Biogas SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE

Energinet.dk Biogas SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE Med fokus på betydning af afsætningssiden Marts 2010

Energinet Biogas SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE Med fokus på betydning af afsætningssiden Marts 2010 Denne rapport er udarbejdet for Energinet.dk i perioden august 2009 til marts 2010. Rapporten er udarbejdet i forbindelse med det fælles udredningsarbejde vedrørende biogas 2 Endelig Marts 2010 TRN ASM/CKD NBA Udgave Betegnelse/Revision Dato Udført Kontrol Godkendt NIRAS Konsulenterne Sortemosevej 2 Telefon 4810 4711 DK-3450 Allerød Fax 4810 4712 Tilsluttet F.R.I E-mail niraskon@niraskon.dk

Samfundsøkonomisk analyse Side 1 Indholdsfortegnelse 1 RESUME OG KONKLUSION... 2 1.1 Baggrund... 2 1.2 Undersøgt scenarier... 2 1.3 Samfundsøkonomisk analyse... 3 1.3.1 Investeringer... 3 1.3.2 Elpriser... 4 1.3.3 Varmepriser... 4 1.3.4 Resultater... 5 2 FORMÅL MED ANALYSEN... 7 3 SCENARIER FOR BIOGASANVENDELSE... 9 4 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE... 12 4.1 Anlægsinvesteringer... 13 4.1.1 Biogasledning... 13 4.1.2 Opgraderingsanlæg... 14 4.1.3 Lager... 14 4.1.4 SRO anlæg... 14 4.1.5 Samlede meranlægsinvesteringer... 15 4.2 Driftsindtægter og omkostninger... 15 4.2.1 El... 15 4.2.2 Varme... 17 4.2.3 Samlede driftsindtægter og omkostninger... 17 4.3 Ikke prissatte eksternaliteter... 18 4.4 Resultater... 19 REFERENCER... 21

Samfundsøkonomisk analyse Side 2 1 RESUME OG KONKLUSION 1.1 Baggrund Optimal udnyttelse af investeringen i et biogasanlæg opnås ved, at der produceres biogas jævnt over døgnet og over året, men dette harmonerer ikke med et fluktuerende el- og varmemarked. Hovedformålet med denne analyse er derfor at få afdækket, hvorvidt det er samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at øge fleksibiliteten i el- og varmeproduktionen fra biogas. Dette kan fx ske ved at bygge biogaslagre, etablere ledninger til flere kraftvarmeanlæg eller at opradere biogas, så det kan ledes ud på naturgasnettet. Herved kan forbruget af biogas i højere grad optimeres i forhold til spotprisen på el og i forhold til varmegrundlaget, der varierer hen over året. Formålet med analysen er, at vurdere den relative forskel, dvs. gevinster og omkostninger, mellem en række scenarier der belyser forskellige strategier til at øge fleksibiliteten i el- og varmeproduktion. 1.2 Undersøgte scenarier Følgende 9 scenarier undersøges (se Figur 1), hvor der ændres på antal km gasledning der etableres, størrelse af lavtrykslager/gasmotor og opgradering af biogas. I scenarie 7 anvendes biogassen delvist til kraftvarme og opgraderes delvist.

Samfundsøkonomisk analyse Side 3 Figur 1: Ni scenarier for biogasanvendelse. 1.3 Samfundsøkonomisk analyse Den gennemførte samfundsøkonomiske analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøministeriets gældende vejledninger for udførsel af samfundsøkonomiske analyser. Overordnet gælder, at Finansministeriets vejledning anvendes i forbindelse med metodiske problemstillinger, Energistyrelsens vejledning ved prissætning af varme og Miljøministeriets vejledning anvendes ved prissætning af miljøeffekter. Der er anvendt en diskonteringsrente på 6 pct. og en nettoafgiftsfaktor på 1,17 i overensstemmelse med vejledningen. Samtlige priser er opgivet som faste 2009- priser. Den samfundsøkonomiske analyse tager udgangspunkt i en marginal tilgang hvor økonomien for et scenarie ses i forhold til et basisscenarie. I analysen er scenarie 1 (5 km biogasledning til mindre kraftvarmeværk, der har bortkøling af varme om sommeren) valgt som basisscenarie. 1.3.1 Investeringer Nedenstående Tabel 1 viser de samlede mer-anlægsinvesteringer ved de enkelte scenarier i forhold til scenarie 1. Investeringen er korrigeret med nettoafgiftsfaktoren. Der er både vist den samlede investering og den årlige investering (annuitet). Det ses, at samtlige scenarier medfører øgede anlægsinvesteringer i forhold til basis på mellem 1,2 3,0 mio. kr.

Samfundsøkonomisk analyse Side 4 Tabel 1: Samlede yderligere anlægsinvesteringer i forhold scenarie 1, køberprisniveau Mer-anlægsinvestering i forhold til scenarie 1 (mio. kr.) Annuitet (mio. kr.) Scenarie 1 - Scenarie 2 12,1 1,2 Scenarie 3 24,2 2,5 Scenarie 4a 5,5 0,6 Scenarie 4b 17,7 1,8 Scenarie 4c 29,8 3,0 Scenarie 5 16,6 1,7 Scenarie 6 13,9 1,4 Scenarie 7 16,6 1,7 1.3.2 Elpriser For at kunne vurdere, hvor meget gevinsten kan øges ved at producere, når elprisen er høj sammenlignet med en jævn produktion, tages udgangspunkt i tidsserier med varierende timepriser på el for et helt år. Da der er tale om en analyse af et fremtidigt anlæg, vurderes det mest hensigtsmæssigt at tage udgangspunkt i modelberegninger af de fremtidige priser. Konkret tages udgangspunkt i timepriser for el baseret på beregninger foretaget i SIVAEL 1 for Vestdanmark år 2015. Priserne for Vestdanmark (vest for Storebælt) er valgt da den overvejende gylleressource og dermed biogaspotentialet er at finde i Vestdanmark. Endvidere er den gennemsnitlige elpris fundet ved at anvende produktionsmønsteret i SIVAEL for et naturgasfyret kraftvarmeværk under 10 MW, der i 2015 vil producere el og varme i 66 pct. af årets timer. 1.3.3 Varmepriser Energistyrelsen forventer en gennemsnitlig fjernvarmepris på 0,30 kr./kwh i perioden 2009-2030. Denne pris indeholder dog både omkostningen til brændsler og øvrig produktion. Sidstnævnte vurderes at udgøre 0,11 kr. af ovenstående pris. Da biogassen her blot substituerer et andet brændsel prissættes fjernvarmen med den gennemsnitlige brændselspris. De gennemsnitlige eksternaliteter ved fjernvarme er 8 øre/kwh. Omfanget af eksternaliteter er dog meget afhængigt af det pågældende værk og brændselstype. Således må det forventes, at større værker har en bedre udnyttelse af brændslet samt mere effektive renseforanstaltninger end mindre værker. Dette er der dog ikke taget hensyn til i analysen. 1 Energinet.dk (2007)

Samfundsøkonomisk analyse Side 5 Såfremt varmeprisen korrigeres med nettoafgiftstabet fås en samfundsøkonomisk fjernvarmepris på 0,31 kr./kwh. 1.3.4 Resultater I alle tilfælde er der tale om et driftsoverskud også selvom driftsomkostningerne fra opgradering i scenarierne 5-7 fratrækkes. Størst driftsoverskud opnås i scenarie 7 med 14,32 mio. kr./år, der er 2,82 mio. kr. større end scenarie 1. Ved at sammenholde driftsindtægterne med den årlige anlægsinvestering, kan der opnås information om, hvor rentable de enkelte scenarier er. Resultateterne i Tabel 2 er vist som merindtægt/omkostning i forhold til scenarie 1. Tabel 2: Årlige mergevinster i forhold til basisscenariet, mio. kr. (scenarieforklaring se Figur 2 og Tabel 3) Scenarie 1 2 3 4a 4b 4c 5 6 7 Årligt merdriftindtægt - 1,79 2,24 0,18 1,97 2,44 1,54 1,54 2,82 Årlig merinvestering - 1,24 2,47 0,57 1,80 3,04 1,70 1,42 1,70 Årligt overskud - 0,56-0,23-0,39 0,17-0,59-0,16 0,11 1,12 Scenarie 7, 2, 4b og 6 giver med de valgte forudsætninger anledning til en yderligere gevinst i forhold til basisscenariet (skrevet i prioriteret rækkefølge). Det skal dog erindres, at opgraderingsanlægget i de to sidstnævnte scenarier ikke indeholder investering i udstyr til propantilsætning, da det antages at være et overgangsfænomen, der løses i takt med, at Danmark begynder at importere gas med en anden brændværdi end naturgas fra Nordsøen. Såfremt udgiften til dette udstyr blev medtaget, ville de to scenarier dog stadig være mere attraktive end basisscenariet. Fælles for de scenarier, som ikke giver anledning til en mergevinst (3, 4a, 4c og 5) i forhold til basisscenariet er, at gevinsten ved fleksibel udnyttelse af gassen ikke modsvarer de tilhørende anlægsinvesteringer. Scenarie 2 giver anledning til en merværdi, da det ikke er nødvendigt at bortkøle varme og dermed kan al varme afsættes. Omkostningen ved at kunne afsætte hele produktionen ledning til et yderligere kraftvarmeværk er mindre end den opnåede merværdi. Der er forudsat en ekstra ledningslængde på 7,5 km. Det er ikke givet, at denne ledningslængde altid vil være tilstrækkelig. I scenarie 4b er det ligeledes muligt, at sælge hele varmeproduktionen, da flere kraftværker aftager varmen. Varmen afsættes til flere mindre kraftvarmeværker, som har en større varmevirkningsgrad end de store kraftvarmeværker, som er i scenarie 4c. Yderligere opnås en højere pris for den producerede el pga. investering i ekstra lager- og motorkapacitet. Begge disse gevinster er større end de årlige meranlægsinvesteringer.

Samfundsøkonomisk analyse Side 6 I scenarie 5, 6 og 7 opgraderes gassen hvorved det bliver muligt at få en høj elpris, idet den opgraderede gas kan lagres i naturgasnettet og anvendes, når prisen er høj. Men investeringen i ét opgraderingsanlæg i scenarie 5 bliver investeringen per m 3 gas så stor, at investeringen ikke kan betale den ekstra gevinst, der opnås ved at kunne forskyde el- og varmeproduktionen. Scenariet med det størst årlige overskud på 1,12 mio. kr. i forhold til basis scenariet, er scenarie 7, hvor biogassen delvist anvendes til kraftvarme (direkte) og delvist opgraderes. Selvom der investeres i et opgraderingsanlæg med kapacitet til at opgradere hele biogasmængden og dette kun bruges i 34 pct. af tiden, er dette det mest rentable scenarie.

Samfundsøkonomisk analyse Side 7 2 FORMÅL MED ANALYSEN Den optimale procesmæssige udnyttelse af et biogasanlæg opnås ved en jævn indpumpning af de forskellige biomasser over døgnet og over året. Biogasprocessen er en biologiske proces, hvor biogasproduktionen er afhængig af stabil indfødning af biomasse både med hensyn til sammensæting og mængde, temperatur, ph mv. Biogas består udover 65 pct. metan af 35 pct. CO 2 og lagring af biogas er kun rentabel i op til 12 timer i lavtrykslager. En jævn produktion og anvendelse af biogas til kraftvarme giver en jævn produktion af el og varme over hele døgnet og året. De nuværende rammer med konstant produktion af biogas, sendt direkte til kraftvarmeværkerne og det eksisterende afgifts- og tilskudssystem 2, giver ikke noget incitament til at optimere elproduktionen i forhold til spotprisen på el. En jævn samproduktion af el- og varmeproduktion betyder endvidere, at der ofte skal bortkøles varme om sommeren, hvis varmeproduktionen er større end det lokale varmemarked. Ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv er en jævn produktion af el fra biogas ikke optimal, fordi der derved produceres el uafhængigt af forbruget af el og den øvrige elproduktion (herunder vindmølle-el, der i perioder dækker hele behovet for elproduktion). Dette giver endvidere en samfundsøkonomisk omkostning i form af køb af regulerkraft, når elproduktionen overstiger elforbruget. I fremtiden forventes øgede fluktuationer i spotprisen i takt med øget vindproduktion, hvilket betyder, at værdien af fleksibel elproduktion vil stige. Hovedformålet med denne analyse er derfor at få afdækket, hvorvidt det er samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt at øge fleksibiliteten i el- og varmeproduktionen fra biogas. Dette kan fx ske ved at bygge biogaslagre, etablere ledninger til flere kraftvarmeanlæg eller at opradere biogas, så det kan ledes ud på naturgasnettet. Herved kan forbruget af biogas i højere grad optimeres i forhold til spotprisen på el og i forhold til varmegrundlaget, der varierer hen over året. Formålet med analysen er at vurdere den relative forskel, dvs. gevinster og omkostninger, mellem en række scenarier, der belyser forskellige strategier til at 2 Dansk Gasteknisk Center (2009).

Samfundsøkonomisk analyse Side 8 øge fleksibiliteten i el- og varmeproduktion. Hermed bliver det muligt, at vurdere hvordan forskellige afsætningsforhold påvirker værdien af el- og varmeproduktion, og dermed værdien af biogas. I tidligere analyser omkring biogas er man stoppet ved selve gasproduktionen, og man har ikke differentieret gassens værdi i forhold til, hvornår eller hvor den er brugt i el- og varmeproduktionen.

Samfundsøkonomisk analyse Side 9 3 SCENARIER FOR BIOGASANVENDELSE Det undersøges hvordan samfundsøkonomien påvirkes ved forskellige strategier til at opnå øget fleksibilitet ved brug af biogas, og der ses således flere scenarier for forbrug af biogas. Scenarierne er vist i Figur 2 og er overordnet beskrevet i Tabel 3. I analysen vil det blive undersøgt om investeringen i yderligere fleksibilitet kan opvejes af den højere gennemsnitlige elpris og eliminering af varmebortkøling. Scenarie 1-3 producerer el og varme jævnt over året, men det er kun i scenarie 1, at der sker bortkøling af varme om sommeren. I scenario 2 og 3 etableres der enten en ekstra biogasledning til kraftvarmeværk nr. 2 eller biogas ledes til et større kraftvarmeværk, hvor varmebehovet om sommeren er større end varmeproduktionen fra biogas. Endvidere varieres værkernes virkningsgrader på el og varme i forhold til størrelsen, se Tabel 3. Scenarie 4 opdeles i 3 underscenarier. Disse underscenarier kombinerer forudsætningerne i scenarie 1, 2 og 3 med 12 timers lagring af gas. Dvs. i scenarie 4a kombineres lagring med afsætning af gassen til et mindre kraftvarmeanlæg, hvor en del af varmen bortkøles om sommeren. I scenarie 4b kombineres lagring med afsætning af gassen til to kraftvarmeanlæg og i scenarie 4c kombineres lagring med afsætning af gassen til et større kraftvarmeanlæg. I scenarie 5 og 6 opgraderes hele biogasproduktionen og anvendes til el- og varmeproduktion svarende til driftsmønsteret for et naturgasfyret kraftvarmeværk under 10 MW (se afsnit 4.2.3). I scenarie 7 anvendes biogassen delvist til kraftvarme og opgraderes delvist. Biogassen anvendes direkte til kraftvarme svarende til driftsmønsteret for et naturgasfyret kraftvarmeværk under 10 MW (se afsnit 4.2.3) og opgraderes de resterende timer. Det antages, at den opgraderede gas efterfølgende omsættes til kraftvarme i kraftvarmeværkets driftstimer.

Samfundsøkonomisk analyse Side 10 Figur 2: Ni scenarier for biogasanvendelse De ni scenarier er endvidere beskrevet i nedenstående Tabel 3.

Samfundsøkonomisk analyse Side 11 Tabel 3: Beskrivelse af de 9 scenarier til overordnet samfundsøkonomisk vurdering Scenarie Beskrivelse 1 (basis) Biogasanlæg tilknyttet ét KV 2 Biogasanlæg tilknyttet to KVer 3 Biogasanlæg tilknyttet stort KV 4 (a, b Ekstra lagring af biogas og c) Øget investering ifht. Basisscenarie KV = Naturgas fyret kraftvarmeværk Afsætning - Bortkølig af varme om sommeren Jævn elproduktion Ekstra biogasledning Ingen bortkøling af varme Jævn elproduktion Øget ledningslængde Ingen bortkøling Jævn elproduktion Gaslager Varmeafsætning og virkningsgrader varieres i a, b og c som i sce. 1, 2, 3 Øget gns. elpris 5 Fuld opgradering Opgraderingsanlæg Ingen bortkøling af varme Øget gns. elpris 6 Fællesopgradering Opgraderingsanlæg Besparelse i opgraderingsanlæg pga. stordriftsfordele 7 Delvis opgradering Opgraderingsanlæg Besparelse i driften af opgradering pga. anvendelse til KV ved høj elpris Ingen bortkøling af varme Øget gns. elpris Ingen bortkøling af varme Øget gns. elpris Virkningsgrad % El Varme 35 35 15 % bortkøling 35 50 40 45 40 50 40 50 40 50 For yderligere beskrivelser af de ni scenarier henvises til rapporten Drifts- og samfundsøkonomisk analyse af biogasproduktion, NIRAS marts 2010.

Samfundsøkonomisk analyse Side 12 4 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE En samfundsøkonomisk analyse adskiller sig fra en driftsøkonomisk analyse ved at se på det konkrete projekt fra samfundets perspektiv i stedet for investorens. Dvs. at økonomien betragtes ud fra det danske samfunds samlede perspektiv og ikke blot en enkelt producents. Dette har en række konsekvenser for den anvendte metode, f.eks. inddrages tilskud og afgifter ikke i en samfundsøkonomisk analyse, da de blot ses som overførsler af midler fra en aktør til en anden. Der er således ikke en reel ressourceomkostning knyttet til en sådan overførsel 3. I en samfundsøkonomisk analyse inddrages til gengæld miljøeffekter, da de også kan være en omkostning/gevinst for samfundet, selv om de ikke er opgjort i kroner og ører. En miljøeffekt - også kaldet en eksternalitet kan påvirke befolkningen eller naturen negativt og medføre samfundsomkostninger til imødegåelse heraf. I rapporten er der prissat en række eksternaliteter. Endvidere er der beskrevet to eksternaliteter, der ikke har kunnet prissættes. Rent teknisk opgøres alle priser i en samfundsøkonomisk analyse i såkaldte køberprisniveauer eller markedspriser. Dette betyder, at de faktiske investeringsog driftsomkostninger opskrives med den såkaldte nettoafgiftsfaktor 4. Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøministeriets gældende vejledninger for udførelse af samfundsøkonomiske analyser. Overordnet gælder, at Finansministeriets vejledning anvendes i forbindelse med metodiske problemstillinger, Energistyrelsens vejledning ved prissætning af varme og Miljøministeriets vejledning anvendes ved prissætning af miljøeffekter. 3 Dette er tilfældet, så længe der ses bort fra skatteforvridningstabet. Såfremt et projekt finansieres af offentlige midler, skal anlægsudgiften korrigeres for dette tab. 4 Finansministeriet er ved at opdatere deres vejledning i samfundsøkonomisk analyse. Men i forbindelse med beregninger af klimastrategien bruges en nettoafgiftsfaktor på 1,35.

Samfundsøkonomisk analyse Side 13 Der er anvendt en diskonteringsrente på 6 pct. og en nettoafgiftsfaktor på 1,17 i overensstemmelse med vejledningen. Samtlige priser er opgivet som faste 2009- priser. Den samfundsøkonomiske analyse tager udgangspunkt i en marginal tilgang, hvor økonomien for et scenarie ses i forhold til et basisscenarie. I analysen er scenarie 1 (5 km biogasledning til mindre kraftvarmeværk, der har bortkøling af varme om sommeren) valgt som basisscenarie. 4.1 Anlægsinvesteringer Da fokus i indeværende analyse er på afsætningssiden medtages udelukkende de anlægsinvesteringer, som vedrører afsætning af gassen. Dvs. der tages udelukkende hensyn til anlæg af biogasledning, opgraderingsanlæg, lager og SROanlæg. I samtlige scenarier antages, at biogasanlægget finansieres af en privat investor og anlægsinvesteringerne korrigeres derfor ikke med skatteforvridningstabet 5. 4.1.1 Biogasledning I basisscenariet er det forudsat, at der etableres en 5 km lang gasledning til et mindre kraftvarmeanlæg. Dette ledningsnet udbygges i de scenarier, hvor der ikke sker opgradering. Enten ved at ledningen bygges længere, så et større kraftvarmeanlæg kan blive forsynet eller ved at flere mindre kraftvarmeanlæg bliver forbundet til biogasanlægget. I Tabel 4 ses antal km. Tabel 4: Yderligere anlægsinvesteringer til gasledning i forhold til scenarie 1 Gasledning km Mer-anlægsinvestering ift scenarie 1 (mio. kr.) Scenarie 1 (KV, 5 km, bortkøling) 5 - Scenarie 2 (KV, 12,5 km/ingen bortkøling) 12,5 12,1 Scenarie 3 (KV 20 km/ingen bortkøling) 20 24,2 Scenarie 4a (Sce. 1 + 12 timer gaslager) 5 - Scenarie 4a (Sce. 2 + 12 timer gaslager) 12,5 12,1 Scenarie 4a (Sce. 3 + 12 timer gaslager 20 24,2 Scenarie 5, 6 og 7 (5 km, Opgradering/delvis opgradering) 5-5 Såfremt det blev antaget, at investeringen var offentlig, skulle anlægsudgiften korrigeres med skatteforvridningstabet. Dette skyldes, at det er forbundet med omkostninger for staten at opkræve skatter og afgifter, som kan finansiere anlægget.

Samfundsøkonomisk analyse Side 14 4.1.2 Opgraderingsanlæg Anlægsinvestering til opgraderingsanlæg omfatter bygning af et kompressorrum, gasopgradering (fjernelse af CO 2 ), net injection, odorsering og metanreduktion. Investeringen hertil afhænger af om der er tale om en decentral (dvs. opgraderingen sker på biogasanlægget) eller et centralt opgraderingsanlæg til flere biogasanlæg. Tabel 5: Yderligere anlægsinvesteringer til opgradering i forhold til scenarie 1 Mer-anlægsinvestering i forhold til scenarie 1 (mio. kr.) Scenarie 1 - Scenarie 2-4 - Scenarie 5 (fuld opgradering) 15,9 Scenarie 6 (fuld opgradering fælles for flere biogasanlæg) 13,2 Scenarie 7 (delvis kraftvarme/opgradering) 15,9 4.1.3 Lager I scenarie 4 etableres et lager på 12 timer til rå biogas (65 pct. metan og 35 pct. CO 2 ). Hermed bliver det muligt at time produktionen, så produktionen sker, når el prisen er høj. Forskellen mellem scenarie 4a, b og c ligger i om afsætningen sker til et mindre kraftvarmeanlæg (4a), flere mindre (4b) eller et større kraftvarmeanlæg (4c) og er dermed ikke et udtryk i forskel i lagerkapacitet. Endvidere er der medtaget ekstra motorkapacitet til at kunne afbrænde ekstra gas, hvis prisen er over 0,391 kr./mwh og der samtidig er biogas i lageret. Anlægsinvesteringen til oprettelse af lager og ekstra motor er 5,3 mio. kr. 4.1.4 SRO-anlæg Automatiseringen af biogasanlægget og afsætningen af biogassen sker ved hjælp af et styring-, regulerings- og overvågningsanlæg (SRO-anlæg). Omkostningerne til at etablere et SRO-anlæg afhænger af, hvor mange følere, ventiler, pumper mv. der er tilsluttet anlægget. Det er på baggrund af udskiftning af eksisterende biogasanlægs SRO-anlæg skønnet hvad omkostningen til SRO-anlægget er i de enkelte scenarier, se Tabel 6. Tabel 6: Omkostninger til SRO anlæg Mer-anlægsinvestering i forhold til scenarie 1 (mio. kr.) Scenarie 1 - Scenarie 2-3 - Scenarie 4a-c 0,3 Scenarie 5-7 0,7

Samfundsøkonomisk analyse Side 15 4.1.5 Samlede meranlægsinvesteringer Nedenstående Tabel 7 viser de samlede mer-anlægsinvesteringer ved de enkelte scenarier i forhold til scenarie 1. Investeringen er korrigeret med nettoafgiftsfaktoren. Der er både vist den samlede investering og den årlige investering (annuitet). Det ses, at samtlige scenarier medfører øgede anlægsinvesteringer i forhold til basis på mellem 1,2 3,0 mio. kr. Tabel 7: Samlede yderligere anlægsinvesteringer i forhold scenarie 1, køberprisniveau Mer-anlægsinvestering i forhold til scenarie 1 (mio. kr.) Annuitet (mio. kr.) Scenarie 1 - Scenarie 2 12,1 1,2 Scenarie 3 24,2 2,5 Scenarie 4a 5,5 0,6 Scenarie 4b 17,7 1,8 Scenarie 4c 29,8 3,0 Scenarie 5 16,6 1,7 Scenarie 6 13,9 1,4 Scenarie 7 16,6 1,7 I det næste afsnit vil det blive belyst hvilke meromkostninger og indtægter der er ved de forskellige scenarier. Herved bliver det muligt, at vurdere om de øgede anlægsinvesteringer tjener sig selv hjem gennem øgede indtægter. 4.2 Driftsindtægter og omkostninger Tre elementer spiller ind, når driftsindtægterne og omkostningerne skal vurderes. Dette er: Opnåelig elpris Opnåelig varmepris Mulighed for at afsætte hele produktionen Herudover er i scenarierne 5-7 omkostninger til opgradering. 4.2.1 El I analysen optimeres produktionen på forskellige måder i de enkelte scenarier for dermed at øge den samfundsøkonomiske gevinst. For at kunne vurdere, hvor meget gevinsten kan øges ved at producere, når el-prisen er høj sammenlignet med en jævn produktion, tages udgangspunkt i tidsserier med varierende timepriser på el for et helt år. Dette kan gøres på baggrund af faktiske historiske timepriser eller på baggrund af modelberegninger. Da der er tale om en analyse

Samfundsøkonomisk analyse Side 16 af et fremtidigt anlæg, vurderes det mest hensigtsmæssigt at tage udgangspunkt i modelberegninger af de fremtidige priser. Konkret tages udgangspunkt i timepriser for el baseret på beregninger foretaget i SIVAEL 6 for Vestdanmark år 2015. Priserne for Vestdanmark (vest for Storebælt) er valgt, da den overvejende gylleressource og dermed biogaspotentialet er at finde i Vestdanmark. Endvidere er den gennemsnitlige elpris fundet ved at anvende produktionsmønsteret i SIVAEL for et naturgasfyret kraftvarmeværk under 10 MW, der i 2015 vil producere el og varme i 66 pct. af årets timer. Såvel den gennemsnitlige timepris på el (0,418 kr./kwh) samt den gennemsnitlige samfundsøkonomiske elpris fremgår af nedenstående Tabel 8 (0,545 kr./kwh). Den samfundsøkonomiske elpris fremkommer ved dels at korrigere spotprisen med nettoafgiftsfaktoren, dels tillægge værdien af eksternaliteter. De medregnede eksternaliteter omfatter metan (CH 4 ), lattergas (N 2 O), SO 2 og NO x. Værdien heraf er 6 øre/kwh. CO 2 medtages ikke, idet værdien heraf allerede indgår i elprisen igennem kvotesystemet. Tabel 8: Gennemsnitlige elpriser i kr./kwh i 2015 for Vestdanmark opskrevet til 2009 priser (Energinet.dk 2007) Scenarie 1 2 3 4a, b og 5 6 7 c Gennemsnitlige elpriser (spotpriser) 0,418 0,418 0,418 0,429 0,453 0,453 0,453 Tillagt eksternaliteter og opskrevet med nettoafgiftsfaktoren 0,545 0,545 0,545 0,558 0,586 0,586 0,586 Det ses af ovenstående Tabel 8, at elprisen ikke er ens i de forskellige scenarier, da der i scenarierne 1 til 3 produceres el jævnt over året til en gennemsnitlig elpris på 0,418 kr/mwh. I scenarie 4, hvor biogassen lagres (12 timer lager) og bruges i den ekstra installerede motorkapacitet, når elprisen er større end 0,391 kr/mwh 7, er den gennemsnitlige elpris 0,429 kr./kwh. Denne elpris er beregnet under forudsætning af, at biogassen lagres, dvs. der produceres ikke el, såfremt elprisen er under 0,391 kr./kwh. Dette er dog kun muligt i de perioder, hvor der er plads på lageret. Er prisen større end 0,391 produceres el, som dermed kan sælges til en merpris. 6 Energinet.dk (2007) 7 Valgt da den ud fra time-elpriserne i det givne år (2015) giver den største gennemsnitlige elpris ved brug af lageret. Denne pris vil variere fra år til år afhængig af pristendensen i markedet.

Samfundsøkonomisk analyse Side 17 I scenarie 5, 6 og 7 (delvis) opgraders biogassen til naturgaskvalitet. Herved kan naturgasnettet være et lager for gassen, hvorved det kan sikres, at produktionen sker, når elprisen er høj og varmen samtidig kan udnyttes (der produceres el og varme 66 pct. af årets timer). Den gennemsnitlige elpris er her 0,453 kr./kwh. 4.2.2 Varme Varmeprisen er i modsætning til elprisen ikke en markedspris, men en omkostningsbestemt pris. Det er valgt, at tage udgangspunkt i den gennemsnitlige fjernvarmepris fra Energistyrelsens fremskrivninger (Energistyrelsen 2009). Denne dækker over store lokale forskelle i fjernvarmeprisen. Pga. stordriftsfordele (economy of scale) må fjernvarmeprisen fra småværker således forventes at være højere end fra større værker, men det er der her valgt at se bort fra. Energistyrelsen forventer en gennemsnitlig fjernvarmepris på 0,30 kr./kwh i perioden 2009-2030. Denne pris indeholder dog både omkostningen til brændsler og øvrig produktion. Sidstnævnte vurderes at udgøre 0,11 kr. af ovenstående pris. Da biogassen her blot substituerer et andet brændsel, prissættes fjernvarmen med den gennemsnitlige brændselspris. De gennemsnitlige eksternaliteter ved fjernvarme er 8 øre/kwh. Omfanget af eksternaliteter er dog meget afhængig af det pågældende værk og brændselstype. Således må det forventes, at større værker har en bedre udnyttelse af brændslet samt mere effektive renseforanstaltninger end mindre værker. Dette tages der dog ikke højde for i analysen. Såfremt varmeprisen korrigeres med nettoafgiftstabet fås en samfundsøkonomisk fjernvarmepris på 0,31 kr./kwh jf. Tabel 9. Tabel 9: Beregning af fjernvarmepris Kr./kWh Gennemsnitlig fjernvarmepris 0,30 Produktionsomkostning 0,11 Gennemsnitlig brændselspris for fjernvarme 0,20 Brændselspris korrigeret med nettoafgiftsfaktoren 0,23 Værdi af eksternaliteter 0,08 Samfundsøkonomisk fjernvarmepris 0,31 4.2.3 Samlede driftsindtægter og omkostninger Tabel 10 nedenfor sammenfatter driftsindtægter og omkostninger for de analyserede scenarier. Det ses, at basisscenariet (1) har de mindste årlige indtægter (gennemsnitlig elpris og bortkøling af varme), mens scenarie 5-7 har de største. I alle tilfælde er der dog tale om et driftsoverskud, også selvom driftsomkost-

Samfundsøkonomisk analyse Side 18 ningerne fra opgradering i scenarierne 5-7 fratrækkes. Størst driftsoverskud opnås i scenarie 7 med 14,32 mio. kr./år, der er 2,82 mio. kr. større end scenarie 1. Ved at sammenholde tabellens resultat med anlægsinvesteringen kan der opnås information om hvor rentable de enkelte scenarier er. Dette gøres i afsnit 4.4 Tabel 10: Årlige driftsindtægter og omkostninger, mio. kr. for hele biogasanlægget Scenarie 1 2 3 4a 4b 4c 5 6 7 Driftsindtægter Elsalg 7,31 7,31 8,36 7,49 7,49 8,56 8,99 8,99 8,99 - merværdi af elsalg i forhold til basis - - 1,04 0,18 0,18 1,25 1,67 1,67 1,67 Værdi af varmeproduktion 4,19 5,98 5,38 4,19 5,98 5,38 5,98 5,98 5,98 - merværdi af varmeproduktion i forhold til basis - 1,79 1,20 0,00 1,79 1,20 1,79 1,79 1,79 Driftsomkostninger Opgradering 1,93 1,93 0,65 Total 11,50 13,30 13,74 11,68 13,47 13,95 13,04 13,04 14,32 - Merværdi i forhold til basis - 1,79 2,24 0,18 1,97 2,44 1,54 1,54 2,82 4.3 Ikke prissatte eksternaliteter Biogas medfører en række gevinster for samfundet. Flere af disse er rettet mod produktionssiden. Eksternaliteter, som særligt vedrører afsætningssiden er: Regulerkraft I regulerkraftmarkedet tilvejebringes den fleksibilitet til op- og nedregulering af produktionen, som Energinet.dk køber til balancering af forbrug og produktion i driftsøjeblikket. Regulerkraftbehovet afhænger af, i hvilken grad det er lykkedes at forudsige eksempelvis vindkraftproduktionen i spotmarkedet forud for driftsøjeblikket. Jævn produktion af biogas, der tilføres lokalt kraftvarmeværk, medfører en ikkefleksibel el- og varmeproduktion. Såfremt det forudsættes, at biogas erstatter naturgas som brændsel i kraftvarmesektoren uden opgradering/brug af gasnettets fleksibilitet, vil mere fleksible anlæg på naturgas efterhånden blive erstattet af ikke-fleksible anlæg. Dette vil betyde, at antallet af MW, der bydes ind i regulerkraftmarkedet vil blive reduceret. Den samfundsøkonomiske konsekvens heraf lader sig vanskeligt kvantificere, hvorfor det i denne rapport er undladt at indregne det tab, som reduktionen af regulerkraftudbuddet giver anledning til. Nødforsyning i Naturgasnettet

Samfundsøkonomisk analyse Side 19 Energinet.dk har en nødforsyningsplan ved nedbrud af gasforsyningen fra Nordsøen således, at man stadig kan forsyne gaskunderne i minimum 60 vinterdage. Nødforsyningsplanen indbefatter gaslagring i de centrale lagre, samt stop for gasforsyning hos typisk de store kunder. Energinet.dk betaler de kunder, der har mulighed for at reducere deres gasforbrug i forhold til den mængde (m 3 ) de kan reducere deres gasforbrug med. Hvert år afholdes en auktion hvor gaskunderne (typisk de store gaskunder) kan byde ind med en pris og en mængde de kan reducere gasforbruget med i tilfælde af nedbrud på gasforsyningen fra Nordsøen. Prisen har de senere året varieret mellem 0,2 0,4 kr/m 3 som kunden forpligtiger sig til at afstå i et nødstilfælde. I 2008 betalt energinet.dk ca 130 mio. kr. for at opretholde nødforsyningsplanen. Ved tilførslen af opgraderet biogas til naturgasnettet vil der være et mindre behov for køb af afbrydelig gasleverance. Det har ikke været muligt, at kvantificere hvor stor indflydelse opgraderet biogas vil have på prisen på den auktionerede afbrydelig gasleverance i 2015 4.4 Resultater Ved at sammenholde det årlige mergevinst med de årlige ekstra investeringsomkostninger fås et indblik i hvor store gevinster de forskellige afsætningsmuligheder giver anledning til. Resultatet er vist i Tabel 11. Tabel 11: Årlige mergevinster i forhold til basisscenariet, mio. kr. (scenarieforklaring se Figur 2 og Tabel 3) Scenarie 1 2 3 4a 4b 4c 5 6 7 Årligt merdriftindtægt - 1,79 2,24 0,18 1,97 2,44 1,54 1,54 2,82 Årlig merinvestering - 1,24 2,47 0,57 1,80 3,04 1,70 1,42 1,70 Årligt overskud - 0,56-0,23-0,39 0,17-0,59-0,16 0,11 1,12 Scenarie 7, 2, 4b og 6 giver med de valgte forudsætninger anledning til en yderligere gevinst i forhold til basisscenariet (skrevet i prioriteret rækkefølge). Det skal dog erindres, at opgraderingsanlægget i de to sidstnævnte scenarier ikke indeholder investering i udstyr til propantilsætning, da det antages at være et overgangsfænomen, der løses i takt med, at Danmark begynder at importere gas med en anden brændværdi end naturgas fra Nordsøen. Såfremt udgiften til dette udstyr blev medtaget, ville de to scenarier dog stadig være mere attraktive end basisscenariet. Fælles for de scenarier, som ikke giver anledning til en mergevinst (3, 4a, 4c og 5) i forhold til basisscenariet er, at gevinsten ved fleksibel udnyttelse af gassen ikke modsvarer de tilhørende anlægsinvesteringer. Scenarie 2 giver anledning til en merværdi, da det ikke er nødvendigt at bortkøle varme og dermed kan al varme afsættes. Omkostninger ved at kunne afsætte hele produktionen ledning til et yderligere kraftvarmeværk er mindre end