RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s • Dr. Neergaards Vej 5B • 2970 Hørsholm • Tlf. 2016 9600 • Fax 4516 1199 • www.dgc.dk • [email protected] Biogas til nettet Projektrapport Maj 2009
Welcome message from author
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
RA
PP
OR
T
Dansk Gasteknisk Center a/s • Dr. Neergaards Vej 5B • 2970 Hørsholm • Tlf. 2016 9600 • Fax 4516 1199 • www.dgc.dk • [email protected]
Biogas til nettet
ProjektrapportMaj 2009
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 ..................................................................................................................3 FORORD
2 ............................................................................................................4 BAGGRUND
3 .................................................................................5 OPGRADERING AF BIOGAS
3.1 ............................................................................................................................................................ 5 Teknik
3.2 ....................................................................................................................................... 6 Krav til gaskvalitet3.2.1 ..................................................................................................................... 6 Brændværdi og wobbeindeks3.2.2 ................................................................................................................. 6 Karburering til naturgaskvalitet
3.3 ........................................................................................................................................ 7 Krav i andre lande
3.4 ......................................................................................................................... 8 Opgraderingsomkostninger3.4.1 ............................................................................................................................ 9 Effekt af anlægsstørrelse
3.5 ............................................................................................................................. 10 Transportomkostninger
3.6 .............................................................................................................. 10 Energiforbrug og metanemission
4 ...............................12 RAMMEBETINGELSER FOR OPGRADERING AF BIOGAS4.1.1 ....................................................................................................................... 12 Afgifts- og tilskudsforhold
4.2 ............................................................................................ 12 Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas4.2.1 ................................................................................ 13 Prisdannelse på og håndtering af opgraderet biogas
5 ...........................................................................................14 STYRING AF NETTET5.1.1 ................................................................................................................................ 15 Lagring ved linepack
6 ................................16 BIOGAS PÅ NATURGASNETTET - ROLLER OG ANSVAR
6.1 ................................................................................... 16 Modeller for håndtering af opgradering af biogas6.1.1 ................................................................................... 18 Distributionsselskaber og opgraderingsaktiviteter
7 .........................................................................................19 MARKEDSMODELLER7.1.1 .............................................................................. 19 Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas7.1.2 ................................................................................................................... 20 Mulige nye markedsmodeller
8 .................................................................................................23 DRIFTSØKONOMI
9 ...................................................................26 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE
10 .........................................29 MILJØFORHOLD VED ANVENDELSE AF BIOGAS10.1.1 ................................................................................................................ 31 NO og kulbrinteemissionerx
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 m3 gaslager på biogasanlægget, der muliggør en vis tarifdrift. Ka-
paciteten 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 natur-
gas.
På trods af at biogassen kun udgør 60 % af det årlige brændselsforbrug, må
kraftvarmeværket bortkøle en energi svarende til 10-15 % af den årlige bio-
gasproduktion. 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 forlæn-
get, da Thorsø Kraftvarme undersøger andre muligheder. Thorsø Kraftvar-
me 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 pro-
duktionen, så derfor blev det besluttet at undersøge mulighederne for at op-
gradere biogassen og sende gassen ud på naturgasnettet og anvende det ek-
sisterende 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 be-
sværliggør 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 CO2 fjernes.
3.1 Teknik
I det følgende gives en kort gennemgang af, hvordan biogas kan renses for
forskellige uønskede komponenter.
Svovlbrinte, H2S, 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 H2S 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 CO2-fjernelse er
Pressure Swing Adsorption (PSA)
Fysisk absorption - vandskrubberanlæg
Kemisk absorption – aminvaskeanlæg
Ved PSA-processen udnyttes, at CO2 i langt højere grad end metan vil ad-
sorberes på overfladen af fx aktivt kul. Adsorption sker ved højt tryk, og den
adsorberede CO2 kan efterfølgende frigives ved lavt tryk.
Ved tilsvarende for processer, der er baseret på fysisk absorption, udnyttes
det, at CO2 lettere opløses i vand eller anden væske end CH4. I vandskrub-
beranlæg udnyttes at opløseligheden er størst ved højt tryk, og derfor sker
kontakten mellem biogas og absorbent ved højt tryk. Efterfølgende kan ab-
sorbenten regenereres ved at sænke trykket.
DGC-rapport 6
Ved kemisk absorption udnyttes det, at CO2 absorberes kemisk ved lav tem-
peratur (40 °C) ved kontakt med en absorbent, bestående af vandig opløs-
ning f.eks. mono- og dietanolamin (MEA og DEA) .
For yderligere detaljer og referencer refereres til projektnotatet ” Opgrade-
ring – 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 for-
hold 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/m3(n). Biogas (65 % CH4, 35 %
CO2) har et Wobbetal på 27,3 MJ/m3n, og ren metan har et på 53,5
MJ/m3(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 bio-
gassen.
3.2.2 Karburering til naturgaskvalitet
Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet kan man vælge at kar-
burere med - dvs. tilsætte - propan sådan at gassen har en brændværdi sva-
rende 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 euro-
pæiske gasindustri, har samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikke-
konventionelle 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
injektion Begrænset
injektion CH4 > 96 % >97% >96% >50% CO2 < 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
H2S < 5 mg/m³ < 5 mg/m³
(H2S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³
Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O2 < 0,5 % <0,01% <0,5%1 <1% <0,5% <0,5% H2 < 4 % <6% <5 % <0,5% <5% <5% Vand dug-punkt
-8°C/40 bar <5°C ved
MOP2 Jordtem-peratur
<32 mg/m³ <60% <60%
Kulbrinte-dugpunkt
0°C ved OP3 < 2°C
(1-70 bar) Jordtem-peratur
Wobbe index
47,9 – 56,5 MJ/m³
49,1-56,5 MJ/m³ for H
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 brænd-værdi
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
Relativ den-sitet
0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70
Odorant Gas to be
odorized at consumer
15-40 mg THT/m³
Gas to be odorized at consumer
15-25 mg THT/m³
15-25 mg THT/m³
Halogenerede komponenter
4
0 mg/m³
< 1 mg Cl /m³
< 10 mg F /m³
0
Ammoniak Teknisk rent <20 mg/Nm³ partikler Teknisk rent Teknisk rent Kviksølv < 1 μg/m³
Siloxaner5
< 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 op-
gradering af biogas, PSA (Pressure Swing Adsorption) og vandskrubberan-
læg. Begge teknologier vurderes at kunne anvendes i Danmark.
Det er forsøgt, men det har endnu ikke været muligt at få tilsvarende detalje-
rede prisoplysninger om den sidste af tre konventionelle opgraderingstekno-
logier, MEA vask. Desuden redegøres kort for energiforbrug og metanemis-
sioner i forbindelse med opgradering af biogas.
Prisen for opgradering af en biogasproduktion på 5,6 mio. m3 biogas pr. år
og en biogas bestående af 65 % metan, er blevet vurderet ud fra leverandør-
oplysninger. Med en driftstid på 8300 timer pr. år svarer det til 675 m3/h.
Med et PSA anlæg fra CarboTech bliver nettoprisen 1,13 kr. pr. m3 opgrade-
ret metan og for et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water bliver prisen
1,09 kr. pr. m3 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. / m3 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 m3 rå biogas pr. time.
Pris for opgradering, inkl. måling og kontrol var hhv. 1.11 og 0,78 kr./m3
CH4 af hhv. 300 og 1000 m3 rå biogas pr. time. Dvs. der er overensstem-
melse 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.
m3 pr. år. Baseret på leverandøroplysninger.
Kr. / m3 CH4
PSA
CarboTech
Vandvask
Malmberg Water
Kapitalomkostninger 0,40 0,51
Heraf propantilsætning 0,03 0,03
Driftsomkostninger
(eksl. Propantilsætning) 0,51 0,36
Propan (nettoudgift1) 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 undersøgel-
se, se Figur 1. Søjlerne i Figur 1 indikerer prisen for opgradering af en bio-
gas med et metan indhold på 53 %. Det viste er eksklusiv eventuel propan-
tilsætning. 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.
Figur 1. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser.
Data fra projektet ”Biogas til nettet” uden propantilsætning. Omregnet til 53% metan.
DGC-rapport 10
3.5 Transportomkostninger
Omkostningerne til distribution af opgraderet biogas er de samme som di-
stributionsomkostninger for naturgas. I notatet fra 2007 blev de samlede
distributionsomkostninger opgjort til 0,50 kr./m3.
Hvorvidt disse skal inkluderes når prisen for opgraderet biogas sammenlig-
nes med prisen for naturgas, afhænger af, hvorvidt distributionsomkostnin-
gerne 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 distributi-
onsomkostningerne.
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 vandskrubberan-
læg svarer til knap 4 % af energien den rå biogas. Varmeforbruget til opgra-
dering 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 anven-
des 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 elimi-
nere metanemissionen ved en oxidationsproces. Varmen fra oxidationspro-
cessen kan erstatte en del af den varme, der er krævet til biogasproduktion.
Dvs. metantabet fra selve opgraderingsprocessen kan nyttiggøres som pro-
cesvarme, hvis opgraderingen og biogasproduktionen foregår samme sted.
DGC-rapport 11
Tabel 3. Forskellige egenskaber for forskellige opgraderingsteknologier
PSA Vandskrubber MEA vask
Varmebehov
[kWh/m3 biogas]
0 0 0,47@ 105 °C
El forbrug
[kWh/m3 biogas]
0,25 0,25 0,031
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 H2S 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 Bi-
lag 3.
DGC-rapport 12
4 Rammebetingelser for opgradering af biogas
Hele det danske system til håndtering af biogasproduktion er opbygget un-
der 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
m3 biogas. Støtten udmøntes gennem tilskud til biogasbaseret kraftvarme-
produktion og afgiftsfritagelser.
Tilskud til produktion af biogas gives i tre led:
- gennem tilskud til elproduktion
- gennem afgiftsfritagelse på varme
- ved fritagelse for CO2- afgift.
Medmindre loven ændres, vil opgradering af biogas til naturgasnettet være
økonomisk uinteressant.
Ændres loven, så det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m3-
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./m3 naturgasækvivalent
biogas (2009).
4.2 Uudnyttede muligheder for salg af grøn gas
Efter gældende lovgivning fastsættes prisen på biogas lokalt efter forhand-
ling med det kraftvarmeværk, der står som aftager af biogassen.
Som leverandører til kraftvarmeværker er biogasanlæg underlagt varmefor-
syningsloven. Det betyder, at prisen på biogas hverken må overstige substi-
tutionsprisen eller den omkostningsbestemte pris.
Den gældende lovgivning, hvor varmeforsyningsloven i vid udstrækning
fastsætter rammerne for afregning af biogas, fjerner incitamentet til udbyg-
ning 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 pris-
dannelsen på biogas. Selv om biogas naturligt fortrænger fossil gas, spiller
lokale forhold ind, så koblingen mellem biogaspris og naturgaspris udvi-
skes.
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 gas-
markedet, 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 di-
rekte 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 distribu-
tionsledninger, og nettet er derfor så udstrakt, at der er stor sandsynlighed
for, at et biogasanlæg – uden større ledningsarbejde – kan tilsluttes natur-
gasnettet. 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 kraftvar-
meværker, 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 opgraderingsan-
lægget. Også i ferieperioden i juli er forbruget større end produktionen. For-
bruget er angivet i Figur 2 for hhv. en vinterdag med højt forbrug og en
sommernat, hvor forbruget er lavt.
Figur 2. Forbrug i distributionsnettet.
Ans 43 ; 172
Ans FVV 1 ; 726
Fabrik 1/2 10/370 ; 87/595
Høbjerg 13 ; 52
Forbrug Sommernat m3/h Rødkærsbro FVK 13 ; 732
Rødkærsbro 13 ; 52
M/R Rødkærsbro-120 ; -2914
Vejerslev 16 ; 64
THMB 37 ; 148 Thorsø FV
1 ; 475
Aidt 17 ; 68
Sommer natforbrug: Fabrik 1og 2, fjv. Værker slukket, 10% for øvrige Vinter dagforbrug: Distributionsaftaler og 40% for øvrige
Forbrug Vinterdag m3/h
DGC-rapport 15
Der er dog enkelte timer, hvor den planlagte produktion af opgraderet bio-
gas overstiger aftaget, se Figur 3, der viser en varighedskurve over naturgas-
forbruget i distributionsnettet i 2007. Den røde linje indikerer produktionen
af opgraderet biogas fra THMB.
M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 2007
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
0
100200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
12001300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
23002400
2500
Nm³/h
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 m3(n)/time, som er den
maksimale planlagte leverance fra opgraderingsanlægget. For en periode
med meget lavt forbrug, dvs. en sommerweekend, hvor behovet fra rumop-
varmning 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 m3(n)/time større end for-
bruget 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 produktio-
nen 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 tryk-
styring kan etableres for en anlægsinvestering på kr. 235.000.
Hvis forbruget i et distributionsnet er så lavt, at det i perioder bliver nød-
vendigt 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 drifts-
omkostningerne 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 forskel-
lige 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 op-
graderingsanlægget. Den kommercielle gashandler vil typisk være både
grossist og detailhandler, som sælger naturgas til danske forbrugere.
Den kommercielle aktør køber (ikke opgraderet) biogas af biogasproducen-
ten, og giver dermed biogasproducenten sikkerhed for opgradering og af-
sætning 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 opgraderings-
virksomhed som sideordnet aktivitet udskilt i et særligt selskab med be-
grænset ansvar.
Model 3: Distributionsselskabet opgraderer
Denne model indebærer, at distributionsselskabet etablerer og driver såvel
opgraderings- som modtagefaciliteter og mod betaling stiller dem til rådig-
hed 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 natur-
gasnettet.
Model 4: Biogasproducenten opgraderer
Modellen indebærer, at biogasproducenten selv forestår opgradering af bio-
gassen. Det indebærer, at investeringsbyrden pålægges biogasproducenten.
Der vil i givet fald skulle indgås en tilslutningsaftale mellem distributions-
selskab og biogasproducent med samme indhold, som hvis en kommerciel
gashandler forestår opgraderingen.
Biogasproducenten pålægges af distributionsselskabet ansvaret for overhol-
delse 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 aktivite-
ten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksom-
heden, 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 for-
ventes de ikke at ville påtage sig.
Model B: Opgradering som sideordnet virksomhed i distributionsselskabet
En forudsætning for modellen er, at Energistyrelsen godkender, at aktivite-
ten opgradering har status af en sideordnet aktivitet til distributionsvirksom-
heden, og at aktiviteten kan varetages af samme selskab, som distributions-
bevillingen er udstedt til.
Model C: Opgradering som bevillingspligtig aktivitet
En forudsætning for modellen er, at aktiviteten opgradering defineres (lov-
givningsmæssigt?) 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 be-
tales 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 (lov-
givningsmæssigt?) som en PSO-ydelse, som indgår som en del af den bevil-
lingspligtige aktivitet, og som betales af gasforbrugerne via distributionsta-
riffen. 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 udfor-
dringer i forhold til bl.a. afregning af kunderne på grund af betydelige ener-
giindholdsvariationer i forhold til den danske naturgas fra nordsøen. Fysisk
import fra allerede eksisterende entry/exit-punkter i transmissionsnettet (El-
lund m.v.) og/eller indførelse af et nyt entrypunkt i f.eks. Sæby som konse-
kvens af gennemførelsen af Skanled-projektet vurderes ikke at nødvendig-
gøre væsentlige ændringer i markedsmodellen. Biogasproduktion vil imid-
lertid gøre det, idet der ikke eksisterer decentral gasproduktion i markeds-
modellen i dag.
7.1.1 Den eksisterende danske markedsmodel for naturgas
Det danske transmissionssystem er kommercielt sammensat som en entry-
exit-model, jf. Figur 5. Transportkunderne skal købe kapacitet og derved
retten til at sende naturgas ind i eller trække naturgas ud af transmissionssy-
stemet 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 natur-
gasnettet. Indledningsvis redegøres for løsningsmodeller, som kan hånd-
teres inden for den eksisterende markedsmodel. Efterfølgende drages paral-
lel-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 distributions-
område) og indgår i transportkundernes balancering i transmisssionssyste-
met 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 na-
turgas efter slutkundeforbrug og uden særskilt betaling (alle modeller).
Model B: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som ”entry”-
punkter i distributionssystemet som forbrugssteder med negativt (time-
aflæst) 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 distributionsområ-
der). Distributionsselskaberne fremsender måling af nettoaftag i det enkelte
distributionsområde på timebasis for den enkelte leverandør og ikke nød-
vendigvis 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 balance-
ring for balanceringsansvarlige i forhold til transmissionsniveauet. To afgø-
rende 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 trans-
missionssystemet 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 transportkunder-
ne ikke ske nominering/allokering separat for ”entry”-biogas. Tariferings-
mæssigt kan der argumenteres for, at der ikke bør betales transmissionsbeta-
ling, 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 og fysisk forbruges i samme distributions-
system. 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 Thor-
sø 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 æn-
dring af lov om afgift af elektricitet og forskellige andre love”, som blev
vedtaget i 2008. Den er dog stadig ikke gældende pga. manglende ratifice-
ring i EU. De fremtidige gaspriser forventes at udvikle sig i henhold til
Energistyrelsens fremskrivning6, og i samtlige tilfælde forventes biogaspri-
sen 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 rente
Tilbagebetalingstid
Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + ledning
2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år
2: Udbygning + ledning
-2,2 mio.kr. 9 pct. > 20 år
3: Udbygning + KV
-1,6 mio.kr. 9 pct. > 20 år
4+5: Udbygning + opgrade-ring/brændstof
-12,6 mio.kr. n.a. > 20 år
Resultaterne er naturligvis afhængige af forudsætningerne. Følsomhedsana-
lyserne viser, at specielt ændringer i gasprisen kan påvirke anlæggets renta-
bilitet. I denne forbindelse skal opmærksomheden rettes mod, at der i samt-
lige 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 forud-
sat, 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 scenarie få en positiv nu-
tidsværdi på 19,2 mio. kr., som dermed er højere end nutidsværdien i basis-
scenariet. 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/m3 biogas. Tilskuddet varierer fra år til år da gaspriserne ikke er kon-
stante.
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 kraftvarmean-
læg, 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 ejerkred-
sen af THMB) også har andre interesser end direkte forrentning af investe-
ring 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 repræ-
sentativt 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 varmeproduk-
tionen 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. m3 NGæ og 1,7 mio. kWh el fra egen kraft-
varmemotor.
Med henblik på at vurdere betydningen af eksternaliteter udføres den sam-
fundsøkonomiske analyse på tre niveauer:
1. Snæver samfundsøkonomisk analyse, hvor ingen afledte konsekven-
ser medtages. Dvs. kun indtægten fra energiproduktionen inkluderes.
2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de kon-
sekvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden ind-
drages.
3. Total samfundsøkonomisk analyse, hvor samtlige afledte konse-
kvenser forsøges kvantificeret og prissat, fx lugtreduktion.
Eksternaliteterne er prissat ud fra enhedspriser fastsat enten af Energistyrel-
sen eller Fødevareøkonomisk Institut. Endvidere anvendes de forventede
markedspriser.
Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse opgives som den sam-
fundsøkonomiske break-even gaspris (pr. m3 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 bli-
ver nul. Udover at beregne en break-even pris for de enkelte niveauer vurde-
res betydningen også af den affaldsmængde, der behandles på biogasanlæg-
get. 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 tilsæt-
ning 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 om-
vendt, hvis break-even prisen er høj. For niveau 1 er break-evenprisen 4,90
kr./m3 NGæ, mens den er 1,08 kr./ m3
i niveau 3. Såfremt værdien af af-
faldsbesparelsen tages ud, øges break-even prisen.
For at få den samfundsøkonomiske pris på opgraderet biogas er det nødven-
digt 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 brænd-
værdier. Disse problemer kan løses ved at tilsætte propan i opgraderingspro-
cessen, som fordyrer opgraderingsprocessen væsentligt. Da det ikke er nød-
vendigt 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. m3 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 ovenstå-
ende 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 hø-
jere er det ikke en god forretning.
Den samfundsøkonomiske naturgaspris er fastsat til 2,11 kr./m3. 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 sam-
fundsøkonomiske omkostning ved den indeholdte fossile CO2, som jo ikke
indgår i opgraderet biogas. Værdien af denne eksternalitet kan bestemmes til
48 øre/m3, således at den samlede samfundsøkonomiske værdi bliver 2,58
kr./m3. Det er antaget, at de øvrige eksternaliteter med forbrænding af op-
graderet biogas og naturgas er ens og derfor tillægges værdien af disse eks-
ternaliteter ikke. Naturgasprisen på 2,58 kr. /m2 NGæ er derfor et pejlemær-
ke 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./m3 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 mar-
ken. Analysen viser, at opgradering af biogas repræsenterer en omkost-
ningseffektiv tilgang til reduktion af drivhusgasser, såfremt samtlige ekster-
naliteter medtages, idet reduktionsomkostningen ligger under regeringens
pejlemærke på 212 kr./ton CO27.
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 energiom-rådet.” 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 for-
skellige anvendelser af biogassen. Biogas anvendt til kraftvarme, til trans-
portformål og opgradering og distribution via naturgasnettet er undersøgt.
Produktion og anvendelse af biogas påvirker den samlede drivhusgas emis-
sion 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 CO2 emission fra det brændsel, der erstattes af bio-
gas.
Produktion og anvendelse af biogas reducerer den samlede emission af
drivhusgasser. De to væsentligste kilder er en reduceret emission af driv-
husgasser fra gylle spredt på marker og at biogassen fortrænger fossilt
brændsel.
På Figur 6 er størrelsen af de enkelte bidrag til den samlede CO2 emission
angivet for de fem forskellige cases. Heraf fremgår det, at det største enkelt-
bidrag til den samlede CO2 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 CO2
reduktion opnås ved at udvide biogasproduktionen i Thorsø og føre biogas-
sen i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk, nemlig 39,4 tons CO2 ækvivalent
pr. døgn.
Medregnes effekten af CO2 kvotesystemet ser billedet ganske anderledes
ud, se Figur 7. Det skyldes bl.a. at en kvoteomfattet virksomhed som Bjer-
ringbro Kraftvarmeværk, kan sælge CO2 der bliver i overskud, hvis anlæg-
get aftager biogas, der regnes CO2 neutral. Køberen kan så udlede den CO2
fortrængning, der er opnået på Bjerringbro Kraftvarmeværk. I det tilfælde er
DGC-rapport 30
anvendelse af biogassen på det kvotebelagte værk, Bjerringbro Kraftvarme-
værk, den CO2-mæssigt dårligste løsning.
CO2 fordelen er mere end tre gange større, hvis biogassen i stedet sendes på
naturgasnettet eller anvendes til transport. Selv hvis Bjerringbro Kraftvar-
meværk ikke var kvotebelagt, ville reduktionen i emission af drivhusgasser
falde fra de 39,4 til 18,6 tons CO2 ækvivalent pr. døgn, når effekten af kvo-
tesystemet medtages. Det skyldes, at det kun er varmeproduktion, der vil
fortrænge fossilt baseret energiproduktion. Elproduktionen fra et ikke-
kvoteomfattet værk vil ganske vist fortrænge elproduktion fra kvoteomfat-
tede værker. Disse får derved kvoter i overskud som kan sælges til virksom-
heder, der ønsker at øge CO2 emission fra deres produktion.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)
CO
2 eq
. /
[ton
/dø
gn]
MarkbidragTransport af gylle
Slip fra opgraderingsanlæg
Slip fra motorCO2 fortrængning
El forbrug til opgraderingEl forbrug til komprimering
Elproduktion på biogaanlæg
Naturgas til biogasprocesSamlet
Figur 6. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-kvotesystem er ikke medtaget.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)
CO
2 eq
. /
[ton
/dø
gn]
Markbidrag
Transport af gylleSlip fra opgraderingsanlæg
Slip fra motor
CO2 fortrængning El forbrug til opgradering
El forbrug til komprimeringElproduktion på biogaanlæg
Naturgas til biogasprocesSamlet
Figur 7. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-kvotesystem er medtaget.
DGC-rapport 31
10.1.1 NOx og kulbrinteemissioner
Grunden til at NOx emissionerne er højere og UHC emissionerne er lavere
for biogasmotorerne end for naturgasfyrede motorer generelt, skyldes i høje-
re grad anvendte motorstørrelser og indstilling til aktuelle miljøkrav end
forskellige forbrændingsegenskaber for de to brændsler.
Hvis en øget dansk biogasproduktion skal afsættes til eksisterende naturgas-
fyrede kraftvarmeværker, er det rimeligt at forvente, at emissionerne væ-
sentligst 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 NOx emissionerne vil være
som ved naturgasfyring. Dvs. at NOx 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 ” Miljømæs-
sige 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 op-
gradering 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 pro-
jektet ”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, H2S, 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 H2S 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. Anven-
delse 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
H2S adsorberes på overfladen af aktivt kul. Processen er ikke reversibel,
hvilket betyder, at det aktive kul ikke umiddelbart kan regenereres. Proces-
sen forløber bedst ved 7-8 bar og 50-70 C. Metoden er meget brugt i forbin-
delse PSA opgraderingsanlæg.
DGC-notat 4/13
Fældning vha. jern
Koncentrationen af H2S kan reduceres allerede under biogasproduktionen i
reaktoren ved tilsætning jernsalte. Oftest anvendes FeCl2. Svovl udfældes
herved som jernsulfid efter reaktionen.
FeSSFe 22
Med denne metode kan H2S koncentration reduceres fra omkring 2000 ppm
til 100-200 ppm.
Vand
Rå biogas er mættet med vanddamp. Det betyder, at biogas ved 35 °C inde-
holder omkring 5 % vand. Selv lave koncentrationer af vand kan forårsage
dannelse af syre og dermed risiko for korrosion, hvis der samtidig er CO2
eller H2S 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 tempera-
tur er der risiko for, at vandet fryser på de kølede overflader.
Adsorption
En anden meget almindelig metode til tørring af gasser er adsorption på sili-
kagel, 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 CH4, O2, N2 og
CO2 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 ad-
sorberede 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 salpeter-
eller 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, hvil-
ket vil sige fjernelse af den rå biogas’ indhold af CO2. I notatet beskrives to
lovende næsten kommercielt tilgængelige teknologier, nemlig kryogen op-
gradering og membranteknologi. Derudover beskrives de tre mest konventi-
onelle opgraderingsteknologier, nemlig PSA anlæg, vandskrubberanlæg og
aminskrubberanlæg.
Kryogenteknik
Ved opgradering af biogas vha. kryogen teknologi separeres metan og CO2
ved kondensation og destillation ved lave temperaturer. Det udnyttes, at
CO2 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 tem-
peraturniveau.
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 bio-
gassen køles ned i forskellige trin. Se Figur 2. I de første to trin renses bio-
gassen for urenheder og tørres, og i tredje trin sker selve opgraderingen
(CO2 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
Delvist renset
biogas Rå biogas CHCH , CO , N2 , N2 2 N4 2 4
3 4 1 2
Flydende CH4 Flydende CO2 Kondensat + H
Kondensat + urenheder S og siloxaner 2
Figur 2. ScandinavianGTS’ anlægskoncept for produktion af flydende CO2 og flydende metan ud fra biogas.
Den udkondenserede CO2 er et produkt, der har en værdi og kan sæl-ges som f.eks. kølemiddel.
I juli 2009 tages et anlæg i drift i Sundsvall i Sverige baseret på Scandina-
vianGtS koncept. Anlægget skal producere 1.200 liter flydende metan pr.
døgn [4].
Membranteknologi
Ved membranteknologi udnyttes, at visse materialer ikke er lige gennem-
trængelige (permeable) for alle stoffer. Se illustration på Figur 3. Dette kan
udnyttes til opgradering af biogas. Den drivende kraft er forskellen i par-
tialtryk hen over membranen.
Figur 3. Illustration af hvordan separationen sker ved anvendelse af mem-branteknologi 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 m3 rå biogas pr. time. Den fraseparerede gas indeholder, foruden CO2,
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 CO2, 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, regenere-
ring og trykøgning. Under adsorption føres den komprimerede biogas ind
gennem beholderens bund. Mens gassen ledes op gennem beholderen ad-
sorberes CO2 og en del af O2, N2 på overfladen af adsorptionsmaterialet.
Gassen, der passerer adsorptionsmaterialet, indeholder omkring 97 % me-
tan. Når adsorptionsmaterialet er ved at være mættet med CO2, ledes den
ikke-opgraderede biogas til en beholder med regenereret adsorptionsmateri-
ale. 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
CO2, 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 CO2 adsorberes også H2S i PSA anlæg, men i modsætning til CO2
frigives den ikke igen under regenereringen. Derfor skal den rå biogas ren-
ses for H2S 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 CO2 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 fyldele-
gemer, der sikrer god fysisk kontakt mellem gas og vand. Ud af skrubberen
kommer renset gas. Foruden CO2 indeholder vaskevandet en del opløst me-
tan. For at genindvinde denne metan sænkes trykket i en flashtank. Her ud-
nyttes det, at metan lettere desorberes end CO2. Den desorberede metanhol-
dige gas fra flashtanken føres tilbage til den rå biogas. Vandet fra flashtan-
ken ledes herefter over i stripperen, der ligesom skrubberen indeholder fyl-
delegemer. Heri strømmer vandet i modstrøm med luft, hvorved den opløste
CO2 desorberes fra vandet og følger med luften ud af stripperen. Sammen
med CO2 frigives også en smule metan. Denne metanmængde svarer typisk
til 1-2 % af metanen i den indkomne biogas.
Figur 5. Principdiagram for et trykvandsanlæg til opgradering af biogas.
Skrubber (Absorption)
Kompressor
Biogas
Stripper (Desorption)
Flash
Luft Recirkuleret metan
Renset gas Luft + CO2
Vandpumpe
DGC-notat 10/13
Figur 6. Opløselighed af metan og CO2 i vand. Fra [9].
Foruden CO2 absorberes ligeledes H2S i vaskevandet. Malmberg oplyser
H2S indholdet er lavere end 5 mg/m3(n) i den opgraderede gas, når det gen-
nemsnitlige H2S indhold i rågassen er under 500 ppm og kortvarige peak-
koncentrationer er lavere end 2000 ppm. Efter rensning er gassen mættet
med vanddamp og skal tørres inden den anvendes eller injiceres i natur-
gasnettet.
Aminvaskeanlæg
Aminvaskeanlæg minder en del om trykvandsanlæg. I begge tilfælde brin-
ges biogassen i fysisk kontakt med en væske i en skrubber, hvor CO2 går fra
gasfasen og over i den modstrømmende væske og følger denne ud af skrub-
beren, og renset biogas kommer ud gennem toppen af skrubberen. Se Figur
7.
Figur 7. Principskitse af et aminvaskeanlæg. Efter [9].
Køler
Renset gas 2 CO
Køler
Køler
Skrubber Stripper Varmeveksler
VarmePumperBiogas
Blæser
DGC-notat 11/13
I modsætning til trykvandsanlæg, hvor CO2 opløses i vandet, sker der i
skrubberen på aminvaskeanlæg en egentlig kemisk reaktion med den cirku-
lerende væske og den tilstedeværende CO2. I stripperen hæves temperaturen
af den cirkulerende væske, hvilket medfører, at optagne CO2 atter frigives.
Foruden CO2 fjernes med denne teknologi også andre sure gasser som H2S
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 op-
graderingsteknologier. 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 an-
vendes 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 elimi-
nere 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 opgrade-
ringen og biogasproduktionen foregår samme sted.
DGC-notat 12/13
Tabel 1. Forskellige egenskaber for forskellige opgradering teknologier
PSA Vandvask MEA vask
Varmebehov
[kWh/m3 biogas]
0 0 0,55 [9]
0,47@ 105 °C [11]
El forbrug
[kWh/m3 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 H2S. Denne reduce-
rer 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 Bio-
energy 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. 2nd Nor-
dic 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 Biogasaufbe-
reitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Mark-
terhebung 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 Net-
tet”.
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 for-
hold 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 Gas-
reglementets Afsnit A, Bilag 1A Bestemmelser om gaskvaliteter. I det føl-
gende 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
54,7
54,8
54,9
55,0
55,1
04. dec2007
14. dec2007
24. dec2007
03. jan2008
13. jan2008
23. jan2008
02. feb2008
12. feb2008
22. feb2008
03. mar2008
13. mar2008
23. mar2008
Øvr
e w
ob
be
ind
ks /
MJ/
m3
Egtved Nybro Ellund Ll. Torup Dragør
39,2
39,4
39,6
39,8
04. dec2007
14. dec2007
24. dec2007
03. jan2008
13. jan2008
23. jan2008
02. feb2008
12. feb2008
22. feb2008
03. mar2008
13. mar2008
23. mar2008
Dato
Ne
dre
bræ
nd
værd
i / M
J/m
3
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/m3(n). Biogas (65 % CH4, 35 %
CO2) har et Wobbetal på 27,3 MJ/m3n, og ren metan har et på 53,5
MJ/m3(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 bio-
gassen.
DGC-notat 5/13
Karburering til naturgaskvalitet
Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet kan man vælge at kar-
burere med - dvs. tilsætte - propan sådan at gassen har en brændværdi sva-
rende 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 anven-
des som motorbrændstof. I Gasreglementet er der ikke angivet noget krav til
metantal. Motorerne, der er installeret på danske decentrale kraftvarmevær-
ker, er optimeret til at give en høj el-ydelse på dansk naturgas. Hvis metan-
tallet er lavere i den aktuelle gas end sædvanligt, skal der kompenseres for
dette i motorens indstillinger. Dette vil dog påvirke motoranlæggets elvirk-
ningsgrad 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. Op-
graderingsgraden er vist som andelen af metan i den opgraderede biogas og
det er antaget resten er CO2.
DGC-notat 6/13
6%
7%
8%
9%
10%
96% 97% 98% 99% 100%
Metanandel i opgraderet biogas / -
(før propan tilsætning, resten er CO2)
Pro
pana
ndel
/ -
52
53
54
55
56
Wob
bein
dex
/ M
J/m
3
Figur 2. Den krævede propantilsætning for at holde brændværdi på 39,5
MJ/m3 svarende til naturgas og hvordan det påvirker wobbeindekset.
I det viste interval varierer metantallet mellem 72,8 og 73,7. Dvs. det er til-
fredsstillende 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 drifts-
tryk op til 4 bar og ved højere driftstryk, skal kulbrinte dugpunktet være
lavere end 0 °C.
Propan 95, der kan anvendes som karbureringsbrændsel, indeholder mini-
mum 95 % propan og resten er etan og butan. For en opgraderet biogas be-
stående af 99 % metan og 1 % CO2 og 7 % propanholdig gas fås de fase-
diagrammer, der er angivet i Figur 3. Det er vist for tre forskellige propan-
holdige gasser, nemlig en blanding bestående af 60 % propan og 40 % bu-
tan, 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
0
20
40
60
80
100
-160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0
T / °C
p /
atm
Typisk propan 95
60/40 propan butan blanding
Worst case propan 95
Væskefase Blanding af væske- og gasfase
Gasfase
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 distribue-
res ved tryk over 4 bar, skal vanddugpunktet være lavere end 0 °C. I ned-
gravede 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, H2S, er kravet, at koncentrationen skal være lavere end 5
mg/m3(n). Kortvarige overskridelser tillades, dog må timemiddelværdien
ikke overskride 10 mg/m3(n). Målt som døgnmiddelværdi skal kravet om
maksimalt 5 mg/m3(n) H2S overholdes.
DGC-notat 8/13
For øvrige svovlforbindelser end H2S og svovlholdige odoranter, er det
maksimalt tilladelige indhold 10 mg/m3(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 distrbubue-
ret via naturgasnettet.
Øvrige gaskvalitetsmæssige forhold
Foruden de emner der i dag er dækket af gasreglementet, er der andre for-
hold 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 mi-
kroorganismer.
En af de få undersøgelse af bakterieforhold i biogas er udført af bla. Sveri-
ges 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 sammen-
lignelig med koncentrationen i naturgas. Koncentrationen af mikroorganis-
mer biogas og naturgas er generelt lavere end i udeluft.
Man undersøgte hvilke mikroorganismer, der var til stede i biogas og natur-
gas. 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 bygningsar-
bejdet. 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 patoge-
ne organismer i opgraderet biogas. Pga. af det lave antal af mikroorganismer
DGC-notat 9/13
i den opgraderede biogas (10 – 100 cfu/m3 )1, er risikoen for dette dog me-
get 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 biolo-
gisk 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 m3 opgraderet biogas 0,40 m3 naturgas. 1 m3 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 inde-
holder 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 gylle-
baseret 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 natur-
gasnettet. Det skyldes at ammoniakindholdet er lavt i biogas (0,01-2,5
mg/m3) og at det der måtte være fjernes under opgraderingen. I praksis i
mindre end 1 ppm. [5]. I PSA anlæg adsorberes ammoniak sammen med
CO2 og skrubberanlæg absorberes NH3 i skrubbervandet.
DGC-notat 11/13
Krav i andre lande
Marcogaz, der er en teknisk sammenslutning med medlemmer fra den euro-
pæiske gasindustri, samlet krav fra forskellige europæiske lande til ikke-
konventionelle 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
injektion Begrænset
injektion CH4 > 96 % >97% >96% >50% CO2 < 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
H2S < 5 mg/m³ < 5 mg/m³
(H2S+COS) < 5 mg/m³ 10 ppm. < 5 mg/m³ < 5 mg/m³
Mercaptan < 6 mg/m³ <6 mg/m³ 15 mg/m³ O2 < 0,5 % <0,01% <0,5%2 <1% <0,5% <0,5% H2 < 4 % <6% <5 % <0,5% <5% <5% Vand dug-punkt
-8°C/40 bar <5°C ved
MOP3 Jordtem-peratur
<32 mg/m³ <60% <60%
Kulbrinte-dugpunkt
0°C ved OP4 < 2°C
(1-70 bar) Jordtem-peratur
Wobbe index
47,9 – 56,5 MJ/m³
49,1-56,5 MJ/m³ for H
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 brænd-værdi
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
Relativ den-sitet
0,55-0,65 0,555-0,70 0,55-0,70
Odorant Gas to be
odorized at consumer
15-40 mg THT/m³
Gas to be odorized at consumer
15-25 mg THT/m³
15-25 mg THT/m³
Halogenerede komponenter
5
0 mg/m³
< 1 mg Cl /m³
< 10 mg F /m³
0
Ammoniak Teknisk rent <20 mg/Nm³ partikler Teknisk rent Teknisk rent Kviksølv < 1 μg/m³
Siloxaner6
< 10 mg/m³ (Si)
Måling af gaskvalitet
Ved tilsætning af opgraderet biogas til naturgas er der visse krav til målin-
ger, 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 forbin-
delse med produktion og tilsætning af opgraderet biogas til naturgasnettet
[7].
Biogas-produktion
Opgradering Gasanalyse 1
Evt. tilsætning af propan
Gasanalyse 2 Gasanalyse 3
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 O2, CO2, metan, svovl og dugpunk-
tet. 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 brænd-
værdi 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 mik-
robial 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 Val-
ley, British Columbia. Electrigaz Technologies Inc. Juni 2008.
[6] Owe Jönsson, E.ON Gas Sverige. Indlæg Energinet.dk’s biogassemi-
nar den 28.08.2008.
[7] Inventering och utvärdering av analysinstrument och flödesmätere för
gasmätniong I uppgraderingsannlägninger for biogas. Svenska bio-
gasföreningen. 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. m3 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. m3 opgrade-
ret metan. For et vandskrubberanlæg fra Malmberg Water bliver prisen 1,09
kr. pr. m3 opgraderet metan. I Nettoprisen er indregnet værdien af salg af
den propan, der skal tilsættes for at den opgraderede biogas får en brænd-
værdi 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 afsæt-
tes uden propantilsætning, er omkostningerne til opgradering 0,88 og 0,85
kr. / m3 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
I denne undersøgelse er det antaget, at gasproduktionen udvides til 675 mn3
rå biogas pr. time, der skal opgraderes. Det er antaget, at der er 8300 pro-
duktionstimer pr. år, og at biogassen indeholder 65 % metan. Dvs. den årli-
ge biogasproduktion er 5.600.000 m3.
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/m3(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 Ol-
sen). 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 m3 tank kan lejes hos BP for 10.000 kr. pr. år.
Brændværdien for propan er 46,3 MJ/kg. Det giver en energispecifik pro-
panpris på 0,110 kr./MJ. DONG Energys listepris for naturgas i september
2008 er 3,914 kr./m3(n). Dette er, som nævnt, en listepris, der vil kunne for-
handles, 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./m3 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/m3 CH4 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
tr
rIostningerKapitalomk
11
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 PSA-teknik
Malmberg Water AB Vandskrubberanlæg
Läckerbywater Aminskrubberanlæg.
Exergi A/S Aminskrubberanlæg.
De forskellige leverandører sammenstykker deres færdige anlæg af forskel-
lige komponentpakker. Det betyder, at de enkelte dele ikke altid kan sam-
menlignes 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 CO2-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 opgra-
dering af biogas fra Thorsø Biogas på nuværende tidspunkt.
PSA anlægget
Carbotech har i deres produktportefølje et anlæg kaldet BGA750. Det kan
behandle 750 m3 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 af-
brænding 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 ne-
denstående tabel for de enkelte dele, som det samlede anlæg er sammensat
af.
Tabel 1 Investerings-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for PSA anlægget.
Investering Drift og vedligehold1000 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 kapitalomkostnin-
ger på 1.452.000 kr. Med en metanandel i den rå biogas på 65 % og et me-
tantab på 1,5 % bliver den årlige metanproduktion på 3.587.000 m3 og den
samlede pris for opgradering bliver på 1,62 kr. pr. m3 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 udela-
des bliver opgraderingsprisen 0,88 kr./m3 metan.
Ovenstående priser er angivet pr. m3 metan i den opgraderede gas. Værdien
af metantabet bør tages i betragtning. Der regnes her med biogaspris på 2
kr./m3 - det svarer ca. til 3 kr./m3 metan. Leverandøren garanterer et metan-
tab 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 m3 metan pr. år,
hvilket svarer til 165.000 kr. pr. år. Det svarer igen til 0,046 kr. pr. m3 op-
graderet 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./m3 metan, og værdi af den tabte
metan stiger til 0,092 kr./m3.
Beregning af opgraderingsprisen er naturligvis afhængig af de anførte anta-
gelser 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 føl-
somhedsanalyse. Med udgangspunkt i en nettoopgraderingspris på 1,13 kr.
pr. m3 metan, er det undersøgt, hvor meget denne pris ændrer sig, hvis en
indgangsparameter ændres med hhv. +/- 10 %. Dette er angivet i nedenstå-
ende tabel.
Fra opgraderingsanlægget vil der være overskudsvarme til rådighed til bio-
gasprocessen. 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 m3 rå biogas pr. time
Figur 2 Layout af Carbotechs BG 500-1200-anlæg til opgradering af 500-1200 m3 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 m3 pr. time.
Arbejdstrykket for vandskrubberanlægget er omkring 6 bar. Den producere-
de og opgraderede gas skal distribueres via et 4 bar naturgasnet. Det bety-
der, at det ikke er nødvendigt med yderligere kompression for at kunne leve-
re gassen til nettet.
Til fjernelse af svovlforbindelser og til reduktion af metan i den udskilte
CO2-fraktion anvendes en ioniseringsenhed. Denne reducerer H2S-
koncentrationen i den CO2-rige offgas til mindre end 2 ppm, og metan-
udslippet reduceres med omkring 50 %, dvs. til mindre end 0,5 % af metan-
indholdet i den rå biogas.
Økonomi
Investeringsudgifter og udgifter til drift og vedligeholdelse er angivet i ne-
denstående tabel for de enkelte dele, som det samlede anlæg er sammensat
af.
Tabel 2 Investerings-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for vand-skrubberanlægget.
Investering Drift og vedligehold1000 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 kapitalomkostnin-
ger på 1.828.000 kr. Med en metanandel i den rå biogas på 65% og et me-
tantab på 1 % bliver den årlige metanproduktion på 3.605.000 m3, og den
samlede pris for opgradering bliver 1,58 kr. pr. m3 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 net-
toopgraderingspris på 1,09 kr. pr. metan. Hvis propanberigningen udelades
fås umiddelbart en opgraderingspris 0,79 kr./m3 metan. Dette er dog ikke
sande billede, idet gasanalyseudstyret er inkluderet er i ”propanpakken” for
Malmbergs anlæg, mens det er en del ”netinjetionspakken” for Carbotech-
anlægget. En mere realistisk pris er 0,84 - 0,85 kr. pr. m3 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./m3 og at metanslip-
pet netop er garantiværdien, 1 %, vil værdien af metanslippet udgøre 0,03
kr./m3 opgraderet metan.
Figur 3 Foto af et Malmberg GR3 opgraderingsanlæg i Darmstadt i Tysk-land - et anlæg opgradering af op til 300 m3 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./euroElpris 0,78 kr./kWhDrifttid 8300 timer/årLevetid 15 år Rente 6%Propanpris 673 euro/tonRågasmængde 675 m3/hMetan i rågas 65,0%Metantab 1,5%Udnyttelig metan 64,0%
Opgradering BGA750Rågasmængde 750 m3/h
Investering 1.200.000 euroAnlægsarbejde 26.385 euro
Drift
El forbrug anlæg 185 kW (ved fuldlast)Elforbrug - katalytisk forbrænding 6 kW
Daglig service 4.354 Euro/år
VedligholdAktivt kul (inkl. H2S fjernelse) 8756 Euro/årRefill service 8800 Euro/årOrdinær serviceMaterialer 20000 Euro/årService 9000 Euro/årAndre reservedele 12.000 Euro/år
Installation 54000 Euro
Net injektion 1Investering 290.000 EuroInstallation 4000 EuroDrift og vedlighold 13050 Euro/år
Propantilsætning 1 (1=propantilsætning, 0=ingInvestering 80000 EuroInstallation 4000 EuroDrift og vedlighold 4000 Euro/årPropan 499 tons/årTankleje 1319 Euro/år
DGC-notat 12/18
Odoriseringsenhed 1Budgetpris 34000 EuroInstallering 1360 EuroDrift og vedlighold 0 Euro/år
Kat Off gas forbrænding 1Investering 160000 EuroInstallation 6400 EuroDrift og vedlighold 12.400 Euro/år
Samlet
Investering 1.860.145 Euro14.099.901 kr.
Kapitalomkostninger 1.451.765 kr./årDrift og vedligehold 93.679 Euro/år
710.085 kr./årElforbrug 1.585.300 kWh/år
1.236.534 kr./årPropan 499 tons/år
2.543.191 kr./år
Udnyttelsesgrad 0,90
Elforbrug 1.426.770 kWh/år1.112.881 kr./år
Propan 499 tons/år2.543.191 kr./år
Gasmængde 3.587.001 m3/år (CH4)Opgraderingspris ved angivet gasproduktion 1,62 kr./m3 (CH4)
Pris biogas 3 kr./m3 CH4Metantab 6,58125 m3/hVærdi af metantab 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./euroElpris 0,78 kr./kWhDrifttid 8300 timer/årLevetid 15 årRente 6%Propan 673 euro/tonRågasmængde 675 m3/hMetan i rågas 65%Metantab 1%Udnyttelig metan 64%
Opgradering GR8Rågasmængde m3/h 675Rågaskapacitet m3/h 800Investering DKK 11.850.000 Div. Anlæg 200.000
Drift
Elforbrug anlæg kW 162Elforbrug - metanreduktion kW 1
1,4%
VedligholdServiceaftale DKK/år 166760
Euro/år 22000
Daglig service (150 timer/år) DKK/år 33000
Installation (inkluderet) DKK 0
Net injektion 1Investering DKK 2.274.000 Installation (inkluderet) DKKDrift og vedlighold DKK/år 29.562
Propantilsætning (1=propantil 1Investering kr 2.765.000 Installation kr 0Drift og vedlighold DKK/år 0Propan tons/år 501Tankleje DDK/år 10000
DGC-notat 14/18
Odoriseringsenhed 1Budgetpris DKK 216030Installering DKKDrift og vedlighold DKK/år
Metanreduktion 1Investesring DKK 447.220 Installation DKK 0Drift 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 0,84Elforbrug 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 3Metantab m3/h 4,3875Værdi 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 m3 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 m3-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/m3 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 CO2- 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/m3 N-gasækvivalent biogas (2009) - CO2-afgiftsfritagelse: 34,5 øre/m3 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 m3 naturgas svarer til 11 kWh energi
2
3
Energifordeling i 1 m3 naturgas efter kraftvarmeproduktion: 4.4 kWh el 4.9 kWh varme 1.7 kWh tab Beregning af tilskud pr. m3 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. m3 naturgasækvivalent biogas Afgiftsandel varmesiden (45 pct. reguleret efter 1,25-reglen)………. 70,5 øre
Værdi af afgiftsfritagelse CO2-afgift: 34,5 øre pr. m3 naturgasækvivalent biogas…………………………. 34,5 øre Samlet tilskud ved produktion af 1 m3 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. m3 naturgasækvivalent biogas. Fritagelsen for varmeafgift og fritagelsen for CO2-afgift giver et provenutab for staten. Staten bidrager således med tilskud svarende til 105 øre/m3 naturgasækvivalent biogas. Hvis det kraftvarmebaserede tilskud konverteres til et m3-baseret tilskud vil staten få en meromkostning på 182,2 øre/m3 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 CO2-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 CO2-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 tre-leds-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
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.
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 distributions-nettet 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. 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 MR-stationen 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.
M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 2007
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
0100200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
12001300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
23002400
2500
Nm³/h
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
M/R 5007 Rødkærsbro - Varighedskurve 1. jan. - 14. maj 2008
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
0
100200
300
400
500
600
700800
900
1000
1100
12001300
1400
15001600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
23002400
2500
Nm³/h
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 MR-stationen 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
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
06.0
6.20
08 1
2
06.0
6.20
08 1
4
06.0
6.20
08 1
6
06.0
6.20
08 1
8
06.0
6.20
08 2
0
06.0
6.20
08 2
2
07.0
6.20
08 0
0
07.0
6.20
08 0
2
07.0
6.20
08 0
4
07.0
6.20
08 0
6
07.0
6.20
08 0
8
07.0
6.20
08 1
0
07.0
6.20
08 1
2
07.0
6.20
08 1
4
07.0
6.20
08 1
6
07.0
6.20
08 1
8
07.0
6.20
08 2
0
07.0
6.20
08 2
2
08.0
6.20
08 0
0
08.0
6.20
08 0
2
08.0
6.20
08 0
4
08.0
6.20
08 0
6
08.0
6.20
08 0
8
08.0
6.20
08 1
0
08.0
6.20
08 1
2
08.0
6.20
08 1
4
08.0
6.20
08 1
6
08.0
6.20
08 1
8
08.0
6.20
08 2
0
08.0
6.20
08 2
2
09.0
6.20
08 0
0
09.0
6.20
08 0
2
09.0
6.20
08 0
4
09.0
6.20
08 0
6
Nm³/h
- 72 Nm³ - 107 Nm³ - 26 Nm³ - 13 Nm³ - 23 Nm³
- 112 Nm³- 18 Nm³
Figur 4: Flow en sommerweekend
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 Nm3. 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.
HNG I/S Naturgas Midt-Nord I/S
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 Ener-ginet.dk, i færd med at udarbejde det regelgrundlag, som skal understøtte afsæt-ning 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 kon-sekvens heraf to parter for at kunne få gas: Distributionsselskabet for distributio-nen (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 bio-gasanlæg 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
Det er givet, at selve produktionen af biogas typisk varetages af den kreds af landmænd, som leverer gylle til biogasanlægget. Landmændene har typisk orga-niseret 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 tek-nisk at tilføre bionaturgassen til det lokale naturgasdistributionsnet. Denne opga-ve vil bl.a. omfatte måling af kvalitet og mængde af den tilførte bionaturgas, odo-risering heraf, etablering og drift af stikledning mellem biogasanlæg og distribu-tionsnet, 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 di-stributionsbevillinger. Det står også rimeligt klart, at det bestående grossistmarked for naturgas (beskre-vet i Regler for Gastransport) med enkelte mindre justeringer kan anvendes, såle-des 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. kom-merciel 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 opgrade-ringsanlægget. 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 opgrade-ret) 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
Ejer: Landmand (f.eks. amba)
Funktion: Produktion af biogas
Opgradering
Ejer: Kommerciel gashandler (f.eks. DONG eller E.ON)
Funktion: Opgradering af biogas til overholdelse af Gasreglementet
Modtageanlæg
Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S)
Funktion:
•Måling (gaskvalitet og mængde)•Odorisering•Propantilsætning•Stikledning til D-net
1)
1) Biogasproducenten indgår aftale med den kommercielle gashandler om salg af biogas
2) Den kommercielle aktør opgraderer selv biogassen og afsætter bionaturgassen på naturgasmarkedet
2)
3) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med den kommercielle aktør, som betaler Distributionsselskabetfor etablering og drift af modtageanlægget. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg. Den kommercielle aktør er ansvarlig for gaskvaliteten
3)
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 Gas-reglementet. Det er distributionsselskabets ansvar eventuelt at tilsætte propan til den opgrade-rede 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 ale-ne varetager den tekniske side af opgraderingen.
3/6
Figur 2. Teknisk operatør
Biogasproduktion
Ejer: Landmand (f.eks. amba)
Funktion: Produktion af biogas
Opgradering
Ejer: Teknisk operatør ( privat investor)
Funktion: Opgradering af biogas til overholdelse af Gasreglementet
Modtageanlæg
Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S)
Funktion:
•Måling (gaskvalitet og mængde)•Odorisering•Propantilsætning•Stikledning til D-net
1)
1) Biogasproducenten indgår aftale med den tekniske aktør om - mod betaling - at udføre opgradering
4)
2) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten, som betaler Distributionsselskabetfor etablering og drift af modtageanlægget. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg.
2)
3)
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 m3 pris. Distributionsselskabet skal i denne model indgå tilslutningsaftale med biogaspro-ducenten, og biogasproducenten skal betale distributionsselskabet for modtagean-læggets etablering og drift. Operatøren af opgraderingsanlægget skal af distributionsselskabet pålægges an-svaret for overholdelse af kravene til gaskvalitet i Gasreglementet. Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommer-ciel gashandler, som sørger for at bringe bionaturgassen på markedet.
2.3. Model 3: Distributionsselskabet opgraderer
Modellen indebærer, at distributionsselskabet etablerer og driver såvel opgrade-rings- som modtagefaciliteter og mod betaling stiller dem til rådighed for biogas-producenten. 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
Distributionssel-skab infrastrukturEjer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S)
Funktion:
•Opgradering•Måling (gaskvalitet og mængde)•Odorisering•Propantilsætning•Stikledning til D-net
1)
2) Biogasproducenten indgår aftale med en kommerciel gashandler om salg/køb af bionaturgas.
2)
1) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten. Aftalen indeholder bl.a. aftageforpligtelser og dimensionering af anlæg.
Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommer-ciel 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
Modtageanlæg
Ejer: Distributionsselskab (f.eks. Midt-Nord I/S)
Funktion:
•Måling (gaskvalitet og mængde)•Odorisering•Propantilsætning•Stikledning til D-net
1)
2) Biogasproducenten indgår aftale med en kommerciel gashandler om salg/køb af bionaturgas.
2)
1) Distributionsselskabet indgår tilslutningsaftale med biogasproducenten. Aftalen har samme indhold som en tilslutningsaftale med en kommerciel gashandler, herunder ansvar for gaskvalitet
Biogasproducenten indgår aftale om køb og salg af bionaturgas med en kommer-ciel 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
Side 1/11
14. august 2008
Vores ref. INF-56933 1 002
Dok. ansvarlig Jacob Sandholt
Biogas i den danske markedsmodel
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 organiserin-gen 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 dan-ske naturgas, som leveres fra felterne Tyra og Syd Arne i den danske del af
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 konse-kvens af gennemførelsen af Skanled-projektet) vurderes ikke at nødvendiggøre væsentlige ændringer i markedsmodellen.
Biogasproduktion vil imidlertid gøre det, idet der ikke eksisterer decentral gas-produktion 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 behand-let i særskilt arbejdsnotat.
Udfordringer ved tilførelse af biogas til naturgasnettet: Hvordan indgår biogas i samspil mellem leverandører og transportkun-
der 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 ”en-try”-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 for-ventede biogasproduktion (på timebasis) og allokeres i forhold til de af
distributionsselskabet målte timeværdier for biogasproduktionen. Tarife-ringsmæssigt indgår biogas som anden naturgas i transmissionsnettet (f.eks. entry Nybro eller entry Ellund) med betaling af transmission (ka-
pactet/variabel) og nødforsyning (variabel). Entrybetaling for biogas kan differentieres i forhold til andre entrypunkter. I distributionssystemet
Side 2/11
håndteres biogas tariferingsmæssigt som anden naturgas efter slutkun-deforbrug og uden særskilt betaling (alle modeller).
Model B: Biogasproduktion håndteres i markedsmodellen som ”entry”-
punkter i distributionssystemet som forbrugssteder med negativt (time-
aflæst) forbrug tilknyttet en leverandørs forbrugerportefølje. Indgår her-ved indirekte i transportkundens balanceregnskab som andre forbrugs-steder i distributionssystemet. Transportkunderne nominerer ikke ”en-
try”- biogas separat men alene nettoaftaget i exitzone DK (opdelt på di-stributionsområder). Distributionsselskaberne fremsender måling af net-toaftag i det enkelte distributionsområde på timebasis for den enkelte
leverandør og ikke nødvendigvis separat for aftag og modgående bio-gasindfødning (men målinger kan separeres og fremsendes hvis nød-vendigt 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 for-
hold 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 for-
dele 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 distribu-
tionssystemet eller nedstrøms for denne og fysisk forbruges i samme distributi-onssystem. Betalingsmæssigt kan biogasproduktion sammenlignes med de di-rekte forbrugssteder, der ikke er tilknyttet distributionsnettet og ikke betaler di-
stributionstarif. Hvis biogas omvendt fysisk i visse tilfælde flyder i transmissi-onsnettet også (fordi biogasproduktionen overstiger forbruget nedenstrøms 4,0 BAR M/R-stationen) er det vanskeligt at fastholde en friholdelse for transmissi-
onsbetaling. Model A vil her formentlig være nærliggende.
Side 3/11
Det vil derimod formentlig være rimeligt (kan formentlig verificeres i naturgas-
forsyningsloven), at der betales nødforsyningsbetaling for biogasproduktion og-så (nødforsyningsbetaling påhviler i dag transportkunder i transmission). Nød-forsyning 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 transportkun-
deniveau efter faktisk biogasproduktion (i model B særskilt opgjort), idet nødfor-syningsbetaling i dag er 100 % variabel betaling.
Kommercielle aftaler om afsætning af biogasproduktion til andre distributions-områder (eller andre transmissionssystemer) sker udenfor markedsmodellen i særskilt certificeringssystem mellem leverandør og slutkunde uden påvirkning til
markedsmodel og ovennævnte relationer mellem markedsaktører. En overens-stemmelse 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 sær-skilt løsning for biogas, idet der indføres en indfødningstarif for decentral bio-
gasproduktion til naturgasnettet (evt. indeholdende nødforsyningsbetaling). Skal herudover dække transmissionsselskabets omkostninger vedr. systembalance-ring (og evt. fysisk anvendelse af transmissionsnettet).
Konkret set up i andre lande kan eventuelt undersøges. Det er herunder opfat-telsen, at biogasproduktion i Sverige alene er et anliggende på distributionsni-
veau og ikke pålægges transmissionsbetalinger m.v. Forhold, der skal belyses yderligere:
Den markedsmæssige håndtering af biogas i andre lande, f.eks. Hol-land, 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 kvalitets-
krav, at sikre biogas og gas fremstillet af biomasse eller andre typer gas ikke-diskriminerende 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 injice-res i og transporteres gennem naturgassystemet og bør også vedrøre disse gassers kemiske egenskaber".
Side 4/11
Det præciseres i direktivets art. 1, stk. 2, som er implementeret i naturgasforsy-ningslovens § 2, stk. 2, at dets anvendelsesområde ikke er begrænset til be-
stemte 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 ver-den" (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. Energi-
net.dk udbyder transport, er ansvarlig for mængdebalancering i det danske naturgassystem og for gasforsyningen i tilfælde af nødsituatio-ner i Danmark.
Distributionsselskaberne er ansvarlige for transport af naturgassen igennem de respektive fem distributionsområder. Distributionsselska-berne er endvidere ansvarlige for etablering og drift af naturgasmålesy-
stemer hos forbrugerne, hjemtagelse af målte forbrugsdata samt tilve-jebringelse 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 transport-kunderne.
Der er desuden tre roller, som udgør de kommercielle brugere af den fysiske infrastruktur:
Side 5/11
Transportkunder er kommercielle aktører, der varetager en gros-transport af naturgas i transmissionssystemet. Transportkunderne kø-
ber transportrettigheder i transmissionssystemet af Energinet.dk med henblik på at levere gassen til én eller flere gasleverandører i distributi-onssystemerne. 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-exit-model, 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, El-
lund og Dragør1. 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 Tho-
rup, 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 6/11
Figur 2: Illustration af markedsmodellen for gas
4.1 Køb af transportkapacitet Kapacitet købes i energienheder (kWhø) 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 under-støtte deres transportbehov, kan kapacitet købes som forskellige produktinter-
valler, 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 transmissi-onssystem, bortset fra exit kapacitet Ellund. Når dette sker, har Energinet.dk mulighed for at afbryde de transportkunder, som har indgået kontrakter på af-
brydelige vilkår. Den reelle kapacitet i et punkt øges, hvis der kommercielt handles naturgas i modgående retning (backhaul). Ved den tyske grænse i El-lund handles eksempelvis kommerciel naturgas i nordgående retning, hvilket
øger den sydgående handelskapacitet.
Side 7/11
4.2 Gasbalancering Transportkunder i transmissionsnettet er tilknyttet leverandørerne til slutkunder i
distributionsnettet. I transportkundernes regnskab og balancering med trans-missionsselskabet indgår således de relevante slutkundeaftag, enten som en del af det timeaflæste forbrug eller de ikke-timeaflæste forbrug. Transportkun-
dernes 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 forbru-get. 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 ubalan-
cer mellem leverancer og aftag for hele det danske naturgassystem. Balance-gas 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 vin-teren 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/R-stationer af leverancer fra transmissionssystemet til det enkelte distributionsom-råde i dette regnestykke.
For hver time for hver leverandør/transportkunde (og summeret over distributi-onsområder) opgøres således Entry og Exit. Dette sammenholdes med trans-
portkundens 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. Transmissionsbe-taling 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 hånd-
teres inden for den eksisterende markedsmodel. Efterfølgende drages parallel-ler til elsektoren. De to løsningsmodeller, der skitseres nedenfor tager udgangspunkt i den eksi-
sterende markedsmodel, hvorfor der ikke ændres på opgaver og rolle for aktø-
Side 8/11
rerne, herunder f.eks. balancering og timekapacitetsudnyttelse i transmissions-systemet 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 distributionssy-stemet.
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 transport-kunde 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 produ-center, indgår i transmissionsregnskabet som andre entrypunkter. Transmissi-
onsregnskabet vil herefter være entry centralt + entry decentral = exit slutkun-der2. Måling og datafremsendelse til transmission vil (formentlig) skulle foreta-ges af distribution i relation til netkapacitet m.v. Data fra distribution til transmis-
sion omkring slutkunder vil kunne fortsætte uændret. Den pågældende trans-portkunde/leverandør vil kunne sælge biogassen til andre af transportkun-dens/leverandørens slutkunder f.eks. ved certifikatsystem, måske lettest orga-
niseret af transmission i denne model. I den anden løsningsmodel, model B, håndteres biogasproduktion af distributi-
onsselskabet 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 an-
dre 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 forbruge-
re/decentrale biogasproducenter. Transportkunden skal ikke nominere separat for disse enkelte forbrugssteder men fortsat til exitzonen, (fordelt på distributi-onsområder) 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 transmissionssel-skabet). Udfordring i forhold til afsætning af gas til forbrugere i andre distributi-onsområder (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 balan-
ce og kapacitetsregnskab med transmissionsselskabet.
Side 9/11
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 markeds-model 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 el-
systemets forsyningssikkerhed, herunder at sikre den fysiske balance og udvik-le 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 produ-
center. Producenterne opdeles i to hovedgrupper, dels de frie, som opererer på markedsvilkår og har anlæg med en effekt over 5MW3, og dels de mindre an-læg (med en effekt til og med 5MW). De sidstnævnte anlæg er under Energi-
net.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 Energi-net.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 regulerkraftmarkedet4, mens elprisen fastsættes på Nord Pool5.
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 "koordina-
tor” (Statnett), der laver en fælles liste over alle regulerkraftbud i Norden sorteret efter pris. Er der
Side 10/11
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 Energi-net.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 el-ler har en aftale med en godkendt balanceansvarlig aktør.
behov for regulering af frekvensen i det fælles nordiske synkrone system, aktiveres de regulerkraft-
bud 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 Energi-
net.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 balanceansvar-
lige 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 (mar-
kedsprisen) 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 kraft-
værk. 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 pri-
sen 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 prissikrings-
kontrakter, hvor driftsperiode, referencepris, profil m.m. varierer.
Side 11/11
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 biogas-producenterne tilsluttes direkte til distributionsnettet, hvorved kapacitetsbetaling
i transmissionsnettet undgås. Derimod betales en indfødningstarif, som deles mellem transmissionsselskabet og distributionsselskabet, for at benytte infra-strukturen. Biogasproducenten og eller den balanceansvarlige forpligtes til at
udarbejde en produktionsplan, mens netselskabet som måleroperatør tilveje-bringer de nødvendige data til de aktører, således at de kan tage deres for-holdsregler i forhold til bl.a. forsyningssikkerhed/ubalance, tryk m.v.
Bilag 8.
Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet.
Driftsøkonomisk analyse.
Udført af Niras.
Thorsø Biogas og Miljøanlæg Afsætning af opgraderet biogas via natur-gasnettet DRIFTSØKONOMISK ANALYSE
Maj 2009
Driftsøkonomisk analyse Side i April 2009
NIRAS Konsulenterne A/S
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
2
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 overskudspro-duktion 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 mu-ligheder for afsætning af gassen. Nærværende analyse er en drifts-økonomisk 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 Bjer-
ringbro 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 lo-ve” 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 fremskrivning1 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.
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 gasafreg-ningen 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 drifts-økonomisk 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 landman-den få tilladelse til at holde flere dyrenheder. Tabel 1:Opsummering af resultater Scenarium Nutidsværdi Intern
rente Tilbagebetalingstid
Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + ledning
2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år
2: Udbygning + ledning
-2,2 mio.kr. 9 pct. <20 år
3: Udbygning + KV
-1,6 mio.kr. 9 pct. <20 år
4+5: Udbygning + opgrade-ring/brændstof
-12,6 mio.kr. n.a. <20 år
Resultaterne er naturligvis afhængige af forudsætningerne. Føl-somhedsanalyserne viser, at specielt ændringer i gasprisen kan på-virke anlæggets rentabilitet. I denne forbindelse skal opmærksom-heden 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 opgrade-ret 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 Sce-narium 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. Til-skuddet 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 dag-ligt at behandle 230 tons gylle og 31 tons affald. Årligt kan anlæg-get producere 4 mio. Nm3 gas. Gassen afsættes fortrinsvist til Thor-sø 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 over-skudsproduktion 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 bio-gas 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 brænd-selsforbrug, 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 udvidel-se”), 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
Begrænset varmeafsætning samt det faktum, at aftalen med TKV ophører i 2014 har bevirket, at TMB undersøger alternative mulig-heder for gasafsætning.
Dette notat redegør for de driftsøkonomiske konsekvenser ved for-skellige fremtidsscenarier for TMB.
Vinter
Varmeforbrug
Sommer
Biogasproduktion ved udvidelse
Eksisterende biogasproduk-tion
Varmebehov I Thorsø
6
3. DEFINITION AF ALTERNATIVER
Analysen tager udgangspunkt i 6 alternativer, hvoraf det ene alter-nativ er en videreførelse af det nuværende anlæg jf. nedenstående tabel.
Tabel 2: Beskrivelse af de 6 alternativer. Scenarium Beskrivelse m3 biogas produ-
ceret m3 afregnet
biogas Basis Status quo dvs. gassen sælges efter gæl-
dende regler til TKV. 4,078 mio. 3,116 mio.
1 Status quo + ledning til Bjerringbro Kraftvarme (BKV)
4,078 mio. 4,078 mio.
2 Udbygning af biogasanlægget + ledning til BKV.
5,601 mio. 4,455 mio.
3 Udbygning af biogasanlægget + etable-ring af KV motor. Al varme bortkøles.
5,601 mio. 3,1 mio.
4 Udbygning af biogasanlægget + opgrade-ring, hvor gassen sælges som almindelig
naturgas.
5,601 mio. 5,601 mio.
5 Udbygning af biogasanlægget + opgrade-ring, 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 anlægsinve-steringen. Hermed bliver samtlige beløb sammenlignelige. En posi-tiv nutidsværdi betyder således, at projektets tilbagediskonterede indtægter overstiger dets tilbagediskonterede omkostninger i den betragtede periode. Med andre ord: Hvis nutidsværdien for et pro-jekt 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 investe-ringen er tjent hjem.
Både beregningen af nutidsværdien, den interne rente og tilbagebe-talingstiden tager udgangspunkt i den frie likviditet (pengestrøm), som er den likviditet, som reelt er til rådighed for samtlige investo-rer. Den frie likviditet påvirkes dermed ikke direkte af afskrivnin-ger på anlægget, men kun af selve investeringen. Den frie likviditet er uafhængig af kapitalstrukturen dvs. sammensætningen af hen-holdsvis egen- og fremmedkapital og tager således ikke direkte
8
højde for finansieringsomkostninger2. Disse medtages dog indirek-te gennem den anvendte diskonteringsrate.
Da investorerne frem for at investere i TMB kunne foretage en an-den investering, hvor de kunne opnå et afkast, er det nødvendigt at tage højde herfor. Dette gøres ved at tilbagediskontere den fremti-dige likviditet med den vægtede gennemsnitlige kapitalomkostning WACC efter skat i nutidsværdiberegningerne. WACC afspejler det vægtede afkastkrav på investeringen og bestemmes ud fra det væg-tede 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 nutidsvær-dien positiv er projektet dermed fordelagtigt.
Analysen tager udgangspunkt i Thorsøs økonomiske prioriteringer de har foretaget indtil i dag. Der tages dermed højde for de eksiste-rende aftaler Thorsø har til fx levering af affald samt de investerin-ger 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 alternati-ver. Udover nedenstående investeringer udskifter TMB jævnligt deres biler.
Derudover er der en række ordinære og ekstraordinære vedligehol-delsesomkostninger i alle scenarier.
Oplysningerne om størrelsen af investeringerne og årligt vedlige-hold er leveret af TMB. I Tabel 3 er en oversigt over samtlige inve-steringer og reinvesteringer vist.
Scenario 0 (basis)
Naturgas 12.400 m3
Biogas 3.116.000 m3
Biogas 4.078.000 m3
TMB
Biogas 962.000 m3
Elektricitet 2.045 MWh
TKV
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
Dette er en udvidelse af basisscenariet, idet det antages, at der etab-leres en 14 km lang gasledning til Bjerringbro Kraftvarme (BKV). Da kraftvarmemotoren på BKV stiller krav til trykket i biogasled-ningen er det endvidere nødvendigt at etablere en højtrykskompres-sor 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 nødven-digt med stort set samme omfang af renoveringer som angivet ovenfor under case 0.
Naturgas 190.000 m3
Biogas 4.078.000 m3
Biogas 4.078.000 m3
Biogas 0 m3
BKV
Elektricitet 0 MWh
TMB
11
Scenario 2:
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 eks-tra biomasse pr. år. Hermed vil biogasproduktionen kunne øges fra ca. 4 mio. m3 til 5,6 mio. m3 om året. Udvidelsen vil omfatte etab-lering af en primærreaktor og to sekundære reaktorer samt opgrade-ring af hygiejniseringsanlæg, gasrenser og øvrige gassystem. Den samlede omkostning hertil er 23 mio. kr. Hertil kommer omkost-ning til etablering af en ledning til BKV. Således bliver den samle-de 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.
Naturgas 20.000 m3
Biogas 4.455.000 m3
Biogas 5.601.000 m3
TMB, udvidet
Biogas 1.146.000 m3
BKV
Elektricitet 2.754 MWh
12
Scenario 3:
I lighed med det forrige scenarium udvides anlægget. Omkostnin-gen hertil er som ovenfor anført 23 mio. kr. Herudover etableres en kraftvarmemotor på anlægget til 8,7 mio. kr., således at den mæng-de gas som ikke afsættes til TKV anvendes på selve biogasanlæg-get. 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:
Naturgas 230.000 m3
Biogas 5.601.000 m3
Biogas 5.601.000 m3
TMB, udvidet
Biogas 0 m3
Elektricitet 0 MWh Naturgasnet
Naturgas 0 m3
Biogas 3.100.000 m3
Biogas 5.601.000 m3
TMB, udvidet
Biogas 2.501.000 m3
Elektricitet 6.461 MWh
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 neden-for.
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 frem-skrivning 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 ikke-kvoteomfattede 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 an-vendes V-formlen, hvor der tages udgangspunkt i en elvirknings-grad 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 - Elvirkningsgrad 40 % - Energiindhold 6,5 kWh/Nm3 - Tilskud: 40,5 øre/kWh
= 6,5 * 40 % * 0,405 = 1,05 kr.
Biogaspris pr. m3 2,75 kr. Dette svarer til, at Thorsø modtager et ”tilskud” på biogasprisen på 1,66 kr. /m3 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.
2,452,5
2,552,6
2,652,7
2,752,8
2,852,9
2,953
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
kr./m3 biogas
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 scena-rier, hvor rågasprisen på biogas svarer til den ækvivalente natur-gaspris. Omkostningen til opgradering er ca. 1,13 kr. pr. m3 opgra-deret 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 3.587.000 m3 metan Break even pris 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 opgra-derede 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 op-graderingsomkostningen 0,88 kr./m3 metan.
17
6. RESULTATER
Beregningerne viser, at TMB som udgangspunkt er en god forret-ning på trods af at TMB i dag ikke får betaling for hele den produ-cerede gasmængde. Basisscenariet viser en nutidsværdi på ca. 18,6 mio. kr. og er dermed det økonomisk bedste af de vurderede alter-nativer. 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 kon-trakten med Thorsø Kraftvarme ophører i 2014. Det er derfor mu-ligt, at basisscenariet ikke kan realiseres. I lighed med basisscenariet giver scenarium 1 positiv nutidsværdi, der dog er noget lavere end nutidsværdien i basisscenariet. Rentabi-liteten 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
rente Tilbagebetalingstid
Basis 18,6 mio.kr. n.a. 0 år 1: Status quo + ledning
2,2 mio.kr. 12 pct. 16 år
2: Udbygning + ledning
-2,2 mio.kr. 9 pct. >20 år
3: Udbygning + KV
-1,6 mio.kr. 9 pct. >20 år
4+5: Udbygning + opgrade-ring/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 min-dre. Ingen af disse scenarier er derfor relevante at betragte nærmere for TMB under de forudsatte afkastkav. Resultaterne er meget føl-somme overfor forudsætningerne herunder de anvendte priser. I
18
afsnit 7 behandles betydningen af ændrede forudsætninger yderli-gere. Scenarium 4, hvor anlægget udvides og gassen sælges til opgrade-ring har den laveste nutidsværdi af de betragtede scenarier. Nutids-værdien er – 12,6 mio. kr. I forhold til basisscenariet øges driftsind-tægterne fra 13,3 mio. kr. til 15,9 mio. kr. dvs. 20 pct. Driftsom-kostningerne øges dobbelt så meget – målt i pct. – fra 7,2 mio. til 10,4 mio. kr. svarende til 44 pct. I driftsindtægterne er omkostnin-gen 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 kapi-tal. 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.
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
Basis 1 2 3 4
mio. kr.
Driftsindtægter Driftsudgifter Driftsresultat
Anm.: Figuren viser kun driftsresultater og er dermed ikke inkl. kapitalomkost-ninger. I driftsomkostningen til opgradering er der dog taget hensyn til kapital-omkostninger. Tabel 7 viser den samlede investering som driften skal forrente. Tabellen viser ikke, jf. ovenfor, anlægsinvesteringerne til opgrade-ring, 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 foretræk-kes. De ligger dog forholdsvis tæt på hinanden og ændringer i gas-prisen 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 gas-produktion
m3
Gassalg m3 Elsalg kwh
Værdi af el og gas-salg
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 + opgra-dering/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 føl-somhedsanalyser 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. Rangord-ningen mellem de forskellige scenarier påvirkes ikke3. 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 + opgrade-ring/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 diskonterin-gen bliver, at nutidsværdien øges jo højere diskonteringsraten er/jo længere tids-horisont 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 redu-ceret. 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 + opgrade-ring/brændstof
-14,2 mio.kr.
Nedenstående figur viser hvordan resultatet i basisscenariet ændres som følge af ændrede forudsætninger. De øvrige 4 scenarier påvir-kes i lignende grad. Nutidsværdien er mest følsom overfor ændrin-ger i afregningsprisen på biogas. Fælles for samtlige inputparamet-re 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 basis-scenariet. Gaspris henfører til ændringer i naturgasprisen.
0
5
10
15
20
25
30
35
-50% -25% 0 25% 50%
mio. kr.
Gas El InvesteringModtagergebyrer affald Modtagergebyrer gylle
Betydning af den forudsatte gaspris Hvis man frem for at tage udgangspunkt i Energistyrelsens frem-skrivning for gaspriser tager udgangspunkt i en langsigtet naturgas-pris på 3 kr. ændres resultaterne markant. Et større forsyningssel-skab 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 - Elvirkningsgrad 39 % - Energiindhold 6,5 kWh/Nm3 - Tilskud: 40,5 øre/kWh
= 6,5*40%*0,405 = 1,03 kr.
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 kraft-varmeanlæg (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 kraftvar-meværk). 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 natur-gasfyrede 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 + led-ning -8,6 mio. kr. 2,2 mio.kr. 25,0 mio. kr.
2: Udbygning + led-ning -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. Basissce-nariet, hvor TMB ikke modtager betaling for den samlede biogas-produktion 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 relevan-te at betragte. Ovenstående resultat fremgår også af nedenstående figur, som viser hvordan nutidsværdien ændres som følge af en øget gaspris. Øg-ningen 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 forskel-lige alternativer påvirkes af en stigende gaspris. Prioriteringen mel-lem scenarium 2 og 3 skifter ved en øgning af gasprisen. Ved en lavere gaspris foretrækkes scenarium 3 og ved en højere pris fore-trækkes scenarium 2. Den overordnede prioritering – nemlig at basisscenariet er at foretrække og scenarium 4 er det dårligste ænd-res kun såfremt der sker meget store prisstigninger – noget mere end 50 pct. som figuren viser.
24
Figur 5: Betydningen af ændrede naturgaspriser.
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
-50% -25% 0 25% 50%
mio. kr.
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 påvir-kes ved et fald eller stigning i den ækvivalente naturgaspris svaren-de til de angivne procentsatser ovenfor. Det ses, at en prisstigning på 27 pct. i scenarium 4 svarer til en pris-ændring 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 nutidsvær-dien bliver 0.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Biogaspris i ud-gangspunkt 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 naturgas-pris 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 naturgas-pris 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 bio-gassen, modtager samtlige tilskud (tilskud til elproduktion, afgifts-fritagelse 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 basissce-nariet. 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 af-spejler 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, erstat-ninger mv.: 3,3 mio. kr.).Under forudsætning af at ledningen mv. har en levetid på 30 år, kan det beregnes, at den annuiserede an-lægsinvestering 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 m3 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 elfor-brug fra TMB på 0,03 kWh/m3 biogas til beregning af elforbrug til transport af biogassen
4 10 km i ubefæstet areal med afgrødeerstatning og 4 km i befæstet areal, 1 bane-underførelse, 1 underførelse under Gudenåen og 10 underførelser af veje
29
El forbrug Transporteret Elforbrug til transport af gas i gasledning
Biogas m3/år kWh/ årBasis - 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 relevantScenairo 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 investerings- og driftsomkostninger.
30
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. OMJTryk : 4,0 bar Heraf i åbent land : 10 km Priser : BMP dato 11-05-2009Valgt dimension : PE-rør ø160 Heraf By : 4 km
V&Spos. 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 drænbrønde54.04,04 ø160 Pe-vinkel-90grd 209054.04,09 ø160 TEE påsvejst 2520
4610 kr pr brønd skønner 2 stk brønde pr- km stk 28 4.610,00 129.080,00Mærkning 54.55,01 140 x200 mm skilt Skilte til markering af nedgravede stk 20 730,00 14.600,0054.51,01 PE Markeringsbånd levere og nedlægge lbm 14.000 4,05 56.700,00
Etablering hhv reetablering af belægning længde bredde tykkelse51.01,07 Asfalt, t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 1000 m 4 m m² 4.000 90,87 363.480,0051.01,03 Grusbelægninger t= 200 Belægninger at opbryde for ledningsarbejde 3000 m 4 m m² 12.000 16,11 193.320,0051.10,03 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 800 160,00 128.000,0051.20,15 Pulverasfalt…. Reetablering af belægninger 1000 m 4 m² 4.000 539,00 2.156.000,0051.20,07 Grusbelægninger Reetablering af belægninger 3000 m 4 m² 12.000 40,94 491.280,00
Byggepladsindretning106,02 Mandskabsvogn Mandskabsvogn til spisning og omklædning mdr 3 3.810,00 11.430,00
Særlig operationPI Styret boring under jernbane overslagspris pr fax fra entreprenør, kræver forringsrør ø200, ekskl. Gasrør ø160 lbm 50 585,00 29.250,00PI Styret boring under gudenå (vsp br=45 m), inkl stålforringsrør ekskl gasrør ø160 Tillæg (meter) udgift opstart lbm 100 585,00 58.500,00PI Styret boring under veje skønner 10 stk veje a 16 meter bredde lbm 160 585,00 93.600,00
ErstatningerDirekte tab
620,01 afghrødetab vinterhvede 10000 12 m² 120.000 1,47 176.400,00615,03 strukturskade 10000 12 m² 120.000 2,83 339.600,00
Deklarationserstatninger610,01 grundbeløb pr berørt ejendom Skønner 60 ejendomme antal 60 4.140,00 248.400,00610,02 Alle deklarationsarealer pr m² 14000 4 antal 56.000 2,92 163.520,00610,03 anlægsbredde indtil ø200mm lbm 14.000 14,19 198.660,00610,07 anbringelse af brønd i fri mark skønnert antal drænbrønde stk 28 14.100,00 394.800,00
UforudsetI forbindelse m rørarbejder 600.000,00 13.053.420,00
Projektering mmDetailprojektering og tilsyn skønnet 1000 timer timer 1.000 800,00 800.000,00Landmåler skønnet, 60 ejendomme 5 timer pr stk. a timer 300 1.200,00 360.000,00 1.160.000,00
Øvrigt udstyrGaskompressor + 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
UforudsetI forbindelse m projektering og øvrigt udstyr 500.000,00 500.000,00
TOTAL ex moms 16.277.060,00
IP = Pris indhentetAN = Anslået pris
31
Bilag B: Oversigtskort m forslag til ledningsføring:
32
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
33
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
34
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
35
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
36
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
37
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
38
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
39
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
40
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
41
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
42
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
43
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
44
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
45
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
46
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
47
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
48
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
49
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
50
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
51
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
Bilag 9.
Afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet.
Samfundsøkonomisk analyse.
Udført af Niras.
Afsætning af opgraderet biogas via natur-gasnettet 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 fordelag-tighed af opgraderet biogas i forhold til konventionel naturgas. Opgraderet bio-gas 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 kraftvarme-værk, 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 natur-gasnettet. Etablering af rammebetingelser for afsætning af opgraderet biogas via naturgasnettet og samspil med den etablerede infrastruktur og markedsfor-hold på naturgasområdet”. Projektet er finansieret af PSO midler og er et sam-arbejde 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 place-ring, idet biogasanlæg bl.a. er afhængig af at ligge i umiddel-bart 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 la-vere villighed til at aftage biogas.
En del af problemerne kan løses såfremt biogassen opgraderes til naturgaskvali-tet, idet biogassen da direkte kan afsættes til naturgasnettet som har et kontinuer-ligt 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 samfunds-økonomisk 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 di-rekte 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 regerin-gens pejlemærke på 212 kr./ton CO2.1
Analysen er blevet udført som en samfundsøkonomisk analyse af et repræsenta-tivt nyetableret biogasanlæg. Anlægget forudsættes at behandle 550 tons bio-masse pr. dag, hvor af knap 11 pct. er organisk affald. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget i en kraftvarmemotor, hvor varmeproduktionen dækker pro-cesvarmebehovet, mens elektriciteten sælges. Dels sælges gassen. Det er anta-get, at al gas kan afsættes og der således ikke finder bortkøling sted. Samlet be-tyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m3 NGæ og 1,7 mio. kWh el fra egen kraftvarmemotor. Med henblik på at vurdere betydningen af eksternaliteter udføres den samfunds-økonomiske 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 konse-kvenser 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 markeds-priser. Resultaterne af den samfundsøkonomiske analyse opgives som den samfunds-økonomiske break-even gaspris (pr. m3 naturgas ækv (NGæ)), som er den pris som er nødvendig for at økonomien hænger sammen set ud fra et samfundsøko-nomisk perspektiv. Det vil med andre ord sige, at det er den gaspris som vil re-sultere i at biogasanlæggets årlige overskud præcist bliver nul. Udover at bereg-ne 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 bespa-relse af afbrænding i et forbrændingsanlæg. Denne forudsætning er dog diskuta-bel – ikke mindst set i lyset af, at tilsætning af affald øger gasudbyttet væsentligt samtidig med at modtagergebyret ofte har stor økonomisk betydning for anlæg-gene. 1 Energistyrelsen (2008). ”Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområ-det.” Efter færdiggørelsen af analyserne er der kommet en opdateret fremskrivning fra Energi-styrelsen
NIRAS Konsulenterne A/S 5
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./m3 NGæ, mens den er 1,08 kr./m3 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 opmærksomhe-den 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 opgrade-ringsprocessen væsentligt. Da det ikke er nødvendigt at tilsætte propan for at overholde gældende krav til dansk naturgas jf. Gasreglementet medregnes om-kostningen 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 opgra-deret biogas. Det ses, at opgradering betyder at gasprisen pr. m3 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 m3 opgraderet biogas. Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Break-even pris pr. m3 ækv. natur-gas 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 (opgrade-ret) 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./m3. Denne pris af-spejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år i hen-hold til Energistyrelsens fremskrivning. Til denne pris lægges den samfunds-økonomiske omkostning ved den indeholdte fossile CO2, som jo ikke indgår i opgraderet biogas. Værdien af denne eksternalitet kan bestemmes til 48 øre/m3 således at den samlede samfundsøkonomiske værdi bliver 2,58 kr./m3. Det er antaget, at de øvrige eksternaliteter med forbrænding af opgraderet biogas og naturgas er ens og derfor tillægges værdien af disse eksternaliteter ikke. Natur-gasprisen på 2,58 kr. /m2 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 besparel-sen ved alternativ affaldsbortskaffelse, så er opgraderet biogas at foretrække frem for konventionel naturgas. Såfremt besparelsen af alternativ affaldsbespa-relse 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 udgangs-punkt i den nuværende (november 2008) gaspris på 3,09 kr./m3 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 reduk-tion af drivhusgasser såfremt samtlige eksternaliteter medtages, idet reduktions-omkostningen ligger under regeringens pejlemærke på 212 kr./ton CO2.
NIRAS Konsulenterne A/S 7
Tabel 3: CO2-reduktionsomkostning ved opgraderet biogas. Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Reduktionsomkostning med affaldsbe-sparelse 625 232 127 Reduktionsomkostning uden affaldsbespa-relse 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 bli-ver for omfattende.
Figur 3-1: Det integrerede biogassystem.
NIRAS Konsulenterne A/S 9
Landbrug Fra landbrugssystemet modtages gylle som bioforgasses og derefter køres tilba-ge 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 samfunds-økonomiske analyse er hvad den alternative anvendelse for affaldet er. Vil affal-det alternativt blive kørt direkte ud på marken, vil bioforgasningen ikke have den store betydning samfundsøkonomisk i forhold til affaldsfraktionen. Vil af-faldet 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. alterna-tivt 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 CO2 –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 anven-delse af biogas i transportsektoren inddrages endnu et tilstødende system i ana-lysen. Her vil afgrænsning være meget vanskelig, da brug af biogas til biltrans-port potentielt vil kræve både omstilling af tanksystemer og ændring af bilpar-ken. En sådan analyse er derfor meget omfattende at gennemføre. Her tages ud-gangspunkt 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 øko-nomisk afkast som overhovedet muligt.
Dette har en række konsekvenser for den anvendte metode, f.eks. inddrages til-skud og afgifter ikke i en samfundsøkonomisk analyse, da de blot ses som over-førsler af midler fra en aktør til en anden. Der er således ikke en reel ressource-omkostning knyttet til en sådan overførsel2. 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 mar-kedspriser, fordi det er forbrugernes betalingsvilje der i sidste ende er vurde-ringskriteriet.
Figur 4-1: Principskitse for en samfundsøkonomisk analyse med eksempler på omkostnin-ger og gevinster ved et biogasanlæg, hvor cirklen repræsenterer Danmark.
2 Undtagen evt. forvridningsomkostninger.
NIRAS Konsulenterne A/S 11
4.1 Generelle økonomiske forudsætninger Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljø-styrelsens 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.
Stat
Biogasanlæg
Investerings-omkostning
Forbrug af råvarer
Mindre CO2-emission
Mindre lattergas-emission
Tilskud
NIRAS Konsulenterne A/S 12
5. SAMFUNDSØKONOMISK VURDERING AF OPGRADERET BIOGAS
5.1 Forudsætninger I beregningen af en samfundsøkonomisk værdi for biogas tager analysen ud-gangspunkt i biogasanlægget ”B2” præsenteret i rapporten ”Samfundsøkonomi-ske analyser af biogasfællesanlæg” udarbejdet af Fødevareøkonomisk Institut i 2002 (FØI). Herved tager den samfundsøkonomiske analyse afsæt i et repræsen-tativt dansk biogasanlæg og ikke i et specifikt anlæg, som i den driftsøkonomi-ske 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. Fak-tum 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 orga-nisk affald. Anlægget forudsættes at være et mesofiltanlæg med forhygiejnise-ring. Samlet forudsættes, at anlægget årligt producerer 36,3 GWh. Biogassen anvendes dels på biogasanlægget, dels sælges den til et nærliggende kraftvarme-værk. På biogasanlægget anvendes biogassen i en kraftvarmemotor, hvor var-meproduktionen dækker procesvarmebehovet mens elektriciteten sælges. Samlet betyder dette, at anlægget årligt sælger 2,9 mio. m3 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 energiproduktio-nen.
2. Bredere analyse, hvor værdien af drivhusgasreduktion samt de konse-kvenser som har en afledt økonomisk effekt for landmanden også ind-drages.
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 sam-fundsøkonomisk rentabel (break-even) både med og uden opgradering. Opgra-deret biogas har samme anvendelse som naturgas og break-even prisen for op-graderet biogas kan derfor sammenlignes direkte med den samfundsøkonomiske naturgaspris tillagt omkostningen forbundet med den indeholdte fossile CO2. Dette er uafhængigt af om den opgraderede biogas anvendes til privat opvarm-ning 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 op-skrevet til år 2008-niveau og korrigeret med nettoafgiftsfaktoren3. Dog anvendes Energistyrelsens opdaterede priser på elektricitet, Miljøstyrelsens opdaterede enhedspriser på drivhusgaseffekter samt de aktuelle priser for gødning ved be-regning af værdien af den forbedrede gødningsudnyttelse. Til brug for beregning af sidstnævnte har DLG (ultimo 2008) har opgivet følgende forventede gød-ningspriser: 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 af-gifter. 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 land-brugsjord, mens den resterende del vil blive afbrændt i et forbrændingsanlæg. Såfremt affaldet udbringes på landbrugsjord er det nødvendigt med en investe-ring i ekstralagerkapacitet svarende til 41 kr. pr. ton. Omkostning til forbræn-ding 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 sam-fundet. Denne besparelse medtages som en gevinst i den samfundsøkonomiske analyse af biogasanlægget. Tilsætning af affald bidrager imidlertid til et væsent-ligt øget gasudbytte og endvidere har modtagergebyret ofte stor økonomisk be-tydning 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 bli-ve 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 sam-fundsøkonomiske break-even gaspris (opgivet pr. m3 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. Break-even 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./m3 NGæ. og 2,95 kr./m3 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./m3 og uden affaldsbesparel-se 2,30 kr./m3 NGæ. Disse priser er den samfundsøkonomiske pris5.
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 m3 ækvivalent gas energimæssigt svarer til 1 m3 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 varmebe-hov om sommeren. I denne samfundsøkononomiske analyse tages der som tidli-gere 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 op-graderingsprocessen fjernes kuldioxid, så restproduktet næsten er ren metan. Endvidere kan propan tilsættes med henblik på at hæve brændværdien i den op-graderede 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 opgraderings-processen på trods af, at det endnu ikke muligt at håndtere varierende brænd-værdier.
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 m3 /time6. Der er taget udgangspunkt i, at anlæg-get kører 8.300 timer om året. Dvs. at der kan opgraderes 5,6 mio. m3 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 bereg-nes, at den samfundsøkonomiske omkostning ved at opgradere 1 m3 biogas til naturgaskvalitet er 1,09 kr.8. Såfremt propan blev tilsat øges den samfundsøko-nomiske opgraderingsomkostning til 1,38 kr./m3 opgraderet biogas. I sidstnævn-te omkostning er der taget højde for værdien af et mergasudbytte.
For yderligere oplysninger om anlægget henvises til notatet ”Priser på opgrade-ring af biogas fra Thorsø Miljø- og Biogasanlæg”.
Til ovenstående omkostninger skal lægges værdien af de medfølgende eksterna-liteter, som opstår pga. elforbruget i opgraderingsprocessen, for at få den sam-fundsøkonomiske 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 væ-re meget begrænset og inddrages ikke i analysen. Ifølge leverandøren er det mu-ligt at reducere metanudslippet til mindre end 0,1 pct. ved installation af en kata-lytisk 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 an-vende 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 frem-går hvorledes naturgasnet i dag er forgrenet i Danmark. Denne teknologi er mo-den og der er derfor intet til hinder i, at den kan implementeres her og nu. An-vendelse af opgraderet biogas til transportformål kan endvidere bidrage til Danmarks opfyldelse af målene angivet i EUs biobrændstofdirektiv. Dette bety-der at opgraderet biogas kan sammenlignes direkte med naturgas og således skal værdien af øgede fleksibiltet ikke medtages i (fx en sammenligning med natur-gas) 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 tilstrække-ligt 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 for-hold 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 over-skudsvarme om sommeren. Hermed kan biogasanlægget hente den fulde øko-nomiske gevinst af biogasproduktionen. Effekten af bortkøling indgår ikke i denne analyse, da den baserer sig på FØI’s standardbiogasanlæg ”B2” (se kapi-tel 5), hvor det antages at al den producerede biogas kan afsættes og at den pro-ducerede 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 ti-mer (Kilde: Brancheforeningen for decentral Kraftvarme). Tendensen er primo 2009, hvor elprisen er lav, at det bliver endnu færre timer i år. Derfor er modta-gelse 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 m3 gas og den nødvendige mini-mumspris 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./m3). 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 samfundsøkono-misk 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 kraftværk9. Denne pris afspejler et uvægtet gennemsnit af de forventede priser for de næste 10 år jf. nedenstående figur, som viser de forventede gaspriser om-regnet til markedspriser frem til år 2030.
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
kr./m3
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 CO2, som kan beregnes til 0,48 kr./m3 10. Den samlede sam-fundsøkonomiske pris bliver således 2,58 kr. Det forudsættes, at de øvrige eks-ternaliteter 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 CO2 der sker fra off-shore sektoren. Næsten 100 pct. af denne CO2 udledning er omfattet kvotesystemet, hvilket afspejles i naturgasprisen.
Det ses, at såfremt samtlige eksternaliteter medtages samt besparelsen ved alter-nativ 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 medta-ges, 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. m3 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./m3. Der skal gøres opmærksom på, at afgiftsregler-ne, 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./m3). 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./m3 svarer til en naturgaspris på 2,23 kr./m3 (be-regnet som 1,22/6,5 x 11x1,08). Korrigeres denne pris for nettoafgiftsfaktoren fås, en samfundsøkonomisk naturgaspris på 2,60 kr./m3. I forhold til prisen an-vendt i denne analyse er den aktuelle 2007-pris således i samme niveau som den anvendte i analysen.
10 1 GJ udleder 57 kg. CO2.
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./m3 som omregnet til en samfundsøkonomisk pris giver 3,62 kr./m3. 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 driv-midler i transportsektoren, hvor brugen af naturgas sammenlignes med benzin og diesel. Endvidere sammenlignes forskellige andre alternative drivmidler så-som 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 an-vendes opgraderet biogas i stedet for naturgas er der (næsten) ingen CO2 udled-ning. 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, bety-der dette, at der er en meromkostning til motor på 18.000 kr. De reducerede brændselsomkostninger samt gevinsten fra miljøeffekterne er dog ikke tilstræk-keligt store til, at naturgas bliver mere samfundsøkonomisk fordelagtig i dag. I år 2025 ændres billedet dog. Her bliver det mere samfundsøkonomisk fordelag-tigt at benytte gas. Dette skyldes blandt andet, at virkningsgarden forøges rela-tivt mere for naturgas end for konventionel benzin over tid. Med de forudsæt-ninger der langt ind i analysen er naturgas således at foretrække11 både frem for benzin og diesel.
En interessant konklusion i analysen er også resultatet af naturgassen sammen-lignet 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 distributionssyste-met.
NIRAS Konsulenterne A/S 23
Livscyklus analyser gennemført af Xergi12 og i EU regi i ”Well to Wheel rap-porten13” viser endvidere at biogas produceret på gylle er det alternative brænd-stof der har den største CO2 fortrængning samtidig med at det er en af de billig-ste måder at fortrænge CO2 på.
Naturgas – og dermed også opgraderet biogas – kan således siges at være et re-levant 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 forgre-net 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 m3 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 ud14 (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. m3 NGæ og 1,7 mio. kWh el giver denne biogasproduktion årligt anledning til en reduktion i emissio-nerne på 18.113 ton CO2-ækv.
Omkostningen til at reducere denne mængde CO2-ækv. består dels af den sam-fundsøkonomiske produktionsomkostning ved biogas inkl. værdien af eksterna-liteter, 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 affaldsbe-sparelse 625 232 127 Reduktionsomkostning uden affaldsbespa-relse 625 429 324
*: Fratrukket værdien af reduceret drivhusgasemission.
Produktionsomkostningen spænder årligt mellem 8,1 og – 0,8 mio. kr. alt af-hængigt af hvilket niveau som betragtes. Omkostningen til opgraderingen spæn-der 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 medta-gelse af alle eksternaliteter.
Energistyrelsen udgav i 2008 rapporten Scenarier for danske drivhusgas reduk-tionstiltag 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 tek-nologierne 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 fremti-dige gaspriser forventes at svare til Energistyrelsens fremskrivning15 så er an-vendelse af opgraderet biogas mere fordelagtig end naturgas set fra samfunds-økonomisk 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 natur-gas. 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 samfunds-økonomisk 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 sammen-ligning 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 var-meproduktion som næsten er CO2-neutral. Herudover mindsker biogasprodukti-onen 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 omkostningsef-fektiv tilgang til reduktion af drivhusgasudledningen under de givne forudsæt-ninger. 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 år-lige 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. Energistyrel-sen. Energistyrelsen (2008): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Energistyrelsen. Energistyrelsen (2008): Alternative drivmidler i transportsektoren. Energistyrel-sen. Energistyrelsen (2008): Scenarier for danske drivhusgas reduktionstiltag i 2020 og 2050. Energistyrelsen. Nielsen, L.H., K. Hjort-Gregersen, P. Thygesen & J. Christensen (2002): Sam-fundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg – med tekniske og selskabsøko-nomiske 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 kvote systemet-----------------------------------------------------------------10 2
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 natur-
gasnettet.
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 for-
skellige anvendelse af biogassen. Biogas anvendt til kraftvarme, til trans-
portformål 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 driv-
husgasser fra gylle spredt på marker og at biogassen fortrænger fossilt
brændsel.
Den samlede CO2 fortrængning afhænger dog af hvordan biogassen anven-
des. Hvis biogas anvendes til kraftvarmeproduktion på et ikke-kvotebelagt
anlæg og hvis effekten af kvotesystemet negligeres er det den mest CO2
effektive anvendelse. Når der tages hensyn til kvotesystemet vil CO2 for-
trængningen være størst hvis biogassen opgraderes og anvendes til trans-
portformål eller distribueres via naturgasnettet. Selv hvis alternativet er an-
vendelse på et ikke-kvoteomfattet kraftvarmeværk, vil det være tilfældet.
Hvis biogassen anvendes på et kvotebelagt værk er det den CO2-mæssigt
dårligste anvendelse. Der opnås i dette tilfælde en CO2 reduktion, der er ca.
fire gange større hvis biogassen i stedet anvendes til transport formål eller
distribueres via naturgasnettet.
Forskellen emission af UHC, NOx 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 emis-
sion gennem en række forskellige kilder. I dette notat er der taget udgangs-
punkt 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 CO2 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 mar-ker 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 be-handling gylle. For dette anlæg gælder
Anlægsstørrelse, tilført materiale 550 m3 pr. dag Affaldsandel 20 % Gasudbytte 32,6 m3/m3
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 CH4 pr. år og at den samme gyllemængde ville afgive
460 tons CH4 pr. år, hvis den ikke behandles i et biogasanlæg. De tilsvaren-
de 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 me-
tanemissionen 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 CO2
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 fiskein-
dustrien mv. I [1] er det antaget at 75 % af det affald, der tilføres biogasan-
lægget ville blive tilført landbrugsjord, hvis det ikke anvendes til biogas.
Som for gylle betyder afgasning af affaldet en reduktion af emitterede driv-
husgasser i forhold til hvis det spredes ubehandlet på marker. For det be-
skrevne standard biogasanlæg udgør denne reduktion 5.765 tons CO2 ækvi-
valenter pr. år. Da der er stor efterspørgsel på organisk affald til biogaspro-
duktion, er det antaget, at hvis Thorsø Biogas vælger ikke at anvende affald,
vil affaldet ikke blive spredt på marker, men blive anvendt på andre biogas-
anlæg.
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 no-
tat antaget, at en nyinstalleret biogasproduktion ikke fjerner eller mindsker
mængden af affald, der spredes på landbrugsjord. Derfor er bidraget af driv-
husgasser 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 returne-
ring af afgasset gylle til landmændene emitteres der en vis mængde drivhus-
gas som følge af lastbilernes forbrug af brændstof. I [1] opgives dette til 290
tons CO2 pr. år for standardbiogasanlægget.
Metanslip fra motorer
I forbindelse med større en kortlægning af emissioner fra energiproduceren-
de anlæg, er emissioner biogas- og naturgasfyrede motorer blevet målt [2]. I
gennemsnit var kulbrinteemission 932 mg/m3 (n, ref: 5 % O2) for biogasmo-
torer. For en biogas bestående af 65 % CH4 svarer emissionen til at 2,06 %
af den indfyrede metan passerer uforbrændt gennem gasmotoren. [2].
I gennemsnit var kulbrinteemission 1509 mg/m3 (n, ref: 5 % O2) for natur-
gasmotorer. 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 CO2 og man får dermed et produkt, der
næsten udelukkende består af metan. Sammen med CO2 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 metanindhol-
det 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. Miljø-
deklarationen beskriver den miljøpåvirkning, som leveringen af én kWh
gennemsnitselektricitet giver anledning til. Miljødeklarationen dækker gen-
nemsnitselektricitet 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 - CO2 emission
Ovenfor er beskrevet en række forskellige CO2-mæssige omkostninger for-
bundet med biogasproduktion.
Ved anvendelse af biogas, hvad enten det er til kraftvarme, transport eller
andre formål fortrænges en anden energikilde.
CO2 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 varme-
produktion.
DGC-notat 7/21
Det vil kræve en detaljeret beskrivelse af det danske energisystem, hvis dis-
se fortrængninger skal beskrives korrekt. Derfor gøres en række forenklin-
ger. For på en enkel måde at kunne vurdere effekt af varme der bortkøles
pga. manglende varmegrundlag, er det valgt at dele CO2 fortrængningen fra
kraftvarmeproduktion op i et el bidrag og i et varmebidrag, der kan adderes,
se nedenstående formel.
CO2 fortrængningen fra kraftvarmeproduktion er bestemt som
varme,2varme,2KVngen,fortrængni 2, CO CObortkølingelCOelbiogas EFXEFE
Hvor
Ebiogas er energi af den indfyrede biogas
el er gasmotorens elvirkningsgrad (sat til 0,39)
EFCO2,el er emissionsfaktoren for elproduktion
varme er gasmotorens varmevirkningsgrad (sat til 0,52)
Xbortkøling er andelen af energi til motoren, der bortkøles (målt over et år)
EFCO2,varme er emissionsfaktoren for varmeproduktion
I de udførte beregninger er det antaget at emissionsfaktoreren for elproduk-
tionen er den ovenfor anførte værdi på 452 g/kWh el – altså miljøpåvirk-
ning, 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 kultype1.
For mange biogasfællesanlæg gælder, at der ikke er tilstrækkeligt varme-
grundlag 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 fjernvarmesyste-
met. 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
CO2 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 in-
jiceret biogas.
CO2 fortrængningen ved anvendelse af opgraderet biogas, der er distribueret
via det eksisterende naturgasnet, er bestemt som
NGCObiogas EFE ,2net tilopgrad.ngen,fortrængni 2, CO
Hvor
Ebiogas er energi af den indfyrede biogas
EFCO2,varme er emissionsfaktoren for naturgas (57 g/MJ).
CO2 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 bio-
gassen opgraderet og tryksættes til omkring 250 bar.
CO2 fortrængning ved anvendelse af biogas til transportformål er her bereg-
net som
elCOeltransportCOrelbiogasbiogas EFXEFE ,2,2,transportng,fortrængni 2, CO
Hvor
naturgas,rel er det effektiviteten som motorbrændstof af det brændstof der
erstattes i forhold til naturgas
EFCO2,transport er CO2 emissionsfaktoren for det brændstof, der erstattes
Xel er energiandelen af den opgraderede biogas, der skal anvendes til el
til komprimering. Denne udgør 2,5 % af energiindholdet af den opgra-
derede 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
CO2-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 hinan-den, 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. m3 pr år.
Biogassen anvendes til kraftvarmeproduktion på Thorsø Kraftvarmeværk.
Pga. af manglende varmegrundlag bortkøles årligt en varmemængde sva-
rende 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 bio-
gasmotorer, se Tabel 3.
Case 2: Opgradering og afsætning via naturgasnettet Hvis Thorsø kraftvarme i fremtiden vælger at dække varmebehovet på an-
den 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 CO2-mæssige konsekvens af dette er følgende forud-
sætninger gjort:
Thorsø miljø- og biogasanlæg har mulighed for at udvide biogaspro-
duktionen, hvis det er muligt at afsætte gassen. Man planlægger der-
for at udvide biogasproduktionen til 5,6 mio. m3 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 Bjer-
ringbro Kraftvarmeværk, der vil være i stand til at aftage hele den udvidede
biogasproduktion (5,6 mio. m3 pr. år) uden at bortkøle varme i sommerperi-
oden.
Såvel anvendelse af biogas og naturgas som motorbrændstof vil resultere i
emission af metan. Metanemissionen er gennemsnitligt lavest ved anvendel-
se af biogas, hvilket trækker i retning af reduceret emission ved anvendelse
af biogas frem for naturgas til motordrift. Anvendelse af biogas som grund-
last vil på den anden side medføre færre driftstimer med kedeldrift. Meta-
nemissionen er markant lavere for kedeldrift end for motordrift. Det er der-
for antaget, at den lavere emission fra biogas vejes op af de færre driftstimer
med kedel og dermed at den samlede metanemission, som følge af introduk-
tion 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 gas-sen komprimeres. Effekt af CO2 kvote systemet
De ovenfor angivne CO2 fortrængninger er kun gældende hvis den alterna-
tive anvendelse af biogassen sker på en ikke-kvotebelagt enhed. Hvis bio-
gassen anvendes på en kvotebelagt virksomhed, vil virksomheden behøve
tilsvarende færre CO2 kvoter, som i stedet bliver til rådighed for andre CO2
emitterende virksomheder.
Selvom Thorsø Kraftvarme ikke er en kvotebelagt virksomhed vil den CO2-
mæssige betydning af anvendelsen af biogas på dette værk påvirkes CO2
kvotesystemet. Det skyldes, at elproduktion fra Thorsø Kraftvarme vil for-
trænge anden kvotebelagt elproduktion. Det betyder, at det øvrige energisy-
stem får kvoter i overskud eller kan øge CO2 emissionen svarende til bespa-
relse biogasanvendelse på Thorsø Kraftvarme medfører. CO2 fortrængnin-
gen fra varmeproduktionen påvirkes ikke af CO2 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 CO2 kvo-
ter, der modsvarer forbruget af biogas. Der vil derfor ikke være nogen effekt
af CO2 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 ”CO2-neutrale” bio-
gas 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 CO2 kvoter og dermed vil anvendelse af biogas, der opgraderes og di-
stribueres via naturgasnettet påvirkes ikke af CO2 kvotesystem. Brændstof
til transport er ikke omfattet af CO2 kvotesystemet. Det betyder, at hvis bio-
gas anvendes til transportformål, vil der ske en reel CO2 fortrængning.
Elforbrug til drift af opgraderingsanlæg og komprimering af opgraderet bio-
gas til transportformål vil ikke påvirke de samlede emission af drivhusgas-
ser. 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 CO2
emitterende elproduktion et andet sted energisystemet. Det skyldes, at der
kun er et givet antal CO2 kvoter til rådighed for det det samlede system.
Resultater
På baggrund af de ovenfor beskrevne forudsætninger er indflydelsen af bio-
gasproduktion og forskellige anvendelser biogas blevet bestemt. Væsentlig-
ste 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. m3/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 CO2 emission
angivet for de fem forskellige cases. Her af fremgår at det største enkeltbi-
drag til den samlede CO2 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 CO2 reduktion opnås ved at udvide biogasproduktionen
i Thorsø og føre biogassen i rør til Bjerringbro Kraftvarmeværk, nemlig
39,4 tons CO2 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 naturgas-
motorer, vil den samlede reduktion af emission af klimagasser falde fra 25,1
til 23,9 tons CO2,ækv pr. år.
Medregnes effekten af CO2 kvotesystemet ser billedet ganske anderledes
ud, se Figur 2. I det tilfælde er anvendelse biogassen på det kvotebelagte
værk, Bjerringbro Kraftvarmeværk, den CO2-mæssigt dårligste løsning.
CO2 fordelen er mere end tre gange større, hvis biogassen i stedet sendes på
naturgasnettet eller anvendes til transport. Selv hvis Bjerringbro Kraftvar-
meværk ikke var kvotebelagt, ville reduktionen i emission af drivhusgasser
falde fra de 39,4 til 18,6 tons CO2 ækvivalent pr. døgn, når effekten af kvo-
tesystemet medtages. Det skyldes, at det kun er varmeproduktion, der vil
fortrænge fossilt baseret energiproduktion. Elproduktionen fra et ikke-
kvoteomfattet værk vil ganske vist fortrænge elproduktion fra kvoteomfat-
2 Metanemission ved biogasdrift modsvares af et tilsvarende fald fra anvendelse af natur-gas.
DGC-notat 14/21
tede værker. Disse får derved kvoter i overskud som kan sælges til virksom-
heder, der ønsker at øge CO2 emission fra deres produktion.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)C
O2
eq.
/ [t
on/d
øgn
]MarkbidragTransport af gylle
Slip fra opgraderingsanlæg
Slip fra motorCO2 fortrængning
El forbrug til opgraderingEl forbrug til komprimering
Elproduktion på biogaanlæg
Naturgas til biogasprocesSamlet
Figur 1. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-kvotesystem er ikke medtaget.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)
CO
2 eq
. /
[ton
/dø
gn]
Markbidrag
Transport af gylleSlip fra opgraderingsanlæg
Slip fra motorCO2 fortrængning
El forbrug til opgraderingEl forbrug til komprimering
Elproduktion på biogaanlægNaturgas til biogasproces
Samlet
Figur 2. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-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 varme-
produktionen, dvs. 52 % af den indfyrede energi, bortkøles reduceres den
samlede CO2 reduktion til 19,6 tons pr. år.
DGC-notat 15/21
0
5
10
15
20
25
30
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%
Andel af energien der bortkøles
Sam
let
spar
et C
O2
/ t
ons/
døgn
15 % bortkøling – svarer Case 1
Figur 3. Betydning af andelen af den indfyrede energi, der bortkøles, på det samlede CO2 bidrag. Reference Case 1, CO2- kvotesystem er ikke medreg-net.
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.
0
5
10
15
20
25
30
35
0% 1% 2% 3% 4% 5%
Metanslip fra opgradering
Sam
let s
pare
t CO
2 /
tons
/dø
gn
Uden metanreduktion
Med metanreduktion
Figur 4. Betydning af metanslip fra opgraderingsanlæg på det samlede CO2 bidrag. Reference Case 3, CO2- kvotesystem er ikke medregnet.
Bortkøling af varme svarende til 15 % af den indfyrede energi, som er til-
fældet 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 me-
tanslip 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 NOx fra biogasfyrede motorer
I forbindelse med et stort emissionskortlægningsprojekt blev emissionen af
bl.a. UHC (uforbrændte kulbrinter), CO og NOx målt for både biogasfyrede
og naturgasfyrede motorer på danske kraftvarmeværker. De gennemsnitlige
værdier er angivet i Tabel 3. Heraf fremgår det, at NOx emissionerne er høj-
ere, og UHC emissionerne er lavere fra biogasmotorer end fra naturgasfyre-
de motorer. Emissionerne er vist sammen med grænseværdier.
Tabel 3. Emissioner og grænseværdier for anvendelse af biogas og natur-gasfyrede motorer. Målinger fra [2] og grænseværdier fra [8].
Naturgas Biogas
Målinger
(2002)
Grænse-
værdi
(20063)
Målinger
(2002)
Grænse-
værdi
(20053)
NOx
mg /m3(n) 1
695 550 1708 1000
CO
mg /m3(n)
550 500 932 1200
UHC
mg /m3(n) 2
1509 1500 932 1500
1 NO regnes som vægtmæssigt som NO2, reference O2 er 5 %. 2 UHC regnes vægtmæssigt som C, reference O2 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 over-
holder de gældende emissionskrav. Indtil 2005 var der ikke krav til emissio-
ner 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 græn-
seværdier for NOx 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 NOx 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 ammo-
niak i biogas give anledning øget NOx emission.
Den anvendte motortype er nok så væsentlig. Mindre motorer - op til om-
kring 2 MWel - 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 NOx 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 kraftvarme-
værker 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 Dan-
mark. Fire af motorerne er åbenkammermotorer og otte er forkammermoto-
rer.
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, NOx og UHC. Hver markering angiver en måling og
stregerne angiver gennemsnitsværdien for hhv. forkammermotorerne og
åbenkammermotorerne. Af figuren fremgår det, at forkammermotorer gene-
relt har højere UHC emissioner og lavere NOx emissioner end åben-
kammermotorerne. Det ses desuden, at der stor spredning på emissionerne
fra de forskellige motorer.
DGC-notat 18/21
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0 3 6 9
CO
/ g/
MJ
Åbenkammer- Forkammer- motorer motorer
12
0,00
0,06
0,12
0,18
0,24
0,30
0 3 6 9
NO
x / g
/MJ
12
0,15
0,30
0,45
0,60
0,75
0 3 6 9
JU
HC
g/M
12
Figur 5. Emissionsfaktorer for hhv. CO, NOx og UHC for 12 forskellige
naturgasfyrede motorer.
Det er derfor rimeligt at antage, at grunden til at NOx emissionerne er højere
og UHC emissionerne er lavere for biogasmotorerne end for naturgasfyrede
motorer generelt, i højere grad skyldes anvendte motorstørrelser og indstil-
ling til aktuelle miljøkrav end forskellige forbrændingsegenskaber for de to
brændsler.
Hvis en øget dansk biogasproduktion skal afsættes til eksisterende naturgas-
fyrede kraftvarmeværker, er det rimeligt at forvente, at emissionerne væ-
sentligst 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 NOx
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 NOx emissionerne vil være
DGC-notat 19/21
som ved naturgasfyring. Dvs. at NOx 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, Pe-
ter; Christensen, Johannes. Samfundsøkonomiske analyser af bio-
gasanlæg. Rapport nr. 136, Fødevareøkonomisk institut. 2002.
[2] Kortlægning af emissioner fra decentrale kraftvarmeværker,. Må-
leprogram og analyse af emissioner fra gasfyrede decentrale kraft-
varmeanlæg <25 MWe. Eltra PSO projekt 3141. Delrapport 4.
ISBN 87-7795-237-5. Dansk Gasteknisk Center. 2003.
[3] Benjaminsson, Johan. Materiale præsenteret på seminaret ”Upp-
gradering 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 car-
bonmonooxid 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 for-
udsætninger er uændrede.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)
CO
2 eq
. /
[ton
/dø
gn]
Markbidrag
Transport af gylleSlip fra opgraderingsanlæg
Slip fra motorCO2 fortrængning
El forbrug til opgradering
El forbrug til komprimeringElproduktion på biogaanlæg
Naturgas til biogasprocesSamlet
Figur A1 Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-kvotesystem er ikke medtaget.
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
Som i dag Til net Bjerringbro Transport
(Benzin)
Transport
(Diesel)
CO
2 eq
. /
[ton
/dø
gn] Markbidrag
Transport af gylle
Slip fra opgraderingsanlægSlip fra motor
CO2 fortrængning El forbrug til opgradering
El forbrug til komprimering
Elproduktion på biogaanlægNaturgas til biogasproces
Samlet
Figur A2. Bidrag af drivhusgasemission ved forskellige anvendelser af bio-gas. Effekt af CO2-kvotesystem er medtaget.
Related Documents
