker af distribution og data fremsendes til såvel den pågældende gasleverandør som transmissionsselskabet som for andre timeaflæste målesteder (hvor leverandøren er tilknyttet en transportkunde). Det er således en forudsætning, at alle biogasproducenter bliver timeaflæste. Set fra gasleverandørens synspunkt bliver der nettoficeret over alle forbrugere/decentrale biogasproducenter. Transportkunden skal ikke nominere separat for disse enkelte forbrugssteder men fortsat til exitzonen, (fordelt på distributionsområder) som blev beskrevet indledningsvis. Biogasproduktion reducerer således den nødvendige exitzonekapacitet i transmissionssystemet (kan være negativ hvis eksport af biogas) svarende til, at der ikke betales transmission for forbrug, der forsynes ved decentral produktion (alternativt kan der blive tale om en indfødningstarif, som deles af distributionsselskabet og transmissionsselskabet). Udfordring i forhold til afsætning af gas til forbrugere i andre distributionsområder (der betales f.eks. i dag transmissionsbetaling uanset at ej fysisk transport ved modgående strømme). 2 Der ses som tidligere bort fra de tre transit exitpunkter i Nybro, Ellund og Dragør, lagerbevægelser fra henholdsvis Stenlille og Lille Thorup, de to virtuelle handelspunkter for gas; Gas Transfer Facility (GTF) og Nord Pool Gas Facility (NPTF) samt andre forhold, der indgår i transportkundernes balance og kapacitetsregnskab med transmissionsselskabet. Side 8/11

6. Beskrivelse af håndteringen af decentral produktion i el-sektoren I det følgende beskrives til inspiration håndteringen af decentral produktion i elsektoren. En alternativ løsning kunne nemlig være, at den danske markedsmodel i gassektoren, jf. ovenfor, ændres radikalt, så den svarer til den danske elsektor. På elmarkedet opererer nedenstående aktører, som hver har deres nærmere definerede rolle. Energinet.dk er den systemansvarlige virksomhed, som har ansvaret for elsystemets forsyningssikkerhed, herunder at sikre den fysiske balance og udvikle af markedsregler. Beslutninger om indkøb, produktion og handel med el er derimod decentraliseret, hvilket dels er en konsekvens af Elforsyningsloven, som indeholder regulering af netadgang og krav om "unbundling". Forudsætningen for at der er et marked for el er, at der er en lang række producenter. Producenterne opdeles i to hovedgrupper, dels de frie, som opererer på markedsvilkår og har anlæg med en effekt over 5MW 3, og dels de mindre anlæg (med en effekt til og med 5MW). De sidstnævnte anlæg er under Energinet.dk s kontrol. De frie betaler en indfødningstarif, dvs. en afgift for at benytte infrastrukturen, på 4 kr./mwh i Vestdanmark og 2 kr./mwh i Østdanmark. De mindste kraftvarmeværker, under 5MW, betaler derimod ikke indfødningsafgift, og får oven i købet et subsidier til driften gennem treledstariffen. For at Energinet.dk kan leve op til sine forpligtelser som systemansvarlig, skal producenten og/eller den balanceansvarlige udarbejde en produktionsplan, som viser den forventede drift med 5 minutters interval. Et eksempel herpå fremgår af Figur 4. Time Effektplan/forventet produktion Realiseret produktion Difference/ Ubalance 1 10 10,1 + 0,1 2 20 18,2 1,8 3 20 20,0 + 0,0 24 12 12,7 + 0,7 Figur 4: Illustration af produktionsplan Afvigelserne mellem produktionsplanen og den realiserede produktion betegnes som ubalance, hvilket har økonomiske konsekvenser for producenten. Prisen for ubalance fastsættes på regulerkraftmarkedet 4, mens elprisen fastsættes på Nord Pool 5. 3 En delmængde af de frie, nemlig de decentrale anlæg, får et lovbestemt tilskud på 1 øre/kwh for balancehåndtering. 4 Princippet for det fælles nordiske regulerkraftmarked er, at de balanceansvarlige indsender tilbud på op- og nedregulering til den lokale systemansvarlige med angivelse af tilbudt mængde (MW) og energibetaling (kr/mwh). De systemansvarlige videresender disse regulerkraftbud til en "koordinator (Statnett), der laver en fælles liste over alle regulerkraftbud i Norden sorteret efter pris. Er der Side 9/11

I den næste kategori, de balanceansvarlige markedsaktører, befinder sig såvel produktions- som elhandelsselskaber, herunder indkøbssammenslutninger og såkaldte "tradere". Der er tale om aktører, som har indgået aftale med Energinet.dk om at varetage et bestemt balanceansvar (produktion, forbrug og/eller handel). Elleverandører (lokale elhandelsselskaber): Generelt varetager elleverandører kontakten til slutkunder og indgår kontrakter om levering af el. Elleverandøren kan kun fungere som balanceansvarlig markedsaktør, hvis han er godkendt eller har en aftale med en godkendt balanceansvarlig aktør. behov for regulering af frekvensen i det fælles nordiske synkrone system, aktiveres de regulerkraftbud på den fælles liste, der er mest fordelagtige under hensyn til netbegrænsninger. Er der behov for lokal østdansk regulering - fx for at holde udvekslingen med Sverige inden for de aftalte grænser - vælges det mest fordelagtige regulerkraftbud i Østdanmark. I begge tilfælde aktiveres og afregnes alle østdanske regulerkraftbud af Energinet.dk, og de balanceansvarlige mærker således intet til, om deres regulerkraftbud aktiveres af den ene eller anden grund. Ved opregulering køber Energinet.dk den aftalte mængde af den balanceansvarlige og vælger derfor de opreguleringsbud, der har den laveste pris. Ved nedregulering sælger Energinet.dk den aftalte mængde til den balanceansvarlige og vælger derfor de nedreguleringsbud, der har den højeste pris. I begge tilfælde justeres den pågældendes senest godkendte aktørplan med den aftalte produktions- eller forbrugsændring og den tilsvarende handel med Energinet.dk. I praksis sker dette vha. tillægsplaner. 5 Nord Pool Spot driver en elbørs med to handelspladser for elektricitet: Elspot og Elbas. Handelen på Nord Pools spotmarked foregår efter auktionsprincippet, hvor interesserede købere og sælgere dagligt anmelder deres bud i pris og mængde til Nord Pool time for time for det følgende døgn. Kl. 12:00 lukker markedet og Nord Pool Spot lægger alle bud sammen og beregner et priskryds (markedsprisen) time for time. Prisen på Nord Pools Elspot er meget varierende. Elbas er et kontinuert marked, der løber efter afslutningen af spotmarkedet og i selve driftsdøgnet. Formålet med dette marked er, at aktørerne her selv kan handle sig i balance, f.eks. i forbindelse med udfald af et kraftværk. Nord Pool har også oprettet en børs for standardiserede prissikringskontrakter (Eltermin). Handelen foregår her som på et traditionelt aktiemarked ved, at aktører melder købs- og salgsbud ind til Nord Pool, som herefter "parrer" to aktører (en køber og en sælger), som kan acceptere prisen og mængderne i kontrakten. Man kan forsikre sig imod prisudsving. På et prissikringsmarked kan man købe eller sælge elektricitet på et tidspunkt i fremtiden til en pris, man aftaler i dag. Der findes en række kraftmæglervirksomheder, der formidler handel med flere forskellige prissikringskontrakter, hvor driftsperiode, referencepris, profil m.m. varierer. Side 10/11

Figur 5: Illustration af samspillet mellem aktørerne på elmarkedet Samspillet mellem de aktørerne på elmarkedet er skitseret i Figur 5 ovenfor. Konsekvensen af at overføre dette set up til gasmarkedet vil være, at biogasproducenterne tilsluttes direkte til distributionsnettet, hvorved kapacitetsbetaling i transmissionsnettet undgås. Derimod betales en indfødningstarif, som deles mellem transmissionsselskabet og distributionsselskabet, for at benytte infrastrukturen. Biogasproducenten og eller den balanceansvarlige forpligtes til at udarbejde en produktionsplan, mens netselskabet som måleroperatør tilvejebringer de nødvendige data til de aktører, således at de kan tage deres forholdsregler i forhold til bl.a. forsyningssikkerhed/ubalance, tryk m.v. Side 11/11

Bilag 8. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Driftsøkonomisk analyse. Udført af Niras.

Thorsø Biogas og Miljøanlæg Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet DRIFTSØKONOMISK ANALYSE Maj 2009

Driftsøkonomisk analyse Side i April 2009 INDHOLDSFORTEGNELSE 1. RESUME... 2 2. BAGGRUND... 4 3. DEFINITION AF ALTERNATIVER... 6 4. METODE... 7 5. FORUDSÆTNINGER... 9 5.1 Investerings- og vedligeholdelsesforudsætninger i de enkelte scenarier... 9 5.2 Prisforudsætninger... 13 5.2.1 Elprisen... 13 5.2.2 Gasprisen og omkostning til opgradering... 13 6. RESULTATER... 17 7. FØLSOMHEDSANALYSER... 20 8. KONKLUSION... 26 9. LITTERATUR... 27 10. BILAG 1: ESTIMERING AF OMKOSTNINGER VED TRANSPORT AF GAS... 28 NIRAS Konsulenterne A/S

1. RESUME Thorsø Miljø- og Biogasanlæg producerer i dag biogas på basis af gylle fra de lokale landmænd. Gassen afsættes primært til Thorsø Kraftvarme. Om sommeren sker der imidlertid en overskudsproduktion af biogas, hvilket betyder at det er nødvendigt at bortkøle en del af den producerede varme. Endvidere udløber kontrakten med Thorsø Kraftvarme om at aftage den producerede biogas. Thorsø Miljø- Biogasanlæg skal derfor undersøge alternative muligheder for afsætning af gassen. Nærværende analyse er en driftsøkonomisk analyse af de betragtede alternativer. Der er i alt set på 5 alternativer: Case 0: Status quo dvs. gassen sælges efter gældende regler til Thorsø Kraftvarme. Case 1: Status quo + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 2: Udbygning af biogasanlægget + ledning til Bjerringbro Kraftvarme. Case 3: Udbygning af biogasanlægget + etablering af KV motor. Al varme bortkøles. Case 4/5: Udbygning af biogasanlægget + opgradering, hvor gassen sælges som almindelig naturgas/brændstof til biler. I beregningerne tages hensyn til den ny energiaftale herunder Lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love som blev vedtaget i 2008. Den er dog stadig ikke gældende pga. manglende ratificering i EU. De fremtidige gaspriser forventes at udvikle sig i henhold til Energistyrelsens fremskrivning 1 og i samtlige tilfælde forventes biogasprisen at svare til den ækvivalente naturgaspris. Der regnes med et afkastkrav på 10 pct. 1 Som baserer sig på IEA s fremskrivning. 2

3 Resultaterne viser, at basisscenariet (case 0) er at foretrække med en nutidsværdi på 18,6 mio. kr. (set over en 20-årig periode). Der skal dog gøres opmærksom på, at Thorsø Biogasanlæg pt ikke har en aftale der rækker længere frem end til 2014, hvorefter gasafregningen udover denne dato ikke er kendt. Scenariet, hvor der bygges en ledning til Bjerringbro følger herefter med en nutidsværdi på 2,2 mio. kr. De øvrige scenarier er ikke interessante set fra et driftsøkonomisk perspektiv. Det skal dog i denne sammenhæng nævnes, at den enkelte landmand (som en del af ejerkredsen af TMB) også kan have andre interesser end ren driftsøkonomi. Fx kan landmanden få tilladelse til at holde flere dyrenheder. Tabel 1:Opsummering af resultater Scenarium Nutidsværdi Intern Tilbagebetalingstid rente Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + 2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år ledning 2: Udbygning + -2,2 mio.kr. 9 pct. <20 år ledning 3: Udbygning + -1,6 mio.kr. 9 pct. <20 år KV 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -12,6 mio.kr. n.a. <20 år Resultaterne er naturligvis afhængige af forudsætningerne. Følsomhedsanalyserne viser, at specielt ændringer i gasprisen kan påvirke anlæggets rentabilitet. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der i samtlige scenarier er anvendt en pris på biogas som svarer til den ækvivalente naturgaspris. Dette svarer til den afregningspraksis som Thorsø har i dag. I det scenarium hvor det antages, at biogassen opgraderes er det dog forudsat, at Thorsø skal betale omkostningerne forbundet med opgraderingen. Dette sænker således indtjeningen pr. m3 opgraderet gas. Såfremt Thorsø ikke skulle afholde denne omkostning ville dette scenarium få en positiv nutidsværdi på 19,2 mio. kr., som dermed er højere end nutidsværdien i basisscenariet. Såfremt Scenarium 4+5 skulle være lige så godt som basisscenariet ville det kræve, et årligt tilskud - udover det som anlægget får i dag - på mellem 3,4 og 4 mio. kr. svarende til 60-70 øre/m3 biogas. Tilskuddet varierer fra år til år pga. gaspriserne ikke er konstante.

4 2. BAGGRUND Thorsø Miljø- og Biogasanlæg A.m.b.a. (TMB) blev bygget i 1993-94 og har siden produceret biogas på basis af gylle fra de lokale landmænd, som også ejer anlægget. Anlægget har kapacitet til dagligt at behandle 230 tons gylle og 31 tons affald. Årligt kan anlægget producere 4 mio. Nm 3 gas. Gassen afsættes fortrinsvist til Thorsø Kraftvarmeværk (TKV) dog med en lille el- og varmeproduktion på selve biogasanlægget. Om vinteren kan TKV forbruge hele den producerede gasmængde, mens der om sommeren sker en overskudsproduktion af varme som må bortkøles. Problemstillingen er illustreret på figur 1. Den kurvede linie afspejler varmebehovet i Thorsø svarende til varmeproduktionen på TKV i løbet af året, mens den nederste linie viser varmeproduktion på basis af biogas. I vinterhalvåret er varmebehovet større end det kan dækkes af biogas fra TMB. TKV må derfor supplere deres varmeproduktion ved naturgasindkøb. I sommerhalvåret er det omvendte tilfældet, og TKV må bortkøle den mængde varme svarende til det røde område. Samlet udgør biogassen 60 pct. af kraftvarmeværkets årlige brændselsforbrug, men der bortkøles en varmemængde svarende til 14 pct. af den samlede biogasproduktion. Ved udvidelse af TMB, vil den potentielle varmeproduktion svare til den stiplede linie (markeret som biogasproduktion ved udvidelse ), hvilket vil reducere TKVs behov for at købe naturgas. Til gengæld vil den mængde varme som skal bortkøles om sommeren stige. TMBs gevinst ved det øgede biogassalg som følge af udvidelsen vil dog ikke opveje dels omkostningerne ved udvidelsen, dels det manglende varmesalg om sommeren.

5 Figur 1 Biogasproduktion i dag og efter udvidelse på TMB sammenlignet med varmebehov på TKV Varmeforbrug Varmebehov I Thorsø Biogasproduktion ved udvidelse Eksisterende biogasproduktion Sommer Vinter Begrænset varmeafsætning samt det faktum, at aftalen med TKV ophører i 2014 har bevirket, at TMB undersøger alternative muligheder for gasafsætning. Dette notat redegør for de driftsøkonomiske konsekvenser ved forskellige fremtidsscenarier for TMB.

6 3. DEFINITION AF ALTERNATIVER Analysen tager udgangspunkt i 6 alternativer, hvoraf det ene alternativ er en videreførelse af det nuværende anlæg jf. nedenstående tabel. Tabel 2: Beskrivelse af de 6 alternativer. Scenarium Beskrivelse m3 biogas produceret m3 afregnet biogas Basis Status quo dvs. gassen sælges efter gældende 4,078 mio. 3,116 mio. regler til TKV. 1 Status quo + ledning til Bjerringbro 4,078 mio. 4,078 mio. Kraftvarme (BKV) 2 Udbygning af biogasanlægget + ledning 5,601 mio. 4,455 mio. til BKV. 3 Udbygning af biogasanlægget + etablering 5,601 mio. 3,1 mio. af KV motor. Al varme bortkøles. 4 Udbygning af biogasanlægget + opgradering, 5,601 mio. 5,601 mio. hvor gassen sælges som almindelig naturgas. 5 Udbygning af biogasanlægget + opgradering, hvor gassen sælges som brændstof til biler. 5,601 mio. 5,601 mio. I Case 4 og 5 sælger TMB gasen direkte til opgraderingsanlægget. Opgraderingsanlægget antages at blive ejet og drevet af Naturgas Midt Nord. Da det forudsættes, at gasprisen er uafhængig af om den sælges som almindelig naturgas eller som brændstof til biler er case 4 og 5 behandlet samlet.

7 4. METODE Scenarierne vurderes på basis af tre nøgletal: - Nutidsværdi - Intern rente - Tilbagebetalingstid I nutidsværdiberegningen tilbagediskonteres samtlige fremtidige indtægter og udgifter til i dag og sammenholdes med anlægsinvesteringen. Hermed bliver samtlige beløb sammenlignelige. En positiv nutidsværdi betyder således, at projektets tilbagediskonterede indtægter overstiger dets tilbagediskonterede omkostninger i den betragtede periode. Med andre ord: Hvis nutidsværdien for et projekt er positiv vil projektet kunne igangsættes med fortjeneste. Hvis den derimod er negativ, er det forbundet med et tab at gennemføre projektet. Den interne rente er derimod den rente som er nødvendig for at anlægsomkostningen er lig nutidsværdien af projektets samlede indtægter og udgifter i den tidsperiode projektet vurderes over, dvs. det er den rente som sikrer at kapitalværdien er nul. Med andre ord er den interne rente et udtryk for afkastet af investeringen. Tilbagebetalingstiden fortæller hvor mange år der går før investeringen er tjent hjem. Både beregningen af nutidsværdien, den interne rente og tilbagebetalingstiden tager udgangspunkt i den frie likviditet (pengestrøm), som er den likviditet, som reelt er til rådighed for samtlige investorer. Den frie likviditet påvirkes dermed ikke direkte af afskrivninger på anlægget, men kun af selve investeringen. Den frie likviditet er uafhængig af kapitalstrukturen dvs. sammensætningen af henholdsvis egen- og fremmedkapital og tager således ikke direkte

8 højde for finansieringsomkostninger 2. Disse medtages dog indirekte gennem den anvendte diskonteringsrate. Da investorerne frem for at investere i TMB kunne foretage en anden investering, hvor de kunne opnå et afkast, er det nødvendigt at tage højde herfor. Dette gøres ved at tilbagediskontere den fremtidige likviditet med den vægtede gennemsnitlige kapitalomkostning WACC efter skat i nutidsværdiberegningerne. WACC afspejler det vægtede afkastkrav på investeringen og bestemmes ud fra det vægtede gennemsnit af kapitalomkostningen på fremmedkapital, dvs. lånerenten, og afkastkravet på egenkapital. I nutidsværdiberegningerne tages udgangspunkt i en WACC på 10 pct. Såfremt den interne rente er større end WACC eller nutidsværdien positiv er projektet dermed fordelagtigt. Analysen tager udgangspunkt i Thorsøs økonomiske prioriteringer de har foretaget indtil i dag. Der tages dermed højde for de eksisterende aftaler Thorsø har til fx levering af affald samt de investeringer har foretaget og som de i dag afdrager på. 2 Dette afspejles bl.a. i, at der i de økonomiske oversigter ikke tages hensyn til fremmedfinansiering.

9 5. FORUDSÆTNINGER 5.1 Investerings- og vedligeholdelsesforudsætninger i de enkelte scenarier Nedenfor præsenteres investeringsomkostningerne i de 6 alternativer. Udover nedenstående investeringer udskifter TMB jævnligt deres biler. Derudover er der en række ordinære og ekstraordinære vedligeholdelsesomkostninger i alle scenarier. Oplysningerne om størrelsen af investeringerne og årligt vedligehold er leveret af TMB. I Tabel 3 er en oversigt over samtlige investeringer og reinvesteringer vist. Scenario 0 (basis) TMB Naturgas 12.400 m 3 Elektricitet 2.045 MWh TKV Biogas 4.078.000 m 3 Biogas 962.000 m 3 Biogas 3.116.000 m 3

10 I basis scenariet videreføres status quo dvs. gassen sælges efter gældende regler til TKV. I basisscenariet er det nødvendigt med fem mindre renoveringer af anlægget i perioden 2009 til 2014. Samlet vil renoveringen koste 12,5 mio. kr. Endvidere er der et par enkelte større renoveringer hen mod slutningen af den betragtede periode. Scenario 1 TMB Naturgas 190.000 m 3 Elektricitet 0 MWh BKV Biogas 4.078.000 m 3 Biogas 0 m 3 Biogas 4.078.000 m 3 Dette er en udvidelse af basisscenariet, idet det antages, at der etableres en 14 km lang gasledning til Bjerringbro Kraftvarme (BKV). Da kraftvarmemotoren på BKV stiller krav til trykket i biogasledningen er det endvidere nødvendigt at etablere en højtrykskompressor for at opnå det nødvendige driftstryk. Den samlede investering til ledning og kompressor er 16,3 mio. kr. og såfremt der herudover tages hensyn til drift og vedligehold fås, at det koster 50 øre pr. m3 at transportere gassen. Beregningen fremgår af bilag 1. Da anlægget ikke ellers påvirkes ved ovenstående er det nødvendigt med stort set samme omfang af renoveringer som angivet ovenfor under case 0.

11 Scenario 2: TMB, udvidet Naturgas 20.000 m 3 Elektricitet 2.754 MWh BKV Biogas 5.601.000 m 3 Biogas 1.146.000 m 3 Biogas 4.455.000 m 3 Fælles for case 2 til 5 er, at der vil ske en udvidelse af kapaciteten på biogasanlægget, så det fremover kan behandle 40.000 tons ekstra biomasse pr. år. Hermed vil biogasproduktionen kunne øges fra ca. 4 mio. m3 til 5,6 mio. m3 om året. Udvidelsen vil omfatte etablering af en primærreaktor og to sekundære reaktorer samt opgradering af hygiejniseringsanlæg, gasrenser og øvrige gassystem. Den samlede omkostning hertil er 23 mio. kr. Hertil kommer omkostning til etablering af en ledning til BKV. Således bliver den samlede investering på 39,3 mio. kr. Der vil igennem perioden være behov yderligere investeringer i anlægget hvert 5. år fra år 2013, samt en større investering i år 2025. Samlet vil disse investeringer udgøre 33 mio. kr.

12 Scenario 3: TMB, udvidet Naturgas 0 m 3 Elektricitet 6.461 MWh Biogas 5.601.000 m 3 Biogas 2.501.000 m 3 Biogas 3.100.000 m 3 I lighed med det forrige scenarium udvides anlægget. Omkostningen hertil er som ovenfor anført 23 mio. kr. Herudover etableres en kraftvarmemotor på anlægget til 8,7 mio. kr., således at den mængde gas som ikke afsættes til TKV anvendes på selve biogasanlægget. Det forventes, at den overskydende biogas vil kunne bruges til fremstilling af 6,5 mio. kwh el. Der vil igennem perioden være behov for yderligere reinvesteringer i anlægget hvert 5. år fra år 2013, samt en større investering i år 2025. Samlet vil disse investeringer udgøre 33 mio. kr. Case 4 og 5: TMB, udvidet Naturgas 230.000 m 3 Elektricitet 0 MWh Naturgasnet Biogas 5.601.000 m 3 Biogas 0 m 3 Biogas 5.601.000 m 3

13 Fælles for disse scenarier er, at anlægget udvides og der sker en opgradering af gassen til naturgaskvalitet. TMB antages selv at skulle afholde omkostningerne til opgradering. Omkostningerne herved beskrives i afsnit 5.2. TMBs omkostning til udvidelse er 23 mio. kr. Der vil igennem perioden være behov yderligere investeringer i anlægget hvert 5. år fra år 2013, samt en større investering i år 2025. Samlet vil disse investeringer udgøre 33 mio. kr. I tabellen nedenfor er vist en samlet oversigt over de nødvendige investeringer og reinvesteringer. Tabel 3: Oversigt over investeringer og reinvesteringer (mio. kr.). 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Basis 2,5 2 2 4 2 1 18,8 2 2 4 2 2 39,3 6,5 3,5 3 31,7 4 5 4 23 6,5 3,5 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 sum 2,5 3 18 2 2,5 3 36,3 4,5 15 3,5 72,3 4 15 5 64,7 4,5 15 3,5 56 5.2 Prisforudsætninger Som hovedregel fremskrives priserne med den forventede inflation. De in- og outputs, hvor dette ikke er tilfældet beskrives kort nedenfor. 5.2.1 Elprisen Eltilskudet er ifølge den nye energiaftale sat til 40,5 øre/kwh eller en fast afregning 74,5 øre/kwh og der tages derfor udgangspunkt i disse priser i beregningerne. Eltilskuddet indekseres i følge den nye aftale med 60 pct. af nettoprisindekset for det foregående år. 5.2.2 Gasprisen og omkostning til opgradering Biogasprisen består udover en råpris, af en energiafgift, en CO2- afgift og et eltilskud. Råprisen er baseret på Energistyrelsens fremskrivning om naturgasprisen (Energistyrelsen 2008). Energi- og

14 CO2-afgiften er beregnet efter Lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love. Dette betyder at ikkekvoteomfattede virksomheder pålægges en CO2-afgift på 33,9 øre (i 2008, 34,5 øre i 2009) på indfyret brændsel. Det er hermed ikke længere muligt at opnå en afgiftsfritagelse for den naturgas som går til elproduktion, som det tidligere var tilfældet. Energiafgiften pålægges stadig kun den del af gassen som går til varmeproduktion. Til beregning af den afgiftspligtige naturgas anvendes V-formlen, hvor der tages udgangspunkt i en elvirkningsgrad på 40 pct. og en varmevirknings på 45 pct. Hermed fås, at den afgiftspligtige naturgasmængde er 0,360 Nm3 naturgas (Beregnet som (0,45 x 11)/1,25/11). Det samlede regnestykke pr. m3 biogas er vist i nedenstående tabel. Tabel 4: Sammensætning af biogasprisen, 2008-priser. Energistyrelsens fremskrivning Rå naturgaspris (pr. m3 biogas) 1,09 kr. Energiafgift (m3) 0,41 kr. CO2-afgift (m3) 0,20 kr. El-tilskud = 6,5 * 40 % * 0,405 = 1,05 kr. - Elvirkningsgrad 40 % - Energiindhold 6,5 kwh/nm3 - Tilskud: 40,5 øre/kwh Biogaspris pr. m 3 2,75 kr. Dette svarer til, at Thorsø modtager et tilskud på biogasprisen på 1,66 kr. /m 3 biogas uafhængigt af naturgasprisen (2008-priser). Dette er forudsat i alle scenarier - også opgraderingsscenarierne. Nedenstående figur viser de fremskrevne biogaspriser.

15 Figur 2: De forventede fremskrevne biogaspriser. 3 2,95 2,9 2,85 2,8 2,75 2,7 2,65 2,6 2,55 2,5 2,45 kr./m3 biogas 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 TMB modtog i gennemsnit 2,37 kr. pr. m3 biogas i 2007, hvilket ikke umiddelbart kan sammenlignes med prisen i tabel 3, der er en 2008-pris og hvor der ikke tages højde for, at TMB bortkøler en del af varmeproduktionen. I følsomhedsanalysen fokuseres derfor især på betydningen af forskellige gaspriser. Der tages udgangspunkt i ovenstående beregning i samtlige scenarier, hvor rågasprisen på biogas svarer til den ækvivalente naturgaspris. Omkostningen til opgradering er ca. 1,13 kr. pr. m3 opgraderet metan jf. nedenstående tabel.

16 Tabel 5: Beregning af opgraderingspris med Pressure Swing Absorption (PSA) anlæg. Kapitalomkostninger (annuiseret værdi) 1.451.765 Drifts- og vedlighold 710.087 Omkostninger til el 1.112.881 Omkostninger til propan 2.543.191 Omkostninger pr. år 5.817.922 Gasudbytte Break even pris 3.587.000 m3 metan 1,62 kr./m3 metan Indtægter fra propan 1.754.802 Korrigeret break-evenpris 1,13kr./m3 metan I opgraderingsprocessen tilsættes propan. Propan tilsættes for at eliminere de afregningsmæssige problemstillinger, idet den opgraderede biogas efter tilsætning med propan har samme brændværdi som dansk naturgas. Det vil med andre ord sige, at gasudbyttet øges væsentligt ved tilsætning af propan. Propan udgør 40 pct. af omkostningen til opgradering. Men det øgede gasudbytte bevirker, at en del af omkostningen til opgradering reelt bliver betalt, når den opgraderede gas sælges.i forbindelse med Såfremt propan ikke tilsættes i opgraderingsprocessen bliver opgraderingsomkostningen 0,88 kr./m3 metan.

17 6. RESULTATER Beregningerne viser, at TMB som udgangspunkt er en god forretning på trods af at TMB i dag ikke får betaling for hele den producerede gasmængde. Basisscenariet viser en nutidsværdi på ca. 18,6 mio. kr. og er dermed det økonomisk bedste af de vurderede alternativer. Det er ikke muligt at beregne den interne rente, idet der ikke er en initial investering som skal forrentes. Med andre ord er de løbende investeringer i de første år mindre end det driftsmæssige overskud. Der er imidlertid det problem ved basisscenariet, at kontrakten med Thorsø Kraftvarme ophører i 2014. Det er derfor muligt, at basisscenariet ikke kan realiseres. I lighed med basisscenariet giver scenarium 1 positiv nutidsværdi, der dog er noget lavere end nutidsværdien i basisscenariet. Rentabiliteten i scenariet afhænger meget af hvilken pris der kan aftales med Bjerringbro Kraftvarme for biogassen. Tabel 6: Nutidsværdi, 20 år, 10 pct. Scenarium Nutidsværdi Intern Tilbagebetalingstid rente Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + 2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år ledning 2: Udbygning + -2,2 mio.kr. 9 pct. >20 år ledning 3: Udbygning + -1,6 mio.kr. 9 pct. >20 år KV 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -12,6 mio.kr. n.a. >20 år Fælles for de resterende scenarier er, at nutidsværdien er negativ og dermed ensbetydende med at den interne rente er 10 pct. eller mindre. Ingen af disse scenarier er derfor relevante at betragte nærmere for TMB under de forudsatte afkastkav. Resultaterne er meget følsomme overfor forudsætningerne herunder de anvendte priser. I

18 afsnit 7 behandles betydningen af ændrede forudsætninger yderligere. Scenarium 4, hvor anlægget udvides og gassen sælges til opgradering har den laveste nutidsværdi af de betragtede scenarier. Nutidsværdien er 12,6 mio. kr. I forhold til basisscenariet øges driftsindtægterne fra 13,3 mio. kr. til 15,9 mio. kr. dvs. 20 pct. Driftsomkostningerne øges dobbelt så meget målt i pct. fra 7,2 mio. til 10,4 mio. kr. svarende til 44 pct. I driftsindtægterne er omkostningen til opgradering fratrukket. I beregningen i omkostningen til opgradering er det antaget, at TMB køber opgraderingsydelsen eksternt. Denne driftsomkostning afspejler dermed den samlede omkostning ved opgradering dvs. både omkostning til drift og kapital. Alt i alt mindskes driftsresultatet fra 6,1 mio. til 5,4 mio. kr., hvilket er ensbetydende med, at mulighederne for forretning af den investerede kapital forringes. Dette ses også af nedenstående figur. Figur 3: Driftsresultater for 2009. mio. kr. 20 15 10 5 0-5 Basis 1 2 3 4-10 -15 Driftsindtægter Driftsudgifter Driftsresultat Anm.: Figuren viser kun driftsresultater og er dermed ikke inkl. kapitalomkostninger. I driftsomkostningen til opgradering er der dog taget hensyn til kapitalomkostninger. Tabel 7 viser den samlede investering som driften skal forrente. Tabellen viser ikke, jf. ovenfor, anlægsinvesteringerne til opgradering, idet det antages, at denne er indeholdt i driftsomkostningen hertil. Ud fra tabellen og ovenstående figur kan det ses, at ikke blot er scenarium 4 s indtjening lavere end basisscenariet det skal også forrente en større investering.

19 Tabel 7: Værdi af investeringer inkl. reinvesteringer (10 pct., 20 år). Scenarium Ikke diskonteret sum Nutidsværdi Basis 18-11,4 mio. kr. 1: Status quo + ledning 36,3-27,6 mio. kr. 2: Udbygning + ledning 72,3-49,2 mio. kr. 3: Udbygning + KV 64,7-44,9 mio. kr. 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof 56-33,9 mio. kr. Anm.: Bilag 6 viser detaljerede anlægsoverslag for de enkelte scenarier. Hvis scenarium 2 og 3 sammenlignes ses, at sidstnævnte foretrækkes. De ligger dog forholdsvis tæt på hinanden og ændringer i gasprisen kan få rangordningen mellem de to til at tippe, hvilket også ses i de efterfølgende følsomhedsanalyser. Tabel 8: Outputmængder og værdi i 2009 Scenarium Samlet gasproduktion Gassalg m3 Elsalg kwh Værdi af el og gassalg m3 Basis 4,078 mio. 3,116 mio. 2,045 mio. 10,7 mio. kr. 1: Status quo + ledning 4,078 mio. 4,078 mio. 0 12,0 mio. kr. 2: Udbygning + ledning 5,601 mio. 4,455 mio. 2,754 mio. 15,1 mio. kr. 3: Udbygning + KV 5,601 mio. 3,100 mio. 6,461 mio. 14,0 mio. kr. 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof 5,601 mio. 5,601mio. 0 12,7 mio. kr.

20 7. FØLSOMHEDSANALYSER Da der er usikkerhed forbundet med de anvendte antagelser er der udarbejdet en række følsomhedsanalyser. Der gennemføres følsomhedsanalyser med varierende priser på: WACC Biogas/naturgas Modtagegebyrer for affald Modtagegebyrer for gylle Investering Følsomhedsanalysen for prisen på biogas samt WACC udføres for samtlige alternativer, mens betydningen af ændrede forudsætninger om de øvrige variable kun betragtes for basisscenariet. Såfremt WACC nedsættes til 8 pct. øges nutidsværdien, hvilket bevirker at også scenarium 2 og 3 får en positiv nutidsværdi. En højere WACC betyder derimod faldende nutidsværdier. Rangordningen mellem de forskellige scenarier påvirkes ikke 3. Tabel 9: Betydningen af ændrede WACC er, 20-årig horisont. Scenarium WACC 8 pct. WACC 10 pct. WACC 12 pct. Basis 22,8 mio.kr. 18,6 mio.kr. 15,3 mio.kr. 1: Status quo + ledning 5,8 mio.kr. 2,2 mio.kr. -0,5 mio.kr. 2: Udbygning + ledning 2,0 mio.kr. -2,2 mio.kr. -5,5 mio.kr. 3: Udbygning + KV 1,5 mio.kr. -1,6 mio.kr. -4,2 mio.kr. 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -12,2 mio.kr. -12,6 mio.kr. -13,0 mio.kr. 3 Disse to forhold gælder dog ikke for alternativ 4+5. Dette skyldes, at tabet er meget stort i forhold til gevinsten, således at den samlede effekt af diskonteringen bliver, at nutidsværdien øges jo højere diskonteringsraten er/jo længere tidshorisont økonomien betragtes på.

21 Ej heller en kortere tidshorisont vil påvirke rangordningen jf. tabel 9. Af tabellen ses, at såfremt projekterne vurderes over en 10-årig tidshorisont i forhold til en 20-årig, så vil nutidsværdien blive reduceret. Konkret betyder det, at det kun er basisscenariet som har en positiv nutidsværdi ud af de 5 betragtede scenarier. Tabel 10: Betydningen af kortere tidshorisont for nutidsværdien. Scenarium 10 år Basis 9,7 mio.kr. 1: Status quo + ledning -5,4 mio.kr. 2: Udbygning + ledning -11,0 mio.kr. 3: Udbygning + KV -8,4 mio.kr. 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -14,2 mio.kr. Nedenstående figur viser hvordan resultatet i basisscenariet ændres som følge af ændrede forudsætninger. De øvrige 4 scenarier påvirkes i lignende grad. Nutidsværdien er mest følsom overfor ændringer i afregningsprisen på biogas. Fælles for samtlige inputparametre er, at der skal mere end en halvering (fordobling) af prisen til før nutidsværdien bliver negativ. Figur 4: Betydning af ændrede forudsætninger for nutidsværdien i basisscenariet. Gaspris henfører til ændringer i naturgasprisen. 35 mio. kr. 30 25 20 15 10 5 0-50% -25% 0 25% 50% Gas El Investering Modtagergebyrer affald Modtagergebyrer gylle Betydning af den forudsatte gaspris Hvis man frem for at tage udgangspunkt i Energistyrelsens fremskrivning for gaspriser tager udgangspunkt i en langsigtet naturgaspris på 3 kr. ændres resultaterne markant. Et større forsyningsselskab vurderer dette som den langsigtede naturgaspris. Tabellen

22 nedenfor viser, at såfremt den langsigtede naturgaspris er 3 kr., så vil prisen på biogas inkl. værdien af afgifter være 3,41. Tabel 11: Beregning af biogasprisen når naturgasprisen er 3 kr. Naturgaspris 3 kr. Rå naturgaspris (pr. m3 biogas) 1,77 kr. Energiafgift (m3) 0,41 kr. CO2-afgift (m3) 0,20 kr. El-tilskud = 6,5*40%*0,405 = 1,03 kr. - Elvirkningsgrad 39 % - Energiindhold 6,5 kwh/nm3 - Tilskud: 40,5 øre/kwh Biogaspris pr. m3 3,41 kr. En anden tilgang er at tage udgangspunkt i det som biogas pt. har af værdi for køberen dvs. kraftvarmeværket. Beregningen fremgår af nedenstående tabel. Samlet ses, at værdien af biogas for et kraftvarmeanlæg (svarende til hvad kraftvarmeværkerne højst vil betale for biogassen) er 3,76 kr. m3 metan svarende til 2,44 kr. m3 biogas. I beregningen er der ikke taget hensyn til evt. salg af CO2-kvoter. Tabel 12: Beregning af værdien af biogas for køber (biogasfyret kraftvarmeværk). Virkningsgrad el 40 % = 4 kwh Virkningsgrad varme 45 % = 4,5 kwh Virkningsgrad total 84 % = 8,5 kwh Elpris 0,745 kr./kwh = 2,98 kr./m3 CH4 Konverteringsomkostning 0,20 kr./kwh 0,80 kr./m3 CH4 Samlet værdi af elproduktion 2,18 kr./m3 CH4 Varmepris 0,35 kr./kwh 1,58 Kr/m3 CH4 I alt værdi pr m3 CH4 3,76 pr m3 CH4 I alt pr. m3 biogas 2,44 pr m3 gas Kilde: Modificeret beregning af Kurt Hjort Gregersen. Anm.: Til sammenligning er konverteringsomkostningen noget lavere på naturgasfyrede decentrale KV-værker, hvor der ofte anvendes en værdi på 5-7 øre/kwh.

23 Tabel 13: Resultater ved ændrede forudsætninger om gasprisen. 2,44 kr./m3 biogas Basis 3,41 kr./m3 biogas Basis 10,3 mio. kr. 18,6 mio.kr. 36,0 mio. kr. 1: Status quo + ledning -8,6 mio. kr. 2,2 mio.kr. 25,0 mio. kr. 2: Udbygning + ledning -14,1 mio. kr. -2,2 mio.kr. 22,7 mio. kr. 3: Udbygning + KV -9,9 mio. kr. -1,6 mio.kr. 15,7 mio. kr. 4+5: Udbygning + opgradering/brændstof -27,5 mio. kr. -12,6 mio.kr. 18,7 mio. kr. Af ovenstående tabel fremgår, at såfremt der tages udgangspunkt i en naturgaspris på 3 kr., så bliver alle scenarier rentable. Basisscenariet, hvor TMB ikke modtager betaling for den samlede biogasproduktion oga. Bortkøling, er dog stadig mest rentabelt. Tages derimod udgangspunkt i den teoretiske betalingsvilje fås at kun basisscenariet giver en positiv nutidsværdi. Der kan argumenters for, at scenarierne med kraftvarmeproduktion er lidt overvurderet, da biogasprisen er regnet ud fra en ækvivalent naturgaspris, som er den aftale TMB har frem til 2014 med TKV. Ser man på de priser, som andre biogasanlæg afregner biogassen til, ligger de i næsten alle tilfælde under den pris som TMB har i dag. Hvis nye biogasanlæg ligger placeret i gylleintensive områder og hvor befolkningstætheden er lav, er scenarium 3 og 4/5 relevante at betragte. Ovenstående resultat fremgår også af nedenstående figur, som viser hvordan nutidsværdien ændres som følge af en øget gaspris. Øgningen afspejles ikke proportionalt i biogasprisen, idet biogasprisen er påvirket af afgifter og tilskud, som er uafhængige af gasprisen. Figuren viser endvidere hvordan prioriteringen mellem de forskellige alternativer påvirkes af en stigende gaspris. Prioriteringen mellem scenarium 2 og 3 skifter ved en øgning af gasprisen. Ved en lavere gaspris foretrækkes scenarium 3 og ved en højere pris foretrækkes scenarium 2. Den overordnede prioritering nemlig at basisscenariet er at foretrække og scenarium 4 er det dårligste ændres kun såfremt der sker meget store prisstigninger noget mere end 50 pct. som figuren viser.

24 Figur 5: Betydningen af ændrede naturgaspriser. 40 mio. kr. 30 20 10 0-50% -25% 0 25% 50% -10-20 -30-40 Basis 1 2 3 4 For basisscenariet og scenarium 1 er der endvidere set på, hvor meget den ækvivalente naturgaspris må falde førend nutidsværdien bliver 0. I basisscenariet må prisen falde med ca. 71 pct., mens den kun må falde med 6 pct. i scenarium 1. Resultatet i basisscenariet er dermed særdeles robust over for fald i gasprisen. Tilsvarende er det beregnet hvor meget naturgasprisen skal stige for at de øvrige tre scenarier får en nutidsværdi på 0. Det gælder at prisen skal stige med 6 pct. i både scenarium 2 og 3, og 27 pct. i scenarium 4. Da afregningsprisen på biogas er påvirket af tilskud og afgifter kan disse procentsatser ikke overføres på den endelige afregningspris. Biogasanlægget modtager således 1,66 kr. i grundpris pr. m3 solgt biogas (2008 tal) uanset om naturgasprisen er stor eller lille. I tabellen nedenfor er vist hvordan afregningsprisen på biogas påvirkes ved et fald eller stigning i den ækvivalente naturgaspris svarende til de angivne procentsatser ovenfor. Det ses, at en prisstigning på 27 pct. i scenarium 4 svarer til en prisændring på biogasprisen på 29 øre. Prisen på opgradering var 67 øre pr. m3 biogas (beregnet som 1,13/11x 6,5). Dvs. at hvis TMB kunne få reduceret opgraderingsprisen til 34 øre i 2009 (67 øre 33 øre), 36 øre i 2010 (67 øre 31 øre) osv. så ville nutidsværdien præcis blive 0. Sagt på en anden måde er det nødvendigt, at TMB modtager et tilskud (eller en øget pris) svarende til 33 øre/m3 bio-

25 gas i 2009, 31 øre/m3 biogas i 2010 osv. for at økonomien hænger sammen. Disse tilskud er udover de tilskud som anlægget ellers forudsættes at modtage. Beløbet er ikke ens i de enkelte år, idet gasprisen varierer. Tabel 14: Beregning af hvor meget prisen skal falde/øges for at nutidsværdien bliver 0. 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Biogaspris i udgangspunkt 2,93 2,84 2,76 2,69 2,63 2,64 2,65 2,66 2,68 Scenarium basis Biogaspris ved 71 pct. lavere naturgaspris 2,05 2,03 2,02 2,00 1,99 2,01 2,02 2,03 2,04 Difference -0,88-0,81-0,74-0,69-0,63-0,63-0,63-0,63-0,64 Scenarium 1 Biogaspris ved 6 pct. lavere naturgaspris 2,85 2,76 2,69 2,63 2,57 2,58 2,59 2,61 2,62 Difference -0,08-0,07-0,07-0,06-0,06-0,06-0,06-0,06-0,06 Scenarium 2 Biogaspris ved 6 pct. højere naturgaspris 3,00 2,91 2,82 2,75 2,68 2,69 2,71 2,72 2,74 Difference 0,07 0,07 0,06 0,06 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 Scenarium 3 Biogaspris ved 6 pct. højere naturgaspris 3,01 2,91 2,83 2,75 2,68 2,70 2,71 2,72 2,74 Difference 0,08 0,07 0,07 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 Scenarium 4 Biogaspris ved 27 pct. højere naturgaspris 3,26 3,14 3,04 2,95 2,87 2,88 2,89 2,90 2,93 Difference 0,33 0,31 0,28 0,26 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24

26 8. KONKLUSION Ovenstående analyse viser at alternativ 0 og 1 er værdiskabende under forudsætning af: At input- og outputpriser er realistiske. At en WACC på 10 pct. er rimelig. At projektet vurderes over en 20-årig tidshorisont. Resultaterne er dog følsomme over for de anvendte forudsætninger. Mest følsom er resultaterne over for gasprisen. I analysen er det forudsat, at TMB kan modtage en ækvivalent naturgaspris for biogassen, modtager samtlige tilskud (tilskud til elproduktion, afgiftsfritagelse på varme og fritagelse af CO2 afgift) samt selv afholder omkostningen til opgradering. Der skal forholdsvis store ændringer til før scenarium 4+5 får en nutidsværdi på 0 eller bliver mindst lige så attraktivt som basisscenariet. Nutidsværdien i scenarium 4+5 bliver først 0 hvis TMB modtager et tilskud (eller en øget pris) svarende til 20-30 øre/m3 biogas. Såfremt Thorsø ikke selv skulle afholde omkostningen til opgradering, ville scenarium 4+5 blive at foretrække. I analysen anvendes Energistyrelsens fremskrivning som basis for gasprisen. I forbindelse hermed er det vigtigt, at være opmærksom på, at Energistyrelsens priser er noget lavere end de nuværende. Såfremt der tages udgangspunkt i et højere prisniveau, som fx afspejler værdien af gassen for kraftvarmeværket, så vil samtlige af de betragtede scenarier blive positive.

27 9. LITTERATUR Nielsen, L.H., K. Hjort-Gregersen, P. Thygesen & J. Christensen (2002): Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg med tekniske og selskabsøkonomiske baggrundsanalyser. Rapport nr. 136, Fødevareøkonomisk Institut. Energistyrelsen (2008): Fremskrivning af Danmarks energiforbrug frem til 2025 samt udledningen af drivhusgasser - og effekten af energiaftalen af 21. februar. Energistyrelsen. Energistyrelsen (2008): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Energistyrelsen.

28 10. BILAG 1: ESTIMERING AF OMKOSTNINGER VED TRANSPORT AF GAS I scenarium 1 etableres en 14 km lang gasledning til Bjerringbro Kraftvarme (BKV). Den samlede anlægsinvestering er beregnet til 16,3 mio. kr. (Gasrør: 13,0 mio. kr. 4, Udstyr, projektering, erstatninger mv.: 3,3 mio. kr.).under forudsætning af at ledningen mv. har en levetid på 30 år, kan det beregnes, at den annuiserede anlægsinvestering er 1,7 mio. da der årligt transporteres 4,1 mio. m3 biogas svarer dette til, at det koster 42 øre/m3 biogas at transportere gassen i ren anlægsinvestering. Hertil skal lægges omkostninger til drift og vedligehold. På bilag A er vist prisoverslag for etablering af gasledning samt tilhørende kompressorstation. Tiltænkte linieføring for gasledning er vist på bilag B. Elforbruget er beregnet på baggrund af data fra 4 bar ledning fra Vaarst-Fjellered Biogasanlæg til kraftvarmeværket i Vaarst. Elforbruget til blæseren er 0,1 kwh (0,094) pr m 3 biogas hvilket i scenarie 1 og 2 giver et elforbrug som vist nedenstående tabel til transport af biogas fra TMB til Bjerringbro. I Scenrio 0 og 3 (lavtryksledning) anvendes det eksisterende elforbrug fra TMB på 0,03 kwh/m 3 biogas til beregning af elforbrug til transport af biogassen 4 10 km i ubefæstet areal med afgrødeerstatning og 4 km i befæstet areal, 1 baneunderførelse, 1 underførelse under Gudenåen og 10 underførelser af veje

29 El forbrug Transporteret Elforbrug til transport af gas i gasledning Biogas m3/år kwh/ år Basis - 0 lav tryk 3.116.000 88.189 Scenairo 1 -høj tryk (4 bar) 4.078.000 382.313 Scenairo 2 -høj tryk (4 bar) 4.455.000 417.656 Scenairo 3 lav tryk 3.100.000 87.736 Scenairo 4 5.601.000 not relevant Scenairo 5 5.601.000 not relevant Samlet kan det således estimeres, at det koster 50 øre pr. m3 biogas at transportere biogassen til Bjerringbro Kraftvarme i investeringsog driftsomkostninger.

Prisbilag A: Beregning af pris på gastransmissionsledning mellem THMB og Bjerringbro Kraft-varmeværk Gasflow : 700-1000 m³/h Total længde : 14 km Kilde : V&S PRISDATA af 2009 Init. OMJ Tryk : 4,0 bar Heraf i åbent land : 10 km Priser : BMP dato 11-05-2009 Valgt dimension : PE-rør ø160 Heraf By : 4 km 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 14.000 513,00 7.182.000,00 Påbygning drænbrønde 54.04,04 ø160 Pe-vinkel-90grd 2090 54.04,09 ø160 TEE påsvejst 2520 4610 kr pr brønd skønner 2 stk brønde pr- km stk 28 4.610,00 129.080,00 Mærkning 54.55,01 140 x200 mm skilt Skilte til markering af nedgravede stk 20 730,00 14.600,00 54.51,01 PE Markeringsbånd levere og nedlægge lbm 14.000 4,05 56.700,00 Etablering hhv reetablering af belægning længde bredde tykkelse 51.01,07 Asfalt, t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 1000 m 4 m m² 4.000 90,87 363.480,00 51.01,03 Grusbelægninger t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 3000 m 4 m m² 12.000 16,11 193.320,00 51.10,03 Jord asfalt beton Tillæg for bortkørsel af opgravede materilaer 1000 4 0,2 m³ 800 31,00 24.800,00 AN deponiafgift affalt/beton deponiafgift ca. 100 kr/ton vægtfylde ca. 1,6 ton/m³ m³ 800 160,00 128.000,00 51.20,15 Pulverasfalt. Reetablering af belægninger 1000 m 4 m² 4.000 539,00 2.156.000,00 51.20,07 Grusbelægninger Reetablering af belægninger 3000 m 4 m² 12.000 40,94 491.280,00 Byggepladsindretning 106,02 Mandskabsvogn Mandskabsvogn til spisning og omklædning mdr 3 3.810,00 11.430,00 Særlig operation PI Styret boring under jernbane overslagspris pr fax fra entreprenør, kræver forringsrør ø200, ekskl. Gasrør ø160 lbm 50 585,00 29.250,00 PI Styret boring under gudenå (vsp br=45 m), inkl stålforringsrør ekskl gasrør ø160 Tillæg (meter) udgift opstart lbm 100 585,00 58.500,00 PI Styret boring under veje skønner 10 stk veje a 16 meter bredde lbm 160 585,00 93.600,00 Erstatninger Uforudset Projektering mm Øvrigt udstyr Uforudset Direkte tab 620,01 afghrødetab vinterhvede 10000 12 m² 120.000 1,47 176.400,00 615,03 strukturskade 10000 12 m² 120.000 2,83 339.600,00 Deklarationserstatninger 610,01 grundbeløb pr berørt ejendom Skønner 60 ejendomme antal 60 4.140,00 248.400,00 610,02 Alle deklarationsarealer pr m² 14000 4 antal 56.000 2,92 163.520,00 610,03 anlægsbredde indtil ø200mm lbm 14.000 14,19 198.660,00 610,07 anbringelse af brønd i fri mark skønnert antal drænbrønde stk 28 14.100,00 394.800,00 I forbindelse m rørarbejder 600.000,00 13.053.420,00 Detailprojektering og tilsyn skønnet 1000 timer timer 1.000 800,00 800.000,00 Landmåler skønnet, 60 ejendomme 5 timer pr stk. a timer 300 1.200,00 360.000,00 1.160.000,00 Gaskompressor + køling 1400 m³/h AN Budgetpriser Gaskompressor stk 2 326.820 653.640 AN " Tilbehør stk 1,2 100.000 120.000 AN " Gastørrer anlæg stk 1 315.000 315.000 AN " VVS-Installation stk 1 200.000 200.000 AN " Elinstallation stk 1 200.000 200.000 AN " Gasflowmåler stk 1 75.000 75.000 1.563.640,00 I forbindelse m projektering og øvrigt udstyr 500.000,00 500.000,00 TOTAL ex moms 16.277.060,00 IP = Pris indhentet AN = Anslået pris 30

Bilag B: Oversigtskort m forslag til ledningsføring: 31

BILAG 2: RESULTATER FOR BASISSCENARIET Driftsbudget (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 12.580.992 3.291.973 13.280.559 13.116.688 12.965.569 12.838.731 12.942.428 13.055.116 13.161.648 13.292.379 13.416.997 Gasafregning med TKV 8.571.698 9.131.545 8.845.191 8.605.175 8.384.291 8.186.555 8.222.205 8.265.803 8.302.184 8.361.686 8.413.980 Salg af el fra gasmotor 1.524.255 1.555.350 1.570.281 1.589.125 1.606.287 1.623.635 1.640.196 1.656.926 1.673.827 1.690.900 1.708.147 Modtage gebyrer affald 2.094.618 2.165.835 2.418.816 2.467.192 2.511.601 2.556.810 2.600.276 2.644.481 2.689.437 2.735.157 2.781.655 Modtage gebyrer gylle fra gamle andelshavere 321.660 332.596 337.918 344.676 350.881 357.196 363.269 369.444 375.725 382.112 388.608 Flytning af gylle 68.760 106.647 108.353 110.520 112.510 114.535 116.482 118.462 120.476 122.524 124.607 Driftsudgifter 6.919.861 7.194.714 7.833.580 7.107.698 7.429.188 7.316.375 7.415.987 7.746.726 7.619.265 7.751.509 8.135.054 Gylle- afsætning 147.870 203.863 207.125 211.268 215.071 218.942 222.664 226.449 230.299 234.214 238.195 Majsensilage fra lokal landmand 64.000 90.992 92.448 94.297 95.994 97.722 99.383 101.073 102.791 104.539 106.316 Kemikalier og kalk 75.000 77.550 78.791 80.367 81.813 83.286 84.702 86.142 87.606 89.095 90.610 Vand 2.143 2.216 2.251 2.296 2.338 2.380 2.420 2.461 2.503 2.546 2.589 Prøvetagning og analyser 26.643 27.549 27.990 28.549 29.063 29.586 30.089 30.601 31.121 31.650 32.188 Transport - reparation og service 271.024 280.239 284.723 290.417 295.645 300.966 306.083 311.286 316.578 321.960 327.433 Transport - fremmed kørsel og transport af gylle 10.000 10.340 10.505 10.716 10.908 11.105 11.294 11.486 11.681 11.879 12.081 Transport - øvrige omkostninger 120.781 124.888 126.886 129.423 131.753 134.125 136.405 138.724 141.082 143.480 145.920 Transport - brændstof 721.389 663.239 573.612 561.279 548.230 535.108 520.912 506.213 490.797 501.696 519.764 El 710.904 735.075 746.836 761.773 775.485 789.443 802.864 816.513 830.393 844.510 858.867 Naturgas- anlæg 45.436 41.774 36.129 35.352 34.530 33.704 32.809 31.884 30.913 31.599 32.737 Naturgas gasmotor 172 158 137 134 131 128 124 121 117 120 124 Kontor, adm. og diverse 760.530 786.388 798.970 814.950 829.619 844.552 858.909 873.511 888.360 903.463 918.821 Personale 2.352.000 2.431.968 2.470.879 2.520.297 2.565.662 2.611.844 2.656.246 2.701.402 2.747.326 2.794.030 2.841.529 Vedligehold 1.461.969 1.718.476 2.376.298 1.566.580 1.812.947 1.623.484 1.651.084 1.908.863 1.707.698 1.736.729 2.007.880 Øvrigt 150.000 - - - - - - - - - - Total salgsindtægt 5.661.130 6.097.259 5.446.979 6.008.991 5.536.381 5.522.356 5.526.441 5.308.389 5.542.384 5.540.871 5.281.943 Total salgsindtægt 12.580.992 13.291.973 13.280.559 1.3116.688 12.965.569 12.838.731 12.942.428 13.055.116 13.161.648 13.292.379 13.416.997 32

Resultatopgørelse (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 12.580.992 13.291.973 13.280.559 13.116.688 12.965.569 12.838.731 12.942.428 13.055.116 13.161.648 13.292.379 13.416.997 Driftsudgifter 6.919.861 7.194.714 7.833.580 7.107.698 7.429.188 7.316.375 7.415.987 7.746.726 7.619.265 7.751.509 8.135.054 Resultat før afskriv., renter, og skat 5.661.130 6.097.259 5.446.979 6.008.991 5.536.381 5.522.356 5.526.441 5.308.389 5.542.384 5.540.871 5.281.943 Afskrivninger eksisterende 1.855.872 1.826.592 1.697.516 1.688.741 1.668.292 1.634.198 1.397.905 1.289.573 1.289.573 1.289.573 1.569.610 Afskrivninger nye - 103.400 187.444 187.444 274.711 452.387 542.736 542.736 542.736 542.736 542.736 Resultat før renter og skat 3.805.258 4.167.267 3.562.020 4.132.806 3.593.378 3.435.771 3.585.800 3.476.080 3.710.075 3.708.562 3.169.596 Renteudgift inkl. Indeksering (eksisterende) 282.645 451.476 357.485 2.362.932 2.357.809 1.162.330 - - - - - Indekstillæg 281.329 207.483 164.511 118.028 67.821 13.853 - - - - - Renteindtægt (af likviditet primo) - - - - - - - - - - - Resultat før skat 3.241.284 3.508.308 3.040.024 1.651.846 1.167.749 2.259.588 3.585.800 3.476.080 3.710.075 3.708.562 3.169.596 Skat - - - - - - - - - - - Resultat efter skat 3.241.284 3.508.308 3.040.024 1.651.846 1.167.749 2.259.588 3.585.800 3.476.080 3.710.075 3.708.562 3.169.596 33

Balance (løbende priser) Primo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Eksisterende aktiver - Eksisterende inventar 126.600 71.434 27.920 10.636 2.127 0 0 0 0 0 0 0 - Eksisterende biler og planlagte 3.326.104 2.649.185 1.989.895 1.591.031 1.034.586 1.364.883 1.742.854 1.468.736 1.302.951 1.137.165 971.379 3.183.448 - Eksisterende ejendom og tekniske anlæg 14.072.613 12.948.826 11.825.039 10.701.252 9.577.465 8.453.678 7.329.891 6.206.104 5.082.317 3.958.530 2.834.743 1.710.956 - Eksisterende administration og grund 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 Aktiver i alt 18.607.203 16.751.331 14.924.740 13.384.805 11.696.065 10.900.447 10.154.632 8.756.726 7.467.154 6.177.581 4.888.008 5.976.290 Udvidelse 0 0 2.481.600 4.395.244 4.207.801 6.114.776 10.104.300 11.820.277 11.277.541 10.734.805 10.192.069 9.649.333 Indestående i bank 294.400 3.659.009 4.562.824 5.153.573 6.442.835 4.095.773 1.842.072 5.071.326 10.336.537 15.829.708 21.313.481 23.869.954 Øvrige tilgodehavender 79.312 79.312 82.009 86.154 92.318 100.705 111.831 126.296 145.058 169.440 201.284 243.178 Debitorer 2.145.792 2.145.792 2.218.749 2.254.249 2.299.334 2.340.722 2.382.855 2.423.363 2.464.561 2.506.458 2.549.068 2.592.402 Værdipapirer, anskaffelsespris 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 Skatteaktiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktiver i alt 39.783.910 39.436.775 39.244.661 38.708.831 36.484.418 34.502.869 34.800.321 37.004.716 39.208.004 41.645.573 44.081.918 48.357.448 Egenkapital - primo 8.750.335 11.991.619 15.499.927 18.539.951 20.191.797 21.359.546 23.619.134 27.204.934 30.681.014 34.391.089 38.099.651 + perioderesultat efter skat 3.241.284 3.508.308 3.040.024 1.651.846 1.167.749 2.259.588 3.585.800 3.476.080 3.710.075 3.708.562 3.169.596 Egenkapital Ultimo 8.750.335 11.991.619 15.499.927 18.539.951 20.191.797 21.359.546 23.619.134 27.204.934 30.681.014 34.391.089 38.099.651 41.269.247 Langfristet gæld - eksisterende lån 9.538.447 7.708.745 5.701.336 3.541.937 1.221.606 42.090 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 Kortfristet gæld - afdrag næste år 2.013.876 2.111.031 2.214.892 2.323.911 2.438.359 1.247.337 0 0 0 0 0 0 - øvrig gæld (moms, feriepenge, mv.) 486.810 486.810 503.362 511.415 521.644 531.033 540.592 549.782 559.128 568.633 578.300 588.131 Gæld i alt 12.039.133 10.306.586 8.419.590 6.377.263 4.181.608 1.820.460 596.535 605.725 615.071 624.576 634.243 644.074 Kreditorer 387.239 387.239 400.405 406.811 414.947 422.416 430.020 437.330 444.765 452.326 460.015 467.836 Skattepassiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Passiver i alt 21.176.707 22.685.444 24.319.922 25.324.026 24.788.353 23.602.423 24.645.689 28.247.989 31.740.851 35.467.992 39.193.910 42.381.158 34

Den fri pengestrøm (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Resultat før afskriv., renter, og skat 5.661.130 6.097.259 5.446.979 6.008.991 5.536.381 5.522.356 5.526.441 5.308.389 5.542.384 5.540.871 5.281.943 Forskydninger i debitorer 0-72.957-35.500-45.085-41.388-42.133-40.509-41.197-41.898-42.610-43.334 Forskydninger i kreditorer 0 13.166 6.406 8.136 7.469 7.604 7.310 7.435 7.561 7.690 7.820 Forskydninger i øvrige tilgodehavender 0-2.697-4.145-6.165-8.386-11.126-14.466-18.762-24.382-31.844-41.894 Forskydninger i øvrig gæld 0 16.552 8.054 10.228 9.390 9.559 9.190 9.346 9.505 9.667 9.831 Netto renter -282.645-451.476-357.485-2.362.932-2.357.809-1.162.330 0 0 0 0 0 Betalt skat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra drift 5.378.485 5.599.847 5.064.310 3.613.174 3.145.656 4.323.930 5.487.967 5.265.211 5.493.171 5.483.773 5.214.366 Nye investeringer i biler 0 0-157.582 0-872.674-888.382 0 0 0 0-2.657.893 Salg af biler 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye reinvesteringer 0-2.585.000-2.101.088 0-2.181.686-4.441.912-2.258.712 0 0 0 0 Pengestrøm fra investeringer 0-2.585.000-2.258.670 0-3.054.360-5.330.295-2.258.712 0 0 0-2.657.893 Afdrag -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 Afdrag nye lån 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra finansiering -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 3.364.609 903.816 590.748 1.289.262-2.347.062-2.253.702 3.229.254 5.265.211 5.493.171 5.483.773 2.556.473 Likvide midler primo 294.400 3.659.009 4.562.824 5.153.573 6.442.835 4.095.773 1.842.072 5.071.326 10.336.537 15.829.708 21.313.481 Likvide midler Ultimo 3.659.009 4.562.824 5.153.573 6.442.835 4.095.773 1.842.072 5.071.326 10.336.537 15.829.708 21.313.481 23.869.954 35

BILAG 3: RESULTATER FOR SCENARIUM 1 Resultatopgørelse 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 13.702.736 14.555.441 14.440.702 14.183.897 13.947.431 13.742.205 13.840.346 13.949.762 14.050.624 14.182.650 14.306.163 Driftsudgifter 7.778.714 8.305.488 8.534.044 8.116.821 8.430.394 8.309.705 8.399.963 8.720.896 8.582.935 8.734.440 9.145.442 Resultat før afskriv., renter, og skat 5.924.022 6.249.954 5.906.658 6.067.076 5.517.036 5.432.500 5.440.383 5.228.866 5.467.689 5.448.210 5.160.721 Afskrivninger eksisterende 1.855.872 1.826.592 1.697.516 1.688.741 1.668.292 1.634.198 1.397.905 1.289.573 1.289.573 1.289.573 1.569.610 Afskrivninger nye - 665.207 665.207 749.250 749.250 836.518 1.014.194 1.104.543 1.104.543 1.104.543 1.104.543 Resultat før renter og skat 4.068.150 3.758.155 3.543.936 3.629.085 3.099.494 2.961.785 3.028.284 2.834.750 3.073.574 3.054.095 2.486.568 Renteudgift inkl. Indeksering (eksisterende) 282.645 451.476 357.485 2.362.932 2.357.809 1.162.330 - - - - - Indekstillæg 281.329 207.483 164.511 118.028 67.821 13.853 - - - - - Renteindtægt (af likviditet primo) - - - - - - - - - - - Resultat før skat 3.504.176 3.099.196 3.021.940 1.148.125 673.865 1.785.602 3.028.284 2.834.750 3.073.574 3.054.095 2.486.568 Skat - - - - - - - - - - - Resultat efter skat 3.504.176 3.099.196 3.021.940 1.148.125 673.865 1.785.602 3.028.284 2.834.750 3.073.574 3.054.095 2.486.568 36

Driftsbudget (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 13.702.736 14.555.441 14.440.702 14.183.897 13.947.431 13.742.205 13.840.346 13.949.762 14.050.624 14.182.650 14.306.163 Gasafregning med TKV 11.217.698 11.950.363 11.575.615 11.261.509 10.972.439 10.713.664 10.760.319 10.817.375 10.864.987 10.942.856 11.011.293 Salg af el fra gasmotor - - - - - - - - - - - Modtage gebyrer affald 2.094.618 2.165.835 2.418.816 2.467.192 2.511.601 2.556.810 2.600.276 2.644.481 2.689.437 2.735.157 2.781.655 Modtage gebyrer gylle fra gamle andelshavere 321.660 332.596 337.918 344.676 350.881 357.196 363.269 369.444 375.725 382.112 388.608 Flytning af gylle 68.760 106.647 108.353 110.520 112.510 114.535 116.482 118.462 120.476 122.524 124.607 Driftsudgifter 7.778.714 8.305.488 8.534.044 8.116.821 8.430.394 8.309.705 8.399.963 8.720.896 8.582.935 8.734.440 9.145.442 Gylle- afsætning 147.870 203.863 207.125 211.268 215.071 218.942 222.664 226.449 230.299 234.214 238.195 Majsensilage fra lokal landmand 64.000 90.992 92.448 94.297 95.994 97.722 99.383 101.073 102.791 104.539 106.316 Kemikalier og kalk 75.000 77.550 78.791 80.367 81.813 83.286 84.702 86.142 87.606 89.095 90.610 Vand 2.143 2.216 2.251 2.296 2.338 2.380 2.420 2.461 2.503 2.546 2.589 Prøvetagning og analyser 26.643 27.549 27.990 28.549 29.063 29.586 30.089 30.601 31.121 31.650 32.188 Transport - reparation og service 271.000 280.214 284.697 290.391 295.618 300.940 306.056 311.258 316.550 321.931 327.404 Transport fremmed kørsel og transport af gylle 10.000 10.340 10.505 10.716 10.908 11.105 11.294 11.486 11.681 11.879 12.081 Transport - øvrige omkostninger 120.781 124.888 126.886 129.423 131.753 134.125 136.405 138.724 141.082 143.480 145.920 Transport - brændstof 721.389 663.239 573.612 561.279 548.230 535.108 520.912 506.213 490.797 501.696 519.764 El 719.104 743.554 755.451 770.560 784.430 798.549 812.125 825.931 839.972 854.251 868.773 Naturgas- anlæg 858.254 789.071 682.440 667.768 652.242 636.631 619.741 602.253 583.913 596.879 618.376 Naturgas - gasmotor - - - - - - - - - - - Kontor, adm. og diverse 760.530 786.388 798.970 814.950 829.619 844.552 858.909 873.511 888.360 903.463 918.821 Personale 2.352.000 2.431.968 2.470.879 2.520.297 2.565.662 2.611.844 2.656.246 2.701.402 2.747.326 2.794.030 2.841.529 Vedligehold 1.500.000 1.757.800 2.101.088 1.607.332 1.854.433 1.665.717 1.694.034 1.952.544 1.752.121 1.781.907 2.053.826 Øvrigt 150.000 - - - - - - - - - - Transport af gas - 315.856 320.910 327.328 333.220 339.218 344.984 350.849 356.813 362.879 369.048 Total salgsindtægt 5.924.022 6.249.954 5.906.658 6.067.076 5.517.036 5.432.500 5.440.383 5.228.866 5.467.689 5.448.210 5.160.721 37

Balance Primo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Eksisterende aktiver - Eksisterende inventar 126.600 71.434 27.920 10.636 2.127 0 0 0 0 0 0 0 - Eksisterende biler og planlagte 3.326.104 2.649.185 1.989.895 1.591.031 1.034.586 1.364.883 1.742.854 1.468.736 1.302.951 1.137.165 971.379 3.183.448 - Eksisterende ejendom og tekniske anlæg 14.072.613 12.948.826 11.825.039 10.701.252 9.577.465 8.453.678 7.329.891 6.206.104 5.082.317 3.958.530 2.834.743 1.710.956 - Eksisterende administration og grund 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 Aktiver udvidelse 0 0 18.773.993 20.209.875 19.460.624 20.893.060 24.498.455 25.742.973 24.638.430 23.533.888 22.429.345 21.324.802 Indestående i bank 294.400 3.921.900-11.875.789-10.825.361-9.478.014-11.844.420-14.187.977-11.044.781-5.859.093-440.617 4.950.496 7.385.747 Øvrige tilgodehavender 79.312 79.312 82.009 86.154 92.318 100.705 111.831 126.296 145.058 169.440 201.284 243.178 Debitorer 2.145.792 2.145.792 2.218.749 2.254.249 2.299.334 2.340.722 2.382.855 2.423.363 2.464.561 2.506.458 2.549.068 2.592.402 Værdipapirer, anskaffelsespris 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 Skatteaktiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktiver i alt 39.783.910 39.699.667 39.098.441 38.544.527 35.816.393 33.340.960 33.164.426 34.811.305 36.373.263 38.174.330 39.956.209 43.548.711 Egenkapital - primo 8.750.335 12.254.511 15.353.707 18.375.647 19.523.772 20.197.637 21.983.239 25.011.523 27.846.273 30.919.847 33.973.942 + perioderesultat efter skat 3.504.176 3.099.196 3.021.940 1.148.125 673.865 1.785.602 3.028.284 2.834.750 3.073.574 3.054.095 2.486.568 Egenkapital Ultimo 8.750.335 12.254.511 15.353.707 18.375.647 19.523.772 20.197.637 21.983.239 25.011.523 27.846.273 30.919.847 33.973.942 36.460.510 Langfristet gæld - eksisterende lån 9.538.447 7.708.745 5.701.336 3.541.937 1.221.606 42.090 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 Kortfristet gæld - afdrag næste år 2.013.876 2.111.031 2.214.892 2.323.911 2.438.359 1.247.337 0 0 0 0 0 0 - øvrig gæld (moms, feriepenge, mv.) 486.810 486.810 503.362 511.415 521.644 531.033 540.592 549.782 559.128 568.633 578.300 588.131 Gæld i alt 12.039.133 10.306.586 8.419.590 6.377.263 4.181.608 1.820.460 596.535 605.725 615.071 624.576 634.243 644.074 Kreditorer 387.239 387.239 400.405 406.811 414.947 422.416 430.020 437.330 444.765 452.326 460.015 467.836 Skattepassiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Passiver i alt 21.176.707 22.948.336 24.173.702 25.159.721 24.120.328 22.440.514 23.009.794 26.054.578 28.906.110 31.996.750 35.068.201 37.572.420 38

Fri pengestrøm 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Resultat før afskriv., renter, og skat 5.924.022 6.249.954 5.906.658 6.067.076 5.517.036 5.432.500 5.440.383 5.228.866 5.467.689 5.448.210 5.160.721 Forskydninger i debitorer 0-72.957-35.500-45.085-41.388-42.133-40.509-41.197-41.898-42.610-43.334 Forskydninger i kreditorer 0 13.166 6.406 8.136 7.469 7.604 7.310 7.435 7.561 7.690 7.820 Forskydninger i øvrige tilgodehavender 0-2.697-4.145-6.165-8.386-11.126-14.466-18.762-24.382-31.844-41.894 Forskydninger i øvrig gæld 0 16.552 8.054 10.228 9.390 9.559 9.190 9.346 9.505 9.667 9.831 Netto renter -282.645-451.476-357.485-2.362.932-2.357.809-1.162.330 0 0 0 0 0 Betalt skat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra drift 5.641.377 5.752.542 5.523.989 3.671.259 3.126.312 4.234.074 5.401.909 5.185.687 5.418.476 5.391.112 5.093.144 Nye investeringer i biler 0 0-157.582 0-872.674-888.382 0 0 0 0-2.657.893 Nye reinvesteringer 0-19.439.200-2.101.088 0-2.181.686-4.441.912-2.258.712 0 0 0 0 Pengestrøm fra investeringer 0-19.439.200-2.258.670 0-3.054.360-5.330.295-2.258.712 0 0 0-2.657.893 Afdrag -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 Afdrag nye lån 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye lån 0 Pengestrøm fra finansiering -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 3.627.501-15.797.689 1.050.427 1.347.348-2.366.407-2.343.557 3.143.196 5.185.687 5.418.476 5.391.112 2.435.252 Likvide midler primo 294.400 3.921.900-11.875.789-10.825.361-9.478.014-11.844.420-14.187.977-11.044.781-5.859.093-440.617 4.950.496 Likvide midler Ultimo 3.921.900-11.875.789-10.825.361-9.478.014-11.844.420-14.187.977-11.044.781-5.859.093-440.617 4.950.496 7.385.747 39

BILAG 3: RESULTATER FOR SCENARIUM 2 Driftsbudget (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 17.354.805 18.378.246 18.303.532 18.056.642 17.829.027 17.635.929 17.772.878 17.922.500 18.063.136 18.238.178 18.404.289 Gasafregning med TKV 12.254.575 13.054.962 12.645.576 12.302.435 11.986.647 11.703.952 11.754.920 11.817.249 11.869.262 11.954.330 12.029.092 Salg af el fra gasmotor 2.051.730 2.093.585 2.113.684 2.139.048 2.162.150 2.185.501 2.207.793 2.230.312 2.253.062 2.276.043 2.299.258 Modtage gebyrer affald 2.298.500 2.376.649 2.677.574 2.731.126 2.780.286 2.830.331 2.878.447 2.927.380 2.977.146 3.027.757 3.079.229 Modtage gebyrer gylle fra gamle andelshavere 600.000 620.400 630.326 642.933 654.506 666.287 677.614 689.133 700.848 712.763 724.880 Flytning af gylle 150.000 232.650 236.372 241.100 245.440 249.858 254.105 258.425 262.818 267.286 271.830 Driftsudgifter 9.137.809 9.944.589 10.578.669 9.896.103 10.256.517 10.183.407 10.320.422 10.689.074 10.599.941 10.784.100 11.223.843 Gylle- afsætning 300.000 413.600 420.218 428.622 436.337 444.191 451.742 459.422 467.232 475.175 483.253 Majsensilage fra lokal landmand 320.000 454.960 462.239 471.484 479.971 488.610 496.917 505.364 513.955 522.693 531.579 Kemikalier og kalk 150.000 155.100 157.582 160.733 163.626 166.572 169.403 172.283 175.212 178.191 181.220 Vand 5.000 5.170 5.253 5.358 5.454 5.552 5.647 5.743 5.840 5.940 6.041 Prøvetagning og analyser 40.000 41.360 42.022 42.862 43.634 44.419 45.174 45.942 46.723 47.518 48.325 Transport - reparation og service 317.024 327.803 333.048 339.709 345.823 352.048 358.033 364.120 370.310 376.605 383.007 Transport - fremmed kørsel og transport af gylle 75.000 77.550 78.791 80.367 81.813 83.286 84.702 86.142 87.606 89.095 90.610 Transport - øvrige omkostninger 212.000 219.208 222.715 227.170 231.259 235.421 239.424 243.494 247.633 251.843 256.124 Transport - brændstof 1.044.734 960.520 830.720 812.860 793.961 774.958 754.398 733.110 710.785 726.568 752.736 El 1.038.706 1.074.022 1.091.206 1.113.031 1.133.065 1.153.460 1.173.069 1.193.011 1.213.292 1.233.918 1.254.895 Naturgas- anlæg 73.043 67.155 58.080 56.831 55.510 54.181 52.744 51.256 49.695 50.798 52.628 Naturgas - gasmotor 302 278 240 235 229 224 218 212 205 210 217 Kontor, adm. og diverse 850.000 878.900 892.962 910.822 927.216 943.906 959.953 976.272 992.869 1.009.747 1.026.913 Personale 2.352.000 2.431.968 2.470.879 2.520.297 2.565.662 2.611.844 2.656.246 2.701.402 2.747.326 2.794.030 2.841.529 Vedligehold 2.210.000 2.491.940 3.162.137 2.368.136 2.628.931 2.454.156 2.495.877 2.768.018 2.581.458 2.625.343 2.911.600 Øvrigt 150.000 - - - - - - - - - - Transport af gas - 345.055 350.576 357.588 364.024 370.577 376.876 383.283 389.799 396.426 403.165 Total salgsindtægt 8.216.996 8.433.658 7.724.863 8.160.539 7.572.510 7.452.521 7.452.456 7.233.426 7.463.195 7.454.078 7.180.446 40

Resultatopgørelse (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 17.354.805 18.378.246 18.303.532 18.056.642 17.829.027 17.635.929 17.772.878 17.922.500 18.063.136 18.238.178 18.404.289 Driftsudgifter 9.137.809 9.944.589 10.578.669 9.896.103 10.256.517 10.183.407 10.320.422 10.689.074 10.599.941 10.784.100 11.223.843 Resultat før afskriv., renter, og skat 8.216.996 8.433.658 7.724.863 8.160.539 7.572.510 7.452.521 7.452.456 7.233.426 7.463.195 7.454.078 7.180.446 Afskrivninger eksisterende 1.855.872 1.826.592 1.697.516 1.688.741 1.668.292 1.634.198 1.397.905 1.289.573 1.289.573 1.289.573 1.569.610 Afskrivninger nye - 1.513.087 1.513.087 1.513.087 1.513.087 1.513.087 2.415.350 2.415.350 2.415.350 2.415.350 2.415.350 Resultat før renter og skat 6.361.124 5.093.980 4.514.261 4.958.711 4.391.132 4.305.237 3.639.201 3.528.503 3.758.272 3.749.155 3.195.486 Renteudgift (nye lån) - - - - - - - - - - - Renteudgift inkl. Indeksering (eksisterende) 282.645 451.476 357.485 2.362.932 2.357.809 1.162.330 - - - - - Indekstillæg 281.329 207.483 164.511 118.028 67.821 13.853 - - - - - Renteindtægt (af likviditet primo) - - - - - - - - - - - Resultat før skat 5.797.150 4.435.021 3.992.265 2.477.751 1.965.502 3.129.054 3.639.201 3.528.503 3.758.272 3.749.155 3.195.486 Skat - - - - - - - - - - - Resultat efter skat 5.797.150 4.435.021 3.992.265 2.477.751 1.965.502 3.129.054 3.639.201 3.528.503 3.758.272 3.749.155 3.195.486 41

Balance Primo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Eksisterende aktiver - Eksisterende inventar 126.600 71.434 27.920 10.636 2.127 0 0 0 0 0 0 0 - Eksisterende biler og planlagte 3.326.104 2.649.185 1.989.895 1.591.031 1.034.586 1.364.883 1.742.854 1.468.736 1.302.951 1.137.165 971.379 3.183.448 - Eksisterende ejendom og tekniske anlæg 14.072.613 12.948.826 11.825.039 10.701.252 9.577.465 8.453.678 7.329.891 6.206.104 5.082.317 3.958.530 2.834.743 1.710.956 - Eksisterende administration og grund 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 Aktiver udvidelse 0 0 39.123.113 37.610.027 36.096.940 34.583.853 40.288.874 37.873.524 35.458.174 33.042.824 30.627.474 32.440.589 Indestående i bank 294.400 6.214.874-28.596.110-23.626.390-20.185.580-18.314.826-21.414.558-14.000.576-6.810.328 603.654 8.000.634 8.227.145 Øvrige tilgodehavender 79.312 79.312 82.009 86.154 92.318 100.705 111.831 126.296 145.058 169.440 201.284 243.178 Debitorer 2.145.792 2.145.792 2.218.749 2.254.249 2.299.334 2.340.722 2.382.855 2.423.363 2.464.561 2.506.458 2.549.068 2.592.402 Værdipapirer, anskaffelsespris 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 Skatteaktiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktiver i alt 39.783.910 41.992.641 42.727.240 43.143.651 41.745.142 40.561.347 41.728.264 43.986.061 46.241.772 48.727.537 51.204.476 55.505.895 Egenkapital - primo 8.750.335 14.547.485 18.982.505 22.974.770 25.452.521 27.418.024 30.547.078 34.186.279 37.714.782 41.473.054 45.222.209 + perioderesultat efter skat 5.797.150 4.435.021 3.992.265 2.477.751 1.965.502 3.129.054 3.639.201 3.528.503 3.758.272 3.749.155 3.195.486 Egenkapital Ultimo 8.750.335 14.547.485 18.982.505 22.974.770 25.452.521 27.418.024 30.547.078 34.186.279 37.714.782 41.473.054 45.222.209 48.417.695 Langfristet gæld - nyt lån 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - eksisterende lån 9.538.447 7.708.745 5.701.336 3.541.937 1.221.606 42.090 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 Kortfristet gæld - afdrag næste år 2.013.876 2.111.031 2.214.892 2.323.911 2.438.359 1.247.337 0 0 0 0 0 0 - øvrig gæld (moms, feriepenge, mv.) 486.810 486.810 503.362 511.415 521.644 531.033 540.592 549.782 559.128 568.633 578.300 588.131 Gæld i alt 12.039.133 10.306.586 8.419.590 6.377.263 4.181.608 1.820.460 596.535 605.725 615.071 624.576 634.243 644.074 Kreditorer 387.239 387.239 400.405 406.811 414.947 422.416 430.020 437.330 444.765 452.3266 460.015 467.836 Skattepassiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Passiver i alt 21.176.707 25.241.310 27.802.500 29.758.845 30.049.077 29.660.900 31.573.633 35.229.334 38.774.618 42.549.956 46.316.468 49.529.605 42

Den fri pengestrøm 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Resultat før afskriv., renter, og skat 8.216.996 8.433.658 7.724.863 8.160.539 7.572.510 7.452.521 7.452.456 7.233.426 7.463.195 7.454.078 7.180.446 Forskydninger i debitorer 0-72.957-35.500-45.085-41.388-42.133-40.509-41.197-41.898-42.610-43.334 Forskydninger i kreditorer 0 13.166 6.406 8.136 7.469 7.604 7.310 7.435 7.561 7.690 7.820 Forskydninger i øvrige tilgodehavender 0-2.697-4.145-6.165-8.386-11.126-14.466-18.762-24.382-31.844-41.894 Forskydninger i øvrig gæld 0 16.552 8.054 10.228 9.390 9.559 9.190 9.346 9.505 9.667 9.831 Netto renter -282.645-451.476-357.485-2.362.932-2.357.809-1.162.330 0 0 0 0 0 Betalt skat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra drift 7.934.351 7.936.246 7.342.194 5.764.722 5.181.786 6.254.095 7.413.982 7.190.248 7.413.982 7.396.980 7.112.870 Nye investeringer i biler 0 0-157.582 0-872.674-888.382 0 0 0 0-2.657.893 Salg af biler 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye reinvesteringer 0-40.636.200 0 0 0-7.218.107 0 0 0 0-4.228.465 Pengestrøm fra investeringer 0-40.636.200-157.582 0-872.674-8.106.490 0 0 0 0-6.886.358 Afdrag -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 Afdrag nye lån 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye lån 0 Pengestrøm fra finansiering -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 5.920.475-34.810.985 4.969.721 3.440.810 1.870.753-3.099.732 7.413.982 7.190.248 7.413.982 7.396.980 226.512 Likvide midler primo 294.400 6.214.874-28.596.110-23.626.390-20.185.580-18.314.826-21.414.558-14.000.576-6.810.328 603.654 8.000.634 Likvide midler Ultimo 6.214.874-28.596.110-23.626.390-20.185.580-18.314.826-21.414.558-14.000.576-6.810.328 603.654 8.000.634 8.227.145 43

BILAG 4: RESULTATER FOR SCENARIUM 3 Driftsbudget (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 16.389.485 17.225.840 17.302.687 17.194.299 17.093.823 17.018.132 17.169.587 17.330.565 17.486.003 17.666.107 17.840.729 Gasafregning med TKV 8.527.540 9.084.502 8.799.623 8.560.844 8.341.097 8.144.380 8.179.847 8.223.219 8.259.413 8.318.609 8.370.633 Salg af el fra gasmotor 4.813.445 4.911.639 4.958.791 5.018.297 5.072.494 5.127.277 5.179.575 5.232.407 5.285.777 5.339.692 5.394.157 Modtage gebyrer affald 2.298.500 2.376.649 2.677.574 2.731.126 2.780.286 2.830.331 2.878.447 2.927.380 2.977.146 3.027.757 3.079.229 Modtage gebyrer gylle fra gamle andelshavere 600.000 620.400 630.326 642.933 654.506 666.287 677.614 689.133 700.848 712.763 724.880 Flytning af gylle 150.000 232.650 236.372 241.100 245.440 249.858 254.105 258.425 262.818 267.286 271.830 Driftsudgifter 9.432.603 9.957.875 9.840.064 9.991.449 10.345.819 10.266.472 12.204.381 10.759.806 10.664.234 10.841.766 11.274.689 Gylle- afsætning 300.000 413.600 420.218 428.622 436.337 444.191 451.742 459.422 467.232 475.175 483.253 Majsensilage fra lokal landmand 320.000 454.960 462.239 471.484 479.971 488.610 496.917 505.364 513.955 522.693 531.579 Kemikalier og kalk 150.000 155.100 157.582 160.733 163.626 166.572 169.403 172.283 175.212 178.191 181.220 Vand 5.000 5.170 5.253 5.358 5.454 5.552 5.647 5.743 5.840 5.940 6.041 Prøvetagning og analyser 40.000 41.360 42.022 42.862 43.634 44.419 45.174 45.942 46.723 47.518 48.325 Transport - reparation og service 317.024 327.803 333.048 339.709 345.823 352.048 358.033 364.120 370.310 376.605 383.007 Transport - fremmed kørsel og transport af gylle 75.000 77.550 78.791 80.367 81.813 83.286 84.702 86.142 87.606 89.095 90.610 Transport - øvrige omkostninger 125.000 129.250 131.318 133.944 136.355 138.810 141.170 143.569 146.010 148.492 151.017 Transport - brændstof 1.044.734 960.520 830.720 812.860 793.961 774.958 754.398 733.110 710.785 726.568 752.736 El 968.500 988.257 997.745 1.009.718 1.020.623 1.031.645 1.042.168 1.052.798 1.063.537 1.074.385 1.085.344 Naturgas- anlæg 73.043 67.155 58.080 56.831 55.510 54.181 52.744 51.256 49.695 50.798 52.628 Naturgas - gasmotor 302 278 240 235 229 224 218 212 205 210 217 Kontor, adm. og diverse 850.000 878.900 892.962 910.822 927.216 943.906 959.953 976.272 992.869 1.009.747 1.026.913 Personale 2.352.000 2.431.968 2.470.879 2.520.297 2.565.662 2.611.844 2.656.246 2.701.402 2.747.326 2.794.030 2.841.529 Vedligehold 2.662.000 2.959.308 2.891.631 2.949.463 3.220.722 3.056.600 4.915.532 3.391.118 3.215.151 3.269.809 3.567.022 Øvrigt 150.000 - - - - - - - - - - Transport af el - 66.697 67.337 68.145 68.881 69.625 70.335 71.053 71.777 72.509 73.249 Total salgsindtægt 6.956.882 7.267.964 7.462.623 7.202.849 6.748.004 6.751.660 4.965.207 6.570.759 6.821.769 6.824.342 6.566.040 44

Resultatopgørelse (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 16.389.485 17.225.840 17.302.687 17.194.299 17.093.823 17.018.132 17.169.587 17.330.565 17.486.003 17.666.107 17.840.729 Driftsudgifter 9.432.603 9.957.875 9.840.064 9.991.449 10.345.819 10.266.472 12.204.381 10.759.806 10.664.234 10.841.766 11.274.689 Resultat før afskriv., renter, og skat 6.956.882 7.267.964 7.462.623 7.202.849 6.748.004 6.751.660 4.965.207 6.570.759 6.821.769 6.824.342 6.566.040 Afskrivninger eksisterende 1.855.872 1.826.592 1.697.516 1.688.741 1.668.292 1.634.198 1.397.905 1.289.573 1.289.573 1.289.573 1.569.610 Afskrivninger nye - 1.850.860 1.850.860 1.850.860 1.850.860 1.850.860 2.406.099 2.406.099 2.406.099 2.406.099 2.406.099 Resultat før renter og skat 5.101.010 3.590.513 3.914.248 3.663.249 3.228.851 3.266.602 1.161.203 2.875.087 3.126.098 3.128.670 2.590.331 Renteudgift inkl. Indeksering (eksisterende) 282.645 451.476 357.485 2.362.932 2.357.809 1.162.330 - - - - - Indekstillæg 281.329 207.483 164.511 118.028 67.821 13.853 - - - - - Renteindtægt (af likviditet primo) - - - - - - - - - - - Resultat før skat 4.537.035 2.931.554 3.392.251 1.182.289 803.222 2.090.420 1.161.203 2.875.087 3.126.098 3.128.670 2.590.331 Skat - - - - - - - - - - - Resultat efter skat 4.537.035 2.931.554 3.392.251 1.182.289 803.222 2.090.420 1.161.203 2.875.087 3.126.098 3.128.670 2.590.331 45

Balance (løbende priser) Primo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Eksisterende aktiver - Eksisterende inventar 126.600 71.434 27.920 10.636 2.127 0 0 0 0 0 0 0 - Eksisterende biler og planlagte 3.326.104 2.649.185 1.989.895 1.591.031 1.034.586 1.364.883 1.742.854 1.468.736 1.302.951 1.137.165 971.379 3.183.448 - Eksisterende ejendom og tekniske anlæg 14.072.613 12.948.826 11.825.039 10.701.252 9.577.465 8.453.678 7.329.891 6.206.104 5.082.317 3.958.530 2.834.743 1.710.956 - Eksisterende administration og grund 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 Aktiver udvidelse 0 0 30.926.940 29.076.080 27.225.220 25.374.360 27.965.412 25.559.313 23.153.214 20.747.115 18.341.016 21.975.582 Indestående i bank 294.400 4.954.760-23.163.518-18.456.037-15.972.917-14.926.670-15.951.068-11.024.335-4.496.755 2.275.802 9.043.046 6.842.952 Øvrige tilgodehavender 79.312 79.312 82.009 86.154 92.318 100.705 111.831 126.296 145.058 169.440 201.284 243.178 Debitorer 2.145.792 2.145.792 2.218.749 2.254.249 2.299.334 2.340.722 2.382.855 2.423.363 2.464.561 2.506.458 2.549.068 2.592.402 Værdipapirer, anskaffelsespris 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 Skatteaktiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktiver i alt 39.783.910 40.732.527 39.963.659 39.780.056 37.086.085 34.740.010 34.868.293 34.648.091 36.250.386 38.103.977 39.960.430 43.656.695 Egenkapital - primo 8.750.335 13.287.370 16.218.924 19.611.176 20.793.464 21.596.686 23.687.106 24.848.309 27.723.396 30.849.493 33.978.163 + perioderesultat efter skat 4.537.035 2.931.554 3.392.251 1.182.289 803.222 2.090.420 1.161.203 2.875.087 3.126.098 3.128.670 2.590.331 Egenkapital Ultimo 8.750.335 13.287.370 16.218.924 19.611.176 20.793.464 21.596.686 23.687.106 24.848.309 27.723.396 30.849.493 33.978.163 36.568.494 Langfristet gæld - eksisterende lån 9.538.447 7.708.745 5.701.336 3.541.937 1.221.606 42.090 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 Kortfristet gæld - afdrag næste år 2.013.876 2.111.031 2.214.892 2.323.911 2.438.359 1.247.337 0 0 0 0 0 0 - øvrig gæld (moms, feriepenge, mv.) 486.810 486.810 503.362 511.415 521.644 531.033 540.592 549.782 559.128 568.633 578.300 588.131 Gæld i alt 12.039.133 10.306.586 8.419.590 6.377.263 4.181.608 1.820.460 596.535 605.725 615.071 624.576 634.243 644.074 Kreditorer 387.239 387.239 400.405 406.811 414.947 422.416 430.020 437.330 444.765 452.326 460.015 467.836 Skattepassiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Passiver i alt 21.176.707 23.981.195 25.038.919 26.395.251 25.390.020 23.839.563 24.713.661 25.891.365 28.783.232 31.926.396 35.072.422 37.680.404 46

Den fri pengestrøm 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Resultat før afskriv., renter, og skat 6.956.882 7.267.964 7.462.623 7.202.849 6.748.004 6.751.660 4.965.207 6.570.759 6.821.769 6.824.342 6.566.040 Forskydninger i debitorer 0-72.957-35.500-45.085-41.388-42.133-40.509-41.197-41.898-42.610-43.334 Forskydninger i kreditorer 0 13.166 6.406 8.136 7.469 7.604 7.310 7.435 7.561 7.690 7.820 Forskydninger i øvrige tilgodehavender 0-2.697-4.145-6.165-8.386-11.126-14.466-18.762-24.382-31.844-41.894 Forskydninger i øvrig gæld 0 16.552 8.054 10.228 9.390 9.559 9.190 9.346 9.505 9.667 9.831 Netto renter -282.645-451.476-357.485-2.362.932-2.357.809-1.162.330 0 0 0 0 0 Betalt skat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra drift 6.674.237 6.770.553 7.079.954 4.807.032 4.357.279 5.553.234 4.926.733 6.527.580 6.772.556 6.767.244 6.498.463 Nye investeringer i biler 0 0-157.582 0-872.674-888.382 0 0 0 0-2.657.893 Salg af biler 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye reinvesteringer 0-32.777.800 0 0 0-4.441.912 0 0 0 0-6.040.665 Pengestrøm fra investeringer 0-32.777.800-157.582 0-872.674-5.330.295 0 0 0 0-8.698.557 Afdrag -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 Afdrag nye lån 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nye lån 0 Pengestrøm fra finansiering -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 4.660.361-28.118.278 4.707.481 2.483.121 1.046.246-1.024.398 4.926.733 6.527.580 6.772.556 6.767.244-2.200.094 Likvide midler primo 294.400 4.954.760-23.163.518-18.456.037-15.972.917-14.926.670-15.951.068-11.024.335-4.496.755 2.275.802 9.043.046 Likvide midler Ultimo 4.954.760-23.163.518-18.456.037-15.972.917-14.926.670-15.951.068-11.024.335-4.496.755 2.275.802 9.043.046 6.842.952 47

BILAG 5: RESULTATER FOR SCENARIUM 4 Driftsbudget (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 14.716.185 15.903.714 15.703.565 15.343.019 15.011.049 14.721.861 14.849.633 14.992.772 15.124.042 15.297.992 15.460.123 Gasafregning med TKV 11.667.685 12.674.015 12.159.292 11.727.860 11.330.818 10.975.386 11.039.468 11.117.834 11.183.230 11.290.186 11.384.184 Salg af el fra gasmotor - - - - - - - - - - - Modtage gebyrer affald 2.298.500 2.376.649 2.677.574 2.731.126 2.780.286 2.830.331 2.878.447 2.927.380 2.977.146 3.027.757 3.079.229 Modtage gebyrer gylle fra gamle andelshavere 600.000 620.400 630.326 642.933 654.506 666.287 677.614 689.133 700.848 712.763 724.880 Flytning af gylle 150.000 232.650 236.372 241.100 245.440 249.858 254.105 258.425 262.818 267.286 271.830 Driftsudgifter 10.094.205 10.447.647 10.613.550 10.208.419 10.531.445 10.420.446 10.518.517 10.847.089 10.716.402 10.899.253 11.348.374 Gylle- afsætning 300.000 413.600 420.218 428.622 436.337 444.191 451.742 459.422 467.232 475.175 483.253 Majsensilage fra lokal landmand 320.000 454.960 462.239 471.484 479.971 488.610 496.917 505.364 513.955 522.693 531.579 Kemikalier og kalk 150.000 155.100 157.582 160.733 163.626 166.572 169.403 172.283 175.212 178.191 181.220 Vand 5.000 5.170 5.253 5.358 5.454 5.552 5.647 5.743 5.840 5.940 6.041 Prøvetagning og analyser 40.000 41.360 42.022 42.862 43.634 44.419 45.174 45.942 46.723 47.518 48.325 Transport - reparation og service 317.024 327.803 333.048 339.709 345.823 352.048 358.033 364.120 370.310 376.605 383.007 Transport - fremmed kørsel og transport af gylle 75.000 77.550 78.791 80.367 81.813 83.286 84.702 86.142 87.606 89.095 90.610 Transport - øvrige omkostninger 125.000 129.250 131.318 133.944 136.355 138.810 141.170 143.569 146.010 148.492 151.017 Transport - brændstof 1.044.734 960.520 830.720 812.860 793.961 774.958 754.398 733.110 710.785 726.568 752.736 El 968.500 988.257 997.745 1.009.718 1.020.623 1.031.645 1.042.168 1.052.798 1.063.537 1.074.385 1.085.344 Naturgas- anlæg 1.186.946 1.091.269 943.800 923.508 902.037 880.447 857.088 832.904 807.539 825.471 855.201 Naturgas - gasmotor - - - - - - - - - - - Kontor, adm. og diverse 850.000 878.900 892.962 910.822 927.216 943.906 959.953 976.272 992.869 1.009.747 1.026.913 Personale 2.352.000 2.431.968 2.470.879 2.520.297 2.565.662 2.611.844 2.656.246 2.701.402 2.747.326 2.794.030 2.841.529 Vedligehold 2.210.000 2.491.940 2.846.974 2.368.136 2.628.931 2.454.156 2.495.877 2.768.018 2.581.458 2.625.343 2.911.600 Øvrigt 150.000 - - - - - - - - - - Total salgsindtægt faste priser 4.621.981 5.456.067 5.090.014 5.134.599 4.479.605 4.301.415 4.331.116 4.145.683 4.407.640 4.398.738 4.111.749 48

Resultatopgørelse (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total salgsindtægt 14.716.185 15.903.714 15.703.565 15.343.019 15.011.049 14.721.861 14.849.633 14.992.772 15.124.042 15.297.992 15.460.123 Driftsudgifter 10.094.205 10.447.647 10.613.550 10.208.419 10.531.445 10.420.446 10.518.517 10.847.089 10.716.402 10.899.253 11.348.374 Resultat før afskriv., renter, og skat 4.621.981 5.456.067 5.090.014 5.134.599 4.479.605 4.301.415 4.331.116 4.145.683 4.407.640 4.398.738 4.111.749 Afskrivninger eksisterende 1.855.872 1.826.592 1.697.516 1.688.741 1.668.292 1.634.198 1.397.905 1.289.573 1.289.573 1.289.573 1.569.610 Afskrivninger nye - 951.280 951.280 951.280 951.280 1.673.091 1.673.091 1.673.091 1.673.091 1.673.091 2.095.937 Resultat før renter og skat 2.766.109 2.678.195 2.441.218 2.494.579 1.860.033 994.126 1.260.120 1.183.020 1.444.977 1.436.075 446.201 Renteudgift (nye lån) - - - - - - - - - - - Renteudgift inkl. Indeksering (eksisterende) 282.645 451.476 357.485 2.362.932 2.357.809 1.162.330 - - - - - Indekstillæg 281.329 207.483 164.511 118.028 67.821 13.853 - - - - - Renteindtægt (af likviditet primo) - - - - - - - - - - - Resultat før skat 2.202.134 2.019.236 1.919.222 13.619-565.597-182.056 1.260.120 1.183.020 1.444.977 1.436.075 446.201 Skat - - - - - - - - - - - Resultat efter skat 2.202.134 2.019.236 1.919.222 13.619-565.597-182.056 1.260.120 1.183.020 1.444.977 1.436.075 446.201 49

d Balance (løbende priser) Primo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Eksisterende aktiver - Eksisterende inventar 126.600 71.434 27.920 10.636 2.127 0 0 0 0 0 0 0 - Eksisterende biler og planlagte 3.326.104 2.649.185 1.989.895 1.591.031 1.034.586 1.364.883 1.742.854 1.468.736 1.302.951 1.137.165 971.379 3.183.448 - Eksisterende ejendom og tekniske anlæg 14.072.613 12.948.826 11.825.039 10.701.252 9.577.465 8.453.678 7.329.891 6.206.104 5.082.317 3.958.530 2.834.743 1.710.956 - Eksisterende administration og grund 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 1.081.886 Aktiver udvidelse 0 0 22.830.720 21.879.440 20.928.160 19.976.880 25.521.897 23.848.806 22.175.715 20.502.624 18.829.534 20.962.062 Indestående i bank 294.400 2.619.859-18.314.517-15.979.645-15.564.774-16.786.927-23.037.765-18.745.123-14.642.618-10.284.191-5.942.550-8.784.736 Øvrige tilgodehavender 79.312 79.312 82.009 86.154 92.318 100.705 111.831 126.296 145.058 169.440 201.284 243.178 Debitorer 2.145.792 2.145.792 2.218.749 2.254.249 2.299.334 2.340.722 2.382.855 2.423.363 2.464.561 2.506.458 2.549.068 2.592.402 Værdipapirer, anskaffelsespris 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 Skatteaktiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktiver i alt 39.783.910 38.397.626 36.716.440 35.059.808 31.197.167 27.482.274 25.338.080 25.216.795 25.127.023 25.299.493 25.463.352 27.015.487 Egenkapital - primo 8.750.335 10.952.469 12.971.706 14.890.928 14.904.547 14.338.950 14.156.894 15.417.013 16.600.033 18.045.010 19.481.085 + perioderesultat efter skat 2.202.134 2.019.236 1.919.222 13.619-565.597-182.056 1.260.120 1.183.020 1.444.977 1.436.075 446.201 Egenkapital Ultimo 8.750.335 10.952.469 12.971.706 14.890.928 14.904.547 14.338.950 14.156.894 15.417.013 16.600.033 18.045.010 19.481.085 19.927.286 Langfristet gæld - eksisterende lån 9.538.447 7.708.745 5.701.336 3.541.937 1.221.606 42.090 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 55.943 Kortfristet gæld - afdrag næste år 2.013.876 2.111.031 2.214.892 2.323.911 2.438.359 1.247.337 0 0 0 0 0 0 - øvrig gæld (moms, feriepenge, mv.) 486.810 486.810 503.362 511.415 521.644 531.033 540.592 549.782 559.128 568.633 578.300 588.131 Gæld i alt 12.039.133 10.306.586 8.419.590 6.377.263 4.181.608 1.820.460 596.535 605.725 615.071 624.576 634.243 644.074 Kreditorer 387.239 387.239 400.405 406.811 414.947 422.416 430.020 437.330 444.765 452.326 460.015 467.836 Skattepassiver 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Passiver i alt 21.176.707 21.646.294 21.791.700 21.675.003 19.501.103 16.581.827 15.183.449 16.460.069 17.659.870 19.121.912 20.575.344 21.039.196 50

Den fri pengestrøm (løbende priser) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Resultat før afskriv., renter, og skat 4.621.981 5.456.067 5.090.014 5.134.599 4.479.605 4.301.415 4.331.116 4.145.683 4.407.640 4.398.738 4.111.749 Forskydninger i debitorer 0-72.957-35.500-45.085-41.388-42.133-40.509-41.197-41.898-42.610-43.334 Forskydninger i kreditorer 0 13.166 6.406 8.136 7.469 7.604 7.310 7.435 7.561 7.690 7.820 Forskydninger i øvrige tilgodehavender 0-2.697-4.145-6.165-8.386-11.126-14.466-18.762-24.382-31.844-41.894 Forskydninger i øvrig gæld 0 16.552 8.054 10.228 9.390 9.559 9.190 9.346 9.505 9.667 9.831 Netto renter -282.645-451.476-357.485-2.362.932-2.357.809-1.162.330 0 0 0 0 0 Betalt skat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra drift 4.339.336 4.958.655 4.707.345 2.738.782 2.088.880 3.102.989 4.292.642 4.102.505 4.358.427 4.341.641 4.044.172 Nye investeringer i biler 0 0-157.582 0-872.674-888.382 0 0 0 0-2.657.893 Nye reinvesteringer 0-23.782.000 0 0 0-7.218.107 0 0 0 0-4.228.465 Pengestrøm fra investeringer 0-23.782.000-157.582 0-872.674-8.106.490 0 0 0 0-6.886.358 Afdrag eksisterende lån -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 Pengestrøm fra finansiering -2.013.876-2.111.031-2.214.892-2.323.911-2.438.359-1.247.337 0 0 0 0 0 2.325.460-20.934.376 2.334.871 414.871-1.222.153-6.250.838 4.292.642 4.102.505 4.358.427 4.341.641-2.842.186 Likvide midler primo 294.400 2.619.859-18.314.517-15.979.645-15.564.774-16.786.927-23.037.765-18.745.123-14.642.618-10.284.191-5.942.550 Likvide midler Ultimo 2.619.859-18.314.517-15.979.645-15.564.774-16.786.927-23.037.765-18.745.123-14.642.618-10.284.191-5.942.550-8.784.736 51

Bilag 9. Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Samfundsøkonomisk analyse. Udført af Niras.

Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE April 2009

NIRAS Konsulenterne A/S 1 INDHOLDSFORTEGNELSE 1. FORORD... 2 2. SAMMENFATNING... 3 3. BIOGASSYSTEMET... 8 4. METODE... 10 4.1 Generelle økonomiske forudsætninger... 11 5. SAMFUNDSØKONOMISK VURDERING AF OPGRADERET BIOGAS12 5.1 Forudsætninger... 12 5.2 Omkostninger til fremstilling af biogas... 15 5.2.1 Opgraderet biogas... 16 5.2.2 Investerings- og driftsomkostninger til opgradering... 16 5.2.3 Samlet værdi af opgraderet biogas... 19 5.3 Opgraderet biogas i transportsektoren... 22 5.4 Beregning af CO2-skyggepris ved biogasproduktion... 23 6. KONKLUSION... 26 7. REFERENCER... 28

NIRAS Konsulenterne A/S 2 1. FORORD Formålet med denne analyse er at vurdere den samfundsøkonomiske fordelagtighed af opgraderet biogas i forhold til konventionel naturgas. Opgraderet biogas har i forhold til konventionel biogas den fordel, at anvendelsesmulighederne bliver mere fleksible. Endvidere løses problemerne med at finde en egnet (og godkendt) placering for værkerne i nærheden af et eksisterende varmemarked. Værkerne skal i dag, udover at ligge i overkommelig afstand til et kraftvarmeværk, have central placering i forhold til husdyrtætheden, gode tilkørselsforhold og mindst mulige nabogener. Dermed kan lokaliseringen begrænse etableringen af nye biogasanlæg til trods for at det potentielt kan være samfundsøkonomisk fordelagtigt. Dette projekt er et delprojekt under Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet. Etablering af rammebetingelser for afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet og samspil med den etablerede infrastruktur og markedsforhold på naturgasområdet. Projektet er finansieret af PSO midler og er et samarbejde mellem Naturgas Midt-Nord, Thorsø Miljø- & Biogasanlæg Amba, DONG Energy, NIRAS, Brancheforening for decentral Kraftvarme, FDKV, Foreningen af danske biogasanlæg og DGC.

NIRAS Konsulenterne A/S 3 2. SAMMENFATNING Formålet med denne analyse er at sammenligne opgraderet biogas med naturgas. Problemstillingen er rejst af flere årsager: - Det kan i dag være vanskeligt for biogasanlæggene at modtage afregning for hele den afsatte gasmængde pga. bortkøling af varme i sommerperioden. Dette er fx tilfældet i dag for Thorsø Miljø og Biogasanlæg. - Problemer med at få myndighedsgodkendt en velegnet placering, idet biogasanlæg bl.a. er afhængig af at ligge i umiddelbart nærhed af en aftager af biogassen. - Biogasanlæggene er afhængige af oftest kun én aftager, som derfor alene kan fastsætte prisen. - De fleste naturgasfyrede kraftvarmeanlæg producerer i dag el på markedsvilkår dvs. at afregning af elproduktionen fastsættes løbende på tidsbestemte kontrakter på baggrund af prisen på Nordpool. Dette har betydet et markant fald i driftstimer på motorgeneratoranlæggene på kraftvarmeværkerne og heraf lavere villighed til at aftage biogas. En del af problemerne kan løses såfremt biogassen opgraderes til naturgaskvalitet, idet biogassen da direkte kan afsættes til naturgasnettet som har et kontinuerligt aftag. Analysen viser, at såfremt der tages højde for samtlige eksternaliteter, så er det bedre at benytte opgraderet biogas end naturgas set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Da opgraderet biogas har samme anvendelsesmuligheder som naturgas er dette uafhængigt af om den opgraderede biogas anvendes til privat opvarmning, kraftvarmeværker eller i transportsektoren. Det er uden for analysens rammer at vurdere om det er mere fordelagtigt at anvende biogas direkte i kraftvarmeværker end naturgas og opgraderet biogas.

NIRAS Konsulenterne A/S 4 Opgradering af biogas udgør dermed også en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser, idet reduktionsomkostningen ligger under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO 2. 1 Analysen er blevet udført som en samfundsøkonomisk analyse af et repræsentativt nyetableret biogasanlæg. Anlægget forudsættes at behandle 550 tons biomasse pr. dag, hvor af knap 11 pct. er organisk affald. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget i en kraftvarmemotor, hvor varmeproduktionen dækker procesvarmebehovet, mens elektriciteten sælges. Dels sælges gassen. Det er antaget, at al gas kan afsættes og der således ikke finder bortkøling sted. Samlet betyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m 3 NGæ og 1,7 mio. kwh el fra egen kraftvarmemotor. Med henblik på at vurdere betydningen af eksternaliteter udføres den samfundsøkonomiske analyse på tre niveauer: 1. Snæver samfundsøkonomisk analyse, hvor ingen afledte konsekvenser medtages. Dvs. kun indtægten fra energiproduktionen inkluderes. 2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de konsekvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden inddrages. 3. Total samfundsøkonomisk analyse, hvor samtlige afledte konsekvenser forsøges kvantificeret og prissat, fx lugtreduktion. Eksternaliteterne er prissat ud fra enhedspriser fastsat enten af Energistyrelsen eller Fødevareøkonomisk Institut. Endvidere anvendes de forventede markedspriser. Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse opgives som den samfundsøkonomiske break-even gaspris (pr. m 3 naturgas ækv (NGæ)), som er den pris som er nødvendig for at økonomien hænger sammen set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Det vil med andre ord sige, at det er den gaspris som vil resultere i at biogasanlæggets årlige overskud præcist bliver nul. Udover at beregne en break-even pris for de enkelte niveauer vurderes også på betydningen af den affaldsmængde der behandles på biogasanlægget. Anvendelse af affald i et biogasanlæg kan have en samfundsøkonomisk værdi i form af en afledt besparelse af afbrænding i et forbrændingsanlæg. Denne forudsætning er dog diskutabel ikke mindst set i lyset af, at tilsætning af affald øger gasudbyttet væsentligt samtidig med at modtagergebyret ofte har stor økonomisk betydning for anlæggene. 1 Energistyrelsen (2008). Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Efter færdiggørelsen af analyserne er der kommet en opdateret fremskrivning fra Energistyrelsen

NIRAS Konsulenterne A/S 5 Jo flere eksternaliteter som medtages, dvs. jo højere niveau, desto lavere breakeven pris. Overordnet kan det siges, at er break-even prisen lav, vil det være samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at producere biogas og omvendt hvis break-even prisen er høj. For niveau 1 er break-evenprisen 4,90 kr./m 3 NGæ, mens den er 1,08 kr./m 3 i niveau 3. Såfremt værdien af affaldsbesparelsen tages ud, øges break-even prisen. For at få den samfundsøkonomiske pris på opgraderet biogas er det nødvendigt at tillægge ovenstående break-even pris et opgraderingstillæg. Det er forudsat, at opgraderingen sker vha. et PSA anlæg. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der opstår afregningstekniske problemer, idet det nuværende afregningssystem ikke kan håndtere varierende brændværdier. Disse problemer kan løses ved at tilsætte propan i opgraderingsprocessen, som fordyrer opgraderingsprocessen væsentligt. Da det ikke er nødvendigt at tilsætte propan for at overholde gældende krav til dansk naturgas jf. Gasreglementet medregnes omkostningen ved at tilsætte propan ikke i denne analyse. Nedenstående tabel viser break-even prisen for biogas alene, omkostningen til opgradering samt den samlede samfundsøkonomiske break-even pris for opgraderet biogas. Det ses, at opgradering betyder at gasprisen pr. m 3 NGæ stiger med 20-100 pct. i forhold til hvis der ikke sker nogen opgradering. Opgraderingen kan ses som en omkostning for at øge fleksibiliteten. Tabel 1: Omkostninger til fremstilling af 1 m 3 opgraderet biogas. Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Break-even pris pr. m3 ækv. naturgas 4,90 1,73 1,08 - eksl. værdi af affald - 2,95 2,30 Omkostning til opgradering pr. m3 metan 1,09 1,09 1,12 Break-even pris pr. m3 (opgraderet) ækv. naturgas 5,99 2,82 2,20 - eksl. værdi af affald - 4,04 3,42 Da opgraderet biogas kan anvendes på lige fod med naturgas kan ovenstående break-even pris sammenlignes med den samfundsøkonomiske pris på naturgas. Er prisen lavere end naturgas er det ud fra en samfundsøkonomisk betragtning en god forretning at producere og opgradere biogas. Er den højere er det ikke en god forretning.

NIRAS Konsulenterne A/S 6 Den samfundsøkonomiske naturgaspris er fastsat til 2,11 kr./m 3. Denne pris afspejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år i henhold til Energistyrelsens fremskrivning. Til denne pris lægges den samfundsøkonomiske omkostning ved den indeholdte fossile CO 2, som jo ikke indgår i opgraderet biogas. Værdien af denne eksternalitet kan bestemmes til 48 øre/m 3 således at den samlede samfundsøkonomiske værdi bliver 2,58 kr./m 3. Det er antaget, at de øvrige eksternaliteter med forbrænding af opgraderet biogas og naturgas er ens og derfor tillægges værdien af disse eksternaliteter ikke. Naturgasprisen på 2,58 kr. /m 2 NGæ er derfor et pejlemærke som omkostningen ved opgraderet biogas kan sammenlignes med. I nedenstående tabel sammenlignes den samfundsøkonomiske break-even pris på opgraderet biogas med naturgas. Tabel 2: Sammenligning af naturgas og opgraderet biogas. Kr./NGæ Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Naturgaspris 2,11 2,58 2,58 Opgraderet biogas Med affaldsbesparelse 5,99 2,82 2,20 Uden affaldsbesparelse - 4,04 3,42 Forskel i pct. Med affaldsbesparelse 184 % 9 % -15 % Uden affaldsbesparelse - - 32 % Af tabellen fremgår, at såfremt samtlige eksternaliteter medtages samt besparelsen ved alternativ affaldsbortskaffelse, så er opgraderet biogas at foretrække frem for konventionel naturgas. Såfremt besparelsen af alternativ affaldsbesparelse eller hvis samtlige eksternaliteter ikke medtages, så vil naturgas være at foretrække set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Resultatet afhænger naturligvis af den forudsatte naturgaspris. Hvis der i stedet bliver taget udgangspunkt i den nuværende (november 2008) gaspris på 3,09 kr./m 3 er opgradering af biogas også at foretrække for niveau 2. Endelig ser analysen på CO2-reduktionsomkostningen forbundet med at benytte opgraderet biogas frem for naturgas. Udover at substituere fossil CO2 mindsker biogasproduktionen udledningen af metan og lattergas i marken. Analysen viser, at opgradering af biogas repræsenterer en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser såfremt samtlige eksternaliteter medtages, idet reduktionsomkostningen ligger under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO 2.

NIRAS Konsulenterne A/S 7 Tabel 3: CO2-reduktionsomkostning ved opgraderet biogas. Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Reduktionsomkostning med affaldsbesparelse 625 232 127 Reduktionsomkostning uden affaldsbesparelse 625 429 324

NIRAS Konsulenterne A/S 8 3. BIOGASSYSTEMET. Det er komplekst at foretage en samfundsøkonomisk analyse af et biogasanlæg, da det ikke er et isoleret system, men en integreret del af en række af systemer. Det er derfor nødvendigt at foretage en afgrænsning i analysen, så den ikke bliver for omfattende. Figur 3-1: Det integrerede biogassystem.

NIRAS Konsulenterne A/S 9 Landbrug Fra landbrugssystemet modtages gylle som bioforgasses og derefter køres tilbage til landmanden. Der sker således ikke en netto til- eller fraførsel fra systemet. Bioforgasningen forøger dog gødningsværdien i gyllen, hvilket betyder at der vil være mindre behov for kunstgødning, som altså medfører en værdi. Affald Fra affaldssystemet modtages bl.a. slagteriaffald. Det centrale i den samfundsøkonomiske analyse er hvad den alternative anvendelse for affaldet er. Vil affaldet alternativt blive kørt direkte ud på marken, vil bioforgasningen ikke have den store betydning samfundsøkonomisk i forhold til affaldsfraktionen. Vil affaldet derimod alternativt skulle håndteres i et forbrændingsanlæg, hvilket er forbundet med relativt store omkostninger, vil bioforgasningen give anledning til en stor samfundsøkonomisk besparelse. I denne analyse antages på baggrund af forudsætningerne i Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg (FØI, 2002) at 25 pct. af affaldet alternativt skulle forbrændes og 75 pct. alternativt blive kørt direkte ud på marken. Energi Biogassen bruges til produktion af el og varme. Ved at producere biogas kan der derfor spares en produktion el og varme på anden vis. Den resulterende CO 2 besparelse afhænger dog af hvilken anden el og varmeproduktion som biogassen substituerer. Her antages, at biogasproduktionen substituerer brug af naturgas. Transport Biogas kan potentielt anvendes i transportsektoren ved opgradering. Ved anvendelse af biogas i transportsektoren inddrages endnu et tilstødende system i analysen. Her vil afgrænsning være meget vanskelig, da brug af biogas til biltransport potentielt vil kræve både omstilling af tanksystemer og ændring af bilparken. En sådan analyse er derfor meget omfattende at gennemføre. Her tages udgangspunkt i en eksisterende analyse indenfor disse rammer.

NIRAS Konsulenterne A/S 10 4. 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 de danske borgeres samlede perspektiv og ikke blot en enkelt producent, som alene er interesseret i at få et så godt et økonomisk afkast som overhovedet muligt. 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 2. I en samfundsøkonomisk analyse inddrages til gengæld miljøeffekter, da de også kan være en omkostning for samfundet, selv om de ikke er opgjort i kroner og ører. En miljøeffekt - også kaldet en eksternalitet kan påvirke befolkningen eller naturen negativt. I en samfundsøkonomisk analyse opgøres alle priser i køberpriserniveau eller markedspriser, fordi det er forbrugernes betalingsvilje der i sidste ende er vurderingskriteriet. Figur 4-1: Principskitse for en samfundsøkonomisk analyse med eksempler på omkostninger og gevinster ved et biogasanlæg, hvor cirklen repræsenterer Danmark. 2 Undtagen evt. forvridningsomkostninger.

NIRAS Konsulenterne A/S 11 Mindre CO 2 - emission Stat Investeringsomkostning Tilskud Forbrug af råvarer Biogasanlæg Mindre lattergasemission 4.1 Generelle økonomiske forudsætninger Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøstyrelsens vejledninger for udførsel af samfundsøkonomiske analyser. Dette betyder, at samtlige priser er korrigeret for netto afgiftsfaktoren mhp. at de udtrykker markedsprisen og dermed borgernes betalingsvilje. I forbindelse med beregning af annuiteter er anvendt en diskonteringsrente på 6 pct. Samtlige priser er opgivet som faste 2008-priser. Metode for tilgang til prissætning af eksternaliteter er beskrevet i de respektive afsnit.

NIRAS Konsulenterne A/S 12 5. SAMFUNDSØKONOMISK VURDERING AF OPGRADERET BIOGAS 5.1 Forudsætninger I beregningen af en samfundsøkonomisk værdi for biogas tager analysen udgangspunkt i biogasanlægget B2 præsenteret i rapporten Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg udarbejdet af Fødevareøkonomisk Institut i 2002 (FØI). Herved tager den samfundsøkonomiske analyse afsæt i et repræsentativt dansk biogasanlæg og ikke i et specifikt anlæg, som i den driftsøkonomiske analyse. Årsagen hertil er, at der ønskes et generelt resultat i en fremtidig situation, som ikke er afhængig af et enkelt anlægs evne til driftssucces. Der tages således ikke stilling til om det analyserede anlæg reelt har mulighed for at afsætte al den producerede biogas. Der skal gøres opmærksom på, at det er svært at finde en placering i Danmark i dag hvor denne antagelse kan opfyldes. Faktum er, at mange biogasanlæg i dag må bortkøle en del varme pga. der ikke er basis for at afsætte hele gasproduktionen. Biogasanlægget B2 kan behandle 550 tons pr. dag, hvoraf 10,9 pct. er organisk affald. Anlægget forudsættes at være et mesofiltanlæg med forhygiejnisering. Samlet forudsættes, at anlægget årligt producerer 36,3 GWh. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget, dels sælges den til et nærliggende kraftvarmeværk. På biogasanlægget anvendes biogassen i en kraftvarmemotor, hvor varmeproduktionen dækker procesvarmebehovet mens elektriciteten sælges. Samlet betyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m 3 NGæ og 1,7 mio. kwh el fra egen kraftvarmemotor. Den samfundsøkonomiske analyse udføres på tre niveauer: 1. Snæver samfundsøkonomisk analyse, hvor ingen afledte konsekvenser medtages. Dvs. der tages kun højde for indtægten fra energiproduktionen. 2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de konsekvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden også inddrages.

NIRAS Konsulenterne A/S 13 3. Total samfundsøkonomisk analyse, hvor samtlige afledte konsekvenser forsøges kvantificeret. Omkostningerne i samtlige niveauer omfatter investering, drift og vedligehold. Gevinster for de tre niveauer er specificeret i nedenstående tabel. Tabel 4: Gevinster i den samfundsøkonomiske analyse. Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Gasproduktion og salg x x x Salg af el x x x Drivhusgasreduktion x x Genanvendelse af organisk affald x x Omkostningsbesparelse ifm. gyllelagring x x Transportbesparelse i landbruget x x Øget gødningsudnyttelse x x Mindsket forurening af vandmiljøet x Reducerede lugtgener x I analysen opgøres den pris, som er nødvendig for at biogasanlægget er samfundsøkonomisk rentabel (break-even) både med og uden opgradering. Opgraderet biogas har samme anvendelse som naturgas og break-even prisen for opgraderet biogas kan derfor sammenlignes direkte med den samfundsøkonomiske naturgaspris tillagt omkostningen forbundet med den indeholdte fossile CO 2. Dette er uafhængigt af om den opgraderede biogas anvendes til privat opvarmning eller i transportsektoren. Herved er antaget, at de øvrige eksternaliteter ved afbrænding er ens for opgraderet biogas og naturgas. Analysen tager primært udgangspunkt i de anvendte priser i FØIs rapport opskrevet til år 2008-niveau og korrigeret med nettoafgiftsfaktoren 3. Dog anvendes Energistyrelsens opdaterede priser på elektricitet, Miljøstyrelsens opdaterede enhedspriser på drivhusgaseffekter samt de aktuelle priser for gødning ved beregning af værdien af den forbedrede gødningsudnyttelse. Til brug for beregning af sidstnævnte har DLG (ultimo 2008) har opgivet følgende forventede gødningspriser: ammonium nitrat (34,40 pct. N) 355 kr./100 kg svarende til 10,3 kr./kg N, triple super fosfat (19,6 pct. P) 390 kr./100 kg svarende til 19,9 kr./kg P og kalium klorid (50 pct.) 480 kr./100 kg svarende til 9,6 kr./kg K. Priserne, omregnet til markedspriser, er vist i tabellen nedenfor. 3 I en samfundsøkonomisk analyse korrigeres de anvendte priser med nettoafgiftsfaktoren mhp. at priserne skal afspejle forbrugernes betalingsvilje for varerne dvs. priserne inkl. moms og afgifter. Disse priser kaldes også for markedspriser.

NIRAS Konsulenterne A/S 14 Tabel 5: Anvendte priser omregnet til 2008-markedspriser. Besparelser opnået i forbindelse med gyllelagring (kr./t) 1,38 Transportbesparelse (kr./t) 0,69 Elproduktion fra KV enhed (kr./kwh)/netto elsalg 0,49 Affald, værdi af besparelse (kr./ton) 172 Lugtreduktion (kr./ton gylle) 6,88 Gødningsværdi NH4-N + org. N (kr./kg.) 12,1 Gødningsværdi P (kr./kg.) 23,3 Gødningsværdi K (kr./kg.) 11,2 Værdi af CO2 reduktion (kr./ton CO2-ækv.) 212 De relevante mængder er blevet udledt af de præsenterede data for anlægget A2 4 i FØIs rapport og gengivet nedenfor. Tabel 6: Nøgletal for det betragtede biogasanlæg, årlige mængder. Gylle (ton) 169.112 Affald (ton) 20.688 Elproduktion (kwh) 1.692.000 Gasproduktion til salg (m3 NGæ) 2.918.182 Mindsket N udvaskning (kg N) 21.500 Drivhusgasreduktion, CH4 og N2O (ton CO2-ækv.) * 10.388 * Dvs. CO2 fortrængning ikke er medtaget I analysen er det antaget, at 75 pct. af affaldet alternativt vil blive tilført landbrugsjord, mens den resterende del vil blive afbrændt i et forbrændingsanlæg. Såfremt affaldet udbringes på landbrugsjord er det nødvendigt med en investering i ekstralagerkapacitet svarende til 41 kr. pr. ton. Omkostning til forbrænding er noget højere, nemlig 550 kr./ton. Forudsætningen om at bortskaffelsen af affaldet alternativt medfører omkostninger til forbrænding betyder, at såfremt det anvendes i et biogasanlæg vil der opnås en besparelse et andet sted i samfundet. Denne besparelse medtages som en gevinst i den samfundsøkonomiske analyse af biogasanlægget. Tilsætning af affald bidrager imidlertid til et væsentligt øget gasudbytte og endvidere har modtagergebyret ofte stor økonomisk betydning for anlæggene. Det kan derfor diskuteres om det er en rimelig antagelse, at anvendelsen i et biogasanlæg også har en stor samfundsmæssig værdi fordi der spares omkostninger til anden bortskaffelse. Dette skal også ses i lyset af, at der i dag eksisterer knaphed på affald og biogasanlæg i nogle tilfælde betaler for at modtage affald. På baggrund af ovenstående vil break-even gaspriserne blive præsenteret med og uden værdien af affaldsbesparelsen. 4 I analysen er taget udgangspunkt i anlægget B2. I FØIs rapport præsenteres en del data dog kun for anlægget A2 og det har derfor været nødvendigt at beregne en række data ud fra A2. De oplistede data i nærværende kan derfor ikke direkte ses i FØIs rapport. Forskellen mellem A2 og B2 ligger i antagelserne om affaldsmængderne.

NIRAS Konsulenterne A/S 15 5.2 Omkostninger til fremstilling af biogas Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse præsenteres som den samfundsøkonomiske break-even gaspris (opgivet pr. m 3 naturgas ækv.), som er den pris som er nødvendig at få for at økonomien hænger sammen set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Det vil med andre ord sige, at det er den gaspris som vil resultere i, at biogasanlæggets årlige overskud præcist bliver nul. Breakeven prisen er beregnet for de tre niveauer alt afhængig af i hvor stor en grad eksternaliteterne medtages niveau 1, 2 og 3 - jf. Tabel 4. Resultatet fremgår af Tabel 7. Såfremt der kun medtages gevinster i form af indtægter fra gas- og elproduktionen dvs. niveau 1 er break-evenprisen 4,90 kr./m3 NGæ. Medtages yderligere værdien af drivhusgasreduktion samt værdien af de afledte økonomiske konsekvenser for landmanden reduceres break-even prisen til 1,73 kr./m 3 NGæ. og 2,95 kr./m 3 såfremt værdien af affaldsbesparelsen ikke tages med. For niveau 3, hvor der tages hensyn til samtlige eksternaliteter er break-even prisen med affaldsbesparelse 1,08 kr./m 3 og uden affaldsbesparelse 2,30 kr./m3 NGæ. Disse priser er den samfundsøkonomiske pris 5. Tabel 7: Beregning af samfundsøkonomisk break-even gaspris (produktionspris). Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Anlægsinvestering 8.648.795 8.648.795 8.648.795 Drifts- og vedligehold 6.489.692 6.489.692 6.489.692 Samlede kapital- og driftsudgifter 15.138.487 15.138.487 15.138.487 Gasafregning 0 0 0 Elproduktion 836.838 836.838 836.838 Værdi af reduceret GHG emission 2.139.442 2.139.442 Affaldsbesparelse 3.558.632 3.558.632 Besparelser opnået i forbindelse med gyllelagring og transport 349.072 349.072 Forbedret gødningsværdi 3.207.364 3.207.364 Reduceret N udvaskning 740.053 Lugtreduktion 1.163.575 Samlet værdi af gevinster 836.838 10.091.349 11.994.976 Årligt overskud -14.301.649-5.047.139-3.143.512 Break even pris pr. m3 ækv. naturgas 4,90 1,73 1,08 - eksl. værdi af affald - 2,95 2,30 5 Dvs. prisen er korrigeret med den internationale nettoafgiftsfaktor.

NIRAS Konsulenterne A/S 16 I ovenstående analyse er den producerede biogas korrigeret for energiindholdet, således at 1 m 3 ækvivalent gas energimæssigt svarer til 1 m 3 naturgas. Prisen på gas både den opgraderede biogas og naturgas forudsættes at være an værk dvs. der tages ikke højde for omkostninger til distribution, avance mv. I afsnit 4.3.2 sammenlignes opgarderet biogas med konventionel naturgas. En af årsagerne til, at problemstillingen med opgraderet biogas er blevet rejst er, at Thorsø Miljø og Biogas ikke opnår den fulde økonomiske gevinst af deres gasproduktion, idet en mængde må bortkøles hvert år pga. et for lille varmebehov om sommeren. I denne samfundsøkononomiske analyse tages der som tidligere nævnt udgangspunkt i at anlægget kan sælge al gas. Hvis dette ikke var tilfældet ville det betyde, at biogasanlægget ville være mindre fordelagtigt og at break-even gasprisen dermed ville være højere uden opgradering. 5.2.1 Opgraderet biogas I dette alternativ ses på de samfundsøkonomiske følger ved at opgradere biogas til naturgaskvalitet. Hovedbestanddelen af biogas er metan og kuldioxid. I opgraderingsprocessen fjernes kuldioxid, så restproduktet næsten er ren metan. Endvidere kan propan tilsættes med henblik på at hæve brændværdien i den opgraderede gas til samme niveau, som der er i dansk naturgas. Der er ikke behov for at tilsætte propan til biogas for at overholde gældende krav til dansk naturgas jf. Gasreglementet. Det antages derfor, at propan ikke tilsættes i opgraderingsprocessen på trods af, at det endnu ikke muligt at håndtere varierende brændværdier. 5.2.2 Investerings- og driftsomkostninger til opgradering Det forudsættes, at opgraderingsanlægget er et PSA anlæg. I notatet fra DGC beskrives denne teknologi nærmere. Udover omkostninger til etablering og drift af opgraderingsanlægget bruger opgraderingsanlægget elektricitet. De samlede investeringsomkostninger er vurderet til 14,1 mio. kr. for et anlæg som kan opgradere 750 biogas m 3 /time 6. Der er taget udgangspunkt i, at anlægget kører 8.300 timer om året. Dvs. at der kan opgraderes 5,6 mio. m 3 gas om året ved en udnyttelsesgrad på 90 pct. De årlige driftsomkostninger omfatter: Drift- og vedligehold: 0,7 mio. kr. 6 I denne omkostning indgår ikke investering i gasledning.

NIRAS Konsulenterne A/S 17 Køb af elektricitet: 0,8 mio. kr. 7 De årlige omkostninger til drift er således 1,5 mio. kr. årligt. Såfremt propan blev tilsat ville de årlige driftsomkostninger blive øget med 2,5 mio. kr. Der ville dog også komme et højere gasudbytte, hvorved en del af omkostningen (ca. 70 pct.) ville blive tjent ind igen gennem et mergassalg. På basis af en annuiseret investeringsomkostning (15 år, 6 pct.) kan det beregnes, at den samfundsøkonomiske omkostning ved at opgradere 1 m 3 biogas til naturgaskvalitet er 1,09 kr. 8. Såfremt propan blev tilsat øges den samfundsøkonomiske opgraderingsomkostning til 1,38 kr./m 3 opgraderet biogas. I sidstnævnte omkostning er der taget højde for værdien af et mergasudbytte. For yderligere oplysninger om anlægget henvises til notatet Priser på opgradering af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg. Til ovenstående omkostninger skal lægges værdien af de medfølgende eksternaliteter, som opstår pga. elforbruget i opgraderingsprocessen, for at få den samfundsøkonomiske pris. Eksternaliteter Brugen af elektricitet er forbundet med udledning af drivhusgasser samt SO2 og NOx. Der tages ikke højde for CO2, idet elproduktionen er kvoteomfattet og prisen dermed indeholder et tillæg, som tager højde herfor. I opgraderingsprocessen sker et mindre tab af energi samt metan i forhold til, hvis biogassen direkte blev anvendt i et kraftvarmeanlæg. Tabet vurderes at være meget begrænset og inddrages ikke i analysen. Ifølge leverandøren er det muligt at reducere metanudslippet til mindre end 0,1 pct. ved installation af en katalytisk efterforbrænder. Samlet betyder eksternaliteterne, at den samfundsøkonomiske omkostning for at opgradere biogas øges med 3 øre, så prisen (niveau 3) til opgradering bliver 1,12 kr. pr. m3 opgraderet biogas. Øvrige fordele ved opgraderet biogas Opgradering af biogassen er ensbetydende med at anvendelsesmulighederne bliver mere fleksible på linie med naturgas. Det kunne fx være relevant at anvende biogas til transport. Det er forholdsvis enkelt at konvertere en benzindre- 7 De viste priser er de driftsøkonomiske omkostninger. Disse skal omregnes til markedspriser før de er udtrykker de samfundsøkonomiske omkostninger. 8 Denne pris er højere end den driftsøkonomiske pris, hvilket skyldes at priserne er omregnet til markedspriser vha. korrektion med nettoafgiftsfaktoren (NAF).

NIRAS Konsulenterne A/S 18 ven motor til opgraderet biogas/naturgas. Distributionen kan løses forholdsvis enkelt, idet det eksisterende naturgasnet kan anvendes. Af figur Figur 5-1 fremgår hvorledes naturgasnet i dag er forgrenet i Danmark. Denne teknologi er moden og der er derfor intet til hinder i, at den kan implementeres her og nu. Anvendelse af opgraderet biogas til transportformål kan endvidere bidrage til Danmarks opfyldelse af målene angivet i EUs biobrændstofdirektiv. Dette betyder at opgraderet biogas kan sammenlignes direkte med naturgas og således skal værdien af øgede fleksibiltet ikke medtages i (fx en sammenligning med naturgas) analysen. Figur 5-1 Det danske naturgastransmissions- (grå) og fordelingsnet (grøn, rød, blå) (Kilde DGC)

NIRAS Konsulenterne A/S 19 En anden fordel ved opgraderet biogas er, at afsætningsmulighederne optimeres. Såfremt biogassen ikke opgraderes er biogasanlægget afhængige af at forhandle pris med en enkelt (eller få) aftagere samt af at der måske ikke er et tilstrækkeligt kundegrundlag i det område biogasanlægget er placeret. Såfremt biogassen opgraderes opstår der i højere grad uafhængighed mellem biogasproduktionen og aftagere som i dag er kraftvarmeværkerne. Udover at ligge i overkommelig afstand til et kraftvarmeværk, som teknisk er i stand til at anvende biogassen, er placeringen af biogasanlægget i høj grad afhængig af en central placering i forhold til husdyrtætheden, gode tilkørselsforhold og mindst mulige nabogener. Såfremt biogassen opgraderes er det ikke længere nødvendigt at tage hensyn til nærliggende kraftvarmeværker. Endvidere vil opgradering af biogas eliminerer behovet for at bortkøle overskudsvarme om sommeren. Hermed kan biogasanlægget hente den fulde økonomiske gevinst af biogasproduktionen. Effekten af bortkøling indgår ikke i denne analyse, da den baserer sig på FØI s standardbiogasanlæg B2 (se kapitel 5), hvor det antages at al den producerede biogas kan afsættes og at den producerede el kan sælges til en gennemsnitlig markedspris på Nordpool. I praksis producerer de fleste kraftvarmeanlæg i dag på markedsvilkår, hvilket betyder at de optimerer i forhold til de tidspunkter, hvor elprisen er høj på NoordPool. Dette betyder samtidig at har nedsat antallet af driftstimer. I 2008 kørte de naturgasfyrede kraftvarmeværker således kun mellem 3.300-3.500 timer (Kilde: Brancheforeningen for decentral Kraftvarme). Tendensen er primo 2009, hvor elprisen er lav, at det bliver endnu færre timer i år. Derfor er modtagelse af biogas mindre attraktivt, da det er en kontinuerlig tilførsel der ikke kan oplagres i længere tid. Ved opgradering af biogas undgås, at der ydes støtte til, at der produceres el på tidspunkter, hvor elprisen på markedet har en mindre værdi en den støtte der ydes. (I 2008 var prisen på el 40,5 øre/kwh eller under i 4.161 timer, men der vil være stor variation i antal timer under 40,5 øre/kwh fra år til år). 5.2.3 Samlet værdi af opgraderet biogas Summen af omkostningen ved at opgradere 1 m 3 gas og den nødvendige minimumspris på produceret biogas giver den samlede værdi af opgraderet biogas. Den samfundsøkonomiske biogaspris er meget afhængig af om eksternaliteterne inkluderes eller ej samt af om besparelsen ved alternativ bortskaffelse af affald medtages, jf. Tabel 8.

NIRAS Konsulenterne A/S 20 Tabel 8: Break-evengaspris (kr./m 3 ). Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Break even pris uden opgradering 4,90 1,73 1,08 - eksl. værdi af affaldsbesparelse - 2,95 2,30 Med tillæg for opgradering Break even pris 5,99 2,82 2,20 - eksl. værdi af affaldsbesparelse - 4,04 3,42 Såfremt gasprisen tillægges en omkostning for opgradering øges break-even prisen med mellem 20 og 100 pct. i forhold til hvis der ikke sker nogen form for opgradering. Ved opgradering har man et produkt, der kan anvendes lige så fleksibelt som naturgas. Denne pris kan således sammenlignes med den samfundsøkonomiske pris på naturgas. Er prisen lavere end naturgas er det ud fra en samfundsøkonomisk betragtning en god forretning at producere og opgradere biogas og er den højere er det ikke en samfundsøkonomisk fordel. Ifølge Energistyrelsen er den samfundsøkonomiske naturgaspris 2,11 kr. an kraftværk 9. Denne pris afspejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år jf. nedenstående figur, som viser de forventede gaspriser omregnet til markedspriser frem til år 2030. 3,0 kr./m3 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 9 Denne pris er korrigeret for den internationale netto afgiftsfaktor.

NIRAS Konsulenterne A/S 21 Figur 5-2: Fremtidige gaspriser an kraftværk (Energistyrelsen 2008). Til ovenstående pris skal lægges den samfundsøkonomiske omkostning af den indeholdte fossile CO 2, som kan beregnes til 0,48 kr./m 3 10. Den samlede samfundsøkonomiske pris bliver således 2,58 kr. Det forudsættes, at de øvrige eksternaliteter ved afbrænding er ens for opgraderet biogas og naturgas.herved er antaget, at de øvrige eksternaliteter ved afbrænding er ens for opgraderet biogas og naturgas. Ved prissætning af eksternaliteterne medtages ikke den udledning af CO 2 der sker fra off-shore sektoren. Næsten 100 pct. af denne CO 2 udledning er omfattet kvotesystemet, hvilket afspejles i naturgasprisen. Det ses, at såfremt samtlige eksternaliteter medtages samt besparelsen ved alternativ affaldsbortskaffelse, så er opgraderet biogas billigere end konventionel naturgas. Dvs. at opgraderet biogas er at foretrække fra et samfundsøkonomisk perspektiv frem for konventionel naturgas. Såfremt besparelsen af alternativ affaldsbesparelse ikke medtages eller hvis samtlige eksternaliteter ikke medtages, så vil naturgas være at foretrække set fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Resultateterne afhænger naturligvis af den forudsatte naturgaspris. Til sammenligning modtog Thorsø Miljø og Biogas i gennemsnit 2,37 kr. pr. m 3 biogas i 2007. En del af denne pris afspejler dog sparede afgifter og tilskud jf. nedenstående tabel. Renses denne pris for sparede afgifter og tilskud, fås en råpris på biogas på 1,22 kr./m 3. Der skal gøres opmærksom på, at afgiftsreglerne, som følge af den ny energiaftale og herunder Lov om ændring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love, er under revidering. Tabel 9: Sammensætning af gasprisen for Thorsø Miljø- og Biogasanlæg (kr./m 3 ). Råpris for biogas 1,22 Energiafgift 0,45 CO2 afgift 0,04 El-tilskud * 0,66 Samlet pris 2,37 * I 2007 var eltilskuddet 26 øre/kwh. I henhold til den ny energiaftale øges dette til 40 øre/kwh. En råpris på biogas på 1,22 kr./m 3 svarer til en naturgaspris på 2,23 kr./m 3 (beregnet som 1,22/6,5 x 11x1,08). Korrigeres denne pris for nettoafgiftsfaktoren fås, en samfundsøkonomisk naturgaspris på 2,60 kr./m 3. I forhold til prisen anvendt i denne analyse er den aktuelle 2007-pris således i samme niveau som den anvendte i analysen. 10 1 GJ udleder 57 kg. CO 2.

NIRAS Konsulenterne A/S 22 Såfremt gasprisen stiger kan resultaterne hurtigt ændres, så opgraderet biogas bliver at foretrække i flere tilfælde. Fx er DONG Energys listepris (november 2008) 3,09 kr./m 3 som omregnet til en samfundsøkonomisk pris giver 3,62 kr./m 3. Denne pris er også højere end break-even prisen på opgraderet biogas for niveau 2, når værdien af affaldsbesparelsen ikke medtages. 5.3 Opgraderet biogas i transportsektoren Opgraderet biogasgas kan også sammnelignes direkte med naturgas til brug i transportsektoren. Energistyrelsen udgav i 2008 en rapport om alternative drivmidler i transportsektoren, hvor brugen af naturgas sammenlignes med benzin og diesel. Endvidere sammenlignes forskellige andre alternative drivmidler såsom bioethanol, biodiesel, brint og el. Sammenligningen sker på kort og på lang sigt. Hvor det korte sigt ser på i dag dvs. 2006 og lang sigt på år 2025. Naturgas fører til en lavere udledning af CO2 i forhold til fossil benzin og anvendes opgraderet biogas i stedet for naturgas er der (næsten) ingen CO2 udledning. Til gengæld øges udledningen af lattergas og metan ved brug af gas. Der udledes lidt mindre NOx. Omregnes drivhusgasserne til CO2-ækv. fås, at der er en knap 15 pct. lavere udledning fra konventionel naturgas end for konventionel benzin. Omkostningen til køb af gas er lavere end fossil benzin. Såfremt det antages, at naturgassen forbrændes i en tilpasset benzin motor, betyder dette, at der er en meromkostning til motor på 18.000 kr. De reducerede brændselsomkostninger samt gevinsten fra miljøeffekterne er dog ikke tilstrækkeligt store til, at naturgas bliver mere samfundsøkonomisk fordelagtig i dag. I år 2025 ændres billedet dog. Her bliver det mere samfundsøkonomisk fordelagtigt at benytte gas. Dette skyldes blandt andet, at virkningsgarden forøges relativt mere for naturgas end for konventionel benzin over tid. Med de forudsætninger der langt ind i analysen er naturgas således at foretrække 11 både frem for benzin og diesel. En interessant konklusion i analysen er også resultatet af naturgassen sammenlignet med andre alternative brændstoffer i transportsektoren. Analysen viser, at naturgas udgør det mest samfundsøkonomiske alternativ af alle de analyserede alternative drivmidler. Naturgas og dermed også opgraderet biogas bliver dermed at foretrække som alternativt brændstof frem for fx bioethanol (1. og 2. generation), biodiesel og el. Dette gælder både i dag og i 2025. 11 Det skal bemærkes, at ovenstående studie ser bort fra, at der ved anvendelse alternative brændstoffer i transportsektoren er omkostninger forbundet med ændring af distributionssystemet.

NIRAS Konsulenterne A/S 23 Livscyklus analyser gennemført af Xergi 12 og i EU regi i Well to Wheel rapporten 13 viser endvidere at biogas produceret på gylle er det alternative brændstof der har den største CO 2 fortrængning samtidig med at det er en af de billigste måder at fortrænge CO 2 på. Naturgas og dermed også opgraderet biogas kan således siges at være et relevant alternativ til benzin og diesel i transportsektoren. Dette skal ikke mindst ses i lyset af, at Danmark har den store fordel, at vi allerede har et meget forgrenet naturgasnet, der dækker det meste af landet. Naturgasnettet vil kunne sikre at biogas, der produceres i husdyrtætte områder langt fra et lokalt varmemarked vil kunne indfødes på naturgasnettet og anvendes, der hvor der er behov for gassen. 5.4 Beregning af CO2-skyggepris ved biogasproduktion 1 m 3 opgraderet biogas substituerer sammenlagt 2,65 kg. CO2, hvis det erstatter konventionel naturgas. Herudover mindsker biogasproduktionen udledningen af metan og lattergas i marken. Sammenlagt ser drivhusgasregnestykket således ud 14 (Nielsen et al. 2002): 12 Life Cycle Assessment of Biogas from Maize silage and from Manure, Thyø, K.A., Wenzel, H., June 2007 13 Well-to-Wheels analysis of future automotive fuels and power trains in the European context WELL-to-WHEELS Report Version 2c, March 2007 (http://ies.jrc.ec.europa.eu/wtw) 14 Biogasproduktionen forårsager også udledning af CO2 ved transport. Benzinprisen afspejler denne eksternalitet, hvorfor udledningen ikke medtages her. I beregning er også taget højde for drivhusgasudledning fra affald.

NIRAS Konsulenterne A/S 24 Pr. anlæg (ton CO2- ækv.) Pr. m3 opgraderet biogas (kg. CO2- ækv.) Metan Svin 2.222 0,76 Kvæg 1.758 0,60 Affald 5.166 1,77 KV-anlæg -166-0,06 Subtotal 8.980 3,08 Lattergas Svin 331 0,11 Kvæg 299 0,10 Affald 778 0,27 Subtotal 1.408 0,48 CO2 Substitution af naturgas * 6.576 2,25 Substitution af el * 1.149 0,39 Subtotal 7.725 2,65 Total 18.113 6,21 * Dvs. CO2 fortrængning. Ved opgraderingsprocessen sker også et udslip af metan. Det er dog muligt at eliminere dette udslip ved installation af efterbrændere, hvorfor der ikke tages højde for dette udslip i drivhusregnskabet. I og med at det analyserede anlæg årligt sælger 2,9 mio. m 3 NGæ og 1,7 mio. kwh el giver denne biogasproduktion årligt anledning til en reduktion i emissionerne på 18.113 ton CO2-ækv. Omkostningen til at reducere denne mængde CO2-ækv. består dels af den samfundsøkonomiske produktionsomkostning ved biogas inkl. værdien af eksternaliteter, dels den samfundsøkonomiske omkostning til opgradering og er vist i tabellen nedenfor.

NIRAS Konsulenterne A/S 25 Tabel 10: Beregning af reduktionsomkostning pr. ton CO2-ækv. (kr.). Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Overskud for biogasanlægget -8.144.285-8.144.285-8.144.285 Værdi af eksternaliteter * 0 7.115.069 9.018.696 Subtotal -8.144.285-1.029.217 874.410 Omkostning til opgradering -3.179.231-3.179.231-3.269.248 Subtotal -11.323.516-4.208.448-2.394.838 Drivhusgasreduktion 18.113 18.113 18.113 Reduktionsomkostning med affaldsbesparelse 625 232 127 Reduktionsomkostning uden affaldsbesparelse 625 429 324 * : Fratrukket værdien af reduceret drivhusgasemission. Produktionsomkostningen spænder årligt mellem 8,1 og 0,8 mio. kr. alt afhængigt af hvilket niveau som betragtes. Omkostningen til opgraderingen spænder tilsvarende mellem 3,2 og 3,3 mio. kr. Ud fra summen af disse omkostninger er det muligt at beregne CO2-reduktionsomkostningen til 625 kr./ton CO2-ækv. for niveau 1, 232 kr./ton CO2-ækv. for niveau 2 og 127 kr./ton CO2-ækv. for niveau 3. Sidstnævnte er langt under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO2-ækv. Fremstilling af biogas og efterfølgende opgradering repræsenterer derved en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser ved medtagelse af alle eksternaliteter. Energistyrelsen udgav i 2008 rapporten Scenarier for danske drivhusgas reduktionstiltag i 2020 og 2050. I rapporten vurderes bl.a. reduktionsomkostningerne for en række teknologier i 3 forskellige fremtidsscenarier for energiforsyningen. Rapporten vurderer ikke reduktionsomkostningerne ved opgraderet biogas, men en sammenligning mellem denne rapports beregnede reduktionsomkostninger og Energistyrelsens viser, at opgraderet biogas er det 6-7. billigste reduktionstiltag ud af 25 alt afhængig af det betragtede scenarium. Tiltaget overgås bl.a. af teknologierne varmepumper i husstande og halmfyring i erhvervene. Teknologier som havvindmøller, hybridbiler, færre husdyr og ethanol biler er alle eksempler på teknologier som har en større reduktionsomkostning.

NIRAS Konsulenterne A/S 26 6. KONKLUSION På baggrund af ovenstående analyse kan det konkluderes, at såfremt de fremtidige gaspriser forventes at svare til Energistyrelsens fremskrivning 15 så er anvendelse af opgraderet biogas mere fordelagtig end naturgas set fra samfundsøkonomisk perspektiv. Denne konklusion holder dog kun i de tilfælde hvor samtlige eksternaliteter samt værdien af affaldsbesparelsen medtages. Såfremt nogle af disse værdier udelades, er det mere samfundsøkonomisk fordelagtigt at anvende naturgas. Resultatet afhænger af forudsætningerne og her især den antagne pris på naturgas. Såfremt der tages udgangspunkt i DONG Energys listepris (november 2008) vil også niveau 2 hvor der tages hensyn til de effekter, som har en afledt økonomisk konsekvens for landmanden blive at foretrække fra en samfundsøkonomisk vinkel. I transportsektoren gælder, at naturgas er det mest fordelagtige alternative brændstof set fra et samfundsøkonomisk perspektiv - i forhold til fx el, bioethanol og biodiesel. I og med at opgraderet biogas er at foretrække frem for konventionel naturgas gælder dette resultat også for opgraderet gas. En sammenligning mellem benzin/diesel og naturgas viser, at førstnævnte er at foretrække på kort sigt, mens balancen tipper til fordel for naturgas på lang sigt. Ved at bruge opgraderet biogas frem for naturgas kan der opnås en el- og varmeproduktion som næsten er CO2-neutral. Herudover mindsker biogasproduktionen udledningen af metan og lattergas fra marken. Reduktionsomkostningen inkl. alle eksternaliteter er 127 kr./ton CO2-ækv., hvilket falder noget under regeringens pejlemærke. Opgradering af biogas udgør derfor en omkostningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasudledningen under de givne forudsætninger. Analysen viser således, at det er samfundsøkonomisk fordelagtigt, at opgradere biogas til naturgaskvalitet frem for anvendelse af naturgas. Grundet de relativt store opgraderingsomkostninger kan det dog stadig være mere samfundsøkono- 15 Fra 2008. Siden færdiggørelsen af analysen er der kommet en ny fremskrivning.

NIRAS Konsulenterne A/S 27 misk attraktivt direkte at anvende biogassen på et kraftvarmeanlæg såfremt det er muligt at placere biogasanlægget i forbindelse med kraftvarmeværket. Dette er dog ikke analyseret som en del af denne analyse. Generelt er muligheden for at afsætte biogas denne vej begrænset af antallet af naturgasfyrede værker og disse værkers overgang til produktion af el på markedsvilkår, der har betydet store ændringer for disse værkers produktionsmønstre. I 2008 blev der således kun produceret el i gennemsnitlig 3.200-3.500 timer, men der vil være store årlige variationer i antal timer der produceres el. Tendensen i indeværende år er at der vil være færre driftstimer i år pga. en lav elpris.

NIRAS Konsulenterne A/S 28 7. REFERENCER Brancheforeningen for decentral Kraftvarme: Personlig kommunikation Energistyrelsen (2008): Danmarks olie- og gasproduktion 2007. Energistyrelsen. Energistyrelsen (2008): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Energistyrelsen. Energistyrelsen (2008): Alternative drivmidler i transportsektoren. Energistyrelsen. Energistyrelsen (2008): Scenarier for danske drivhusgas reduktionstiltag i 2020 og 2050. Energistyrelsen. Nielsen, L.H., K. Hjort-Gregersen, P. Thygesen & J. Christensen (2002): Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg med tekniske og selskabsøkonomiske baggrundsanalyser. Fødevareøkonomisk Institut.

Bilag 10. Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas. Udført af DGC

DGC-notat 1/21 Miljømæssige forhold ved forskellige anvendelser af biogas Notat udført som del af ForskNG projektet 010124 Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center a/s 30.03.2009 h:\732\34 biogas på nettet\sammenfatning\endelig\11_notat miljøforhold_13.doc

DGC-notat 2/21 INDLEDNING---------------------------------------------------------------------------------------- 3 RESUME ---------------------------------------------------------------------------------------------- 3 KILDER TIL EMISSION AF DRIVHUSGASSER------------------------------------------- 4 FORUDSÆTNINGER OG ANTAGELSER------------------------------------------------------------- 4 Emission af drivhusgasser fra gylle der spredes på marker ------------------------------ 4 Emission fra de køretøjer, der transporter gylle til biogasanlæg ------------------------ 5 Metanslip fra biogasmotorer ----------------------------------------------------------------- 5 Metanslip fra opgraderingsanlæg------------------------------------------------------------ 6 Emission fra produktion af den el, der anvendes opgradering. -------------------------- 6 FORTRÆNGNING - CO EMISSION ---------------------------------------------------------------- 6 2 CO fortrængning ved anvendelse til kraftvarme ------------------------------------------ 6 2 CO fortrængning - opgraderet biogas afsat via gasnettet ------------------------------- 8 2 CO fortrængning biogas anvendt til transportformål---------------------------------- 8 2 BEREGNINGER------------------------------------------------------------------------------------- 9 BESKRIVELSE AF SCENARIER---------------------------------------------------------------------- 9 Effekt af CO 2 kvote systemet-----------------------------------------------------------------10 RESULTATER---------------------------------------------------------------------------------------11 EMISSION AF UHC, CO OG NO FRA BIOGASFYREDE MOTORER-------------16 X REFERENCER -------------------------------------------------------------------------------------20 BILAG A. BETYDNING AF AFFALD.--------------------------------------------------------21

DGC-notat 3/21 Indledning Dette notat beskriver hvordan forskellige anvendelser af biogas fra Thorsø Miljø- og biogasanlæg påvirker emissionen af drivhusgasser. Dette er gjort ved at, opstille forskellige scenarier, hvor biogassen tænkes anvendt til hhv. kraftvarme, transport og opgraderes og injiceres på naturgasnettet. Arbejdet er udført som en del af ForskNG projektet 010124 Biogas til nettet. Resume For at vurdere hvordan produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede emission af drivhusgas, er der udført scenarieberegninger med forskellige anvendelse af biogassen. Biogas anvendt til kraftvarme, til transportformål og opgradering og distribution via naturgasnettet er undersøgt. Produktion og anvendelse af biogas reducerer den samlede emission af drivhus gasser. De to væsentligste kilder er en reduceret emission af drivhusgasser fra gylle spredt på marker og at biogassen fortrænger fossilt brændsel. Den samlede CO 2 fortrængning afhænger dog af hvordan biogassen anvendes. Hvis biogas anvendes til kraftvarmeproduktion på et ikke-kvotebelagt anlæg og hvis effekten af kvotesystemet negligeres er det den mest CO 2 effektive anvendelse. Når der tages hensyn til kvotesystemet vil CO 2 fortrængningen være størst hvis biogassen opgraderes og anvendes til transportformål eller distribueres via naturgasnettet. Selv hvis alternativet er anvendelse på et ikke-kvoteomfattet kraftvarmeværk, vil det være tilfældet. Hvis biogassen anvendes på et kvotebelagt værk er det den CO 2 -mæssigt dårligste anvendelse. Der opnås i dette tilfælde en CO 2 reduktion, der er ca. fire gange større hvis biogassen i stedet anvendes til transport formål eller distribueres via naturgasnettet. Forskellen emission af UHC, NO x og CO for biogas- og naturgasdrift af motor afhænger i højere grad anvendte motortyper og motorindstillinger end af valg af brændstof.

DGC-notat 4/21 Kilder til emission af drivhusgasser Produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede drivhusgas emission gennem en række forskellige kilder. I dette notat er der taget udgangspunkt en referencesituation, hvor gylle ikke afgasses, men spredes direkte på markerne. Følgende kilder til emission af drivhusgasser er medtaget: Emission af drivhusgasser fra gylle, der spredes på marker Emission fra de køretøjer, der transporter gylle til biogasanlæg Metanslip fra biogasmotorer Metanslip fra opgraderingsanlæg. Emission fra elproduktion, der anvendes til processer Fortrængning CO 2 emission fra det brændsel, der erstattes af biogas. Forudsætninger og antagelser Emission af drivhusgasser fra gylle der spredes på marker Til vurdering af emissionen af drivhusgasser fra gylle, der spredes på marker er der taget udgangspunkt i rapporten Samfundsøkonomiske analyser af biogas fællesanlæg, der er udarbejdet at Fødevareøkonomisk institut [1]. I rapporten har man defineret et tænkt standard biogasfællesanlæg til behandling gylle. For dette anlæg gælder Anlægsstørrelse, tilført materiale 550 m 3 pr. dag Affaldsandel 20 % Gasudbytte 32,6 m 3 /m 3 Både rå og afgasset gylle vil afgive metan og lattergas, når det spredes på landbrugsjord. For standardanlægget er det angivet, at den afgassede gylle vil emittere 280 tons CH 4 pr. år og at den samme gyllemængde ville afgive 460 tons CH 4 pr. år, hvis den ikke behandles i et biogasanlæg. De tilsvarende tal for lattergas opgives til 3,07 tons pr. fra afgasset gylle og 5,00 tons pr. år for ikke behandlet gylle. Standardbiogasanlægget begrænser dermed metanemissionen fra gylle med 180 tons metan pr. år og 1,9 tons lattergas pr. år. Dette svarer samlet til en reduktion af drivhusgasser på 4.370 tons CO 2 ækvivalenter pr. år.

DGC-notat 5/21 Som tidligere nævnt tilføres biogasanlæg en vis mængde organisk affald for at øge gasproduktionen. Affaldet udgøres af mave- og tarmindhold fra kvæg og svineslagterier, organisk affald fra fødevareindustrien, affald fra fiskeindustrien mv. I [1] er det antaget at 75 % af det affald, der tilføres biogasanlægget ville blive tilført landbrugsjord, hvis det ikke anvendes til biogas. Som for gylle betyder afgasning af affaldet en reduktion af emitterede drivhusgasser i forhold til hvis det spredes ubehandlet på marker. For det beskrevne standard biogasanlæg udgør denne reduktion 5.765 tons CO 2 ækvivalenter pr. år. Da der er stor efterspørgsel på organisk affald til biogasproduktion, er det antaget, at hvis Thorsø Biogas vælger ikke at anvende affald, vil affaldet ikke blive spredt på marker, men blive anvendt på andre biogasanlæg. I de seneste år er efterspørgslen på organisk affald til biogasanlæg steget markant og stort set alt tilgængeligt affald anvendes i dag. Det er i dette notat antaget, at en nyinstalleret biogasproduktion ikke fjerner eller mindsker mængden af affald, der spredes på landbrugsjord. Derfor er bidraget af drivhusgasser fra affald ikke medtaget i dette notat. Emission fra de køretøjer, der transporter gylle til biogasanlæg Fra transport af gyllen fra landmændene til biogasfællesanlæg og returnering af afgasset gylle til landmændene emitteres der en vis mængde drivhusgas som følge af lastbilernes forbrug af brændstof. I [1] opgives dette til 290 tons CO 2 pr. år for standardbiogasanlægget. Metanslip fra motorer I forbindelse med større en kortlægning af emissioner fra energiproducerende anlæg, er emissioner biogas- og naturgasfyrede motorer blevet målt [2]. I gennemsnit var kulbrinteemission 932 mg/m 3 (n, ref: 5 % O 2 ) for biogasmotorer. For en biogas bestående af 65 % CH 4 svarer emissionen til at 2,06 % af den indfyrede metan passerer uforbrændt gennem gasmotoren. [2]. I gennemsnit var kulbrinteemission 1509 mg/m 3 (n, ref: 5 % O 2 ) for naturgasmotorer. Det svarer til at 3,10 % af den indfyrede metan passerer uforbrændt gennem gasmotoren.

DGC-notat 6/21 Metanslip fra opgraderingsanlæg Ved opgradering af biogas fjernes CO 2 og man får dermed et produkt, der næsten udelukkende består af metan. Sammen med CO 2 fjernes også en lille del af metanindholdet. Hvor stort dette metanslip er, afhænger i høj grad af hvilken opgraderingsteknologi, der anvendes. For aminvaskeanlæg er metanslippet lavt, mindre end 0,1% af metanindholdet i den indkommende gas. For vandskrubberanlæg er metanslippet 1-2 % og 1-3 % for PSA anlæg [3]. For de to sidste er de muligt efterfølgende at reducere metanslippet til atmosfæren ved f.eks. katalytisk oxidation. Herved kan emissionen reduceres til mindre end 0,2 % af metanproduktionen. Emission fra produktion af den el, der anvendes opgradering. Energinet.dk offentliggør hvert år i marts miljødeklarationer for el leveret til distributionsnettene i Øst- og Vestdanmark det forgange kalenderår. Miljødeklarationen beskriver den miljøpåvirkning, som leveringen af én kwh gennemsnitselektricitet giver anledning til. Miljødeklarationen dækker gennemsnitselektricitet leveret fra transmissionsnettet [4]. Af denne fremgår det at den samlede emission af drivhusgasser ved produktion af 1 kwh el er 452 g / kwh i Vestdanmark. For Østdanmark er tallet 549 g / kwh. Elforbruget til opgradering er dette samme for vandskrubber- og PSA anlæg - ca. 0,25 kwh pr. m3 rå biogas. I dette notat er anvendt emissionsfaktoren for Vestdanmark. For den udvidede gasproduktion svarer det til 1.400.000 kwh/år Fortrængning - CO 2 emission Ovenfor er beskrevet en række forskellige CO 2 -mæssige omkostninger forbundet med biogasproduktion. Ved anvendelse af biogas, hvad enten det er til kraftvarme, transport eller andre formål fortrænges en anden energikilde. CO 2 fortrængning ved anvendelse til kraftvarme Ved anvendelse af biogas til kraftvarme fortrænges både en energimængde, der ellers skulle være brugt til elproduktion og en energimængde til varmeproduktion.

DGC-notat 7/21 Det vil kræve en detaljeret beskrivelse af det danske energisystem, hvis disse fortrængninger skal beskrives korrekt. Derfor gøres en række forenklinger. For på en enkel måde at kunne vurdere effekt af varme der bortkøles pga. manglende varmegrundlag, er det valgt at dele CO 2 fortrængningen fra kraftvarmeproduktion op i et el bidrag og i et varmebidrag, der kan adderes, se nedenstående formel. CO 2 fortrængningen fra kraftvarmeproduktion er bestemt som CO2, fortrængningen,kv E biogas EF el CO2, el varme X bortkøling EF CO2,varme Hvor E biogas er energi af den indfyrede biogas el er gasmotorens elvirkningsgrad (sat til 0,39) EF CO2,el er emissionsfaktoren for elproduktion varme er gasmotorens varmevirkningsgrad (sat til 0,52) X bortkøling er andelen af energi til motoren, der bortkøles (målt over et år) EF CO2,varme er emissionsfaktoren for varmeproduktion I de udførte beregninger er det antaget at emissionsfaktoreren for elproduktionen er den ovenfor anførte værdi på 452 g/kwh el altså miljøpåvirkning, som leveringen af 1 kwh gennemsnitselektricitet giver anledning til i Vestdanmark. Man kan også argumentere for at den el der fortrænges er marginal elproduktion, hvilket vil sige el, der er produceret ved kondensdrift af kulfyredeværker. I det tilfælde er emissionsfaktoren 750-800 g/kwh el afhængigt af kultype 1. For mange biogasfællesanlæg gælder, at der ikke er tilstrækkeligt varmegrundlag året rundt til kunne aftage hele den producerede varmemængde. Derfor er det i periode nødvendigt at bortkøle varme. Emissionsfaktoreren er sat til 216 g/kwh varme leveret til fjernvarmesystemet. Dette tal er fremkommet under antagelse af den varmeproduktion, der fortrænges af biogaskraftvarme er varme fra en naturgasfyret kedel med en virkningsgrad på 95 %. 1 Beregnet på baggrund af kuldata fra [5] og antaget elvirkningsgrad på 40%.

DGC-notat 8/21 CO 2 fortrængning - opgraderet biogas afsat via gasnettet I dette tilfælde, hvor det eksisterende naturgasnet anvendes til distribution af opgraderet biogas er det antaget, at gasforbruget ikke ændres fordi en del af naturgassen substitueres af biogassen. Det betyder, at den CO2 mængde der fortrænges svarer til CO2 emissionsfaktoren for naturgas. Dvs. 57 g/mj injiceret biogas. CO 2 fortrængningen ved anvendelse af opgraderet biogas, der er distribueret via det eksisterende naturgasnet, er bestemt som CO 2, fortrængningen,opgrad. til net E biogas EF CO 2, NG Hvor E biogas er energi af den indfyrede biogas EF CO2,varme er emissionsfaktoren for naturgas (57 g/mj). CO 2 fortrængning biogas anvendt til transportformål I stedet for at anvende biogas til kraftvarme, er det muligt at anvende den til transportformål, som erstatning for benzin og diesel. Dette kræves at biogassen opgraderet og tryksættes til omkring 250 bar. CO 2 fortrængning ved anvendelse af biogas til transportformål er her beregnet som EF X EF CO2, fortrængning,transport E biogas biogas, rel CO 2, transport el CO2, el Hvor naturgas,rel er det effektiviteten som motorbrændstof af det brændstof der erstattes i forhold til naturgas EF CO2,transport er CO 2 emissionsfaktoren for det brændstof, der erstattes X el er energiandelen af den opgraderede biogas, der skal anvendes til el til komprimering. Denne udgør 2,5 % af energiindholdet af den opgraderede biogas. Værdier for parametre i ovenstående formel er angivet i Tabel 1. Emissionsfaktorer og og energieffektivitetsfaktorer for benzin og diesel til transport [7] Benzin Diesel CO 2 -Emissionsfaktor g/kwh 262,8 266,4 Energieffektivitetsfaktor (i forhold til naturgas) 106% 110%

DGC-notat 9/21 Beregninger Som tidligere nævnt er der opstillet forskellige scenarier til beskrivelse af miljøbelastningen ved forskellige anvendelser af biogas. Beskrivelse af scenarier For at vurdere forskellige anvendelser af biogas miljømæssigt mod hinanden, er følgende fem forskellige scenarier opstillet. Case 1: Som i dag, hvor gassen anvendes på Thorsø kraftvarmeværk. Case 2: Opgradering og afsætning via naturgasnettet Case 3. Biogassen føres i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk Case 4. Opgradering, gassen substituerer benzin til transport Case 5. Opgradering, gassen substituerer diesel til transport Case 1: Som i dag, hvor gassen anvendes på Thorsø kraftvarmeværk. For Case 1 gælder at der regnes med en biogasproduktion som den. der er i dag på Thorsø Miljø- og biogasanlæg, hvilket er omkring 4,1 mio. m 3 pr år. Biogassen anvendes til kraftvarmeproduktion på Thorsø Kraftvarmeværk. Pga. af manglende varmegrundlag bortkøles årligt en varmemængde svarende til 15 % af den årlige biogasproduktion. Motorerne på Thorsø Kraftvarme anvender både naturgas og biogas. Det er antaget, at den del af metanemissionen fra gasmotoranlægget, der stammer fra biogasforbrænding er det samme, som det der tidligere er målt på biogasmotorer, se Tabel 3. Case 2: Opgradering og afsætning via naturgasnettet Hvis Thorsø kraftvarme i fremtiden vælger at dække varmebehovet på anden måde, f.eks. med varme fra affaldsforbrændingsanlægget i Farsø, må Thorsø miljø- og biogasanlæg afsætte biogasproduktionen til anden side. En mulighed er at opgradere biogassen til naturgaskvalitet og afsætte den via det nærliggende naturgasnet. Til vurderingen den CO 2 -mæssige konsekvens af dette er følgende forudsætninger gjort: Thorsø miljø- og biogasanlæg har mulighed for at udvide biogasproduktionen, hvis det er muligt at afsætte gassen. Man planlægger derfor at udvide biogasproduktionen til 5,6 mio. m 3 pr. år.

DGC-notat 10/21 Der er regnet med et metantab på 1 % af biogasproduktion. Metanemissionen er reduceret til 0,2 % af metanproduktionen vha. af katalytisk rensning. Case 3. Biogassen føres i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk Et alternativ til opgradering kan være anlægge en biogasledning til Bjerringbro Kraftvarmeværk, der vil være i stand til at aftage hele den udvidede biogasproduktion (5,6 mio. m 3 pr. år) uden at bortkøle varme i sommerperioden. Såvel anvendelse af biogas og naturgas som motorbrændstof vil resultere i emission af metan. Metanemissionen er gennemsnitligt lavest ved anvendelse af biogas, hvilket trækker i retning af reduceret emission ved anvendelse af biogas frem for naturgas til motordrift. Anvendelse af biogas som grundlast vil på den anden side medføre færre driftstimer med kedeldrift. Metanemissionen er markant lavere for kedeldrift end for motordrift. Det er derfor antaget, at den lavere emission fra biogas vejes op af de færre driftstimer med kedel og dermed at den samlede metanemission, som følge af introduktion af biogas på Bjerringbro Kraftvarme er uændret. Case 4 og 5. Opgradering, gassen substituerer brændstof til transport. Biogassen kan opgraderes og anvendes til transportformål. Det kræver gassen komprimeres. Effekt af CO 2 kvote systemet De ovenfor angivne CO 2 fortrængninger er kun gældende hvis den alternative anvendelse af biogassen sker på en ikke-kvotebelagt enhed. Hvis biogassen anvendes på en kvotebelagt virksomhed, vil virksomheden behøve tilsvarende færre CO 2 kvoter, som i stedet bliver til rådighed for andre CO 2 emitterende virksomheder. Selvom Thorsø Kraftvarme ikke er en kvotebelagt virksomhed vil den CO 2 - mæssige betydning af anvendelsen af biogas på dette værk påvirkes CO 2 kvotesystemet. Det skyldes, at elproduktion fra Thorsø Kraftvarme vil fortrænge anden kvotebelagt elproduktion. Det betyder, at det øvrige energisystem får kvoter i overskud eller kan øge CO 2 emissionen svarende til besparelse biogasanvendelse på Thorsø Kraftvarme medfører. CO 2 fortrængningen fra varmeproduktionen påvirkes ikke af CO 2 kvotesystemet i det det er antaget at biogassen ikke erstatter kvotebelagt energianvendelse.

DGC-notat 11/21 Hvis biogassen anvendes til kraftvarme på en kvotebelagt virksomhed som Bjerringbro Kraftvarmeværk, vil virksomheden få et overskud af CO 2 kvoter, der modsvarer forbruget af biogas. Der vil derfor ikke være nogen effekt af CO 2 fortrængningen som følge af anvendelse af biogassen. Pt. er der ikke et certificeringssystem til håndtering af biogas distribueret via naturgasnettet. Når det kommer, kan det tænkes at den CO 2 -neutrale biogas vil blive købt og anvendt af såvel kvoteomfattede virksomheder som privatpersoner og ikke-kvoteomfattede virksomheder. Det er her antaget, at sådan system vil fungere som certifikater for grøn elproduktion. Dvs. at de er uden betydning i afgiftsmæssig sammenhæng. Dvs. at de ikke vil fungere som CO 2 kvoter og dermed vil anvendelse af biogas, der opgraderes og distribueres via naturgasnettet påvirkes ikke af CO 2 kvotesystem. Brændstof til transport er ikke omfattet af CO 2 kvotesystemet. Det betyder, at hvis biogas anvendes til transportformål, vil der ske en reel CO 2 fortrængning. Elforbrug til drift af opgraderingsanlæg og komprimering af opgraderet biogas til transportformål vil ikke påvirke de samlede emission af drivhusgasser. Selvom der er en fysisk emission af drivhusgas fra produktion af den el, der bruges på anlægget, så vil der ikke være en tilsvarende øgning af CO 2 emitterende elproduktion et andet sted energisystemet. Det skyldes, at der kun er et givet antal CO 2 kvoter til rådighed for det det samlede system. Resultater På baggrund af de ovenfor beskrevne forudsætninger er indflydelsen af biogasproduktion og forskellige anvendelser biogas blevet bestemt. Væsentligste forudsætninger er samlet i

DGC-notat 12/21 Tabel 2. Desuden er det antaget at biogasanlægget ikke anvendes affald, der ellers ville være blevet spredt på marker.

DGC-notat 13/21 Tabel 2. Forudsætninger for scenarieberegninger Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 5 Som i dag Til net Bjerringbro Transport Transport (Benzin) (Dielsel) Biogas produktion mio. m 3 /år 4,08 5,60 5,60 5,60 5,60 Bortkøling 15% - 0 - - Metanindhold i biogas 65% 65% 65% 65% 65% Metanslip fra opgradringsanlæg - 1,0% - 1,0% 1,0% Metan fra opgrad. til atmosfære - 0,2% - 0,2% 0,2% Metanslip fra biogasmotoranlæg 2,06% - 0% 2 - - På Figur 1 er størrelsen af de enkelte bidrag til den samlede CO 2 emission angivet for de fem forskellige cases. Her af fremgår at det største enkeltbidrag til den samlede CO 2 fortrængning kommer fra fortrængning af andet fossilt brændsel, men også at der kommer et meget betydende bidrag fra reduceret emission af drivhusgasser fra marker. Den største samlede CO 2 reduktion opnås ved at udvide biogasproduktionen i Thorsø og føre biogassen i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk, nemlig 39,4 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn. Det er, som tidligere beskrevet, antaget at metanemission fra motorerne i case 1, er som den gennemsnitlige emission for biogasfyrede motorer, se Tabel 3. Hvis det i stedet antages, at metanemissionen er som for naturgasmotorer, vil den samlede reduktion af emission af klimagasser falde fra 25,1 til 23,9 tons CO 2,ækv pr. år. Medregnes effekten af CO 2 kvotesystemet ser billedet ganske anderledes ud, se Figur 2. I det tilfælde er anvendelse biogassen på det kvotebelagte værk, Bjerringbro Kraftvarmeværk, den CO 2 -mæssigt dårligste løsning. CO 2 fordelen er mere end tre gange større, hvis biogassen i stedet sendes på naturgasnettet eller anvendes til transport. Selv hvis Bjerringbro Kraftvarmeværk ikke var kvotebelagt, ville reduktionen i emission af drivhusgasser falde fra de 39,4 til 18,6 tons CO 2 ækvivalent pr. døgn, når effekten af kvotesystemet medtages. Det skyldes, at det kun er varmeproduktion, der vil fortrænge fossilt baseret energiproduktion. Elproduktionen fra et ikkekvoteomfattet værk vil ganske vist fortrænge elproduktion fra kvoteomfat- 2 Metanemission ved biogasdrift modsvares af et tilsvarende fald fra anvendelse af naturgas.

DGC-notat 14/21 tede værker. Disse får derved kvoter i overskud som kan sælges til virksomheder, der ønsker at øge CO 2 emission fra deres produktion. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur 1. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er ikke medtaget. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur 2. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er medtaget. Betydning af organisk affald kan ses i Bilag 1. For at vurdere betydning af bortkøling af varme, er case 1 regnet igennem med forskellige grader af varmebortkøling. Hvis der ikke bortkøledes varme ville den samlede CO2 reduktion være 27,3 tons pr. år og hvis hele varmeproduktionen, dvs. 52 % af den indfyrede energi, bortkøles reduceres den samlede CO 2 reduktion til 19,6 tons pr. år.

DGC-notat 15/21 30 25 15 % bortkøling svarer Case 1 Samlet sparet CO2 / tons/døgn 20 15 10 5 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% Andel af energien der bortkøles Figur 3. Betydning af andelen af den indfyrede energi, der bortkøles, på det samlede CO 2 bidrag. Reference Case 1, CO 2 - kvotesystem er ikke medregnet. Tilsvarende er betydningen af metanslip fra opgraderingsanlægget vurderet, hhv. med og uden efterbehandling (katalytisk oxidering) af metanslippet. Det er gjort med udgangspunkt i den udvidede gasproduktion fra Thorsø Miljø- og biogasanlæg. Se Figur 4. Metanemission fra en gasmotor svarer til situation Uden metanreduktion i Figur 4. 35 30 Samlet sparet CO2 / tons/døgn 25 20 15 10 5 Uden metanreduktion Med metanreduktion 0 0% 1% 2% 3% 4% 5% Metanslip fra opgradering Figur 4. Betydning af metanslip fra opgraderingsanlæg på det samlede CO 2 bidrag. Reference Case 3, CO 2 - kvotesystem er ikke medregnet. Bortkøling af varme svarende til 15 % af den indfyrede energi, som er tilfældet i dag på Thorsø Kraftvarmeværk medfører et fald af den samlede

DGC-notat 16/21 reduktion af emitterede drivhusgasser på 8 %. Samme effekt har et metanslip på 1,4 % fra et opgraderingsanlæg, hvis metanen ikke efterfølgende oxideres. Hvis den oxideres, er faldet i reduktion ikke 8,0 %, men 2,0 %. Emission af UHC, CO og NO x fra biogasfyrede motorer I forbindelse med et stort emissionskortlægningsprojekt blev emissionen af bl.a. UHC (uforbrændte kulbrinter), CO og NO x målt for både biogasfyrede og naturgasfyrede motorer på danske kraftvarmeværker. De gennemsnitlige værdier er angivet i Tabel 3. Heraf fremgår det, at NO x emissionerne er højere, og UHC emissionerne er lavere fra biogasmotorer end fra naturgasfyrede motorer. Emissionerne er vist sammen med grænseværdier. Tabel 3. Emissioner og grænseværdier for anvendelse af biogas og naturgasfyrede motorer. Målinger fra [2] og grænseværdier fra [8]. Naturgas Biogas Målinger (2002) Grænseværdi (2006 3 ) Målinger (2002) Grænseværdi (2005 3 ) NOx 695 550 1708 1000 mg /m 3 (n) 1 CO 550 500 932 1200 mg /m 3 (n) UHC 1509 1500 932 1500 mg /m 3 (n) 2 1 NO regnes som vægtmæssigt som NO 2, reference O 2 er 5 %. 2 UHC regnes vægtmæssigt som C, reference O 2 er 5 %, el =30 %. 3 Gælder for nye motorer. Eftersom målingerne er udført i 2002, og emissionskravene er gældende fra hhv. 2005 og 2006 er ovenstående ikke et udtryk for, at motorer ikke overholder de gældende emissionskrav. Indtil 2005 var der ikke krav til emissioner fra biogasmotorer. Det betyder, at ind til da var der ingen incitamenter til at mindske emissionerne fra biogasmotorer. Hvis de biogasfyrede motorer skal bringes til at overholde de angivne grænseværdier for NO x emission vil det med stor sandsynlighed medføre højere emission af UHC. Det skyldes at motorjusteringer, der foretages for at redu-

DGC-notat 17/21 cere NO x emissioner oftest resulterer i at UHC emissionerne øges og vice versa. Forskel i gassammensætning for biogas og naturgas kan give anledning til forskel i emissioner, når brændslerne anvendes i motorer. F.eks. kan ammoniak i biogas give anledning øget NO x emission. Den anvendte motortype er nok så væsentlig. Mindre motorer - op til omkring 2 MW el - er typisk åbenkammermotorer, mens store motorer oftest er forkammermotorer. I forbindelse med projektet Start-stop med mindre emission (Eltra PSO projekt 5738) blev der målt emissioner af UHC, CO og NO x på 12 forskellige naturgasfyrede motorer, der er placeret på danske kraftvarmeværker [9]. Motorerne er udvalgt sådan, at de er repræsentative for det samlede gasforbrug for naturgasfyrede motorbaserede kraftvarmeværker i Danmark. Det mindste anlæg leverer godt 700 kw el, og det største godt 6 MW el. De udvalgte motormodeller repræsenterer ca. 85 % af det samlede gasforbrug til naturgasmotorbaseret kraftvarmeproduktion i Danmark. Fire af motorerne er åbenkammermotorer og otte er forkammermotorer. Emissionsfaktorer, der er et udtryk for emissionerne angivet som emitteret stofmængde pr. indfyret energimængde, er vist for de 12 undersøgte motorer i Figur 5 for hhv. CO, NO x og UHC. Hver markering angiver en måling og stregerne angiver gennemsnitsværdien for hhv. forkammermotorerne og åbenkammermotorerne. Af figuren fremgår det, at forkammermotorer generelt har højere UHC emissioner og lavere NO x emissioner end åbenkammermotorerne. Det ses desuden, at der stor spredning på emissionerne fra de forskellige motorer.

DGC-notat 18/21 UHC g/mj NOx / g/mj CO / g/ MJ 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 0,30 0,24 0,18 0,12 0,06 0,00 0,75 0,60 0,45 0,30 0,15 Forkammer- Åbenkammermotorer motorer 0 3 6 9 0 3 6 9 0 3 6 9 12 12 12 Figur 5. Emissionsfaktorer for hhv. CO, NO x og UHC for 12 forskellige naturgasfyrede motorer. Det er derfor rimeligt at antage, at grunden til at NO x emissionerne er højere og UHC emissionerne er lavere for biogasmotorerne end for naturgasfyrede motorer generelt, i højere grad skyldes anvendte motorstørrelser og indstilling til aktuelle miljøkrav end forskellige forbrændingsegenskaber for de to brændsler. Hvis en øget dansk biogasproduktion skal afsættes til eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, er det rimeligt at forvente, at emissionerne væsentligst vil afhænge af, om gassen anvendes på en forkammer- eller en åben-kammermotor. Et studie udført i 1995 konkluderede, at der på samme motortype princippet ikke behøver at være forskel i primæremission af NO x og andelen af brændstof, der passerer uforbrændt gennem en motor ved hhv. naturgas og biogasdrift [10]. Hvis biogas anvendes på eksisterende naturgasfyrede kraftvarmeværker, vil det derfor være rimeligt at antage, at UHC og NO x emissionerne vil være

DGC-notat 19/21 som ved naturgasfyring. Dvs. at NO x emissionerne reduceres og at det vil på bekostning af højere metanemissioner i forhold til anlæg, der i dag kører på biogas alene, jf. Tabel 3.

DGC-notat 20/21 Referencer [1] Nielsen, Lars Henrik; Hjort-Gregersen, Kurt Peter Thygesen, Peter; Christensen, Johannes. Samfundsøkonomiske analyser af biogasanlæg. Rapport nr. 136, Fødevareøkonomisk institut. 2002. [2] Kortlægning af emissioner fra decentrale kraftvarmeværker,. Måleprogram og analyse af emissioner fra gasfyrede decentrale kraftvarmeanlæg <25 MW e. Eltra PSO projekt 3141. Delrapport 4. ISBN 87-7795-237-5. Dansk Gasteknisk Center. 2003. [3] Benjaminsson, Johan. Materiale præsenteret på seminaret Uppgradering av biogas af holdt af Avfall Sverige den 8. april 2008 i Gøteborg. [4] www.energinet.dk [5] Nicolai Bech. Forbrænding Teori og praksis 1. 1989. [6] Energistyrelsen statistik [7] Alternative drivmidler i transportsektoren. Energistyrelsen, januar 2008. [8] Bek nr. 621 af 25/06/2005. Bekendtgørelse om begrænsning af emission af nitrogenoxider, uforbrændte carbonhydrider og carbonmonooxid mv. fra motorer og turbiner. [9] Faster CHP gas engine start with less emission. Summary report. ISBN 978-877795-306-4. DGC rapport. September 2007 [10] Effektivitet, miljøforhold og omkostninger ved biogasdrift af elproducerende gasmotoranlæg. Dansk Gasteknisk Center. 2003.

DGC-notat 21/21 Bilag A. Betydning af affald. Som tidligere nævnt antages det i [1] at 75 % af det organiske affald ville blive spredt på marker, hvis det ikke anvendes i biogasanlæg. Hvis samme antagelse anvendes her, bliver resultatet som vist nedenfor. Alle andre forudsætninger er uændrede. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur A1 Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er ikke medtaget. 10 CO2 eq. / [ton/døgn] 0-10 -20-30 Som i dag Til net Bjerringbro Transport (Benzin) Transport (Diesel) Markbidrag Transport af gylle Slip fra opgraderingsanlæg Slip fra motor CO2 fortrængning El forbrug til opgradering El forbrug til komprimering Elproduktion på biogaanlæg Naturgas til biogasproces Samlet -40-50 Figur A2. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af biogas. Effekt af CO 2 -kvotesystem er medtaget.