Åbne fodboldbaner i dagtimerne - Institut for Idræt og Ernæring
Project Report January 2011 REPORT Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid. Danish Gas Technology Centre • Dr. Neergaards Vej 5B • DK-2970 Hørsholm • Tlf. +45 2016 9600 • Fax +45 4516 1199 • www.dgc.dk Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid Torben Kvist Danish Gas Technology Centre Hørsholm 2011 Title : Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid. Report Category : Project Report Author : Torben Kvist Date of issue : 15-01-2011 Copyright : Danish Gas Technology Centre File Number : 734-89; h:\734\89 biogasnet\resumerapport\resumerapport_final.docx Project Name : Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid ISBN : 978-87-7795-340-8 DGC-report 1 Table of Contents Page 1 Introduction ........................................................................................................................... 3 2 Background ........................................................................................................................... 4 2.1 A biogas vision .................................................................................................................... 4 2.2 Examined subjects ............................................................................................................... 6 3 Overall energy review ........................................................................................................... 7 4 Biogas and the Danish energy system .................................................................................. 9 4.1.1 Value of storing biogas production ....................................................................... 10 5 Gas quality and measurement ............................................................................................. 12 5.1.1 Experience with a biogas grid ............................................................................... 12 5.1.2 Application of biogas ............................................................................................ 12 5.1.3 Sulphur removal .................................................................................................... 13 5.1.4 Measurement ......................................................................................................... 14 6 Value of biogas for a CHP plant ......................................................................................... 15 7 Converting natural gas fired engines to biogas ................................................................... 17 7.1.1 7.1.2 Costs of conversions.............................................................................................. 17 Gas quality requirements ....................................................................................... 18 8 Design of the biogas grid system ........................................................................................ 20 8.1.1 Alternative application of the biogas .................................................................... 22 9 Ownership and liability ....................................................................................................... 23 9.1.1 Organization of Bioenergi Vest............................................................................. 23 9.1.2 Required agreements ............................................................................................. 24 10 Business models .................................................................................................................. 25 10.1.1 Applied economical key figures ........................................................................ 25 10.1.2 Assessment of Stage 1 ....................................................................................... 25 10.1.3 Assessment of Stage 2 ....................................................................................... 26 DGC-report Appendices Appendix 1: Overall energy review Appendix 2: Biogas and the Danish energy system Appendix 3: Gas quality and measurement Appendix 4: Value of biogas for a CHP plant Appendix 5: Converting natural gas fired engines to biogas Appendix 6: Establishment of the biogas grid Appendix 7: Ownership and liability Appendix 8: Business models 2 DGC-report 3 1 Introduction This report summarizes the investigations that have been conducted as a part of the ForskNG project 010529 “Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid”. The report is based on the notes produced during the project. All notes are attached as appendices. For details and references please refer to the attached appendices. The following partners have participated in the project: HMN Naturgas I/S (Project responsible) Ringkøbing-Skjern Municipality Danish District Heating Association (Dansk Fjernvarme) Wärtsilä Danmark GE Jenbacher Rolls-Royce Marine 1st mile Danish Gas Technology Centre (Project manager) The project was financially supported by Energinet.dk through the ForskNG programme. DGC-report 4 2 2.1 Background A biogas vision The Ringkøbing Skjern Municipality has a goal of producing renewable energy corresponding to the total energy consumption within the municipality in 2020. In 2007 the production of renewable energy contributed with 20 % of the total energy demand. The remaining 80 % shall be covered be various sources as Wind power Solar energy Energy savings in buildings and in transportation Various types of bioenergy This report focuses only on one type of bioenergy, namely biogas from manure and crops. The municipality made an assessment of the biogas potential within the municipality and it was found that • The Biogas potential is 60 mio. m3 CH4 per year – Degasification of manure contributes with 30 mio. m3 CH4 per year. It is assumed that 80 % of the manure in the municipality will be used for biogas production. – Energy crops (maize) contribute with 30 mio. m3 CH4 per year • Energy crops will cover 5 % of the farmland in the municipality. Energy crops can be stored, which will make the biogas production flexible allowing a high production in the winter when the heat demand is highest. The biogas can substitute 20 % of the total energy consumed in the municipality. The idea of the municipality was to establish a widely spread system for production of biogas consisting of 60-80 decentralized and 1-3 centralized biogas plants. The municipality planned to establish a biogas grid for distribution of biogas to the natural-gas fired engine-based power plants in the DGC-report 5 municipality. A sketch of the biogas system consisting of numerous biogas plants and a biogas grid is shown in Figure 1. Figure 1 Sketch of potential locations of biogas plants and biogas grid. Each dot represents a farm with animal production. The circles around the dots represent a cluster of farms delivering manure to one biogas plant. DGC-report 6 2.2 Examined subjects The biogas vision described by the municipality defined the framework of this project. Based on this framework the project examined different aspects relevant to the establishment of a biogas grid for distribution of biogas to local decentralized combined heat and power plants. The following subjects are treated in the report: Biogas production and demands Biogas in relation to the overall energy system Measurement in relation to billing the biogas production Value of biogas for local power plants Requirements for conversion of natural-gas fired engines to biogas Design of the biogas grid Ownership and liability Business analysis These subjects are treated separately and the results are given in the eight notes that are attached as appendices. Different partners of the project were responsible for the different notes. This report gives a brief summary of all the produced notes. DGC-report 7 3 Overall energy review Decentralized CHP units cover the demand of heat in their respective areas of supply. This demand varies during the year and, therefore, also the fuel consumption. The average fuel demand was assessed as averaged actual natural gas consumption for the period 2005-2009. HMN Naturgas contacted the CHP units, which might be supplied by biogas, for information on how much biogas they expected to acquire if a biogas grid were to be established. Expect for one unit all units were interested in using biogas if the price is right. In this case right means that the CHP plants can produce heat at a price that is not higher than today. Instead of converting existing natural-gas fired engines most plants intend to buy new dedicated biogas engines. Hereby they will obtain engines sizes that better match the heat demand in summer time than the existing natural-gas fired engines. This all means that the biogas engines will not be able to cover the whole heat demand during winter time. This is illustrated in Figure 2, where it is shown that the demand exceeds the production during the winter. Furthermore, the figure shows that production exceeds consumption in the summer period. 7.000.000 Månedsforbrug i NG-ækvi. m3 6.000.000 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Gns. gasforbrug Biogasproduktion Forventet biogasforbrug Figure 2 Average present natural gas consumption, expected biogas consumption as well as expected biogas production The surplus of biogas during summer time, represented by the area confined by the brown and the blue curve in Figure 2, can be upgraded to natural gas quality and distributed by the natural gas grid. If the whole surplus should be upgraded an upgrading capacity corresponding to 5.500 m3 biogas per hour would be required. The costs related to the upgrading would be 17 mio. DGC-report 8 DKK per year or 0,19 DKK per m3 of biogas produced. See Table 1. For prices of upgrading please refer to Appendix 1. Table 1 Number of equivalent full-load hours and upgrading cost related to biogas that cannot be used by CHP for production; expected gas consumption and gas production are as shown in Figure 2. H Eqv. full load hours 3.142 3 Upgrading costs DKK/m CH4 1,52 Upgrading costs Mio. DKK/year 17,0 0,19 Upgrading costs 3 DKK./m biogas prod. The data given in Table 1 is based on the expected gas consumption and gas production as shown in Figure 2. This will of course change if these conditions are different than expected. If the biogas production is lower than expected, less biogas needs to be upgraded. To some extent it will be possible to vary the biogas production during the year. This will also reduce the need for upgrading and, in turn, the related costs. If the biogas production can be varied to make the surplus of biogas production constant, the specific upgrading costs would be 8,2 mio. DKK corresponding to 0,90 DKK/m3 CH4. If the total heat demand in summer is reduced, for instance due to installation of large solar heating units, the picture would be the opposite. Then more biogas must be upgraded leading to higher upgrading cost. For further details, please refer to Appendix 1. DGC-report 9 4 Biogas and the Danish energy system With a system like the one suggested, upgraded biogas will be fed to the natural gas grid during the summer period when the natural gas consumption is lowest and in the winter period when the natural gas consumption is highest the biogas grid needs back-up from the natural gas system. The service is important to take into account if socio-economic aspects are considered. Therefore, a rough analysis of the whole chain from transport of natural gas from the North Sea to shore, transmission, storage and distribution and how biogas fits into this system was conducted. It was found that biogas will only affect the existing gas system marginally. If a biogas engine-based CHP plant sells the electricity production at fixed prices there will be no motivation for adjusting the power production according to the need for electricity. This means that Energinet.dk, as the balancing-responsible, must pay others to deliver the required system service because a biogas unit produces power independently of the actual demand. In this section, the value of electricity production that depends on the actual price and thereby the demand for electricity will be described. This is done by comparing the average electricity price at Nordpool with a power weighted average price (Nordpool is a market place for trade with electricity). The simple average price corresponds to the value of constant electricity production. The power weighted average price expresses the value of production that depends on the market price. This means that the difference between the two is the additional value of price dependent electricity production compared to constant production. The basis for the analysis is the decentralized electricity production sold at market conditions in the eastern and the western part of Denmark. From the homepage of Energinet.dk it is possible to find historical data for the electricity prices. From these data the simple average and power weighted electricity prices for one year periods were calculated and are given in Table 2. For the period 2007-2009 the price dependent electricity production had a value that was 20-25 DKK/MWh higher than the value of a constant electricity production. DGC-report 10 Table 2 Average market price of electricity (DKK/MWh) as well as difference between simple and power weighted average price for West and East Denmark West Denmark Year East Denmark Weighted average 282,56 Difference 2007 Simple average 241,39 Weighted average 273,94 Difference 41,17 Simple average 245,93 2008 420,70 435,55 14,84 422,28 429,55 7,27 2009 20072009 268,43 289,02 20,59 296,90 319,69 22,79 310,29 336,98 26,69 321,81 341,27 19,46 28,01 The numbers in Table 2 were calculated from total decentralized electricity production in Denmark. This means that the data covers both production from natural-gas fired engines and turbines, where the production depends on market price of electricity and production from for instance household waste, which takes place independently of market price. It was found that around half of the decentralized electricity production sold on Nordpool takes place independently of the electricity price. This will influence the calculated additional value of price sensitive electricity production compared to constant production. If these 50 % of base load are omitted from the analysis, the additional value of price-flexible power production would be 40-50 DKK/MWh instead of 20-25 DKK/MWh as shown in Table 2. 4.1.1 Value of storing biogas production It is not practically possible to store biogas production for longer periods. It is, however, possible to store it for some hours. This means that it will be possible to avoid electricity production during night time when the electricity prices typically are lowest. A gas storage with a capacity of six hours of production means that it would be possible to avoid production from midnight to six in the morning. That could increase the average value of the electricity production by 25-30 DKK/MWh. A gas storage with a capacity of 12 hours of biogas production would avoid electricity production from 8 pm to 8 am. That would increase the average value of the electricity production by 40-50 DKK/MWh. DGC-report 11 The present analysis regarding electricity values is only valid as long as the electricity production based on biogas does not affect the prices on the electricity market. As biogas contributes with less than 4 % of the total decentralized power production, it is not likely that a change in production profile of biogas-fired CHP plants will affect the prices significantly. For further information please refer to Appendix 2. DGC-report 12 5 Gas quality and measurement Different issues regarding gas quality and measurements must be addressed as regards a system with a number of biogas producers connected to a number of consumers by a gas grid. Manure based biogas has a relatively high content of H2S, typically between 1000 and 4000 ppm in raw biogas. H2S both smells and is very corrosive. As the biogas leaves the biogas reactor it has a relatively high temperature (37-52 °C) and it is saturated with water vapor. This leads to formation of an acid condensate as the temperature decreases. All components in the gas system, which are not made from plastic based materials or stainless steel, might corrode. Furthermore, the high moisture and sulphur content of biogas means that it is not simple to measure the amount of biogas produced or consumed. 5.1.1 Experience with a biogas grid From 1990 to 2005 around 60 private households were supplied from a biogas grid in Revninge on Funen. After this period the grid, the meters and the supplied boilers were examined. It was found that the biogas had made no harm to the biogas grid, but boilers and meters were damaged due to corrosion. 5.1.2 Application of biogas Biogas can be applied in different ways. Today, the most common ways are as fuel for gas engines and upgrading to natural gas quality. During upgrading the CO2 content of the biogas is removed in order to increase methane concentration and thereby the heating value of the gas. Manufacturers of modern high-efficient gas boilers for households were contacted and it was found that these boilers are not suited for biogas due to low and varying heating value and density of biogas. In Denmark, practically the whole biogas production is used for combustion engines without being upgraded. This technology allows high efficiencies and it has the advantage that the engines are only slightly sensitive to variations in gas quality. The biogas can be applied as fuel for existing natural- DGC-report 13 gas fired engines at CHP plants. For information on costs related to conversion of existing natural-gas fired engines to biogas operation as well as gas quality requirements etc., please refer to Section 7 and Appendix 5. Most gas turbines for gaseous fuels are developed for natural gas. If changing from natural gas to biogas operation, substantial modifications of both compressor and turbine are required. Furthermore, gas turbines are much more sensitive to variations in gas quality than gas engines. Therefore, gas turbine units are not foreseen as biogas consumers in the Ringkøbing-Skjern Municipality. 5.1.3 Sulphur removal In Denmark the most common technology for sulphur removal from biogas is application of biological filters. In these filters the H2S is converted to solid sulphur or H2SO4 by use of oxygen. The reactions are given below. H2S +½ O2 H2O + S S + H2O + 1,5 O2 H2SO4 Normally, 5 % of air is added to the biogas in order to supply the required amount of oxygen for sulphur removal. However, this is problematic if, subsequently, the biogas is supposed to be upgraded to natural gas quality, since the nitrogen content in the air makes it impossible to fulfil the requirements to natural gas. However, it is possible to add lower amounts of air or add pure oxygen instead of air for the sulphur removal. The main advantage of biological sulphur removal is that it is a relative cheap method for larger gas flows. Other methods are more relevant for smaller gas flows. Some of these are described in Appendix 3 together with prices of the sulphur removal. As mentioned earlier, experiences from Revninge show that the gas grid is not harmed by the presence of sulphur. This means that it should be possible to do the gas cleaning at the consumers instead of by the producers. This allows few and large units instead of several smaller units and thereby lower sulphur removal cost. However, the approach is likely to result in an in- DGC-report 14 crease in maintenance costs related to fittings, compressors and other equipment due to the higher sulphur content. For further information please refer to Appendix 3. 5.1.4 Measurement In order to determine the amount of biogas produced with a sufficient accuracy it is necessary to choose a system that can handle the challenges related to biogas. Among the conditions that must be considered before choosing measurement system are: - Moisture content - Range of measurement - Risk of pulsations - Required accuracy There are a number of different technologies available for measurement of gaseous flows. Some of them are described in Appendix 3 together with their respective characteristics. Based on information from suppliers a measurement system for 100 m3/h of biogas can be acquired for around 170.000 DKK. This price is based on a turbine wheel meter and IR sensors determining the O2 and CH4. If a higher accuracy is required a gas chromatograph can be chosen instead of an IR sensor. The yearly maintenance costs are assessed to be around 20 % of the investment. For further details please refer to Appendix 3. DGC-report 15 6 Value of biogas for a CHP plant The many engine-based natural-gas fired local CHP units in Denmark can be converted to biogas operation. However, a conversion from natural gas to biogas requires that the CHP plant can provide their customers with heat at a price that is not higher than the present price using natural gas. Today, most natural-gas fired CHP plants are acting on the free electricity market. This means that they produce electricity and heat on the engines when the electricity price is high, and heat on boilers when the electricity price is low. This way of operation has to be reconsidered if changing to biogas. Furthermore, the conversion implies investments (see next section or Appendix 5). These issues set an upper limit for the value of biogas for a CHP plant. This value has been determined for two CHP plants in the municipality - Ringkøbing and Spjald Kraftvarmeværk, respectively. The analysis is based on historical electricity prices (year 2008 and 2009) and on case simulations using the computer program EnergyPro. In order to assess the value of biogas for the CHP plants different scenarios were defined and analysed through model calculations. The chosen scenarios were: 1. Base case: natural gas operation and conditions as in 2008 and 2009. 2. Biogas as base load and fixed electricity prices. 3. Biogas as base load and market dependent electricity prices. 4. Biogas corresponding to 150 % of base load and fixed electricity prices. 5. Biogas corresponding to 150 % of base load and market dependent electricity prices. Scenario 1 is used for determining the price of heat, which should be matched by biogas operation. The calculations have shown values of biogas for CHP plants varying from around 3,9 to 4,5 DKK per m3 of natural gas equivalent. This corresponds to 2,3 to 2,7 DKK per m3 of biogas (65 % methane). The highest values were found for Ringkøbing in 2008. See Table 3. DGC-report 16 Furthermore, the analysis showed that the operation strategy covered by scenario 3 - biogas consumption corresponding to 150 % of base load and fixed electricity prices - generally gives the highest and most stable values of biogas. Table 3 Calculated values of biogas for the CHP plants in Ringkøbing and Spjald with the electricity prices for 2008 and 2009. Unit is DKK/m3(n) natural gas equivalent. Ringkøbing Spjald 2008, price of heat: 326 2009, price of heat: 187 2008, price of heat: 275 2009, price of heat: 136 DKK/MWh DKK/MWh DKK/MWh DKK/MWh Scenario 2 4,19 3,86 3,87 3,48 Scenario 3 4,42 3,27 4,15 3,64 Scenario 4 4,43 4,12 4,03 4,12 Scenario 5 4,03 3,94 4,65 2,38 According to the rules for taxes and subsidies valid for 2010 the prices could be increased by 0,33 DKK pr. m3 of natural gas equivalent compared to the values given in Table 3. For further details please refer to Appendix 4. DGC-report 17 7 Converting natural gas fired engines to biogas Practically all larger natural gas fired engines on CHP plants are turbocharged lean-burn engines. This allows high power, high efficiency and low NOx emissions. These engines can be modified for biogas operation. The required modifications vary, however, significantly for different engine types and models. This high content of CO2 in the biogas means that the heating value of the biogas is only around 60 % of the heating value of natural gas. This means that the gas consumption will be 70 % higher for biogas (by volume) compared to natural gas if the power production should be kept constant. Besides CH4 and CO2, the biogas contains impurities as ammonia and H2S that can be harmful to gas installations. In this project three different engine manufacturers are represented. They are GE Jenbacher, Rolls Royce and Wärtsilä. They have supplied the project with information on required gas quality, necessary modifications and related prices. 7.1.1 Costs of conversions The different engines are fuelled differently. For the Rolls Royce and the Wärtsilä engines the fuel is supplied downstream from the turbocharger. On Jenbacher engines the fuel is supplied before the turbocharger. This means that in order to overcome the pressure after turbocharging the biogas must be pressurized to around 4 bar. That is not the case for Jenbacher engines. An engine with a 2 MWe power production thus requires a compressor at a price of 2-2,5 million DKK. The power consumption for biogas compression corresponds to 5 % of the total power production. Including operation, maintenance and depreciation costs this corresponds to around 0,06 DDK/kWh of electricity produced. In case of insufficient biogas production the engine must be able to operate on either pure natural gas or a mixture of natural gas and biogas. A conversion from natural gas to biogas operation requires a number of different modifications. The required modifications depend on engine type, model and age. DGC-report 18 Among the possible required modifications are: Modification/change of control system Gas ramp for biogas Modified gas ramp for natural gas New or modified turbocharger Compressor for boosting the biogas pressure The engine suppliers have assessed the necessary modifications and the related cost for different engine models. The costs related to conversion of the engines vary from around 300.000 DKK to 1.300.000 DKK depending on engine model, size and age. Possible costs for biogas boosters are not included. Furthermore, if the H2S content in the biogas is not sufficiently low additional service cost must be expected. 7.1.2 Gas quality requirements Rolls Royce and GE Jenbacher have defined requirements regarding gas quality. Some of these are given in Table 4. Table 4 Requirements to biogas quality given by engine manufactures Lowest heat val3 ue [MJ/m (n)] Gas temperature Moisture Max. particle size Max. sulphur Max. ammonia Max. halogens (Cl + 2 x Fl) 1 Rolls-Royce 18 GE Jenbacher - 20 - 40 °C Dew point: 5 °C @ 4,3 bar 5 µm 3 1520 mg/m 3 50 mg/m 3 100 mg/m 0 – 40 °C 80 % relative 3 µm 3 1 455 mg/m 3 32 mg/m 3 1 65 mg/m Valid for engines that are not equipped with catalysts. If the engines are equipped with CO or formaldehyde catalysts the concentration of sulphur and halogens are lower than given in Table 4. The engine suppliers expect the electrical efficiency to decrease by around 1 % point by conversion from natural gas to biogas operation. Depending on the H2S concentration in the fuel it might be necessary to increase the flue gas temperature in order to avoid corrosion of heat exchangers. Jenbacher recommends to increase the temperature after heat exchanger from around 60 °C (which is normal for natural gas operation) to 180 °C if the H2S con- DGC-report 19 tent in the biogas is above 130 mg/m3. This will decrease the heat production by 25-35 % depending on exhaust gas temperature. For further details, please refer to Appendix 5. DGC-report 20 8 Design of the biogas grid system This section will describe design of the grid for distributing biogas from the biogas plants to the decentralized natural gas engine based CHP plant in the municipality. The grid is planned to be a low pressure grid (1,3 bar (g)) made from PE-100 SDR17 pipes. The grid will be designed so a supply pressure of 0,3 bar(g) will available at all CHP plants. The biogas sources are evenly distributed all over the municipality but plant that is going to use the biogas are mainly in the northern part of the municipality. This means that a larger transport capacity from south to north is required. In order to design the biogas grid all relevant CHP plants in the municipality were interviewed. Based these interviews the required design data for the consumers were defined. See Table 5. Table 5 Design data for the biogas grid Plant Biogas consumption 3 Necessary input power [MW] [m (n)/year] Tim KV Videbæk KV Troldhede KV Skjern KV Lem KV Ringkøbing KV Spjald KV Hvide Sande KV Kloster KV Ådum KV 2.623.100 12.868.300 1.519.700 15.291.600 7.751.200 15.029.400 4.108.900 12.707.500 1.621.200 991.700 2,8 13,4 2,2 12,8 6,4 12,8 7,4 12,8 1,8 1,8 Required amount of biogas 3 [m (n) biogas/h] 430 2061 338 1969 986 1969 1138 1969 277 277 With these design data a biogas grid was designed. The result is shown in Figure 3. DGC-report 21 Figure 3 Design of the biogas grid connecting the biogas producers with the CHP plants and the natural gas grid As shown in the figure it was chosen to include two grid compressors in the system. This allows for reduced diameters of the pipes. The savings due to reduced pipe dimensions can remunerate the investment and the operation of the two compressor stations. The investment costs of the system shown in Figure 3 would be: Main grid: 131 mio. DKK Grid at end users: 50 mio. DKK Grid compressors: 5 mio. DKK Upgrading units: 45 mio. DKK Conversions at CHPs 116 mio. DKK1 Total: 347 mio. DKK excl. VAT 1 includes modification of existing engines and installation of new engines DGC-report 22 8.1.1 Alternative application of the biogas HMN Naturgas I/S examined the possibilities of upgrading and injecting the entire biogas production into the natural gas grid. It turned out that the 40 bar distribution grid in the municipality has sufficiently high capacity to take the entire biogas production. This solution means that the biogas grid can be established in smaller dimensions and, in addition, parts of the grid can be omitted. Upgrading all biogas also means that the modifications at the CHP plants including conversion and replacement of gas engines will be superfluous, as they will be supplied as they are today. The result will be significantly lower investments costs. Instead of 347 mio. DKK, as shown above, the required investment will be 255 mio. DKK - including upgrading units. However, operation of the upgrading plants will lead to significantly higher operation and maintenance costs. The feasibility of the two solutions is described in Section 10. For further information on grid design please refer to Appendix 8. DGC-report 23 9 Ownership and liability The municipality of Ringkøbing Skjern has established a company called “Bioenergi Vest” (abbreviated BeV) to develop and promote the biogas vision. Beside the municipality, the local trade council and the agricultural organisation are involved in BeV. This section describes BeV’s view on a possible organizational framework. One of the purposes of BeV is to ensure a framework for the establishment of the biogas plants. This includes obtaining the required financing as well as distributing and trading the biogas. 9.1.1 Organization of Bioenergi Vest Due to the hard financial situation for farmers today the idea is that BeV will be the owner of the biogas plants and a farmer or a group of farmer will lease the biogas plant from BeV. Both if it is a single farmer or a group of farmers who jointly leases a biogas plant, it is suggested that a biogas operation company is formed. This biogas operation company will lease the biogas plant, receive payment for the gas production and be responsible for operation of the plant. The leasing model is only one solution. Privately owned biogas plants can produce and deliver biogas at the same conditions as the leased plants. Within BeV it is planned to establish different companies. Each of these companies will cover different areas from gas production, distribution to trade of gas and will 100 % owned by the BeV mother company. BeV leasing will be the owner of the biogas plants and, therefore, be responsible of ensuring the required financing for biogas plants. Such a company will be subject to “Varmeforsyningsloven” (Heat Supply Act), which means that it will not be allowed to generate a profit. Furthermore, a commercial company will be established to be responsible for service and maintenance of the biogas plants, optimizing the operation etc. As owning and operating a biogas grid are covered by “Varmeforsyningsloven” it is not allowed to generate a profit from these activities. Therefore, it is unlikely that a commercial partner will be interested in this activity. Furthermore, the Danish natural gas distribution companies are not allowed DGC-report 24 to own and operate biogas grids. Therefore, BeV will establish a company for setting up, owning and operating the biogas grid. Within BeV a commercial company to handle the trade of biogas will be set up. The company will buy the biogas from the biogas operation companies and sell it to local CHP plants and to another company that will upgrade the biogas to be distributed via the natural gas grid. The gas trading company will act in a market with other commercial entities. 9.1.2 Required agreements Responsibilities as well as financial relationships must be defined in a way to satisfy all individual partners as well as to encourage all partners to act optimally in relation to the entire system. In order to make such a system work as smoothly as possible a number of agreements between the different entities must be made. Some of these agreements are as follows. Agreement between the BeV leasing company and the biogas operation company about leasing of biogas plants. Agreement between the BeV trading company and the biogas operation company and gas consumers about gas trade. As the gas requirements of the CHP plants involve substantial seasonal fluctuations these agreements could include seasonal depending gas prices in order to match to match the biogas production and the local heat demand. Agreement between the BeV operation company and the biogas service company about service and maintenance of the biogas plant. Agreement between biogas producers and the BeV grid company regarding gas quality. The different gas consumers have different requirements. Therefore, it is suggested that the biogas quality should not satisfy all costumers. Final gas cleaning can take place at the consumers. For further information, please refer to Appendix 7. DGC-report 25 10 Business models The Ringkøbing-Skjern Municipality plans a staged implementation of their biogas vision. First stage involves establishment of five biogas plants, which will be connected to the CHP plant in Skjern. Second stage involves an expansion of the first stage to a grid that connects the 11 CHP plants mentioned earlier with around 60 biogas plants and a total methane production of 60 million m3. This corresponds to the base case described in Section 3. The staged approach has a number of advantages. One is that a successful implementation of the overall biogas vision requires huge investments. A first stage can be used for convincing investors of the viability of the vision. This will require well-operating demonstration plants with high gas yields. A first stage can also be used for revealing technical and organizational challenges that must be handled before implementation of a second stage. 10.1.1 Applied economical key figures Biogas grid: Average price is 875.000 DKK per km. Value of biogas for CHP plans: 4,12 DDK/ m3 of methane. The value varies significantly and depends on prices of natural gas, required engine modifications in order to be able to run on biogas, how electricity is sold etc. (See Appendix 4). Value of biogas upgraded to natural gas quality: 4,83 DKK per m3 of methane. Furthermore, investments cost of biogas plant, operational costs have been assessed. 10.1.2 Assessment of Stage 1 Stage 1 involves: 5 biogas plants 5 mio. m3 of methane 1 power plant 35 km of gas grid DGC-report 26 The minimum gas requirement of the CHP plant exceeds the biogas production of the five biogas plants. This means that there is no surplus of biogas and, therefore, biogas upgrading is not necessary. In order to establish and operate a biogas gas system that can handle and distribute biogas from the biogas plants the CHP plant BeV must charge 0,68 DKK/m3 of methane. This means that the price of the biogas paid to the biogas plants is expected to be 3,44 DKK/m3 of methane. This price must cover leasing expenses, manure handling, energy crops, operation and maintenance etc. 10.1.3 Assessment of Stage 2 Stage 2 involves: 60 biogas plants 60 mio. m3 of methane 11 power plant 120 km of gas grid 2 gas compressors 2 upgrading units For assessment of stage 2 three different business cases were examined. Case 2A: 48 mio. m3 of biogas production is used at CHP plants for heat and power production. This corresponds to the heat demand that is expected to be covered by biogas at the CHP plant. The remaining gas is upgraded to natural gas quality and distributed via the natural gas grid. Case 2B: The entire biogas production is upgraded to natural gas quality and distributed via the natural gas grid. Case 2C: 48 mio. m3 of biogas production is used at CHP plants for heat and power production. The remaining gas production will also be used at the CHP plants, but for power production only. The heat will be cooled away. DGC-report 27 Financial key figures for the three business models 2A, 2B and 2C: Model 2A o Farmers’ income from gas sale: 177 mio. DKK/year. o Simple payback period: 12 years . o Required transport fee to BeV: 0,36 DKK/m3 CH4 (or 22 mio. DKK/year). Model 2B o Farmers’ income from gas sale: 190 mio. DKK/year. o Simple payback period: 12 years. o Required transport fee to BeV: 0,85 DKK/m3 CH4 (or 51 mio. DKK/year). Model 2C o Farmers’ income from gas sale: 160 mio. DKK/year. o Simple payback period: 12 years. o Required transport fee to BeV: 0,19 DKK/m3 CH4 (or 11 mio. DKK/year). The required transport fee gives an account in balance. With the requisites given earlier it is shown that Model 2B will result in the highest income from gas sale to the farmers, where the entire biogas production is upgraded and sold as natural gas despite the significantly higher required transmission. For further information and assessment of the sensitivity on the results of the requisites made, please refer to Appendix 8. Appendix 1 Produktion og afsætning Written by DGC 1 Biogasnettet i Ringkøbing-Skjern Kommune Produktion og afsætning Torben Kvist November 2010 Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2010 2 Indholdsfortegnelse Side 1 Indledning .................................................................................................................................... 3 2 Produktionspotentiale .................................................................................................................. 4 3 Biogas og gasapparater ................................................................................................................ 4 3.1.1 Villakedler ............................................................................................................... 4 3.1.2 Gasturbiner .............................................................................................................. 4 3.1.3 Gasmotorer .............................................................................................................. 4 4 Afsætning til kraftvarmeværker ................................................................................................... 5 5 Biogas og naturgasnettet .............................................................................................................. 7 5.1 Opgradering af biogas til naturgaskvalitet ............................................................................. 8 5.1.1 Opgraderingsteknologier ......................................................................................... 8 5.1.2 Opgraderingspriser .................................................................................................. 9 5.1.3 Sæsonvarieret biogasproduktion ........................................................................... 14 5.1.4 Betydning af biogasmængde ................................................................................. 16 6 Følsomhed overfor anden vedvarende energi. ........................................................................... 17 6.1.1 Solvarme................................................................................................................ 17 6.1.2 Geotermi ................................................................................................................ 19 6.1.3 Biomasse ............................................................................................................... 22 7 Referencer .................................................................................................................................. 24 3 1 Indledning I Danmark er der stor fokus på øget produktion og anvendelse af biogas. Formålet med dette notat er at undersøge hvordan forholdet er mellem forventet biogasproduktion og varmegrundlaget i Ringkøbing Skjern Kommune og undersøge i hvilken grad det er muligt at anvende naturgasnettet til at udbalancere et misforhold mellem biogasproduktion og varmebehov. MERE Nærværende notat er en del af afrapporteringen af arbejdspakke 1 for projektet ”Frame work for interaction between biogas and natural gas grids. Formålet med projektet er at undersøge mulighederne for etablering af et biogasnet, til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynes med naturgas. Notat er skrevet af DGC. HMN har leveret data omkring gasforbrug og varmegrundlag. Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet. 4 2 Produktionspotentiale Rinkøbing Skjern Kommune forventer biogaspotentialet svarer til en produktion på 60 mio. m3 metan pr. år. Af dette vil halvdelen kunne komme fra gylle og halvdelen fra anden biomasse som energiafgrøder. 3 Biogas og gasapparater 3.1.1 Villakedler I 2009 afsluttedes et projekt omkring nedgradering af gaskvaliteten i et naturgasnet fra naturgaskvalitet til biogaskvalitet. I den forbindelse blev muligheden for at anvende biogas i stedet for naturgas i bl.a. villakedler vurderet [1]. De seks største kedelbrænderleverandører blev forespurgt om deres vurdering af mulighederne for at tilpasse deres anlæg til biogas. Størstedelen af installationerne vurderes ud fra en ren teknisk betragtning, at være uegnet til anvendelse med biogas. Ingen af installationerne er godkendt til biogas. Endvidere vil det ikke være muligt at udskifte gamle kedler med nye. Bygningsreglementet kræver ved nyinstallation kondenserende kedler, som ikke findes på markedet til biogas. Det er derfor valgt at se bort fra villainstallationer som aftager af biogas. 3.1.2 Gasturbiner I området, der kan forsynes med biogas fra det planlagte biogas i Ringkøbing-Skjern Kommune er der flere gasturbiner, der i dag kører på naturgas. Gasturbiner er betydelige mere følsomme overfor variationer i gaskvalitet end gasmotorer. Siemens er blevet kontaktet og det er vurderet deres turbiner ikke egner sig til biogas med varierende gaskvalitet. Det er derfor valgt at se bort fra turbineanlæg som aftager af biogas. 3.1.3 Gasmotorer I området, der planlægges forsynet med biogas, er der en række decentrale kraftvarmeværker med naturgasfyrede motorer. Disse kan konverteres til biogasdrift. For mere information om konvertering af naturgasmotor til biogas refereres til Appendix 5. 5 I Tabel 1 angivet en liste med hvilke motormodeller der er og på hvilke kraftvarmeværker de er installeret. I visse tilfælde vil man formentlig vælge at installere nye motorer, der dedikeres til biogasdrift i stedet for at konvertere eksisterende motorer til biogasdrift. Tabel 1. Eksisterende naturgas fyrede gasmotoranlæg, der kan forsynes fra det planlagte biogasnet. Værk Type Spjald KVV Motor Rolls Royce KVGS-18G4 Troldhede FVV Motor Caterpillar G3500 Videbæk Energifor. Motor Motor Motor Niigata 18V26HX-6 WärtsiläCW220_S6_18V JenbacherJMS620GSNLCE12 Ringkøbing FVV Motor Wärtsilä 20V24S6 Tim FVV Motor Caterpillar G3500 Lem FVV Motor Caterpillar G3616 Ådum KVV Motor Jenbacher JMS316GSNLC Kloster KVV Motor Jenbacher JMS300 Hvide Sande FVV Motor Motor Caterpillar G3616 Caterpillar G3616 Motor Caterpillar G3516 Ørnhøj - Grønbjerg KVV 4 Model Afsætning til kraftvarmeværker Decentrale kraftvarmeværker skal dække varmebehovet, der svinger henover året, i deres respektive forsyningsområder. Derfor svinger brændselsforbruget også hen over året. Baseret på det faktiske naturgasforbrug de seneste fem år for de i værker, der angivet i Tabel 1, er den mængde biogas, der potentielt kan afsættes til kraftvarmeværker blevet vurderet. Som eksempel på naturgasforbruget på et kraftvarmeværk, er naturgasforbruget for de seneste 5 år for Spjald kraftvarmeværk, angivet i Figur 1. Forbrugsprofilet for de øvrige kraftvarmeværker i området svarer til det viste. 6 400.000 Naturgasforbrug / m3 350.000 300.000 2005 2006 2007 2008 2009 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Figur 1. Naturgasforbruget for Spjald Kraftvarmeværk for årene 20052009. Det samlede naturgasforbruget for alle de 11 anlæg, der vil kunne forsynes med gas fra det planlagte biogasnet er vist i Figur 2. I figuren ses middelforbruget for årene 2005-2009, sammen med minimums- og maksimumsforbruget i samme periode. 8.000.000 Månedsforbrug i NG-ækvi. m 3 7.000.000 6.000.000 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 jan feb mar Gennemsnit apr maj jun jul min. værdi 2005-09 aug sep okt nov dec Max værdi 2005-09 Figur 2. Hhv. gennemsnits, minimum og maksimalforbruget for årene 20052009 for de kraftvarmeværker, der kan forsynes med biogas fra det planlagte biogasnet. 7 5 Biogas og naturgasnettet HMN naturgas har kontaktet de kraftvarmeværker, der kan forsynes med biogas fra biogasnettet for at høre deres planer om konvertering fra naturgas til biogas, hvis der etableres et biogasnet. Bortset fra et enkelt værk har alle svaret at de var interesseret i at modtage biogas. En række af de forespurgte anlæg, har svaret at de overvejer at installere nye biogasmotorer i stedet for at konvertere de eksisterende naturgasmotorer. Der vil i givet fald blive installeret motorer, der er mindre end de eksisterende naturgasmotorer. Herved fås nogle biogasmotorer, der i størrelse bedre svarer til varmebehovet om sommeren. Når biogasmotorer ikke kan levere den nødvendige varme, vil den resterende varme blive produceret på de eksisterende naturgasfyrede motorer eller vha. af kedler afhængigt af markedsprisen for el. Det betyder at aftaget af biogas i vinterperioden vil være lavere end det potentiale der er vist i Figur 2. På baggrund af interviewundersøgelsen har HMN naturgas beregnet hvor stor en mængde biogas de decentrale kraftvarmeværker forventes at ville aftage. Det er vist i Figur 3 sammen potentialet for afsætning af gas til motorbaserede naturgasfyrede værker og den forventede biogasproduktion. Af figuren fremgår det desuden at den forventede biogasproduktion er større end det forventede biogasforbrug i perioden fra april til oktober. Det betyder at der skal findes en alternativ løsning. En mulig løsning er at opgradere den overskydende biogas til naturgaskvalitet og afsætte den via naturgasnettet. 8 Månedsforbrug i NG-ækvi. m 3 7.000.000 6.000.000 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Gns. gasforbrug Biogasproduktion Forventet biogasforbrug Figur 3. Biogasproduktion og biogasforbrug på kraftvarmeværker forbundet til biogasnettet. 5.1 Opgradering af biogas til naturgaskvalitet For at biogas kan afsættes til naturgasnettet kræves gassen renses og CO2 indholdet skal fjernes (kaldet opgradering). Der findes en række forskellige teknologier til opgradering af biogas. I nedenståede beskrives de tre mest konventionelle opgraderingsteknologier, nemlig PSA anlæg, vandskrubberanlæg og aminskrubberanlæg. 5.1.1 Opgraderingsteknologier 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, typisk aktivt kul under tryk. Et PSA anlæg består af en række, typisk 4-6, parallelle beholdere med adsorptionsmateriale. Hver beholder arbejde i fire forskellige faser, adsorption, tryksænkning, regenerering og trykøgning. Under adsorption føres den komprimerede biogas ind gennem beholderens bund. Mens gassen ledes op gennem beholderen adsorberes CO2 på overfladen af adsorptionsmaterialet. Gassen, der passerer adsorptionsmaterialet, indeholder omkring 97 % metan. Når adsorptionsmaterialet er ved at være mættet med CO2, ledes den ikke-opgraderede biogas til en beholder med regenereret adsorptionsmateriale. Beholderen med det mættede 9 adsorptionsmateriale regenereres, hvilket sker ved at trykket i beholderen sænkes trinvist. I Vandskrubberanlæg udnyttes at CO2 og metan har forskellig opløselighed i vand, og at opløseligheden stiger ved stigende tryk. Processen fungerer ved at komprimeret biogas ledes ind i bunden af en skrubber eller vasketårn, hvor den kommer i kontakt med vand, der ledes ind i toppen at skrubberen. Skrubberen indeholder fyldelegemer, der sikrer god fysisk kontakt mellem gas og vand. Ud af skrubberen kommer renset gas. Foruden CO2 indeholder vaskevandet en del opløst metan. For at genindvinde denne metan sænkes trykket i en flashtank. Her udnyttes det, at metan lettere desorberes end CO2. Den desorberede metanholdige gas fra flashtanken føres tilbage til den rå biogas. Vandet fra flashtanken ledes herefter over i stripperen, der ligesom skrubberen indeholder fyldelegemer. Heri strømmer vandet i modstrøm med luft, hvorved den opløste CO2 desorberes fra vandet og følger med luften ud af stripperen. Aminvaskeanlæg minder en del om trykvandsanlæg. I begge tilfælde bringes 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 skrubberen, og renset biogas kommer ud gennem toppen af skrubberen I modsætning til trykvandsanlæg, hvor CO2 opløses i vandet, sker der i skrubberen på aminvaskeanlæg en egentlig kemisk reaktion med den cirkulerende væske og den tilstedeværende CO2. I stripperen hæves temperaturen af den cirkulerende væske, hvilket medfører, at optagne CO2 atter frigives. For yderligere information om opgradering henvises til [2] og [3]. 5.1.2 Opgraderingspriser I forbindelse med ForskNG projektet ”Biogas til nettet” [2], er udført en detaljeret beskrivelse af opgraderingspriser. Denne er udført med udgangspunkt i en biogasproduktion på 650 m3/h. I 2008 udgav Frauenhofer en rapport hvori opgraderingspriser for forskellige anlægstyper og –størrelser [4]. Omkostningerne er opdelt på drifts- og kapitalomkostninger. Som det fremgår af Figur 4, der viser opgraderingsomkostninger for forskellige anlægstyper og –størrelser, falder den specifikke opgraderingspris (målt som €cent 10 pr. kWh opgraderet gas) med stigende anlægsstørrelse indtil anlæggene når en størrelse på er med kapacitet større end 1000 m3 biogas pr. time. Herefter falder prisen kun beskedent for større anlæg. Figur 4. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser. Efter [3]. I det følgende er det derfor valgt at tage udgangspunkt data fra Fraunhofer. Forudsætninger gjort af Fraunhofer: Rente Afskrivningsperiode Antal driftstimer Metanindhold i biogas Elpris (15 €cent/kWh) 6% 15 år 8000 timer pr. år 53 % 1,12 kr/kWh I forbindelse beregning af omkostninger til opgradering af biogassen til naturgaskvalitet er der taget udgangspunkt i Fraunhofers data. Dog er der følgende ændringer. Der regnes med en elpris på 0,80 kr/kWh Det antages, at prisen på opgradering er den samme for en biogas med et metanindhold på 53 % og en biogas med et metanindhold på 65 % som er typisk for gyllebaseret biogas. For PSA anlæg og vandskrubberanlæg er denne antagelse rimelig. Det skyldes, at den væsentligste driftsomkostning for disse to teknologier er omkostning til elforbrug i forbindelse med komprimering af biogassen. Det betyder, at omkostninger pr. mængde opgraderet metan er højere for en biogas med et lavt metanindhold end en biogas med et højt metanindhold. For 11 et amin-anlæg udgør omkostningen til regenerering af skrubbermediet en væsentlig omkostning. Der betyder, at med de til rådighed værende oplysninger er det ikke umiddelbart muligt at vurdere hvor god denne antagelse er for aminvask.teknologien. Med denne teknologi er det dyrere at opgradere en gas med et høj CO2 indhold da der er mere CO2, der skal fortrænges fra skrubbermediet. Dvs. det er samme tendens som for de to øvrige teknologier. Det er valgt at tage udgangspunkt i en anlægsstørrelse på 1000 m3/h. For større anlæg f.eks. 2000 m3/h er den specifikke pris stort kun lidt lavere end for et 1000 m3/h anlæg, jf. Figur 4. De forskellige leverandører af opgraderingsanlæg har anlæg i forskellige størrelser i deres produktportefølje. Et eksempel på dette er vist i Figur 5. Dvs. har man f.eks. et opgraderingsbehov på 5.300 m3 biogas pr. time kan det stykkes af flere anlæg f.eks. 1 GR24, 2 GR12 og 1 GR6. Herved fås et system med en opgraderingskapacitet fra 300 – 5400 m3 biogas pr. time. Det store driftsområde vil i dette tilfælde være hensigtsmæssigt da opgraderingsanlægget ikke skal behandle en konstant mængde biogas, men en mængde der varierer afhængig af årstiden. Figur 5. Forskellige størrelser af opgraderingsanlæg fra Malmberg produktportefølje. På baggrund af ovenstående er størrelsen af de specifikke driftsomkostninger og de årlige kapitalomkostninger blevet bestemt for et 1000 m3/h anlæg, se Tabel 2. Af tabellen fremgår det at kapitalomkostninger i forbindelse med nettilsætningen udgør mere end 60 % af kapitalomkostningerne til selve 12 opgraderingen. Det skyldes at til måling og kontrol af gaskvalitet indgår og komprimering til 40 bar er medtaget under denne post. Tabel 2. kapital og driftsomkostning for opgraderingsanlæg til behandling af 1000 m3 biogas pr. time. Bestemt på baggrund af [3]. CarboTech Malmberg MT Energie (PSA anlæg) (vandskrub (Amin ber) anlæg) Kapitalomkostninger , opgradering. Kapitalomkostninger , Nettilsætning. Driftsomkostning opgradering Driftsomkostning Nettilsætning mio. kr/år 1,42 1,31 1,20 mio. kr/år 0,84 0,84 0,84 kr/m3 CH4 0,38 0,37 0,51 kr/m3 CH4 0,067 0,067 0,067 Dvs. at hvis der vælges et vandskrubberanlæg er der faste omkostninger på 2,15 mio. pr. år for et for et opgraderingsanlæg og nettilsætning med en kapacitet på 1000 m3 biogas pr. time. Derudover er der driftsomkostninger svarende til ca. 0,44 kr./m3 opgraderet metan. Den mængde biogas, der skal opgraderes og afsættes via naturgasnettet er forskellen mellem biogasproduktion og biogasforbruget på kraftvarmeværkerne. Med en biogasproduktion som forventet af Ringkøbing-Skjern Kommune på 60 mio. m3 metan pr. år og det der forventes af kunne afsættes til kraftvarmeværker (se Figur 3), bliver den del af biogasproduktionen, der skal opgraderes som vist i Figur 6. Heraf ses der i perioden december til marts er biogas produktionen ikke tilstrækkelig til at dække varmebehovet, mens der i perioden april til november er en overproduktion at biogas i forhold til forbruget. I vinterperioden hvor den overskydende biogasmængde er negativ skal der suppleres med er andet brændsel. 13 Overskydende biogasmængde / m3 NG ækv. 3.000.000 2.500.000 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 0 ‐500.000 ‐1.000.000 jan mar maj jul sep nov ‐1.500.000 ‐2.000.000 Figur 6. Overskydende biogasproduktion når kraftvarmeværkerne i området har dækket varmebehovet. Som det fremgår af Figur 6 er der i juli et overskud af biogas på omkring 2,3 mio. m3 naturgas ækvivalenter forhold det forventede gasforbrug gasmotoranlæggene. Det svarer til ca. 5.333 m3 biogas pr. time. Det betyder, at hvis hele denne biogasmængde skal opgraderes og distribueres via naturgasnettet vil opgraderingsanlægget kunne få 3.145 ækvivalente fuldlaststimer pr. år. Det vil resultere i en opgraderingspris på 1,49 kr. pr. m3 metan. Det samlede biogas overskud er 10,9 mio. m3 metan pr. år. Se Tabel 3. Heraf fremgår også at det koster 18 øre/m3 produceret biogas at opgradere den del af produktionen, der ikke kan afsættes til kraftvarme. Tabel 3. Dimensionerende biogasmængde, antal fuldlaststimer og opgradereringspriser ved opgradering af biogassen, der ikke kan afsættes til kraftvarmeværker. Forventet afsætning Dimensionerende gasmængde m3/måned naturgas ækv. 2.226.069 Dimensionerende gasmængde m3/h biogas 5.333 Ækv. fuldlasttimer h 3.145 Opgraderingspris kr/m3 CH4 1,49 Opgraderingsomkostninger Mio. Kr./år 17,7 Opgraderingsomkostninger Kr./m3 biogas prod. 0,18 14 I stedet for at opgradere hele den overskydende biogasmængde, kan man vælge anvende en del af gassen i gasmotorerne, selvom der ikke er et varmebehov, der skal dækkes. Det betyder, at biogassen vil blive brugt elproduktion, mens varmeproduktionen må bortkøles. Herved vil man kunne nøjes med et mindre opgraderingsanlæg, der så vil få flere driftstimer og dermed lavere opgraderingsomkostninger. Af Tabel 4 fremgår det hvor meget opgraderingsomkostningerne falder ved reduceret opgraderingskapacitet og hvor stor en del af den overskydende biogas, der ikke opgraderes, men må anvendes elproduktion uden samhørende varmeproduktion. Tabel 4. Opgradereringspriser mv. ved forskellige opgradereringskapaciteter. Biogasaftag til gasmotorer er sat til det forventede jf. Figur 3. Opgraderingskapacitet Ækv. fuldlasttimer Opgraderingspris Andel af overskud, der ikke opgraderes m3/h (biogas) 5.333 4.333 3.333 2.333 h 3145 3494 3855 4208 Kr./m CH4 1,49 1,39 1,30 1,23 - 0% 10% 23% 41% 16,3 13,7 10,9 7,8 3 Opgraderingsomkostninter Mio. Kr./år 5.1.3 Sæsonvarieret biogasproduktion Det er til vis grad muligt at sæsonvariere gasproduktionen fra biogasanlæg så den tilpasses varmebehovet på kraftvarmeværker. Det kan gøres ved at anvende en højere andel af biomasse med et forholdsvist højt gaspotentiale om vinteren og end om sommeren. Der er dog forskellige opfattelser af hvor meget det er mulig at sæsonvariere produktionen [5]. For at vurdere indflydelsen af en varieret gasproduktion er der udført beregninger med tre forskellige tænkte gasproduktionsprofiler. Fælles for dem er, at årsproduktionen er den samme som i de ovenfor beskrevne beregninger. Biogasproduktionen er tænkt sæsonvarieret sådan at produktion er hhv. 5, 10 og 15 % højere om vinteren i forhold til konstant produktion og 5, 10 og 15 % lavere om sommeren i forhold til konstant produktion De tre produktionsprofiler er vist i Figur 7 sammen med et profil svarende til konstant produktion og forventet biogasforbrug. 15 6.000.000 Biogasmængder / m3 NG ækv. 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 jan feb mar apr maj jun Konstant produktion Forventet biogasforbrug jul +/- 5 % aug sep okt nov dec +/- 10 % +/- 15% Figur 7. Forventet biogasforbrug og forskellige tænkte produktionsprofiler. For alle produktionsprofiler er der regnet med at hele den overskydende biogasproduktion opgraderes. Resultatet er vist i Tabel 5. Heraf fremgår det at driftstimetallet vil øges markant hvis der er muligt sæsonvariere biogasproduktionen og som følge deraf vil de specifikke opgraderingsomkostningerne (kr. pr. mængde gas) falde fra 1,49 kr./m3 opgraderet CH4 ved konstant biogasproduktion til 1.20 kr./m3 CH4 ved en sæson variation hvor produktionen reduceres om sommeren og øges om vinteren på 15 %. 16 Tabel 5. Effekt af sæsonvarieret biogasproduktion på opgraderingspris og anvendelse af biogassen. Produktionsprofil ± 0% ±5% ± 10 % ± 15% Fuldlasttimer, opgraderingsanlæg. Timer 3145 3300 3701 4347 Opgraderings-kapacitet m3/h 5333 4768 4168 3533 Opgraderingspris, kr/m3 CH4 1,49 1,45 1,34 1,20 Opgraderingsomkostninger Mio. Kr./år 16,3 14,8 13,4 12,0 Opgraderingsomkostninger Kr./m3 biogas prod. 0,18 0,16 0,15 0,13 Kraftvarme 79,5% 80,8% 81,1% 81,2% Opgraderet 20,5% 19,2% 18,9% 18,8% Anvendelse af biogassen 5.1.4 Betydning af biogasmængde Som tidligere nævnt regner Ringkøbing Skjern Kommune med biogasproduktion svarende til 60 mio. m3 metan pr. år. For at vurdere hvor meget opgraderingsprisen afhænger af den biogasmængde, der skal opgraderes, er udført beregninger med en reduceret gasproduktion. Det vil betyde, at der skal anvendes mere naturgas i vinterperioden og at der er en mindre biogasmængde, der skal opgraderes og afsættes via naturgasnettet. Hvis der i stedet for en biogasproduktion på 60 mio. m3 metan regnes med 80 % af denne vil biogasmængden, der skal opgraderes falde markant. Af Figur 8 ses, at med den lavere biogasproduktion vil der kun være overskydende gas, der ikke kan afsættes til kraftvarmeværker i fire måneder om året. Det kræver naturligvis lavere opgraderingskapacitet, men også i færre ækvivalente fuldlaststimer og dermed højere specifik opgraderingspris - se Tabel 6. 17 2.500.000 3.000.000 Forventet biogasproduktion 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 0 ‐500.000 ‐1.000.000 ‐1.500.000 jan mar maj jul sep nov Overskydende biogasmængde / m3 NG ækv. Overskydende biogasmængde / m3 NG ækv. 3.000.000 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 0 ‐500.000 ‐1.000.000 ‐1.500.000 ‐2.000.000 80 % af forventet biogasproduktion 2.500.000 jan mar maj jul sep nov ‐2.000.000 Figur 8. Overskydende biogasproduktion når kraftvarmeværkerne i området har dækket varmebehovet ved to forskellige biogasproduktioner. Tabel 6. Indflydelsen af biogasproduktion på opgraderingspris. Forventet 80 % af produktion forventet Dimensionerende gasmængde Ækv. fuldlasttimer Opgraderingspris Opgraderingsomkostninger Opgraderingsomkostninger 6 m3/h biogas 5.333 3279 h 3.145 2.467 1,49 1,79 16,3 9,4 0,18 0,13 Kr./m3 CH4 Mio. Kr./år Kr./m3 biogas prod. Følsomhed overfor anden vedvarende energi. Anden VE end biogas, som solvarme, geotermi og biomasse, kan anvendes til at dække et varmebehov. Udnyttelse af anden VE vil have indflydelse på indpasningen af biogassen. Dette beskrives kort i det følgende. 6.1.1 Solvarme Der er stor interesse for anvendelse af solfangeranlæg til produktion af var- 18 me på kraftvarmeværker i Danmark. Da solindfaldet er størst om sommeren, hvor varmebehovet er mindst, vil solvarme kun kunne dække en begrænset del af varmebehovet med mindre der etableres sæsonlagre. Et dimensioneringsgrundlag, der har været anvendt flere steder er, at solvarmeanlægget skal dimensioneres til netop at kunne dække varmebehovet når varmeproduktionen fra solvarmeanlægget er størst. På Figur 9 er vist et typisk varmeproduktionsprofil for et solfangeranlæg. Figur 9.Sæsonvariation i varmeproduktion fra typiske solfangeranlæg i Danmark. Fra [6]. Der er regnet på nogle scenarier med forskellige produktioner af solvarme. Fælles for alle beregninger er at produktionsprofilet angivet i Figur 9 er anvendt. På de lokale kraftvarmeværker anvendes gas til hhv. produktion af el og varme på motoranlæg og til varmeproduktion på kedelanlæg. Ved anvendelse af Energiproducenttællingen er det bestemt at i 2006 blevet 62 % af energien i den forbrugte gas på kraftvarme anlæggene i område konverteret til varme. Det er denne varmeproduktion, der potentielt kan dækkes af solvarme eller anden VE. Det svarer til den lilla kurve benævnt ”Samlet varmegrundlag” på Figur 10. Figuren viser biogasproduktion og biogasforbrug på kraftvarmeværker forbundet til biogasnettet samt varmegrundet for biogas i det tilfælde hvor 50 % af varmebehovet dækkes vha. solfanger i den måned med lavest varmebehov. 19 Figur 10. Biogasproduktion og biogasforbrug på kraftvarmeværker forbundet til biogasnettet samt varmegrundet for biogas i det tilfælde hvor50 % af varmebehovet dækkes vha. solfanger i den måned med lavest varmebehov. Tabel 7. Indflydelse af på opgraderingsomkostninger. Solvarmeandel - sommer Dimensionerende gasmængde Opgraderet Omkostninger til opgradering Omkostninger til opgradering [kr/m3 biogas produceret] 6.1.2 m3/h biogas Mio. m3 CH4/år mio. kr/år 0% 25% 50% 75% 100% 5333 6568 7803 9038 10273 10,9 13,1 16,4 19,7 23,0 16,3 19,9 24,0 28,1 32,3 0,18 0,22 0,26 0,31 0,35 Geotermi I den danske undergrund er der vand, der har en temperatur, der er tilstrækkelig høj til at det kan være interessant at anvende det til fjernvarme produktion. Princippet er illustreret i Figur 11. Varmt vand pumpes fra undergrunden et sted og det afkølede vand pumpe ned et stykke derfra. Udnyttelsen af varmen kan ske enten med eller uden brug af varmepumper. 20 Figur 11. Princippet i geotermisk varme Der er i dag to anlæg i drift og der er ansøgninger om e række flere anlæg, se nedenfor. De to anlæg i drift er: Thisted • Produktion siden 1984 • 2 boringer, 1,3 km, 44 °C og Margretheholm • Produktion siden 2005 • 2 boringer, 2,6 km, 73 °C. Derudover er givet tilladelse til et anlæg i Sønderborg og der er ansøgt om en række andre anlæg, bl.a. et anlæg i Viborg. Det er dog ikke alle områder der egnede til geotermi. Som det fremgår af Figur 12, er der f.eks. ikke noget potentiale for ydnyttelse af geotermi i Ringkøbing-Skjern Kommune. For det planlagte anlæg i Viborg planlægger man at prioritere biogas over varme fra geotermianlægget. Dvs. hvis varmegrundlaget er for lavt til at kunne aftage varmeproduktion fra kraftvarmeproduktion på biogas og geotermi prioriteres geotermi lavere og man stopper geotermiproduktionen når 21 det er tilfældet. Tilsvarende stopper man i Thisted geotermianlægget når varmeproduktionen fra affaldsanlægget dækker varmebehovet, . Figur 12. Geotermipotentialer i Danmark. Fra [7]. 22 Figur 13, Driftsfilosofi for det planlagte geotermianlæg i Viborg. Fra [8]. Figur 14, Fordeling af varmeproduktion for Thisted Varmeforsyning i 2008. Fra [9]. 6.1.3 Biomasse Biogasbaseret kraftvarme og varme- eller kraftvarmeproduktion baseret biomasse som flis eller halm. Som det er illustreret på Figur 14, behøver 23 ikke at konkurrere om det samme varmegrundlag. Disse brændsler er lagerstabile og kan derfor gemmes til der er behov for varmen. Hvis der er modstridende interesser der gør at der bliver produceret varme på biomasse som fortrænger varmegrundlag for biogasanlæg, vil det svare til et scenarie med lavere andet forhold mellem varmegrundlag og biogasproduktion. Se afsnit 5.1.4. 24 7 Referencer [1] Nedgradering af gaskvaliteten i naturgasnettet. DGC Rapport, R0905, 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/nedgradering.pdf [2] Biogas til nettet. DGC Rapport, R0904, 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/biogas_til_nettet.pdf [3] Petterson, A. et al. Biogas upgrading technologies – developments and innovations, IEA report October 2009 [4] Urban W, Girod K, Lohmann H. Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markterhebung 2007–2008. Fraunhofer UMSICHT. 2008. [5] Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark – Rammebetingelser og tekniske forudsætninger. DGC Rapport, R0906, 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/oeget_biogas.pdf [6] Technology data for energy plants. June 2010. Energinet.dk and Danish Energy Agency. http://www.ens.dk/Documents/Netboghandel%20%20publikationer/2010/Technology_data_for_energy_plants.pdf [7] Geotermi i Danmark, konferenceindlæg af Søren Frederiksen, Energistyrelsen. IDA arrangenment 21.01.2010. [8] Geotermianlæg i Viborg indlæg af Henry Juul, Viborg Fjernvarme. IDA arrangement 21.01.2010. [9] Thisted varmeforsyning a.m.b.a. Årsrapport 2008, Driftsbudget 2009. Appendix 2 Forøget biogasandel i energisystemet -Behov for systemydelser Written by DGC DGC-notat 1/19 Forøget biogasandel i energisystemet Behov for systemydelser Torben Kvist Projektnotat December 2010 06-01-2011 DGC-notat 2/19 INDHOLDSFORTEGNELSE INDLEDNING ........................................................................................................ 3 ANVENDELSE AF BIOGAS ................................................................................. 3 BIOGAS OG GASSYSTEMET.............................................................................. 4 Forudsætninger ............................................................................................................... 4 Det danske gassystem ..................................................................................................... 5 Indflydelse af biogas på gassystemet ............................................................................... 6 Forbrugere ........................................................................................................................ 6 Distributions- og fordelingsnet ......................................................................................... 7 Transmissionsnettet.......................................................................................................... 8 Gaslagre ............................................................................................................................ 8 BIOGAS OG ELPRODUKTION ....................................................................... 13 Samfundsøkonomisk værdi af prisfleksibel elproduktion ...............................................14 Værdi af lagring af biogas ............................................................................................... 17 REFERENCER .................................................................................................... 19 DGC-notat 3/19 Indledning I Danmark anvendes biogas primært til lokal kraftvarme. Andre steder som f.eks. i Sverige og Tyskland anvendes gassen også til andre formål. I disse lande raffineres en del af biogassen – kaldet opgradering – sådan at gassen opnår en kvalitet svarende til naturgas. Det muliggør, at biogassen kan anvendes i transportsektoren eller afsættes via naturgasnettet på lige fod med naturgas. Biogassen produceres i en nogenlunde jævn strøm henover året. Det er dog muligt til en vis grad at sæsonvariere biogasproduktionen. På de danske biogasanlæg er der ofte installeret et gaslager, der kan indeholde nogle timers gasproduktion og på de kraftvarmeværker, som anvender biogassen, er der typisk installeret varmelagre, der kan lagre op til et par dages varmeproduktion. Det giver en vis, men begrænset, fleksibilitet i forhold til at kunne producere el og varme i forhold til aktuelle behov. Hvis biogassen opgraderes og afsættes via naturgassystemet, vil dette system kunne fungere som lager for biogassen. I modsætning til el, der ikke lagres, og varmeproduktion, der lagres op til et par dage, tilbyder naturgassystemet mulighed for længere tids lagring af biogas. Denne mulighed har dog en pris, idet det kræver, at biogassen opgraderes til naturgaskvalitet ligesom der er omkostninger forbundet med selve lagringen. Formålet med dette notat er at vurdere, hvordan biogasproduktion passer ind i de eksisterende el- og gassystemer. Det vurderes, om biogasproduktion aflaster eller belaster de eksisterende systemer. Anvendelse af biogas Som nævnt anvendes biogas i Danmark primært til kraftvarmeformål, hvor hele elproduktionen afsættes til elsystemet, og den tilhørende varmeproduktion afsættes via fjernvarmesystemet. Det sker ved, at biogassen afbrændes i gasmotorer. Fordelen ved dette er, at man undgår at afsætte biogassen til naturgasnettet og dermed omkostningen, der er forbundet med at opgradere til naturgaskvalitet. Ulempen er, at man er begrænset af størrelsen af det lokale varmebehov. Der bortkøles i dag i gennemsnit en varmemængde svarende 15 % af den samlede biogasproduktion [1]. DGC-notat 4/19 Biogas og gassystemet Forudsætninger For at kunne vurdere betydningen af biogas for behovet af systemydelser er det nødvendigt at gøre nogle antagelser og opstille nogle forudsætninger. I forbindelse med dette arbejde opstilles følgende forudsætninger: • Biogas, der anvendes på kraftvarmeværker, kan sidestilles med naturgas. Det indebærer, at det er antaget, at el- og varmevirkningsgrader er som for anvendelse af naturgas. Det betyder, at biogas kan erstatte naturgas i forholdet 1:1 (på energibasis). • Gassystemet vil i nær fremtid se ud som nu. I dag er naturgasforbruget total dominerende i forhold til biogasforbruget. Der bruges 165 PJ naturgas og ca. 4 PJ biogas pr. år [2]. Naturgasforbruget er svagt faldende, og det forventes, at biogasproduktionen vil stige i fremtiden. Det er forudsat, at naturgassen også fremover vil være dominerende i forhold til biogas. Det betyder, at selvom der tilsættes biogas til naturgassystem, vil det ikke ske i mængder, der grundlæggende vil ændre systemet. Lokalt kan der dog blive tale om forholdsvis store mængder biogas, så naturgassen visse steder ikke længere vil være dominerende. • Der vil stadig være naturgasproduktion i Nordsøen, og man vil stadig have behov for en forbindelse til Tyskland og Sverige. • Gasforbruget er upåvirket af, at biogas opgraderes og injiceres i naturgassystemet. Det betyder, at den biogas, der måtte blive injiceret i naturgasnettet, vil fortrænge en tilsvarende mængde naturgas (på energibasis). DGC-notat 5/19 Figur 1. Energistyrelsens og Energinet.dk’s fremskrivninger af naturgasforbruget i Danmark. Fra [5]. Det danske gassystem Nedenstående beskrivelse er baseret på [4]. Det danske gastransmissionssystem består af opstrømsrørledninger i den danske del af Nordsøen, og af transmissionsledninger på land. Transmissionsledningerne går på langs (Aalborg-Ellund) og tværs Nybro-Dragør) af Danmark, og distributionsledningerne består af et net af rørsystemer ud til forbrugerne. Herudover består gastransportsystemet af et gasbehandlingsanlæg (Nybro) og to underjordiske gaslagre (Stenlille og Lille Torup), se Figur 2. Figur 2. Overordnet gasinfrastruktur i Danmark. Fra [4]. Naturgassen fra den danske del af Nordsøen transporteres i land nord for Esbjerg ved et tryk på op til 138 bar. På land passerer naturgassen gennem et gasbehandlingsanlæg i Nybro. Her kontrolleres og måles gaskvaliteten, og trykket reduceres til det maksimale landledningstryk på 80 bar. DGC-notat 6/19 Fra Nybro sendes gassen ud til kunderne i ind- og udland eller til lagring på et af de to underjordiske gaslagre. Lagrene fyldes typisk op i sommermånederne, når gasforbruget er lavt. Når det bliver koldere, og forbruget overstiger de daglige gasleverancer fra Nordsøen, suppleres der med gas fra lagrene. Endvidere anvendes lagrene til nødforsyning. Måler- og regulatorstationerne (M/R-stationerne) er etableret langs transmissionsledningerne med det formål at forsyne de lokale distributionsnet. Her sker måling af gasstrømmen og tilsætning af lugtstof til gassen. Distributionssystem består af et fordelingsnet og et distributionsnet. Fra MR stationerne på transmissionssystemet sænkes gastrykket til ca. 40 eller 20 bar. Herfra fordeles gassen til de lokale distributionsnet. Distributionsnettene opereres ved op til 4 bar, og det er derfra gaskunderne forsynes. Der er dog enkelte kunder, der forsynes fra de overliggende net. F.eks. forsynes Avedøreværket, H.C. Ørstedsværket og Skærbækværket direkte fra transmissionssystemet. Distributionsnettene er udført i plast, mens fordelings- og transmissionsnettet er udført i stål. For yderlig information henvises til [4]. Indflydelse af biogas på gassystemet I det følgende vurderes hvordan en øget biogasudbygning vil kunne påvirke forskellige dele af det danske gassystem. Forbrugere Det er tidligere forudsat at gaskundernes gasforbrug ikke påvirkes af en evt. øget biogasproduktion. Driftsmønsteret på kraftvarmeværker, der måtte konvertere fra naturgas til biogas, vil måske få et ændret gasforbrug. Det skyldes, at de fleste decentrale naturgasfyrede værker afsætter elproduktionen på markedsvilkår. Disse værkers mål er primært at dække et lokalt varmebehov. Det betyder, at varme produceres sammen med el på motorer, når elprisen er tilstrækkelig høj, og når prisen ikke er høj nok til at dække omkostningerne, der er forbundet med motordrift, dækkes varmeproduktionen af kedler. Pga. tilskudsforholdene kan der være situationer, hvor man producerer el på biogas, hvor man ellers ville have dækket varmebehovet vha. kedler hvis der var tale om et værk, der afsætter elproduktionen på markedsvilkår. Denne DGC-notat 7/19 øgede samproduktion resulterer i et øget samlet gasforbrug og øger muligheden for el overløb . Desuden er der biogas, der afsættes til kraftvarmeværker, der ikke har et tilstrækkeligt stort varmegrundlag til at kunne afsætte hele varmeproduktionen i sommerperioden og derfor bortkøler den overskydende varme. En sådan bortkøling vil resultere i et øget gasforbrug. Øget gasforbrug som følge af forskellige markedsforhold for biogas og naturgasbaseret kraftvarme og som følge af bortkøling er ikke medtaget i dette notat. Distributions- og fordelingsnet Fordelingsnettet forsyner distributionsnettet med naturgas fra transmissionssystemet. Disse systemer skal drives og vedligeholdelse, uanset biogasproduktion, så længe man ønsker at have et naturgassystem. Det betyder, at hvis biogasmængden, der anvendes direkte i kraftvarmeværkerne øges betragteligt i et givet område og dermed udgør en betragtelig del af det samlede gasforbrug, vil omkostningerne pr. mængde naturgas, der distribueres også øges, da de samlede omkostninger til afskrivning og drift af nettet er stort set konstante. Det er gastrykket i transmissionsnettet, der driver gassen ud til forbrugerne. Det betyder, at distributionssystemet ikke har et eget energiforbrug til at flytte gassen ud til forbrugerne. På MR stationerne opvarmes gassen efter ekspansion til et lavere trykniveau for at undgå kondensation. Gasforbruget til denne opvarmning svarer til 1,5 – 3 ‰ af den gasmængden, der ekspanderes [3]. Hvis opgraderet biogas tilsættes et distributions- eller et fordelingsnet kræves at den opgraderede biogas overholder gældende krav og at det dokumenteres. Den omkostning er en del af omkostningerne til opgraderingen. Det betyder, at de samlede omkostninger til distributions- og fordelingsnet stort set ikke påvirkes af en evt. øget biogasproduktion. DGC-notat 8/19 Transmissionsnettet Trykfaldet i gassystemet afhænger af gasflowet. Dvs. hvis biogasproduktionen øges vil der være et mindre behov for naturgas. Det vil være tilfældet uanset om biogassen anvendes direkte til kraftvarme eller om den opgraderes og distribueres via naturgasnettet. I begge tilfælde vil gassen fortrænge naturgassen, der ellers skulle transporteres via transmissionsnettet. Derfor skulle man forvente at decentral gasproduktion vil resultere i at behovet for energi til kompression af naturgas ude i Nordsøen vil falde. Det er dog kun i begrænset omfang tilfældet. Det skyldes, at om sommeren, hvor gasforbruget og gasproduktionen er forholdsvis lave, sænkes trykket ude på platformene, for at minimere energiforbruget til kompression. Om vinteren hæves trykket for samtidig at have store mængder linepack (dvs. den mængde gas, der er i selve gasledningerne) til driftsforstyrrelser og nødsituationer [4]. Gaslagre Naturgasforbruget i Danmark varierer henover året med størst forbrug om vinteren og lavest om sommeren. Som det fremgår af Figur 3, svinger naturgasforbruget med mere end en faktor fire. Som det fremgår af Figur 4, varierer gasleverancen fra Nordsøen også. Variationen i leverancen er dog væsentligt lavere end variationen i gasforbruget. Denne forskel udlignes ved at anvende de gaslagre, der blev beskrevet tidligere. Det er dog ikke hele leverancen fra Nordsøen, der går til indenlandsk forbrug. En del sendes videre til Sverige og Tyskland. Fremadrettet vil vi desuden få naturgas ind fra Tyskland. Sæsonvariationen af forbruget i Sverige må antages at svare til sæsonvariationen i Danmark, men dette kan ikke forudsættes om den naturgas, der sendes videre til Tyskland. Sverige har ikke lagre, der kan udjævne sæsonvariationen af forbruget, men baserer sig på de danske lagre. Om sommeren, hvor gasproduktionen er større end forbruget, pumpes gas ned i lagrene, og om vinteren når forbruget er højt, trækkes gas ud af lagrene. Anvendelsen af lagrene er vist i Figur 5. DGC-notat 9/19 Figur 3. Varighedskurver for naturgasforbruget i Danmark. Fra [5]. Figur 4. Varighedskurver for naturgasleverancen fra Nybro. Fra [5]. Figur 5. Udnyttelse af naturgaslagre i perioden 1. juli 2008 – 30. juni 2009. Fra [5]. En del af gassen fra den danske del af Nordsøen stammer fra deciderede gasfelter og fra felter, hvor gassen indvindes sammen med olie. For sidstnævnte gælder, at olien er det primære produkt, som produceres DGC-notat 10/19 uafhængig af behovet for naturgas. Bl.a. derfor opstår ubalancen mellem gasproduktion og gasforbrug. Hvis en biogasproduktion erstatter naturgas, er det relevant at vurdere samspillet mellem biogas- og naturgassystemet. Biogas kan erstatte naturgas, enten ved at biogassen anvendes direkte til kraftvarme, eller ved at biogasproduktionen opgraderes og afsættes via naturgasnettet. I begge tilfælde vil der oftest være en ubalance mellem biogasproduktion og forbrug. Når samspillet mellem de to brændsler skal vurderes, er det uden betydning om biogassen anvendes direkte til kraftvarme, eller om biogassen opgraderes og afsættes via naturgassystemet. Det skyldes, at naturgasforbruget påvirkes på samme måde, hvad enten naturgasforbruget falder fordi naturgas erstattes af biogas, eller om naturgasflowet til systemet falder fordi der tilføres anden ”naturgas” i form af opgraderet biogas. Det er illustreret i Figur 6, der viser et lille tænkt distributionsnet, der forsynes med både biogas og naturgas. I det ene tilfælde opgraderes biogassen. I det andet tilfælde anvendes biogassen direkte til kraftvarme. I de to tilfælde tilføres distributionsnettet den samme naturgasmængde fra fordelingsnettet. Case 1: Biogassen opgraderes Case 2: Biogassen opgraderes ikke Opgraderet biogas 300 m3 CH4/h Ikke opgraderet biogas 300 m3 CH4/h By 1, 500 m3 CH4/h By 1, 200 m3 CH4/h By 2, 500 m3 CH4/h By 2, 500 m3 CH4/h Naturgasforbrug 700 m3 CH4/h Naturgasforbrug 700 m3 CH4/h Figur 6. Eksempel på et distributionsnet, der kan tænkes forsynet med biogas. Set henover et år kan biogassen enten understøtte naturgassystemet eller påføre det en øget ubalance. Det afhænger af produktionsprofilet. Hvis produktionsprofilet for biogas har en karakteristik, der er nærmere forbrugsprofilet end produktionsprofilet for naturgas, vil biogas understøtte naturgassystemet, men hvis produktionsprofilet for biogas er mere skæv i forhold til forbruget end produktionsprofilet for naturgas, vil biogassen påføre gassystemet en øget ubalance. I så fald vil den øgede ubalance skulle dækkes vha. gaslagrene. Det er illustreret i Figur 7. Hvis biogasproduktion har et profil svarende til den grønne kurve vil der være mindre behov for at DGC-notat 11/19 anvende gaslagre, end hvis produktionsprofilet er som for naturgas. Dvs. biogas vil mindske ubalancen mellem produktion og forbrug og dermed understøtte naturgassystemet. Figur 7. Varighedskurver for det samlede nuværende naturgasforbrug, naturgasleverancen fra Nordsøen, samt to forskellige tænkte biogasproduktionsprofiler. Alle er normeret i forhold til det maksimale gasforbrug. En jævn biogasproduktion vil trække mere på lagerfaciliteterne end naturgas, da naturgasproduktion varierer til en vis grad i forhold til gasforbruget. For at opnå et profil svarende til produktionsprofilet for naturgas, skal der lagres en naturgasmængde svarende til forskellen mellem biogasproduktionen og den samme mængde naturgas med produktionsprofil svarende til den samlede naturgasproduktion i den periode hvor biogasproduktionen er lavere end naturgasproduktionen. Denne biogasmængde trækkes ud af lagrene i perioden, hvor biogasproduktionen er lavest. Det er illustreret i Figur 8. Det grønne areal repræsenterer den ekstra biogasmængde i forhold til naturgasproduktion, der skal lagres i sommerperioden for at balancere produktion og forbrug. Det gule areal repræsenterer den samme gasmængde, der trækkes op af lagrene i vinterperioden, når gasforbruget overstiger gasproduktionen. DGC-notat 12/19 Figur 8. Varighedskurver for det samlede nuværende naturgasforbrug, naturgasleverancen fra Nordsøen, samt for en konstant biogasproduktion. Fælles for de tre kurver er, at de svarer til en årlig gasmængde på 54 mio. m3 naturgas ækvivalent pr. år. Det er til en vis grad muligt at sæsonvariere gasproduktionen fra biogasanlæg, så den tilpasses varmebehovet på kraftvarmeværker. Det kan gøres ved at anvende en højere andel biomasse med et forholdsvist højt gaspotentiale om vinteren end om sommeren. Der er dog forskellige opfattelser af, hvor meget det er mulig at sæsonvariere produktionen [6]. I Ringkøbing-Skjern kommune regner man med en biogasproduktion svarende til 60 mio. m3 metan pr. år. I det følgende er der regnet på, hvordan forskellige produktionsprofiler påvirke gassystemet mht. lagring. Der er anvendt en pris for lagring svarende til 0,50 kr. m3 naturgas [6]. Tabel 1. Øget krav til gaslagring og omkostninger forbundet hermed i forhold til naturgas ved forskellige biogasproduktionsprofiler. Sæsonvariation - Øget krav til lagring m NG/år Omkostning til lagring Kr./år 3 ører/m biogas prod. Omkostning til lagring 3 +/-0 % +/-10 % +/-20 % +/-30 % 4.430.750 2.952.672 1.477.353 0 2.215.375 1.476.336 738.677 0 2,46 1,64 0,82 0,00 DGC-notat 13/19 Biogas og elproduktion I dag er lovgivningen udformet sådan, at el produceret vha. biogas enten kan afregnes med en fast pris på 74,5 øre pr. kWh (2008 priser, reguleres med 60 % af udviklingen i pristallet) eller til markedspris plus et pristillæg på 40,5 øre pr. kWh (2008 priser, reguleres med 60 % af udviklingen i pristallet). Afgørende for, om der kan afregnes vha. den ene eller den anden metode, er, om der på det pågældende kraftvarmeanlæg er adgang til et andet brændsel end biogas, normalt naturgas, som kan anvendes som brændsel sammen med eller som alternativ til biogassen. Hvis der ikke er et alternativt brændsel til rådighed, skal der afregnes med 74,5 øre pr. kWh. Hvis der er et alternativt brændsel til rådighed, og det alternative brændsel udgør min. 6 % af den samlede årlige brændselsmængde, skal der afregnes med et pristillæg på 40,5 øre pr. kWh plus spotprisen [7], [8]. Denne støtteordning bevirker, at biogasfyrede kraftvarmeværker ikke har noget incitament til at producere el, afhængig af efterspørgslen. De biogasfyrede kraftvarmeværker får det samme for deres elproduktion, hvad enten markedsprisen er høj eller lav. Set fra et samfundsøkonomisk synspunkt er det uheldigt. I praksis betyder det, at der gives støtte til elproduktion samtidig med at andre betales for at reducere deres elproduktion. Prisen for el på el-børsen, Nordpool, kaldet spotprisen, afhænger af udbud og efterspørgsel. Den varierer både fra dag til dag og henover døgnet. Det er illustreret i Figur 9 og Figur 10. Vestdanmark Østdanmark Figur 9. Spotprisen for el for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- og Vestdanmark. Hver prik repræsenter en timeværdi og den sorte kurve angiver en gennemsnitspris for den foregående uge. DGC-notat 14/19 Vestdanmark Østdanmark Figur 10. Spotprisen for el hen over døgnet for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- og Vestdanmark. Hver prik repræsenter en timeværdi, og den sorte kurve angiver en vægtet middelværdi af elprisen på det pågældende tidspunkt. Ligesom elprisen varierer, varierer produktionen af decentral kraftvarme. Se Figur 11. Det kan bemærkes at der tilsyneladende kun er svag korrelation mellem el-pris og el-produktionen. Vestdanmark Østdanmark Figur 11. Decentral elproduktion for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- og Vestdanmark. Hver prik repræsenter en timeværdi og den sorte kurve angiver den gennemsnitlige spotpris for den foregående uge. Samfundsøkonomisk værdi af prisfleksibel elproduktion I det følgende vurderes den samfundsøkonomiske værdi af prisfleksibel elproduktion, dvs. elproduktion, der reagerer på prissignaler i markedet og dermed efterspørgslen på el. Dette kan gøres ved at sammenligne årsgennemsnittet af elpris på Nordpool med en effektvægtet årsgennemsnit. Et simpelt gennemsnit af markedsprisen svarer til værdien af en konstant elproduktion. Den effektvægtede middelværdi er et udtryk for værdien af el- DGC-notat 15/19 produktionen når el-produktionen ikke er konstant. Dvs. forskellen på de to er et udtryk for, hvor meget mere værd den prisfleksible produktion er i forhold til en konstant elproduktion. Metoden er anvendt af energinet.dk i notatet ”Gevinster ved prisfleksibel elproduktion” [9]. Der er taget udgangspunkt i den samlede decentrale elproduktion i hhv. Øst- og Vestdanmark. Herved har man fået de resultater, der er vist i Tabel 2. Over perioden 2007-2009 har den prisfleksible elproduktion haft en værdi på 20-25 kr./MWh over værdien af konstant elproduktion. Det er et udtryk for, hvor meget mere man kan få for prisfleksibel elproduktion, men eftersom afregningen sker på markedsvilkår er det samtidig et udtryk for den reelle merværdi af fleksibel elproduktion. Det skal dog bemærkes, at den gennemsnitlige decentrale produktion formodentlig er noget forskellig fra den produktion, der er på de relevante biogasanlæg. Tabel 2 Gennemsnitlige el-spotpriser (DKK/MWh) samt forskel mellem simpelt og effektvægtet gennemsnit for Vest- og Østdanmark. Fra [9]. År 2007 2008 2009 20072009 Vestdanmark Simpelt Vægtet gennemsnit gennemsnit 241,39 282,56 420,70 435,55 268,43 289,02 310,29 336,98 Forskel 41,17 14,84 20,59 26,69 Østdanmark Simpelt Vægtet gennemsnit gennemsnit 245,93 273,94 422,28 429,55 296,90 319,69 321,81 341,27 Forskel 28,01 7,27 22,79 19,46 Tallene i Tabel 2 er beregnet på baggrundet af den samlede decentrale elproduktion i hhv. Vest- og Østdanmark. Dvs. tallene dækker over elproduktion på naturgasfyrede motoranlæg og naturgasdrevne turbiner, hvor produktion sker efter markedsprisen og dermed efter efterspørgslen. Derudover dækker tallene over elproduktion fra anlæg, som f.eks. affaldsforbrændingsanlæg, hvorfra elproduktion er næsten konstant. DMU har i [6] opgjort brændselsforbruget i 2006 for decentrale kraftvarmeværker med en installeret produktionskapacitet mindre end 25 MWe. Disse værdier er samlet i Tabel 3, hvor det er vurderet, hvorvidt elproduktion primært kan betragtes som fleksibel overfor prissignaler i markedet, eller om den primært er at betragte som grundlast. DGC-notat 16/19 Tabel 3 Brændselsforbrug på decentrale kraftvarmeværker med en installeret produktionskapacitet mindre end 25 MWe. P: prisafhængig elproduktion, G: grundlast. Anlægstype Naturgasmotorer Biogasmotorer Naturgasdrevne turbiner Gasoliedrevne motorer Gasoliedrevne turbiner Fueloliedrevne dampturbiner Forgasningsgasmotorer Affaldsforbrændingsanlæg Halm Træ TJ Drift Kommentar 28.033 P 3.125 G Nogenlunde jævn produktion 6.907 P 30 P 75 P Ikke prisfleksibel. Primært på 2.284 G sukkerfabrikker, dvs. drift om efteråret 66 G Jævn 33.728 G Jævn 3.139 G Ikke prisfleksibel. Følger varmebehov. 3.562 G Ikke prisfleksibel. Følger varmebehov. I alt 80.949 Det samlede brændselsforbrug på 80.949 TJ svarer til 22,5 TWh. Fra Energinet.dk markedsdatabase [9] haves at elproduktion fra de decentralværker er 7,0 TWh i 2007. Hvis det antages at den er produceret med elvirkningsgrad på 30 %, svarer det til et brændselsforbrug på 23 TWh. Dvs. der er rimelig overensstemmelse med DMU’s data, og det der er kategoriseret som decentral kraftvarme i Energinet.dk’s markedsdatabase. Af Tabel 3 fremgår det, at ca. halvdelen af den decentrale elproduktion er uafhængig af prissignaler i markedet. Denne grundlast har indflydelse på den beregnede merværdi af elproduktion, som følger behovet i markedet, jf. Tabel 2. Det skyldes, at kun ca. halvdelen af el-produktionen reelt følger markedsbehovet, og dermed virker ”dæmpende” på den beregnede merværdi. For at vurdere effekten af at grundlast er med i det anvendte datagrundlag, er der udført beregninger, hvor en konstant elproduktion er trukket fra den faktiske elproduktion for decentral kraftvarme. Der er udført beregninger, hvor op til 50 % af de samlede produktion er antaget at være grundlast og derfor trukket fra den samlede produktion. Resultatet er vist i Figur 12. Da en del af den ikke-prisafhængige elproduktion ikke er fordelt jævnt henover året begås en fejl. Den største del af grundlastproduktionen stammer fra affaldsforbrænding, som er fordelt rimeligt jævnt, og det vurderes derfor, at fejlen er beskeden. Det fremgår, at den beregnede merværdi af den prisafhængige produktion stiger med ca. det 20-25 kr. pr. MWh, hvis det antages at 50 % af de samlede produktion er grundlast og derfor trækkes fra den samlede produktion. DGC-notat 17/19 Figur 12. Bergnet merværdi for prisafhængig elproduktion i forhold til konstant elproduktion afhængig af antaget andel af grundlast af den samlede elproduktion for decentrale værker. Middelværdi for perioden 2007-2009 for hhv. Vest og Østdanmark. Det indikerer at den prisfleksible elproduktion reelt er betydeligt mere værd end indikeret i Tabel 2. Værdi af lagring af biogas Det er ikke praktisk muligt at lagre biogasproduktion i længere perioder, men det er muligt at lagre biogas i nogle timer. Dvs. det er muligt undgå elproduktion på biogas de timer, hvor el har den laveste værdi. Som det fremgår af Figur 13 varierer værdien af el betragteligt henover døgnet. Figur 13 Middelspotprisen for el hen over døgnet for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- og Vestdanmark. Samme som vist i Figur 10. El produceret jævnt i perioden 2007-2009 har haft en værdi på 310 og 322 DKK/MWh i hhv. Vest og -Østdanmark. Hvis elproduktion på biogas undgås i perioder, hvor værdien af el er lav, vil biogassen have en højere DGC-notat 18/19 værdi, som det fremgår af Tabel 4. Den gennemsnitlige værdi af elproduktionen er 25-30 kr. højere pr. MWh, hvis der ikke produceres el fra midnat til kl. 6:00 i forhold til hvis produktionen sker 24 timer i døgnet. Hvis der kun produceres i perioden 8-20 er merværdien 40-50 kr. pr. MWh produceret. Tabel 4. Gennemsnitlig værdi af elproduktion for forskellige produktionsperioder. Produktionen er antaget jævn i de angivne perioder. Gennemsnit for perioden 2007-2009. Produktionsperiode Hele døgnet 6-24 8-20 Vestdanmark 310,2 338,2 353,4 Østdanmark 321,8 348,6 369,8 Ovenstående gælder kun som marginalbetragtning. Hvis en markant større andel af den samlede elproduktion vil reagere på prissignaler i markedet, vil det kunne påvirke prisdannelsen på spotmarkedet. I så fald vil gevinsten ved prisfleksibel elproduktion også falde. Som det fremgår af Tabel 3, udgør biogasbaseret elproduktion kun omkring 4 % af den samlede elproduktion på små decentrale værker (<25 MWe). Derfor forventes det ikke, at et ændret produktionsprofil på de biogasbaserede vil kunne påvirkes markedet betydeligt. DGC-notat 19/19 Referencer [1] Lokal anvendelse af biogas kontra opgradering til naturgassystemet. En samfundsøkonomisk analyse. Energinet.dk. August 2010. www.energinet.dk [2] Energistatistik 2009. Energistyrelsen. [3] Gasexpandere på distributionsnettets M/R-stationer. DGC Projektrapport Maj 2010. Forprojekt delrapport, EUDP J.nr.: 63011-0209 EUDP08-ll, Small scale-Zero Emission Gas Expansion. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/10/expandere.pdf [4] Gas i Danmark 2010. Forsyningssikkerhed og udvikling. Til høring af miljøvurdering. Energinet.dk. 21. september 2010. [5] Gas i Danmark, Forsyningsplan 2009. Energinet.dk. December 2009. [6] Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark. Rammebetingelser og tekniske forudsætninger. DGC rapport R0906, maj 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/oeget_biogas.pdf [7] Hvordan kan biogasanlæg og biogas-kraftvarme spille positivt sammen med samfundsøkonomien i et markedsorienteret energisystem? Brancheforeningen for Decentral Kraftvarme, Februar 2010. [8] Biogas-kraftvarme på markedsvilkår. Kraftvarme Nyt juni 2010. [9] Gevinster ved fleksibel el-produktion fra biogas. Energinet.dk notat. Oktober 2010. [10] Energinet.dk’s markedsdatabase. www.energinet.dk . [11] Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 - Energinet.dk miljøprojekt 07/1882. Delrapport 5. Faglig rapport fra DMU nr. 781. 2010. Appendix 3 Gaskvalitet og måling Written by DGC DGC-notat 1/28 Biogasnettet i Ringkøbing-Skjern Kommune Gaskvalitet og måling Michael Larsen og Torben Kvist Projektnotat November 2010 734-89 Biogasneth:\734\89 biogasnet\resumerapport\bilag\03_2_app 3 gasrensning-måling.doc 02-06-2010 DGC-notat 2/28 Indhold Indledning ...................................................................................................... 3 Beskrivelse af udfordringen ved biogasnet .................................................... 4 Fugt ........................................................................................................ 4 Svovl ...................................................................................................... 4 Partikler .................................................................................................. 5 Biogasspecifikationer for biogas på naturgasnettet................................ 5 Biogas og myndighedsforhold ............................................................... 7 Erfaringer fra tidligere biogasnet ........................................................... 8 Anvendelse ..................................................................................................... 9 Opgradering til naturgaskvalitet ............................................................. 9 Villakedler .............................................................................................. 9 Gasmotorer ............................................................................................. 9 Gasturbiner ........................................................................................... 10 Rensning ....................................................................................................... 11 Fugtfjernelse ............................................................................................. 11 Metoder til svovlrensning ........................................................................ 11 Biologisk svovlrensning ................. Fejl! Bogmærke er ikke defineret. Hvor skal rensningen ske - hos producent eller forbruger? ............. Fejl! Bogmærke er ikke defineret. Måling .......................................................................................................... 18 Volumenmåling ........................................................................................ 18 Massestrømsmåling .................................................................................. 22 Coriolismålere ...................................................................................... 22 Termiske målere ................................................................................... 23 Vurdering af målesystem til biogas.......................................................... 24 Kontrolsystem .......................................................................................... 27 Kildeliste ...................................................................................................... 28 DGC-notat 3/28 Indledning Nærværende notat er en del af afrapporteringen af arbejdspakke 2 for projektet ”Frame work for interaction between biogas and natural gas grids”. Formålet med projektet er at undersøge mulighederne for etablering af et biogasnet, til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynes med naturgas. I dette notat beskrives forskellige forhold vedrørende gaskvalitet og afregning herunder. Krav til gaskvalitet for forskellige forbrugere Teknikker til rensning for svovl Målesystemer til afregning af biogasproduktion Notatet er skrevet af DGC. Der er anvendt priser oplyst af: Elster, EnviDan, Biogasclean og Dansk Analyse. Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet. DGC-notat 4/28 Beskrivelse af udfordringen ved biogasnet Fugt Når den producerede biogas forlader biogasreaktoren vil den have en forholdsvist høj temperatur (37-52 °C) og være mættet med vanddamp. Dette kan medføre en sur kondensat, når gassens temperatur falder. Alle komponenter, der ikke er af plast eller syrefast rustfrit stål vil derfor kunne korrodere med dertil hørende reduktion i komponentens levetid. En udfordring ved den relative høje fugtighed er, at angive mængden af gas, bl.a. fordi de fleste målesystemer har svært ved at måle præcist ved RH tæt på 100 % (se senere afsnit om målere). Svovl Erfaring med den svovlholdige gylle til biogasproduktion viser, at indholdet af svovlbrinte (H2S) ligger mellem 1000- 4000 ppm i biogassen /1/. Gennemsnitlig ligger H2S indholdet på ca. 2000 ppm, hvilket svarer til 0,2 volumen procent. Af Miljøstyrelsens B-værdivejledning fremgår det, at fortyndingen af H2S skal overholde grænseværdien på 0,001 mg/m3. Da svovlbrinte desuden er stærkt lugtende, indgår det også underforstået i lugtstofkoncentrationen på 10 LE/m3 for anlæg i landzonen. Derudover skal man være opmærksom på, at ved etablering af et biogasanlæg på et husdyrbrug beregnes lugtemissionen i første omgang ud fra husdyrproduktionen, hvor der ikke tages hensyn til evt. lugtemission fra opbevaringsanlæg /2/. I Beredskabsstyrelsens kemikalieberedskab fremgår følgende uddrag om hydrogensulfid H2S: Farlige koncentrationer Hydrogensulfid påvirker kroppens udnyttelse af oxygen. Det umiddelbart farlige niveau i luft for liv og helbred er 100 ppm. 20 - 30 ppm: Lugt af rådne æg. 100 ppm: Irritation af øjne og svælg. Lugtesansen bedøves. 200 - 300 ppm: Risiko for livstruende lungepåvirkning. 600 - 700 ppm: Hurtigt kollaps Svovlbrinte og vand (damp) er meget korroderende for de fleste metaller. Derfor ønskes der ikke for høje koncentrationer i biogassen, da der elles vil DGC-notat 5/28 komme korrosionsskader på tanke, ventilatorer, gasmotorer og de dele på biogasnettet, der har metal i konstruktionen. Partikler Partikler har den ulempe at de afsættes på overflader, øger trykfald eller tilstopper rør. Der er ikke mange erfaringer med undersøgelsen af partikler i rå biogas. Men i /3/ anbefales det, at der indsættes filter og en vandudlader for at fjerne partikler. Biogasspecifikationer for biogas på naturgasnettet Nedenstående afsnit om biogasspecifikation for bionaturgas er et udkast, der er udarbejdet i samarbejde mellem Sikkerhedsstyrelsen og gasdistributionsselskaberne. Kravene forventes at blive tilføjet Gasreglementet. Eftersom rå biogas ikke er underlagt Sikkerhedsstyrelsen, men er Arbejdstilsynets område, vil det ikke få indflydelse på dette projekt. Dog kunne det give anledning til visse overvejelser mht. især iltindholdet, hvis iltkoncentrationen kommer over 1 %. Det vil som udkastet til biogasspecifikationerne er nu, give problemer, ved en evt. injektion af opgraderet bionaturgas på naturgasnettet da gassen vil have svært ved at overholde den nedre grænseværdi for wobbetallet, der er beskrevet i Gasreglementet. Der pågår i øjeblikket et arbejde omkring bestemmelse af krav til biogas, der ønskes afsat via naturgasnettet. Følgende er et uddrag af udkast til et notat om specifikationer for biogas til det danske naturgasnet (kursiv): I forbindelse med biogasproduktionen overføres der med den transporterede biogas, partikler. De fleste partikler er vira eller bakterier, der svæver med i transporten. Bakterier og vira har gode levebetingelser, idet der er varmt og fugtigt i rørene. Partikler kan i forbindelse med afmåling af biogas skabe problemer over tid, idet afsætninger medføre afvigelser på målingerne. Biogas, der tilsættes det danske naturgasnet, skal opfylde kravene i Gasreglementet. Derudover skal der stilles krav til stoffer, der kan forekomme i biogas, men ikke er til stede i naturgas og derfor ikke er reguleret på nuværende tidspunkt. I CEN regi (TC234 WG9) er der påbegyndt et arbejde med det formål at udarbejde en fælles europæisk standard for biogas, der distribueres via na- DGC-notat 6/28 turgasnettet. Resultatet af dette arbejde foreligger dog først om 3-4 år. Derfor er det nødvendigt med et nationalt regelsæt indtil da. Nationale regelsæt har man allerede i en række andre europæiske lande. De danske gasselskabers fagtekniske udvalg for gasmåling (FAU-GM) foreslår, at der opstilles et dansk regelsæt for biogas, der distribueres via naturgasnettet. Der foreslås et regelsæt, der er gældende for alle ikkekonventionelle gasser. Herved sikres, at kravet om adgang på ”ikkediskriminerende vilkår” overholdes, som det kræves i henhold til Europaparlamentets og Rådets direktiv 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for naturgas. FAG-GM’s forslag til krav til biogas, der tilsættes naturgasnettet. Den opgraderede biogas skal leve op til de krav, der er beskrevet i Gasreglements afsnit A Bilag 1A. Ingen yderligere krav til wobbeindeks, vand- og kulbrintedugpunkt. Disse er beskrevet i Gasreglementet. SIK anbefaler en forøgning af totalsvovl til 30 mg/m3n Partikler. Teknisk rent. Se note 1. Ammoniak. Maksimalt 3 mg/m3 (som i Frankrig). Konventionelle opgraderingsteknologier fjerner den ammoniak, der måtte være til stede i den rå biogas. Ilt. Maksimalt 1 % (vol.) (som i Sverige). Siloxaner. 10 mg/m3 (Si) som i Østrig. Det foreslås, at indholdet af siloxaner måles periodisk, medmindre det sandsynliggøres, at målingerne er irrelevante. Periodiske målinger er tilstrækkelige, da siloxaner ikke vil medføre akutte problemer, men kun skader som følge af længere tids påvirkning. Odorisering - som naturgas, jf. Gasregelreglementet. Der stilles krav om overvågning af odorantdosering, jf. ”Retningslinjer for odoranttilsætning og kontrol af odorantindhold, Feb. 2004. Halogenerede hydrocarboner (primært relevant for deponigas). Teknisk rent. Se note 2. BTX og PAH (primært relevant for forgasningsgas og deponigas). Ingen krav hvis kun biogas betragtes. Teknisk rent. Se note 2. DGC-notat 7/28 Note 1: Det svenske regelsæt for biogas som brændstof i transportsektoren (SS 155438) anvender også beskrivelse af krav til biogas, som tilsættes naturgasnettet. Heri er det anført, at gassen skal ledes gennem et filter med maksimalt 0,1 mm. maskestørrelse. Note 2: BTX en samlet betegnelse for stofferne benzen, toluen og xylen. PAH står for polyaromatiske hydrocarboner, som er en fælles betegnelse for aromatiske forbindelser i kondenserende ringsystemer. Hvis det kan sandsynliggøres, at biogassen ikke indeholder halogenerede hydrocarboner, BTX eller PAH stilles der ikke krav om måling af disse stoffer og stofgrupper. Biogas og myndighedsforhold Som det fremgår af ovenstående, så stilles der stramme krav til kvaliteten af bionaturgassen. Helt så skrappe krav kræves ikke til biogasnet, men for at undgå skader på gasforbrugende udstyr, skal biogaskvaliteten kunne overholde krav til sikkerhed og levetiden af gasforbrugende udstyr. Derudover skal alt udstyr, der anvendes på biogasanlæggene og biogasnettet kunne overholde krav1 fra Arbejdstilsynet AT. I vejledningen D.2.7 anbefaler AT følgende 4 kategorier for valg af materialer til biogasanlægget. Kategori 1) Biogas renset til naturgaskvalitet, vandugpunkt fra 0-4 bar ved -5 ºC. Kategori 2) Biogas renset for aggressive stoffer men ikke CO2, vandugpunkt fra 0-4 bar ved -5 ºC. Kategori 3) Biogas renset i mindre omfang for aggressive stoffer, og vandugpunktet sænket indendørs ved 20 ºC og udendørs ved -5 ºC. Kategori 4) Ubehandlet biogas (rå biogas) Derudover stilles der krav til at rørledningen med slanger, fittings, formstykker, flanger armaturer osv. skal overholde ovenstående kategori gas. 1 AT-vejledning D.2.7 fra feb. 2002 ”Projektering og drift af biogasanlæg” DGC-notat 8/28 Kategori 1 og 2 rørsystem skal udføres og kontrolleres efter Gasreglement afsnit B-4. For rørsystem kategori 3, for gasledning i tryk op til 0,1 bar overtryk, kan udføres i st. 37.2 efter den tyske norm DIN 1629, syrefast rustfrit AISI 316 L eller tilsvarende. Ved højre tryk fra 0,1 bar til 4 bar stilles der yderligere krav til materialerne. Ud for rørsystem kategori 4, for gasledning i højt og lavtryk, skal alt udføres i AISI 316 L eller PEM-rør. Ved valg af materialer til biogasnettet, stiller AT krav til armaturer, måleudstyr, ventiler, flammespærrer, eludstyr, kompressorer, gasmotorer, gaskedel og gasrampe. Udstyr der skal anvendes, skal tryksikres, der skal være gasfakkel til flaring, og dertilhørende overvågningsudstyr. For at undgå gaseksplosioner må indholdet af ilt aldrig være i nærhed af nedre eksplosionsgrænse, som for metan er ca. 5 % ilt ved 0 C 2. Efter valg af gaskategori skal der tages stilling til valg af materialer. I dette notat vælges gaskategori 3 eller 4, til valg af gaskvalitet. Dette betyder, at der stilles krav til Blæser til tryksætning af anbefalet ledningsnettryk Måler og kontrolmålesystem Gasarmatur og Gasforbrugende apparater Erfaringer fra tidligere biogasnet I Revninge biogasprojektet fra 1990-2005 på Østfyn, viste undersøgelser på bl.a. gasforbrugende udstyr og ledningsnet, at ubehandlet biogas medfører skader på gasforbrugene apparater. En undersøgelse af målere og distributionsledninger, der blev udført umiddelbart efter at projektet blev lukket, viste at bælggasmålerne havde taget så meget skade, at alle målerne blev kasseret. Kedler var gennemtæret, men de plastrør, som blev anvendt i distributions- 2 Naturgas handbok, Sydgas AB; 1981 DGC-notat 9/28 nettet, blev testet hos Force og bestod diverse test bl.a. en tryktest på 8,5 bar ved 80 ºC i 1000 timer3. Anvendelse Biogas kan anvendes på forskellig vis. De meste almindelige anvendelser i dag er som motorbrændstof for gasmotorer og opgradering af biogassen til naturgaskvalitet, hvorefter biogassen vil kunne anvendes på lige fod med naturgas. Ikke-opgraderet biogas vil også kunne anvendes som brændstof for kedler og gasturbiner. Opgradering til naturgaskvalitet Opgradering af biogas behandles ikke her, i stedet henvises til /4/ og /5/. Villakedler I 2009 undersøgte DGC sammen med HMN Naturgas muligheden for at anvende en afgrænset del af det eksisterende naturgasnet til distribution af ikke opgraderet biogas. Da biogas har en væsentlig lavere brændværdi end naturgas, vil det resultere i, at kapaciteten i nettet falder med mere end 40 %. I den forbindelse blev muligheden for at anvende biogas i stedet for naturgas i bl.a. villakedler vurderet. De seks største kedelbrænderleverandører blev forespurgt om deres vurdering af mulighederne for at tilpasse deres anlæg til biogas. Størstedelen af installationerne vurderes ud fra en ren teknisk betragtning, at være uegnet til anvendelse med biogas. Ingen af installationerne er godkendt til biogas. Endvidere vil det ikke være muligt at udskifte gamle kedler med nye. Bygningsreglementet kræver ved nyinstallation kondenserende kedler, som ikke findes på markedet til biogas. Det er derfor valgt at se bort fra villainstallationer som aftager af biogas. For yderlig information henvises til /6/. Gasmotorer I Danmark anvendes stort set al biogas i forbrændingsmotorer. Med denne teknologi er det muligt at opnå høje virkningsgrader. Desuden har motorer den store fordel, at de kun i begrænset omfang er sensitive overfor variationer i gaskvalitet. For yderlig information henvises til /7/, hvor omkostninger 3 Prøverapport på PE-rør fra Force Technology, samt samtale med medarbejder ved NGF DGC-notat 10/28 til konvertering af naturgasfyrede motorer til biogasdrift, krav til gaskvalitet og virkningsgrader er beskrevet. Gasturbiner De fleste gasturbiner til gasformige brændsler er udviklet til naturgas, men vil kunne oftest kunne ombygges til drift med andre brændsler. Hvis man går fra drift med naturgas til biogasdrift, vil det resultere i forbrændingsmæssige ændringer, som vil påvirke røggassens indgangstemperatur ved turbinen og/eller masseflow af gas gennem turbinen. Begge dele vil resultere i reduceret virkningsgrad. Ombygning til biogasdrift vil oftest kræve, at indfyringssystemet og brænderne modificeres. Desuden kan det være nødvendigt at modificere både kompressor og turbine pga. ændrede masseflow /8/. Dette er illustreret i Figur 1. Figur 1. Anvendelse af standard gasturbiner med gasser med lav brændværdi. Fra /8/. Pga. risiko for korrosion i turbinen skal gassen renses grundigt for korroderende bestanddele. I området, der kan forsynes med biogas fra det planlagte biogas i Ringkøbing-Skjern Kommune, er der flere gasturbiner, der i dag kører på naturgas. Gasturbiner er betydelig mere følsomme overfor variationer i gaskvalitet end gasmotorer. Der er bl.a. to Siemens gasturbiner. DGC-notat 11/28 Siemens er blevet kontaktet og det er vurderet, at disse turbiner ikke egner sig til biogas med varierende gaskvalitet. Det er derfor blevet anbefalet at se bort fra turbineanlæg, som aftager af biogas i dette projekt. Rensning Fugtfjernelse Ved valg af måleudstyr, kompressor mv. bør en sænkning af den relative fugtighed af biogassen overvejes. Det kan ske ved enten at køle og slå vand af og derefter opvarme biogassen inden måling eller ved en opvarmning af biogassen . Omkostninger forbundet med fjernelse af kondensat fra rørsystemet i kondensatbrønde bør vurderes og sammenholdes med omkostninger til at fjerne fugt i gassen inden biogassen sendes ud i gassystemet. For at undgå kondensation af vand i rørsystemet skal gassen affugtes til en temperatur lidt under jordtemperaturen (frostfrit i 1 meter’s rørdybde)4. Metoder til svovlrensning I Danmark er den mest almindelige metode til svovlfjernelsen biologiske filtre. Biologisk svovlrensning Ved biologisk rensning af svovl, ledes biogassen sammen med luft ind i en skrubber, hvori der er fyldelegemer med bakterielt materiale på overfalden. I modstrøm med biogassen recirkuleres vand. Svovlreduktionen sker via reaktionerne H2S +½ O2 H20 + S S + H2O + 1,5 O2 H2SO4 Eller direkte H2S + 2O2 H2SO4 4 DJF geodata DGC-notat 12/28 Som det fremgår af ovenstående omdannes H2S til frit svovl, som er på fast form, hvorefter den dannede svovl reagerer videre til H2SO4, som er svovlsyre, der vil være i væskeform. Hvis der ikke tilsættes tilstrækkelig luft, eller rettere ilt, til at den dannede svovl kan reagere videre til svovlsyre, vil der ophobes svovl i skrubberen og der er en risiko for tilstopning. For at undgå dette, tilsætter man flere steder en luftmængde svarende til 5 % af biogasmængden. Det vil resultere i ca. 0,5 % O2 ca. 4 % N2 i den rensede gas. Det er fint, hvis biogassen skal anvendes i motorer til kraftvarmeformål, men hvis biogassen skal opgraderes og afsættes via naturgasnettet, er det et problem. Det skyldes, at man ikke vil kunne overholde kravet til wobbetal, der kræver et højt metanindhold. Kravet til wobbetal er, som tidligere beskrevet, på 50,8 MJ/m3n. Det svarer til et metanindhold på omkring 97,3 %. Ved en atmosfærisk lufttilførelse på 5 % af biogasmængden, vil man derfor ikke kunne overholde kravet til wobbetallet. Thorsø Miljø og Biogasanlæg opererer i dag med ca. 0,2 % O2 i gassen efter svovlreduktion. Det resulterer i belægningsdannelse på fyldelegemerne i skrubberen. For at undgå at det bliver et problem spules fyldelegemerne regelmæssigt og svovlen i fast form filtreres fra. Analyser har vist at ilt og N2 udgør mindre end 1 % af biogassen. At operere den biologiske rensning med lav tilførsel af luft betyder, at H2S indholdet i den rensede gas kan komme op på 200 ppm. Mindre biologiske afsvovling anlæg er forbundet med forholdsvis høje investeringsomkostninger. Til gengæld er driftsomkostningerne lave. For større anlæg falder den specifikke anlægsinvestering, dvs. investering pr. m3 biogas. Med nedenstående forudsætninger, er pris for biologisk svovlrensning bestemt ud fra oplysninger fra ”Biogasclean”, der leverer anlæg til svovlrensning. Priser er angivet i Fejl! Henvisningskilde ikke fundet.. Elpris Driftstimer Levetid Rente 0,8 8500 15 6 kr./kWh pr. år år % DGC-notat 13/28 Tabel 1. Omkostninger til biologisk svovlrensning. Data fra ”Biogasclean”. Kapacitet Investering Driftsomkostninger El NPK Samlet Kapitalomk. El m3/h Kr. 200 800.000 500 1.100.000 1000 1.300.000 2000 1.800.000 kWh/år Kr./år 9.000 2.500 12.000 6.000 21000 12000 24000 24000 Kr./år Kr/år 82.370 7.200 113.259 9.600 133.852 16.800 185.333 19.200 Kr./m3 biogas 0,054 0,030 0,019 0,013 24.000 60.000 120.000 240.000 0,068 0,044 0,033 0,028 Anvendelse af luft I alt Anvendelse af ilt Ilt I alt Kr./år kr/m3 biogas EnviDan har oplyst nedenstående data om biologisk svovlrensning, se Fejl! Henvisningskilde ikke fundet. Tabel 2. Omkostninger til biologisk svovlrensning. Data fra ”EnviDan”. Gasmængde m3n/h NH3 efter rensning mg/ m3n H2S før mg/ m3n H2S efter mg/ m3n Anlægs anskaffelsespris i kr. Pris på afskrivn. af svovlren. anlæg kr./m3n 500 5 760 304 900.000.- 0,033 1000 5 3040 304 1.200.000.- 0,022 2000 5 3040 304 1.500.000.- 0,014 Vurdering af de viste priseksempler, er At det koster omkring ca. 1,5-15 øre per kubikmeter biogas af få det renset for H2S. Biologisk rensning er dyrere i anskaffelse, men har lavere driftsomkostninger. Jo større svovlrensningsanlæg, jo lavere specifikke omkostninger til biogasrensning. DGC-notat 14/28 Biologisk svovlrensning kræver at temperaturen er omkring 30 – 40 °C. Ved temperaturer under 25 °C bliver de H2S reducerende bakterier inaktive. Dvs. hvis rensningen skal foregår ved kraftvarmeværker, kræves det, at biogassen opvarmes inden svovlrensning. En biogas bestående af 65 % CH4 og 35 % CO2 har en brændværdi på 22,1 MJ/m3 og en varmekapacitet på 1,37 kJ/ kg K. Det betyder, at hvis en biogas skal opvarmes fra en jordtemperatur på 8 °C til 35 °C kræves en energimængde svarende til 0,18 % af biogassens brændværdi. Øvrige metoder svovl fjernelse Ifølge /9/, /10/ og /11/ findes der en række andre metoder til svovlfjernelser. Blandt disse er: a) gennemluftning med atmosfærisk luft eller b) Tilsætning af jernclorid til slammet til reduktion af svovlen i udrådningstanken. c) Jernsvamp indsat i nettet efter udrådningstanken d) Jernoxid tabletter e) Aktivt kulfilter f) Vand scrubbing g) Natriumhydroxid scrubbing h) Tilsætte biogassen opløsningsmidlet (ether og glycol) Selexol i) Aktivt kul j) Imprægneret aktivt kul Der er ikke pt. krav om svovlindholdet udover de krav som AT5 og Beredskabsstyrelsen har beskrevet i deres vejledninger. Firmaet Kiwa /12/ reklamerer med et GTP-filter med SOXSIA-katalysator, der i en procesenhed affugter, renser og fjerne partikler, H2S og siloxaner, sådan at den rå biogas kan anvendes direkte på gasmotorer, se Figur 2. Siloxaner er dog normalt kun et problem på rensningsanlægsgas. 5 AT-vejledning D.2.7 fra feb. 2002 ”Projektering og drift af biogasanlæg” DGC-notat 15/28 Figur 2 GTP-filter fra Kiwa til rensning af biogas6. Firmaet Siloxa Engineering AG, producer et tilsvarende produkt se Figur 3, der fjerner siloxaner og H2S ved hjælp af aktivt kul. Processen kræver en affugtning (nedkøling/genopvarmning) til RH på 60 % da det aktive kul ikke tåler for høj relativ fugtighed. Den danske forhandler af Siloxa er EnviDan, der har været behjælpelig med et tilbud på afsvovlingsdelen FAKA6000K2. Pris for en kubikmeter renset biogas med afskrivninger over 10 år med en rente på 5 % p.a. er 0,08 kr. hvoraf, udgør driftsomkostningerne 0,06 kr., se Tabel 3. Tabel 3. Priser for svovlfjernelse med Siloxa-anlæg. Gasmængde m3n/h Aktivt kul i kg H2S før mg/ m3n H2S efter mg/ m3n Anlægs anskaffelsespris Driftsomkostninger per år ved fuldlast [8760 h] Pris på rensning af biogas med afskrivning kr./m3n 500 2x1400 680 1 520.000.- 262.800.- 0,08 6 http://www.gastreatmentservices.com/content/biogas/gtp.htm DGC-notat 16/28 Figur 3 Siloxa-procesenhed til rensning af biogas for svovl og siloxaner7. En hollandsk svovlrensningsproducent DMT har udviklet to rensemetoder dels en kemisk gas scrubber Sulfurex® og en biologisk rensning BioSulfurex®, se Figur 4. Sulfurex® er i stand til at rense fra 20.000 ppm H2S til 200 ppm. Priseksempler er angivet i Tabel 4 og Tabel 5. Figur 4. Skitse af Sulfurex® og BioSulfurex® fra DMT, /13/. Tabel 4. Data for Sulfurex® fra DMT, /13/. Gasmængde m3n/h 7 H2S før mg/ m3n H2S efter mg/ m3n Driftsomkostninger per år ved http://www.siloxa-ag.de/com/php/index.php?home=1 Anlægs anskaffelsespris Pris på afskrivn. af svovlren. DGC-notat 17/28 fuldlast [8760 h] Sulfurex® anlæg kr./m3n 500, 30ºC, 35 vol % CO2 7.600 304 478.000 940.000.- 0,144 500, 10ºC, 35 vol % CO2 7.600 304 421.000 1.082.000.- 0,137 500, 30ºC, 35 vol % CO2 15.200 304 677.000 983.000.- 0,192 Tabel 5. Data for BioSulfurex® fra DMT, /13/. Gasmængde m3n/h H2S før mg/ m3n H2S efter mg/ m3n Driftsomkostninger per år ved fuldlast [8760 h] Anlægs anskaffelsespris Pris på afskrivn. af svovlren. anlæg kr./m3n 500, 30ºC, 35 vol. % CO2 7.600 304 189.000 1.188.000.- 0,089 500, 10ºC, 35 vol. % CO2 7.600 304 217.000 1.289.000.- 0,098 500, 30 ºC, 35 vol. % CO2 15.200 304 251.000 1.500.000.- 0,113 BioSulfurex® Hvor skal rensningen ske - hos producent eller forbruger? Som beskrevet i afsnittet om affugtning kan det være økonomisk rentabelt at sænke RH ved biogasproduktionsstedet. Derved undgår man en øget etableringsomkostning på ledningsnettet. Med hensyn til at fjerne svovl viser Revningeprojektet, at man ikke umiddelbart skal være bange for sikkerheden af rørene, hvis man vælger først at DGC-notat 18/28 fjerne svovlen hos forbrugeren. Prisen for afsvovling er lavere på større volumener og derved kan en udsættelse at afsvovling indtil f.eks. kraftvarmeværket være hensigtsmæssig. Ved at udsætte afsvovlingen indtil forbrugerne vil de høje svovlmængder i biogasnettet dog medføre yderligere vedligeholdelsesomkostninger på fittings og andet udstyr, der ikke kan tåle så store svovlkoncentrationer. Måling For at bestemme volumen– eller masseandelsmængden af den producerede biogasmængde skal der vælges et målesystem, der kan håndtere de specielle forhold, der er i forbindelse med måling af biogas. Følgende forhold skal vurderes inden valg af målesystem: Tryk og trykvariationer - Temperatur og temperaturvariationer - Fugtindhold - Variationer i den målte mængde - Aggressive komponenter i biogassen - Hvad målingen skal anvendes til - Krav til nøjagtighed - Biogassammensætningen - Acceptable trykfald - Måleområde - Risiko for kondensat - Risiko for pulsationer - Krav om EX-udførelser - Fysiske forudsætninger f.eks. friplads til rørstrækning, støj, vibrationer osv. - Præsentation af måleresultatet - Pris på målesystemet Volumenmåling I det følgende beskrives metoder til bestemmelse af volumenflow. Følgende målere anvendes til volumenmåling: - Bælggasmålere - Rotationsgasmålere - Turbinehjulsmålere DGC-notat 19/28 - Ultralydsmålere Vortex-målere Differenstrykmålere (f.eks. Måleblænde eller Venturirør) Magnetisk induktionsmålere På Figur 5 - Figur 8 er vist forskellige typer af volumenmålere. Figur 5. Ultralydsmåler fra Emerson. Figur 6. Vortexmåler med strømningsmønster Figur 7. Flonidan’s turbinemålere. DGC-notat 20/28 Figur 8 IMETER’s rotationsmålere I Tabel 6 er angivet en oversigt over forskellige måleprincipper til volumenbestemmelse og deres anvendelighed til biogas. DGC-notat 21/28 Tabel 6. Forskellige måleprincipper til volumenbestemmelse og deres anvendelighed til biogas. PRINCIP NØJAGTIGHED KAPACITET OMRÅDE MÅLEOM RÅDE TRYK OMRÅDE TEMP. OMRÅDE ANVENDELIGHED TIL BIOGAS Bælggas6 ± 1,0-3,0 % 0,02-100 m3/h 1:150 0,01-0,5 bar -30- 60 ºC Ikke så stor en kapacitet. Bælg kan ikke klare svovl Rotations6 ± 0,2- 0,5 % 1-400 m3/h 1:25 0,05-16 bar -40- 60 ºC Ingen erfaringer fra rå biogas Turbinehjul8 ± 0,2-1 % 5-25.000 m3/h 1:20 0,05-40 bar -30- 60 ºC Højt tryk. Følsom ved pulsationer. Ultralyd9 ± 0,5-1,5 % 20200.000 m3/h 1:100 -25 bar -20-100 ºC Ikke mange erfaringer fra rå biogas Vortex10 ± 0,5-1,4 % 100.000 m3/h 1:15 - 64 bar -200- 400 ºC Er ikke anvendelig ved ”snavset gas” Differenstryk8 ±0,5-1 % >100.000 m3/h 1:4 - 24 bar -20-500 ºC Stort trykfald, dårlig dynamikområde Magnetisk8 ± 0,2-1 % >100.000 m3/h 1:100 - 40 bar -40-180 ºC Ingen erfaringer fra rå biogas Firmaet Elster forhandler EQZK turbinehjulsmåler (roterende impala) til bio- og renseanlægsgas. Indersiden af huset, der har kontakt med gassen, er coatet med teflon, hvilket gør, at evt. kondensat ikke vil korrodere målesystemet. For at få optimal udnyttelse af målesystemet skal biogas trykkes op til et maksimalt arbejdstryk på 6 bar. Biogas der skal måles i systemet skal renses og være forholdsvis tør. Biogassens relative fugtighed skal enten løftes ved opvarmning eller gastørring. Dette er nødvendigt for at undgå, at et trykfald over måleren gør, at vanddampen i biogassen kondenserer til vand8 Gasståbi Emerson og Elster 10 Statoil 9 DGC-notat 22/28 dråber, der så med tiden forringer målesystemets kvalitet. Et gastørringsanlæg kan derfor bidrage til en mere korrekt volumenmåling, hvis der vælges en turbinehjulsmåler. Figur 9. Turbinemåler EQZK med impela fra Elster til måling af biogas. Massestrømsmåling I det følgende beskrives metoder til bestemmelse af masseflow. Følgende målere anvendes til mass måling: - Coriolismålere - Termiske målere Coriolismålere Coriolismåleren virker ved at den kraft, som gasflowet påfører måleren ved gennemstrømning igennem den, kan omregnes til en massestrøm ud fra newtons 2. lov. Corioliskraften sætter måleren i svingninger, og det er disse svingninger, der sammen med densiteten af den gennemstrømmende gas kan angiver gasmængden. Coriolismåleren har en nøjagtighed på ± 0,5 % og en kapacitet til et måleflow på mere end 170.000 m3 /h11. Coriolismåleren er ikke en målertype, der er aktuel for dette projekt, idet den kræver minimum 5 bar ledningstryk for at der kan måles på gassen bl.a. på grund af det store tryktab, der er henover måleren. 11 Emerson DGC-notat 23/28 Figur af flere typer af Emerson Coriolis-målere Termiske målere Der findes flere termiske principper til at måle massen af et gasflow. Det mest almindelige er at opvarme gassen med en kendt energimængde og derefter måle den resulterende temperaturstigning. For at bestemme flowet skal man kende den specifikke varmekapacitet, hvilket kræver en bestemmelse af gassammensætningen. Projektgruppen var på besøg hos Dan-Pig i foråret 2010 og i den forbindelse så deltagerne en installeret termisk måler, nemlig en Geopal GP-MF 50. Måleren virker ved at den rå biogas opvarmes med et 650 W varmelegeme i et målerør. I målerøret er desuden monteret temperaturfølere. Efter målerøret måles metanindholdet med en IR-sensor. Måleren forudsætter, at biogassen har en relativ fugtighed tæt på 100 %, når den ankommer til målerøret. Når metanindholdet er målt, udregnes massen af flowet ud fra en algoritme, der tager hensyn til temperaturen og metanindholdet. En svaghed ved måleren er, at algoritmen forudsætter, at når man kender metanindholdet, så kender man også CO2 indholdet. Dette er ikke nødvendigvis rigtigt, idet der på flere biogasanlæg gennemluftes med en lille mængde atmosfærisk luft til det biologiske svovlrensningsfilter. Gassammensætningen er da ikke længere kun CO2 og metan, men indeholder også kvældstof og ilt og dette ændrer på nøjagtigheden af den anvendte algoritme. Målertypen har ifølge producenten en nøjagtighed på mindre end ± 3 % i et kapacitetsområde fra 2-50 kg metan/h svarende til 2 – 107 m3n/h rå biogas ved en sammensætning af metan og CO2 på 65 % og 35 %. Der findes i dag, ifølge producenten, et in- DGC-notat 24/28 strument, der kan klare det dobbelte. Da mange gårdanlæg forventer at producere rå biogas i en maksimal mængde fra 150 m3/h og derover, er der et kapacitetsproblem for denne måletype. Firmaet Geopal System A/S oplyser, at prisen for overnævnte målesystem GF-MF 50, koste ca. kr. 150.000.- Figur 10. Geopal GM- MF 50-måleren Vurdering af målesystem til biogas For turbinehjul- og vortex målerne gælder det, at de bevægelige dele er i kontakt med biogassen. Alt efter hvilken type differenstryksmåler der vælges, skal man være opmærksom på det lille dynamikområde denne målertype har. Et acceptabelt målesystem med en volumengasmåler kunne være, en turbine udført i AISI 316 og tilsluttet en flowcomputer. Forhandlere af turbinemålere vil ikke give garantier for holdbarhed og på tolerance, der anvendes til biogas. For at kende gassammensætningen skal der måles på metan og ilt evt. CO2. Til dette kan der anvendes en IR- sensor. Biogassen skal renses med filter og affugtes som minimum til RH på 60 %. Biogasflowet til turbinemålerne har krav om, at der ikke må opstå pulsationer. Dette problem kan afklares ved evt. at indsætte buffertank. Anlægsomkostninger for målesystem inkl. korrektor og flowcomputer er ca. 70-100.000. kr. samt ca. 80100.000 kr. for filter, IR målere og affugtningsanlæg osv. se i øvrigt afsnit om turbinehjulsmålere. DGC-notat 25/28 Et emne, der har været op at vende i styregruppen, er de problemer, der er med afregningen mellem de enkelte biogasproducenter. Da forskellige producenter leverer til samme net, er det ikke tilstrækkeligt med en volumemåling. Det er ligeledes nødvendigt med en energimåling. Alternativt premieres gasproducenter, der leverer en gas med lav brændværdi. Dette kan kun undgås, hvis der i forbindelse med afregning af biogasproducenter, som minimum måles biogasmængde og metankoncentration fra hvert enkelt biogasanlæg. Pris for et målesystem med turbinehjulsmåler til måling af ca. 100 m3/h rå biogas: Filter (Elster) Målesystem EQZK Q160 (Elster) Tryk- og Temperatransducer12 IR metan-sensor og iltcelle13 Volumen korrektor (Elster) Flowcomputer (Elster) I alt kr. 1.500.kr. 16.500.kr. 5.000.kr. 77.000.kr. 21.500.kr. 48.000.ca. kr. 170.000.- Der skal overvejes en trykforøgning af biogassen for at modvirke tryktab, fra målesystemet. Der kan vælges metanmålere med forskellig nøjagtighed. F.eks.: Gasdetektorer med en usikkerhed på minder end ± 3 % (pris kr. 15.000), IR metansensor med en usikkerhed minder end ± 1 % (pris kr. 55.000) Mikro-gaskromatograf med en usikkerhed på mindre end ± 0,1 % (pris kr. 150.000). I ovenstående priseksempel er der anvendt en IR metansensor med et måleområde fra 0-100 %, der også kan klare at måle i den relative fugtighed på 100 %. Der skal ved turbinehjulsmåleren tilføjes en varmeflade i systemet, sådan at måleren ikke bliver udsat for dråber i gassen. Hvis man ønsker et affugt12 13 Antaget af DGC Priser fra Dansk Analyse DGC-notat 26/28 ningsanlæg (tørring af gas) indsat før målesystemet, kan varmefladen undlades. Hvis man derudover ønsker den mere prisbillige metan detektor, kan prisen på målesystemet komme ned på ca. kr. 135.000, hvilket er tæt på at være prisen på Geopals målesystem GM MF 50. Ved volumenstrømme større end 200 m3/h biogas svarende til ca. 100 kg/h CH4, vil Geopal måleren ikke længere være brugbar, og der skal vælges målere, der kan håndtere dette. Ovenstående systemer er egnede til gårdbiogasanlæg med en begrænset biogasproduktion, men kan ikke anvendes ved større gasflow, som f.eks. på de større gasmotorbaserede kraftvarmeværker i kommunen. På disse anlæg kan f.eks. turbinehjulsmålere, anvendes se Tabel 7. Nedenstående liste er bruttoprisliste for to forskellige typer turbinehjulsmålere. Producenten giver dog ikke garanti på levetid pga. den korrosive biogas. Omkostninger til måling af metanindhold, flow computer mv. er som vist på forrige side. Tabel 7. Priser på turbinehjulsmålere fra Elster. Type Målestørrelse TRZ2 G-rating fra Elster G100 G400 G650 G1000 SM-RIX fra G100 Elster G400 G650 G1000 Q max m3/h 160 650 1000 1600 Pris kr. 26.000 57.000 60.000 62.000 160 650 1000 29.000 65.000 77.000 1600 72-95.000 Hvor TRZ2 er til traditionelle gasser og SM-RI-X til mere krævende gasser. Der er DGC’s vurdering, at driftsomkostningerne ved målesystemet anslår ca. 20 % om året af anlægsomkostningerne. Dette er uanset om der vælges en termisk massestrømsmåler eller en turbinehjulsmåler. DGC-notat 27/28 Kontrolsystem For at de enkelte producenter kan være sikrer på få en korrekt afregning for deres biogas bør, der opbygges et kontrolsystem. Eftersom projektet kører på forretningsvilkår, vil det formodentligt være op til den enkelte biogasproducent at vælge målesystem. Dette kan på baggrund af ovenstående medføre en høj usikkerhed på måling af den afregnede volumen/massemåling. Et uvildigt kontrolsystem kan sikre, at de leverede energimængder bestemmes med en tilfredsstillende nøjagtighed, samt vurdere om målesystemet overholder fastlagte krav til usikkerhed og fejl. Det bør overvejes at nedsætte en arbejdsgruppe, der vurderer nødvendigheden af retningslinjer for valg af målesystemer og udarbejdelse af et kontrolsystem for afregning af den producerede biogas. DGC-notat 28/28 Kildeliste /1/ Hydrogen Sulfide Biofiltration from biogas Using Cow-Manure Compost/ N. Scott Cornell University/ /2/ Miljøstyrelsens vejledning om miljøgodkendelse af husdyrebrug/MST 2010/ /3/ Inventering og utvärdering av analysinsrument och flödesmätre for gasmätning i uppgraderingsanläggningar för biogas/ SBGF /2005 /4/ Biogas til nettet. DGC Rapport, R0904, 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/biogas_til_nettet.pdf /5/ Urban W, Girod K, Lohmann H. Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markterhebung 2007–2008. Fraunhofer UMSICHT. 2008. /6/ Nedgradering af gaskvaliteten i naturgasnettet. DGC Rapport, R0905, 2009. http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/nedgradering.pdf /7/ Ombygning af naturgasmotorer til biogasdrift. DGC notat 2010. /8/ SGC Rapport 193 International Seminar on Gasification 2008 www.sgc.se /9/ /10/ /11/ /12/ /13/ Nya renings- och uppgraderingstekniker för biogas” /SGC rap. 163/ april 2006 Teknik för biogasanvändning / HIH /2009 UOP produktionskatalog om Selexol Kiwa produktionskatalog om GTP-filter Biogas desulphurisation using the DMT multistage Sulfurex® process/DTM/ Appendix 4 Økonomiske overvejelser om biogas ud fra et kraftvarmesynspunkt Written by Dansk Fjernvarme Simulations conducted by DGC WP3: Økonomiske overvejelser om biogas ud fra et kraftvarmesynspunkt Indhold Sammenfatning ................................................................................................................................................. 2 Indledning .......................................................................................................................................................... 3 Formål/afgrænsning/opgavedisponering.......................................................................................................... 4 Beskrivelse af naturgas kraftvarmeanlæg ......................................................................................................... 6 Varmeforsyningsloven ..................................................................................................................................... 11 Aftaleforhold salg af elektricitet ...................................................................................................................... 14 Aftaleforhold køb af naturgas ......................................................................................................................... 16 Investeringer.................................................................................................................................................... 19 Usikkerheder og muligheder for varmeværker ............................................................................................... 21 Beregningsscenarier ........................................................................................................................................ 23 Resultater ........................................................................................................................................................ 27 Konklusion og anbefalinger ............................................................................................................................. 33 Bilag 1 .............................................................................................................................................................. 36 Bilag 2 .............................................................................................................................................................. 37 Bilag 3 – Driftsøkonomiske beregninger Spjald 2008 og 2009 ........................................................................ 38 Bilag 4 – Driftsøkonomiske beregninger Ringkøbing 2008 og 2009 ................................................................ 48 1 Sammenfatning I denne arbejdspakke er alle aspekter ved kraftvarmedrift på naturgas analyseret. Formålet er at afdække og værdisætte usikkerheder, som kan indgå i beregning af, hvad Spjald og Ringkøbing kan betale for biogas ved substituering af naturgas med biogas. Sekundært er der regnet på forskellige driftsstrategier, for at afdække hvilken strategi, eventuelt under hensyntagen til et mere dynamisk elmarked, der kan udløse den højeste biogaspris. Ved simulering af Spjald og Ringkøbing, med en reference varmepris (Substitutionspris) for 2008 og 2009 ud fra forskellige driftsstrategier, så tegner der sig et billede af, at en driftsstrategi med køb af ny motor designet til et biogasforbrug på ca. 150 % af grundlasten med en fast elafregningspris, giver grundlag for betaling af den højeste og mest stabile biogaspris. Se også nedenstående tabel 1 og 2. Scenarieberegningen har vist, at biogasprisen anslået kan udgøre mellem ca. 355 og 410 kr/MWh svarende til en naturgas ækvivalent biogaspris mellem 3,9 og 4,5 kr/Nm3- højest i Ringkøbing. I forhold til de vedtagne afgifts- og tilskudsstigninger for 2010, så vil biogasprisen kunne øges med ca. 30 kr/MWh svarende til en øget gaspris på ca. 33 øre/Nm3-naturgasækvivalent Beregningerne har for Spjald vist nedenstående resultat: Naturgasækvivalent Resultater 2008-2009 Spjald Varmeproduktion i perioden 29.811 MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris 25.633 MWh 2.330.273 Nm 3 Biogaskøb grundlast marked 26.525 MWh 2.411.345 Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 38.240 MWh 3.476.327 Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast marked 38.359 MWh 3.487.155 Nm 3 Varmeproduktionspris reference vægtet 205 kr/MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris 334 kr/MWh 3,67 kr/Nm 3 Biogaskøb grundlast marked 354 kr/MWh 3,90 kr/Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 371 kr/MWh Biogaskøb 150 % af grundlast marked 323 kr.MWh 4,08 kr/Nm 3 3,55 kr/Nm 3 Tabel 1: Biogaskøb og mulige afregningspriser Spjald Beregninger for Ringkøbing har tilsvarende vis følgende resultat: 2 Naturgasækvivalent Resultater 2008-2009 Ringkøbing Varmeproduktion i perioden 219.805 MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris 150.926 MWh 13.720.573 Nm 3 Biogaskøb grundlast marked 140.200 MWh 12.745.436 Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 207.787 MWh 18.889.764 Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast marked 196.274 MWh 17.843.045 Nm 3 Varmeproduktionspris reference vægtet 257 kr/MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris 362 kr/MWh 3,98 kr/Nm 3 Biogaskøb grundlast marked 349 kr/MWh 3,84 kr/Nm 3 Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 389 kr/MWh Biogaskøb 150 % af grundlast marked 363 kr.MWh 4,27 kr/Nm 3 3,99 kr/Nm 3 Tabel 2: Biogaskøb og mulige afregningspriser Ringkøbing I forhold til de kortlagte usikkerheder, så er det overraskende og positivt, at de opnåede varmeproduktionspriser, bortset fra Ringkøbing i 2008, er konkurrencedygtige med den varmeproduktionspris, der må forventes at kunne opnås, ved etablering af et kedelanlæg som benytter flis eller halm som brændsel. Endelig har analyserne vist, at der med det formål at fremme biogas, bør ses på nedenstående forbedringer af rammerne for biogasproduktion: • • • • Elproduktionstillægget skal kunne opnås på rene biogasanlæg Der bør udarbejdes en enkel model for substitutionsprisberegning der kan anvendes løbende ved priskontrol Ved fastlæggelse af den omkostningsbestemte pris, bør der udarbejdes model for omkostningsfordeling mellem biogasproduktion og ”behandling af gødning”. Denne skal kunne anvendes løbende ved priskontrol Lovliggøre at projekteringspriser på basis af substitutionsberegning eller omkostningsbestemt beregning på projekttidspunktet, kan indgå i prisaftale over længere periode. Heri kan evt. indgå aftalt prisreguleringsmekanisme. Indledning Ringkøbing-Skjern kommune har en målsætning om at erstatte fossile brændsler med bæredygtig grøn energi og blive selvforsynende med energi i 2020. Kommunen har udpeget tre veje til at opnå denne målsætning, og en af disse er, at udnytte lokal biomasse til energifremstilling. Hovedfokus er biogas, idet kommunen har stor tæthed af kvæg- og svinebestande. Det er målet at 80 % af gyllen fra disse besætninger suppleret med energiafgrøder skal kunne dække ca. 10 % af kommunens totale energibehov. Det er idéen 3 at etablere et antal biogasanlæg og distribuere biogassen til eksisterende fjernvarmeværker, samt opgradere eventuel overskydende biogas til naturgasnettet. Dette notat er et af flere notater omkring biogas, som skal afdække de juridiske, tekniske og økonomiske problemstillinger omkring kraftvarme som skal undersøges, før projektet kan realiseres. Notatet er et forsøg på, at afdække biogassens værdi ud fra alternative driftsstrategier, set fra et driftsøkonomisk udgangspunkt for de naturgasfyrede kraftvarmeværker. Formål/afgrænsning/opgavedisponering Formål • • • At finde og analysere alle områder/parametre som vil blive påvirket ved at anvende biogas som substitut for naturgas At evaluere alle usikkerheder relateret til variationer i el- og naturgaspriser At undersøge de mulige korrelationer mellem biogaslagring og større kraftvarmeenheder i relation til det frie elmarked. Kan f.eks. højere elpriser på det frie elmarked finansiere gaslager faciliteter? Afgrænsning I Danmark er det for små kraftvarmeværker muligt at agere og afregne på forskellige elmarkeder. For de små kraftvarmeværker kan den producerede elektricitet afsættes til den såkaldte 3-ledstarif, hvor der forud for kvartalet udmeldes faste elpriser i bestemte timer af døgnet (spidslast, højlast og lavlast). Prisreguleringen af 3-ledstariffen er baseret på nettoprisindekset samt en kul børspris. Afregningen efter 3ledstariffen må anses at være på vej ud, idet der kan forekomme elproduktion i perioder hvor efterspørgslen er lav eller hvor udbuddet i forvejen er stort (vinden blæser meget). Produktion på 3ledstariffen passer derfor ikke ind i et dynamisk elmarked. Det vælges i dette notat at se bort fra 3ledstariffen som en mulig afregningsform af den producerede elektricitet. Det er endvidere muligt at stille kraftvarmeværket kapacitet til rådighed på reservekraftmarkedet, hvor der produceres når balancen mellem leveret elektricitet og forbrugt elektricitet ikke stemmer overens. Et kraftvarmeværk, som stilles til rådighed for opregulering (produktion), kan ved indmelding til konkurrencedygtige aktiveringspriser forvente at blive aktiveret mellem 30 % og 50 % af tiden, for derigennem at kunne producere hovedparten af varmebehovet i fjernvarmenettet. Reservekraftmarkedet er et meget usikkert marked, hvor der primært kan tjenes penge i perioder med store ubalancer. Kalkulationerne i denne delrapport gennemføres i forhold til det almindelige ”frie” elmarked, idet der ønskes robusthed i forhold de investeringer der evt. skal gennemføres for at skifte til biogas. På gasmarkedet har der traditionelt kunnet forhandles en fastprisaftale, hvor gasprisen låses i en periode på typisk 1-2 år. En fastprisaftale kan ses som en prissikring af varmeprisen, og indgås normalt når fjernvarmeværket vurderer, at der i den kommende periode vil komme gasprisstigninger. Alternativt har der kunnet forhandles en variabel gaspris, som typisk svinger månedsvis i forhold til gasolieprisen, fuelolieprisen samt dollarkursen. I de senere år er der etableret en gasbørs i regi af Nordpool. Det er blevet muligt at relatere prisen på naturgas til f.eks. den gennemsnitlige månedlige gaspris på denne børs. Nordpool børsen vurderes at få stigende betydning i fremtiden. Den gennemsnitlige elpris korrelerer i et vist omfang med den variable gaspris (se også figur 3). Samlet set vurderes det derfor at være en variabel 4 gasprisaftale, som er væsentlige i forhold til en vurdering af biogas som alternativ til naturgas. Der ses dermed bort fra den faste forhandlede gaspris i denne delrapport. Generelt vil der i denne delrapport blive analyseret i forhold til de omkostninger som ændres i kraftvarmeværket som følge af skift fra naturgas til biogas. Omkostninger som forbliver de samme vil ikke blive medtaget i analyserne. Denne delrapport vil ikke indeholde en egentlig rentabilitetsberegning, men en simulering af, hvad biogasprisen maksimalt kunne tænkes at blive set fra et driftsøkonomisk synspunkt samt under hensyntagen til de usikkerheder der er ved omlægning til biogas i kraftvarmeværket. Opgavedisponering De økonomiske forhold i det naturgasfyrede kraftvarmeanlæg skal beskrives for at kunne fastlægge de variable omkostninger som får betydning, såfremt anlægget overgår til biogas. Afgiftsforhold har en stor betydning for naturgasfyrede kraftvarmeanlæg og vil indgå i beskrivelsen af de økonomiske forhold. Der kan i den forbindelse være tilskudselementer som kan være forskellige, såfremt det vælges at ombygge eksisterende kraftvarmeanlæg frem for alternativt at etablere separate anlæg til udnyttelse af biogassen. Samlet set vil en beskrivelse af det typiske naturgasbaserede kraftvarmeanlæg med vægt på de variable omkostninger kunne give en indsigt i de økonomiske betingelser der efterfølgende kan sammenlignes med tilsvarende hel eller delvis drift med biogas som brændsel. Varmeforsyningsloven udstikker rammer for fjernvarmeværker. I forhold til biogas kan disse rammer få betydning for sælger og køber af biogas samt de aftaler der indgås mellem fjernvarmeværket og sælger af biogas. Afsnittet om varmeforsyningsloven skal give et kort resumé af disse rammer. Formålet er at afdække om varmeforsyningsloven medfører begrænsninger og usikkerheder i forhold til anvendelse af biogas. Afhængig af om et kraftvarmeværk sælger el til faste tariffer eller på det frie elmarked, så vil der være forskellige driftsstrategier og aftaleforhold. Disse forhold vil i afsnittet om aftaleforhold salg af elektricitet blive beskrevet indgående. Naturgas er den væsentligste omkostningsfaktor ved drift af et naturgasbaseret kraftvarmeanlæg, og det har derfor betydning hvorledes naturgassen indkøbes og afregnes når der sammenlignes med køb af biogas. Eksisterende og fremtidige aftaleforhold for naturgas vil derfor blive beskrevet indgående for at få en reference til biogas som alternativt brændsel. Der kan ikke gennemføres en overgang fra naturgas til biogas på et værk uden at der skal foretages investeringer på kraftvarmeværket. Disse investeringer hænger i et vist omfang sammen med den eller de driftsstrategier der vælges. For at kunne vurdere driftsøkonomien ved overgang til biogas er det derfor nødvendigt at kende de investeringer som skal gennemføres. I afsnittet om usikkerheder og muligheder for CHP anlæg udarbejdes der et resumé af de usikkerheder og muligheder der er kortlagt i forbindelse med beskrivelsen af naturgas kraftvarmeanlæggene, varmeforsyningsloven, aftaleforhold salg af elektricitet samt aftaleforhold køb af naturgas. Afsnittet skal danne basis for de beregningsscenarier der vælges i efterfølgende. Formålet med beregningsscenarierne er at kortlægge den driftsform, som giver den bedste afregningspris for biogas. Herunder skal der ses på robustheden i biogasafregningen, dvs. hvilken driftsstrategi giver den 5 højeste og mest stabile biogasafregning i forhold et referencescenarie. I den forbindelse skal der ses på de følsomheder ændringer i de enkelte variable omkostningselementer giver anledning til. Scenarierne skal udmøntes i at der kan gives en anbefaling til driftsstrategi og dermed et bud på hvor stor prisen på biogas kan være i forhold til referencescenarierne. Er der usikkerheder og uafklarede forhold som kan afhjælpes via ændrede regler eller lovgivning, så skal dette beskrives i sidste afsnit med konklusion og anbefalinger. Beskrivelse af naturgas kraftvarmeanlæg Et decentralt naturgasfyret kraftvarmeanlæg består typisk af et motoranlæg (kraftvarmeanlæg), en kedel, en lagertank og et vandbåret distributionsnet ud til varmeforbrugerne samt tilknyttede vandbehandlingsanlæg, styringsanlæg (SRO-anlæg), skorstensanlæg (Se figur 1). Motoranlægget kan bestå af en eller flere motorer, som kan startes med relativt kort varsel og rampe op på fuld kapacitet på få minutter. Motoranlægget driver en generator som producerer elektricitet der leveres til det offentlige elnet. Den afkølede fjernvarme (ca. 35-40 °C), som kommer retur fra varmeforbrugerne, benyttes til at køle motorerne og slutopvarmes til fremløbstemperatur (ca. 80- 90 °C) ved køling af udstødningsgassen fra motorerne. Motorerne er typisk dimensioneret til at kunne producere den nødvendige varme på hverdage mellem kl. 8.00 og kl. 20.00 og lagre den i en akkumuleringstank, således at varmen også kan leveres om natten. Akkumuleringstanken er typisk dimensioneret til, at kunne indeholde weekendforbrug bortset fra kolde vintermåneder, hvor der kan forekomme produktion i weekender til dækning af det resterende behov. Figur 1. Motorerne sættes typisk kun i drift i de timer hvor der kan opnås så høj elpris, at den resulterende varmeproduktionspris bliver lavere end tilsvarende varmeproduktionspris på den naturgasbaserede kedel. Kedelanlægget er støtteanlæg for motorerne når elprisen er lav, men også samtidigt reserveanlæg for motoranlægget, såfremt dette skal repareres eller havarerer. Kedelanlægget dimensioneres derfor typisk med samme varmekapacitet eller lidt højere varmekapacitet end motoranlægget. 6 Det variable driftsregnskab for et decentralt naturgasfyret kraftvarmeværk indeholder for varmeproduktionsenheder de i tabel 3 angivne elementer: Tabel 3. Enhed Indtægter - Salg af elektricitet - Tilskud elproduktion - Godtgørelse af afgifter naturgas - Salg af CO2-kvoter Indtægter i alt Udgifter - Gaskøb - Afgifter brutto naturgas - Vedligehold - Forbrugsmaterialer - Markedsudgifter - Køb af kvoter - Eget elforbrug inkl. elafgifter Udgifter ialt Variabel varmeproduktionspris Motoranlæg Kedelanlæg Kr. Kr. Kr. Kr. Kr. x x x x x x x x Kr. Kr. Kr. x x x x x x Kr. Kr. Kr. Kr. x x x x x x x x Kr/MWh x x Krydsene i tabellen angiver om den pågældende indtægt eller udgift er relevant for hhv. motoranlægget eller kedelanlægget. Den elpris der skal opnås for at varmeprisen fra motoranlægget bliver identisk med varmeproduktionsprisen fra kedlen kaldes ”Den marginale elproduktionspris”. Den marginale elproduktionspris beregnes som: (Varmeproduktionspris motor uden elindtægter – varmeproduktionspris kedelanlæg)*varmevirkningsgrad motor elvirkningsgrad motor Den marginale elproduktionspris bestemmer om det er motoranlæg eller kedel der skal producere varmen, idet det ikke er rentabelt at producere el til en elpris der ligger under den marginale. Det er derfor også typisk den marginale elproduktionspris der meldes ind som ønsket elpris på det frie elmarked. Meldes denne pris ind for en time og elprisen bliver lavere, så skal motoranlægget ikke køre, da elmarkedet ikke har accepteret buddet. Bliver elprisen omvendt højere så bliver buddet accepteret og motoranlægget skal køre i pågældende time. Salg af elektricitet: Indtægter opnået ved salg af elektricitet på det frie elmarked. Indtægter opgøres som summen af den elektricitet der er produceret i hver time gange elprisen i denne time. For at kunne sælge elektriciteten til elnettet skal kraftvarmeværket have en aftale med en produktionsbalanceansvarlig, som indmelder den ønskede produktion timevis til den marginale elproduktionspris under hensyntagen til 7 værkets varmebehov og lagerkapacitet . Den produktionsbalanceansvarlige opkræver et gebyr som fratrækkes indtægterne. For ren biogas kraftvarmeanlæg er salgsprisen fast på 77,2 øre/kWh i 2010 uanset produktionstidspunkt. Denne pris reguleres årlig med 60 % af nettoprisindekset. I 2008 og 2009 var prisen 74,5 øre/kWh som benyttes i beregningsscenarierne for disse år. Tilskud til elproduktion: For det naturgasbaserede kraftvarmeanlæg så gives i øjeblikket 8 øre/kWh i elproduktionstilskud1 for de først producerede 8 mio. kWh. For barmarksværker gives dette tilskud til hele elproduktionen, såfremt elproduktionen overstiger 8 mio. kWh. Dette tilskud forventes omlagt til et fast grundbeløb når EU har godkendt lovændring. Grundbeløbet forventes at komme kommer til udbetaling uanset om anlægget producerer el eller står stille. 8-øren vil komme til udbetaling uanset om anlægget ombygges til biogas. Det samme vil blive tilfældet for det faste grundbeløb efter EU-godkendelse , som skal erstatte 8-øren. Forudsætningen er at anlægget er i drift eller står driftklar. Som et led i omlægningen af de decentrale elproducenter på naturgas til det frie elmarked, så modtager disse et grundbeløb frem til 2019, som i praksis sikrer de decentrale kraftvarmeværker en elpris på 41,6 øre/kWh gange værkets elproduktion i et referenceår (2002-2004)2. Overstiger markedsprisen 41,6 øre/kWh i en måned modtager værket ikke noget grundbeløb. Dette grundbeløb kommer til udbetaling uanset om der produceres el eller ej. Grundbeløbet gives til værket og kan ikke øges ved etablering af større elproduktionskapacitet pga. nye biogasmotorer. Hvis elproduktionskapaciteten modsat nedsættes ved udskiftning af eksisterende kraftvarmeanlæg med et mindre biogasanlæg, så nedsættes dette grundbeløb forholdsmæssigt. Da grundbeløb udbetales uafhængigt af nuværende elproduktion, så indgår grundbeløb ikke i de variable indtægter eller udgifter. Betingelsen for at modtage grundbeløb er, at det oprindelige kraftvarmeanlæg eller at et senere anlæg som erstatter det oprindelige, er driftsklar. For biogasanlæg der blander naturgas og biogas på samme anlæg gives et tilskud på 41,9 øre/kWh ud over markedsprisen (2010-sats). I 2008 og 2009 regnes med en sats på 40,5 øre/KWh. Tilskuddet gives uanset om der skiftevis køres biogas og naturgas eller om gasserne blandes inden anvendelse i kraftvarmeanlægget. Godtgørelse af afgifter naturgas: Energiafgifter på naturgas som anvendes til elproduktion godtgøres3. For kvoteomfattede kraftvarmeprocenter refunderes tillige CO2-afgiften på naturgas til elproduktion4. For ikke kvoteomfattede kraftvarmeproducenter betales CO2-afgift af hele brændselsmængden4. CO2afgiften på naturgas som anvendes til elproduktionen refunderes for de ikke kvoteomfattede kraftvarmeproducenter som et grundbeløb5 beregnet som naturgasforbrug til elproduktion i et referenceår (2005-2007) ganget nuværende CO2-afgiftssats. Dette grundbeløb udbetales uanset om 1 Lov om tilskud til elproduktion §2b, LBK nr. 1331 af 30.11.2007 Bekendtgørelse om pristillæg til elektricitet produceret ved decentral kraftvarme m.v. samt Lov om elforsyning §§ 58 -58a, LBK nr. 516 af 20.5.2010 3 Lov om afgift af naturgas, LBK 298 af 3.4.2006 4 Lov om kuldioxidafgift, LBK nr. 889 af 17.8.2006 5 Lov om elforsyning § 9b, LBK nr. 516 af 20.5.2010 2 8 kraftvarmeanlægget producerer eller ej, og kan sammenlignes med de gratiskvoter de kvoteomfattede kraftvarmeanlæg modtager, jf. ”salg af kvoter”. Dette grundbeløb vil givetvis6 også komme til udbetaling såfremt kraftvarmeanlægget konverterer til biogas7, idet incitamentsstrukturerne i regelsættet hermed er identiske med de kvoteomfattede virksomheder. Beregning af brændselsmængden til elproduktion udføres enten efter V-formlen (Brændsel til motor – varmeproduktion motor/1,25, dog maks. elproduktion/0,35) eller efter E-formlen (elproduktion/0,65). Bedste valg af formel fremgår af figur 2. Figur 2 I det nyligt fremsatte finanslovforslag for 2011 foreslås det at ændre V-formlen til (Brændsel til motor – varmeproduktion motor/1,20, dog maks. elproduktion/0,35) eller efter E-formlen (elproduktion/0,67). Denne ændring medfører beregnet at varmeproduktionsprisen stiger mellem 7,9 og ca. 9,0 kr/MWh produceret varme afhængig af hvilken formel der anvendes. Stigningen bliver størst når E-formlen anvendes. Denne ændring forventes at træde i kraft den 1. juli 2011, og vil gøre biogas marginalt set mere konkurrencedygtig. Salg af CO2-kvoter: For de kvoteomfattede kraftvarmeanlæg skal værdien af kvoterne indregnes, idet de enten kan sælges, såfremt der er et overskud af disse, eller skal købes, såfremt de tildelte kvoter ikke rækker til det brændselsforbrug værket har. For både motoranlægget og kedelanlægget ganges kvoteprisen med det totale brændselsforbrug og CO2-emissionsfaktoren for naturgas. Da kedelanlæg udleder væsentligt mindre CO2 pr. produceret MWh varme, så skal meromkostningen til kvoter ved kraftvarmedrift dækkes af elprisen i en marginalberegning. Er elprisen ikke tilstrækkelig høj til at dække merudledningen af CO2 i forhold til kedlen, så kan det bedre betale sig at producere på kedlen og sælge eventuelle overskydende kvoter. 6 7 Dette forhold er uafklaret. Spørgsmål stillet via Energinet.dk til Energistyrelsen, men svar ej modtaget. Bekendtgørelse om kompensation for CO2-afgift af brændsler til elproduktion. 9 Gaskøb: Gaspris består normalt af følgende elementer: - Gaspris (variabel efter oliepris eller gasbørs) Transmissionsbetaling & Lager (variabel) Kapacitetsbetaling (fast) Distributionsbetaling (variabel) I en beregning af den marginale elproduktionspris vil kun de variable omkostninger indgå, idet den faste betaling skal ydes uanset om der anvendes naturgas eller ej. Afgifter brutto naturgas: Ud over energiafgift og CO2-afgift betales NOx-afgift for både motor- og kedeldrift. For biogas betales ikke energiafgift eller CO2-afgift. Der indføres en metanafgift pr. 1/1-20118 for naturgas på 6,6 øre/Nm3 (0,6 øre/kWh) og for biogas på 1,2 kr/GJ (0,43 øre/kWh)for anlæg med indfyret effekt større end 1.000 kW. Vedligehold: For de fleste motortyper har værkerne en vedligeholdelsesaftale med motorleverandøren. Vedligeholdelsesaftalen består typisk af almindelig løbende kontrol og vedligehold for hver ca. 2.000 timers driftstid. Prisen herfor er typisk 4 – 7 øre/kWh elproduktion. I de senere år, med meget svingende driftstid, fra år til år er der i stigende omfang indbygget en grundbetaling i vedligeholdelsesaftalerne samt en lavere variabel betaling pr. kWh. Kontrakter på vedligehold løber normalt i en periode svarende til 60.000 driftstimer, som svarer til normal levetid for en motor. Motorer kan levetidsforlænges via. et særligt eftersyn og udskiftning af væsentlige motorelementer. Disse levetidsforlængende renoveringer koster normalt mellem 20 % og 50 % af prisen for en ny motor, men til gengæld forøges levetiden med yderligere 60.000 driftstimer. Hvorvidt der vælges en levetidsforlængende hovedrenovering eller køb af ny motor beror på pris og virkningsgrader på ny motor i forhold til den eksisterende. Kan elvirkningsgraden øges med 3 – 5 % så kan det ofte bedre betale sig at anskaffe en ny motor. Udgifter til vedligehold forventes at være den samme for biogasmotorer som for naturgasmotorer. Anskaffes nye biogasmotorer som skal køre ved siden af eksisterende naturgasmotorer, må der påregnes en marginal større omkostning til vedligehold af de eksisterende motorer. Det anslås at de gennemsnitlige vedligeholdelsesomkostninger derved stiger med 2 øre/kWh generelt. Forbrugsmaterialer: Under forbrugsmaterialer hører smøreolier, kemikalier anvendt til rensning af kondensat fra røggas og andre produkter hvis anvendelse knytter sig til drift af kedlen eller motoren. Omkostninger til forbrugsmaterialer forventes ikke ændret som følge af indførsel af biogas. Markedsudgifter: Markedsudgifter består typisk af faste betalinger for at være koblet op på naturgasnettet og elnettet. Markedsomkostninger kan være abonnementsbetalinger, målerleje, osv. Normalt er disse faste omkostninger ikke interessante i forhold til marginalberegninger og rentabilitetsberegninger. I det tilfælde, hvor fjernvarmeværket helt kobler sig af f.eks. naturgasnettet, så kan der spares årlige omkostninger. Til gengæld vil en afkobling af f.eks. naturgasnettet medføre engangsomkostninger til at nedlægge naturgasforbindelsen, såfremt dette bliver en følge af projektet. Nedlæggelse af anlæg vil endvidere medføre at grundbeløb mistes, og derfor nedlægges der sjældent anlæg. 8 Lov om kuldioxidafgift §2 stk. 1 nr. 12 for naturgas og nr. 17 for biogas 10 Ved elsalg på det frie elmarked, så skal der indgås en aftale med produktionsbalanceansvarlig virksomhed, der opkræver et gebyr pr. kWh der handles. Hertil kommer en indfødningstarif for levering ind på elnettet. som Energinet.dk opkræver via netselskabet. Hvis den producerede elektricitet afregnes efter et fast pristillæg så er disse markedsudgifter inkluderede i den faste pris for elektriciteten. Hvis der etableres en ekstra biogasmotor kan der komme en omkostning til forstærkning af forbindelsen til elnettet i form af et tilslutningsbidrag (typisk 1000 kr./Ampere) for ekstra kapacitet, investeringer i kabler og udstyr samt ekstra målerleje, mm. Hvis biogasmotoren skal kunne køre samtidigt med det eksisterende motoranlæg, så vil elkablet ofte være for lille til samtidig drift og denne investering bliver aktuel. Køb af kvoter: Se salg af CO2-kvoter Eget forbrug af el inkl. elafgifter: Er fjernvarmeværket et kraftvarmeværk, så er elproduktionen underlagt et bruttoprincip, som medfører, at hele elproduktionen sælges til det offentlige net. Eget forbrug af elektricitet købes fra nettet på samme vis som for det almindelige fjernvarmeværk. Generelt kan fjernvarmeværker få godtgørelse for energiafgiften og 75 % af eldistributionsbidraget for den elektricitet der anvendes i anlægget. Fra 2010 indføres der en tillægsafgift (1,6 øre/kWh), som ikke kan godtgøres. CO2-afgiften (fra 2010 energispareafgift), tillægsafgiften samt de sidste 25 % af eldistributionsafgiften godtgøres for den elektricitet der medgår til fremstilling af elektricitet. Elforbrug til fremstilling af elektricitet og fjervarme i et kraftvarmeanlæg kan normalt ikke skilles ad via målinger, og derfor deles dette elforbrug på samme vis som brændslerne mellem el- og varmesiden, dvs. med hhv. V-formlen eller Eformlen. For biogasanlæg så kan det vælges at benytte den egen fremstillede elektricitet direkte i anlægget. Vælges denne løsning, så kan der ikke gives elproduktionstilskud til denne forbrugte mængde. Til gengæld er der fuldt godtgørelse for alle afgifter på den forbrugte mængde. Da elproduktionstilskuddet er større end de godtgørelse der kan opnås via afgiftssystemet, så vælger anlæg på biogas normalt bruttoafregningsprincippet, dvs. afgifter på elektricitet afregnes og godtgøres på samme vis som ved anvendelse af fossile brændsler. Dette medfører alt andet lige, at omkostninger til eget elforbrug ikke afviger væsentligt om anlægget anvender naturgas eller biogas. Skal biogas anvendes i eksisterende motor, så må det påregnes at der skal etableres en kompressor som hæver biogastrykket til det niveau som motoren kræver. Denne kompressor skal der investeres i og der må påregnes et betydeligt elforbrug til kompressoren Varmeforsyningsloven Varmeforsyningslovens definition af kollektive varmeforsyningsanlæg omfatter også anlæg til produktion af biogas til brug for kollektiv varmeforsyning, jf. lovens § 2, stk. 1, nr. 1. Sådanne anlæg er dermed omfattet af varmeforsyningsloven. Prisfastsættelsen er således reguleret af varmeforsyningslovens prisbestemmelser. Varmeforsyningslovens prisregulering er baseret på et hvile-i- sig-selv-princip i kombination med muligheden for, at der i biogasprisen kan indregnes et rimeligt overskud. 11 Reglerne i varmeforsyningsloven betyder at aftalen der indgås mellem biogasanlæg og varmeforsyningsselskab skal anmeldes til energitilsynet for at opnå gyldighed. Det samme gælder for de årlige budgetter, priseftervisninger og regnskaber. Prisbestemmelserne. Varmeforsyningslovens prisbestemmelser betyder at afregningsprisen for biogas eller varme fra et biogasanlæg ikke må være højere end den laveste af den omkostningsbestemte pris og substitutionsprisen. Selskaberne er således forpligtede til årligt at lave en priseftervisning, dvs. udregne den faktiske omkostningsbestemte pris samt substitutionsprisen. Den omkostningsbestemte pris. Varmeforsyningslovens § 20, stk. 1, angiver udtømmende de udgiftsarter, der kan indgå i fastsættelsen af den omkostningsbestemte pris i henhold til hvile-i-sig-selv-princippet. Fælles for dem alle er, at der skal være tale om ”nødvendige udgifter”. Med hjemmel i afskrivningsbekendtgørelsen, der er udstedt efter lovens § 20, stk. 2, kan der også indregnes visse driftsmæssige afskrivninger, henlæggelser til nyinvesteringer og med Energitilsynets godkendelse, forrentning af indskudskapital i varmeprisen. Herudover gælder der efter lovens § 20 b, stk. 1, en særlig adgang for bl.a. biogasanlæg til i prisen for ydelser efter § 20, stk. 1, at indkalkulere et overskud. I tilknytning hertil gælder rimelighedskravet i lovens § 21, stk. 4. Udgiftsarter der efter varmeforsynings-loven §§ 20 – 20 b, må indregnes i biogasprisen: • • • • • • • • • • Energi Lønninger Andre driftsomkostninger Efterforskning Administration og salg Omkostninger som følge af pålagte offentlige forpligtelser, herunder omkost-ninger til energispareaktiviteter efter lovens §§ 28 a, 28 b og 29 Finansieringsudgifter ved fremmedkapital Underskud i forbindelse med etablering og væsentlig udbygning af forsynings-systemerne Afskrivninger og henlæggelser, jf. afskrivningsbekendtgørelsen Et indkalkuleret overskud, jf. lovens § 20 b, stk. 1 Substitutionsprisen I tilknytning til varmeforsyningslovens § 21, stk. 4. har Energiprismyndighedernes praksis udviklet et substitutionsprincip. Substitutionsprisen skal afgøres ud fra de konkrete forudsætninger for egen produktion eller køb fra tredjemand. 12 Ved opgørelse af substitutionsprisen skal der således tages udgangspunkt i hvilken konkret mulighed fjernvarmeværket har for at substituere biogassen med for eksempel naturgas eller andet brændsel. Herunder hvilken konkret pris, der skal betales herfor. I et notat fra Gas- og Varmeprisudvalget, dateret 25. oktober 1995 er det fastslået at følgende forhold skal være opfyldt for at kunne gøre en substitutionspris gældende: • Eksisterende – der skal altså være et fysisk anlæg der kan tilvejebringe eller udnytte energien • Faktisk – det skal have tilstrækkelig kapacitet • Muligt – der skal kunne opnås tilladelse til produktion ud over som spids- og reservelast • Lovligt – • Realistisk – substitutionsbrændslet skal kunne skaffes i tilstrækkelig mængde (Et ikke eksisterende halm- eller flisværk kan altså ikke danne grundlag for fastsættelse af en substitutionspris!) Dispensationsmulighed I forlængelse af Grøn Vækst aftalen, er der netop udsendt bekendtgørelse nr. 1332” Bekendtgørelse om undtagelse af biogasanlæg og blokvarmecentraler fra kapitel 4 i lov om varmeforsyning” Bekendtgørelsen giver biogasanlæg mulighed for at få dispensation fra varmeforsyningslovens kapitel 4 som omfatter prisbestemmelserne. Bekendtgørelsen er trådt i kraft den 6. december 2010. Dispensation kan gives for leverance af biogas til ”en virksomhed omfattet af varmeforsyningslovens § 20, stk. 1, der har en anden aftagemulighed.” f.eks. et varmeværk. Ved en anden aftagemulighed forstås, at varmeværket har mulighed for at dække sit energibehov over en længere periode uden at aftage biogas fra det anlæg, som søger dispensation. Dvs. at varmeværket skal opretholde sin mulighed for skifte til f.eks. naturgas. Der gælder endvidere at et anlæg der har kommunegaranti ikke kan få dispensation, ligesom der ikke kan indgås lange kontrakter, idet biogasanlægget ved dispensation fra varmeforsyningslovens prisbestemmelser vil blive omfattet af konkurrenceloven. Ved lange kontrakter forstås kontrakter der går ud over 3-5 år, jf. almindelig praksis i forhold til konkurrencelovgivningen. Såfremt et biogasanlæg får dispensation efter denne bekendtgørelse, kan der således indgås aftale på ”almindelige” kommercielle vilkår, - dog med den begrænsning, at afregningsprisen ikke må overstige substitutionsprisen. (Dette skyldes at varmeværket ikke må indregne højere brændselspris end substitutionsprisen i prisfastsættelsen overfor forbrugerne.) Varmeforsyningslovens betydning for aftaleindgåelse. Når et varmeværk og et biogasanlæg indgår en aftale/kontrakt er de forpligtede til at sikre at varmeforsyningslovens regler overholdes. 13 De er dermed forpligtede til at levere en priseftervisning ved udregning af den omkostningsbestemte pris og substitutionsprisen. (medmindre der er opnået dispensation jf. BEK 1332) Aftalen skal derfor indeholde en nøje beskrivelse af fastsættelsen af de poster der indgår i bestemmelse af den omkostningsbestemte pris. Det er vigtigt at der er enighed om dette, da det typisk er her der kan opstå konflikter efterfølgende. Specielt håndtering af henlæggelser og afskrivninger bør fastlægges ved aftaleindgåelsen. Da varmeforsyningsloven kun giver mulighed for at indregne ”de nødvendige omkostninger” ved biogasfremstillingen, bør der være en aftale om fordeling af omkostninger mellem biogasproduktion og gylle-gødningshåndtering. Dette betyder, at biogasanlæggets omkostninger skal opdeles i henholdsvis fællesomkostninger og særomkostninger for gasproduktionen og gylle-gødnings behandlingen. For så vidt angår fællesomkostningerne bør aftales der en omkostningsfordelingsnøgle mellem henholdsvis gasproduktionen og gylle/slam/gødnings behandlingen. I den omkostningsbestemte biogaspris indgår således særomkostningerne ved biogasproduktionen tillagt den andel af fællesomkostninger, der ifølge fordelingsnøglen skal henføres til aftagerne af biogas. På samme måde bør der også være aftalt en model for udregning af substitutionsprisen. Såfremt substitutionen udgøres af naturgas, skal der aftales hvilke parametre der indgår og hvordan de fastsættes. Udover de lovbestemte afgifter og tilskud, gælder det: • • • • Gasprisreference og ”rabatter” Elpris Omkostninger til drifts og vedligehold Merinvestering/ afskrivning Aftaleforhold salg af elektricitet En kraftvarmeproducent producerer elektricitet med salg for øje. Salg af elektricitet er en væsentlig del af kraftvarmeværkets økonomi. Den indtægt der genereres af elsalget skal dels kunne forrente merinvesteringen i kraftvarmeanlægget i forhold til almindelig kedeldrift, men også give et bidrag som medfører en lavere varmepris end hvis varmen produceres på kedlen alene. De decentrale kraftvarmeproduktionsanlæg et typisk dimensioneret til at kunne klare 70 – 90 % af varmebehovet ved produktion på hverdage i dagtid (høj- og spidslast). Det skyldes, at elafregningspriserne for alle oprindeligt var fastsat på et højt niveau i disse timer via den såkaldte 3-ledstarif. Ved dette afregningssystem bliver driftstiden typisk mellem 2500 og 3500 timer årligt på kraftvarmeanlægget. Elpriserne på 3-ledstariffen reguleres kvartalsvis efter nettoprisindekset og efter et kulprisindeks. Reguleringsmekanismen medfører, at priserne er relativt stabile og kun flytter sig langsomt. Den langsomme prisudvikling har betydning for hvorledes aftalerne på naturgaskøb indgås, jf. afsnittet ”Aftaleforhold køb af naturgas”. Afregner et kraftvarmeværk efter 3-ledstariffen kræves der ikke aftale med markedsansvarlig selskab, ud over den aftale der er mellem kraftvarmeanlægget og det lokale eldistributionsselskab. 14 For ca. 10 år siden blev der etableret et frit elmarked i Norden med en prisdannelse på basis af udbud og efterspørgsel. I elmarkedet dannes elprisen for hver time i døgnet på basis af udbud og efterspørgsel via elbørsen Nordpool. Elektriciteten handles for det kommende døgn ved afgivelse af prisbud om formiddagen dagen inden det pågældende døgn. For et kraftvarmeværk handler det om at tilbyde produktion i det antal timer der svarer til varmebehovet. Hvis f.eks. varmebehovet indikerer, at der er behov for produktion i 5 timer, så kan man vælge at tilbyde sin produktionskapacitet i de 5 timer, som en prisprognose indikerer, vil blive de højeste i det kommende døgn. Alternativt kan det, for at undgå for mange start/stop af anlægget, vælges at tilbyde produktionskapaciteten i sammenhængende timer med høj gennemsnitlig prisprognose (dette kaldes blokbud). Elektriciteten tilbydes normalt til den marginale elproduktionspris, evt. med et mindre tillæg, som skal dække opstartomkostninger, idet en lavere elpris ikke er rentabel i forhold til produktionsprisen på kedelanlægget. Hvis prisbuddet ligger lavere end det priskryds som Nordpool beregner for den/de pågældende time(r), så accepteres tilbuddet, og elektriciteten produceres det efterfølgende døgn i de pågældende timer. Ligger prisbuddet højere end det priskryds Nordpool beregner for den/de pågældende time(r), så afvises tilbuddet, og den manglende varme må produceres på kedelanlægget, såfremt der ikke er tilstrækkelig lagret varme i akkumuleringstanken. Priserne kan variere ganske meget fra time til time. I figur 3 er elpriser for juni måned 2010 illustreret. Her ses det, at priserne varierer fra negative priser i tre timer den 13. juni til 532 kr./MWh i en enkelt time den 8. juni. Det ses også af figuren, at priserne topper i dagtid og er lavere om natten og i weekenderne. Den hurtige og fluktuerende elpris har betydning for, hvorledes aftaler for køb af naturgas indgås, hvilket behandles i afsnittet ”Aftaleforhold køb naturgas”. Elpris juni 2010 kr./MWh Danmark Vest 700 600 500 400 300 200 100 0 -100 Fig. 3: Markedspriser el juni 2010 i kr/MWh for Vestdanmark (DK1) For at kunne agere på det frie elmarked, så kræves det, at kraftvarmeværket laver en aftale med en produktionsbalanceansvarlig virksomhed. I denne aftale indgår, at den produktionsbalanceansvarlige aktør 15 formidler kraftvarmeværkets bud til Nordpool samt accept/afslag af bud. De produktionsbalanceansvarlige virksomheder har derudover en lang række hjælpemidler samt mulighed for at overvåge samt starte og stoppe anlæggene, således at procedurerne omkring salget af elektricitet samt start/stop af anlæggene helt eller delvist er automatiseret. Den produktionsbalanceansvarlige opkræver et gebyr (markedsudgift) pr. kWh der sælges for sit arbejde. Gebyret fratrækkes typisk på afregningsfakturaen. Hvis et biogasanlæg afregner den producerede elektricitet efter en fast pris på 74,5 øre/kWh (77,2 øre/kWh i 2010), så svarer dette til afregning efter 3-ledstariffen, og der er ikke behov for at indgå aftale med produktionsbalanceansvarlig virksomhed. Forskellen på dette tilskud og 3-ledstariffen er, at de 74,5 øre/kWh gives uanset hvornår på døgnet elektriciteten produceres. Dette har betydning for hvorledes kraftvarmeanlægget dimensioneres og drives. Kan det eksisterende motoranlæg ikke uden ombygning og evt. tab af effektivitet køre kontinuerligt med lavere last, så kan det blive nødvendigt at etablere et biogaslager, således at motoren startes op i de timer der er gas til. Hvis der i stedet etableres et nyt motoranlæg, så har det betydning, at anlægget kan variere driften i takt med at der leveres en variabel mængde biogas eller en biogas med svingende brændværdi pga. svingninger i biogasanlægget. Der kan derfor være usikkerhed forbundet ved at købe en motor som passer til en aftalt gennemsnitlig gasmængde. Denne usikkerhed kan elimineres ved at investere i en motor der er erfaringsmæssig ca. 30 % større en gennemsnitlig aftalt levering af biogas. Hvis biogasanlægget afregner efter markedsprisen og får et tilskud på 40,5 øre/kWh (41,9 øre/kWh i 2010) oven i markedsprisen, så skal der på samme vis som for det frie elmarked indgås en aftale med produktionsbalanceansvarlig virksomhed. Ved anvendelse af biogassen på dette marked kan eksisterende motor anvendes sammen med et biogasanlæg. Hvorledes elprisen vil bevæge sig på sigt kan det være vanskeligt at vurdere. Elprisen påvirkes generelt af de marginale elproduktionspriser i de termiske anlæg (Kraftvarmeanlæg og kondensanlæg på kul, naturgas og biomasse), men i det omfang vindmøllekapaciteten øges, så vil der blive flere timer årligt med lavere priser hvor vindmølle produktionen dominerer. Da udbygningen af vindkraften i et vist omfang modsvares af nedlæggelse af centrale anlæg, og da der planlægges og etableres stærkere transmissionsforbindelser til Østdanmark, Norge, Tyskland, Holland og Norge, så kan der ikke entydigt gives noget svar på den fremtidige elprisudvikling. Vindkraften er dog mere uforudsigelig end brændselsbaseret elproduktion, vandkraft og atomkraft. Derfor må det forudses, at der kommer flere timer med højere priser men også flere timer med lavere priser, såfremt vindmøllekapaciteten udbygges. Det kunne indikere at den optimale biogasløsning på sigt vil være et produktionsapparat der er fleksibelt og ikke et produktionsapparat der altid kører i grundlast. Aftaleforhold køb af naturgas For decentrale kraftvarmeanlæg der anvender naturgas udgør naturgassen det største omkostningselement i værkets økonomi. De aftaler kraftvarmeværket indgår med gasleverandøren skal ses i sammenhæng med hvorledes kraftvarmeværket har valgt at afsætte elektriciteten jf. afsnittet ”Aftaleforhold salg af elektricitet”. Sælger kraftvarmeværket elektriciteten på 3-ledstariffen, så vil kraftvarmeværket være tilbøjelig til at indgå fastprisaftaler på naturgassen, da varmeprisen herved kan sikres i et regnskabsår pga. den relativt langsomme prisudvikling på elprisen. Sælges elektriciteten derimod på det frie marked med en langt større usikkerhed, så vil kraftvarmeværket i højere grad være tilbøjelig til 16 at indgå en variabel gaskontrakt, idet der er en vis korrelation mellem den variable gaspris og elprisen jf. nedenstående figur 4. Udvikling i Energipriser pr. måned 2008 og 2009 Markedspris el vest Naturgas DONG STK Kulpris McCloskey Gasolie statoil Fuelolie statoil Nordpool gas 900 800 kr./MWh 700 600 500 400 300 200 100 0 jan. 2008 jan. 2009 Fig. 4: Energipriser i kr/MWh Naturgasbaserede kraftvarmeværker med variabel gaspris indgår typisk kontrakt, hvor månedens gaspris reguleres efter en kombination af sidste måneds fueloliepris i $ og sidste måneds gasoliepris i $. Den typiske kontrakt reguleres med 50 % fuelolie og 50 % gasolie, men der er også eksempler på andre fordelinger fra 0 % til 100 % fuelolie og modsat 100 % - 0 % gasolie. Det væsentlige set fra et fjernvarmesynspunkt er, at gasprisen kan handles til en pris som medfører en lav marginal elproduktionspris i forhold til de elpriser der kan opnås på det frie elmarked. De største ændringer i varmeproduktionsprisen kommer, når forholdet mellem den opnåede elpris og den aftalte gaspris forrykkes. I denne rapport relateres gasprisen til DONG´s, storkundetarif, som er den gaspris der følger olieprisen bedst med ca. en måneds forsinkelse. Som det ses af figur 4, så er DONG´s storkundetarif på sidste trin næsten identisk med Statoil´s fueloliepris med en måneds forsinkelse, hvorimod gasolieprisen ikke på helt samme vis er i takt med fuelolieprisen. Det skal dog retfærdigvis nævnes, at Statoil’s gasoliepris er en pris til villakunder. Det må antages, at der er større overensstemmelse mellem oliepris og DONG’s storkundepris, såfremt der sammenlignes med en gasolie børspris I sidste halvdel af 2009, hvor elprisen og DONG’s storkundetarif ligger tæt på hinanden, kan det se ud som om, at betingelserne for rentabel kraftvarmedrift er væsentligt forringet i forhold til tidligere. I fig. 5 er disse priser vist over flere år. Bortset fra januar 2005 og sommeren 2007, så har der over de viste år altid været et spænd mellem DONG´s storkundetarif og elprisen. I de tilfælde hvor elprisen nærmer sig olieprisen, så har der typisk været meget vandkraftproduktion pga. meget vand i de Nordiske vandmagasiner eller unormalt meget vindkraft, men dette synes ikke at være tilfældet i 2009, hvor magasinniveauerne har ligget på normalt niveau eller lidt under. Hvis dette omsættes til tal så har elprisen i gennemsnit ligget 106 kr/MWh højere end DONG storkundetarif på sidste niveau i perioden 2002 til 2008. Dette tal er i perioden 2009 til maj 2010 faldet til 42 kr/MWh. Betingelserne for at producere kraftvarme 17 efter en gaspris relateret til en oliereference er med andre ord blevet markant forringet. Sammenlignes den gennemsnitlige elpris med Nordpool gasbørs prisen i perioden 2009 til maj 2010 så er der en difference på 104 kr/MWh, som nogenlunde svarer til den difference der var til DONG prisen før 2009. Udvikling i Energipriser pr. måned Markedspris el vest Naturgas DONG STK Kulpris McCloskey Gasolie statoil 900 800 700 kr./MWh 600 500 400 300 200 100 0 jan. 2002 jan. 2003 jan. 2004 jan. 2005 jan. 2006 jan. 2007 jan. 2008 jan. 2009 jan. 2010 Fig. 5: Udvikling i energipriser 2001 – 2010 i kr./MWh Hvis det er af mere permanent karakter, at dette billede tegner sig fremover, så er betingelserne for naturgasbaseret kraftvarmedrift med en gaspris relateret til olieprisen ikke længere til stede. For kraftvarmeværker, som skal substituere naturgas med biogas, giver dette dermed en forøget usikkerhed, såfremt prisaftalen baseres på substitutionsprincippet (Se afsnittet om varmeforsyningsloven), hvor biogasprisen relateres til en oliebaseret naturgaspris. Da figur 4 og 5 indikerer, at elprisen i større omfang end tidligere korrelerer med en børspris på naturgas, så må det påregnes, at de decentrale kraftvarmeværker på naturgas fremadrettet vil få en børsrelateret gaspris. Set ud fra et kraftvarmesynspunkt vil en substitutionspris på basis af en gasbørspris minimere risikoen for at gaspris og elpris kommer ud af fase med hinanden. Det skal bemærkes, at Nordpool børsprisen ikke indeholder det tillæg, som gasleverandøren vil opkræve for at håndtere mængdemæssige risici samt det indtjeningsbidrag gasleverandøren skal have, for at formidle handel på gasbørsen på vegne af kraftvarmeværket. For kraftvarmeværker som aftager naturgas efter en oliereference vil der i forhold til den i figur 4 og 5 viste DONG storkundetarif over 300.000 Nm3 være en rabat som kraftvarmeværkerne kan forhandle sig til. Den rabat der kan opnås, er afhængig af den købte mængde samt af den fleksibilitet værket ønsker at have mht. gasforbruget over året. Ønskes der fuld fleksibilitet fra 0 til 100 % af den forventede månedlige gasmængde, så bliver rabatten mindre. Indgås der f.eks. aftale om fleksibilitet på 60 % af den månedlige mængde så vil rabatten blive større. I visse tilfælde indskrives fleksibiliteten som en form for Take-or-pay aftale i kontrakten, hvor der garanteres betaling for 60 % af den månedlige mængde uanset om gassen aftages eller ej. Disse rabatter mister kraftvarmeværket, såfremt fleksibilitet forringes via indførsel af 18 biogas. Den mistede rabat vil forringe værkets økonomi, med mindre der kompenseres herfor i biogasprisen. Vælger kraftvarmeværket helt at se bort fra naturgas som supplerende brændsel for at undgå kapacitetsbetaling, så skal det overvejes, hvorledes forsyningssikkerheden kan opretholdes. Skal kedlen kunne køre på gasolie eller bioolie og dermed bygges om? Kan der laves aftale med gasdistributionsselskab om at lade gasinstallation forblive på anlæg? Uanset hvorledes forsyningssikkerheden opretholdes, så vil der være en omkostning derved, som skal indgå i investeringsbeslutningen og den løbende drift, såfremt det er en løbende omkostning. Nedlæggelse af naturgastilslutningen kan medføre en omkostning til afbrydelse af installationen, samt en betaling for udtrædelse til gasselskabet. Kraftvarmeværket skal samlet set skaffe sig et overblik over de nødvendige ændringer og omkostninger, samt vælge de løsninger der lokalt passer bedst til det enkelte værk. Vælger kraftvarmeværket at bibeholde de eksisterende motorer på naturgas samt at investere i nye motorer til biogasproduktionen, som dækker en del af varmebehovet, så kan disse særlige omkostninger til forsyningssikkerhed undgås, idet eksisterende anlæg på naturgas sikrer forsyningssikkerheden. Hvis det ved nye biogasmotorer vælges, at kunne køre med de eksisterende motorer samtidig med biogasmotorerne, så vil der kunne komme en investering i forstærkning af forbindelsen til elnettet. Denne investering bør normalt ikke indregnes i biogasprojektet, idet valget beror på et ønske om, at eksisterende motoranlæg skal kunne stå til rådighed for reservekraftmarkedet, hvorfor indtjeningen på dette marked må forrente investeringen til en sådan netforstærkning. Denne antagelse kan diskuteres, idet investeringen indirekte kommer som følge af etablering af et biogasforbrug. Vælger kraftvarmeværket at anvende både naturgas og biogas på eksisterende anlæg, så opretholdes forsyningssikkerheden, men til gengæld kan der komme ekstra investeringsudgifter pga. ændrede emissionsforhold (f.eks. højere skorsten). Investeringer I forbindelse med, at et kraftvarmeværk indfører biogas som et nyt eller supplerende brændsel, så kan dette ikke gennemføres, uden at der i større eller mindre omfang skal investeres i anlæg og evt. bygninger. Der vil være lovgivningsmæssige- og praktiske forhold som nødvendiggør disse investeringer, uanset at det umiddelbart ikke er indlysende at investeringerne er nødvendige. Investeringerne vil ændre værkets økonomi i forhold til et grundscenarie med fortsat anvendelse af naturgas på eksisterende anlæg. Disse investeringer har indflydelse på kraftvarmeværkets vurdering af biogassen som et alternativt brændsel til naturgas, og indgår i de driftsøkonomiske overvejelser værket bør gennemføre. Det vælges at beregne investeringernes påvirkning af værket som en annuitet over 15 år med en rente på 5 %, dvs. ændringen på værket beregnes som en årlig ydelse. De 15 år vælges, da det er en normal levetid for et motoranlæg. Der kunne i stedet indlægges en rente og en afskrivninger i kalkulen, men da disse størrelser ofte er bestemt af regnskabsmæssige forhold, og da der ikke altid er overensstemmelse mellem afdrag og afskrivningsprofiler, så forekommer en almindelig ydelse på et annuitetslån som den mest reelle måde at indregne investering på. Endvidere vil renten påvirke resultatet forholdsvis meget i en kalkule de første år, såfremt der vælges en lineær afskrivning, hvilket ikke set ud fra et projektsynspunkt er rimeligt. 19 Biogas som brændsel er ikke identisk med naturgas, og derfor må der forventes anderledes emissioner fra anlægget. Dette medfører, at der skal gennemføres en ny ansøgning om miljøgodkendelse og vilkår for værket skal justeres. Det forekommer bl.a. hyppigt, at skorstenshøjde og dimensioner ikke passer til biogassen. Naturgasbaserede kraftvarmeanlæg kan være etableret ud fra forskellige produktionsfilosofier. Nogle anlæg har blot en enkelt stor motor, som kan klare hele varmebehovet sammen med en kedel. Andre anlæg har flere mindre motorer som tilsammen svarer til en stor motor. I det tilfælde hvor der er flere små motorer, så kan en eller flere af disse ombygges til biogas som grundlast og resterende motorer fortsætte på naturgas. Dette kan ikke lade sig gøre for den store motor, idet denne både skal kunne køre på biogas og på naturgas eller skal kunne køre på en blandet gas. Hertil kommer, at elafregningsprisen på de 74,5 øre/kWh kun kan opnås, såfremt motoren udelukkende kører på biogas. Elafregningsprisen på markedspris plus 40,5 øre/kWh opnås for anlæg der blander biogas og naturgas. Som følge af ovenstående må det påregnes at installere ny(e) motorer til biogassen på anlæg med blot en motor i forvejen, såfremt elproduktionstilskud 74,5 øre/kWh ønskes afregnet. Ud over motoren skal der investeres i bygninger. Hertil kommer investeringer i projektering, skorsten, mv. Anslåede investeringer for ny- eller eksisterende motor ses herunder: Ny biogasmotor: Investering motor: 4,5 mio. kr/MWh-eleffekt Investering bygning: 0,5 mio. kr pr. MWh eleffekt Projektering mv. ca. 1,0 – 1,5 mio. kr. Elvirkningsgrad: 40 % Varmevirkningsgrad: 50 % Motorstørrelse: Ca. 130 % af gennemsnitlig last Da motorer tilbydes i bestemte størrelser, så skal den motorstørrelse der rammer det ønskede anvendes i den endelige projektkalkule. Bibeholdelse eksisterende motorer: Ved bibeholdelse af eksisterende motor skal der ud over omkostninger til projektering og miljøgodkendelse mv. på anslået 0,2 -0,5 mio. kr. påregnes en ombygning til blandgasdrift på 0,8 mio. kr9 samt ny skorsten mv. Den samlede investering ved bibeholdelse af eksisterende motorer udgør herefter anslået ca. 1,0- 1,5 mio. kr. afhængig af værkets størrelse. Disse tal er behæftet med meget stor usikkerhed. Hvis der skal køres på eksisterende motorer med variabel elpris så vil det være hensigtsmæssigt at kunne lagre biogassen, således at kraftvarmeproduktionen sker efter samme mønster som i grundscenariet. Erfaringer fra anlæg der har etableret et sådant lager viser at det skal have en størrelse som passer til den eksisterende akkumuleringstank, idet motoranlægget alligevel ikke kan komme af med varmen såfremt 9 Tal fra Delprojekt 4: WP4 konvertering af gasmotorer 20 lageret er større, men på den anden side også skal kunne køre maksimalt i dagtid. Det anslås at et biogaslager investeringsmæssigt koster 18.000 kr. pr. MW biogas lagerkapacitet (65 % metan) inkl. etablering10. Usikkerheder og muligheder for varmeværker I de foregående afsnit i denne delrapport er der dels lavet beskrivelser af de naturgasbaserede kraftvarmeværker, men også påpeget nogle usikkerheder såvel som muligheder, som følger af en eventuel overgang til biogas som supplerende brændsel. De væsentligste af disse usikkerheder og muligheder er listet i tabel 4. Det er med en * angivet om forholdet er indregnet i de scenarier der regnes på i følgende afsnit. Tabel 4 Usikkerheder Grundbeløb til elproduktion Fleksibelt elproduktion Forskel mellem elpris og gaspris indsnævres Nordpool gasbørs bliver prisdominerende Beskrivelse Ved nedlæggelse af elproduktionskapacitet, så mistes grundbeløb (tilskud) Fast tilskud til elproduktion kan på sigt bortfalde til fordel for variabelt tilskud. Overveje ”større” anlæg ved investering I af 2009 indsnævres forskellen mellem elprisen og DONG’s storkundetarif (Oliebaseret). Mister Fjernvarmeværket deres rabat fordyres naturgasforbruget Nordpool gaspris væsentligt billigere end DONG´s storkundetarif i 2008 og 2009. Fjernvarmeværker risikerer for høj biogaspris ved referenceberegninger på storkundetarif. Vedligehold Ved etablering af ekstra biogasmotorer større udgifter til vedligehold Forstærkning elnet Ved etablering af ekstra biogasmotorer omkostninger til forstærkning af elnet Substitutionspris Afregningsprisen for biogas skal jf. varmeforsyningsloven være den laveste af den omkostningsbestemte pris og substitutionsprisen. Varmepris ikke konkurrencedygtig med biomasse Så længe kraftvarmeværkerne kan se betydelig lavere varmepris ved etablering af flis- eller halmkedel, så er der lav 10 Evt. værdi * Skal beregnes for det enkelte værk såfremt noget nedlægges. Grundbeløb bibeholdes i kalkule* Normalt kompenseres anlæg for tab ved lovændringer. Ingen umiddelbar værdi. Det forventes at den forhandlede rabat bortfalder* Nordpool gaspris ligger 136 kr/MWh lavere end storkundetarif i 2009 til maj 2010 (1,50 kr/Nm3). Fremadrettede referenceberegninger kan være på Nordpool børspris + tillæg. Indregnet med 20 kr/MWhelproduktion i scenarier med nye motorer* Indregnes ikke i scenarier, idet eksisterende motorers deltagelse på reservekraft bør forrente denne investering Den omkostningsbestemte pris kan være lavere end den i dette projekt beregnede substitutionspris. Den omkostningsbestemte pris er ikke en del af denne WP3. Variabel varmepris flis/halm ca. 250 – 300 kr/MWh-varme inkl. afskrivninger og drift. 3 Tilbud Dafeta Trans september 2009 (overslagspris) baseret på 11.150 m gasbeholder tillagt 1.500 kr/MW til etablering. 21 Muligheder Tilskud 8-øren Grundbeløb og tilskud biogas Afgiftsstigninger naturgas NOx-afgift og metanafgift incitament til biogas Beskrivelse Ved bibeholdelse af eksisterende motorer på biogas opretholdes 8-øren som tilskud Ved bibeholdelse af eksisterende motorer opretholdes grundbeløbet som tilskud Afgiftsstigninger på naturgas i form af inflationsbestemte stigninger, skattereform såvel som ændring af V- og E-formlerne forbedrer økonomien med biogas. NOx-afgift på biogas fra 2010 og metan afgift fra 2011 er en anelse lavere end tilsvarende på naturgas Der frigøres gratis kvoter som kan sælges eller der skal alternativt købes færre kvoter Evt. værdi 8 øre/kWh dog maks. 640.000 kr./år såfremt ikke barmarksværk* Indregnes i scenarier* Se følsomhedsberegninger. Biogas giver afgiftsbesparelse svarende til 3,6 kr/MWh-brændsel fra 2011 Værdi aktuelle kvotepris* Kvoter – kvoteomfattede kraftvarmeanlæg CO2-grundbeløb ikke Hvis grundbeløb bibeholdes ved overgang Værdi ikke indregnet i scenarier for kvoteomfattede til biogas giver dette ekstra gevinst for ikke ikke kvoteomfattet anlæg (Spjald). kraftvarmeværker kvoteomfattede kraftvarmeanlæg fra 2010 svarende til de kvoteomfattede * Hvis der er sat *, så indregnes denne usikkerhed i beregningsscenarierne Tabel 4: Oversigt over usikkerheder og muligheder biogas Hvis ovenstående usikkerheder skulle vægtes, så ligger den største usikkerhed i det forhold, at en biogaspris ud fra en reference til nuværende oliebaserede naturgaspris ikke opfattes som konkurrencedygtig af fjernvarmeværkerne i forhold til alternative biobrændsler som flis eller halm. Fjernvarmeværkerne vil ikke være tilbøjelige til at indgå kontrakter på biogas, hvis det opleves, at der politisk kommer et frit brændselsvalg inden for det næste par år. Uanset at det ikke forekommer samfundsøkonomisk fornuftigt med biomassekedler, så er det et reelt problem, at fjernvarmeværkerne har en opfattelse af, at biogassen ikke er konkurrencedygtig med disse faste biobrændsler. Man kunne forestille sig at kraftvarmeanlægget i projekteringsfasen beregner både den omkostningsbestemte varmepris og referenceprisen jf. beregningerne i dette projekt. Hvis der herefter aftales en biogaspris under den laveste af disse, så kunne man forestille sig, at denne pris herefter med en eller anden form for prisregulering efter nettoprisindekset kunne være gældende i en længere aftaleperiode. En sådan aftale kunne umiddelbart være gangbar efter varmeforsyningsloven. En forespørgsel til Energitilsynet (mundtlig) har dog indikeret, at det er den laveste af den omkostningsbestemte pris og referenceprisen i det aktuelle år, der skal danne grundlag for biogasprisen. Ved udarbejdelse af kontrakter mellem biogasleverandøren og varmeværket, så må der herefter tages stilling til, hvorledes både referenceprisen og den omkostningsbestemte pris beregnes. Hvis projekteringen af Ringkøbing-Skjern biogasprojektet viser, at den omkostningsbestemte pris for biogassen er højere end den i dette projekt beregnede substitutionspris, så kan økonomien i biogasprojektet ikke forenes med økonomien i kraftvarmeværkerne. I yderste konsekvens medfører dette, at projektet ikke kan gennemføres. Det er derfor væsentligt ved vurderingen af biogasprisen, at se på de 22 langsigtede muligheder som er beskrevet ovenfor under muligheder, idet disse på sigt kan få enderne til at nå sammen. Beregningsscenarier Der vælges at regne på 2 kraftvarmeværker i Ringkøbing-Skjern kommune som er rene naturgasværker, dvs. værker som ikke har alternative brændsler i forhold til naturgas. Valget er faldet på Ringkøbing Fjernvarmeværk der er et relativt stort kraftvarmeværk. Hertil regnes der på Spjald Fjernvarmeværk, som er et mindre kraftvarmeværk. Der vælges endvidere at regne på to kendte år 2008 og 2009 med de priser og afgifter der har været i de pågældende år. Det forudsættes at elafregningspriserne for biogas var gældende i de to år. Ved fastlæggelse af senarier for anvendelse af biogas i et naturgasfyret kraftvarmeværk, så er udgangspunktet for varmeværket fordelingen af varmeforbruget hen over året. Der er et grundlastforbrug, som består af et konstant behov for varme hos forbrugerne til opvarmning af vand. For at kunne levere fjernvarmen kontinuerligt, så skal der holdes et kontinuerligt flow i fjernvarmerørene, som igen alt andet lige medfører at der er et konstant tab af fjernvarme i rørsystemerne året rundt. Grundlastforbruget benævnes GUF (Graddage uafhængigt forbrug), og udgør i eksemplet herunder for Ringkøbing Fjernvarme 127MWh/døgn. Når udetemperaturen falder til ca. 17 °C gennemsnitligt for døgnet, så får forbrugerne behov for at opvarme deres boligere og dette varmeforbrug benævnes GAF (Graddage afhængigt forbrug) og er udtrykt i nedenstående figur 6 som alt forbrug over den orange linje. GUF forbruget udgør typisk 4050 % af fjernvarmeværkets totale varmelevering. Varmeforbrug pr. døgn MWh Ringkøbing 2009 800 700 600 500 GAF 400 300 200 100 GUF 1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121 133 145 157 169 181 193 205 217 229 241 253 265 277 289 301 313 325 337 349 361 0 23 Figur 6: Fordelingskurve på døgnbasis Ringkøbing Fjernvarme 2009 Varmeforbruget skal produceres på et eller flere brændsler, der spiller sammen med variationerne i varmeforbruget. Det er derfor interessant at se på de scenarier, hvor biogasanlæggets konstante levering af gas kommet til at spille bedst sammen med varmeforbruget, samt sekundært spiller sammen med det fleksible elmarked med meget vindkraft. De valgte scenarier er: 1. 2. 3. 4. 5. Grundscenarie for naturgas som værkerne er i 2008/2009 Biogas som grundlast med fast afregningspris Biogas som grundlast i det frie elmarked inkl. elproduktionstillæg Biogas som 150 % af grundlast med fast afregningspris Biogas som 150 % af grundlast i det frie elmarked inkl. elproduktionstillæg Beregningsprogrammet EnergiPro anvendes til at simulere gasforbrug, el- og varmeproduktion samt elpriser månedsvis ud fra DONG´s storkundetarif på naturgassen inkl. opnåede rabatter i grundscenariet. EnergiPro er kendetegnet ved at indeholde elpriser time for time i de pågældende år, samt ved at kunne simulere værker inkl. priser, lagre, tab, drift og valg af driftsform. EnergiPro regner på kendte elpriser og vil derfor kunne beregne de optimale driftsformer ud fra de kendte historiske data. Beregningsmetoden har et indbygget problem i forhold til dagligdagen på et kraftvarmeværk, idet kraftvarmeværket normalt ved beslutningen om, hvilken driftsstrategi der skal anvendes i det kommende døgn ikke kender elafregningspriserne, og derfor må basere sine valg på prognoser. I det omfang prognoserne ikke holder, så vil kraftvarmeværket foretage nogle forkerte valg, som i et eller andet omfang afviger fra EnergiPro’s historiske optimale beregninger. EnergiPro er dog det bedste værktøj til denne form for beregninger og normalt er prognoserne rimelige præcise. 1. Grundscenariet for naturgas som værkerne er i 2008/2009: I grundscenariet beregnes den variable varmeproduktionspris som værket kan opnå med en variabel olierelateret naturgaspris beregnet måned for måned. Den marginale elproduktionspris er for Ringkøbing eksklusiv elproduktionstilskuddet på 8 øre/kWh, da værket på årsbasis producerer langt mere end 8 mio. kWh. For Spjald benyttes den marginale elproduktionspris inklusiv elproduktionstilskud på 8 øre/kWh, idet Spjald normalt producerer mindre end 8 mio. kWh årligt. Software programmet EnergyPro benyttes til at bestemme den månedlige varmeproduktionen på kraftvarmeanlægget, varmeproduktionen på kedlen, elproduktion, den gennemsnitlige elsalgspris, naturgasforbrug kraftvarmeenhed og naturgasforbrug kedel. Når disse størrelser kendes kan den variable varmeproduktionspris beregnes månedsvis. 2. Biogas som grundlast med fast afregningspris: I dette scenarie produceres grundlasten på ny biogasmotor med fast elafregningspris. Det forudsættes at den nye motor har en elvirkningsgrad på 40 % og en varmevirkningsgrad på 50 %. Det resterende varmebehov skal produceres på den eksisterende kraftvarmeenhed og/eller på naturgaskedlen. Det skal her bemærkes, at det forudsættes, at der ikke opnås den rabat på naturgassen som er forudsat i grundscenariet pga. mindre gaskøb. Software programmet EnergyPro benyttes herefter til at bestemme den månedlige naturgasbaserede kraftvarmeproduktion, varmeproduktion kedlen, elproduktion naturgas, den gennemsnitlige elsalgspris naturgas, naturgasforbrug kraftvarmeenhed, naturgasforbrug kedel og 24 biogasforbrug til motor og evt. kedel. Investeringer indregnes i dette scenarie jf. nedenstående for de 2 værker. Biogasprisen fastsættes således, at der opnås samme variable varmepris som i grundscenariet for det pågældende værk og måned. Spjald: Spjalds anlæg består af en Bergen motor med en installeret eleffekt på 3,1 MW-el. Motoren kører med en elvirkningsgrad på 41,6 % og en varmevirkningsgrad på 55,2 %. Ledningsnettet i Spjald har et ledningstab på 27 % og en brugsvandsandel på anslået 25 % af den leverede varme til forbrugerne. Samlet set kan det dermed beregnes at det graddage uafhængige forbrug udgør 45 % svarende til en varme grundlast på 18,5 MWh varme/døgn (0,77 MW-varme/h). I dette scenarie regnes der med at der indkøbes ny motor svarende til grundlastbehovet gange 130 % Grundlast Varme 2009 pr. døgn: 18,5 MWh-varme Installeret eleffekt biogas ny motor: 18,5 MWh-varme /50 % x 40 % x 130 % /24 h 0,80 MW-el Installeret varmeeffekt: 0,80 MWh-el /40 % x 50 % 1,00 MW-varme Investering: 0,80 x (4,5 mio. kr. motor + 0,5 mio. kr. bygning) + 1 mio. til andet 5 mio. kr. Grunddata og marginalprisberegning i grundscenariet for Spjald i 2009 vises i bilag 1. Ringkøbing: Ringkøbings anlæg i Rindum består af en Wärtsila motor med en installeret eleffekt på 8,829 MW-el. Motoren kører med en elvirkningsgrad på 42,8 % og en varmevirkningsgrad på 51 %. Ledningsnettet i Ringkøbing har et ledningstab på 23 % og en brugsvandsandel på anslået 25 % af den leverede varme til forbrugerne. Samlet set kan det dermed beregnes at det graddage uafhængige forbrug udgør 42 % svarende til en varme grundlast på 63,4 MWh varme/døgn (2,64 MW-varme/h). Det skal bemærkes for Ringkøbing at varmegrundlaget er steget betydeligt i 2009 til sammenligning med 2008. I scenarierne regnes på det pågældende års varmegrundlag, idet investering og varmegrundlag ellers ikke kommer til at passe sammen. I dette scenarie regnes der med at der indkøbes ny motor svarende til grundlastbehovet gange 130 %. Grundlast varme 2009 pr. døgn: 127 MWh-varme Installeret eleffekt biogas ny motor: 127 MWh-varme /50 % x 40 % x 130 % /24 h 5,5 MW-el Installeret varmeeffekt: 2,75 MWh-el /40 % x 50 % 3,4 MW-varme Investering: 5,5 x (4,5 mio. kr. motor + 0,5 mio. kr. bygning) +1,5 mio. til andet 29 mio. kr. Grunddata og marginalprisberegning i grundscenariet for Ringkøbing i 2009 vises i bilag 2. 25 3. Biogas som grundlast i det frie elmarked I dette scenarie antages, det at der aftages biogas svarende til grundlast på eksisterende motorer med variabel afregningspris. Det forudsættes at biogas og naturgas kan blandes i alle relevante forhold. Det skal her bemærkes, at det forudsættes, at der ikke opnås den rabat på naturgassen som er forudsat i grundscenariet. Software programmet EnergyPro benyttes herefter til at bestemme den månedlige varmeproduktionen på kraftvarmeanlægget, varmeproduktion på kedlen, elproduktionen, den gennemsnitlige elsalgspris eksl. tillæg biogas, naturgasforbrug kraftvarmeenhed ud over biogas, naturgasforbrug kedel og biogasforbrug motor og evt. kedel. Det forudsættes at der kan benyttes biogas på kedlen. Investeringer består i etablering af et biogaslager til en anslået pris på 18.000 kr/MW-lager samt i ombygning af anlæg for 1.000.000 kr. i Spjald og 1.500.000 i Ringkøbing. I omkostningerne er der indsat et elforbrug til en kompressor på 5 % af elproduktionen på biogas til gældende elpris med fradrag af energiafgifter. I marginalberegningen antages det, at der er en gennemsnitlig fordeling mellem biogas og naturgas baseret på en månedsfordeling. I praksis vil værket være nødt til at fastlægge fordelingen på forhånd enten ud fra erfaringstal i forhold til en vejrudsigt, ud fra samme måned sidste år eller lignende. Værdien af kvoter indgår for Ringkøbing Fjernvarmeværk der er kvoteomfattet i marginalberegningerne. Værdien beregnes kun for naturgasandelen som differencen mellem kvoteomkostninger til kraftvarmeanlægget i forhold til kedelanlægget. Værdien udtrykker dermed de sparede omkostninger til kvoter ved at skifte fra kraftvarmeanlægget til kedelanlægget på samme brændselsmix. Den yderligere besparelse der ligger i at konvertere naturgas til biogas vil fremkomme i de driftsøkonomiske beregninger. Biogasprisen fastsættes således, at der opnås samme variable varmepris som i grundscenariet for det pågældende værk og måned. 4. Biogas som 150 % af grundlast med fast afregningspris Dette scenarie er identisk med scenarie 2, bortset fra at den leverede biogasmængde øges med 150 % i forhold til grundlast. Dette vil reducere naturgasforbruget men også øge investeringerne . Scenariet vil endvidere medføre, at der køles varme bort i sommerperioden. For Ringkøbing, der har solvarmeanlæg vil bortkølingen opstå som mindre varmeproduktion fra solvarmeanlægget. I forhold til scenarie 2 vil denne bortkøling påvirke biogasprisen i disse måneder og scenariets primære formål bliver dermed, at give et billede af de økonomiske konsekvenser af denne bortkøling i forhold til at en større del af naturgasforbruget erstattes af biogas. Det er grundlæggende de samme data der skal beregnes i EnergiPro. 5.Biogas som 150 % af grundlast i det frie elmarked Dette scenarie er identisk med scenarie 3, bortset fra at den leverede biogasmængde øges med 150 % i forhold til grundlast. Dette vil reducere naturgasforbruget men også øge investeringerne. Scenariet vil endvidere medføre, at der køles varme bort i sommerperioden. I forhold til scenarie 3 vil denne bortkøling påvirke biogasprisen i disse måneder. Scenariets primære formål, ud over at give et billede af de økonomiske konsekvenser af denne bortkøling, er at sammenligne driftsøkonomien på det frie elmarked i forhold til scenarie 4. Det er grundlæggende de samme data der skal beregnes i EnergiPro som i scenarie 4. 26 Resultater Spjald Resultaterne af EnergiPro- og driftsberegningerne for Spjald er indsat i nedenstående Tabel 5. Investering Spjald 2008 Grundscenarie Biogaskøb grundlast fast elafregningspris Biogaskøb grundlast marked Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogaskøb 150 % af grundlast marked Spjald 2009 Grundscenarie Biogaskøb grundlast fast elafregningspris Biogaskøb grundlast marked Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogaskøb 150 % af grundlast marked Spjald 2008 og 2009 samlet Grundscenarie Biogaskøb grundlast fast elafregningspris Biogaskøb grundlast marked Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogaskøb 150 % af grundlast marked Varmepris Biogaspris Vægtet Biogassalg Vægtet Biogaspris vægtet 3 kr/Nm kr 5.095.955 2.072.465 6.956.433 3.122.465 kr/MWh 275 275 274 275 275 MWh 12.760 13.199 18.971 19.883 kr/MWh -275 395 -275 446 5.095.955 2.072.465 6.956.433 3.122.465 136 136 136 136 136 12.874 13.326 19.269 18.476 317 345 375 238 3,48 3,80 4,12 2,62 5.095.955 2.072.465 6.956.433 3.122.465 205 205 205 205 205 25.633 26.525 38.240 38.359 334 354 371 323 3,67 3,90 4,08 3,55 -3,02 4,34 -3,02 4,90 Tabel 5: Resultater Spjald Det der først og fremmest springer i øjnene er den store forskel der er på den vægtede varmepris i grundscenarierne for de to år. Varmeprisen i 2008 er dobbelt så høj som i 2009, hvilket primært skyldes den prisudvikling, der har været mht. gas- og elpriserne samt det grundbeløb, der udbetales ved lave elpriser jf. figur 7. 27 Gas- og elpris 2008-2009 Markedspris el vestdanmark kr/MWh dec-09 nov-09 okt-09 sep-09 aug-09 jul-09 jun-09 maj-09 apr-09 mar-09 feb-09 jan-09 dec-08 nov-08 okt-08 sep-08 aug-08 jul-08 jun-08 maj-08 apr-08 feb-08 mar-08 jan-08 700 600 500 400 300 200 100 0 Grundbeløb grænse kr/MWh Dong storkundetarif kr/MWh Figur 7: Elpris 2008 - 2009 i kr/MWh Grundbeløbet skal ses som en prisgaranti, der udbetales såfremt elprisen bliver lavere end en grænse. Grundbeløbet er indsat med blåt i figur 7. I 2008 kom dette grundbeløb kun i begrænset omfang til udbetaling, idet elprisen det meste af året var højere end grænsen for udbetaling. Der bliver som følge af dette kun udbetalt ca. 200.000 kr. i grundbeløb i 2008. I 2009 falder elprisen markant samtidig med at grænsen for udbetaling af grundbeløbet bliver hævet. Det afstedkommer en udbetaling af grundbeløb på 2,5 mio. kr. i 2009. Da gasprisen falder samtidigt med elprisen afstedkommer denne støtte en markant lavere varmepris i 2009 end i 2008. Den dårligste biogaspris samlet for 2008 og 2009 opnås i det scenarie hvor der købes biogas til 150 % af grundlasten, og hvor denne biogas blandes med naturgas på den eksisterende motor på det frie elmarked. I 2008 med høje elpriser giver dette scenarie det bedste resultat, men langt det dårligste i 2009 pga. de lave elpriser. Ses der på den samlede vægtede biogaspris med indregning af de usikkerheder, der er værdisat og medtaget jf. tabel 2 (markeret med *), så opnås den bedste samlede biogaspris over de 2 år i det scenarie, hvor biogassen leveres til en ny motor dimensioneret til 150 % af grundlasten, og hvor elproduktionen afregnes til fast pris på 745 kr/MWh. I figur 8 er biogas referenceprisen for de forskellige scenarier angivet månedsvis. Som det ses af kurverne, så er der stor forskel hvor meget de forskellige scenariers biogaspriser svinger fra måned til måned. 28 Biogaspriser 600 500 400 300 200 100 0 Biogaspris grundlast kr./MWh Biogaspris grundlast marked kr/MWh Biogaspris grundlast + 150% kr./MWh Biogaspris grundlast + 150% marked kr./MWh Figur 8: Biogaspriser pr. måned Spjald Det ser ud til, at den biogaspris som svinger mindst, også er det scenarie der samlet over de 2 år giver bedste vægtede afregningspris. Dette er illustreret i tabel 6, hvor nedre og øvre kvartil er beregnet for de fire biogasscenarier Biogaspriser 2008-2009 Spjald i kr/MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris Biogaskøb grundlast marked Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogaskøb 150 % af grundlast marked Biogaspris Nedre kvartil Øvre kvartil 334 286 376 354 286 415 371 353 395 323 225 421 Tabel 6: Variationer biogaspris Spjald 2008-2009 Blandes biogassen ved 150 % af grundlast i eksisterende motor med naturgas og sælges elektriciteten på det frie elmarket med et elproduktionstilskud på 405 kr/MWh-el, så køles ca. 2,9 % af varmeproduktionen bort. Vælges bedste scenarie med biogaskøb på 150 % af grundlasten med fast afregningspris, så vil Spjald med de indregnede usikkerheder være i stand til at betale mellem 353 kr/MWh biogas (3,88 kr/Nm3 naturgas ækvivalent) jf. den nedre kvartil og 395 kr/MWh biogas (4,35 kr/Nm3 naturgas ækvivalent) jf. den øvre kvartil. Denne pris skal ses i lyset af at netop denne løsning medfører bortkøling af 4,7 % af varmeproduktionen og at dette scenarie indeholder den største investering for kraftvarmeanlægget i Spjald, idet der skal købes en ny motor til biogasdriften. Ringkøbing Resultaterne af EnergiPro- og driftsberegningerne for Ringkøbing er indsat i nedenstående Tabel 7. 29 Investering Ringkøbing 2008 Grundscenarie Biogassalg grundlast fast elafregningspris Biogassalg grundlast marked Biogassalg 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogassalg 150 % af grundlast marked Ringkøbing 2009 Grundscenarie Biogassalg grundlast fast elafregningspris Biogassalg grundlast marked Biogassalg 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogassalg 150 % af grundlast marked Ringkøbing 2008 og 2009 samlet Grundscenarie Biogassalg grundlast fast elafregningspris Biogassalg grundlast marked Biogassalg 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogassalg 150 % af grundlast marked Varmepris Biogaspris Vægtet Biogassalg Vægtet Biogaspris vægtet 3 kr/Nm kr 29.064.046 4.443.320 42.846.069 4.443.320 kr/MWh 326 326 326 326 326 MWh 75.376 70.026 103.900 98.130 kr/MWh 381 402 403 367 29.064.046 4.443.320 42.846.069 4.443.320 0 187 187 187 187 75.550 70.174 103.888 98.144 351 297 374 359 3,86 3,27 4,12 3,94 29.064.046 4.443.320 42.846.069 4.443.320 257 257 257 257 257 150.926 140.200 207.787 196.274 362 349 389 363 3,98 3,84 4,27 3,99 4,19 4,42 4,43 4,03 Tabel 7: Resultater Ringkøbing Den store forskel der er på den vægtede varmepris i grundscenarierne for de to år skyldesprisudviklingen på el- og gasmarkederne og stor udbetaling af grundbeløb i 2009 (Se Spjald). Denne forskel afspejles dog ikke i biogaspriserne for 2008 og 2009 som ligger relativt tæt på hinanden for de fire scenarier i de enkelte år. I højprisåret 2008 er der dog generelt set de bedste biogaspriser. Den biogaspris der samlet for de to år kan betales af Ringkøbing ved de gennemførte substitutionsberegninger svinger mellem 349 og 389 kr/MWh svarende til 3,84 og 4,27 kr/Nm3 naturgas ækvivalent afhængig af hvilket scenarie der gennemføres. Den dårligste biogaspris samlet for 2008 og 2009 opnås i det scenarier hvor biogassen blandes med naturgas på den eksisterende motor på det frie elmarked. Biogas på det frie marked er generelt bedst i 2008 hvor elpriserne er høje. Ses der på den samlede vægtede biogaspris med indregning af de usikkerheder, der er værdisat og medtaget jf. tabel 2 (markeret med *), så opnås den bedste samlede biogaspris over de 2 år i det scenarie, hvor biogassen leveres til en ny motor dimensioneret til 150 % af grundlasten, og hvor elproduktionen afregnes til fast pris på 745 kr/MWh. I figur 9 er biogas referenceprisen for de forskellige scenarier angivet månedsvis. Som det ses af kurverne, så er der stor forskel hvor meget de forskellige scenariers biogaspriser svinger fra måned til måned. 30 Biogaspriser 700 600 500 400 300 200 100 0 Biogaspris grundlast kr./MWh Biogaspris grundlast marked kr/MWh Biogaspris grundlast + 150% kr./MWh Biogaspris grundlast + 150% marked kr./MWh Figur 9: Biogaspriser pr. måned Ringkøbing Det ser ud til, at den biogaspris som svinger mindst, også er det scenarie der samlet over de 2 år giver bedste vægtede afregningspris. Dette er illustreret i tabel 8, hvor nedre og øvre kvartil er beregnet for de fire biogasscenarier Biogaspriser 2008-2009 Ringkøbing i kr/MWh Biogaskøb grundlast fast elafregningspris Biogaskøb grundlast marked Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris Biogaskøb 150 % af grundlast marked Biogaspris Nedre kvartil Øvre kvartil 362 349 396 349 264 444 389 358 417 363 338 410 Tabel 8: Variationer biogaspris Ringkøbing 2008-2009 Blandes biogassen i eksisterende motor med naturgas og sælges elektriciteten på det frie elmarket med et elproduktionstilskud på 405 kr./MWh-el, så køles ca. 2,9 % af varmeproduktionen bort. Vælges bedste scenarie med biogaskøb på 150 % af grundlast med fast elafregningspris, så vil Ringkøbing med de indregnede usikkerheder være i stand til at betale mellem 358 kr./MWh biogas (3,94 kr/Nm3 naturgas ækvivalent) jf. den nedre kvartil og 417 kr./MWh biogas (4,59 kr/Nm3 naturgas ækvivalent) jf. den øvre kvartil. Denne pris skal ses i lyset af, at denne løsning medfører at solfangeranlæggets varmeproduktion bliver mindre, idet biogassen fortrænger solfangeren i sommerhalvåret. Hertil kommer, at dette scenarie indeholder den største investering for kraftvarmeanlægget i Ringkøbing, idet der skal købes en ny motor til biogasdriften. Ringkøbing kan til sammenligning med Spjald betale lidt højere pris for biogassen. Dette beror dels på at Ringkøbing i grundscenariet kører relativt mere på kedelanlæg med højere varmeproduktionspris end på 31 motor og turbineanlæg. Derudover frigør Ringkøbing gratiskvoter som kan sælges ved skift til biogas. Det kan ikke påregnes, at der vil være gratiskvoter som kan sælges fremadrettet i samme omfang fra 2013 og fremefter. Ringkøbing har i 2009 lavere gaspriser end Spjald, men dette opvejes som sagt af meget varmeproduktion på kedler og salg af kvoter. Nøgletal For begge værker er det bedste scenarie biogaskøb på 150 % af grundlast med fast elafregningspris. Ringkøbing kan betale lidt mere for biogassen end Spjald, men grundlæggende ligger prisniveauet på samme niveau for begge værker hvis der korrigeres for andelen af kedeldrift og kvotesystemet i Ringkøbing. Det er derfor relevant at se på følsomheden i de beregninger som er lavet. For at få en idé om følsomheden så er der for 2009 gennemført beregninger mht. ændringer i investeringer, elproduktionstilskud, afgifter samt kvoteprisen. Ændringer i afgiften og i kvoteprisen påvirker driftsmønstret på værket og der skal egentligt gennemføres en ny simulering af det frie marked, idet stigninger i disse priser alt andet lige vil medføre mindre drift på motorer og mere drift på kedler. Men da priserne på elmarkedet er et resultat af gældende afgifter og kvotepriser, så vil en ny simulering på tænkte priser der ikke var gældende i den aktuelle måned give et forkert resultat. Derfor skal følsomhedsberegningerne tages med forbehold. De giver dog indikationer på hvor meget ændringer påvirker biogasprisen, hvorfor de er medtaget i tabel 9. Ændring Resultat Investering Øges med 2,3 % svarende til 1 Biogasprisen falder med 0,93 mio. kr. kr/MWh (1 øre/Nm3 natg.ækv.) Elproduktionstilskud Øges med 6,7 % svarende til 5 Biogasprisen stiger med 19,5 øre/kWh kr./MWh (21 øre/Nm3 natg.ækv.) Afgifter Afgifter øges med 10 % svarende Biogasprisen stiger med 8,9 til 23,2 øre/Nm3 for naturgas kr/MWh (10 øre/Nm3 natg.ækv.) Kvoter Kvoteprisen stiger med 30 % Biogasprisen stiger med 6,6 svarende til 50 kr/ton kr./MWh (7 øre/Nm3 natg.ækv.) Tabel 9 Følsomhedsberegning biogas 150 % af grundlast med fast afregningspris Ringkøbing 2009 Der er ikke lavet følsomhedsberegning på naturgasprisen og elprisen. Resultatet vil blive misvisende, idet ændring af f.eks. gasprisen påvirker elprisen. De historiske elpriser vil se anderledes ud med en ny gaspris. Resultatet af en beregning med ny gaspris uden korrektion af elpriserne vil vise en større følsomhed end der i virkeligheden er. En anden metode kunne være at beregne en følsomhed på en ny biogasmotor, hvor varmeprisen ved benyttelse af denne motor beregnes med naturgas som brændsel. Herefter kan beregnes hvilken biogaspris denne varmepris kan medføre. Ændres der i de variable parametre, så vil påvirkningen på biogasprisen kunne ses jf. tabel 10, hvor der er lavet følsomhedsberegning på udvalgte de variable omkostninger. Beregningen gennemføres med fast elproduktionspris på 745 kr/MWh og afgifter som i 2009. Beregningerne er gennemført med en elvirkningsgrad på 40 % og en varmevirkningsgrad på 50 %. I scenariet regnes der på en gennemsnitlig årlig Nordpool elpris, idet det er denne elpris der vil være substitutionen for en motor der kører døgnet rundt med et fast biogasaftag. 32 Scenarieresume Aktuelle værdier: Rabat naturgas Ekstra vedligehold Afskrivnin Energiaf ger gift CO2afgift Elpris biogas 0,6 20 37,5 2,116 0,205 745 0,5 20 37,5 2,116 0,205 745 0,6 10 37,5 2,116 0,205 745 0,6 20 38,5 2,116 0,205 745 0,6 20 37,5 2,27 0,205 745 0,6 20 37,5 2,116 0,351 745 0,6 20 37,5 2,116 0,205 795 371,20 4,08 380,29 4,18 9,1 375,20 4,13 4,0 370,70 4,08 -0,5 376,58 384,47 4,14 4,23 5,4 13,3 Justerbare celler: Mistet rabat naturgas: kr/Nm3 Ekstra vedligehold kr/MWh-el Afskrivninger investering biogas kraftvarmeanlæg: kr/MWh-varme Energiafgift på naturgas kr/Nm3: kr/m³ CO2-afgift naturgas kr/Nm3: kr/m³ Fast elpris biogas: kr/MWh-el Resultatceller: Biogaspris: kr/MWh-biogas Biogaspris naturgasækvivalent: Kr./m3 Difference i forhold til aktuelle værdier kr/MWh-biogas 391,20 4,30 20,0 Justerbare celler for hvert scenario er fremhævet med gråt. Tabel 10 Følsomhedsberegning substitutionspris biogasmotor Biogasprisen i grundscenariet under aktuelle værdier afspejler alt andet lige niveauet fra EnergiPro beregningerne. De beregnede ændringer er reelle og forstyrres ikke af, at resterende varme produceres fra forskellige kilder. Tabellen viser, at kraftvarmeværket kan betale 9,1 kr./MWh-biogas mere for hvor 0,1 kr/Nm3 rabatten til naturgas formindskes. Sættes vedligeholdelsesomkostningerne 10 kr/MWh-el lavere vil biogasprisen kunne øges med 4,0 kr/MWh. For hver 1 krone pr. MWh-varme afskrivningerne øges, så kan der betales 0,5 kr/MWh mindre for biogassen. F.eks. så betyder 1 mio. kr. større investering i Ringkøbing, at afskrivningen skal øges med 0,87 kr/MWh-varme. For afgifter er der simuleret på 2010 priser. Samlet set så betyder stigningerne i naturgasafgifterne og CO2afgifterne mellem 2009 og 2010, at biogasprisen kan hæves med 18,7 kr/MWh-biogas. Den nye NOx-afgift, som er indført i 2010, er ikke medtaget i ovenstående beregninger, men den hæver biogas substitutionsprisen en smule. Endelig så medfører en stigning i elafregningsprisen på 5 øre/kWh en stigning i biogasprisen på 20 kr/MWh under de givne forudsætninger. Samlet set vil de afgiftsstigninger samt stigning i elafregningsprisen som er kommet i 2010 kunne retfærdiggøre en biogaspris der er ca. 30 kr/MWh-biogas højere i 2010 end i 2009 svarende til en biogaspris på 33,1 øre/Nm3-naturgasækvivalent. Konklusion og anbefalinger Konklusion Ved simulering af Spjald og Ringkøbing med en reference varmepris (Substitutionspris) for 2008 og 2009, ud fra forskellige driftsstrategier, så tegner der sig et billede af, at en driftsstrategi med køb af ny motor designet til et biogasforbrug i omegnen af 150 % af grundlasten med en fast elafregningspris, giver grundlag for betaling af den højeste og mest stabile biogaspris. Scenarieberegningen har vist at biogasprisen kan 33 udgøre mellem ca. 355 og 410 kr/MWh svarende til en naturgas ækvivalent biogaspris mellem 3,9 og 4,5 kr/Nm3- højest i Ringkøbing. I forhold til de vedtagne afgifts- og tilskudsstigninger for 2010, så vil biogasprisen kunne øges med ca. 30 kr/MWh svarende til en øget gaspris på ca. 33 øre/Nm3-naturgasækvivalent. Resultatet af beregningen skal ses i lyset af, at kortlagte usikkerheder er indregnet og af, at der ikke værdisættes muligheder for kraftvarmeværkerne, som på sigt vil kunne forbedre værdien af driften. At der ligger denne forbedringsmulighed i lovgivningen indikerer, at der er behov for et værktøj svarende til tabel 7, som løbende kan beregne ændringer i substitutionsprisen, som følge af både prisændringer såvel som af lovændringer I forhold til de kortlagte usikkerheder, så er det overraskende og positivt, at de opnåede varmeproduktionspriser, bortset fra Ringkøbing i 2008, er konkurrencedygtige med den varmeproduktionspris, der må forventes at kunne opnås, ved etablering af et kedelanlæg som benytter flis eller halm som brændsel. Dette resultat er ikke i overensstemmelse med vurderingen af usikkerheder omkring biogas som der kommer til udtryk i Der var en forventning om, at etablering af et gaslager og drift med en motor som blander biogas og naturgas på det frie elmarked samlet set ville give den bedste afregningspris på biogas. Dette scenarie er meget afhængig af markedspriserne på el, idet der i perioder med lave elpriser er relativ dårlig økonomi ved løsningen og i perioder med høje elpriser en meget god økonomi. Dette scenarie bliver dog dårligere end tilsigtet, idet der i scenariet er anvendt eksisterende motorer, som kræver en driftsmæssig dyr kompressor til at hæve trykket på biogassen. Hvis biogasmotorerne på lang sigt skal spille med i et dynamisk elmarked med stigende vindkraftandel, så er det nødvendigt, at se på incitamenterne til denne løsning. En af mulighederne er at tillægget til elprisen skal kunne gives til motorer der udelukkende anvender biogas, herunder sammen med elafregning efter 3-ledstariffen, som der ikke er regnet på i denne arbejdspakke. De beregnede priser skal ses i lyset af varmeforsyningslovens prisbestemmelser og skal derfor holdes op mod en omkostningsbestemt biogaspris. Der er dog pt. Ikke modeller for hvorledes denne opgøres løbende. Alternativt skal lovgivningen ændres, således at biogasprisen skal kunne fastlægges som den laveste af en substititionspris og en omkostningsbestemt pris i projekteringsfasen, som herefter prisreguleres efter f.eks. nettoprisindekset. Det kan i den forbindelse overvejes kun at prisregulere den del af biogasprisen som ikke dækker afskrivninger. Alternativt kunne biogasprisen deles op i en fast betaling, svarende til afskrivninger af investeringer i biogasanlægget, og af en variabel betaling, der prisreguleres. Der bør ved kontrakter af denne art være en ventil, som sikrer, at udefrakommende omkostninger i form af afgifter og tilskud mv. skal kunne udløse en genforhandling af prisaftalen. Anbefalinger: Nedenstående anbefalinger skal ses i lyset af konklusionen: • • Elproduktionstillægget skal kunne opnås på rene biogasanlæg Der bør udarbejdes en enkel model for substitutionsprisberegning der kan anvendes løbende ved priskontrol 34 • • Ved fastlæggelse af den omkostningsbestemte pris bør der udarbejdes model for omkostningsfordeling mellem biogasproduktion og ”behandling af gødning”. Denne skal kunne anvendes løbende ved priskontrol Lovliggøre at projekteringspriser ud fra substitutionsberegning eller omkostningsbestemt beregning aftales over længere periode med aftalt prisregulering 35 Bilag 1 Værknavn Spjald Årsproduktion varme: 14.968 Elvirkningsgrad: 41,6% Varmevirkningsgrad (beregnes): 55,2% Totalvirkningsgrad: 96,8% 2009 MWh/år Eleffekt: 3,100 MW Teoretisk årsproduktion el på kraftvarme: 6.433 MWh/år Varmeeffekt: 4,113 MW Indfyret effekt: 7,452 MW Ledningstab: 27% Brugsvandsandel: 25% GUF (Graddage uafhængigt forbrug): 45% Delta T i tank (Indtastes): Akkumuleringstank: Maks i tank: 3 60 C 615 m 43 MW 3 Gaspris (Gns. af priser- DONG storkundetarif > 300.000 Nm ): 2,44 kr/m³ Rabat naturgas: -0,4 kr/m³ Nødforsyning 0,087 Naturgas transmission & lager: 0,015 kr/m³ Naturgas distribution 0,293 kr/m³ Naturgas kapacitetsbetaling 300.000 kr/år 2,44 kr/m³ Nettarif for produktion 0,004 kr/kWh Markedsudgifter elsalg 30.000 Variabel gaspris i alt: Eventuelt elproduktionstilskud: kr/år 80 kr/MWh-el Fast elproduktionspris biogas: 745 kr/MWh-el Variabel elproduktionstilskud biogas: 405 kr/MWh-el Drift og vedligehold for kraftvarmeværket (indtastes): 45 kr/MWh-el Ekstra vedligehold ved ekstra motorer 20 kr/MWh-el Investering samt drift og vedligehold kompressor biogas: 4,5 kr/MWh-biogas Formel til beregning af afgift (E- eller V-Formel): E Pris for CO2-kvote* (Hvis ej kvote 0): 0 Grundbeløb motoranlæg: Kedelens virkningsgrad (Indtastes): Drift og vedligehold for gaskedlen (indtastes): 2.762.927 kr/ton kr 105% 2 kr/MWh-varme Afgift på naturgas: 2,321 Reduceret afgift kedeldrift: 187,00 kr/m³ kr/MWh-varme Marginal produktionspris grundscenarie: Gasudgiften til kraftvarmeanlægget (beregnes): 401,30 kr/MWh-varme Afgift på gas til kraftvarmeanlægget (beregnes): 137,61 kr/MWh-varme Varmeproduktionspris på kraftvarmeanlæg uden elindtægt (beregnes): 572,82 Alternativt salg/køb af CO2-kvote (Beregnes): 0,00 kr/MWh-varme kr/MWh-el Varmeproduktionspris på Kedelanlæg (beregnes): 399,97 Marginal elpris uden elproduktionstilskud (beregnes): 229,36 kr/MWh-varme kr/MWh-el Marginal elpris med elproduktionstilskud (beregnes): 149,36 kr/MWh-el 36 Bilag 2 Værknavn Årsproduktion varme: Elvirkningsgrad: 2009 Ringkøbing 110.000 MWh/år 43,8% Varmevirkningsgrad (beregnes): 51,0% Totalvirkningsgrad: 94,8% Eleffekt: 8,829 Teoretisk årsproduktion el på kraftvarme: 50.823 Varmeeffekt: 10,280 MW Indfyret effekt: 20,158 MW Ledningstab: 23% Brugsvandsandel: 25% GUF (Graddage uafhængigt forbrug): 42% Delta T i tank (Indtastes): Akkumuleringstank: Maks i tank: 3 MW MWh/år 45 C 7.940 m 353 3 MW Gaspris (Gns. af priser- DONG storkundetarif > 300.000 Nm ): 2,44 kr/m³ Rabat naturgas: -0,61 kr/m³ Nødforsyning 0,087 Naturgas transmission & lager: 0,015 kr/m³ Naturgas distribution 0,264 kr/m³ 1.005.715 kr/år 2,20 kr/m³ Naturgas kapacitetsbetaling Variabel gaspris i alt: Nettarif for produktion (Indfødning+spotgebyr+prod.omk+håndtering) 0,0055 Markedsudgifter elsalg 18.000 kr/kWh kr/år 80 kr/MWh-el Fast elproduktionspris biogas: 745 kr/MWh-el Variabel elproduktionstilskud biogas: 405 kr/MWh-el Drift og vedligehold for kraftvarmeværket (indtastes): 60 kr/MWh-el Ekstra vedligehold ved ekstra motorer 20 kr/MWh-el Investering samt drift og vedligehold kompressor biogas: 4,5 kr/MWh-biogas Eventuelt elproduktionstilskud: Formel til beregning af afgift (E- eller V-Formel): Pris for CO2-kvote* (Hvis ej kvote 0): Grundbeløb motoranlæg: Kedelens virkningsgrad (Indtastes): Drift og vedligehold for gaskedlen (indtastes): Afgift på naturgas: E 170 13.127.007 kr/ton kr 104% 2 2,32 kr/MWh-varme kr/m³ Reduceret afgift kedeldrift: 187,00 kr/MWh-varme Marginal produktionspris grundscenarie: Gasudgiften til kraftvarmeanlægget (beregnes): 391,74 kr/MWh-varme Afgift på gas til kraftvarmeanlægget (beregnes): 134,94 kr/MWh-varme Varmeproduktionspris på kraftvarmeanlæg uden elindtægt (beregnes): 578,21 Alternativt salg/køb af CO2-kvote (Beregnes): 40,65 Varmeproduktionspris på Kedelanlæg (beregnes): 381,10 kr/MWh-varme Marginal elpris uden elproduktionstilskud (beregnes): 270,16 kr/MWh-el kr/MWh-varme kr/MWh-el 37 Bilag 3 – Driftsøkonomiske beregninger Spjald 2008 og 2009 Spjald 2008 Naturgas grundscenarie 3 Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 Naturgasforbrug kedel Nm Elproduktion (salg) MWh Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 220.173 133.459 152.427 212.043 159.202 90.102 92.811 69.100 132.104 197.817 239.142 287.918 1.986.297 54.906 89.579 69.320 3.733 6.200 176 42 11.786 640 1.105 71 1.808 239.367 1.008 611 698 970 729 412 425 316 605 905 1.094 1.318 9.089 430,11 473,63 446,85 482,18 542,31 696,82 643,23 616,01 730,79 509,97 425,43 381,54 1.336,7 810,3 925,4 1.287,4 966,6 547,0 563,5 419,5 802,0 1.201,0 1.451,9 1.748,0 634,2 1.034,6 800,6 43,1 71,6 2,0 0,5 136,1 7,4 12,8 0,8 20,9 12.059 2.765 1.970,9 1.844,9 1.726,0 1.330,5 1.038,2 549,0 564,0 555,6 809,4 1.213,8 1.452,7 1.768,9 14.824 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 433.335 289.247 311.681 467.864 395.071 287.299 273.178 194.783 441.762 461.629 465.550 502.681 4.524.080 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 82.740 84.755 157.756 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 94.574 846.493 321.414 194.826 222.517 309.546 232.407 131.532 135.488 100.874 192.848 288.778 349.105 420.310 2.899.645 9.506 15.526 12.016 650 1.076 37 5 2.047 110 185 15 310 41.484 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 846.995 584.355 703.971 831.394 681.887 472.201 462.004 351.038 688.053 803.925 868.003 1.017.876 8.311.702 826.335 658.854 647.057 639.131 517.708 309.472 346.528 323.789 492.081 670.963 672.904 654.781 6.759.604 627.454 508.749 505.805 492.187 377.282 205.924 211.798 184.503 302.788 453.740 545.643 660.865 5.076.738 61.718 38.711 43.451 58.304 43.853 24.742 25.483 19.244 36.285 54.338 65.660 79.092 550.881 - - - - - - - - 1.179.041 1.284.208 1.394.738 12.387.224 Udgifter Gaskøb i alt Afgifter Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: - - - - 1.515.507 1.206.314 1.196.313 1.189.621 Driftsresultat før renter og afdrag -668.512 -621.959 -492.343 -358.228 -256.956 -67.937 -121.805 -176.498 -143.101 -375.115 -416.204 -376.862 -4.075.521 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag Variabel varmeproduktionspris Vægtet varmepris -668.512 -339,1914 -621.959 -337,1236 -492.343 -285,2506 -358.228 -269,2430 938.843 -256.956 -247,5015 540.138 -67.937 -123,7464 583.809 -121.805 -215,9666 527.536 -176.498 -317,6714 831.154 -143.101 -176,7986 -375.115 -309,0422 -416.204 -286,5039 -376.862 -4.075.521 -213,0490 -275 kr/MWh 38 Spjald 2008 Biogas som grundlast jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Biogaspris kr/MWh 348 309 372 347 361 340 386 407 350 373 336 287 98.908,4 119.909,5 107.037,8 117.199,6 74.520,0 0,0 0,0 16.936,4 40.647,3 83.326,9 119.909,5 120.586,9 898.982 69.623,4 64.636,2 42.781,1 6.574,5 1.331,2 1,2 0,0 3.735,1 747,5 13.031,4 14.499,1 41.591,0 258.552 1.132,5 740,7 1.132,5 1.095,9 1.132,5 1.095,9 1.132,5 840,2 1.095,9 1.132,5 1.095,9 1.132,5 12.759,5 452,6 548,7 489,8 536,3 341,0 0,0 0,0 77,5 186,0 381,3 548,7 551,8 4.113,7 453,0 296,3 453,0 438,4 453,0 438,4 453,0 336,1 438,4 453,0 438,4 453,0 5.104,0 491,41 482,72 471,62 531,30 581,70 576,43 839,98 576,21 464,30 459,06 Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug MWh* Elproduktion naturgas (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas MWh Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 I alt 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 600,5 728,0 649,9 711,5 452,4 0,0 0,0 102,8 246,8 505,9 728,0 732,1 5.457,9 804,2 746,5 494,1 75,9 15,4 0,0 0,0 43,1 8,6 150,5 167,5 480,4 2.986,2 566,2 370,4 566,2 548,0 566,2 548,0 566,2 420,1 548,0 566,2 548,0 566,2 6.379,7 1.970,9 1.844,9 1.710,2 1.335,4 1.034,0 548,0 566,2 566,0 803,4 1.222,6 1.443,5 1.778,7 14.823,8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I al t Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 222413 264869 231001 284938 198359 0 0 44673 156236 219710 254761 253309 2.130.269 337.485 220.744 337.485 326.608 337.485 326.608 337.485 250.395 326.608 337.485 326.608 337.485 3.802.480 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 82.740 84.755 157.756 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 94.574 846.493 144.389 175.047 156.256 171.091 108.786 0 0 24.724 59.338 121.643 175.047 176.036 1.312.357 12.054 11.206 7.415 1.145 227 2 0 654 135 2.260 2.506 7.202 44.806 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 799.081 756.621 889.914 837.115 698.190 379.944 390.818 373.779 595.650 734.431 812.255 868.606 4.333.924 573.682 618.966 497.099 416.129 267.755 5 0 91.017 170.008 363.560 431.855 431.393 3.861.468 394.521 228.659 421.588 380.168 408.872 372.768 436.949 342.329 383.382 421.958 368.170 324.981 4.484.345 384.421 420.949 341.737 282.329 173.017 3 0 47.152 94.422 219.793 306.586 369.928 2.640.335 74.056 743.388 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 69.093 76.412 78.128 63.551 35.072 36.240 33.174 49.969 67.045 79.303 81.345 - - - - - - - - - - - - 1.426.681 1.337.667 1.336.837 1.156.753 913.194 407.847 473.189 513.671 697.781 1.072.356 1.185.914 1.207.647 11.729.537 Driftsresultat før renter og afdrag -627.599 -581.046 -446.923 -319.638 -215.004 -27.904 -82.371 -139.893 -102.131 -337.926 -373.659 -339.041 -7.395.612 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 478.913 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -667.509 -620.956 Variabel varmeproduktionspris -339 -337 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris -275 kr/MWh Vægtet biogaspris 351 kr/MWh -486.832 -359.547 -254.913 -285 -269 -247 Svarende til -67.813 -124 -122.280 -179.802 -142.040 -377.835 -413.568 -378.950 -216 -318 -177 -309 -287 -213 -4.072.046 3 3,87 Kr./Nm naturgas 39 Spjald 2008 Biogas som grundlast marked jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Bi ogaspri s kr/MWh 288 200 284 360 413 493 519 491 496 406 326 256 257.634 188.098 209.505 140.949 85.305 0 66 0 46.038 118.045 164.426 220.124 0 11.614 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.614 1.133 764 1.119 1.122 1.122 1.095 1.138 854 1.111 1.137 1.072 1.123 12.791 3 Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 Naturgasforbrug kedel Nm Bi ogasforbrug motor MWh* Bi ogasforbrug kedel MWh I alt 1.430.188 0 281 0 0 0 0 0 126 0 0 0 0 408 Bi ogasforbrug i al t MWh 1.133 1.046 1.119 1.122 1.122 1.095 1.138 980 1.111 1.137 1.072 1.123 13.199 El produkti on motoranl æg (sal g) MWh 1.134 828 922 620 375 0 0 0 203 519 724 969 6.293 453 306 448 449 449 438 455 342 444 455 429 449 5.117 376,54 El produkti on bi ogas MWh* Gns. el pri s salg af el ektri ci tet kr/MWh 392,30 383,37 356,33 474,43 528,67 693,30 645,40 603,70 740,81 505,00 422,90 Bi ogas el produkti onsti l l æg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 Varmeprodukti on motoranl æg MWh 1.417 1.035 1.152 775 469 0 0 0 253 649 904 1.211 Varmeprodukti on kedel anl æg MWh 0 134 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 134 567 382 560 561 561 548 569 427 555 569 536 562 6.395 Varmeprodukti on biogas motor MWh Varmeprodukti on biogas kedel MWh Varmeprodukti on i al t Ti ldel te grati skvoter tons CO 2 7.866 0 295 0 0 0 0 0 133 0 0 0 0 428 1.984 1.846 1.712 1.336 1.030 548 570 560 808 1.218 1.440 1.772 14.395 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I al t Driftsregnskab kr. Indtægter Sal g af el ektri ci tet naturgas 622.535 434.514 488.036 507.114 435.673 303.667 294.044 206.225 479.301 491.974 487.267 533.855 5.284.205 Ti lskud el produkti on bi ogas 183.587 123.849 181.359 181.724 181.764 177.390 184.397 138.348 179.982 184.194 173.624 181.967 2.072.183 - Grundbel øb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493 - 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 Ti lskud el produkti on i al t 266.327 208.604 339.115 235.057 235.097 230.723 237.730 191.681 233.315 237.527 226.957 276.541 2.918.675 Refusi on afgi fter motoranl æg Ti lskud el produkti on naturgas 361.642 264.022 294.074 197.857 119.729 0 96 0 64.634 165.699 230.812 308.972 2.007.535 Refusi on af afgi fter kedel anl æg 0 2.019 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.019 Sal g kvoter (negati vt tal =køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.250.504 909.159 1.121.225 940.028 790.499 534.390 531.870 397.906 777.250 895.201 945.036 1.119.368 10.212.435 4.765.514 Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i al t 876.984 669.833 695.137 473.871 301.127 0 271 0 189.078 445.383 528.299 585.531 Bi ogaskøb i alt 326.742 208.898 317.898 403.727 463.789 539.866 590.272 481.851 550.915 461.595 349.611 287.716 4.982.879 Afgi fter 587.662 455.542 477.881 321.505 194.581 0 150 0 105.012 269.260 375.055 502.104 3.288.751 17.426 11.756 17.214 17.249 17.253 16.838 17.503 13.132 17.084 17.484 16.480 17.272 196.690 100.314 71.712 87.213 69.182 54.495 31.207 32.458 24.339 43.819 63.569 73.955 90.123 742.387 Dri ft af kompressor Vedl i gehol d Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - - Udgifter i alt: 1.909.128 1.417.740 1.595.343 1.285.533 1.031.245 587.911 640.654 519.322 905.908 1.257.291 1.343.399 1.482.745 13.976.220 Driftsresultat før renter og afdrag -658.624 -508.581 -474.119 -345.505 -240.746 -53.521 -108.784 -121.415 -128.658 -362.090 -398.364 -363.378 -3.763.786 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -672.854 -522.811 -488.349 -359.736 -254.976 Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -248 -67.751 -124 -123.015 -135.646 -142.889 -376.321 -412.594 -377.608 -216 -318 -177 -309 -287 -213 -3.934.549 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -275 kr/MWh Vægtet biogaspris 378 kr/MWh Svarende til 3 4,15 Kr./Nm naturgas 40 Spjald 2008 Biogas last 150% fast afregning jan 392 feb 358 mar 406 apr 380 maj 379 Naturgasforbrug kraftvarme Nm3 112.457,4 119.909,5 100.263,3 82.649,5 32.517,8 Naturgasforbrug kedel Nm3 Biogasforbrug MWh* Elproduktion naturgas (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas MWh Varmeafblæsning Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 37.964,0 1.698,7 514,6 679,5 476,74 745 682,8 438,5 849,6 0,0 1.970,9 0 49.550,5 1.111,1 548,7 444,4 480,76 745 728,0 572,3 555,7 0,0 1.856,0 0 20.447,6 1.698,7 458,8 679,5 470,45 745 608,7 236,2 849,6 0,0 1.694,5 0 424,4 1.643,9 378,2 657,6 558,49 745 501,8 4,9 822,2 0,0 1.328,9 0 635,3 1.698,7 148,8 679,5 607,41 745 197,4 7,3 849,6 0,0 1.054,3 0 745 0,0 0,0 792,3 237,0 555,3 0 jan feb mar apr maj Biogaspris kr/MWh jun 308 jul 339 aug 369 sep 351 okt 403 nov 374 dec 334 I alt 0,0 0,0 16.258,9 0,0 56.228,7 98.908,4 121.941,8 741.135 0,0 1.584,0 0,0 633,6 0,0 1.638,8 0,0 655,5 0,0 1.634,5 0,0 653,8 745 0,0 0,0 817,5 16,0 801,5 0 367,3 1.698,7 257,3 679,5 570,17 745 341,4 4,2 849,6 0,0 1.195,2 0 2.804,9 1.643,9 452,6 657,6 470,48 745 600,5 32,4 822,2 0,0 1.455,1 0 16.110,6 1.698,7 558,0 679,5 438,68 745 740,3 186,1 849,6 0,0 1.776,0 0 129.080 18.971 3.391 7.588,3 745 0,0 0,0 819,7 255,0 564,7 0 775,8 1.220,8 74,4 488,3 577,69 745 98,7 9,0 610,6 147,0 571,3 0 jun jul aug sep okt nov dec I alt 4.500 1.491 9.488,2 655 14.824 0 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 245.331 506.228 263.794 331.078 215.841 506.228 211.222 489.912 90.383 506.228 0 472.032 0 488.348 42.980 363.784 0 487.081 146.706 506.228 212.940 489.912 244.783 506.228 1.673.980 5.653.284 29.407 53.333 588.968 164.168 6.575 0 1.005.042 31.422 53.333 415.833 175.047 8.586 0 863.260 104.423 53.333 663.984 146.367 3.538 0 1.029.729 0 53.333 543.245 120.654 74 0 875.195 0 53.333 559.561 47.470 116 0 697.530 0 53.333 525.365 0 0 0 525.365 0 53.333 541.681 0 0 0 541.681 0 53.333 417.117 23.735 128 0 483.960 0 53.333 540.414 0 0 0 540.414 0 53.333 559.561 82.084 71 0 788.422 0 53.333 543.245 144.389 485 0 901.060 41.241 53.333 600.802 178.014 2.787 0 1.026.386 206.493 640.000 6.499.776 1.081.928 22.360 0 9.278.044 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 512.034 666.153 343.111 96.405 1.617.704 568.369 397.612 386.538 80.593 1.433.112 400.519 689.840 275.342 91.536 1.457.236 279.294 625.482 189.492 82.874 1.177.142 117.030 643.690 75.622 66.279 902.621 0 487.544 0 50.688 538.232 0 555.347 0 52.440 607.787 75.004 450.702 38.856 45.034 609.596 0 573.965 0 52.304 626.269 213.537 684.354 129.095 74.952 1.101.939 326.805 614.408 232.008 88.881 1.262.102 367.219 567.422 314.898 99.372 1.348.911 2.859.812 6.956.519 1.984.962 881.358 12.682.650 Driftsresultat før renter og afdrag -612.662 -569.851 -427.507 -301.947 -205.091 -12.866 -66.106 -125.636 -85.854 -313.517 -361.042 -322.525 -3.404.607 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 670.199 -668.512 -625.701 -483.357 -357.797 -260.941 -68.716 -121.956 -181.486 -141.704 -369.367 -416.892 -378.375 -285 -269 -248 -124 -216 -318 -177 -309 -287 -213 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag Variabel varmeproduktionspris -339 -337 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris -275 kr/MWh Vægtet biogaspris 367 kr/MWh Svarende til 3 4,03 Kr./Nm naturgas -4.074.805 Bortkøling: 4,2% 41 Spjald 2008 Biogas marked 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Biogas pri s kr/MWh 371 387 384 414 453 442 462 477 517 458 390 326 203.955 132.366 136.665 91.373 36.399 0 0 0 375 67.876 114.548 169.063 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.729 1.191 1.514 1.667 1.679 1.654 1.698 1.283 1.657 1.692 1.629 1.685 19.078 3 Gasforbrug kraftvarme Nm 3 Gasforbrug kedel Nm Biogas forbrug motor MWh* Biogas forbrug kedel MWh I alt 952.620 14 501 168 0 0 0 0 122 0 0 0 0 805 1.743 1.692 1.682 1.667 1.679 1.654 1.698 1.405 1.657 1.692 1.629 1.685 19.883 El produktion motoranl æg (s alg) MWh 897 582 601 402 160 0 0 0 2 299 504 744 4.192 El produktion biogas MWh* 692 476 606 667 672 662 679 513 663 677 652 674 7.632 377,15 Biogas forbrug i al t MWh Gns. el pri s sal g af elektricitet kr/MWh 391,91 391,84 374,08 474,05 524,74 648,71 621,98 588,67 723,14 505,52 422,29 Biogas elprodukti ons ti ll æg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 Varmeprodukti on motoranl æg MWh 1.122 728 752 503 200 0 0 0 2 373 630 930 Varmeprodukti on kedela nlæg MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 865 595 757 834 840 827 849 642 829 846 814 843 9.539 14 526 177 0 0 0 0 128 0 0 0 0 845 0 0 0 0 3 275 284 213 24 0 0 0 799 2.001 1.850 1.685 1.336 1.037 552 565 556 807 1.219 1.444 1.772 14.824 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 j an feb mar apr maj jun j ul aug sep okt nov dec I alt Varmeprodukti on biogas motor MWh Varmeprodukti on biogas kedel Varmeafblæs ning Varmeprodukti on i al t Ti ldelte grati skvoter tons CO 2 5.240 Driftsregnskab kr. Indtægter Sal g af elektricitet naturga s 622.828 414.881 451.483 506.661 436.482 429.254 422.448 302.166 480.601 493.083 487.953 534.759 5.582.599 Ti lskud el produkti on biogas 280.179 192.942 245.268 270.054 271.998 267.989 275.076 207.887 268.475 274.064 263.858 272.970 3.090.758 - Grundbel øb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493 - 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 Ti lskud el produkti on i al t 362.919 277.697 403.024 323.387 325.331 321.322 328.409 261.220 321.808 327.397 317.191 367.544 3.937.250 Refusi on afgi fter motoranl æg Ti lskud el produkti on naturgas 286.289 185.798 191.827 128.246 51.107 0 0 0 542 95.292 160.787 237.320 1.337.208 Refusi on af a fgifter kedela nlæg 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sal g kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.272.037 878.376 1.046.334 958.295 812.920 750.576 750.857 563.386 802.951 915.771 965.930 1.139.623 10.857.058 3.102.744 Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i al t 694.262 443.957 453.453 307.196 128.489 0 0 0 1.541 256.096 368.042 449.708 Biogas køb i al t 647.283 654.571 645.145 690.920 760.478 731.960 784.146 669.540 856.131 775.223 634.468 549.073 8.398.936 Afgifter 465.221 301.928 311.732 208.422 83.026 0 0 0 856 154.825 261.284 385.633 2.172.926 26.594 18.314 23.281 25.633 25.818 25.437 26.110 19.732 25.483 26.014 25.045 25.910 293.372 103.134 68.887 79.227 71.629 57.464 47.146 48.393 36.572 47.333 66.136 76.659 92.657 795.237 Dri ft af kompres sor Vedl i gehold Køb af kvoter (se Salg a f kvoter) Udgifter i alt: Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag - - - - - - - - - - - - 1.936.495 1.487.656 1.512.837 1.303.800 1.055.275 804.543 858.648 725.844 931.344 1.278.295 1.365.498 1.502.980 14.763.214 -664.458 -609.280 -466.503 -345.505 -242.355 -53.967 -107.791 -162.459 -128.393 -362.523 -399.567 -363.357 -3.906.157 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763 Driftsresultat efter renter og afdrag -678.688 -623.510 -480.733 -359.736 -256.585 Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -248 -68.198 -124 -122.021 -176.689 -142.623 -376.753 -413.798 -377.587 -216 -318 -177 -309 -287 -213 -4.076.920 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -275 kr/MWh Vægtet biogaspris 422 kr/MWh Svarende til 3 4,65 Kr./Nm naturgas Bortkøling: 5,1% 42 Spjald 2009 Naturgas grundscenarie Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Elproduktion (salg) MWh Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 329.920 220.850 246.594 196.462 123.297 64.358 38.615 57.584 59.616 82.650 60.971 84.004 1.564.920 206 40.661 19.527 13.714 18.760 14.604 28.729 22.482 39.472 63.417 98.784 114.630 474.987 1.510 1.011 1.128 899 564 295 177 264 273 378 279 384 7.161 337,67 301,30 288,19 298,49 303,33 326,75 356,57 371,97 382,86 364,55 400,13 394,43 2.003 1.341 1.497 1.193 749 391 234 350 362 502 370 510 2 470 226 158 217 169 332 260 456 733 1.141 1.324 5.486 2.005 1.810 1.723 1.351 965 559 566 609 818 1.234 1.511 1.834 14.987 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 509.780 304.491 325.194 268.345 171.139 96.228 63.006 98.013 104.443 137.872 111.637 151.618 2.341.766 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 193.954 233.328 272.653 271.536 294.089 263.176 280.905 256.822 280.957 263.174 257.263 249.334 3.117.195 490.072 328.056 366.296 291.829 183.148 95.599 57.360 85.536 88.555 122.770 90.568 124.782 2.324.571 32 7.146 3.436 2.408 3.290 2.561 5.048 3.943 6.932 11.131 17.339 20.125 83.392 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.193.839 873.022 967.579 834.119 651.666 457.565 406.319 444.314 480.887 534.947 476.807 545.859 7.866.923 636.153 521.192 541.822 430.651 313.518 192.590 179.135 209.612 283.095 398.178 446.995 581.998 4.734.939 766.223 606.968 617.666 487.819 329.713 183.272 156.305 185.833 229.983 339.021 370.792 461.030 4.734.625 90.587 61.575 68.155 54.257 34.285 18.007 11.266 16.329 17.280 24.157 19.022 25.712 440.632 9.501 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 276.119 Udgifter Gaskøb i alt Afgifter Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: - - - - - - - - - - - - 1.492.963 1.189.735 1.227.643 972.727 677.517 393.869 346.705 411.774 530.358 761.356 836.808 1.068.740 9.910.196 Driftsresultat før renter og afdrag -299.124 -316.713 -260.064 -138.608 -25.851 63.695 59.614 32.540 -49.471 -226.409 -360.001 -522.881 -2.043.273 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 63.695 59.614 32.540 -49.471 -226.409 -360.001 -522.881 -60 -183 -238 -285 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -299.124 -316.713 -260.064 -138.608 -25.851 Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 Vægtet varmepris 114 105 53 -2.043.273 -136 kr/MWh 43 Spjald 2009 Biogas som grundlast jan 186 Biogaspris kr/MWh Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug MWh* Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas MWh Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 feb 126 mar 237 apr 284 maj 332 jun 467 jul 477 aug 435 s ep 391 okt 302 nov 280 dec 249 I al t 191.720 59.616 41.325 46.744 23.711 0 0 3.387 7.452 1.355 24.388 25.743 425.441 21.162 93.245 77.262 42.902 29.288 54 28 11.022 18.402 57.016 69.104 95.524 515.011 1.144 738 1.144 1.107 1.144 1.107 1.144 848 1.107 1.144 1.107 1.144 12.874 877 273 189 214 109 0 0 16 34 6 112 118 1.947 457 295 457 443 457 443 457 339 443 457 443 457 5.149 360,42 334,89 359,61 358,32 353,45 378,71 447,98 593,87 458,24 459,28 4.105 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 1.164 362 251 284 144 0 0 21 45 8 148 156 2.583 244 1.077 892 496 338 1 0 127 213 659 798 1.103 5.948 572 369 572 553 572 553 572 424 553 572 553 572 6.437 1.980 1.808 1.715 1.333 1.054 554 572 572 811 1.238 1.500 1.831 14.968 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug s ep okt nov dec I al t Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag 316.194 91.358 68.003 76.644 38.349 0 0 5.870 15.276 3.682 51.140 54.103 720.619 340.763 219.850 340.763 329.737 340.763 329.737 340.763 252.853 329.737 340.763 329.737 340.763 3.836.229 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 534.717 453.178 613.416 601.273 634.852 592.913 621.668 509.675 610.694 603.937 587.000 590.097 6.953.424 284.785 88.555 61.385 69.435 35.221 0 0 5.032 11.069 2.013 36.227 38.240 631.961 3.720 16.370 13.563 7.537 5.139 14 10 1.937 3.239 10.018 12.143 16.775 90.465 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.139.417 649.461 756.367 754.890 713.561 592.927 621.678 522.514 640.279 619.650 686.510 699.215 8.396.469 495.376 365.796 288.877 219.545 138.168 154 87 43.488 84.207 182.468 298.988 403.821 2.520.976 212.845 93.101 271.441 313.795 379.440 517.261 544.992 369.125 433.182 345.681 310.089 284.911 4.075.862 494.099 354.790 275.239 208.070 123.011 126 66 33.445 60.008 135.480 216.996 281.462 2.182.790 107.265 47.586 53.505 53.511 45.949 35.409 36.593 28.647 38.561 38.405 45.932 48.223 579.584 - - - - - - - - - - - - 1.309.584 861.273 889.061 794.921 686.568 552.949 581.737 474.705 615.958 702.034 872.005 1.018.418 9.359.212 -170.168 -211.812 -132.695 -40.031 26.993 39.978 39.941 47.809 24.321 -82.383 -185.494 -319.203 -962.743 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 478.913 -210.077 -251.721 -172.604 -79.941 -12.916 68 32 7.899 -15.588 -122.293 -225.404 -359.112 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285 Variabel varmeproduktionspris -149 -175 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris -136 kr/MWh Vægtet biogaspris 317 kr/MWh Svarende til -1.441.656 3,48 kr/Nm3 44 Spjald 2009 Biogas som grundlast marked Biogaspris kr/MWh Naturgasforbrug motor Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan 226 feb 237 mar 261 apr 293 maj 320 j un 413 jul 419 aug 436 sep 408 okt 349 nov 334 dec 287 I alt 254.584 184.763 204.630 142.612 85.596 52 0 14.171 0 0 0 0 29 0 47.628 123.610 165.749 231.665 1.440.916 0 0 0 0 0 0 1.177 759 1.133 1.133 1.123 1.102 14.171 1.157 870 1.122 1.144 1.105 1.108 12.932 0 262 0 0 0 0 0 132 0 0 0 0 394 1.177 1.021 1.133 1.133 1.123 1.102 1.157 1.002 1.122 1.144 1.105 1.108 13.326 1.120 813 900 628 377 0 0 0 210 544 729 1.019 6.340 471 304 453 453 449 441 463 348 449 457 442 443 5.173 335,75 296,15 280,73 289,83 288,72 306,67 300,97 342,98 326,99 310,61 311,30 319,26 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 1.400 1.016 1.126 784 471 0 0 0 262 680 912 1.274 0 164 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 164 588 380 566 566 562 551 579 435 561 572 553 554 6.467 7.925 0 275 0 0 0 138 0 0 0 0 413 1.989 1.835 1.692 1.351 1.032 552 579 573 823 1.252 1.464 1.828 14.969 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj j un jul aug sep okt nov dec I alt 534.107 330.677 379.962 313.185 238.451 135.271 139.347 119.391 215.226 311.016 364.629 466.945 3.548.207 190.593 122.958 183.506 183.506 181.967 178.565 187.475 140.981 181.683 185.247 179.010 179.537 2.095.025 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 384.547 356.286 456.159 455.042 476.056 441.741 468.380 397.803 462.640 448.421 436.273 428.871 5.212.220 363.634 263.912 292.284 203.696 122.250 65 32 0 68.039 176.558 236.742 330.880 2.058.094 0 2.484 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.484 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.282.288 953.359 1.128.405 971.923 836.757 577.077 607.759 517.194 745.906 935.996 1.037.644 1.226.696 10.821.004 592.416 476.049 498.478 349.256 223.148 146 89 0 155.125 386.403 530.065 771.445 3.982.621 266.085 241.656 295.882 332.078 359.878 454.745 485.141 436.526 457.388 398.718 368.530 318.151 4.414.777 590.889 461.725 474.946 331.002 198.668 120 68 0 110.545 286.898 384.703 537.695 3.377.257 14.530 9.374 13.990 13.990 13.873 13.613 14.293 10.748 13.851 14.123 13.647 13.687 159.719 100.742 71.290 86.308 69.933 54.608 31.426 32.988 25.078 44.539 65.224 75.250 92.743 750.130 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift af kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: - - - - - - - - - - - - 1.564.662 1.260.093 1.369.604 1.096.259 850.174 500.051 532.578 472.352 781.449 1.151.366 1.372.195 1.733.722 12.684.504 Driftsresultat før renter og afdrag -282.373 -306.734 -241.199 -124.336 -13.417 77.026 75.181 44.842 -35.543 -215.370 -334.550 -507.026 -1.863.500 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -296.603 -320.965 -255.429 Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -136 kr/MWh Vægtet biogaspris 331 kr/MWh Svarende til -138.567 -27.647 -103 -27 62.796 114 60.951 105 30.612 53 -49.773 -229.601 -348.781 -521.256 -60 -183 -238 -285 -2.034.263 3,64 kr/Nm3 45 Spjald 2009 Biogas grundlast 150 % jan 308 Biogaspris kr/MWh 3 Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug MWh* Elproduktion naturgas (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas MWh Varmeafblæsning MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 feb 293 mar 354 apr 366 maj 377 jun 354 jul 363 aug 357 s ep 431 okt 422 nov 422 dec 420 I al t 156.492 77.230 37.938 36.583 18.291 0 0 1.355 0 1.355 21.001 25.743 375.987 14.531 68.415 54.292 24.674 7.791 0 0 9.989 0 30.754 46.753 70.954 328.152 1.715 1.107 1.715 1.660 1.715 1.643 1.699 1.265 1.660 1.715 1.660 1.715 19.269 716 353 174 167 84 0 0 6 0 6 96 118 1.721 687 443 687 665 687 658 680 507 665 687 665 687 7.718 358,91 351,99 361,50 362,32 358,40 593,87 448,25 459,28 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 950 469 230 222 111 0 0 8 0 8 128 156 2.283 168 790 627 285 90 0 0 115 0 355 540 820 3.790 858 553 858 830 858 822 849 632 830 858 830 858 9.634 0 0 0 0 0 259 277 181 23 0 0 0 740 1.976 1.812 1.715 1.337 1.059 563 572 575 807 1.221 1.497 1.833 14.967 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun jul aug s ep okt nov dec I al t 257.012 124.394 62.757 60.652 29.998 3.682 43.077 54.103 637.922 511.815 330.184 511.815 495.276 511.815 490.359 506.898 377.343 495.276 511.815 495.276 511.815 5.749.687 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 705.769 563.512 784.468 766.812 805.904 753.535 787.803 634.165 776.233 774.989 752.539 761.149 8.866.882 232.457 114.719 56.353 54.341 27.170 0 0 2.013 0 2.013 31.196 38.240 558.501 2.557 12.013 9.528 4.329 1.366 0 0 1.750 0 5.401 8.209 12.462 57.616 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.197.796 814.639 913.107 886.134 864.439 753.535 787.803 640.175 776.233 786.085 835.020 865.954 10.120.921 397.970 348.529 224.670 150.016 67.997 0 0 34.237 0 100.371 216.676 322.001 1.862.468 529.078 323.908 607.256 608.072 646.598 580.993 617.323 451.835 716.011 723.218 700.119 720.459 7.224.869 396.944 338.042 214.064 142.175 60.537 0 0 26.330 0 74.524 157.256 224.434 1.634.307 112.584 65.308 70.102 67.146 61.836 52.656 54.432 41.247 53.184 56.166 61.952 66.023 762.636 - - - - - - - - - - - - 1.436.576 1.075.787 1.116.092 967.409 836.969 633.649 671.755 553.648 769.195 954.280 1.136.004 1.332.917 11.484.281 -238.781 -261.148 -202.985 -81.275 27.470 119.887 116.048 86.526 7.038 -168.194 -300.984 -466.963 -1.363.361 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 670.199 362,42 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -294.631 -316.998 Variabel varmeproduktionspris -149 -175 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris -136 kr/MWh Vægtet biogaspris 375 kr/MWh -258.835 -137.125 -28.380 -151 -103 -27 Svarende til 2.247 64.037 114 4,12 kr/Nm3 60.198 105 Bortkøling 30.676 53 -48.811 -224.044 -356.833 -522.812 -60 -183 -238 -285 -2.033.559 4,7% 46 Spjald 2009 Biogas marked 150 % Biogaspris kr/MWh Gasforbrug motor Nm 3 3 Gasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeafblæsning MWh Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan 276 feb 171 mar 145 apr 170 maj 194 jun 236 j ul 242 aug 284 sep 271 okt 228 nov 218 dec 190 I al t 204.031 150.113 153.286 91.575 35.550 0 0 372 0 0 0 0 0 0 441 71.770 116.398 179.340 1.002.503 0 0 0 0 0 0 1.754 1.140 1.698 1.682 1.685 1.159 1.211 372 915 1.649 1.724 1.648 1.684 17.950 0 404 0 0 0 0 0 123 0 0 0 0 527 1.754 1.544 1.698 1.682 1.685 1.159 1.211 1.038 1.649 1.724 1.648 1.684 18.476 898 661 675 403 156 0 0 0 2 316 512 789 4.411 702 456 679 673 674 464 484 366 660 690 659 674 7.180 335 296 281 290 287 311 305 348 322 309 312 319 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 1.122 826 843 504 196 0 0 0 2 395 640 986 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 877 570 849 841 843 579 605 457 825 862 824 842 8.975 0 424 0 0 0 0 0 129 0 0 0 0 553 0 0 0 0 1 27 20 22 7 0 0 0 77 1.999 1.824 1.692 1.345 1.037 552 585 565 820 1.257 1.464 1.828 14.969 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 jan feb mar apr maj jun j ul aug sep okt nov dec I al t 536.626 330.686 379.876 311.664 238.190 143.938 147.586 127.285 213.262 311.055 365.061 466.979 3.572.208 284.229 184.721 275.036 272.484 273.011 187.718 196.142 148.190 267.179 279.369 267.017 272.768 2.907.860 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000 478.183 233.328 272.653 271.536 294.089 263.176 280.905 256.822 280.957 263.174 257.263 249.334 3.401.424 291.407 214.408 218.953 130.788 50.770 0 0 0 617 102.514 166.268 256.154 1.431.878 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.306.217 778.487 871.482 713.988 583.049 407.114 428.491 384.107 494.836 676.743 788.592 972.467 8.405.575 474.781 360.109 373.404 224.268 92.679 0 0 0 1.436 224.353 372.240 597.202 2.720.472 484.355 264.498 246.606 286.486 326.565 273.380 293.491 294.780 447.032 392.630 359.320 320.664 3.989.806 473.556 349.275 355.776 212.546 82.512 0 0 0 1.023 166.578 270.160 416.248 2.327.673 21.669 14.083 20.968 20.773 20.814 14.311 14.953 11.298 20.369 21.298 20.357 20.795 221.688 135.855 95.315 115.928 93.625 74.023 42.294 44.192 33.647 60.350 88.208 101.138 124.585 1.009.159 5.514 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift af kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag - - - - - - - - - - - - 1.590.216 1.083.280 1.112.682 837.699 596.592 329.986 352.636 339.724 530.210 893.067 1.123.214 1.479.493 10.268.798 -283.999 -304.792 -241.199 -123.711 -13.543 77.129 75.855 44.383 -35.374 -216.324 -334.622 -507.026 -1.863.223 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763 -298.229 -319.023 -255.429 Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -136 kr/MWh Vægtet biogaspris 216 kr/MWh Svarende til -137.941 -27.773 -103 -27 62.898 114 2,38 kr/Nm3 61.625 105 Bortkøling 30.153 53 -49.604 -230.555 -348.852 -521.256 -60 -183 -238 -285 -2.033.986 0,5% 47 Bilag 4 – Driftsøkonomiske beregninger Ringkøbing 2008 og 2009 Ringkøbing 2008 Naturgas grundscenarie Naturgasforbrug motor Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Elproduktion motor (salg) MWh Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 531.438 276.714 437.979 901.612 813.650 339.021 408.658 370.174 853.966 1.050.049 1.040.886 1.224.140 8.248.286 1.094.770 2.560 439,23 2.981 12.524 80 15.585 3.407 1.132.369 1.333 470,54 1.552 12.954 213 14.719 3.407 906.091 2.110 443,23 2.457 10.366 334 13.157 3.407 350.113 4.344 453,16 5.058 4.005 812 9.875 3.407 167.184 3.920 502,84 4.564 1.913 993 7.470 3.407 322 1.633 688,25 1.902 4 1.227 3.133 3.407 0 1.969 652,92 2.292 0 973 3.265 3.407 29.022 1.784 595,18 2.077 332 837 3.245 3.407 360 4.114 660,06 4.791 4 582 5.376 3.407 243.308 5.059 485,83 5.890 2.783 231 8.905 3.407 460.194 5.015 407,48 5.839 5.265 117 11.221 3.407 636.958 5.898 358,90 6.867 7.287 102 14.256 3.407 5.020.691 39.740 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 46.270 57.437 6.499 110.206 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 1.124.615 627.319 935.262 1.968.465 1.971.167 1.124.182 1.285.533 1.061.507 2.715.695 2.457.801 2.043.484 2.116.695 19.431.725 139.716 53.333 193.050 816.821 209.534 -42.761 2.301.259 149.290 53.333 202.623 425.319 216.736 36.026 1.508.023 496.126 53.333 549.459 673.166 173.422 62.278 2.393.587 0 53.333 53.333 1.385.795 67.010 107.594 3.582.198 0 53.333 53.333 1.250.594 31.997 230.196 3.537.287 0 53.333 53.333 521.089 59 548.308 2.246.971 0 53.333 53.333 628.120 0 495.042 2.462.029 0 53.333 53.333 568.974 5.557 456.010 2.145.381 0 53.333 53.333 1.312.548 72 273.687 4.355.336 0 53.333 53.333 1.613.927 46.576 79.149 4.250.787 0 53.333 53.333 1.599.858 88.084 3.174 3.787.934 195.941 981.073 53.333 640.000 249.274 1.621.073 1.881.522 12.677.734 121.914 960.961 -91.082 2.157.622 4.278.323 36.849.115 Udgifter Gaskøb i alt Afgifter Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 4.885.129 3.709.380 178.672 8.773.181 4.162.433 3.214.120 105.901 7.482.453 3.921.995 3.065.822 147.337 7.135.154 3.707.610 2.855.185 268.645 6.831.439 3.070.011 2.237.283 239.031 5.546.326 1.163.268 774.041 98.011 2.035.321 1.525.110 932.148 118.134 2.575.392 1.597.982 910.567 107.674 2.616.223 3.166.988 1.948.718 246.866 5.362.572 4.362.491 2.950.146 309.107 7.621.744 4.222.537 3.423.963 311.423 7.957.923 4.206.081 39.991.635 4.245.164 30.266.538 368.442 2.499.243 8.819.687 72.757.416 211.651 -113.363 -470.842 0 0 0 Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag Variabel varmeproduktionspris Vægtet varmepris -6.471.922 -5.974.430 -4.741.567 -3.249.241 -2.009.039 0 0 0 0 0 -6.471.922 -5.974.430 -4.741.567 -3.249.241 -2.009.039 -415 -406 -360 -329 -269 211.651 68 -113.363 -35 -1.007.236 -3.370.958 -4.169.989 -4.541.364 -35.908.301 0 0 0 0 0 -470.842 -1.007.236 -3.370.958 -4.169.989 -4.541.364 -35.908.301 -145 -187 -379 -372 -319 -262 -326 kr/MWh 48 Ringkøbing 2008 Biogas som grundlast jan 386 feb 378 mar 395 apr 399 maj 421 jun 316 jul 361 aug 407 sep 399 okt 417 nov 371 dec 325 I alt Naturgasforbrug motor Nm 276.714 227.236 309.700 562.592 536.936 0 0 0 251.059 487.457 505.783 463.634 3.621.109 3 871.646 4.787 1.665 6.452 1.333 1.915 491 745 1.552 9.972 2.393 1.732 80 15.728 3.407 910.057 5.827 0 5.827 1.095 2.331 489 745 1.275 10.411 2.913 0 213 14.812 3.407 694.064 6.452 0 6.452 1.492 2.581 469 745 1.737 7.940 3.226 0 334 13.237 3.407 249.483 6.244 0 6.244 2.711 2.497 494 745 3.156 2.854 3.122 0 812 9.943 3.407 18.874 6.452 0 6.452 2.587 2.581 529 745 3.012 216 3.226 0 993 7.447 3.407 9 6.244 0 6.244 0 2.497 0 6.452 0 6.452 0 2.581 0 6.452 0 6.452 0 2.581 745 0 0 3.226 0 33 3.259 3.407 745 0 0 3.226 0 33 3.259 3.407 243.447 6.452 0 6.452 2.349 2.581 551 745 2.735 2.785 3.226 0 231 8.976 3.407 455.571 6.244 0 6.244 2.437 2.497 453 745 2.837 5.212 3.122 0 117 11.287 3.407 734.905 6.452 0 6.452 2.234 2.581 440 745 2.601 8.407 3.226 0 102 14.336 3.407 4.178.468 72.633 2.743 75.376 17.446 29.053 745 0 0 3.122 0 42 3.164 3.407 414 4.579 1.078 5.657 1.210 1.831 825 745 1.408 5 2.289 1.121 582 5.405 3.407 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt Biogaspris kr/MWh 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug biogaskedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motor (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 20.313 47.802 36.313 2.853 3.571 110.852 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 654.504 1.426.452 535.576 1.736.521 700.314 1.922.622 1.338.918 1.860.563 1.368.372 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.922.622 997.701 1.364.393 1.294.700 1.922.622 1.103.274 1.860.563 983.432 8.976.791 1.922.622 21.644.783 139.716 53.333 1.619.501 425.319 166.837 135.874 3.002.035 149.290 53.333 1.939.144 349.264 174.193 131.332 3.129.508 496.126 53.333 2.472.081 476.011 132.842 188.614 3.969.862 0 53.333 1.913.896 864.706 47.749 289.464 4.454.734 0 53.333 1.975.955 825.275 3.615 414.454 4.587.671 0 53.333 1.913.896 2 706.997 2.620.895 0 53.333 1.975.955 678.426 2.654.381 0 53.333 1.975.955 619.620 2.595.575 0 53.333 1.417.726 385.888 86 524.629 3.326.030 0 53.333 1.975.955 749.221 46.601 282.923 4.349.400 0 53.333 1.913.896 777.390 87.201 162.648 4.044.410 195.941 981.073 53.333 640.000 2.171.896 23.265.856 712.597 5.565.672 140.663 799.788 81.697 4.216.677 4.090.284 42.824.785 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.909.017 2.491.840 2.619.409 279.775 9.300.041 3.814.478 2.204.622 2.594.164 294.878 8.908.142 3.330.488 2.545.249 2.289.585 341.704 8.507.027 2.730.195 2.488.296 1.852.342 422.340 7.493.173 1.962.008 2.713.399 1.267.801 413.840 6.357.048 34 1.973.941 21 199.792 2.173.788 2.327.721 206.456 2.534.177 2.628.549 206.456 2.835.005 1.032.799 2.255.641 573.610 243.289 4.105.339 2.757.700 2.689.173 1.667.192 399.906 7.513.970 3.088.828 2.319.087 2.192.846 405.159 8.005.920 3.188.113 2.099.780 2.733.867 401.967 8.423.728 Driftsresultat før renter og afdrag -6.298.006 -5.778.634 -4.537.165 -3.038.439 -1.769.377 447.107 120.204 -239.430 -779.310 -3.164.570 -3.961.510 -4.333.443 -33.332.575 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -6.531.347 -6.011.975 Variabel varmeproduktionspris -415 -406 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris -326 kr/MWh Vægtet biogaspris 381 kr/MWh -4.770.507 -360 Svarende til -3.271.781 -329 -2.002.719 -269 213.765 68 -113.138 -35 -472.772 -145 -1.012.651 -187 -3.397.912 -379 -4.194.852 -372 233.341 25.813.660 28.737.300 17.790.837 3.815.563 76.157.359 2.800.097 -4.566.785 -36.132.671 -319 -262 3 4,19 Kr./Nm naturgas 49 Ringkøbing 2008 Biogas som grundlast marked Biogaspris kr/MWh 3 Gasforbrug turbine Nm Gasforbrug motor Nm 3 3 Gasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion gasturbine MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan feb 309,4845 20,3 mar apr maj jun jul aug sep okt nov 335,716556 278,544364 371,502788 429,913644 528,207945 557,257361 578,776214 520,447422 408,683356 347,58107 19 20,3 19,6 18,5 0 0 0 18,5 20,3 19,6 dec I alt 294,457692 20,3 176 933.065 583.918 919.019 864.841 579.905 0 0 0 274.903 882.900 888.920 896.946 6.824.415 632.315 6.158 58 6.217 4.106 2.463 353 405 0 5.132 7.234 3.079 61 80 15.585 3.407 660.006 4.701 1.340 6.042 2.569 1.881 331 405 0 3.212 7.551 2.351 1.394 213 14.719 3.407 399.720 6.313 37 6.350 4.044 2.525 299 405 0 5.055 4.573 3.156 39 334 13.157 3.407 100.775 6.313 54 6.367 3.805 2.525 403 405 0 4.757 1.153 3.156 56 812 9.933 3.407 657 6.357 25 6.382 2.552 2.543 451 405 0 3.190 8 3.179 26 993 7.395 3.407 0 3.819 5 3.824 0 1.527 692 405 0 0 0 1.909 5 1.227 3.142 3.407 0 4.613 0 4.613 0 1.845 659 405 0 0 0 2.307 0 973 3.279 3.407 0 4.304 237 4.541 0 1.722 589 405 0 0 0 2.152 247 837 3.235 3.407 481 6.511 16 6.528 1.210 2.605 665 405 0 1.512 6 3.256 17 582 5.372 3.407 52.688 6.423 11 6.434 3.885 2.569 452 405 0 4.856 603 3.212 12 231 8.913 3.407 272.616 6.114 37 6.151 3.911 2.446 385 405 0 4.889 3.119 3.057 39 117 11.221 3.407 517.377 6.556 23 6.579 3.947 2.622 344 405 0 4.933 5.919 3.278 24 102 14.256 3.407 2.636.635 68.182 1.844 70.026 30.028 27.273 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 1 37.535 30.163 34.091 1.918 6.499 110.206 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 2.316.656 997.637 1.473.224 761.643 1.965.057 1.022.666 2.553.822 1.022.666 2.295.291 1.029.834 1.056.218 618.597 1.215.865 747.347 1.013.728 697.289 2.535.246 1.054.863 2.919.423 1.040.526 2.447.318 990.468 2.261.191 24.053.039 1.061.991 11.045.525 139.716 53.333 1.190.686 1.309.741 121.023 -20.021 4.918.085 149.290 53.333 964.266 819.629 126.319 93.941 3.477.379 496.126 53.333 1.572.125 1.290.025 76.505 71.682 4.975.394 0 53.333 1.075.999 1.213.971 19.282 225.949 5.089.023 0 53.333 1.083.167 814.014 128 403.723 4.596.324 0 53.333 671.930 707.001 2.435.149 0 53.333 800.680 678.426 2.694.971 0 53.333 750.622 619.620 2.383.970 0 53.333 1.108.196 385.888 93 514.675 4.544.099 0 53.333 1.093.859 1.239.333 10.092 208.767 5.471.474 0 53.333 1.043.801 1.247.755 52.183 103.500 4.894.557 195.941 981.073 53.333 640.000 1.311.265 12.666.597 1.259.048 9.579.402 99.026 504.652 25.425 3.632.688 4.955.956 50.436.379 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift af kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 5.328.622 1.923.910 3.570.678 94.695 436.429 11.354.333 4.172.184 2.028.232 2.837.433 72.295 306.033 9.416.176 4.375.641 1.768.729 3.008.089 97.071 431.758 9.681.288 3.246.466 2.365.172 2.202.614 97.071 410.649 8.321.972 2.049.447 2.743.494 1.324.303 97.751 334.336 6.549.330 2.019.656 58.717 108.838 2.187.210 2.570.740 70.938 131.477 2.773.155 2.628.339 66.186 123.163 2.817.688 1.131.080 3.397.221 628.194 100.127 258.198 5.514.819 3.530.049 2.629.591 2.134.122 98.766 417.373 8.809.901 3.732.077 2.138.075 2.649.507 94.014 415.236 9.028.910 3.762.154 1.937.090 3.226.118 100.803 435.513 9.461.678 Driftsresultat før renter og afdrag -6.436.249 -5.938.797 -4.705.894 -3.232.950 -1.953.007 247.939 -78.184 -433.718 -970.720 -3.338.426 -4.134.353 -4.505.723 -35.480.082 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 -113.857 -469.391 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.471 -4.741.567 Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -326 kr/MWh Vægtet biogaspris 402 kr/MWh Svarende til -3.268.623 -329 -1.988.680 -269 212.265 68 -35 -145 -1.006.393 -187 -3.374.100 -379 -4.170.026 -372 35.673 31.327.719 28.150.249 21.581.057 3.809.004 85.916.461 428.080 -4.541.396 -35.908.161 -319 -3.148 3 4,42 Kr./Nm naturgas 50 Ringkøbing 2008 Biogas last 150% fast afregning Biogaspris kr/MWh 3 jan feb 417,086894 415,86608 mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 425,987165 428,579219 433,79574 296,250056 342,993465 392,313276 406,650992 444,919404 407,234198 368,541868 I alt Naturgasforbrug motor Nm 276.714 227.236 309.700 544.266 296.872 0 0 0 0 403.160 505.783 463.634 3.027.365 3 808.077 9.418 0 9.418 1.333 3.767 491 745 1.552 9.244 4.709 0 80 0 15.585 3.407 660.779 6.330 2.411 8.741 1.095 2.532 489 745 1.275 7.559 3.165 2.508 213 0 14.719 3.407 546.031 9.678 0 9.678 1.492 3.871 469 745 1.737 6.247 4.839 0 334 0 13.157 3.407 120.213 9.365 0 9.365 2.622 3.746 496 745 3.053 1.375 4.683 0 812 0 9.923 3.407 2.059 9.678 0 9.678 1.430 3.871 560 745 1.665 24 4.839 0 843 0 7.371 3.407 0 6.502 0 6.502 0 2.601 0 6.502 0 6.502 0 2.601 0 5.728 203 5.931 0 2.291 247 9.365 0 9.365 0 3.746 745 0 0 3.251 0 0 0 3.251 3.407 745 0 0 2.864 211 197 0 3.272 3.407 745 0 3 4.683 0 547 0 5.232 3.407 313.267 9.365 0 9.365 2.437 3.746 453 745 2.837 3.584 4.683 0 117 0 11.221 3.407 586.915 9.678 0 9.678 2.234 3.871 440 745 2.601 6.714 4.839 0 102 0 14.256 3.407 3.181.046 101.285 2.614 103.900 14.586 40.513 745 0 0 3.251 0 0 0 3.251 3.407 143.458 9.678 0 9.678 1.942 3.871 565 745 2.262 1.641 4.839 0 231 0 8.972 3.407 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 654.504 2.806.341 535.576 1.886.191 700.314 2.883.821 1.300.382 2.790.845 801.377 2.883.821 1.937.522 1.937.596 1.707.019 2.790.845 1.096.724 2.883.821 1.103.274 2.790.845 983.432 7.175.583 2.883.821 30.182.483 139.716 53.333 2.999.390 425.319 154.665 159.638 4.393.516 149.290 53.333 2.088.814 349.264 126.476 218.742 3.318.872 496.126 53.333 3.433.280 476.011 104.508 243.571 4.957.684 0 53.333 2.844.178 836.537 23.015 350.520 5.354.632 0 53.333 2.937.154 456.296 386 525.816 4.721.029 0 53.333 1.990.855 707.001 2.697.856 0 53.333 1.990.929 678.426 2.669.355 0 53.333 1.760.352 619.620 2.379.972 0 53.333 2.844.178 52 629.203 3.473.433 0 53.333 2.937.154 619.666 27.452 349.689 5.030.685 0 53.333 2.844.178 777.390 59.955 204.695 4.989.492 195.941 981.073 53.333 640.000 3.133.095 31.803.556 712.597 4.653.080 112.337 608.846 120.289 4.807.210 5.061.749 49.048.275 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.692.628 3.927.916 2.474.408 426.497 10.521.448 2.978.402 3.635.085 2.025.562 310.262 8.949.312 2.839.314 4.122.491 1.951.922 441.533 9.355.260 2.233.979 4.013.773 1.515.677 512.214 8.275.643 1.055.227 4.198.058 681.862 424.143 6.359.291 1.926.159 208.056 2.134.215 2.230.178 208.064 2.438.242 2.326.928 183.726 2.510.654 1.015 3.808.409 564 299.694 4.109.681 2.062.390 4.305.708 1.246.836 468.346 8.083.281 2.631.606 3.813.870 1.868.252 501.800 8.815.528 2.794.460 3.566.564 2.396.302 501.797 9.259.123 Driftsresultat før renter og afdrag -6.127.931 -5.630.439 -4.397.576 -2.921.012 -1.638.262 563.641 231.113 -130.682 -636.248 -3.052.596 -3.826.036 -4.197.373 -31.763.401 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeafblæsning Varmeproduktion i alt Tildelte gratiskvoter tons CO2 16.983 36.391 50.642 2.719 3.474 0 110.209 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 Variabel varmeproduktionspris -415 -406 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris Vægtet biogaspris -4.741.567 -360 -3.265.002 -329 -1.982.252 -269 219.650 68 -112.877 -35 -474.672 -980.239 -145 -187 -3.396.587 -379 -4.170.026 -372 343.991 20.289.022 41.875.138 14.161.384 4.486.132 80.811.676 4.127.888 -4.541.364 -35.891.289 -319 -3.148 -326 403 kr/MWh Svarende til 3 4,43 Kr./Nm naturgas 51 Ringkøbing 2008 Biogas marked 150 % Biogaspris kr/MWh 3 Gasforbrug gasturbine Nm 3 jan feb mar apr maj jun jul aug sep 374,433278 378,177369 345,331339 340,741581 372,551024 381,089036 414,559359 481,063451 408,47428 20,3 19 20,3 19,6 3,5 0 0 0 9,4 okt nov dec 350,967493 333,912787 314,023873 20,3 19,6 20,3 I alt Gasforbrug motor Nm 618.030 411.351 622.043 577.898 323.061 0 0 0 8.026 583.918 597.964 607.997 4.350.288 3 634.823 9.624 31 9.654 2.719 3.849 314 405 3.399 0 7.262 4.812 32 80 0 15.585 3.407 587.967 6.600 2.133 8.732 1.810 2.640 285 405 2.262 0 6.726 3.300 2.218 213 0 14.719 3.407 399.030 9.580 45 9.624 2.737 3.832 258 405 3.421 0 4.565 4.790 47 334 0 13.157 3.407 101.308 9.425 17 9.442 2.543 3.770 261 405 3.179 0 1.159 4.713 18 812 0 9.879 3.407 862 9.315 46 9.361 1.422 3.726 263 405 1.777 0 10 4.657 48 993 0 7.486 3.407 0 3.730 0 3.730 0 1.492 312 405 0 0 0 1.865 0 1.227 0 3.092 3.407 0 4.613 10 4.623 0 1.845 304 405 0 0 0 2.307 11 973 0 3.290 3.407 0 4.370 218 4.588 0 1.748 333 405 0 0 0 2.185 227 837 0 3.249 3.407 145 9.469 8 9.477 35 3.788 300 405 44 0 2 4.735 8 582 0 5.370 3.407 46.791 9.778 35 9.813 2.569 3.911 266 405 3.212 0 535 4.889 37 231 0 8.903 3.407 275.403 9.315 7 9.321 2.631 3.726 268 405 3.289 0 3.151 4.657 7 117 0 11.221 3.407 516.867 9.734 29 9.763 2.675 3.894 280 405 3.344 0 5.913 4.867 30 102 0 14.256 3.407 2.563.196 95.552 2.578 98.130 19.141 38.221 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 2.063.340 1.559.007 1.269.488 1.069.160 1.695.447 1.551.879 1.648.296 1.526.850 1.355.492 1.508.949 465.208 604.301 561.453 747.347 582.937 707.981 1.146.043 1.533.978 1.726.867 1.584.036 1.706.418 1.508.949 1.838.088 16.059.077 1.576.908 15.479.343 139.716 53.333 1.752.057 867.514 121.501 96.811 4.901.223 149.290 53.333 1.271.783 577.396 112.543 179.713 3.410.923 496.126 53.333 2.101.338 873.160 76.376 182.188 4.928.509 0 53.333 1.580.183 811.207 19.385 344.428 4.403.498 0 53.333 1.562.282 453.488 158 514.982 3.886.403 0 53.333 657.634 707.001 1.829.843 0 53.333 800.680 678.426 2.040.559 0 53.333 761.314 619.620 1.963.871 0 53.333 1.587.311 11.261 22 625.904 3.370.542 0 53.333 1.637.369 819.629 8.954 319.223 4.512.042 0 53.333 1.562.282 839.344 52.713 188.646 4.349.404 195.941 981.073 53.333 640.000 1.826.182 17.100.416 853.445 6.106.444 98.921 490.574 100.909 4.557.852 4.717.546 44.314.363 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 4.264.780 3.614.891 2.857.804 147.980 452.017 11.337.472 3.351.776 3.302.358 2.279.487 101.484 314.575 9.349.680 3.387.990 3.323.572 2.329.115 147.303 446.459 9.634.439 2.283.557 3.217.214 1.549.314 144.927 423.534 7.618.546 1.143.459 3.487.450 738.875 143.228 350.870 5.863.883 1.421.576 57.360 106.312 1.585.248 1.916.674 70.938 131.499 2.119.110 2.207.312 67.201 125.006 2.399.519 33.600 3.871.111 18.661 145.604 272.005 4.340.981 2.379.742 3.444.149 1.438.694 150.355 433.969 7.846.910 2.806.191 3.112.468 1.992.194 143.228 429.639 8.483.719 2.992.192 3.065.721 2.565.861 149.679 449.817 9.223.269 Driftsresultat før renter og afdrag -6.436.249 -5.938.757 -4.705.930 -3.215.048 -1.977.480 244.594 -78.551 -435.648 -970.439 -3.334.868 -4.134.316 -4.505.723 -35.488.414 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 -114.224 -471.321 Gasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion turbine MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeafblæsning Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 23.927 1 29.323 47.776 2.681 6.499 0 110.206 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 -4.741.603 Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris -326 kr/MWh Vægtet biogaspris 367 kr/MWh Svarende til -3.250.722 -329 -2.013.153 -269 208.921 68 -35 -145 -1.006.112 -187 -3.370.541 -379 -4.169.989 -372 35.673 22.643.287 35.984.496 15.770.006 3.935.700 79.802.776 428.080 -4.541.396 -35.916.493 -319 -3.148 3 4,03 Kr./Nm naturgas 52 Ringkøbing 2009 Naturgas grundscenarie 3 Naturgasforbrug motor Nm Naturgasforbrug kedel Nm 3 3 Naturgasforbrug i alt Nm Elproduktion (salg) MWh Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 1.308.438 762.339 918.105 828.311 516.778 282.212 111.785 280.380 197.915 236.398 692.586 851.893 664.855 373.703 295.041 28.867 143.874 80.146 324.764 671.734 170.427 238.231 5.851.318 890.212 1.129.606 2.001.023 6.304 322,14 7.340 7.923 65 15.329 3.407 1.614.232 3.673 288,85 4.277 9.746 221 14.243 3.407 1.582.960 4.423 279,76 5.150 7.606 352 13.108 3.407 1.202.013 3.991 287,51 4.647 4.275 861 9.782 3.407 811.819 2.490 294,45 2.899 3.375 994 7.268 3.407 311.079 1.360 317,46 1.583 330 1.263 3.176 3.407 255.659 539 354,60 627 1.646 946 3.219 3.407 360.526 1.351 357,64 1.573 917 816 3.305 3.407 522.679 954 374,42 1.110 3.715 527 5.353 3.407 908.133 1.139 363,43 1.326 7.685 213 9.224 3.407 1.060.639 821 398,06 956 10.184 104 11.244 3.407 6.147.281 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 2.030.732 1.060.903 1.237.465 1.147.358 733.128 431.654 483.105 357.013 413.907 326.847 449.958 8.863.057 1.367.837 11.998.598 1.148 28.191 392,02 4.030 1.336 32.824 12.923 70.325 90 6.450 14.349 109.599 3.407 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 721.451 908.493 1.095.402 1.090.009 1.197.214 1.050.323 1.134.555 1.020.159 2.046.343 1.192.280 1.435.871 1.295.443 808.227 441.380 174.838 438.490 134.413 165.329 129.042 72.522 57.257 5.610 27.925 15.550 -184.193 -36.905 -27.442 127.285 302.849 561.270 563.498 471.599 4.748.746 3.290.100 3.870.339 3.732.616 3.098.675 2.490.236 2.091.804 2.428.904 1.081.489 998.188 968.890 931.602 53.333 53.333 53.333 53.333 1.134.822 1.051.522 1.022.224 984.935 309.521 369.704 266.542 372.594 63.030 130.377 172.777 219.232 411.355 218.136 132.762 36.921 2.275.740 2.183.646 1.921.151 2.063.640 11.771.110 640.000 12.411.110 9.151.232 1.193.063 2.577.134 34.195.597 Udgifter Gaskøb i alt Afgifter Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.377.727 4.644.374 394.080 8.416.182 25.009.910 27.848.747 1.832.110 Driftsresultat før renter og afdrag Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag Variabel varmeproduktionspris Vægtet varmepris 2.831.363 3.746.633 239.865 6.817.862 2.844.580 3.674.051 280.610 6.799.240 2.175.644 2.789.873 247.992 5.213.509 -3.667.435 -3.527.762 -2.928.902 -1.480.893 0 0 0 0 -3.667.435 -3.527.762 -2.928.902 -1.480.893 -239 -248 -223 -151 190.987 1.597.660 1.884.232 156.139 3.638.030 684.375 722.015 82.242 1.488.632 618.950 593.384 35.608 1.247.942 857.690 836.780 82.882 1.777.352 1.368.373 1.213.137 64.641 2.646.150 -539.355 1.001.604 843.862 651.552 -370.410 0 0 0 0 0 -539.355 -74 1.001.604 315 843.862 651.552 262 197 2.258.526 2.107.776 83.703 4.450.004 2.714.175 2.461.743 69.634 5.245.551 3.680.849 3.174.749 94.713 6.950.311 I alt 54.690.767 -2.266.359 -3.324.401 -4.886.671 -20.495.170 0 0 0 0 -370.410 -2.266.359 -3.324.401 -4.886.671 -20.495.170 -69 -246 -296 -341 -93 -187 kr/MWh 53 Ringkøbing 2009 Biogas som grundlast jan 229 feb 273 mar 309 apr 342 Naturgasforbrug motor Nm 769.669 207.078 119.116 3 604.672 4.787 1.664 6.451 3.708 1.915 348,07 745 4.318 6.918 2.393 1.731 65 15.425 3.407 877.336 5.827 0 5.827 998 2.331 332,26 745 1.162 10.037 2.913 0 221 14.333 3.407 781.685 6.452 0 6.452 574 2.581 360,06 745 668 8.943 3.226 0 352 13.188 3.407 jan feb Biogaspris kr/MWh 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion naturgas (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogasmotor MWh Varmeproduktion biogaskedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 maj 387 jun 354 jul 382 aug 387 sep 431 okt 391 nov 371 dec 352 I alt 150.269 60.474 0 0 0 32.986 5.498 436.993 6.244 0 6.244 724 2.497 358,53 745 843 4.999 3.122 0 861 9.824 3.407 243.963 6.452 0 6.452 291 2.581 357,90 745 339 2.791 3.226 0 976 7.331 3.407 0 6.244 0 6.244 0 2.497 0 6.452 0 6.452 0 2.581 0 6.452 0 6.452 0 2.581 745 0 0 3.122 0 32 3.154 3.407 745 0 0 3.226 0 33 3.259 3.407 745 0 0 3.226 0 62 3.288 3.407 94.026 4.579 1.252 5.831 159 1.831 462,80 745 185 1.076 2.289 1.302 527 5.379 3.407 507.546 6.452 0 6.452 27 2.581 529,81 745 31 5.806 3.226 0 213 9.276 3.407 69.637 53.144 1.467.869 672.635 6.244 0 6.244 336 2.497 458,77 745 391 7.695 3.122 0 104 11.311 3.407 946.188 6.452 0 6.452 256 2.581 482,53 745 298 10.824 3.226 0 90 14.438 3.407 5.165.044 72.633 2.917 75.550 7.072 29.053 mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 8.234 59.088 36.313 3.033 3.535 110.204 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Salg elektricitet biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 1.290.705 1.426.452 331.491 1.736.521 206.641 1.922.622 259.577 1.860.563 104.292 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.922.622 73.539 1.364.393 14.040 1.922.622 153.918 1.860.563 123.528 2.557.731 1.922.622 21.644.783 668.118 53.333 2.147.903 1.203.739 117.347 50.492 4.810.185 855.160 53.333 2.645.014 323.869 170.276 149.206 3.619.856 1.042.069 53.333 3.018.024 186.297 151.706 226.251 3.788.918 1.036.676 53.333 2.950.572 235.022 84.812 382.035 3.912.018 1.143.880 53.333 3.119.835 94.593 47.355 523.198 3.889.273 996.990 53.333 2.910.886 707.001 3.617.887 1.081.222 53.333 3.057.177 678.426 3.735.603 966.826 53.333 2.942.781 619.620 3.562.401 1.081.489 53.333 2.499.215 51.581 18.242 576.343 3.218.921 998.188 53.333 2.974.143 8.602 98.509 361.526 3.456.821 968.890 53.333 2.882.787 108.908 130.552 226.995 3.503.161 931.602 11.771.110 53.333 640.000 2.907.557 34.055.893 83.102 2.295.712 183.634 1.002.433 133.187 4.634.280 3.431.007 44.546.050 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.158.236 1.474.168 3.189.846 467.129 8.289.378 2.563.553 1.591.734 2.516.923 286.361 6.958.571 2.168.227 1.995.244 2.090.758 270.253 6.524.482 1.421.173 2.136.120 1.363.034 267.710 5.188.038 784.839 2.495.314 706.599 235.350 4.222.102 2.212.314 199.792 2.412.106 2.463.694 206.456 2.670.150 2.496.593 206.456 2.703.049 409.995 2.511.189 294.795 163.980 3.379.959 1.588.896 2.524.397 1.190.774 220.189 5.524.256 2.352.259 2.319.071 1.722.813 242.022 6.636.164 3.298.793 2.269.910 2.319.448 248.585 8.136.737 Driftsresultat før renter og afdrag -3.479.193 -3.338.716 -2.735.564 -1.276.020 -332.829 1.205.781 1.065.453 859.352 -161.038 -2.067.436 -3.133.003 -4.705.730 -18.098.942 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.404 -3.549.927 Variabel varmeproduktionspris -239 -248 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris Vægtet biogaspris -187 kr/MWh 351 kr/MWh -2.946.775 -223 Svarende til -1.487.232 -151 -544.041 -74 994.570 854.242 648.140 315 262 197 -372.250 -69 -2.278.647 -246 -3.344.215 -296 211.212 17.745.972 26.489.748 15.394.990 3.014.283 62.644.992 2.534.538 -4.916.941 -20.633.481 -341 -93 3,86 kr/Nm3 54 Ringkøbing 2009 Biogas som grundlast marked Biogaspris kr/MWh Naturgasforbrug motor Nm 3 3 Naturgasforbrug turbine Nm 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion turbine MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan 192 feb 225 mar 217 apr 252 maj 325 jun 444 jul 447 aug 444 sep 413 okt 268 nov 238 dec 230 I alt 908.986 559.839 917.012 856.814 563.852 0 0 0 280.923 900.959 888.920 898.953 6.776.257 20 18 20 20 19 0 0 0 20 20 20 20 177 622.233 6.423 29 6.452 4.000 2.569 315,49 405 4.999 0 7.118 3.212 30 65 15.425 3.407 645.946 4.437 1.370 5.806 2.463 1.775 278,06 405 3.079 0 7.390 2.218 1.425 221 14.333 3.407 399.262 6.335 55 6.390 4.035 2.534 258,98 405 5.044 0 4.568 3.167 58 352 13.188 3.407 98.724 6.269 36 6.305 3.770 2.507 260,09 405 4.713 0 1.129 3.134 38 861 9.875 3.407 548 6.357 31 6.388 2.481 2.543 263,30 405 3.101 0 6 3.179 32 994 7.312 3.407 0 3.752 9 3.762 0 1.501 311,82 405 0 0 0 1.876 10 1.263 3.149 3.407 0 4.635 0 4.635 0 1.854 301,77 405 0 0 0 2.318 0 946 3.264 3.407 0 4.459 286 4.745 0 1.784 332,44 405 0 0 0 2.229 297 816 3.342 3.407 0 6.467 48 6.515 1.236 2.587 299,78 405 1.545 0 0 3.234 50 527 5.355 3.407 68.674 6.445 36 6.482 3.964 2.578 266,05 405 4.955 0 786 3.223 38 213 9.214 3.407 284.021 6.114 11 6.125 3.911 2.446 270,31 405 4.889 0 3.249 3.057 12 104 11.311 3.407 532.094 6.511 59 6.570 3.955 2.605 275,95 405 4.944 0 6.087 3.256 61 90 14.438 3.407 2.651.500 68.204 1.970 70.174 29.816 27.282 3.434 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 37.270 1 30.333 34.102 2.049 6.450 110.205 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 2.072.335 1.040.526 1.178.409 718.713 1.701.156 1.026.230 1.632.664 1.015.497 1.322.723 1.029.834 468.004 607.865 559.520 750.911 592.902 722.318 1.146.071 1.047.695 1.740.588 1.044.131 1.718.329 990.468 1.810.263 15.942.964 1.054.863 11.049.048 668.118 53.333 1.761.977 1.298.299 120.770 -8.257 5.245.125 855.160 53.333 1.627.206 799.625 125.369 106.571 3.837.180 1.042.069 53.333 2.121.632 1.309.791 77.482 71.738 5.281.798 1.036.676 53.333 2.105.506 1.223.800 19.160 229.423 5.210.553 1.143.880 53.333 2.227.048 805.338 100 410.300 4.765.509 996.990 53.333 1.658.188 707.001 2.833.193 1.081.222 53.333 1.885.466 678.426 3.123.412 966.826 53.333 1.742.477 619.620 2.954.999 1.081.489 53.333 2.182.516 401.257 512.165 4.242.009 998.188 53.333 2.095.652 1.286.840 13.332 195.815 5.332.228 968.890 53.333 2.012.692 1.269.636 55.123 99.521 5.155.300 931.602 11.771.110 53.333 640.000 2.039.798 23.460.158 1.283.984 9.678.570 103.261 514.596 20.409 3.642.732 5.257.714 53.239.021 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift af kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.518.787 1.238.906 3.554.005 123.485 437.322 8.872.505 2.850.518 1.306.884 2.798.669 76.055 291.867 7.323.992 3.168.321 1.385.580 3.055.120 124.578 431.885 8.165.483 2.312.449 1.588.431 2.217.848 116.399 407.187 6.642.314 1.455.070 2.073.266 1.310.014 76.598 330.105 5.245.054 1.670.142 106.959 1.777.101 2.072.662 132.104 2.204.767 2.105.396 127.669 2.233.065 906.882 2.693.821 652.067 38.165 258.582 4.549.516 3.003.016 1.734.048 2.250.565 122.395 423.188 7.533.212 3.717.111 4.723.951 1.460.700 1.508.933 2.722.441 3.321.505 120.759 122.123 415.443 435.198 8.436.454 10.111.709 Driftsresultat før renter og afdrag -3.627.380 -3.486.812 -2.883.685 -1.431.761 -479.545 1.056.092 918.645 721.934 -307.507 -2.200.984 -3.281.154 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.466 -3.549.898 -2.946.771 Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris Vægtet biogaspris -187 kr/MWh 297 kr/MWh Svarende til -1.494.847 -151 -542.631 -74 993.006 855.559 658.848 315 262 197 -370.594 -69 -2.264.070 -246 -3.344.240 -296 25.656.103 20.838.769 21.882.234 3.797.509 73.095.173 -4.853.995 -19.856.152 63.086 757.035 -4.917.082 -20.613.187 -341 -93 3,27 kr/Nm3 55 Ringkøbing 2009 Biogas grundlast 150 % Biogaspris kr/MWh Naturgasforbrug motor Nm 3 3 Naturgasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion naturgas (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionspris kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeafblæsning MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 jan 300 feb 315 mar 353 apr 375 maj 400 jun 328 jul 360 aug 365 sep 452 769.669 207.078 119.116 553.570 9.418 0 9.418 3.708 3.767 632.086 6.244 2.497 8.741 998 2.497 640.676 9.678 0 9.678 574 3.871 745 4.318 6.333 4.709 0 65 0 15.425 3.407 745 1.162 7.231 3.122 2.597 221 0 14.333 3.407 jan okt 418 nov 404 dec 393 I alt 150.269 58.642 0 0 0 16.493 5.498 69.637 53.144 1.449.543 302.457 9.365 0 9.365 724 3.746 119.351 9.678 0 9.678 283 3.871 0 6.435 0 6.435 0 2.574 0 6.520 0 6.520 0 2.608 0 5.760 209 5.969 0 2.304 0 9.365 0 9.365 80 3.746 364.167 9.678 0 9.678 27 3.871 536.175 9.365 0 9.365 336 3.746 805.179 9.678 0 9.678 256 3.871 3.953.660 101.182 2.706 103.888 6.984 40.472 0 745 668 7.329 4.839 0 352 0 13.188 3.407 745 843 3.460 4.683 0 861 0 9.846 3.407 745 329 1.365 4.839 0 816 0 7.349 3.407 745 0 0 3.217 0 0 0 3.217 3.407 745 0 0 3.260 0 0 0 3.260 3.407 745 0 0 2.880 217 193 0 3.290 3.407 745 93 0 4.683 0 527 0 5.302 3.407 745 31 4.166 4.839 0 213 0 9.249 3.407 745 391 6.134 4.683 0 104 0 11.311 3.407 745 298 9.211 4.839 0 90 0 14.438 3.407 8.131 45.230 50.590 2.815 3.441 0 110.207 40.878 feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tillæg biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: 1.290.705 2.806.341 331.491 1.860.563 206.641 2.883.821 259.577 2.790.845 101.280 2.883.821 1.917.407 1.942.811 1.716.555 36.426 2.790.845 14.040 2.883.821 153.918 2.790.845 123.528 2.517.606 2.883.821 30.151.491 668.118 53.333 3.527.792 1.203.739 107.444 69.629 6.199.309 855.160 53.333 2.769.056 323.869 122.669 235.355 3.782.440 1.042.069 53.333 3.979.223 186.297 124.348 278.692 4.775.201 1.036.676 53.333 3.880.853 235.022 58.702 437.787 4.871.941 1.143.880 53.333 4.081.034 91.704 23.160 578.111 4.875.288 996.990 53.333 2.967.730 707.001 3.674.731 1.081.222 53.333 3.077.366 678.426 3.755.792 966.826 53.333 2.736.714 619.620 3.356.334 1.081.489 53.333 3.925.666 25.807 622.429 4.610.328 998.188 53.333 3.935.342 8.602 70.673 413.563 4.442.220 968.890 53.333 3.813.068 108.908 104.067 267.387 4.447.348 931.602 11.771.110 53.333 640.000 3.868.756 42.562.601 83.102 2.267.049 156.276 767.339 170.023 5.078.021 4.401.684 53.192.617 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 3.040.803 2.823.070 3.071.237 610.674 9.545.784 1.983.783 2.757.602 1.947.698 299.265 6.988.348 1.828.818 3.415.422 1.763.476 370.243 7.377.959 1.095.596 3.507.582 1.050.777 364.528 6.018.483 458.865 3.869.708 413.121 335.003 5.076.696 2.110.236 205.896 2.316.132 2.348.589 208.624 2.557.213 2.179.043 184.763 2.363.805 53.239 4.235.675 38.280 306.048 4.633.243 1.144.852 4.047.711 857.992 320.124 6.370.679 1.919.816 3.782.839 1.406.088 338.796 7.447.538 2.833.322 3.800.644 1.992.166 348.574 8.974.707 Driftsresultat før renter og afdrag -3.346.475 -3.205.908 -2.602.758 -1.146.542 -201.408 1.358.599 1.198.580 992.529 -22.915 -1.928.458 -3.000.190 -4.573.023 -16.477.970 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.466 -3.549.898 Variabel varmeproduktionspris -239 -248 * Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 % Vægtet varmepris Vægtet biogaspris -187 kr/MWh 374 kr/MWh -2.946.749 -223 Svarende til -1.490.533 -151 -545.399 -74 1.014.608 315 854.589 648.538 262 197 -366.905 -69 -2.272.449 -246 -3.344.181 -296 343.991 14.359.094 38.878.121 12.540.835 3.892.537 69.670.586 4.127.888 -4.917.013 -20.605.858 -341 -93 4,12 kr/Nm3 56 Ringkøbing 2009 Biogas marked 150 % jan 289 feb 308 mar 310 apr 332 maj 377 jun 431 jul 435 aug 434 sep 453 okt 365 nov 346 dec 339 I alt 616.023 371.219 620.037 581.911 317.041 0 0 0 12.040 591.944 601.977 607.997 4.320.189 20 18 20 20 17 0 0 0 9 20 20 20 165 621.937 9.646 32 9.678 2.711 3.858 315,48 405 3.388 0 7.115 4.823 33 65 0 15.425 3.407 568.613 6.511 2.221 8.732 1.633 2.605 278,06 405 2.042 0 6.505 3.256 2.309 221 0 14.333 3.407 400.292 9.602 44 9.646 2.728 3.841 258,98 405 3.410 0 4.579 4.801 46 352 0 13.188 3.407 97.185 9.359 22 9.380 2.560 3.744 260,70 405 3.201 0 1.112 4.679 22 861 0 9.875 3.407 178 9.094 20 9.114 1.395 3.638 263,08 405 1.744 0 2 4.547 21 994 0 7.308 3.407 0 3.752 13 3.766 0 1.501 313,20 405 0 0 0 1.876 14 1.263 0 3.153 3.407 0 4.635 0 4.635 0 1.854 302,58 405 0 0 0 2.318 0 946 0 3.264 3.407 0 4.591 220 4.811 0 1.836 333,84 405 0 0 0 2.296 229 816 0 3.340 3.407 433 9.580 3 9.583 53 3.832 300,60 405 66 0 5 4.790 3 527 0 5.391 3.407 71.868 9.734 22 9.756 2.605 3.894 266,07 405 3.256 0 822 4.867 23 213 0 9.181 3.407 284.156 9.271 10 9.280 2.649 3.708 270,31 405 3.311 0 3.251 4.635 10 104 0 11.311 3.407 533.844 9.734 29 9.763 2.675 3.894 275,97 405 3.344 0 6.107 4.867 30 90 0 14.438 3.407 2.578.507 95.508 2.636 98.144 19.009 38.203 3.439 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I alt 2.072.335 1.562.612 1.178.409 1.054.863 1.701.156 1.555.443 1.643.438 1.516.118 1.323.974 1.473.188 470.087 607.865 561.018 750.911 613.061 743.742 1.167.765 1.551.879 1.728.965 1.576.908 1.718.329 1.501.821 1.812.771 15.991.308 1.576.908 15.472.256 668.118 53.333 2.284.063 879.870 120.700 101.565 5.458.532 855.160 53.333 1.963.356 530.227 110.361 199.993 3.982.347 1.042.069 53.333 2.650.845 885.616 77.696 181.799 5.497.112 1.036.676 53.333 2.606.126 831.145 18.861 343.980 5.443.551 1.143.880 53.333 2.670.401 452.838 40 517.647 4.964.900 996.990 53.333 1.658.188 0 0 707.001 2.835.276 1.081.222 53.333 1.885.466 0 0 678.426 3.124.910 966.826 53.333 1.763.901 0 0 619.620 2.996.583 1.081.489 53.333 2.686.701 17.205 76 624.105 4.495.852 998.188 53.333 2.628.430 845.493 13.944 306.807 5.523.639 968.890 53.333 2.524.045 859.809 55.157 184.414 5.341.753 931.602 53.333 2.561.843 868.411 103.604 95.959 5.442.588 11.771.110 640.000 27.883.366 6.170.614 500.439 4.561.315 55.107.042 Udgifter Gaskøb naturgas i alt Biogaskøb i alt Afgifter Drift af kompressor Vedligehold Køb af kvoter (se Salg af kvoter) Udgifter i alt: 2.844.834 2.796.906 2.873.307 119.125 451.764 9.085.936 2.221.762 2.689.039 2.181.350 80.417 296.591 7.469.159 2.455.932 2.991.587 2.368.183 118.579 446.493 8.380.775 1.643.413 3.117.564 1.576.182 115.581 422.572 6.875.312 817.790 3.434.885 736.265 112.308 342.877 5.444.125 0 1.624.580 0 46.340 106.939 1.777.859 0 2.016.915 0 57.246 132.104 2.206.265 0 2.087.539 0 56.699 130.844 2.275.082 40.262 4.342.113 28.949 118.307 276.206 4.805.837 2.055.828 3.564.374 1.540.709 120.215 435.339 7.716.466 2.808.157 3.213.851 2.056.716 114.491 429.633 8.622.847 3.769.216 3.306.760 2.650.212 120.215 450.145 10.296.549 18.657.194 35.186.112 16.011.874 1.179.525 3.921.507 Driftsresultat før renter og afdrag -3.627.404 -3.486.812 -2.883.663 -1.431.761 -479.226 1.057.416 918.645 721.500 -309.985 -2.192.826 -3.281.094 -4.853.961 -19.849.170 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 Biogaspris kr/MWh 3 Gasforbrug kraftvarme Nm Gasforbrug turbine Nm 3 3 Gasforbrug kedel Nm Biogasforbrug motor MWh* Biogasforbrug kedel MWh Biogasforbrug i alt MWh Elproduktion motoranlæg (salg) MWh Elproduktion biogas MWh* Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh Biogas elproduktionstillæg kr/MWh Varmeproduktion motoranlæg MWh Varmeproduktion turbine MWh Varmeproduktion kedelanlæg MWh Varmeproduktion biogas motor MWh Varmeproduktion biogas kedel MWh Varmeproduktion solfanger MWh Varmeafblæsning MWh Varmeproduktion i alt MWh Tildelte gratiskvoter tons CO2 23.761 1 29.498 47.754 2.741 6.450 0 110.205 40.878 Driftsregnskab kr. Indtægter Salg af elektricitet naturgas Tilskud elproduktion biogas Tilskud elproduktion naturgas - Grundbeløb - 8-øren Tilskud elproduktion i alt Refusion afgifter motoranlæg Refusion af afgifter kedelanlæg Salg kvoter (negativt tal=køb) Indtægter i alt: Renter og afdrag Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.490 -3.549.898 -2.946.749 Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 * Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motor Vægtet varmepris Vægtet biogaspris -187 kr/MWh 359 kr/MWh Svarende til -1.494.847 -151 -542.312 -74 994.330 855.559 658.414 315 262 197 -373.071 -69 -2.255.913 -246 -3.344.181 -296 63.086 74.956.212 757.035 -4.917.047 -20.606.205 -341 -93 3,94 kr/Nm3 57 Appendix 5 Ombygning af naturgasmotorer til biogasdrift Written by DGC based on input from GE Jenbacher, Rolls-Royce and Wärtsilä DGC-notat 1/18 Ombygning af naturgasmotorer til biogasdrift Notat udført som del af ForskNG projektet 010529 Establishment of a biogas grid and interaction between biogas grid and the existing natural gas grid Dansk Gasteknisk Center a/s 30.10.2010 734-89 Biogasneth:\734\89 biogasnet\wp'er\wp 4 motorer\rapportering\ombygning af motorer - final.doc 01-06-2010 DGC-notat 2/18 Indholdfortegnelse INDLEDNING ..................................................................................... 3 INTRODUKTION................................................................................ 4 BIOGAS OG NATURGAS ................................................................. 5 Samspil mellem biogas og naturgas .................................................................................. 6 Forkammer- og åbenkammermotorer ............................................................................... 6 Brændselssystem ............................................................................................................... 7 Svovl i biogas ........................................................................................................................ 8 GASMOTORER PÅ KRAFTVARMEVÆRKER ................................. 9 Motorleverandørernes krav til biogas ............................................................................... 9 EMISSIONSKRAV ........................................................................... 11 Grænseværdier for motorer, der anvender både biogas og naturgas ............................... 11 OMKOSTNINGER TIL KONVERTERING ....................................... 12 Rolls-Royce ......................................................................................................................... 12 Komprimering af biogas ................................................................................................. 13 Jenbacher ........................................................................................................................... 14 Wärtsilä .............................................................................................................................. 15 Drift af biogasmotorer....................................................................................................... 15 Rolls-Royce .................................................................................................................... 15 Jenbacher ........................................................................................................................ 15 Røggasvekslersystemet ...................................................................................................... 16 REFERENCER ................................................................................ 18 Bilag Bilag 1: Brændselsspecifikationer – Rolls-Royce. Bilag 2: Brændselsspecifikationer – Jenbacher. Bilag 3: Ombygning af Jenbacher til biogasdrift - budgetpriser DGC-notat 3/18 Indledning I Danmark er der meget fokus på øget produktion og anvendelse af biogas. Formålet med dette notat er at beskrive, hvad der skal til for at de eksisterende naturgasfyrede motorer på kraftvarmeværkerne kan konverteres til biogasdrift. Nærværende notat er en del af afrapporteringen af projektet ”Establishment of a biogas grid and interaction between biogas grid and the existing natural gas grid”. Dette notat omhandler arbejdspakke 4 ”Conversion of natural gas engines to biogasoperation”. Formålet med projektet er at undersøge muligheder for etablering af et biogasnet, til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynes med naturgas. Notatet er skrevet af DGC på basis af input fra motorleverandørerne involveret i projektet Jenbacher, Rolls-Royce og Wärtsilä. Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet. DGC-notat 4/18 Introduktion Fælles for alle større naturgasmotorer, der anvendes på decentrale kraftvarmeværker i Danmark, er, at de alle er turboladede lean-burn motorer. Det sidste betyder, at de kører med et højt luftoverskud. Herved er det muligt at opretholde en høj elvirkningsgrad, høj effekt og samtidig overholde NOx kravene. Hvis disse motorer skal kunne køre på biogas, vil det kræve ombygning af motorerne i større eller mindre omfang. Disse ombygninger er dog ikke lige omfattende for alle motormodeller. I dette notat beskrives nogle fundamentale forskelle på forskellige motorer, og hvad disse forskelle betyder ved konvertering fra naturgasdrift til biogasdrift. DGC-notat 5/18 Biogas og naturgas Forskellen i gassammensætning for biogas og naturgas gør at gasserne vil have forskellige egenskaber. Biogas er energimæssigt en tyndere gas end naturgas pga. dens høje andel af kuldioxid. Biogas indeholder endvidere urenheder, som svovlbrinte og ammoniak, der kan være skadelig for naturgasnettet og for gasinstallationerne, hvor gassen skal anvendes. Derudover har biogassen vanddamp. Typiske gassammensætninger er angivet i Tabel 1. Tabel 1. Sammensætning og karakteristika for biogas og naturgas. Metan Etan Propan Butan Pentan+ Nitrogen Kuldioxid Svovlbrinte Ammoniak Nordsø naturgas (2007) Biogas 89,64 5,89 2,35 0,38 0,54 0,28 0,67 2,4 0,0 55-70 0 0 0 0 0-2 30-45 10-30.000 ≈100 43,8 25,9 MJ/m (n) 39,6 23,3 - 0,63 0,89 10,4 6,2 % % % % % % % mg/m3(n) ppm Biogas: 65 % CH4 og 35 % CO2 Øvre brændværdi MJ/m3(n) Nedre brændværdi Relativ densitet Støkiometrisk luftbrændstofforhold 3 Mol/mol Som det fremgår af ovenstående, er brændværdien af biogas kun ca. 60 % af brændværdien for naturgas. Det betyder, at gasforbruget på volumenbasis er ca. 70 % (vol.) større end for naturgas, hvis motorerne skal opretholde den oprindelige ydelse som ved naturgasdrift, hvis det antages at virkningsgraden er den samme. Det vil oftest kræve anden dimensionering af rør og gaskomponenter. DGC-notat 6/18 Samspil mellem biogas og naturgas I perioder hvor gasforbruget for gasmotorerne er større end biogasproduktionen, vil det være nødvendigt med backup af naturgas for at sikre ydelse og virkningsgrad. Det stiller krav til, at motorerne kan køre på blandinger af biogas og naturgas. I et system med et biogasnet med adskillige biogasproducenter, der skal forsyne flere biogasforbrugere, er det ikke nødvendigt, at alle motorer kan køre på blandinger af de to brændstoffer. Det vil være tilstrækkeligt, hvis de kan køre enten på biogas eller på naturgas. Motorerne er som udgangspunkt leveret til at køre på naturgas alene. Derfor vil det kræve en styringsmæssig ændring at muliggøre enten biogas eller naturgas eller en vilkårlig blanding af de to. Det er forskelligt fra motor til motor, hvor meget der skal til, for at det er muligt. Hvis motoren er udstyret med et ældre kontrolsystem (PLC), vil det typisk kræve, at der installeres en ny PLC. Forkammer- og åbenkammermotorer For næsten alle naturgasmotorer på kraftvarmeværker sker antændingen af gasluftblandingen vha. tændrør. Tændrøret kan enten være placeret direkte i forbrændingskammeret eller i et lille forkammer, der er forbundet med forbrændingskammeret. Den første type kaldes åbenkammermotorer og den anden type kaldes forkammermotorer. Når brændstofluftblandingen i forkammeret antændes af tændrøret, vil der ske en trykstigning, og der vil opstå en jet af brændende gas fra forkammeret og ud i hovedkammeret, som vil antænde gassen i hovedkammeret. Figur 1. Skitse af forkammersystem. Fra [ 1]. DGC-notat 7/18 Åbenkammersystemet er mere enkelt end forkammersystemet. Fordelen ved forkammermotorer er, at det er muligt at have forskellige luftoverskud i forkammeret og i hovedkammeret. Herved er det muligt at sikre en god tænding og forbrænding af selv meget magre blandinger og dermed designvirkningsgrad og lave NOx emissioner. Forkammerbrændstoffet udgør typisk omkring 5 % af den samlede brændstofmængde. Alle Wärtsilä og alle RollsRoyces gasmotorer er udstyret med forkammer. Det er Jenbachers 600 serie også, mens Jenbachers 300 serie er åbenkammer motorer. For at opnå en højere koncentration af brændstof i forkammeret end i hovedkammeret er det nødvendigt at injicere brændstoffet eller en del af brændstoffet direkte til forkammeret. Dette kræver, at gastrykket er højere end i forkammeret, mens forkammergassen tilsættes. Brændselssystem For de tre motorleverandører, der er involveret i projektet sker brændstofindtaget på forskellig vis, se Figur 2 og Figur 3. Jenbacher 300 serien er åbenkammermotorer, mens Jenbacher 600 serien, Rolls-Royce motorerne og Wärtsilä motorerne er forkammermotorer. Fælles for de to Jenbacher modeller er, at brændstoffet tilføres før turboen. Der er dog påkrævet, at forkammergassen for Jenbacher 600 komprimeres. Det betyder, at både luft og brændstof komprimeres af turboen. Derfor skal brændstoffet ikke tryksættes, før den kan tilsættes motoren, idet turboen selv suger gassen. Det har dog den ulempe, at det er nødvendigt, at en større samlet gasmængde skal komprimeres. Det betyder, at en modificering af turboen kan være påkrævet. Både Rolls-Royce og Wärtsilä har valgt, at man af sikkerhedsmæssige grunde ikke ønsker at tilsætte brændstoffet før turboladeren, idet man herved får brændbar blanding brændstof og luft mellem turbo og cylinderne. Det betyder, at det er så er nødvendigt at tryksætte brændstoffet for at kunne indføde det til motoreren. På Wärtsilä motorer injiceres brændstoffet direkte til forbrændingskammeret via elektronisk styrede ventiler placeret i topstykket på hver enkel cylinder. På Rolls-Royce motorerne tilsættes brændstoffet forbrændingsluften efter receiveren. DGC-notat 8/18 Receiver Hoved brændstof Forkammerbrændstof Luft Brændstof Forbrændingsprodukter Motor Turbolader Figur 2. Skitse af brændstofsystemet for Rolls-Royce og Wärtsilä motorerne. Receiver Luft Luft + brændstof Brændstof Forbrændingsprodukter Forkammerbrændsel (kun 600-serien) Motor Turbo lader Hoved brændsel Figur 3. Skitse af brændstofsystemet for Jenbacher motorerne. Svovl i biogas I Gasreglementets afsnit A bilag 1A stilles der følgende krav til indholdet af svovl i naturgas: H2S < 5 mg/m3 DGC-notat 9/18 Andre svovlforbindelser < 10 mg/m3(n) Som det kan ses af Tabel 1, kan svovlindholdet i biogas være betragteligt højere. Svovl har bl.a. den uheldige egenskab, at den virker forgiftende på katalysatorer. På mange af de naturgasfyrede motorer på kraftvarmeværker er der i dag installeret katalysatorer til reduktion af CO i røggassen. I fremtiden må det forventes, at der også installeres katalysatorer til reduktion af formaldehyd for at kunne overholde de kommende krav til formaldehydemission. Da motorerne skal kunne køre på både biogas og naturgas og overholde grænseværdierne, vil det i praksis betyde, at en motor, der er udstyret med katalysator, skal forsynes med biogas med et svovlindhold, der er betydeligt lavere end hvis der var tale om en motor, der ikke var forsynet med katalysator. Gasmotorer på kraftvarmeværker Som en del af dette projekt deltager, som tidligere nævnt, motorleverandørerne Jenbacher, Rolls-Royce og Wärtsilä. Foruden motorer fra disse leverandører er der også Caterpillar motorer og en Niigata motor i området, der tænkes forsynet med biogas fra et dedikeret biogasnet. Disse behandles ikke i nærværende notat. Motorleverandørernes krav til biogas For at sikre tilfredsstillende motordrift, stiller motorleverandørerne krav til den biogas motorerne forsynes med. De væsentligste er angivet i Tabel 2. Roll Royce angiver typisk værdierne volumenspecifik, dvs. pr. m3(n) biogas. Jenbacher opgiver deres værdier brændværdispecifikt, dvs. pr. 10 kWh, hvilket svarer til energiindhold i 1 m3(n) metan. Rolls-Royce angiver en maksimal tilladelig partikelmængde i biogassen på 50 mg/m3(n). Tilsvarende oplyser Jenbacher maksimal 50 mg/10 kWh. For en biogas bestående af 65 % metan, der har en nedre brændværdi på 6,5 kWh/m3(n), svarer det til 50 mg / 10 kWh 6,5 kWh mg 32,5 3 3 m ( n) m ( n) DGC-notat 10/18 Wärtsilä har ingen motorer, der kører på biogas, og har ikke defineret krav til biogaskvaliteten. Sådanne krav skal defineres af udviklingsafdelingen i moderselskabet, og det gør man først, når man vurderer, der er et marked for Wärtsilä-motorer indenfor biogas. For at kunne sammenligne er værdierne alle i Tabel 2 omregnet til volumenspecifikke enheder. For yderligere detaljer henvises til leverandørernes anvisninger. Disse er vedlagt som bilag 1 og 2. Tabel 2. Motorleverandørernes krav til biogas. Mindste brændværdi [MJ/m3(n)] Maks. variation i brændværdi Krævet statisk gastryk [bar g] Gas temperatur Fugt i biogassen Maks. partikelstørrelse Partikelmængde Sporstoffer Maks. svovl Maks. Ammoniak Maks. halogener (Cl + 2 x Fl) Maks. Cl. 1 Rolls-Royce 18 GE Jenbacher - Wärstsilä - ± 0,5 % / 30 sek. ± 1 % / 30 sek. - 4,3 X1 - 20 - 40 °C Dugpunkt 5 °C @ 4,3 bar 5 µm 0 – 40 °C 80 % relativ - 3 µm - 50 mg/m3 32,5 mg/m3 - 455 mg/m3 3 32 mg/m3 - 65 mg/m3 - 1520 mg/m3 50 mg/m3 100 mg/m3 50 mg/m3 2 - 3 - Kun forkammergas. Dvs. kun relevant for 600 serien. Kan forsynes med naturgas. 2 Rolls-Royce opgiver en koncentration på 1000 ppm. regnet som H2S. 3 Gælder for motorer, der ikke er udstyret med katalysator. Som det fremgår af note 3 til Tabel 2, gælder Jenbachers krav til maksimalt tilladeligt indhold af svovl og halogener kun motorer, der ikke er udstyret med katalysatorer. Kravene til svovl svarer til maksimalt 130 mg/m3 (opgivet som 200 mg/10 kWh) for anlæg med CO katalysator og 13 mg/m3 (opgivet som 20 mg/10 kWh) for anlæg med formaldehydkatalysator. Kravene DGC-notat 11/18 til halogener svarer til maksimalt 130 mg/m3 (opgivet som 200 mg/10 kWh) for anlæg med katalysator. Her skelnes der ikke mellem katalysatortype. Normalt når der tales om siloxaner og forbrændingsprocesser er fokus rettet mod belægningsdannelse, der kan dannes, når siloxaner oxideres til SiO2. Hverken Rolls-Royce, Wärtsilä eller Jenbacher stiller krav til maksimalt tilladeligt indhold af siloxaner i biogassen. Jenbacher har dog beskrevet hvor hurtigt krav til siliciumindholdet i motorolien må ændre sig, sig Bilag 2. Emissionskrav Emissioner fra biogasmotorer og for naturgasfyrede motor er lovgivningsmæssigt reguleret i henhold til Bekendtgørelse 621 af 17 juni 2005. Grænseværdierne er angivet i Tabel 3. Tabel 3. Emissionskrav for biogas og naturgasfyrede motor større end 120 kW indfyret. UHC NOx CO Enhed mg/m3(n) @ 5 % O2, el = 30 % mg/m3(n) @ 5 % O2 mg/m3(n) @ 5 % O2 Naturgas 15001 Biogas 15001 550 1000 500 1200 1 Gælder ved elvirkningsgrad på 30 %. Den ændres proportionalt med motorens elvirkningsgrad. Grænseværdier for motorer, der anvender både biogas og naturgas Nedenstående tolkning af bekendtgørelsen er baseret på et ”råt” udkast en fortolkning fra Miljøstyrelsen. Det har ikke været muligt at få bekræftet nedenstående fra Miljøstyrelsen. For motorer, der anvender blandinger af biogas og naturgas gælder, at hvis andelen af naturgas (på energibasis) er mindre end 5 % gælder reglerne i bekendtgørelsen for biogasmotorer. DGC-notat 12/18 hvis andelen af naturgas (på energibasis) er større end 5 % er grænseværdien en energivægtet middelværdi af grænseværdierne for hhv. biogas og naturgas. Denne beregnes som GV x ,blanding GV x ,naturgas Pnaturgas GV x ,biogas Pbiogas Pnaturgas Pbioggas Hvor GVx,blanding er grænseværdien for stoffet x (enten UHC, NOx eller CO) ved anvendelse af blandinger af naturgas og biogas. GVx,naturgas er grænseværdien for stoffet x, gældende for naturgas Pnaturgas er den indfyrede termiske effekt af naturgas. GVx,biogas er grænseværdien for stoffet x, gældende for biogas Pbiogas er den indfyrede termiske effekt af biogas. For motorer, der skiftevis anvender biogas og naturgas gælder, at Hvis andelen af naturgas er mindre end 5% af den samlede anvendte mængde gas (på energibasis) gælder reglerne i bekendtgørelsen for biogasmotorer. Hvis andelen af naturgas er større end 5% af den samlede anvendte mængde gas, og hvis motoren drives skiftevis med biogas og naturgas gælder følgende, at når motoren fyres med naturgas skal bekendtgørelsens regler for naturgas overholdes, og når motoren fyres med biogas skal bekendtgørelsens regler for biogas overholdes. Omkostninger til konvertering Som det fremgår af overstående stiller de forskellige motortyper/modeller forskellige krav til ombygning ved konvertering fra naturgas til biogas som brændstof. Rolls-Royce Konverering af Rolls-Royce motorer fra naturgas drift til biogas vil kræve følgende ændringer DGC-notat 13/18 Opgradering af PLC1 Blandeventil for naturgas/biogas Installation af ny forkammergasrampe Udskiftning af pådragsventiler på motoren Indregulering af motoranlæg ved biogasdrift En del af de eksisterende Rolls-Royce er udstyret med en PLC, der kan håndtere drift med blandinger af biogas og naturgas. Disse anlæg behøver derfor ikke en opgradering af PLC’en for at kunne køre på biogas. Hvis det ønskes kun at kunne køre på ren biogas, dvs. hvor der ikke kan skiftes til eller blandes med naturgas vurderes prisen at være ca. 525.000 kr., Hvis man ønsker et system, hvor det er muligt at skiftet til eller blande med naturgas, er prisen for en konvertering ca. 800.000 kr. For anlæg med opgraderet PLC er udgifterne til ombygningen ca. 300.000 kr. lavere Komprimering af biogas Som tidligere beskrevet er der for Rolls-Royce og Wärtsilä motorer behov for at komprimere biogas for at få den ind i motorerne. Det gør man i dag på Lemvig Varmeværk, der forsynes med biogas fra Lemvig Biogas og på Hashøj Kraftvarmeforsyning, der forsynes med biogas fra Hashøj Biogas. Begge steder forsynes en Rolls-Royce motor med en eleffekt på 2 MW med biogas, der er komprimeret til omkring 4 bar(o). Effektforbruget til komprimeringen er omkring 100 kW. Det svarer til 5 % af den samlede elproduktion. Lemvig Biogas oplyser, at en stempelkompressor til dette formål koster omkring 2 mill. kr., og Lemvig Fjernvarme har vurderet at drift og vedligeholdelsesomkostningerne beløber sig til omkring 60 -70.000 kr. pr. år. Hashøj Biogas oplyser, at en skruekompressor til dette formål koster omkring 2-2,5 mill. kr., og de har vurderet at drift og vedligeholdelsesomkostninger beløber sig til omkring 50.000 kr. pr. år. 1 PLC: Programmable Logic Controller. Dvs. programmerbar styring af motoren. DGC-notat 14/18 Hvis det antages, at kompressoren afskrives over en 10 års periode med en rentesats på 6 % svarer det til ca. 4 øre pr. m3 bio, og drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne svarer til ca. 1 øre pr m3 biogas. Ved en elpris på 80 øre pr. kWh bliver omkostninger til dækning af kompressorens elforbrug ca. 10 øre m3 biogas. De samlede omkostninger forbundet med komprimering af biogassen er da 15 øre/m3 biogas eller ca. 6 øre pr. kWh el produceret. Jenbacher I området, der tænkes forsynet med biogas i nærværende projekt er der tre kraftvarmeværker med Jenbachermotorer, som nu forsynes med naturgas. Det drejer sig om to 316 motorer i hhv. Ådum og Kloster og en 620 motor i Videbæk. GE Jenbacher Danmark har beregnet de nødvendige omkostninger til ombygning, hvis motorerne skal kunne køre på vilkårlige blandinger af biogas og naturgas. Ombygningen indebærer for alle tre motorer: Ny gasrampe til biogas Ombygning af gasrampe til naturgas Ombygning eller udskiftning af motorstyring Ombygning eller udskiftning af turbolader Ombygning af gasmixer Omkostninger til ombygningen er forskellig fra motor til motor. For de tre motorer i området beløber ombygningen sig til: Ådum Kloster Videbæk 985.000 kr. ekskl. moms. 1.016.000 kr. ekskl. moms. 1.229.500 kr. ekskl. moms. Motoren i Videbæk er en forkammermotor. Den ovenfor beskrevne ombygning indebærer, at forkammerbrændslet i alle tilfælde er naturgas. Det betyder at for ingen af de behandlede Jenbacher-motorer, vil det være nødvendigt at komprimere biogassen. For yderligere information henvises til bilag 3. DGC-notat 15/18 Wärtsilä Ombygningen indebærer for alle Wärtsilä´s motorer: På nogle anlæg kræves der ny gasrampe til biogas, på andre anlæg er der to gasramper i forvejen, hvoraf den ene kan ombygges. Ombygning eller justering af motorstyring. Kompressor til at komprimere gassen op til min 4 bar. Installation af gasmixer. På nogle motorer vil det være nødvendigt at skifte gasventiler på motoren. (Det afhænger af motortypen og om man vil levere den samme effekt som på naturgas) Alle Wärtsilä´s motorer kan ombygges til biogas, men der er ikke beregnet på hvad det vil koste på det enkelte anlæg. Dels er der stor forskel på, hvor meget der skal bygges om på de forskellige anlæg og dels er der stor forskel i pris om man vælger at køre samme effekt som i dag eller man vælger at køre reduceret effekt. Drift af biogasmotorer Pga. biogassens indhold af bl.a. H2S og CO2 har biogas lidt andre egenskaber som motorbrændstof end naturgas. Rolls-Royce Rolls-Royce vurderer, at elvirkningsgraden er omkring 1 % point lavere ved biogasdrift i forhold til naturgas. Rolls-Royce vurderer desuden, at serviceomkostninger og serviceintervaller herunder olieskift er den samme for biogas og for naturgas. Jenbacher Hvis H2S indholdet i biogassen er lavere end 200 mg/10 kWh (svarende til ca. 130 mg/m3) er det muligt at fortsætte den eksisterende servicekontakt DGC-notat 16/18 gældende for naturgasdrift. Hvis H2S indholdet er højere, vil der være en merpris på servicekontrakten. Størrelsen af denne fremgår af Tabel 4. Tabel 4. Øgede serviceomkostninger for Jenbacher motorerne i området hvis H2S indholdet i biogassen er større end ca. 130 mg/m3. Servicekontrakt restperiode Merpris servicekontrakt Merpris servicekontrakt Driftstimer Kr. Ører/kWh el Ådum 51.000 308.000 0,8 Kloster 48.000 330.000 0,9 Videbæk 42.000 1.840.000 1,6 For Jenbacher JMS620GS-N.LC motoren i Videbæk vil maksimallasten falde fra det nuværende 3047 til 2700 kWel ved ren biogasdrift. De skyldes, at det er nødvendigt at sænke lasten for ikke at overskride det maksimalt tilladte kompressionstryk. Jenbacher forventer, at ombygning til fler-gasdrift vil resultere i, at elvirkningsgraden falder med ca. 1 % point. For de ombyggede motorer er elvirkningsgraden ikke nødvendigvis lavere for biogasdrift end for naturgasdrift. For visse nyere ombyggede motorer kan elvirkningsgraden være højere for biogasdrift end ved naturgasdrift. Elvirkningsgraden oplyses dog i alle tilfælde at være lavere end for motorer dedikeret til naturgasdrift alene. Røggasvekslersystemet Pga. risiko for korrosion af røggasvekslere anbefaler Jenbacher, at røggastemperaturen hæves til 180 °C, hvis H2S indholdet i biogassen overstiger 200 mg/10 kWh (ca. 130 mg/m3). Det skal dog i alle tilfælde vurderes af leverandøren af røggasvekslerne. Typisk er røggastemperaturen efter vekslerne ellers 55-57 °C ved naturgasdrift. For Jenbacher 316 motorer som i Ådum og Kloster er udstødningstemperaturen 520-550 °C umiddelbart efter motoren og for Jenbacher 620 som i Videbæk er udstødningstemperaturen 420-430 °C. DGC-notat 17/18 Hvis røggastemperaturen i skorstenen hæves til 180 °C vil det betyde en markant lavere varmevirkningsgrad. For Jenbacher 316 motorer svarer det til et fald i varmeydelse på omkring 25 % og for Jenbacher 620 motorer svarer det til et fald på omkring 35 %. DGC-notat 18/18 Referencer [ 1] http://www.td.mw.tum.de/tumtd/de/forschung/themen/knocking_in_gasengines/layout Bilag 1. Rolls Royce - Brændstofspecifikationer Bilag 2. Jenbacher - Brændstofspecifikationer Bilag 3. Ombygning af Jenbacher motorer - budget Motoren i Ådum. Budget - Ombygning af Jenbacher 316 GS-N.LC til mixgas drift I henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skal foretages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 316 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas og naturgas) Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt. Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator. ( biogas ) Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas ) (installation og ombygning af gasramper foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ny motorstyring Diane XT, forberedt for extern mixgassignal. Montering af ny type komplet turbolader. Ombygning af gasmixer. Montering af ny tændingsboks. Montering af 16 stk P7 tændrør. Demontering af katalysatorer. Rengøring og pletmaling af motor. Opstart og indregulering. Dokumentation. Ca pris for ovennævnte ombygning er kr. 985.000,00 ekskl. Moms. Generelle betingelser. Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs – og leveringsbestemmelser Priser: Alle de anførte priser er ekskl. moms Leveringstid: Der er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele. Arbejdet forventes at ville tage 3 arbejdsuger. Garanti: Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele. Generelt.: Driftstimer på motorene okt. 2010 ca. 49.000 timer. Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300. Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar. Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 1-4 bar, alternativt 80-200 mbar. Serviceplanen ændres fra 40.000-70.000-100.000 timer til 40.000-60.000-80.000-100.000 timer. ( dog kan der aftales andet, afhænig af gaskvaliteten ) Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/10kwh ) vil der være en merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 99.999 timer) på ca. 308.000 kr. Vores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren af røggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der er svovl i biogassen. Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage af gasramperne. Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 710 ( eller 610 hvis under 200 mg/10kwh H2S i gassen ) og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer i starten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens, kan dette interval gradvis øges op til maks. 250 driftstimer mellem hver prøveudtagning. Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder. Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 og Nox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier. Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil blive intergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal. Motorene i Kloster. Budget - Ombygning af Jenbacher 316 GS-N.LC til mixgas drift I henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skal foretages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 316 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas og naturgas) Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt. Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator. ( biogas ) Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas ) (installation og ombygning af gasramper foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ny motorstyring Diane XT, forberedt for extern mixgassignal. Montering af ny type komplet turbolader Montering af turbobypass Ombygning af gasmixer. Montering af ny tændingsboks. Montering af 16 stk P7 tændrør Demontering af katalysatorer Rengøring og pletmaling af motor Opstart og indregulering. Dokumentation. Ca pris for ovennævnte ombygning pr motor er kr. 1.016.800,00 ekskl. moms Generelle betingelser. Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs – og leveringsbestemmelser Priser: Alle de anførte priser er ekskl. moms Leveringstid: Der er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele. Arbejdet forventes at ville tage 3 arbejdsuger pr. motor. Garanti: Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele. Generelt.: Driftstimer på motorene okt. 2010 ca. 52.000 timer. Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300. Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar. Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 1-4 bar, alternativt 80-200 mbar. Serviceplanen ændres fra 40.000-70.000-100.000 timer til 40.000-60.000-80.000-100.000 timer. ( dog kan der aftales andet, afhænig af gaskvaliteten ) Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/10kwh ) vil der være en merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 99.999 timer) på ca. 330.000 kr. pr. motor Vores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren af røggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der er svovl i biogassen. Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage af gasramperne. Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 710 ( eller 705 hvis under 200 mg/10kwh H2S i gassen ) og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer i starten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens, kan dette interval gradvis øges op til maks. 250 driftstimer mellem hver prøveudtagning. Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder. Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 og Nox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier. Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil blive intergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal. Motoren i Videbæk. Budget - Ombygning af Jenbacher 620 GS-N.LC til mixgas drift I henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skal foretages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 620 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas og naturgas) Det vil ikke være muligt at køre 100% last på motoren på Biogasdrift. Den aktuelle maxlast vil falde til 2700 kW, i forhold til i dag 3047 kW. Varmeydelser vil falde tilsvarende. Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt. Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator, til biogas. Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas. ) (installation af gasrampe og techjet´s foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ombygning af motorstyring, for extern mixgassignal. Ombygning af turbolader Ombygning af gasmixer. Montering af 20 stk nye tændrør Demontering af katalysatorer Rengøring og pletmaling af motor Opstart og indregulering. Dokumentation. Ca pris for ovennævnte ombygning er kr.1.229.500,00 ekskl. moms. Generelle betingelser. Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs- og leveringsbetingelser. Priser: Alle de anførte priser er ekskl. moms Leveringstid: Der er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele. Arbejdet forventes at ville tage 4 arbejdsuger. Garanti: Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele. Generelt.: Drifttimer på motoren okt. 2010 ca 18.000 timer. Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300. Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar. Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal som i dag være 1-4 bar. Forkammer systemet bibeholdes på N-gas, hvilket vil sige at ca 5% af gasforbruget altid vil være N-gas, også selv om der køres 100% biogas. Serviceplanen ændres fra 30.000-60.000 timer til 20.000-40.000-60.000 timer. ( dog kan der aftales andet, afhænig af gaskvaliteten ) Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/ 10kwh ) vil der være en merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 59.999 timer) på ca. 1.840.000 kr. Vores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren af røggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der er svovl i biogassen. Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage af gasramperne. Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 705, og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer i starten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens, kan dette interval gradvis øges op til maks. 250 driftstimer mellem hver prøveudtagning. Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder. Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 og Nox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier. Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil blive intergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal. Appendix 6 Design af biogasnet Written by HMN Naturgas I/S WP-5 Biogasnettet Baggrund. Da Ringkøbing-Skjern biogasprojekt forudsætter, at den producerede biogas skal distribueres til de enkelte decentrale kraftvarmeværker i kommunen eller evt. til et eller 2 større opgraderingsanlæg, er det nødvendigt at etablere et biogasnet, som forbinder biogasproducenterne med biogasforbrugerne/biogasaftagerne. Til dette formål tænkes etableret et PE-100 SDR17 lavtryksnet med et driftstryk på ca. 1,3 bar(g). Da biogaspotentialet generelt er jævnt fordelt ud over kommunens areal mens kraftvarmeværkerne overvejende er placeret i den nordlige del af kommunen, er der behov for en stor transport kapacitet fra syd mod nord i kommunen. I det følgende beskrives hvorledes denne transport af biogas kan foregå, herunder foretages en dimensionering af nettet med henblik på en minimering af anlægs- og driftsomkostningerne. Denne optimering er foretaget med beregningsprogrammet ”Stanet”, som er i stand til at regne på en lang række forskellige gasser. Generelt er nettet dimensioneret efter en gennemsnitlig brændværdi på biogassen på 6,5 kWh/Nm³. Biogaspotentialet og dimensioneringsgrundlaget. I henhold til WP-1 er biogaspotentialet i Ringkøbing-Skjern kommune opgjort til ca. 90 mio. Nm³ biogas pr. år svarende til ca. 60 mio. Nm³ metan pr. år. Biogassen forudsættes produceret på 60-80 mindre decentrale biogasanlæg med en gennemsnitlig produktion på ca. 1 mio. Nm³ biogas pr. år pr. anlæg. Herudover forventes der etableret et eller muligvis 2 større biogasanlæg med en samlet kapacitet på ca. 10 -20 mio. Nm³ biogas pr. år. Placeringen af de enkelte biogasanlæg fremgår af figur 1. 1 Figur 1. Biogaspotentiale samt forventet placering af biogasanlæg. Figur 1 danner grundlag for dimensioneringen af biogasnettet. På baggrund af oplysninger fra de enkelte kraftvarmeværker i kommunen er de dimensionerende data på aftagersiden defineret, se. Tabel 1. 2 Værk Biogasforbrug Nødvendig indfyret effekt [Nm3/år] [MW] Nødvendig Nødvendigt Antal indfyret forsyningstryk biogasmotorer biogasmængde [Nm3 biogas/h] [bar] Tim KV 2.623.100 2,8 430 0,3 1 Videbæk KV 12.868.300 13,4 2061 0,3** 2 Troldhede KV 1.519.700 2,2 338 0,3 1 Skjern KV 15.291.600 12,8 1969 0,3** 2 Lem KV 7.751.200 6,4 986 0,3** 1 Ringkøbing KV 15.029.400 12,8 1969 0,3** 2 Spjald KV 4.108.900 7,4 1138 0,3* 1 Hvide Sande KV 12.707.500 12,8 1969 0,3** 2 Kloster KV 1.621.200 1,8 277 0,3 1 Ådum KV 991.700 1,8 277 0,3 1 Tabel 1. Designdata for biogasnettet. * Der skal installeres gaskompressor til trykøgning af hele gasmængden til ca. 3 bar(g) **Der skal installeres gaskompressor til trykøgning af tændgassen til ca. 3 bar(g). Ovenstående designdata er fremkommet på baggrund af interviews med de enkelte værker. Det forekommer dog tvivlsomt, om Lem KV vil efterspørge biogas, da værket i dag fyrer med biomasse. Biogasnettet dimensioneres på baggrund af nødvendig indfyret effekt samt et minimums forsyningstryk på 0,3 bar(g) ved de enkelte kraftvarmeværker. Med den viste motorbestykning er det beregnet, at den forventede varmedækningsgrad på biogas vil være ca. 75 % (alle værker). Det vil betyde, at de resterende 25 % skal dækkes af hovedsageligt naturgas via eksisterende infrastruktur. 3 Det er forudsat, at biogassen ikke anvendes i kedler, da biogassen har en større værdi ved kraftvarmeproduktion. Kedlerne på kraftvarmeværkerne forbliver derfor på naturgas. Med baggrund i ovenstående designdata er nettet dimensioneret og et lay-out fremgår af figur. 2. Figur 2. Biogasnettet Som det fremgår af figuren, er det valgt at dimensionere nettet med 2 netkompressorstationer. Dette skyldes, at prisreduktionen ved de reducerede rørdimensioner kan forrente og afskrive merprisen samt driftsomkostningerne ved en ekstra kompressorstation, det vurderes derfor, at denne løsning vil være den optimale. Dette er anskueliggjort i tabel 2. Det fremgår ligeledes af figuren, at et hensigtsmæssigt sted at placere opgraderingsanlægget er i den nordlige del af kommunen, således den opgraderede biogas kan tilledes HMN`s 40 bars fordelingsledning Herning-Ringkøbing-Skjern. Naturgasnettet vil kunne aftage den forventede mængde på ca. 12 mio. Nm³ metan pr. år med en max. mængde på ca. 2600 Nm³ metan pr. time. Da der i forbindelse med opgraderingsprocessen udvikles en del overskudsvarme (ca. 4000 MWh/år), vil det være hensigtsmæssigt at placere opgraderingsanlægget i nærheden af et større fjernvarmenet (f.eks Ringkøbing), således varmen kan nyttiggøres. 4 Prisoverslag På baggrund af HMN`s erfaring med etablering af PE-distributionsnet til naturgas er følgende prisoverslag udarbejdet, se tabel 2. Tabel 2. Prisoverslag – Biogasnet excl. stikledninger mv. Ovennævnte overslag er incl. omkostninger til ledningsregistrering, lodsejererstatninger, kondensatbrønde, ensidigt fald mod brønde, fjernelse af grundvand på 50 % af strækningen samt projektering og tilsyn. Omkostninger til stikledninger, dvs. ledning fra biogasanlæg til hovedledning, er ikke indeholdt. Den totale forventede anlægsinvestering i stik, hovednet, netkompressorstationer, opgraderingsanlæg samt nødvendige ombygninger på kraftvarmeværkerne fremgår af følgende: Hovedledningsnet: Stik: Netkompressorstationer: 131 mio. kr. 50 mio. kr. 5 mio. kr. Opgraderingsanlæg 2600 Nm³metan/h: 50 mio. kr. Ombygninger på kraftvarmeværkerne: 116 mio. kr. Samlet pris: 352 mio. kr. excl. moms. 5 Omkostningerne til konvertering af eksisterende gasmotorer til biogas samt installation af nye biogasmotorer er skønnet på baggrund af oplysninger modtaget fra kommunens 10 kraftvarmeværker. Med ovennævnte anlægskonfiguration vil ca. 97,5 % af biogaspotentialet kunne nyttiggøres. Ved sæsonlagring af energiafgrøder vil projektet nærme sig 100 % udnyttelse af biogasmængden. Forsyningssikkerhed. Etableringen af biogasnettet samt forsyningen af de decentrale kraftvarmeværker med biogas vil forbedre forsyningssikkerheden, idet alle kraftvarmeværker vil bibeholde muligheden for at blive forsynet med naturgas via eksisterende naturgasinfrastruktur. Forsyningssikkerheden vil med et alternativt brændsel som biogas blive højere end i dag, idet kommunen næsten vil være selvforsynende med brændsel til de decentrale kraftvarmeværker. Hvis de store industrivirksomheder i området (Arla m.fl.) tælles med er biogasmængden dog langt fra tilstrækkelig, idet disse virksomheder har et ganske betydeligt gasforbrug. Det vurderes ikke relevant for projektet at inddrage nedgradering af naturgas til biogaskvalitet, da naturgasforsyningen altid vil have tilstrækkelig kapacitet til 100 % back-up for biogassen. Drift og overvågning af biogasnettet (styring). Arbejdsgruppen har udarbejdet et forslag til hvordan biogassystemet kan designes og organiseres. Dette er søgt illustreret på figur 3. Figur 3. Ejer-, ansvars- og handelsmæssige forhold. 6 Som det fremgår er det udgangspunktet, at det er den rå og ubehandlede biogas som distribueres i biogasnettet. Herved reduceres omkostninger til svovlrensning betydeligt, idet rensningen kan foretages på de 10 kraftvarmeværker og på opgraderingsanlægget, i stedet for på de 60-80 decentrale biogasanlæg. Det er verificeret, at ledningsnet og komponenter kan drives forsvarligt trods den høje svovlkoncentration i biogassen. Nettet drives ved, at alle biogasproducenter leverer biogas ind på nettet med et tryk på ca. 1,3 bar(g). Kraftvarmeværkerne aftager gassen således, at trykket i forsyningsledningen aldrig falder under et vist niveau (f.eks 300 mbar). Skulle trykket falde pga. stort forbrug samtidig med lav produktion, vil kraftvarmeværkerne fortsætte driften på en blanding af biogas og naturgas og i yderste konsekvens på ren naturgas. Opgraderingsanlæggets funktion er primært i sommerhalvåret at balancere biogasnettet, således at biogasproducenterne kan optimere deres produktion og stadig komme af med biogassen. Hvis opgraderingsanlæggets kapacitet og nettets line-pack er fuldt udnyttet, vil det være nødvendigt at flare den overskydende biogas. Opgraderingsanlægget har ligeledes en vis kapacitet til at opgradere overskydende biogas i vinterhalvåret, som kan opstå i forbindelse med havari eller lignenede på et eller to større kraftvarmeværker i kommunen. Det vurderes dog, at opgraderingsanlægget ikke har kapacitet til at et større antal kraftvarmeværker overgår til markedsvilkår, idet de overskydende biogasmængder i sådanne situationer vil være så store, at opgraderingskapaciteten ikke er tilstrækkelig. Såfremt det bliver aktuelt at kraftvarmeværkerne vælger at overgå til markedsvilkår, vil det være meget vanskeligt at nyttiggøre den overskydende biogas, såfremt den ikke kan opgraderes og sendes ind på naturgasnettet. Etableringen af egentlige biogaslagre er ikke realistiske løsninger på problematikken. Hvis kraftvarmeværkerne skal drives på markedsvilkår, vil det kræve, at opgraderingsfaciliteterne 3- dobles til ca. 6800 Nm³ metan pr. time. Der er i projektet ikke indlagt egentlig lagerkapacitet, dog vil der være mulighed for at lagre relativ små mængder biogas ved line-pack i biogasnettet. Nettets rørvolumen er ca. 5.600 m³, og hvis det er muligt at øge trykket 0,5 bar vil det svare til et line-pack på ca. 3.000 Nm³ biogas, dette svarer til at kommunens kraftvarmeværker kun kan køre fuldlast i ca. 15 min. inden linepack mængden er brugt. Som det fremgår af figur 3 er det arbejdsgruppens opfattelse, at en hensigtmæssig måde at organisere projektet på er oprettelsen af et ”Transportselskab”, som har ansvar for alt indenfor de grænser som er angivet på figur 3. Herved opnås et entydigt ansvarsforhold, således at bl.a. Gasreglementets krav til Gasleverandøren let kan håndteres. Det er herudover Transportselskabets ansvar, at alle biogasproducenter og biogasaftagere afregnes korrekt mht. energiindhold samt gaskvalitet. Endvidere er det Transportselskabet som er forpligtiget til at have et beredskab, som sikrer at evt. utilsigtede gasudslip (overgravninger o.a.) stoppes indenfor et bestemt tidsrum. Afsætningsmuligheder for opgraderet biogas til naturgasnettet. HMN Naturgas I/S har i forbindelse med dette projekt undersøgt afsætningsmulighederne for opgraderet biogas til naturgasnettet, og selskabet ser ingen hindringer i at modtage hele 7 biogasproduktionen fra Ringkøbing-Skjern kommune. HMN`s 40 bar`s fordelingsnet, som strækker sig fra Skjern/Ringkøbing til Herning har en meget stor kapacitet, som uden problemer vil kunne aftage den planlagte mængde gas fra dette projekt. Vælges at opgradere biogassen i stedet for at forsyne de decentrale kraftvarmeværker i kommunen, vil biogasnettet kunne dimensioneres og udlægges med væsentlig mindre rørdimensioner og endvidere vil der ikke være behov for at etablere en ny gasledning til Hvide Sande kraftvarmeværk. Herudover vil netkompressorstationerne ligeledes undværres, idet opgraderingsanlæggene (2 stk.) med fordel vil kunne placeres ved Skjern og ved Ringkøbing med en kapacitet på hhv. 4500 Nm³metan/h og 2500 Nm³metan/h. Placeringsmulighederne ved hhv. Skjern og Ringkøbing er valgt, fordi 40 bar`s fordelingsnettet er placeret her og at fjernvarmenettene i Skjern og Ringkøbing kan aftage overskudsvarmen fra opgraderingsprocessen (ca. 20.400 MWh/år). Et oplæg til netudformning med 100 % opgradering til naturgasnettet er vist i figur 4. Figur 4. Biogasnet med 100 % opgradering til naturgasnettet. 8 En sammenstilling af de forventede anlægsomkostning ved de forskellige løsninger er vist i tabel 3. Tabel 3. Prisoverslag – biogasnet excl. stikledninger mv. – sammenstilling. Som det fremgår vil der være ca. 40 mio. kr. at spare på anlægsudgiften til biogasnettet ved at vælge opgraderingsløsningen fremfor forsyning af samtlige decentrale kraftvarmeværker i kommunen. Den totale forventede anlægsinvestering i stik, hovednet, opgraderingsanlæg og 4/40 bar`s kompressorer fremgår af følgende: Hovedledningsnet: 84 mio. kr. Stik: 60 mio. kr. Opgraderingsanlæg 6850 Nm3CH4/h: Kompressorer 4/40 bar: Samlet pris: 110 mio. kr. 13 mio. kr. 267 mio. kr. excl. moms. 9 Opgraderingsprojektet er således ca. 85 mio. kr. billigere i anlægsudgift, og giver biogasproducenterne nogle andre afsætningsmuligheder. 10 Appendix 7 Organisatoriske og aftalemæssige rammer Written by PlanAction for Ringbøbing-Skjern Kommmune Bioenergi V Vest 1. decem mber , 2010 Lars Baadsstorp [email protected] De organ nisatoriske og aftal emæssige e rammer for projeektets reallisering WP6 1 Beskrivelse e af rammerne for projeektets realise ering I dette afsn nit beskrives de organisattoriske og afftalemæssige e rammer fo r realiseringe en af den decentrale/centrale mo odel for udbyygning af bio ogas i Ringkø øbing Skjern kommune. R Rammerne vurderes i fforhold til fo ormålet med projektet; ødning i kom mmunen afgaasses at sikre at minimum 80% aff al husdyrgø at ggive fjernvarrmeværkernee i kommune en mulighed for at konveertere til anvvendelse af bio ogas frem forr fossile enerrgikilder at sikre at evt. overskud af biogas kan aafsættes til n naturgasnetteet Det er form målet at landbruget (driftt af biogasan nlæg i biogasdriftsselskabber) og energgiaftagerne (fjernvarmeeværkerne o og naturgasnnettet) påtagger dig en akttiv rolle i opffyldelse af de ette formål og at Bioen nergi Vest (herefter Bev) sikre ramme erne for at disse parter kkan og vil påttage sig denne rollee. BeV får en central rolle e i udviklinge n idet de vil være distrib butører af bioogassen og således sammenføjjningspunkte et mellem prroducerne aff biogassen o og forbruger ne ligesom a at BeV vil sikre den fiinansielle baggrund for eetableringen af anlæggen ne. Aftalekomp plekserne vil således hovvedsagelig væ ære mellem BeV og partnnerne. Nede enfor beskrives o opbygningen af aftalekom mplekserne i forhold til fo ormålet. side 1 af 27 7 2 Projektbesskrivelse Bioenergi V Vest (BeV) planlægger att opbygge en n infrastruktu ur beståendee af en række e decentrale samt enkellte centrale b biogasanlægg som tilslutte es et biogasd distributionssnet. Biogasanlæ æggene ejes almindeligviis af BeV, me en drives af landbrug elleer et driftsselskab dannet af fflere landbru ug (biogasdrifftsselskaber) som leaser anlæggene af BEV. Anlæ æggene kan dog være eejet og dreve et af selvstænndige operattører. De cen ntrale anlæg må forvente es at have en anden eejerstruktur ff.eks. som ekksisterende ffællesanlæg. Biogasdistrributionsnetttet, som ejess og drives aff BeV, transp porterer bioggassen fra producenteerne, herund der også de aanlæg som ikkke er ejet aff BeV, til aftaagerne, der p primært vil være fjernvvarmeværke er, men også kan være naaturgasnette et, industrier oa. Grafisk kan n organisationen illustrerres som følge er: Bioogasdistribution 2.1 De organisatoriske ram mmer b der kan sikkre rammernne for etablerringen og Med danneelsen af BeV er der dannnet et selskab driften af b biogasanlægggene. BeV vi l have en cen ntral rolle ve ed finansieri ngen af anlæ æggene og påtager sigg distribution n og regulerinng af køb og salg af gasse en. Det anbefaales at al han ndel med gass som forestås af BeV forregår som haandel med biogas afregnet effter energiindhold. Det a nbefales at aafregningen foregår i hennhold til gasssens energiindhold målt som m indhold af metan (CH4). ) Dette princcip vil betyde e at evt. afsæ ætning til forbrugere der ønsker at oppgraderer ga assen vil foregå før o opgraderingen. Køberen af biogassen n opgraderer herefter gaassen. Dette betyder at side 2 af 27 7 risiko og omkostning (og værditilvækst) ved opgraderingen ligger hos den der opgraderer. Dette anbefales da det må forventes at de der ønsker at opgradere gassen vil have en erfaring og ekspertise fra andre opgraderingsanlæg og dermed vil kunne drive opgraderingsanlæg bedre og mere effektivt end hvis BeV skulle gøre dette. De decentrale anlæg ejes som udgangspunkt af BeV og leases ud til de enkelte landbrug der foreslå organiseret som et biogasdriftsselskab. Dette selskab driver anlæggene, modtager alle indtægter fra gassalg og betaler en leasingafgift til BeV. Det anbefales at anlæggene når de er betalt via leasingaftalen overdrages til biogasdriftsselskabet da dette giver et incitament for biogasdriftsselskabet til at sikre en god vedligeholdelsesstandard på anlæggene. Biogasdriftsselskabet kan være et enkelt landbrug eller en gruppe af landbrug der danner et fælles selskab der driver biogasanlægget. Dette må som udgangspunkt være et anliggende mellem landbrugene men det anbefales at BeV rådgiver landbrugene således at de kan få etableret det optimale anlæg og således at de får et aftalegrundlag for regulering af deres indbyrdes forhold. 3 Ejerskab og kommercielle parametre 3.1 Organisations‐ og ejerskabsmodeller I forhold til opfyldelse af formålet beskrevet ovenfor ses følgende barrierer som BeV skal søge at overkomme gennem de organisatoriske rammer: Finansiering af de decentrale anlæg Sikkerhed for produktionen på de decentrale anlæg Sikkerhed for afsætning af gassen fra anlæggene Sikkerhed for leverance af gas til aftagerne Klare skilleflader mellem de enkelte aktører, ejerskab og ansvarsområder Desuden skal der tages hensyn til forholdet til lovgivningen der regulerer sektoren ‐ især Varmeforsyningsloven1 men også krav i henhold til Miljøbeskyttelsesloven2 og Planloven3. Til varetagelse af opgaverne anbefales det at der under BeV a/s (moderselskabet) dannes en række driftsselskaber der varetager specifikke opgaver og som har forskellige bindinger i forhold til Varmeforsyningsloven. Disse selskaber kan dannes som a/s eller som aps selskaber 100% ejet af BeV a/s. 1 LBK 347, 17.05.2005 LBK 879, 26.06.2010 3 LBK 937, 24.09.2009 2 side 3 af 27 Det er forudsat at BeV a/s er det overordnede selskab der kontrollerer de enkelte ”fagselskaber” der varetager de konkrete roller. Rollerne er: Ejerskab af biogasanlæggene Leasing af anlægget til driftsselskaberne Drift af biogasanlæggene Ejerskab af biogasnettet Drift af biogasnettet herunder lagring og rensning af gassen Handel med gassen Disse ”fagselskaber” kan være ejede og drevet af BeV eller BeV kan eje og outsource drift. 3.2 Overordnet organisation Den overordnede organisation er udarbejdet på grundlag af nedenstående vurdering af de enkelte funktioner i systemet og forholdet til de overordnede målsætninger for Ringkøbing‐ Skjern modellen. Resultatet af disse overvejelser er gengivet i nedenstående figur: BeV a/s Moderselskab BeV Innovation BeV driftsselskaber Biogasdriftsselskaber BeV leasing BeV net BeV handel BeV drift BG1 BG2 …. … BGn Gasforbruger F1 F2 … …. Fn NG 3.2.1 BeV a/s De med gråt markerede er selskaber indenfor BeV mens de ikke hvide kasser er selvstændige selskaber der har en aftale med selskaber indenfor BeV. side 4 af 27 3.2.2 BeV leasing BeV leasing ejer og leaser anlæggene ud til biogasdriftsselskaberne. BeV leasing er et ”hvile‐i‐ sig‐selv” selskab. BeV leasing og laver aftaler med de enkelte biogasdriftsselskaber om leje af anlæggene. BeV leasing er underlagt Varmeforsyningsloven og skal derfor ud over at udarbejde regnskab i henhold til Årsregnskabsloven4 også udarbejde regnskab i henhold til Varmeforsyningsloven hvilket bl.a. indebærer at selskabet skal have ”vandtætte skotter” til øvrige dele af BeV ligesom at selskabet skal have et 0‐resultat. 3.2.3 BeV drift BeV drift tilbyder driftsservice til biogasdriftsselskaberne. Dette kan bl.a. være: Service af anlæggene Driftsoptimering Hot‐line for driftsselskaberne Leverance af biomasse Aftag af overskudsbiomasse BeV drift laver aftaler med de enkelte biogasdriftsselskaber om den driftsservice som driftsselskabet måtte ønske. BeV drift er et almindeligt kommercielt selskab der tilbyder sin service i åben konkurrence med andre servicefirmaer og BeV drift er ikke underlagt Varmeforsyningsloven og kan således generere et overskud der kan kanaliseres op til BeV a/s. Selskabet kan vælge selv at udføre sine opgaver eller helt eller delvist at outsource dem. 3.2.4 BeV net BeV net ejer og driver biogasnettet og de anlæg der er tilknyttet gastransport og konditionering herunder gaslagre og gasrensesystemer. Selskabet er underlagt Varmeforsyningsloven som distributionsselskab og er således et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab med samme krav til regnskab som beskrevet under BeV leasing. Der er en rækkeformelle krav til driften af et gasnet herunder at det selskab der driver gasnettet skal have godkendelse hertil. Disse formelle krav og godkendelser kan opfyldes af selskaber der i dag driver gasnet. Det anbefales derfor at BeV net outsourcer driften til et sådan selskab. 3.2.5 BeV handel BeV handel laver aftale med biogasdriftsselskaberne om køb af gas ligesom at BeV handel laver aftaler med gasforbrugerne om salg af gas. BeV handel må sidestilles med andre selskaber der handler med gas og energi og er således et almindeligt kommercielt selskab der kan generere et overskud som kan kanaliseres til moderselskabet. BeV handel kan foretage en udveksling med naturgasnettet gennem ét eller flere forbindelsespunkter. Denne udveksling kan dels være at BeV handel køber naturgas fra en 4 LBK 395, 25.05.2009 side 5 af 27 naturgasudbyder og dels at naturgasudbyderen køber gas af BeV handel. På denne måde bliver naturgasudbyderne sidestillet med andre biogasforbrugere der køber gas. Internt i BeV skal der foreligge aftaler mellem BeV net og BeV handel om transport, lagring og konditionering af gas fra gasproducenterne til gasforbrugerne. 3.2.6 BeV innovation Det anbefales at der direkte under BeV a/s etableres et innovationsselskab (BeV innovation) der har til formål at udvikle og sælge RKSK modellen. Dette selskab kan bl.a. varetage udarbejdelse af aftaler for driftsselskaberne, sælge konceptet til andre interesserede, videreudvikle konceptet bl.a. i forbindelse med udvikling af separation og handel med overskudsbiomasse (en opgave der når den er udviklet kan lægges under BeV drift). 3.3 Biogasanlæggene 3.3.1 Ejerskab til de decentrale biogasanlæg De decentrale anlæg ejes som udgangspunkt af BeV leasing og leases ud til de enkelte driftsselskaber. Det anbefales dog at åbne mulighed for at driftsselskabet selv kan eje deres anlæg. Enten ved at de overtager et anlæg fra BeV leasing eller ved at de selv etablerer et anlæg på normale vilkår. Med den nuværende finansieringssituation i landbruget må det dog forventes at dette ikke bliver almindeligt. For eksisterende anlæg kan det dog være aktuelt at beholde dette ejerskab ved den nuværende ejer da disse anlæg kan være vanskelige at værdisætte hvis BeV leasing skulle overtage dem og lease dem ud igen. Det anbefales at anlæg ejet af andre end BeV leasing tilsluttes gasnettet på samme vilkår som andre anlæg. BeV leasing må forventes at være underlagt Varmeforsyningsloven som ejer af energiproducerende anlæg med forsyning til et kollektivt energiforsyningsnet og således i princippet være et ”hvile‐i‐sig‐selv‐selskab”. Det er forudsat at de første anlæg etableres i nogle etaper hvor flere anlæg etableres på én gang og på basis af en samlet udbudsrunde og købsaftale. BeV leasings indtægter er udelukkende leasingafgifter (samt evt. mindre administrationsgebyr) og udgifterne er betaling af renter og afdrag samt administration. Da det må forventes at selskabet vil være underlagt Varmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” regler må selskabet kun have en opsparring til definerede fremtidige investeringer og ikke til dækning af evt. tab på leasingkunderne. Biogasanlægget opstilles typisk ved en større husdyrproducent. Den jord som anlægget opstilles på kan være: Ejet af værtsgården Ejet af driftsselskabet Ejet af værtsgården men lejet ud til BeV leasing Ejet af driftsselskabet men lejet ud til BeV leasing side 6 af 27 Ejet af BeV leasing I forhold til BeV’s målsætninger anses det for af mindre betydning hvem der ejer jorden hvorpå anlægget er placeret. Det vil dog være vigtigt at vælge den ejerform der giver mindst mulige problemer med myndighedsbehandling ligesom at det kan være hensigtsmæssigt at have vandtætte skotter mellem værtsgården og biogasanlægget (biogasdriftsselskabet). Ved salg af jorden til BeV leasing vil der være behov for udmatrikulering med deraf følgende omkostninger. Den mest enkle form må være at BeV leasing lejer jorden hvor anlægget er placeret i samme periode som leasingaftalen løber til en fast pris der modregnes i leasingbetalingen. Det er i udgangspunktet forudsat at BeV ejer de decentrale biogasanlæg og leaser dem ud til de enkelte driftsselskaber. Ejerskabet vil ligge i BeV leasing. 3.3.2 Ejerskab af centrale biogasanlæg Modeller for ejerskab af centrale biogasanlæg kendes fra de eksisterende centrale biogasfællesanlæg i Danmark. Her er der bl.a. følgende ejerformer: Ejet af gylleleverandørerne i et andelsselskab med begrænset ansvar (amba) Ejet af et aktieselskab hvor gylleleverandørerne via en gylleleverandørforening har aktiemajoriteten Ejet af gylleleverandører og fjernvarmekunder i fællesskab i et andelsselskab med begrænset ansvar (amba) (anlæg hvor drift af biogasanlæg og fjernvarme baseret på biogas foregår i ét selskab) Ejet af eksternt selskab der driver anlæggene For de centrale anlæg i Ringkøbing Skjern kommune kan der vælges en af ovenstående ejerformer bortse fra samejerskab mellem biogasanlæg og fjernvarme som ikke anses for realistisk da eksisterende fjernvarmeværker almindeligvis ikke har lyst/hjemmel i deres vedtægter til at tage et biogasanlæg med ind i deres selskab. Da der er tale om et eller flere mere unikke anlæg der pga. anlæggets størrelse normalt vil have en egen driftsorganisation bør ejerskabet afklares konkret i forbindelse med planlægningen af de decentrale anlæg. I denne proces kan BeV leasing således give et finansierings/ejerskabstilbud der kan følge modellen for ejerskab og leasing af de decentrale anlæg alternativ kan vælges en ”traditionel” ejermodel. 3.3.3 Driften af de decentrale biogasanlæg Driften af anlæggene kan deles i: Den daglige drift Service af anlægsdele Driftsrådgivning Den daglige drift består i at overvåge anlæggets drift, føde biomasse til anlæggets modtagetank, sikre at den afgassede biomasse kan udpumpes fra anlæggets sidste tank samt at klare banale driftsmæssige problemer så som at fjerne evt. fremmedlegemer fra pumper, sikre at biomassen kan opblandes og respons på alarmer på anlægget. Driften af selve side 7 af 27 anlægget i form af ind‐ og udpumpning, start/stop af omrører, sikring af gastryk til ledning mm forudsættes at ske automatisk fra anlæggets styringsanlæg. Service på anlægsdele er normal service på alle bevægelige dele så som pumper og omrører (skift af olie, pakninger, eftersyn mm). Driftsrådgivning er især rådgivning vedr. den biologiske proces, optimering af anlægget, forholdsregler ved skift i biomasser, forøgelse af belastning mm. Da den daglige drift kræver at man kan komme på anlægget hurtigt vil det være mest fordelagtigt at dette varetages af landbruget hvor anlægget er placeret. Dette vil også omfatte døgnvagt på anlægget og ”udrykning” ved kritiske alarmer. Sidstnævnte vagt kan evt. outsources til et BeV drift eller til et selskab der har vagt på f.eks. ventilations‐ og varmesystemer på svinestalde. Det anbefales at den daglige drift varetages af landbruget hvor anlægget er placeret og at evt. outsourcing af vagt aftales af driftsselskabet. Service af anlægsdelene er kendt og foretages normalt af leverandørerne. Dette kan fortsat være tilfældet. Med mange ens anlæg i drift kan det dog være fordelagtigt at insource denne funktion således at specialuddannede servicefolk kan varetage service af alle anlægsdele når de er på anlægget. Det anbefales derfor at denne funktion insources til BeV drift der arbejder snævert sammen med leverandørfirmaerne. Driftsrådgivning kræver kendskab til biogasprocessen. Da denne funktion er central for både de enkelte biogasdriftsselskabers, långivers og gaskundernes tillid til systemet anbefales det at dette varetages af BeV drift enten med eget personale eller via outsourcing og at den administrativt ligger i samme selskab som servicen. Det sikres hermed at der er en sammenhæng mellem teknisk og procesmæssig rådgivning ligesom at de der varetager procesrådgivningen har et kendskab til teknikken og omvendt. Fagpersonalet kan således enten være driftsfolkene på et biogas fællesanlæg, eget personale eller outsources til en rådgiver eller leverandør. Det anbefales at denne funktion varetages af lokalt personale. Når der er etableret et fællesanlæg kan personalet have deres udgangspunkt der eller det kan det være det tekniske servicepersonale der efteruddannes (evt. med backup fra en rådgivende firma). 3.3.4 Biogasdriftsselskabet De enkelte biogasanlæg anbefales leaset og drevet af et biogasdriftsselskab. Ved at det er et selvstændigt selskab ejet af et eller flere landbrug adskilles driften af biogasanlægget og af landbruget administrativt. Det anbefales at BeV udarbejder standarder for etableringen og driften af biogasdriftsselskaberne da udarbejdelse af vedtægter/aftaler ellers kan blive en barriere for etableringen ligesom at ensartede forhold for de enkelte anlægs drift gør styringen af processen og den senere drift lettere. Udarbejdelsen af dette aftalekompleks kan lægges i BeV innovation. Det kan forudsættes i leasingaftalen at der er indgået en aftale mellem parterne i et biogasanlæg på grundlag af BeV standardaftaler. Det må forventes at det typiske biogasanlæg vil modtage gylle fra flere animalske producenter hvorfor der er brug for en regulering af forholdet mellem disse i form af vedtægter for selskabet samt en gylleleveringsaftale/aftale om tilbagelevering af afgasset biomasse. Dette side 8 af 27 kan sidestilles med de vedtægter og aftaler der kendes fra danske biogasfællesanlæg og vedtægt/aftale kan udarbejdes på grundlag heraf. Vedtægter og aftaler er meget simple hvis der kun er ét landbrug der leverer (simpel dannelse af selskab med én ejer) mens de bliver mere komplicerede ved flere selvstændige landbrug der leverer til anlægget (vil ligne fællesanlægsaftaler). Det er vigtigt at der inden indgåelse af en leasingaftale er klare rammer for anlæggets drift bl.a. omfattende: Hæftelse ift. BeV leasing Placering af anlægget Finansiering og drift af gyllepumpeledninger Daglige drift af anlægget Betaling for driften Driftens ansvar for produktionen Fordeling af startydelse/overskud/underskud Leverance af gylle (mængde, kvalitet, tidspunkt etc.) Aftag af afgasset biomasse Leverancer af energiafgrøder Vilkår for at optage nye partner i selskabet/leverandørkredsen Vilkår ved udvidelse/reduktion af husdyrproduktionen Vilkår for udtrædelse Der kan desuden fastsættes vilkår for drift af et evt. separationsanlæg som må forventes at blive installeret på flere anlæg. 3.4 Biogasnettet 3.4.1 Ejerskab til biogasnettet Biogasnettet skal transportere gassen fra producenterne til forbrugerne. Det må forventes at dette net betragtes som et kollektivt forsyningsnet og derfor vil være under lagt Varmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” bestemmelser. Dette må forventes at betyde at der ikke vil være kommercielle selskaber der er interesserede i at eje nettet under disse vilkår. Dette betyder at nettet enten nå ejes af BeV eller af de der i dag ejer naturgasnettene. Da biogasnettet er centralt for hele systemets funktion og udvikling anbefales det at det ejes af BeV som et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab – BeV net. 3.4.2 Driften af biogasnettet Driften af nettet kan enten varetages af ejeren (BeV net) eller outsources. Da drift af et gasnet er underlagt en række formelle krav (herunder sikkerhedsmæssige krav) der kræver et betydeligt fagkundskab samt godkendelser kan det være fordelagtigt at outsource driften til et selskab der i dag driver gasnet. Dette vil ikke have betydning for BeV’s kontrol over nettet og udviklingsmuligheder men blot være en entreprenøropgave, hvorfor det anbefales at vurdere outsourcing af denne funktion på grundlag af en licitation. side 9 af 27 3.4.3 Handel med gassen Handlen med gassen mellem hhv. biogasanlæggene og biogasnettet og biogasnettet og gaskunderne er centralt for hele systemets funktion og udvikling. Desuden er handel med energi/gas ikke underlagt Varmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” princip. I forhold til projektets overordnede målsætning anses det for vigtigt at handel med gas kontrolleres lokalt og at der er mulighed for en lokal prisdannelse således at også varmeforbrugerne kan få en fordel under forudsætning af at de lokale varmeværker kan konkurrere med alternativ afsætning som f.eks. den forventede fremtidige afsætning til naturgasnettet. Der må derfor forudses en afsætning til både lokale kraftvarmeværker, industrier og til naturgasnettet. Denne funktion må derfor anbefales at ligge i et BeV selskab ‐ BeV handel ‐ således at der er 100% kontrol fra BeV og mulighed for indtægt til BeV. 3.5 Finansiering 3.5.1 Finansiering af de decentrale anlæg De decentrale anlæg opstilles på større ejendomme og forsynes med gylle/gødning fra egen og evt. andre ejendomme samt med majsensilage og evt. affaldsstoffer fra landbruget. Med den nuværende finansielle situation i landbruget forventes det ikke at landbruget selv kan skaffe kapital til investeringen. Der skal derfor skaffes en ekstern finansieringspart. Dette kan overkommes ved at BeV leasing indkøber biogasanlæggene og leaser dem til biogasdrifsselskaberne. Hermed skal der skaffes én finansiering til den samlede investering i de enkelte etaper for udbygningen. Det samlede indkøb af flere anlæg i henhold til en licitation må desuden for ventes at give det billigst mulige indkøb. Finansieringen af anlæggene forventes at være opdelt af: Egenkapital Lån Evt. tilskud Egenkapitalen kan tilvejebringes som indskudskapital fra flere forskellige kilder: De nuværende ejere af BeV De der leaser anlæggene Eksterne investorer De nuværende ejere har pt. indskudt en aktiekapital på i alt kr. 500.000 i BeV a/s. De nuværende ejere er: Ringkøbing‐Skjern kommune Vestjyllands Landboforening Ringkøbing Fjord Erhvervsråd side 10 af 27 Ejerkredsen er i opstartsfasen lukket men det forventes at denne lukkes op for nye aktionærer i forbindelse med implementeringen af projektet. Med indgåelse af leasingaftaler opkræves normalt startbetaling/indskud. Dette kan indgå som egenkapital i BeV via BeV leasing. I forhold til biogasanlæggenes karakter må det anses for rimeligt at startbetalingen bliver på minimum 20% af anlægsinvesteringen (hvilket for et typisk anlæg til ca. 2.000 ‐2.500 DE vil svare til ca. 1,6 M kr. eller ca. 700 – 800 kr./DE der leverer til anlægget). Da BeV leasing er forudsat værende et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab med begrænset mulighed for udbetaling af en rimelig forrentning af egenkapitalen (Varmeforsyningslovens §20b) anbefales det at egenkapitalen kanaliseres til egenkapital i moderselskabet (BeV a/s) der ikke forventes underlagt Varmeforsyningslovens begrænsninger. Lån optages på almindelige kommercielle vilkår. Långiver kan enten være pengeinstitutter, leasingselskaber eller institutionelle investorer. BeV har allerede kontakt med flere potentielle långivere og også modtaget principielle tilsagn om långivning. Da konceptet er nyt og uprøvet kan dette udgøre en barriere for långivning til en fornuftig pris. Denne barriere kan overkommes ved at Ringkøbing‐Skjern kommune stiller en kommunal garanti for en del af lånet med hjemmel i kommunernes lånebekendtgørelse5. Garantien vil kunne stilles både til etablering af anlæggene og til etableringen af biogasnettet (se nedenfor). Til biogasanlæggene stilles garantien til BeV leasing. Til etableringen gasnettet stilles garantien til BeV net. Hermed sikres at garantien stilles til de to ”hvile‐i‐sig‐selv” selskaber indenfor BeV. Der findes forskellige støtte muligheder til projekter af denne art. BeV har ansøgt om støtte fra EUDP samt GUDP til udvikling og realisering af Fase 1 – etablering af 5 anlæg samt gasledning i den sydlige del af kommunen. Afklaring forventes ultimo 2010. Regeringen vedtog i slutningen af 2009 ”GrønVækst” hvor der bl.a. fastsættes et tilskud til biogasanlæg. Krav til ansøgning og betingelser for tilskud fremgår af Ministeriet for Fødevare, Landbrug og Fiskeri (september 2010): Investering i Biogas – vejledning. I henhold hertil er der tilskud til biogasfællesanlæg og til økologiske gårdanlæg. For at kunne få tilskud skal der bl.a. opfyldes et krav om at biomassen til biogasanlægget er minimum 75% gylle (fællesanlæg) og 50% i økologiske anlæg. Anlæggene i Ringkøbing‐Skjern modellen opfylder dette krav. For at kunne opnå tilskud til biogasanlæggene efter den nuværende vejledning skal de kunne defineres som fællesanlæg og at etablering af en etape med f.eks. 5‐10 enkeltanlæg kan 5 LBK 1311, 15.12.2009 side 11 af 27 defineres som ét fællesanlægsprojekt. Kan dette opfyldes anses det for realistiske at kunne opfylde de øvrige krav for at kunne opnå tilskud. Om projektets første etape er støtteberettiget bør afklares i foråret 2011 således at frist for støtteansøgning 1. juni 2011 kan nås. 3.6 Vurdering af ansvarsforhold i forhold til parternes interesser Ansvarsforhold ligesom økonomiske forhold mellem parterne bør fastsættes således at der tages hensyn til: Parternes interesse Sikring at parterne tilskyndes til at handle optimalt i forhold til det samlede system Parternes interesse vil være at optimere egen nytte af at producere, distribuere og anvende gassen. Ansvarsforholdene skal være snævert knyttet til de enkelte parters mulighed for at handle således at partneren får den fulde konsekvens – positivt og negativt ‐ af handlinger som partneren har fuld kontrol over. For biogasdriftsselskaberne vil dette normalt være at optimere det økonomiske resultat på selve biogasanlæggets drift men også andre hensyn vil være a betydning som f.eks.: Landbrugets optimering af gødningshåndtering og anvendelse Landbrugets optimering af egne miljøforhold Muligheden for nye produkter i landbruget (energiafgrøder) Fjernvarmeværkernes ønske om forsyningssikkerhed og prisstabilitet 3.6.1 Ansvar for produktion af gas Det må være biogasdriftsselskabernes ansvar at levere den forudsatte mængde og kvalitet gas til nettet. De har kontrollen over driften og skal derfor have dette ansvar. Dette ansvar vil være det samme for både de decentrale anlæg og for centrale anlæg dog således at der kan stilles forskellige krav til de to typer af anlæg bl.a. i forhold til krav til gaskvalitet. For at regulere produktionen fra biogasdriftsselskaberne i forhold til forbruget hos gasforbrugerne anbefales at bruge fire reguleringsmekanismer: Fastsættelse i leveringsaftale mellem driftsselskabet og BeV handel af mængden gas der aftages fra biogasanlægget f.eks. fastsat som et dagsgennemsnit i hver måned Central overvågning med mulighed for at påvirke de enkelte anlæg til at regulere produktionen Gaslagre Udveksling med naturgasnettet For at sikre at driftsselskaberne leverer den ønskede mængde gas på det ønskede tidspunkt til nettet anbefales en økonomisk regulering således at hvis anlægget producerer mindre gas end forudsat betaler driftsselskabet en kompensationspris til BeV handel der modsvarer de forpligtigelser som BeV handel har overfor forbrugerne. side 12 af 27 BeV handel kan overvåge produktion og afsætning og bør have mulighed for at påvirke produktionen i opad eller nedadgående retning på de enkelte biogasanlæg. Dette kan foregå ved et økonomisk incitament, ved forsyning med energirige biomasse til at øge produktionen med, kompensation for nedsat produktion og andre virkemidler. Det er således nødvendigt at der i forbindelse med udbygningen sikres at BeV handel har online driftsdata fra alle biogasanlæg og biogasforbrugere. I aftalen mellem driftsselskaberne fastsættes kvalitetskrav til biogassen i form af: Maksimalt indhold af H2S Maksimalt vandindhold/alternativt gassens temperatur før blæser Tryk ved tilgang til biogasnettet Det forudsættes at der på de decentrale biogasanlæg kun foretages en første rensning af gassen for H2S og at endelig rensning til det ønskede niveau foretages af BeV net enten på forbrugsstedet eller i forbindelse med lagring. 3.6.2 Ansvar i forhold til uplanlagte stop af produktion/aftag For at systemet kan fungere er BeV handel afhængig af at der leveres tilstrækkelig med gas i den ønskede kvalitet på det ønskede tidspunkt til biogasnettet samt at denne gas kan aftages i henhold til aftaler med gasforbrugerne. Dette bør sikres gennem de aftaler BeV handle laver med dels producenterne og dels gasforbrugerne. Ved manglende leverance af gas fra producenten til nettet og manglende aftag af gas fra nettet vil parterne lide et økonomisk tab. Det anbefales derfor at reguleringen også er økonomisk. For at systemet kan virke i praksis anbefales det at der indføres en bagatelgrænse for hvornår kompensationerne bliver sat i værk. Dette kan f.eks. være ±10% variation fra det aftalte. Ansvar ift. uplanlagte stop af produktionen Det anbefales at dette sikres gennem: Incitamenter til at producere optimalt for BeV Sanktioner fastsat i leveringsaftale mellem driftsherre og BeV Ansvaret for at anlægget leverer til nettet således at BeV handel kan opfylde sine forpligtigelser til at leverer videre til gasforbrugerne påhviler biogasdriftsselskaberne. Det anbefales at dette ansvar konkretiseres gennem leveringsaftalen for gas til BeV. Det anbefales at der indbygges en sanktion i form af nedsat betaling for gassen hvis der ikke leveres den forudsatte mængde og kvalitet således at BeV handel også kan give en kompensation overfor gasforbrugerne. Det skal bemærkes at driften af simple biogasanlæg som de decentrale anlæg kun sjældent er ramt af uplanlagte driftsstof (og for den sags skyld også planlagte driftsstop). side 13 af 27 Ansvar i forhold til uplanlagte stop af aftag Ansvar for at der aftages gas – eller udtrykt omvendt at der ikke opstår uplanlagte stop i aftaget – bør påhvile gasforbrugerne. Disse har en kontraktlig forpligtigelse til at aftage den aftalte mængde. Som ved ovenfor bør der gives forbrugeren et incitament for at bruge gassen. Dette incitament bør være: Det er økonomisk fordelagtigt at anvende gassen Sanktioner hvis der ikke aftages gas Situationen med uplanlagte stop er typisk ved tekniske problemer på motoranlæg/opgraderingsanlæg. For fjernvarmeværkerne er det vigtigt at de ombygger deres kedel til at kunne anvende biogas således at de også kan anvende gassen selv om motoren er til service eller på anden måde ”nede”. For opgraderingsanlæggene må sikres dublering eller acceptere at købe gas selvom de må affakle den aftalte mængde. Ansvar for uplanlagte stop på biogasanlægget og dermed manglende leverancer af gas til kunderne må påhvile gasproducenterne. Dette kan i praksis reguleres ved at kunderne får en rabat på gassen svarende til deres mistede dækningsbidrag ved mangelfuld leverance af gas. I praksis vil der være en tæt kontakt mellem gasforbrugerne og BeV handel og herigennem bagud til biogasdriftsselskaberne og ved uplanlagte såvel som planlagte stop af aftag vil BeV handel i fællesskabets interesse sikre at der ikke produceres gas som må affakles/anvendes i kedler uden varmeaftag ved at søge at øge lagringen af gassen, nedsætte produktionen og/eller afsætte til biogasforbrugere der kan bruge gassen på en fornuftig måde. Dette bør indskrives i kontrakten uden at det på nogen måde fratager aftagerens ansvar for at aftage den aftalte mængde gas. 3.6.3 Ansvar i forhold til sikkerhedsforskrifter Sikkerhedsforskrifter på biogasanlæggene: Biogasanlæggene skal opfylde sikkerhedsforskrifter som beskrevet i AT vejledning D 2.7 om Projektering og drift af biogasanlæg (Arbejdstilsynet 2009). Ansvaret for at anlægget som leases til driftsherren opfylder sikkerhedsforskrifterne for anlæggets projektering og etablering påhviler BeV leasing som igen vil kræve forskrifterne opfyldt af leverandørerne af anlæggene. Ansvaret for at sikkerhedsforskrifterne ved anlæggets drift opfyldes påhviler biogasdriftsselskabet (den der leaser og driver anlægget). Dette krav bør indføjes i leasingkontrakten. 3.6.4 Regulering af ansvarsforhold Reguleringen af ansvarsforholdende bør reguleres af: Gældende lovgivning side 14 af 27 Aftalerne mellem parterne I aftalerne mellem parterne fastsættes parternes ansvarsområde herunder ansvar i forhold til lovgivningen. Denne ansvarsfordeling skal altid være 100% entydig og være knyttet til den pågældende parts mulighed for at påvirke situationen. I forhold til ovenstående organisation er der ansvarsforhold der ligger udenfor den direkte regulering mellem parterne. Dette omfatter bl.a.: Ansvar som påhviler biogasdriftssselskabet: Ansvar i forhold til anvendelse af den afgassede biomasse Ansvar for at den tilførte biomasse opfylder lovgivningsmæssige regler, veterinære regler mm Ansvar for at anlægget drives i overensstemmelse med anlæggets Miljøgodkendelse og andre tilladelser Dette påhviler 100% biogasdriftsselskabet og reguleres af dette selskab mens det anbefales at det indskrives i aftalen mellem biogasdriftsselskabet og BeV handel at biogasdriftsselskabet er ansvarlig for disse forhold. Ansvar som påhviler køberne af gassen (dette er både i forholdet mellem biogasdriftsselskaberne og BeV handel og mellem BeV handel og slutkunderne) Ansvar for at der gaskøberen har tilladelse til at distribuere og anvende gassen (f.eks. at et varmeværk har tilladelse i henhold til Varmeforsyningsloven/projektgodkendelse, miljøgodkendelse mm) Som for ansvar for driften af eget anlæg for biogasdriftsselskaberne anbefales det at indskrive i aftalen mellem gaskøberen og gassælgeren at køberen opfylder sine ansvarsforpligtigelser. 3.6.5 Oversigt over nødvendige aftaler For at ovenstående organisation kan fungere skal der udarbejdes følgende aftaler BeV leasing/biogasdriftsselskab: Aftale om leasing af anlæg BeV handel/biogasdriftsselskab: Aftale om køb af gas BeV handel/gasforbruger: Aftale om salg af gas BeV drift/biogasdriftsselskab: Aftale om service af anlæg BeV drift/biogasdriftsselskab: Evt. aftale om leverance af biomasse BeV handel/BeV net: Transport og konditionering af gas Desuden anbefales det at BeV innovation udarbejdet grundlag for Biogasdriftsselskaberne: Vedtægter for Biogasdriftsselskab Biogasdriftsselskab/værtslandbrug: Aftaler om varetagelse af den daglige drift Biogasdriftsselskab/leverandører af gylle: Leveringsaftale side 15 af 27 4 Forhold til licitationslovgivningen Etableringen af biogasanlæggene samt biogasnettet må forventes at blive klassificeret som kollektivt forsyningsanlæg, hvorfor der stilles en række formelle krav til proceduren for fremskaffelsen af de tekniske anlæg. Da BeV’s formål er at producere, transportere og sælge biogas dvs. at forsyne sine kunder med brændsel, må virksomheden mere specifikt antages at være omfattet af forsynings‐ virksomhedsdirektivet. I det følgende vil der nærmere blive redegjort for de formelle udbudskrav der knytter sig til forsyningsdirektivet, og for hvorledes BeV aktuelt vil kunne imødekomme kravene på et praktisk niveau. 4.1 Udbudskrav Når en forsyningsvirksomhed udbyder en opgave, skal det på grundlag af opgavens art og den forventede kontraktværdi afgøres, om der er tale om et EU‐udbud. I givet fald skal EUs særlige udbudsbestemmelser og procedurer følges, jf. det relevante udbudsdirektiv, . (Direktiv nr. 2004/18/EF af 31. marts 2004 (”udbudsdirektivet”) og direktiv nr. 2004/17/EF af 31. marts 2004 (”forsyningsvirksomhedsdirektivet”)) Udbudsdirektivet gælder alene for statslige og lokale myndigheder, samt for organer, der er kontrolleret af det offentlige, mens forsyningsvirksomhedsdirektivet omfatter forsynings‐ virksomheder i nærmere angivne sektorer, uanset om virksomheden er offentligt eller privat. Når offentlige myndigheder udøver forsyningstjenester, skifter de fra at være omfattet af udbudsdirektivet til at være omfattet af forsyningsvirksomhedsdirektivet. 4.1.1 Procedure Først fastlægges opgavetypen. Der sondres i direktiverne mellem: Tjenesteydelser Bygge‐ og anlægsopgaver Vareindkøb Dernæst afgøres om opgaven overskrider relevante tærskelværdier, der for hver af opgavetyperne fremgår nedenstående: Forsyningsvirksomheder Varekøb og tjenesteydelser: 2.884.350 kr. Bygge‐ og anlægsarbejder: 36.110.270 kr. Delydelser (tjenesteydelser og varer) 596.248 kr. Delarbejder (bygge‐ og anlæg) 4.1.2 7.453.100 kr. Forhold i RKSK‐projektet. I det konkrete tilfælde er der tale om, at BeV planlægger at etablere et biogasdistributionsnet samt at etablere et antal biogasanlæg. Der er således tale om en eller flere bygge og anlægsopgave(r). side 16 af 27 I projektets første fase vil investeringerne i henholdsvis biogasnet og biogasanlæg ligge på grænsen af tærskelværdien for bygge og anlægsopgaver i udbudsdirektivet. På flere af de nordeuropæiske markeder findes imidlertid kompetente leverandører af det udstyr og de ydelser som BeV har planer om at investere i. BeV har derfor en egen interesse i at skabe opmærksomhed omkring sine investeringer ikke blot i Danmark, men også ude i Europa. Udbud via EU’s udbudssystem sikrer, at ikke blot nationale leverandører men også leverandører på hele det europæiske marked gøres opmærksomme på udbuddet, og kan deltage i konkurrencen om de udbudte kontrakter. Udbud via EU's udbudsregler fritager også for en hver senere tvivl om at en kontrakt er legal i udbudsmæssig forstand, dvs. kontraktindgåelsen ikke kan angribes for ikke at have overholdt udbudsreglerne. 4.2 Proceduren i EU‐udbud. Udbyder skal tage stilling til en række forhold, før man går i gang med at udarbejde selve udbudsmaterialet. Inden udbuddet skal følgende på plads: Intern organisering :Hvem gennemfører udbuddet og udarbejder udbudsmaterialet? Valg af udbudsform. Valg af kontraktstrategi: Det er en central strategisk opgave at fastlægge, hvordan den udbudte opgave skal afgrænses og eventuelt opdeles i delopgaver. Tidsplanlægning: Der skal for den samlede udbudsproces udarbejdes en tidsplan, som respekterer, at udbud er en proces, der tager tid. 4.2.1 Offentligt eller begrænset udbud. Der findes flere udbudsprocedurer, men overordnet opdeles udbuddene i offentlige udbud og begrænsede udbud. Offentligt udbud, er karakteriseret ved, at alle interesserede virksomheder kan give tilbud. Ordregiver offentliggør en udbudsbekendtgørelse i EU‐Tidende, der definerer betingelserne for det ønskede tilbud. Offentligt udbud er velegnet, når ordregiver kan acceptere et stort antal tilbud. Det kan f.eks. være tilfældet når udbuddet omhandler anskaffelse af standardvarer, hvor der alene konkurreres på prisen. Ved de begrænsede udbud, udbud efter forhandling, kvalifikationsrunder og indbydelse via forhåndsmeddelelser bliver mulige leverandører opfordret til at vise deres interesse i at blive leverandør ved en prækvalifikation. Derefter vil udbyderen invitere en større eller mindre gruppe af virksomheder til at afgive et tilbud eller indgå i forhandling. Denne fremgangsmåde er lettere for alle parter, idet udbyderen i første omgang kun skal vurdere virksomhedens økonomiske og tekniske evne til at levere den pågældende ydelse. Tilbudsgivernes fordel er, at antallet af tilbud er begrænset til et i forvejen kendt antal, dvs. konkurrencen er overskuelig og der anvendes en begrænset mængde ressourcer på at udarbejde tilbud, mens udbyders fordel er at kun et begrænset antal tilbud skal vurderes, og kun fra virksomheder man på forhånd har vurderet er i stand til at gennemføre opgaven. side 17 af 27 Ulempen ved det begrænsede udbud er, at udbudsprocessen bliver forlænget, da den både omfatter en prækvalifikations‐ og en tildelingsfase. 4.2.2 Priskonkurrence eller forhandling af tilbud Offentligt udbud og begrænset udbud fører altid til en ren priskonkurrence. Disse udbud er velegnede ved veldefinerede projekter, bygge og anlægsopgaver vil typisk være baseret på detailudbud. Ved mindre veldefinerede opgavetyper kan det være hensigtsmæssigt at indbyde tilbudsgiverne til forhandling af deres tilbud, hvorved udbyder får mulighed for at præge det endelige tilbud i den retning som ønskes. I Forsyningsvirksomhedsdirektivet rummes denne mulighed som udbud efter forhandling med forudgående bekendtgørelse, dvs. med prækvalifikationsrunde. Ved begrænset udbud foregår valget af leverandør i to trin: En prækvalifikation og en egentlig tilbudsgivning. Udbudsforretningen offentliggøres ved, at der annonceres efter interesserede tilbudsgivere, hvilket alle kan byde på. Ud fra de offentliggjorte udvælgelseskriterier opfordres derefter (prækvalificeres) et antal leverandører til at byde på selve opgaven. Ved begrænset udbud kan tilbud således kun afgives af dem, som indbydes. Ordren tildeles ud fra en række tildelingskriterier, der på forhånd er fastlagt. Forskellen på udvælgelses‐ og tildelingskriterier er, at udvælgelseskriterier handler om tilbudsgivernes formåen, mens tildelingskriterierne handler om selve tilbuddet. 4.2.3 Kontraktstrategi Kontraktstrategi vedrører de forhold, udbyder øver indflydelse på f.eks. ved valget af: Prækvalifikationskriterier (store/små virksomheder, lokale/nationale/udenlandske tilbudsgivere) Opdeling af opgaven (flere mindre opgaver eller en større mere kompleks, delaftaler) Udbudsbeskrivelse (detail‐ eller funktionsudbud/grad af indflydelse på den færdige løsnings udformning) Kontraheringsform (begrænset udbud eller udbud efter forhandling) Tildelingskriterier (priskonkurrence eller økonomisk mest fordelagtig) Aftaleform (Traditionel kontrakt AB92/ABT93/partneringaftale eller partnerskabs‐ aftale) For delaftaler gælder den særlige regel, at man kan undtage en delaftale fra udbudsdirektivet, hvis den har en værdi på mindre end den aktuelle tærskelværdi for delaftaler og værdien ikke overstiger 20% af den samlede aftale. Det betyder, at man kan indgå delaftalen uden EU‐ udbud, selvom man er forpligtet til at indregne delaftalens værdi i beregningen af det samlede projekts værdi. 4.2.4 Tidsplan Første fase – prækvalifikationen – skal give interesserede leverandører den fornødne tid til at vurdere den udbudte opgave og til anmelde deres interesse. Hertil gives normalt 37 dage, regnet fra den dag udbudsbekendtgørelsen bliver offentliggjort. side 18 af 27 Der kan være behov for at begrænse antallet af prækvalificerede (således at det ikke er alle kvalificerede, der anmodes om at give bud), hvilket i så fald skal fremgå enten af udbudsbekendtgørelsen eller af andet materiale, der er tilgængeligt for interesserede leverandører. Forsyningsvirksomhedsdirektivet fastsætter ikke et minimum for antallet af prækvalificerede. Da direktivets formål er at skabe konkurrence om ordrerne, bør der dog ikke vælges færre end tre ansøgere til at afgive bud. Det gør ikke noget, hvis færre end de prækvalificerede leverandører faktisk ender med at afgive tilbud. Der er ingen frist for, hvor hurtigt prækvalifikationen (evalueringen) skal gennemføres. Det er dog i alles interesse, at det sker så hurtigt, som det er fagligt forsvarligt. De prækvalificerede tilbudsgivere, modtager herefter opfordring til at byde, typisk i form af selve udbudsmaterialet. Fristen for at modtage tilbuddene skal være mindst 40 dage. Begrænset udbud er en ren pris konkurrence, som udelukker enhver forhandling med tilbudsgiverne om de grundlæggende elementer i tilbuddene. Der kan ikke ændres på tilbuddene, uden at man risikerer at fordreje konkurrencen. Det gælder især punkter som priser, prisniveauer og rabatstørrelser. I Forsyningsvirksomhedsdirektivet er der imidlertid adgang til anvende udbud efter forhandling. I tildelingsfasen er der den forskel i forhold til begrænset udbud, at ordregiveren kan indlede forhandlinger med de bydende om eventuelle ændringer i deres tilbud. Forsyningsvirksomhedsdirektivet indeholder ikke principper for afviklingen af disse forhandlinger. Det vil dog være en god ide at følge de principper, som er listet op i udbudsdirektivet: Sammenfattende gælder følgende 10 principper for forhandlingsforløbet: 1. Forhandlingerne skal indledningsvis omfatte alle tilbud, der er konditionsmæssige. 2. De konditionsmæssige tilbud skal først underkastes en vurdering ift. de offentliggjorte delkriterier efter tilsvarende principper som ved begrænset udbud. 3. Alle tilbudsgiverne skal herefter ved den indledende forhandlingsrunde orienteres om fordele og svagheder ved deres tilbud og om tilbuddets placering i den indbyrdes rangfølge. 4. Herefter vil det normalt være muligt at fravælge et eller flere af de lavest rangerende tilbud 5. Inden næste forhandlingsrunde skal der fastsættes skriftlige retningslinjer for, hvad udbyder kræver og ønsker af justeringer i de resterende tilbud. Der skal også angives en tidsfrist for at aflevere de ændrede tilbud. 6. Alle de ændrede tilbud skal herefter på ny vurderes ift. de offentliggjorte delkriterier og rangordnes på ny. 7. I en ny forhandlingsrunde gentages punkt 3 for de ændrede tilbud. side 19 af 27 8. Hvis udbyder finder behov og grundlag for yderligere en tilbudsjustering, skal der fastsættes skriftlige retningslinjer for ordregiverens krav og ønsker til et endeligt tilbud. Der skal også sættes en tidsfrist for, hvornår det endelige tilbud skal afleveres. 9. Inden en sådan afsluttende tilbudsjustering vil det normalt være muligt at fravælge det tilbud, der nu rangerer lavest. På den måde kommer den endelige justering af tilbud alene til at omfatte de (to) højest rangerende tilbud. 10. De endelige tilbud vurderes ift. de offentliggjorte delkriterier. Det er det tilbud, der til sidst vurderes som det økonomisk mest fordelagtige, der skal indgås kontrakt om. Når kontrakten er indgået, skal ordregivere fremsende en meddelelse herom til Kommissionen, dvs. publikationskontoret. Meddelelsen skal sendes inden for 2 måneder efter kontraktens indgåelse. 4.3 Foreslået udbudsstrategi BeV’s organisatoriske opbygning er tidligere beskrevet. Opdelingen i et leasingselskab og et distributionsselskab gør det naturligt at opdele anlægsopgaven tilsvarende. BeV leasing vil mest sandsynlig være den del af organisationen der fremskaffer og kontraherer de biogasanlæg der skal bygges. Anlæggene vil være af en relativ ensartet kvalitet, eventuelt med varierende størrelser. (Anlægspakken) BeV distribution vil være den naturligt ansvarlige for fremskaffelse og kontrahering af biogasledningsnettet. (Netpakken) . Yderligere opdeling af projekterne kan foretages i projekteringsfasen. På såvel produktionsanlæg som distributionsanlæg vil der typisk være en række indkøbsopgaver som ikke normalt er omfattet af entreprisen. Eksempelvis vil udbyder med fordel kunne indkøbe målere, i stedet for at lade disse indgå i entrepriserne. Dels kan der formodentlig opnås et lige så godt økonomisk resultat, men samtidig bliver der mulighed for at ensarte målerparken hvilket vil lette den efterfølgende drift og vedligeholdelse. Som nævnt rummer udbudsdirektiverne mulighed for at undtage delleverancer i et vist omfang fra udbuddet. 4.3.1 Anlægspakken Det forekommer naturligt at udbyde anlægspakken i totalentreprise, dvs. på grundlag af et funktionsudbud, der beskriver de funktioner der ønskes opnået og afgrænsningen af pakken i forhold til tilstødende projekter. De bydende skal således levere nøglefærdige projekter inkl. projektering. Baggrunden for totalentreprisemodellen findes i procesanlægget som den enkelte leverandør ønsker at kunne udforme i henhold til egne standarder og ikke på grundlag af en detailspecifikation. På grund af sin kompleksitet egner denne del af projektet sig bedst til begrænset udbud, dvs. et forløb med prækvalifikationsrunde. Herved opnår udbyder mulighed for at vurdere hvilke tilbudsgivere der har de fornødne kompetencer til at gennemføre opgaven. Den naturlige udbudsform for anlægspakken er udbud efter forhandling med forudgående udbudsbekendtgørelse (dvs. prækvalifikation) og med et tildelingskriteriet, det økonomisk side 20 af 27 mest fordelagtige tilbud. De nærmere vilkår for afgørelsen af hvilket tilbud der er det økonomisk mest fordelagtige fremgår af som en del af udbuddet. 4.3.2 Netpakken Med netpakken forholder det sig anderledes. Her er udbyder i besiddelse af en viden om den fremtidige udbygning af anlægget som vanskeligt kan formidles til en totalentreprenørs projekteringsteam. Endvidere er der krav om detailkendskab til ledningstracéet som vanskeligt kan opnås uden en forudgående projektering. Hvis flere entreprenører skal gennemføre de pågældende undersøgelser vil der blive tale om ressourcespild. Et detailudbud af ledningsnettet vil kræve, at udbyder løser projekteringsopgaven, men vil samtidig betyde at udbyder opnår bedre mulighed for, at tilrettelægge tilbudsgivningen således at små og mindre virksomheder får mulighed for at byde. Typisk vil man i den situation vælge at udbyde to til tre delprojekter bestående af f.eks.: rørleverance, jordarbejde og rørlægning. Jordarbejde og rørlægning vil dog sandsynligvis være så tæt forbundne opgaver, at de afvikles mest effektivt i en fælles entreprise. Evt. yderligere underdeling og eventuelle delprojekter kan fastlægges i projekteringsfasen. Udbudsformen her kan med fordel være begrænset (dvs. med prækvalifikation) eller offentlig (rørleverancen). 4.4 Afledt tidsplan Når det er besluttet at etablere 1. etape af biogasanlæg og biogasdistributionsnet, sker dette på basis af kendskab til lokaliseringen af biogasdriftsselskaber samt aftaget af gas hos en række kunder. Beslutningen vil udløse iværksættelse af: Arbejdsdage Detailprojektering af ledningsnet 20 Offentliggørelse af udbudsannonce for biogasanlæg 5 Udarbejdelse af udbudsmateriale for biogasanlæg 20 Udbud af rørleverance 10 Udbud af jordarbejde/rørarbejde 10 Evaluering af prækvalifikationsansøgninger biogasanlæg 10 Udsendelse af udbudsmateriale biogasanlæg 5 Tilbudsevaluering rørleverance 5 Tilbudsevaluering jordarbejde/rørarbejde 5 Tilbudsevaluering biogasanlæg 10 Forhandling af tilbud biogasanlæg 20 Kontrahering 5 Flere aktiviteter forløber sideløbende og den samlede varighed er derfor ikke summen af varigheder. Den samlede varighed af tilbudsfasen i første etape af realiseringen er illustreret i nedenstående tidsplan. side 21 af 27 5 Biogaskvalitet og mæn ngde 5.1 Gaskøbers krav til gaskkvalitet og m mængde Der forventes forskelligge typer gaskkøbere: Kraaftvarmeværrker – anven delse til mottordrift Ind dustrier – anvvendelse til m motordrift Naturgasnettett – anvendel se til opgrad dering Busoperatør, kommuner o..a. til opgrad dering til mottorbrændstoof Til motordrrift i kraftvarrmeværker oog industrier bør leveres en gaskvaliteet der sikre a at forbrugeren kan anvende gassen unnder samme e betingelser som anvenddelse af natu urgas i forhold til vvirkningsgrad der og servicceomkostnin nger. Dette overordnede krav kan givve forskelligee specifikke kkrav alt efterr motortype på det enkelte kraftvarm meværk. Dissse forskellige e krav bør kunne imødekommes m men må natuurligvis også afspejle sig ii prisen for ggassen. Gassen leveres med føllgende kvalittet (vejleden nde, vil varierre alt efter sppecifikke kra av og målt før evt. trykforøger hoss forbrugere n): Metan (CH4) 50 – 70% Svovlindho old (H2S): Ikkke over 75 p ppm H2S mållt som et gen nnemsnit over et døgn o Maksimalt 10 M 00 ppm H2S Gastryk: Gassen levere G es an Aftagerr med et trykk på 100 – 500 mm van – ndsøjle o Vandindho old: 0% ved 20 0 C Temperatu ur: Ikkke over 20oC C Vandindho old/kondensa at: 0 0 Støv: Maksimalt 50 M 0 mg/Nm3 bioogas, maksim mal partikelstørre p else 5 micon side 22 af 27 s 7 Klor (Cl): Maksimalt 50 mg/Nm3 biogas Maksimalt 50 mg/Nm3 biogas NH3 Halgoen: Maksimalt 100 mg/Nm3 biogas Med disse værdier kan f.eks. Jenbachers gasmotorer drives med biogas efter samme specifikationer som drift med naturgas. Leveres til opgradering til naturgasnettet eller til komprimering til motorbrændstof specificeres kravene af naturgasnetoperatøren/opgraderingsanlægget. Disse krav vil almindeligvis være som ovenstående dog med mindre krav om rensning for H2S idet denne rensning kan foregå som en integreret del af opgraderingen. Kravet til gaskvaliteten an opgraderingsanlæg forventes derfor at kunne opfyldes af den gas der forlader biogasanlæggene (se nedenfor). 5.1.1 Sæsonvariation Ved afsætning til kraftvarmeværker må forventes en vis sæsonvariation i leverancen i henhold til variationerne i værkernes varmeproduktion. Det må forventes at biogassen kun varierer med en del af den totale sæsonvariation idet værkerne normal ikke er bestykket til at motorerne dækker det totale varmebehov i spidslastsituationen. Normalt vil leverancen af biogas til et kraftvarmeværk om sommeren være limiteret af varmeforbruget der ikke er dækket af solvarme, overskudsvarme eller anden ”1. prioritets varme” og om vinteren af biogas motorernes kapacitet. Det anses ikke for vanskeligt at ”ramme” forbruget i sommersituation idet varmebehovet her er forholdsvis konstant på døgnbasis og desuden udlignes over døgnet vha. kraftvarmeværkets varmeakkumuleringstank. I vintersituationen er det normal heller ikke vanskeligt idet her skal motorerne ofte køre 100% hele døgnet for at dække varmeforbruget. Ved meget lave strømpriser vil det ikke være rentabelt at producere på biogasmotorerne (forudsat at motorerne drives på markedsvilkår som det må forudsættes tilladt og ønskværdigt i fremtiden) vil biogassen enten blive anvendt i kedel for at dække varmebehov, oplagret til andet tidspunkt på døgnet hvor elprisen er høj eller solgt til naturgasnettet. I mellemperioderne kan behovet variere mere hvilket dels udlignes af gaslagre/varmelagre og dels må udlignes med en vis styring af gasproduktionen i forhold til forventet varmebehov/metrologiske data. Procentuelt vil disse variationer dog være minimale og ikke have betydning for økonomien i det samlede system. Sæsonvariationen bør foretages ved at variere tilførselen af energirige og lagerstabile biomasser så som majsensilage. I skitseprojektet er indregnet at de decentrale anlæg leverer dobbelt så meget gas om vinteren som om sommeren. Dimensioneres anlægget til at sommerbehovet dækkes af gylle skal der tilføres en majs svarende til 15‐18% af den tilførte mængde gylle. Biogasanlæggene reagerer forholdsvis hurtigt på en ekstra tilførsel af majs ligesom at anvendelse af majs eller andre ensilerede afgrøder ikke kræver tilvænning. side 23 af 27 Ansvaret for sæsonvariation bør ligge hos producenten af gassen (biogasdriftsselskaberne) og konkretiseres som en dagproduktion baseret på et månedsgennemsnit. Alternativt kan afsætning til naturgasnettet anvendes til sæsonvariationen således at der udlægges en biogasproduktion der passer til vinterlast inkl. sikkerhed på kraftvarmeværkerne og al gas der ikke efterspørges fra varmeværkerne afsættes til naturgasnettet. Dette har den fordel at biogasanlæggenes kapacitet udnyttes fuldt ud hele året. Endelig valg af sæsonvariationsmetode vil afhænge af de kommercielle vilkår og muligheder. Det skal bemærkes at der ikke er fysiske hindringer for at starte med at anvende produktionsvariation og senere anvende naturgasnettet hvis de kommercielle rammebetingelser for afsætning til naturgasnettet ikke er på plads ved opstart af første etape. 5.1.2 Døgnvariationer Afhængig af driftsstrategien på kraftvarmeværkerne kan der være behov for en døgnvariation i leverancerne. Med drift af motoranlæggene på markedsvilkår som må foretrækkes ud fra et kommercielt og samfundsmæssigt synspunkt vil motordriften kun sjældent være konstant over hele døgnet (kan forekomme om vinteren hvor det selv med lave priser på el ofte vil være fordelagtigt at producere varme med motoranlægget frem for på kedel). Disse variationer over døgnet kan for de fleste værker – de værker der kører på markedsvilkår – vanskeligt forudses men fastsættes af elmarkedet på kort/mellemlang sigt. Ved salg af gas til varmeværker der kører på markedsvilkår må døgnvariationerne optages af gaslagre etableret i forbindelse med nette og evt. på de enkelte anlæg. Omkostningerne til lagringen bør afspejle sig i prisen for gassen, hvilket igen afspejler sig i elprisen idet drift efter markedsvilkår bør kunne give en højere elpris end ved konstant drift. Det anbefales i forbindelse med detailprojekteringen af gasnettet at vurdere etablering af gaslagre på strategiske placeringer således at der kan opnås en buffer i nette f.eks. svarende til 12 timers gasproduktion. Med en forventet produktion ved fuld udbygning på ca. 60 M m3 CH4 svarende til ca. 100 M m3 biogas (ved 60% metan) vil den gennemsnitlige produktion pr. time være ca. 11.500 m3 biogas. 12 timers lager svarer således til ca. 140.000 m3 lagerkapacitet. Med etablering af lagre med en kapacitet på ca. 8.500 m3 biogas skal der anvendes ca. 17 lagre. Dette vil svare til en investering på ca. 30 M kr. svarende til en forøgelse af investeringen i forhold til den i WP7 nedenfor estimerede investering på ca. 2% ‐ altså en marginal merinvestering. Det skal bemærkes at størrelsen på ca. 8.500 m3 biogas lager er valgt ud fra Miljøstyrelsens tolkning af Risikobekendtgørelsen og Seveso Direktivet (se afsnit 5.2.3 nedenfor). Kan der som forventet etableres større lagre må det forventes at investeringen vil være mindre. Her ud over ligger der en ikke ubetydelig lagerkapacitet på selve biogasanlæggene samt i trykændringer i transmissionsnettet. Enkelte mindre værker der kører efter 3‐ledstariffen kan have behov for lagring af gas over weekenden om sommeren for at kunne opretholde samme driftsstrategi som i dag og dermed en optimal elpris som i dag. Da der vil være tale om mindre mængder gas der skal ”flyttes” fra weekend til hverdage i dagtimerne bør dette kunne gøres indenfor et lagersystem i nettet og side 24 af 27 døgnlagrene. Dette vil dermed ikke påvirke biogasanlæggenes produktion. Et konkret eksempel for et kraftvarmeværk der anvender ca. 1,4 M m3 CH4 pr. år og kører 3‐leds tarif uden drift af motorerne i sommer weekends giver et samlet behov for gaslager på ca. 3.000 m3 CH4 svarende til ca. 5.000 m3 biogas. Et sådant gaslager kan etableres for ca. 1,5 M kr. svarende til at det pågældende værk skal betale ekstra ca. 0,11 kr./m3 CH4 hvilket er under den konkrete gevinst ved at kører 3‐leds tarif som i dag. Gaslagring for at optimere produktionen af el i forhold til markedet anses derfor ikke som økonomisk problematisk. I forhold til anvendelse af biogassen til elproduktion på markedsvilkår (og varmeproduktion) skal bemærkes at der med de nuværende regler kræves at der anvendes minimum 6% fossilt brændsel – normalt naturgas – i produktionen på værket (set på årsbasis). Det kan begrænse biogasanvendelsen afhængig af hvor stor en del af varmebehovet der skal dækkes med biogas men normalt vil forpligtigelsen til anvendelse af fossilt brændsel kunne klares ved spidslastanvendelse i kedler. 5.1.3 Sikring af kvaliteten Sikringen af kvaliteten til forbrugeren hvoraf sikring af svovlindholdet er det væsentligste varetages af BeV ved at etablere gasrensere (se nedenfor). Metanprocenten er ikke væsentlig for forbrugere der anvender gassen i motoranlæg så længe metanprocenten er indenfor de tolerancer som motorerne kan anvende (almindeligvis fra 45% CH4 og opefter). Det er derfor ikke vigtigt (og heller ikke muligt i praksis) at styre metanprocenten hvorimod det er meget væsentligt at afregningen foregår efter gassens metanindhold og dermed energimæssige værdi. Dette sikre ved installation af gasmålere hos forbrugerne der måler metanprocenten (ud over andre parametre – se nedenfor). 5.2 Den forventede produktion – mængder og kvalitet af gassen Biogassen leveres fra både decentrale anlæg samt fra 1‐3 store centrale anlæg. Anlæggene forventes at anvende gylle som væsentligste biomasse suppleret med energiafgrøder (hovedsagelig majsensilage) samt anden biomasse så som industrielle restprodukter, naturaffald (grøde, græs fra lave enge mm). 5.2.1 Decentrale anlæg De decentrale anlæg vil betjene en til flere landbrugsejendomme med et input af gødning fra ca. 500 – 2.500 DE svarende til ca. 10.000 – 50.000 t gylle pr. år. Her til er i skitseprojektet for RKSK modellen forudsat at der tilsættes ca. 16% energiafgrøder hvilket betyder en fordobling af gasproduktionen i forhold til produktion kun på gyllen. Biogasanlæggene forventes at producere fra ca. 500.000 – 2.250.000 m3 CH4 pr. år. Det forventes at den mest almindelig størrelse anlæg vil kunne leverer ca. 1,0 – 1,3 M m3 CH4 pr. år med en vis sæsonvariation. Gassen vil blive leveret til nettet fra de decentrale anlæg vil almindeligvis opfylde følgende specifikationer: Gassen leveres med følgende kvalitet (efter trykforøger), Metan (CH4) 50 – 70% side 25 af 27 Svovlindhold (H2S): Gastryk: Vandindhold: Temperatur: Vandindhold/kondensat: Støv: Klor (Cl): NH3 Halgoen: Ikke over 250 ppm H2S målt som et gennemsnit over et døgn Maksimalt 500 ppm H2S Gassen leveres an net med et tryk på ca. 1,2 bar 0% ved 20oC Ikke over 20oC 0 Maksimalt 50 mg/Nm3 biogas, maksimal partikelstørrelse 5 micon Maksimalt 50 mg/Nm3 biogas Maksimalt 50 mg/Nm3 biogas Maksimalt 100 mg/Nm3 biogas 5.2.2 Centrale anlæg De centrale anlæg vil normalt levere med samme specifikationer som de decentrale. Dog er disse anlæg af en sådan størrelse at det anbefales at installere svovlrensning af gassen på anlægget. Dette betyder også at den gas som anlægget forventelig skal anvende til procesvarme (produceret på gasmotor) kan produceres med den bedst mulige virkningsgrad og mindst mulige omkostning. Det anbefales at der i gaskøbsaftalen mellem BeV handel og biogasdriftsselskaberne indføjes en økonomisk regulering af gasprisen alt efter gassens svovlindhold ved afregningsstedet således at anlæg der etablere gasrensning får en betaling for denne ”service” og den tilsvarende besparelse for BeV net til etablering og drift af gasrensere. 5.2.3 Biogas nettet Gassen leveres med ovenstående specifikationer til gasnettet. For at kunne levere den ønskede kvalitet mv. til gasforbrugerne anbefales det at nettet ud over rørledningerne også indeholder: Gaslagring Gasrensning Gaslagre kan placeres på strategiske steder på ledningsnettet og dermed sørge for en vis udligning mellem gasproduktion og gasforbrug. Lagrene etableres typisk som lavtrykslagre i dobbeltmembraner. Som det ses ovenfor vil 12 timers lager ved fuld udbygning kræve 13 lagre á 13.000 m3. Etablering af gaslagre er underlagt Risikobekendtgørelsen hvis oplag af gas overstiger grænserne fastsat i denne bekendtgørelse på grundlag af EU direktiv (Seveso direktivet). I Risikobekendtgørelsen er fastsat at der for biogas er en øvre grænse for brandbelastningen for at et lager ikke skal godkendes i henhold til Risikobekendtgørelsen. Denne grænse er et oplag på 10 tons brandbar gas. I henhold til Miljøstyrelsen tolkning af Risikobekendtgørelsen beregnes de 10 t som biogas – dvs. blandingen af metan (CH4) og CO2. Biogas med en metanprocent på 62% (svarende til den forventelige metanprocent for biogas produceret på en blanding af gylle og energiafgrøder) vil have en vægtfylde på 1,18 kg/Nm3 svarende til at side 26 af 27 10t gas fylder ca. 8.475 m3 med et oplag på ca. 5.250 m3 CH4. Et sådant lager vil som eksempel kunne lagre gas til ca. 7 timers sommerforbrug i Skjern. Tolkningen diskuteres pt. med Miljøstyrelsen og vil have betydning for muligheden for etablering af lagre uden godkendelse i henhold til Risikobekendtgørelsen. Det bør desuden i den videre proces vurderes om lokalisering af gaslager der kræver godkendelse iht. Risikobekendtgørelsen f.eks. på egen matrikel udstykket fra EØS vil have betydning for resten af de aktiviteter der foregår på EØS. Før gassen sælges til forbrugeren skal gassen renses til det niveau der opfylder det overordnede krav til motordrift/opgradering. Da gasrensesystemer er relativt dyre og der er en skalafordel ved etableringen anbefales det at der etableres få renseanlæg. Dette kan være ved den enkelte forbruget og/eller på strategiske steder f.eks. i forbindelse med gaslager. Den almindeligste metode til rensning af biogas for H2S er biologisk rensning i filtre. Det anbefales som udgangspunkt at anvende denne metode da den er kendt, pålidelig og billig i drift. 5.3 Afregning af gassen mellem BeV handel og hhv. producent og forbruger Afregningen mellem BeV handel og hhv. biogas producent og biogasforbruger forgår via afregningsmåler. Det anbefales at disse målere indkøbes af BeV net og stilles til rådighed for BeV handel som også driver måleren. Måleren skal som minimum kunne måle: Flow Metanindhold Svovlindhold Målingerne er kontinuerlig og sender oplysningerne online til BeV handel samt lagre oplysningerne i minimum 2 år. Der pågår test af måler i forbindelse med udviklingsprojekt vedr. standardiserede anlæg og det anbefales at BeV følger denne udvikling men også at selve indkøbet til første etape foretages på grundlag af en licitation. Det anbefales at købet af gassen fra biogasdriftsselskaberne ligesom salg af gas til biogasforbrugerne foregår i henhold til en simpel afregningsmodel og at salget ikke gøres afhængig af den øvrige prisudvikling på energimarkedet – f.eks. råolieprisen eller naturgasprisen. Dette vil give en enkel afregningsmodel der er let at gennemskue og som ikke skulle kunne give anledning til stridspunkter. Her ud over giver den faste pris en sikkerhed for både biogasdriftsselskaberne og for gasforbrugerne. Sikkerheden i økonomien ved at anvende denne model kan desuden være fordelagtig i forhold til finansiering. Modellen er anvendt ved salg til kraftvarmeværker der ofte har et ønske om prisstabilitet hvorfor modellen er fordelagtig. Ved salg til naturgasnettet kan der pga. konkurrencen til køb af naturgas være et ønske om en vis tilknytning af biogasprisen til naturgasprisen. Et kompromis kan være at gøre en del af afregningen afhængig af prisudviklingen på naturgas mens en del holdes fast f.eks. ved betaling af en fast pris – en rådighedsbetaling for at have biogassen til rådighed. side 27 af 27 Appendix 8 Forretningsmodel og finansielle nøglesuccesfaktorer Written by 1st mile Indho oldsforte egnelse Samme endrag ................................2 Formåls sbeskrivels se ......................3 Baggrundsinforma ation..................3 Identifiicering af forretniingsmodeller .....................4 Forudsæ ætninger ............................5 Gaspottentiale ................................... 5 Økonomisk overslag g .......................... 5 ningspriser ............................... 5 Afregn ering i transm Investe missionsnet ............ 6 Opgrad deringsanlæg ........................... 6 Driftsu udgifter .................................... 6 Driftsin ndtægter ................................. 8 Forretn ningsmæssiig oversigt – Etape 1 .........................................9 Målsætning ...................................... 9 Kapaciitetsudnyttelse ......................... 9 Økonomisk overslag g af forretning gsmodel ....................................................... 9 Evalue ering af forretn ningsmodel ......... 10 Potenttialer og fordele ...................... 11 Forretn ningsmæssiig oversigt – Etape 2 .......................................11 Målsætning .................................... Kapaciitetsudnyttelse ....................... Økonomisk overslag g af forretn ningsmodeller ......................... Evalue ering af forretn ningsmodellerr ..... Potenttialer og fordele ...................... 11 12 12 16 19 Forretn ningsmæssiig oversigt – Etape 3 .......................................19 F Forre etning gsmo odel og finans sielle e n nøgle esucc cesfa aktorer A Afslutte ende ra apportt, arbejds spakke e7 Målsætning .................................... 19 Kapaciitetsudnyttelse ....................... 19 Økonomisk overslag g af forretning gsmodel ..................................................... 20 Evalue ering af forretn ningsmodel ......... 20 Potenttialer og fordele ...................... 20 Overord dnede kritis ske faktore er ...20 Fast vs s. variabel tra ansmissionsind dtægt ..................................................... 20 Potenttielle aftagere ......................... 21 Unøjag gtigheder i økonomisk overslag 21 Andre forhold ................................. 21 Selskabsstruktur ............................. 21 Vurderiing ...................................22 RKSK Biiogasnet Maiken Brøchnerr Melgaard,, 1st Mile Decemb ber 2010 1/22 Sammendrrag Arbejds spakke 7 leder frem til følgende k konklusione er: 1: Etape 1 Nøgletallen ne indikererr en simpel tilbagebetalingstid på å 12 år med d et årligt c cashflow i Bioenergi B Vest V A/S på å 42.570 krr. og landmændene 10 0,6 mio. kr. Målsætning g om at rejs se kapital ttil yderligerre udbygnin ng af transm missionsnet samt a af organisa ationen i Bio oenergi Vesst A/S kan blive opfyld dt såfremt landmændenes indtjening nedjusteres s i etape 1.. Etape 1 vil som forrettningsmode ellen er i da ag opnå bre eak-even fo or Bioenerg gi Vest A A/S og gen nerere en årlig fortjene este til land dmændene såfremt trransmission nsindttægten holdes på 0,68 kr/Nm3 C CH4. Etape 2 – Generelt Ringkøbing g Skjern kommunes m målsætning om at være 100% se lvforsynend de med v vedvarende e energi synes delvistt indfriet me ed den forv ventede bio ogasmængd de i forhold til Ringkøbing Sk kjern komm munes årlige e naturgasfforbrug. Etape 2 – Forretningsmodel A Nøgletallen ne indikererr en simpel tilbagebetalingstid på å 12 år med d et årligt c cashflow i Bioenergi B Vest V A/S på å 226.694 kr. k og en årrlig fortjene este til land dmænd dene på 17 76,8 mio. kr. Modellen er specielt fø ølsom overrfor parame eteren ”Mæ ængden af a afsat gas”. ellen er i da ag opnå bre eak-even fo or Bioenerg gi Vest Model A vil som forrettningsmode A A/S og gen nerere en årlig fortjene este til land dmændene såfremt trransmission nsindttægten holdes på 0,36 kr/Nm3 C CH4. Etape 2 – Forretningsmodel B Nøgletallen ne indikererr en simpel tilbagebetalingstid på å 12 år med d et årligt c cashflow i Bioenergi B Vest V A/S på å 313.119 kr. k og en årrlig fortjene este til land dmænd dene på 19 90 mio. kr. Modellen er følsom ov verfor param meteren ”P Pris pr. Nm3 3 opgradere et gas”, me en den å årlige fortje eneste for landmænde l ene forringes ikke væsentligt sellv når den laveste l potentielle afregnings spris anvend des. Model B vil som forrettningsmode ellen er i da ag opnå bre eak-even fo or Bioenerg gi Vest A A/S og gen nerere en årlig fortjene este til land dmændene såfremt trransmission nsindttægten holdes på 0,85 kr/Nm3 C CH4. Etape 2 – Forretningsmodel C Nøgletallen ne indikererr en simpel tilbagebetalingstid på å 12 år med d et årligt c cashflow i Bioenergi B Vest V A/S på å 123.808 kr. k og en årrlig fortjene este til land dmænd dene på 15 59 mio. kr. Modellen er følsom ov verfor param meteren ”P Pris pr. Nm3 3 biogas” ssom påvirke er enes indtje ening negattivt og gene ererer en la avere indtje ening med middellandmænde v værdien en nd model A gør til den n laveste afregningspris. Model C vil som forrettningsmode ellen er i da ag opnå bre eak-even fo or Bioenerg gi Vest A A/S og gen nerere en årlig fortjene este til land dmændene såfremt trransmission nsindttægten holdes på 0,19 kr/Nm3 C CH4. 3: Etape 3 Der er ikke e skitseret et e økonomi sk overslag g for etape 3, da der e er uklarhed d omkring væse entlige para ametre såso om opgrade eringsanlæg, anlægsin nvestering m.m. Målsætning gen med de en fulde ud bygning af biogasmod dellen, hvorr 80 % af husdyrh g gødningen i Ringkøbin ng Skjern k kommune anvendes a og den overs rskydende mængm RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 2/22 1st M Mile, December 2010 d de biogas afsættes a til procesindu ustrien synes ikke gen nnemoverve ejet, da der er tag get udgang gspunkt i de et potentie lle gasforbrrug i komm munen og ik kke i biogas spotenttialet, og det er uklartt, hvorvidt der er tilgæ ængelige biomasse/en nergiafgrøder til d denne størrelse for biogasproduk ktion. Generelt: V A/S sk kal være op pmærksom på valg af selskabsstrruktur og det d an Bioenergi Vest befales at opnå o en po ositiv tilkend degivelse hos h Energitiilsynet inde en endeligt valg af d dette for att undgå pro oblemer me ed omgåels se af Varme eforsyningssloven. O Opgraderin ngsproblematikken må å ikke negliigeres, men n skal analy yses yderlig gere ind den endelig gt valgt af forretnings f model, da denne faktor kan hav ve afgørende bettydning forr landmænd denes indtje entiale. eningspote En fast tran nsmissionsindtægt ka n medførerr væsentlige udfordrin nger for Bio oenergi V Vest A/S, da d den i vis sse forretnin ngsmodelle er vil generere et stortt overskud i Bioe energi Vestt A/S og mindre indtje ening til lan ndmændene og i andrre forretningsmod deller vil de en generere e et stort u underskud i Bioenergi Vest A/S, sså de ikke kan opffylde deres s finansielle e forpligtelsser, men sik kre en høj fortjeneste f til landmæ ændene. Måden at fa astlægge trransmission nsindtægte en har derfo or væsentlig g betydning for Bioenergi Vest V A/S ch hance for su ucces samtidig med att den har in ndflydelse på p landmænde enes indtje eningspoten ntiale. En forhandlingssituatiion med en n enkelt elle er få potenttielle kunde er er ikke fo ordelagttig og kan få betydnin ng for den e endelige afregningspris og denne e problematik skal afsætningss strategi. inddrages i Bioenergi Vest A/S a Prisudviklin ng på naturrgas kan virrke fordren nde for fjern nvarmeværrkernes incitament ttil at omlægge til biog gas. Diskussione en om hvorrvidt dansk ke fjernvarm meværker skal s stilles o over for et frit brændselsv valg kan lig geledes værre en trussel mod RKS SK Biogasn et-projekte et. Form målsbes skrivelse Ringkøb bing Skjern n kommune e har fastsa at en målsæ ætning om at a være 10 0% selvforrsynende med d vedvarend de i energi i år 2020 o og har identtificeret bio ogas som ett prioriteret indsatsområde. Grundet dette, vil v arbejdsp pakke 7 ikk ke sammenligne en inv vestering i biogas vestering i andre vedv varende en ergikilder. med inv bing Skjern n kommune e har underrvejs i proje ektforløbet oprettet se elskabet Bio oenergi Ringkøb Vest A//S samt fastlagt hvilke e aktiviteterr dette sels skab skal ad dministrere e. Derudove er er en smodellen ffastlagt bes stående af en etapeviss udrulning g. Aretableriingsstrategi for biogas bejdspa akke 7 tage e udgangsp punkt i selsk kabet Bioen nergi Vest A/S A og på b baggrund af a data leveret af Ringkøb bing Skjern kommune samt de an ndre arbejd dspakker op pstille forre etningsmodeller for de enkelte etaper og skitsere hv vorledes øk konomien v il være i disse. ere vil fakto orer der kan være krittiske for succesen i Bioenergi Vesst A/S blive e analyEndvide seret og g slutteligt en vurdering af mulig ghederne fo or succes fo or Bioenerg gi Vest A/S.. Bagg grundsinform mation På bagg grund af Ringkøbing Skjerns S kom mmunes må ålsætning om o at være e 100% selv vforsynende varende en nergi i år 20 020 blev ko ommunes bioenergi b ko ortlagt og gylle g vie med vedv ste sig som et stort uudnytte et potentiale e. bet Bioenerrgi Vest A/S S blev opretttet, da den n nødvendige investerring til etab blering Selskab af et om mfattende biogasnetvæ b ærk, der ka an administtrere 100 mio. m Nm3 C CH4 er så betydelig, at la andmænde ene ikke har mulighed til at påtag ge sig den form for inv vesteringsrrisiko. Bioenerrgi Vest A/S S består af 50% aktie kapital fra Ringkøbing g Skjern ko ommune, 25 5% aktiekapittal fra Vestjjysk Landbo oforening o og 25% akttiekapital frra Erhvervsscentret. SttrategiRKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 3/22 1st M Mile, December 2010 en for s selskabet er fastlagt af Ringkøbin ng Skjern kommune k og o selskabe et skal varetage følgende: e biogasanllæg og ledn ninger Planlægge og etablere sanlæg og b biogasledniinger Forestå drifft af biogas b og salg af biogas i R Ringkøbing--Skjern Kom mmune Forestå køb Afregne tra ansmissions safgifter A Indgå aftaler mellem landmænd , fjernvarm meværker og virksomh heder vedrø ørende endelse af b biogas. produktion af og anve dkøb, håndttering, form midling, disttribution og g salg af bla andt andett flis fra Forestå ind e energipil, biologisk b materiale fra naturområ åder samt af a biomasse e og organisk matteriale med d energimæ æssig intere esse. Forretningsforhold det mellem landmænd dene og Bio oenergi Vest A/S er så ledes, at Bioenergi ogasanlæggene ud til landmænd dene for en fast leasin ngydelse, im mens Vest A//S leaser bio este variere er med størrrelsen af b biogasprodu uktion. Dettte sikrer stø ørst mulig biogasfortjene produkttion. Leasin ngudgiften fra landmæ ændene ska al kun dækk ke driftsudg gifter forbu undet med bio ogasanlægg gene, gaslo ogistik sam t administrration af køb/salg af g gas til aftagere samt de e finansielle e omkostninger forbun ndet med investering i biogasanllæg. Landm mændene afreg gner den producerede e gasmæng gde med Bio oenergi Ves st A/S og trransmission nsindtægten skal dækk ke drift og vedligehold v af transmissionsnette et samt de finansielle omkostninger forbund det med inv vestering i transmissionsnet og eventuelt e o opgradering gsanlæg. bing Skjern n Kommune e har fastla gt en etableringsstrattegi beståen nde af tre etaper. e Ringkøb Overord dnede forud dsætningerr samt en fo orretningsm mæssig ove ersigt for hv ver af de trre etaper er b beskrevet i det følgend de. Iden ntificeriing af forretn f ningsmodeller r Ringkøb bing Skjern n kommune e har fastlag gt en etape evis udrulning af bioga asmodellen n bestående aff tre etaperr. For hver etape er de er udarbejd det en forre etningsmæsssigt oversiigt bestående e af: Målsætning g Kapacitetsu udnyttelse Ø Økonomisk k overslag af a forretnin gsmodel Evaluering af forretnin ngsmodel Potentialer og fordele pe 1 er derr identificerret en mulig g forretning gsmodel og etape 2 trre mulige fo orretFor etap ningsmodeller. Eta ape 3 er sta adig på et ssådant hyp potetisk stad die og derfo for er kun ramen skitserett, da der ik kke eksisterrer data til a at udarbejd de et elmerne ffor forretningsmodelle ler flere e økonomiske overslag g. nstrueret så åledes, at transmissio t onsindtægte en variererr fra Forretningsmodellerne er kon or at sikre, at a Bioenerg gi Vest A/S opnår brea ak-even sa mtidig med d at de model ttil model fo kan opffylde deres finansielle forpligtelse er og dereffter fastsætttes landmæ ændenes in ndtjening. Dette skylde es, at der fo oreligger fo orskellige drriftsudgifter og –indtæ ægter i de forskelf smissionsin ndtægt på eksempelvi e s 0,5 kr/Nm m3 CH4 kan i noglige modeller og en fast trans eller genere ere et stortt overskud ttil Bioenerg gi Vest A/S imens den n i andre modeller le mode kan gen nerere et sttort unders skud, da de en ikke er i stand til att dække alle e Bioenergi Vest A/S om mkostningerr. Dette bettyder, at en n forretning gsmodel som m med en ffast transm missionsindttægt kan fre emstå uinte eressant, k kan med en n variabel trransmission nsindtægt genereg re den s største indttjening og dermed fre emstå som den mest fordelagtige f e. RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 4/22 1st M Mile, December 2010 Foru udsætninger Gaspo otentialle Forudsæ ætningerne e i de økono omiske ove erslag er baseret på, at anlæggen ne kører fuld last året run ndt på 75% % gylle og 25% 2 majs. Ifølge Ring gkøbing Skjern kommu une ligger biob gasmod dellen op till, at på sigtt skal 80% af kommunens husdy yrgødning u udnyttes, svarende til et årrligt output på 100 mio o. Nm3 CH 4. Det årlig ge forventede output ffor de tre etaper e er: Etape 1: Etape 2 : Etape 3: 5 mio. m Nm3 C CH4 – 35 km m ledningsnet 60 mio. Nm3 CH4 – 155 5 km ledningsnet 100 0 mio. Nm3 3 CH4 – 20 03 km ledningsnet bing Skjern n kommune e tager i eta ape 3 udgangspunkt i det potenttielle gasforrbrug i Ringkøb kommu unen og ikke i biogaspotentialet, og det er uklart, u hvorrvidt der err lokalt tilgæ ængelige biom masse/energiafgrøder til denne sttørrelse forr biogasproduktion. Økon nomisk overslag o g Der er a anvendt en n annuitetsb betragtning g til at bere egne den årrlige finansiielle omkos stning forbund det med inv vesteringen n i etablerin ng af projek ktet RKSK Biogasnet. B Den faste størrels se på den årlige ydelse dækk ker både re enter og afd drag på gælden. I starrten vil størrstedebeløbet værre renteomkostninger,, men en sttadig større e del af belø øbet vil me ed tiden len af b blive affdrag på gæ ælden. Den simple tilb agebetaling gstid uden hensyn til renter er udregnet således s: Simpel tilba S agebetaling gstid = Inv estering / (Driftsindtæ ( ægter - Drifftsudgifter) Afreg gningsprriser På bagg grund af da ata fra Ring gkøbing Skjjern kommu une, HMN Naturgas N I//S samt Dansk Fjernva arme er derr anvendt fø ølgende afrregningspriser: 4 4,12 kr/Nm m3 CH4 fra potentielle e aftagere (fjernvarme eværker, krraftvarmevæ ærker m.m.) 1 4 4,83 kr/Nm m3 CH4 fra potentielle e aftagere fo or opgraderet biogas missionsindttægten vil variere v i de forskellige e forretningsmodeller, for at sikre e en Transm nul-forrretning for Bioenergi Vest V A/S. T Transmissionsindtægte en er fastsa at i den enk kelte forretningsmodel så s Bioenerg gi Vest A/S genererer det lavest mulige ove erskud. Yde erligere s indtjening g variere, da a de afregn nes efter fje ernvarmevæ ærker afreg gningsvil landmændenes pris frattrukket transmissionsindtægten.. p 4,83 kr//Nm3 opgra aderet biogas er vurde eret ud fra følgende: Afregningsprisen på n vækst vil biogas mod dtage et lig gestillingstilskud på 2,,63 kr/Nm3 3 Ifølge Grøn g ca. 2 kr/N Nm3 Markedspriisen på metan er i dag Værdi af CO O2-certifika at er ca. 0, 20 kr/Nm3 3 V ud er dog en ndnu ikke vedtaget v og g derudove er er det usikkert Det omtalte ligestillingstilsku ærdien er af a et CO2-certifikat. hvad væ 1 Midde elværdi if. Dansk D Fjern nvarme for hvad fjernv varmeværk ker vil beta le for bioga as inkl. afgiftsstigninger og tilskudsstigninger i 2010 RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 5/22 1st M Mile, December 2010 Inves stering i transm missions snet I en bus siness case e udarbejde et af Ringkø øbing Skjerrn kommun ne sættes d den gennem msnitlige pris på transmissio onsledning til 600.000 0 kr./km. Prisen P på tra ansmission nsledning va arierer imidlerttid med mæ ængden af gas g der ska al transportteres og ligger i interv vallet 600.0 0001.150.0 000 kr./km2 og der er derfor anv vendt en ge ennemsnitlig g pris på 87 75.000 kr.//km i de økonom miske overs slag. I WP5 har HMN N Naturgas I/S opstillet et overslag g over dime ensionerne a af transmiss sionsnettet samt et prrisoverslag. Resultatett blev en in nvestering på p ca. 131 mio o. kr. for 14 48,5 km led dningsnet ((etape 3 ikke inkluderret). Dette svarer til en e gennemsnittlig pris pr.. km ledningsnet på ca a. 878.000 kr. Opgra aderingsanlæg Oversla aget på anlæ ægsinveste eringen for opgraderin ngsanlæg er baseret p på producen ntoplysninger ffra svenske e Malmberg g3. I WP1 a nvendes de er også data på anlæg gsinvesterin nger for opgrade eringsanlæg. De er lig geledes basseret på pro oducentoply ysninger og g er ca. 50% % højere end priserne an nvendt i WP P7. Der kan n derfor væ ære væsentlige unøjagttigheder i anlægsa ke overslag er levetide en for opgra aderingsanlæggeinvesteringsoverslaget. I de økonomisk deret til 15 år. ne vurd ngt, men kan t den opgrraderede ga as er uønsk ket og omkostningstun k væPropanttilsætning til re nødv vendigt for at afregne naturgasku underne ko orrekt. Even ntuelle udg ifter til propantilsætning g påhviler Bioenergi B Vest V A/S. Ud dgiften forb bundet med d propantilssætning er ikke inkluderet i de øko onomiske overslag o i ettape 2, hvo or der i flere af forretn ningsmodellerne er eringsanlæg. opgrade Drifts sudgifte er Driftsud dgifterne va ar af Ringkø øbing Skjerrn kommun ne ikke specificeret ud d på enkelte e poster, men vurdere et til et sam mlet beløb fo or de enkellte etaper på: p Etape 1: Etape 2: Etape 3: 1 mio. m kr. 8,2 2 mio. kr. 8,2 2 mio. kr. På bagg grund af intterview me ed HMN Natturgas I/S, Ringkøbing g Skjern ko ommune sa amt driftsled dere på flerre biogasan nlæg er drifftsudgiftern ne blevet op pdelt og de er er estime eret driftsud dgifter på fø ølgende pos ster: A Afregning af a gas til landmænd Drift og ved dligehold – transmissiionsnet Drift og ved dligehold – anlæg A Administration af køb//salg af gass S m (licens) SAP-system A Andre driftsudgifter Forsikring g vedligehold – transm missionsnet Drift og Opgave erne vedrørrende drift og o vedligeh hold af tran nsmissionsn nettet indeh holder: 2 3 4 T Tømning aff kondensat i brønde4 V Ventiltjek dligehold af kompresssorstationerr5 Drift og ved Indsam mlet af HMN Naturgas s I/S HMN N Naturgas I//S 1 brøn nd pr. 1 km m ledningsnet – tømm es ugentlig gt RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 6/22 1st M Mile, December 2010 ere skal der foretages lækagetje k af transm missionsnettet hvert 8 . år. Driftsu udgiften Yderlige for dettte vil være 50.000 kr. Denne udg gift er ikke medtaget i de økonom miske overslag. I tabel 1 ses en estiimeret drifttsudgift til ttømning af brønde sam mt ventiltje ek for etape e 16. Tabel 1: D Drift og vedlig gehold – trans smissionsnet, etape 1. Driftsudgift Estimat Antal brønde 75 50.000 Priss pr. brønd 21.429 35 er skaleres driftsudgift d ten til de effterfølgende e etaper og g suppleres med yderligere Herefte dgifter6. De samlede driftsudgifte er for transmissionsnettet er illusstreret i tab bel 2 driftsud nedenfo or. Tabel 2: D Drift og vedlig gehold - trans smissionsnet Etape 1 Etape 2 model A Etape 2 model B Etape 2 model C Etap pe 3 155 155 155 20 03 Antal brø ønde 35 Driftsudg gift: Tømning g af brønd sam mt ventiltjek 750.000 3.321.429 9 3.321.429 3.321 .429 4.35 50.000 ere Serviceriing af gasmåle 150.000 1.980.000 0 1.980.000 1.980 .000 2.34 40.000 0 240.000 0 0 240 .000 900.000 5.541.429 9 5.301.429 5.541 .429 Kompres ssorstation Total n/a 90.000 6.69 mning af kon ndensat i brønde, b ven ntiltjek sam mt servicerin ng af I etape 1 indgår der kun tøm gasmåle ere, da kom mpressorsta ationerne fførst bliver etableret i etape 2. U dgiften forb bundet med tøm mning af ko ondensat frra brønde ssamt ventilttjek blev vu urderet til 7 700.000-80 00.000 kr. Et gennemsnit på 750.000 kr. er an vendt og udgiftsposte en er skalerret op til he ens 3.321.429 9 kr. og 4.3 350.000 krr. for etape 2 og 3. Servicering a f gasmålere er holdsvis vurdere et til 150.00 00 kr./stk. svarende ttil 20 % af investering gsomkostnin ngen. I etape 2 forretningsmodel A og C skall der tillægg ges en årlig g udgift til drift d og ved dligehold aff to essorstation ner på 240.000 kr. I e etape 2 forrretningsmodel B vil de e to kompre essorkompre statione er være ove erflødige og g erstattes af opgrade eringsanlæg g. Det er uk klart hvor mange m kompre essorstation ner der er nødvendige n e i etape 3 og o der er derfor ikke e estimeret nogen n driftsud dgift på den nne post. skrevet basseret på intterviews og g må derforr vurderes som s Alle datta er som tidligere bes værend de estimate er forbundet med unøjjagtighederr. Dog kan det konklud deres, at de af Ringkøb bing Skjern n kommune e estimered de samlede driftsudgiftter for både e anlæg, trransmission nsnet og administration af gaslog gistik for etape 1 på 1 mio. kr., o og for etape e 2 og 3 på 8,2 m mio. kr. var vurderet for lavt. Drift og g vedligehold – biogasanlæg Der er p på baggrun nd af materriale fra Rin ngkøbing Sk kjern komm mune samt interviews med Hashøj Biogas sam mt Thorsø Biogas B estim meret en ud dgift til drifft og vedlig ehold af ett 1500 DE anlæ æg på 100.000 kr./år (markeret med fed i tabel t 3). På å baggrund d af dette es stimat er der s skaleret driftsudgifter til de andre e størrelserr anlæg som m indgår i RKSK Bioga asnetprojekte et og disse er anvendt i de økon omiske ove erslag. 5 Eludgiift og vedlig gehold skøn nnes af HM MN Naturgas s I/S til 120 0.000 kr. p pr. kompres ssorstation 6 Estima at af HMN Naturgas N I//S RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 7/22 1st M Mile, December 2010 Tabel 3: D Drift og vedlig gehold - bioga asanlæg Driftsudg gift Anlægssttørrelse(Dyree enheder) Ou utput CH4 Prris Faktor 100.000 1.500 1 .000.000 10.000.000 1 100 33.3 333 500 500.000 4.000.000 120 166.6 667 2.500 2 2.500.000 12.500.000 75 3.333.3 333 Centralt biog gasanlæg 25 5.000.000 250.000.000 2 75 oducerer årlligt 3 mio. m3 biogas svarende til t 1,95 mio o. Nm3 CH4 4. De Thorsø Biogas pro e årlig drifftsudgift på å 960.000 kr. k 7 Anlægg get ved Tho orsø Biogas s er fra budgettterer med en 1994 og g er en mere komplek ks anlægsty ype end der er lagt op p til i biogassmodellen i Ringkøbing Skjern kom mmune. oducerer årligt 6,4 mio o. m3 bioga as svarende e til 4,1 mio o. Nm3 CH4. De Hashøj Biogas pro budgettterer med en e årlig drifftsudgift på å 1,7 mio. kr. k 8 Anlægg get er et sto mplekst ort og kom biogasa anlæg, som m modtager forskelliga rtede affald d og dette resulterer i øgede drifftsudgifter i forrhold til ma ange andre biogasanlæ æg. konomisk overslag o forr etape 1 be estående aff fem 1500 DE biogassanlæg, hvo or det I det øk årlige o output er sa at til 5 mio. Nm3 CH4,, er den årllige driftsud dgift forbun ndet med biogasb anlæggene vurderret til 500.0 000 kr. Dettte svarer til en måned dlig driftsud dgift for det enkelæg på ca. 8..300 kr. som m skal dæk kke mandsk kab og rese ervedele. D Det kan disk kuteres te anlæ om den nne post er vurderet korrekt, k da det er fem anlæg, som m skal serv viceres 24 timer t i døgnet og en tilka aldeserviceo ordning er o omkostning gskrævende. Anlægge ene er modsat simple i designet og o kræver derfor bety ydelig mindre drift og vedligehold d end anlæggene orsø og Has shøj. hos Tho Forsikring Det vil v være nødvendigt for Bioenergi B V Vest A/S at tegne en fo orsikring, d der tager hø øjde for eventue el manglende levering g af gas i en n given perriode. Specielt etape 1 vurderes at være kritisk, da alt biogasproduktion foregår syd for Skjjern Å, men ns den prod ducerede biogas b afsætte es nord for Skjern Å. Bioenergi B V Vest A/S ska al under et transmissi onsstop sta adig afregne m med landmæ ændene, ko ompensere fjernvarme eværket med anden g gas i period den samtidig med at de d mister trransmission nsindtægten n. Denne post er midllertidigt satt til nul, eksisterer så s stor usik kkerhed om mkring størrrelsen af de enne og dett giver derffor ikke da der e mening af gætte en e størrelse e. Dette er ikke ensbe etydende med, at postten er ligegyldig og befales, at Bioenergi B Vest V A/S tag ger højde for denne i det videre forløb. det anb Drifts sindtæg gter Leasing gydelse Leasing gydelse skal være en fast f årlig yd delse, der skal s dække følgende u udgifter: Drift og ved dligehold – anlæg Administration af køb//salg af gass A S m SAP-system A Andre driftsudgifter (k kontor m.m m.) Dækning af finansiel omkostning o g forbundett med inves stering i an nlæg og gas smålere ke leasingyd delser der e er anvendt i de økono omiske overrslag. Tabel 4 viser hvilk 7 8 Telefo oninterview med Ernstt Klausen, T Thorsø Biog gas Telefo oninterview med Erik Lundsgaard L d, Hashøj Biogas B RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 8/22 1st M Mile, December 2010 Tabel 4: L Leasingydelse er Etape 1 Etape 2 model A Etape 2model B Etape 2 model C Etape 3 vedligehold - anlæg Drift og v 500.000 0 5.333.33 33 5.333.3 333 5.333 .333 13.133.333 Administtration af køb//salg af gas 500.000 0 500.00 00 500.0 000 500 .000 500.000 1.000.000 0 1.000.00 00 1.000.0 000 1.000 .000 1.000.000 500.000 0 1.000.00 00 1.000.0 000 1.000 .000 1.000.000 Finansiell omk. -anlæg g 4.072.311 1 49.474.14 43 40.955.8 817 49.474 .143 a n/a Total 6.572.311 1 57.307.47 76 48.789.1 150 57.307 .476 n/a a SAP-systtem Andre drriftsudgifter (k kontor m.m.) Forre etnings smæss sig oversigt – Etape 1 Målsæ ætning En grun ndlæggende e forudsætning for at anskaffe kapital til et stort og om mfattende biogasnetværk dækkend de hele Ring gkøbing Skjjern Komm mune, er at få etablere et nogle dem monnsanlæg (ettape 1). De emonstratio onsanlæg vil v være et vigtig v skrid t i kommerrcialisestration ringen a af biogasne etværket, da d de skal b bruges til: a at rejse kapital til yde erligere udb bygning af transmissio t onsnettet sa amt af orga anisatio onen i Bioe energi Vest A/S ttiltrække andre investtorer s synliggøre teknologisk ke udfordri nger, der skal s løses fø ør en videre e udbygning se over etape 1 ses i figur f 1. En skits Figur 1: O Oversigt over etape 1 Kapacitetsud dnyttels se Etape 1 vil kunne erstatte ca. 5% af Rin ngkøbing Skjern S Komm munes natu urgasbehov v9 og det er p planlagt, att den produ ucerede mæ ængde biogas skal afta ages af Skje ern kraftva armeværk(K KV). I somm mermånederne aftagerr Skjern KV V ca. 500.000 Nm3 na aturgasækv vivalenter10. Ettape 1 vil med m en årlig g produktio on på 5 mio o. Nm3 CH4 4 have et m månedligt output o på 417..000 Nm3 CH4 C svaren nde til 375. 000 Nm3 naturgasæk n kvivalenter og Skjern KV vil derfor v være nødsa aget til at supplere op med naturrgas. Opgra adering af e en eventue el overprodukttion af biog gas til andre e aftagere v vil derfor ik kke blive ak ktuelt. Økon nomisk overslag o g af forrretnings smodel Forudsæ ætninger Årligt output m3 CH4 0 5.000.000 m3 fra FV Pris pr. m 4,12 2 Pris pr. m m3 til landmæ ænd 3,44 4 9 93 mio. Nm3 natturgasækvivalenter/10 03 mio. Nm m3 CH4 er Ringkøbing R gs Skjern ko ommuaturgas I/S nes årlige forbrug if. HMN Na 10 HMN Naturgas I/S I RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 9/22 1st M Mile, December 2010 Transmis ssionsindtægtt 0,68 8 ering Investe Transmis ssionsnet (35 km) 0 30.625.000 Decentra alt biogasanlæ æg (5*1500 DE) 50.000.000 0 Decentra ale gasmålere (5 stk.) 750.000 0 Total inv vestering 81.375.000 elle omkostn ninger Finansie Afdragsp periode i år 0 20 Rente 5% % årlig ydelse (annuitetsbetragtning) Samlet å 6.529.741 dgifter Driftsud Afregning af gas til lan ndmænd 0 17.200.000 vedligehold - transmissions snet Drift og v 900.000 0 Drift og v vedligehold - anlæg 500.000 0 Administtration af køb//salg af gas SAP-systtem Andre drriftsudgifter (k kontor m.m.) 500.000 0 1.000.000 0 500.000 0 Forsikrin ng 0 Samlede e driftsudgifterr 20.600.000 dtægter Driftsind Indtjenin ng 0 17.200.000 Leasing 6.572.311 1 ssionsindtægtter Transmis 3.400.000 0 Samlede e driftsindtægtter 27.172.311 al Nøgleta Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid uden ren nte i år Årligt cas shflow for Bio oenergi Vest A/S A 10.627.689 12 42.570 Evalu uering af forretn ningsmo odel Det øko onomiske overslag viser en simp el tilbagebe etalingstid på 12 år m med et årligt cashflow w i Bioenerrgi Vest A/S S på ca. 42 .570 kr. En ndvidere vis ser det øko onomiske ov verslag, at landm mændene står s med en n fortjenestte efter afrregning af le easingydelsse på 10,6 mio. kr. Der er heri ikke indregnett landmæn denes udgiifter til indk køb af enerrgiafgrøder m.m. Sluttelig gt skal det bemærkes s, at forsikr ingsudgifte en er sat til 0 kr., da d der eksisterrer så stor usikkerhed om mkring størrrelsen af d denne. Denne post vil øge de sam mlede drifts sudgifdermed øge e transmiss sionsindtæg gten for at holde Bioen nergi Vest A A/S årlige ter og d cashflow w positivt. Dette forrin nger landm mændenes årlige å fortje eneste. d at rejse yderligere y k kapital til viidereudbygning af tra nsmissions snettet Målsætningen med o n vurderes sandsynligt, da transm missionsind dtægten samt aff Bioenergi Vest A/S organisation blot kan n øges. Dettte vil imidlertid have en negativ v indflydelse e på landm mændenes in ndtjening. Da etape 1 er e tiltænkt som en dem monstrationsetape til at synliggø øre teknologiske ere udbygning samt tiltrække pottentielle inv vestoudfordrringer, som skal løses inden vide rer, er d det naturlig gt, at transmissionsind dtægten prr. Nm3 CH4 4 vil være h højere end i de efterfølge ende etaperr, da der err væsentlig e etablerings- og adm ministration somkostnin nger, som ska al fordeles ud på forho oldsvis få k kubikmeter CH4. Såfre emt etape 1 kommer til at stå alen ne uden en videre udb bygning me ed etape 2, vil etape 1 kunne gen nerere en fortjef RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 10/22 1st M Mile, December 2010 neste eller opnå break-even afhængig a af transmissionsindtægten, og la andmænden ne vil en maksima al årlig fortjjeneste på 10,6 mio. kr. k stå til e Poten ntialer og o forde ele Ringkøb bing Skjern n kommune e har en må ålsætning om o at være 100 % sellvforsynend de med vedvare ende energi i år 2020 og etape 1 må derforr anses som m værende et vigtigt skridt s på veje en. eringen af etape e 1 ska abes minimum tre arbejdspladse r i Bioenerg gi Vest Der vil med etable at administrrere køb og g salg af de en producerrede biogas s samt til att servicere transa/s til a mission nsnettet og biogasanlæ æggene. Yd dermere bliver landbru ugets udforrdring med håndtering a af gylle ligeledes imødekommet m med etape 1. Forre etnings smæss sig oversigt – Etape 2 Målsæ ætning Målsætningen med d etape 2 er e at mætte e det lokale e marked med m biogas frem for na aturgas er derfor i naturlig n forlængelse a f etape 1. Det D årlige behov b for n naturgas i RingkøR og ligge bing Sk kjern Komm mune er 103 3 Nm3 CH4 4. Etape 2 vil v imødeko omme dette e behov, men ikke indfri m målsætninge en omkring g 100% selv vforsynet med m vedvarrende energ gi. Det forv ventede årlige o output af biogas i etap pe 2 vil sam mmenlagt med m etape 1 være 60 m mio. Nm3 CH4. C En skitse o over de fors skellige forrretningsmo odeller i eta ape 2 ses nedenfor i fi gur 2-4. Fo orretningsmodellerne adskiller a sig g fra hinand den i hvorle edes oversk kudsproduk ktionen i so ommererne anvendes. månede Figur 2: O Oversigt over etape 2 - Forrretningsmode el A Figur 3: O Oversigt over etape 2 – Forrretningsmode el B RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 11/22 1st M Mile, December 2010 Figur 4: O Oversigt over etape 2 – Forrretningsmode el C Kapacitetsud dnyttels se Da Ring gkøbing Skjjern kommunes årlige e naturgasfo orbrug er 103 1 mio. Nm m3 CH4 kan dette delvis im mødekomm mes med etape 2, som m har et årligt output på p 60 mio. Nm3 CH4. Dog forvente es biogasproduktionen nogenlun nde konstan nt henover året, da de et er tvivlso omt, hvorvid dt det kan la ade sig gørre at sæson nregulere på biogasanlæg11 imen ns fjernvarm meværog kraftvarm meværkern ne har et va arieret forbrug af gas fordelt hen nover året. Der kerne o forvente es derfor en overprod duktion i 7 m måneder (s sommerhalv våret) sam mt en underproduktion i 5 måneder (vinterhalvå ( året)12. Ove erproduktio onen vil i ettape 2 være e på 12 mio o. Nm3 CH413. Der er af Ringkøbing R Skjern kom mmune ikke e på nuværrende tidspu unkt taget konkret otentielle aftagere derr er på marrkedet, som m kunne væ ære interess serede i stilling ttil hvilke po at aftag ge overskud dsproduktio onen. Der e er på baggrrund af den nne problem mstilling opsat tre forretningsmodelle er for etape e 2. Økon nomisk overslag o g af forrretnings smodelle er Der er s som beskre evet ovenfo or identifice eret tre fors skellige forrretningsmo odeller som på forskellig v vis tager hø øjde for den beregning gstekniske overproduktion der e er i etape 2. Forretningsmodel A I forretningsmodel A afsætte es 48 mio. N Nm3 CH4 til lokale fje ernvarmevæ ærker og krraftvarker og overrskudsproduktionen p på 12 mio. Nm3 N CH4 opgraderes o og afsætte es til nameværk turgasn nettet. Forudsæ ætninger Årligt ou utput m3 CH4 60.000.000 6 Mængde e gas til fjernv varmeværker 48.000.000 4 Mængde e opgraderet gas g 12.000.000 1 Pris pr. m m3 fra FV/KV 4,12 Pris pr. m m3 opgradere et gas fra FV/K KV 4,83 Pris pr. m m3 CH4 til lan ndmænd 3,76 Pris pr. m m3 opgradere et gas til landm mænd 4,47 Transmis ssionsindtægtt 0,36 ering - Anlæg g og transmissionsnet Investe Investerring vedr. etap pe 1 81.375.000 0 11 Øget produktion n og anvend delse af bio ogas i Danm mark - Ram mmebetinge elser og tek kniske forudsæ ætninger, DGC D Projekttrapport Ma aj 2009 12 Præsentation fra a HMN Naturgas, overrsigt over værkers v forrbrug opdellt på naturg gas og biogas 13 DGC,, resultat i WP1 W RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 12/22 1st M Mile, December 2010 Investerring vedr. etap pe 2 Transmis ssionsnet (120 km) 05.000.000 10 Decentra alt biogasanlæ æg (20*500 DE) Decentra alt biogasanlæ æg (40*1500 DE) 80.000.000 8 40 00.000.000 Decentra alt biogasanlæ æg (1*2500 DE) 12.500.000 1 Decentra ale gasmålere e (61 stk.) 9.150.000 Total inv vestering 606.650.000 0 nvestering Total in 688.025.000 0 ering - Opgra aderingsanlæ æg Investe Opgrade eringsanlæg 50.000.000 0 elle omkostn ninger - Anlæ æg og transm missionsnet Finansie Afdragsp periode i år Rente 20 5% årlig ydelse (a annuitetsbetra agtning) Samlet å 55.208.906 6 elle omkostn ninger - Opgraderingsan læg Finansie Afdragsp periode i år Rente 15 5% årlig ydelse (a annuitetsbetra agtning) Samlet å 4.817.114 4 dgifter Driftsud Afregning af gas til landmænd dsgas til landm mænd Afregning af overskud 80.480.000 18 53.640.000 5 eringsudgifter - overproduktion Opgrade 5.280.000 Drift og vedligehold aff transmission nsnet 5.541.429 Drift og vedligehold aff anlæg 5.333.333 Administtration af køb//salg af gas 500.000 SAP-systtem 1.000.000 Andre drriftsudgifter (k kontor, bil m.m m.) 1.000.000 Forsikrin ng 0 Samlede e driftsudgifter 252.774.762 2 Driftsindtægter ng - biogas Indtjenin 80.480.000 18 Indtjenin ng - opgraderret gas 53.640.000 5 Leasing 57.307.476 5 ssionsindtægtter Transmis 21.600.000 2 Samlede e driftsindtægtter 313.027.476 6 al Nøgleta Landmæ ændenes indtje ening 176.812.524 4 Simpel ttilbagebetaling gstid uden ren nte i år 12 2 Årligt cashflow for Bio oenergi Vest A/S A 226.694 4 Forretningsmodel B I forretningsmodel B opgrade eres de 60 mio. Nm3 CH4 og afs sættes til na aturgasnettet. Forudsæ ætninger Årligt output m3 CH4 RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 60.000.0 000 13/22 1st M Mile, December 2010 Pris pr. m m3 fra FV/KV for opgradere et gas 4,83 Pris pr. m m3 til landmæ ænd 3,98 Transmis ssionsindtægtt 0,85 ering - Anlæg g og transmissionsnet Investe Investering vedr. etap pe 1 5.000 81.375 pe 2 Investering vedr. etap ssionsnet (120 0 km) Transmis Decentra alt biogasanlæ æg (20*500 DE) Decentra alt biogasanlæ æg (40*1500 DE) D Decentra alt biogasanlæ æg (1*2500 DE) Decentra ale gasmålere (61 stk.) Reduktio on af investering i transmiss sionsnet og ko ompressorstatio oner 105.000.0 000 80.000.0 000 400.000.0 000 12.500.0 000 9.150.0 000 -42.000.0 000 Total inv vestering 564.650 0.000 Total inv vestering 5.000 646.025 ering - Opgra aderingsanlæ æg Investe Opgrade eringsanlæg (2 2 stk.) pressor (2 stk k.) Gaskomp 123.000.0 000 13.000.0 000 136.000 0.000 elle omkostn ninger - Anlæ æg og transm missionsnet Finansie Afdragsp periode i år Rente 20 5% 5 årlig ydelse (annuitetsbetragtning) Samlet å 8.717 51.838 elle omkostn ninger - Opgr raderingsanllæg Finansie Afdragsp periode i år Rente 15 5% 5 årlig ydelse (annuitetsbetragtning) Samlet å 2.551 13.102 dgifter Driftsud Afregning af gas til lan ndmænd eringsudgifter - hele produk ktion Opgrade 238.800.0 000 26.400.0 000 vedligehold aff transmission nsnet Drift og v 5.301.4 429 Drift og v vedligehold aff anlæg 5.333.3 333 Administtration af køb//salg af gas 500.0 000 SAP-systtem 1.000.0 000 Andre drriftsudgifter (k kontor, bil m.m m.) 1.000.0 000 Forsikrin ng 0 Samlede e driftsudgifterr 278.334 4.762 dtægter Driftsind Indtjenin ng - opgradere et gas 238.800.0 000 Leasing 48.789.1 150 ssionsindtægtter Transmis 51.000.0 000 Salg af p procesvarme Samlede e driftsindtægtter RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 5.000.0 000 9.150 343.589 14/22 1st M Mile, December 2010 Nøgleta al Landmæ ændenes indtje ening 190.010 0.850 Simpel tilbagebetaling gstid uden ren nte i år 12 Årligt cas shflow for Bio oenergi Vest A/S A 313 3.119 Forretningsmodel C I forretningsmodel C afsætte es de 48 miio. Nm3 CH H4 til lokale fjernvarme e- og kraftv varmeudsprodukttionen anve endes alene e til elprodu uktion. værker og oversku Forudsæ ætninger Årligt output m3 CH4 60.000.000 e gas til fjernvarmeværker Mængde 48.000.000 dsproduktion Overskud 12.000.000 Pris pr. m m3 fra FV/KV 4,12 Pris pr. m m3 til landmæ ænd 3,93 Pris pr. m m3 overskuds sgas anvendt til t elproduktio on 2,53 Pris pr. m m3 opgradere et gas til landm mænd 2,34 Transmis ssionsindtægtt 0,19 ering - Anlæg g og transmissionsnet Investe Investering vedr. etap pe 1 00 81.375.00 pe 2 Investering vedr. etap ssionsnet (120 0 km) Transmis Decentra alt biogasanlæ æg (20*500 DE) Decentra alt biogasanlæ æg (40*1500 DE) D Decentra alt biogasanlæ æg (1*2500 DE) Decentra ale gasmålere (61 stk) 105.000.000 80.000.000 400.000.000 12.500.000 9.150.000 Total inv vestering 00 606.650.00 Total investering 688.025.00 00 Finansie elle omkostn ninger - Anlæ æg og transm missionsnet Afdragsp periode i år Rente 20 5% årlig ydelse (annuitetsbetragtning) Samlet å 06 55.208.90 dgifter Driftsud Afregning af gas til lan ndmænd 188.640.000 dsgas til landm mænd Afregning af overskud 28.080.000 vedligehold aff transmission nsnet Drift og v 5.541.429 Drift og v vedligehold aff anlæg 5.333.333 Administtration af køb//salg af gas 500.000 SAP-systtem 1.000.000 Andre drriftsudgifter (k kontor, bil m.m m.) 1.000.000 Forsikrin ng 0 Samlede e driftsudgifterr 230.094.76 62 dtægter Driftsind Indtjenin ng - biogas 188.640.000 Indtjenin ng - elprodukttion 28.080.000 Leasing 57.307.476 RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 15/22 1st M Mile, December 2010 Transmis ssionsindtægtter 11.400.000 Samlede e driftsindtægtter 76 285.427.47 al Nøgleta Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid uden ren nte i år Årligt cas shflow for Bio oenergi Vest A/S A 24 159.412.52 1 12 123.80 08 Evalu uering af forretn ningsmo odeller Oversla agene for model m A, B og o C viser ffølgende nø øgletal: Model o o o o Model o o o o Model o o o o A es indtjenin ng: 176,8 mio. m kr. Landmændene mpel tilbagebetalingstid d: 12 år Sim Årlig gt cashflow w: 226.694 4 kr. Tran nsmissionsindtægt: 0,,36 kr/Nm3 3 CH4 B: es indtjenin ng: 190 mio o. kr. Landmændene mpel tilbagebetalingstid d: 12 år Sim Årlig gt cashflow w: 313.119 kr. Tran nsmissionsindtægt: 0,,85 kr/Nm3 3 CH4 C: es indtjenin ng: 159,4 mio. m kr. Landmændene mpel tilbagebetalingstid d: 12 år Sim Årlig gt cashflow w: 123.808 mio. kr. Tran nsmissionsindtægt: 0,,19 kr/Nm3 3 ningen af biiogasmodelllen med ettape 2 virke er fordelagttig såfremtt transmissionsindUdbygn tægten og landmæ ændenes indtjening fo ortsat kan variere v for at a sikre at B V A/S Bioenergi Vest ikke genererer et årligt negativt cashflo ow og derm med er i stan nd til at opffylde deres s finanorpligtelser.. Den simple tilbagebe etalingstid er 12 år i alle a tre mod deller og de et årlige sielle fo cashflow w for Bioen nergi Vest A/S A er tæt p dmænpå break-even. Der err ikke medrregnet land denes u udgift til energiafgrøde er m.m. i la andmændenes årlige fortjeneste f . Målsætnin ngen med at mætte dett lokale marked med b biogas kan delvis indfrries med allle tre mode eller. ndtjening ti l landmændenes på 163 mio. kr . og har en n transModel A generererr en årlig in mission nsindtægt på p 0,36 kr/N Nm3 CH4. Model A ha ar et opgrad deringsanlæ æg med kapacitet til at op pgradere ov verskudspro oduktionen n og investe eringen til dette d anlæg g er betyde eligt mindre end opgrad deringsanlæ ægget i mo odel B og trransmission nsindtægten n er derfor lavere. den højeste e årlige indttjening til la andmænde ene. Den Model B skiller sig ud ved at generere d høje tra ansmissions sindtægt i model m B ind dikerer højere driftsud dgifter end i model A og C. Det er d det omkosttningstunge e opgraderiingsanlæg med kapacitet til opgrradering af hele produkttionen der er årsag til dette. Lan ndmændene es højere in ndtjening e r ligeledes forbundet med d dette, da opgradere et gas kan ssælges til en e højere pris end biog gas. aveste tran nsmissionsin ndtægt, hv vilket hænger sammen n de lavere inveModel C har den la sterings sforpligtelse er der ligge er i denne m model, da overskudsp o produktione en ikke opgraderes, me en anvende es til elproduktion og v varmeprodu uktionen bo ortkøles. I e et samfund dsøkonomisk perspektiv v er denne model dog ikke anbeffalelsesværdig og kan medvirke til t at Ringkøb bing Skjern ns biogasmo odel får et dårligt image. ølsomhedsanalyse på p parametere en ”mængd den af afsatt gas”. Den markeI tabel 5 ses en fø ærdi er den, der er anv vendt i dett økonomisk ke overslag g. Det er an ntaget at mængm rede væ RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 16/22 1st M Mile, December 2010 den af g gas til fjern nvarmeværkerne fasth holdes og at a det er overskudspro oduktionen der reduceres s i de mode eller, hvor det d har bety ydning. Tabel 5: F Følsomhedsan nalyse på para ameteren ”Mæ ængden af afs sat gas” Model A:: Mængde en af afsat gas s Landmæ ændenes indtje ening 50 mio. Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt 55 mio. 60 mio o. 128.612.524 4 152.812.52 24 176.812.5 524 12 2 12 1 12 126.694 4 76.69 94 226.6 694 0,43 3 0,3 39 0,36 Model B:: Mængde en af afsat gas s Landmæ ændenes indtje ening 50 mio. Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt 55 mio. 60 mio o. 141.710.850 0 165.710.85 50 190.010.8 850 12 2 12 1 12 313.119 9 463.11 19 313.1 119 1,02 2 0,9 93 0,85 Model C:: Mængde en af afsat gas s Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt 50 mio. 55 mio. 60 mio o. 134.012.524 4 146.612.52 24 159.412.5 524 12 2 12 1 12 223.808 8 273.80 08 123.8 808 0,23 3 0,2 21 0,19 Vurdere et ud fra pa arameteren n ”landmæn ndenes indttjening” hviilken mode el der er me est fordelagtig g, så har mængden m aff afsat gas betydning. Ved 55 mio. Nm3 CH H4 er det sttadig model B der generrerer den største indtjjening og derefter d mo odel A. Ved 50 mio. Nm m3 CH4 er det s stadig mode el B der er mest forde elagtig, men her genererer mode el C den næ æsthøjeste indttjening til la andmændene. ølsomhedsa analyse på ændringer i investerin ngsudgiften n til opgraderingsTabel 6 viser en fø med forsky ydninger på henholdsv vis 10% og 20% til begge sider. anlæg m Tabel 6: F Følsomhedsan nalyse på para ameteren ”Æn ndring i investtering - opgraderingsanlæg g” Model A Investering - opgraderingsanlæg Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt -20% -10% % 0 177.412.524 4 177.412.524 176.812.524 10% 20% 176.212 2.524 175.612.524 12 12 12 12 12 590.117 108.405 226.694 344 4.983 46 63.271 0,35 0,35 0,36 0,37 0,38 -20% -10% % 0 10% 20% Model B Investering - opgraderingsanlæg Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt 192.410.850 191.210.850 190.010.850 188.810 0.850 187.610.850 12 12 12 12 12 533.630 423.375 313.119 202 2.864 92.609 9 0,81 0,83 0,85 0,87 0,89 -20% -10% % 0 10% 20% Model C Investering - opgraderingsanlæg Landmæ ændenes indtje ening Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 159.412.524 4 159.412.524 159.412.524 159.412 2.524 159.412.524 12 12 12 12 12 123.808 123.808 123.808 123 3.808 12 23.808 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 17/22 1st M Mile, December 2010 t de samme, s da der ikke err et opgraderingsanlæ æg i model C. C MoI modell C er alle tallene del A og g B udviserr ikke stor følsomhed f overfor den nne parame eter og land dmændene es indtjening påvirkes kun svagt med m ændrin gerne. Mod del B er igen den mestt fortrukne vurderet ud ffra landmæ ændenes ind dtjeningspo otentiale. Fjernvarme e har underrsøgt hvilke en fjernvarm meværkern nes afregnin ngspris fjerrnvarDansk F meværk kerne vil be etale for bio ogas og de n ligger i in ntervallet 3,55 – 4,10 kr/Nm3 CH H4 samt 0,30 kr//Nm3 CH4 såfremt bio ogas skal k konkurrere med naturgas. En mid ddelværdi er e anvendt i de økonom miske overs slag i begge e modeller. En følsomh hedsanalysse på denne e pris varieren nde fra 3,85 til 4,40 kr./Nm3 k CH H4 er illustreret i tabel 7 nedenfo or. Tabel 7: F Følsomhedsan nalyse på para ameteren ”Fje ernvarmeværk kernes afregniingspris” Model A:: Pris pr. m m3 biogas Landmæ ændenes indtje ening 3,85 5 4,40 163.852.524 4 176.812.52 24 190.252.5 524 Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. 4,1 12 12 2 12 1 12 226.694 4 226.69 94 226.6 694 0,36 6 0,3 36 0,36 3,85 5 4,1 12 4,40 Transmis ssionsindtægtt Model B:: Pris pr. m m3 biogas Landmæ ændenes indtje ening 190.010.850 0 190.010.85 50 190.010.8 850 Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. 12 2 12 1 12 313.119 9 313.11 19 313.1 119 0,85 5 0,8 85 0,85 3,85 5 4,1 12 4,40 Transmis ssionsindtægtt Model C:: Pris pr. m m3 biogas Landmæ ændenes indtje ening 146.452.524 4 159.412.52 24 172.852.5 524 Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. 12 2 12 1 12 123.808 8 123.80 08 123.8 808 0,19 9 0,1 19 0,19 Transmis ssionsindtægtt model B ikk ke udviser nogen følso omhed for variation v aff afregning sprisen for den Imens m produce erede gas, da alt gas afsættes so om opgrade eret gas, ud dviser mod del A og C følsomf hed. Mo odel A gene ererer en højere indtje ening til lan ndmændene ved midd delværdien 4,12 kr/Nm3 3 CH4 end model m C gø ør ved den h højest muliige afregnin ngspris på 4 4,40 kr/Nm m3 CH4, så vurd deret ud fra landmænd denes indtje eningspote entiale er model m A at fo fortrække frem for C. model C gt viser tab bel 8 en føls somhedsan nalyse på ændringer æ i afregningssprisen for den d opSluttelig gradere ede gas me ed 5% forsk kydning til h hver side. Tabel 8: F Følsomhedsan nalyse på para ameteren ”Afrregningspris for fo opgraderett gas” Model A:: Pris pr. m m3 opgradere et gas 4,59 4,83 5,07 Landmæ ændenes indtje ening 173.932.524 17 76.812.524 179.692.5 524 12 12 12 226.694 226.694 226.6 694 0,36 0,36 0,36 Pris pr. m m3 opgradere et gas 4,59 4,83 5,07 Landmæ ændenes indtje ening 175.610.850 19 90.010.850 204.410.8 850 Simpel tilbagebetaling gstid Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt Model B:: RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 18/22 1st M Mile, December 2010 Simpel tilbagebetaling gstid 12 12 12 313.119 313.119 313.1 119 0,85 0,85 0,85 Pris pr. m m3 opgradere et gas 4,59 4,83 5,07 Landmæ ændenes indtje ening 159.412.524 15 59.412.524 159.412.5 524 12 12 12 123.808 123.808 123.8 808 0,19 0,19 0,19 Årligt cas shflow i mio. kr. Transmis ssionsindtægtt Model C:: Simpel tilbagebetaling gstid shflow i mio. kr. Årligt cas Transmis ssionsindtægtt model C ikk ke udviser nogen følso omhed, da opgraderin ngsproblem matikken ikk ke er Imens m inddrag get i denne model, udv viser både model A og g B følsomh hed overforr ændringerr i afregning gsprisen forr opgradere et gas. Mod del B udvise er naturligt en større ffølsomhed overfor ændring ger, da alle e 60 mio. Nm3 CH4 affsættes som m opgraderet gas, hvo orimod kun overskudsprroduktionen n afsættes i model A. Model B fremstår mere fordelag gtigt, grund det det højere iindtjenings sgrundlag. Poten ntialer og o forde ele Ringkøb bing Skjern n kommune e har en må ålsætning om o at være 100 % sellvforsynend de med vedvare ende energi i år 2020 og denne m målsætning g bliver delv vist indfriett med det årlige å forvente utput i etape 2. Yderm mere vurderes det, at der med ettableringen n af ede gas-ou etape 2 vil blive sk kabt minim mum 10 arb ejdspladser i Bioenerg gi Vest A/S S til at admiinistrere køb og salg af den n producere ede biogas samt til at servicere transmissio t onsnettet og g bioæggene. Fo ortjenesten på mængd den af produceret gas vil styrke llandbruget margasanlæ kant samt vil landbrugets udfordring me e ligeledes b blive imøde ekomed håndterring af gylle ed etape 2. met me Forre etnings smæss sig oversigt – Etape 3 Målsæ ætning Målsætningen med d etape 3 er e den fulde e udbygning g af biogasmodellen o og beror på afgasusdyrgødningen i Ring gkøbing Skjjern kommune. Det fo orventede årlige å ning af 80 % af hu output af biogas i etape 3 vil sammenla agt med eta ape 1 og 2 være 100 m mio. Nm3 CH4. C En af etape 3 ses s i figur 5. 5 skitse a Figur 5: O Oversigt over etape 3 Kapacitetsud dnyttels se Ringkøb bing Skjern n kommune e tager i eta ape 3 udgangspunkt i det potenttielle gasforrbrug i kommu unen og ikke i biogaspotentialet, og det er uklart, u hvorrvidt der err tilgængelige biomasse/energiafgrø øder til den nne størrelsse for bioga asproduktion. Ringkøb bing Skjern komorventer, at a den producerede bio ogas skal afsættes til de lokale fjjernvarmev værker mune fo samt ku under i proc cesindustrien og at ev ventuelt overskydende e biogas sk kal opgrade eres til naturga askvalitet og o afsættes til naturga asnettet. Arrla Foods err tiltænkt ssom hoveda aftager, da biogas kan bidrrage til en reduktion a af deres CO O2-udslip og g dermed im mødekomm mes deRKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 19/22 1st M Mile, December 2010 res CO2 2-mål. En anden a aftag ger kunne v være naturg gasnettet, hvor alt bio ogas opgraderes of afsætte es til naturg gasnettet. Slutteligt S ku unne Nybro o være en potentiel p afftager, hvor man afsatte den produc cerende mæ ængde biog gas (ikke-opgraderet) til Nybro o og opblande ede den med na aturgas, da der er tale e om så små ke vil påvirrke brændv værdien å mængder, at det ikk væsenttligt og en opgradering o g kan derm med udelade es. Økon nomisk overslag o g af forrretnings smodel Der eks sisterer ikke e nødvendigt data til a at udarbejd de økonomiiske oversla ag for forsk kellige forretningsmodelle er der eksis sterer i etap pe 3, da de er er væsen ntlige forho old som ikke e er øgt. undersø mlet set at kunne k prod ducere 100 mio. Nm3 CH4 i etape 3 foreligg ger der en yderliy For sam gere bio ogasanlægs sinvestering på 638 m mio. kr. til at a producerre de sidste e 40 mio. Nm3 CH4. U Umiddelbartt synes den nne investe ering forholdsvis stor set s i forhold d til etape 2, 2 hvor der er e en biogasan nlægsinvestering på 5 502 mio. krr. til at prod ducere 55 m mio. Nm3 CH4. C Forholdet mellem investering g og forven tet output i etape 2 og 3 er: Etape 2: 1 mio. Nm3 CH4 – 9 m mio. kr. i anlægsinveste ering Etape 3: 1 mio. Nm3 CH4 - 16 mio. kr. i anlægsinves a stering h for øgede anlæg gsinvestering til opgra aderingsanllæg. Der er iikke taget højde ægges en øget ø udgift fforbundet med m importt af biomassse og/ellerr enerDertil skal der tillæ der vil forlæ ænge tilbag gebetalingsttiden og forringe det årlige å cashfflow. giafgrød Evalu uering af forretn ningsmo odel Målsætningen med d den fulde e udbygning g af biogasmodellen er en optima al udnyttels se af bing Skjern n kommune es husdyrgø ødning. Da udvidelsen n tager udga angspunkt i komRingkøb munens s behov og ikke tilgæn ngelige res sourcer af energiafgrø øder/bioma asse, som skal s supplerre husdyrgø ødningen i biogasprod b o. Nm3 uktionen og anlægsinvesteringe n pr. 1 mio CH4 er væsentligtt højere end d i etape 2,, kan der sllås tvivl om m etape 3 e r realistisk. Poten ntialer og o forde ele Mulighe eden for en optimal ud dnyttelse aff kommune es husdyrgø ødning er in nteressant og der er flere fordele ved d denne. Dog D lægger etape 3 op p til en kraftigt forøgellse af anlægsinvesteringe en for at få de sidste 40 4 mio. Nm m3 CH4 og da der sam mtidig hersk ker stor tviv vl om både afftagere og tilgængelig t e råvarer k kan det være vanskeligt at se de e oplagte po otentialer og fo ordele. Overrordned de kritiske fa aktorer Fast v vs. varia abel transmissiionsindttægt Som be eskrevet un nder ”Baggrrundsinform mation” er det d tiltænktt, at det sk kal være en nulforretning mellem på den ene side leasiingudgiften n og på den n anden side g vedlie drifts- og somkostninger forbundet med an nlæggene, de finansielle omkostn ninger sam mt admigeholds nistratio on af gaslogistik. Derv ved skal tra ansmissionsindtægten n alene bærre drifts- og g vedligeholds somkostninger på tran nsmissionsn nettet samtt de finansielle omkosstninger forrbundet med inv vesteringen n i transmis ssionsnette et. Ved valg g af disse rammer r er d det nødven ndigt med en n variabel trransmission nsindtægt ffor at sikre, at Bioenergi Vest A//S opnår breakeven og g kan opfyld de deres fin nansielle fo orpligtelser. Hvis ikke dette blive er tilfældet, kan det bliv ve vanskelig gt at tiltræk kke investo orer, da Bio oenergi Vest A/S derm med bærer en e stor del af riisikoen og såfremt tra ansmissionssindtægten n fastsættes s for lavt, k kan det få alvorlig a RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 20/22 1st M Mile, December 2010 negativ v indflydelse e på Bioene ergi Vest A//S årlige ca ashflow og betalingsev vne. Yderm mere sikre den v variable tra ansmissions sindtægt, a at Bioenergi Vest A/S ikke genere erer en sto or fortjeneste e, da det err uklart hvo orvidt dette e er muligt i henhold til t Varmeforrsyningslov ven. Poten ntielle aftagere a e Et kritis sk forhold for f Bioenerg gi Vest A/S S kan være,, at de kun har én afta ager til biog gassen i form aff de lokale fjernvarme f erved står Bioenergi B Vest V A/S ikk ke i en spec ciel forværker. De delagtig g situation vedrørende e forhandlin ng af gasprriser og vilk kår. Den an nvendte afregningsprris på 4,12 kr/Nm3 ink klusiv en trransmission nsafgift fra fjernvarme eværkerne er estimerret af Dansk Fjernvarm me Kommu une. Unøja agtighed der i økonomisk overslag deres at væ En væsentlig kritis sk faktor err ligeledes ø økonomibetragtningen n, som vurd ære bekan betyde ændringer i nøgletalle ene ”Tilbagebetahæftet med en del unøjagtigheder og k ændenes indtjening” ssamt ”Årligtt cashflow” af både po ositiv og ne egativ lingstid”, ”Landmæ er. karakte Anlægsinvestering g Anlægsinvestering gen er stadig baseret p på et overs slag og ænd dringer kan n bevirke bå åde rener samt forrøgelser af den samle ede investerring og dermed påvirk ke tilbagebe etaduktion lingstide en, landmæ ændenes indtjening sa amt det årlige cashflow w i Bioenerrgi Vest A/S S. Driftsud dgifter Drifts- o og vedligeh holdsudgifte erne forbun ndet med anlæg a og transmission nsnettet er begge baserett på intervie ews og matteriale fra R Ringkøbing Skjern kom mmune og er derfor fo orbundet med d unøjagtig gheder. Disse unøjagtiigheder kan n påvirke både b positiv vt og negattivt på nøgletallene for Biioenergi Ve est A/S i de e enkelte ettaper. Andre e forholld Grøn Væ ækst er reg geringens vision, v hvis formål er at a skabe en n ny grøn v vækstøkono omi, som bid drager til att løse miljø-, klima- o g naturudfo ordringer og samtidig skaber nye e job i grønne væksterhv verv. Uenighed blandt landbrugett, biogasbranchen og staten omk kring anlægsø økonomien n og beregn ningsmetod erne har sa ammen me ed en række e uklarhede er, blandt a andet hvorv vidt et biog gasselskab vil være un nderlagt varmeforsyniingsloven, et eventue elt ligestillin ngstilskud m.m. m medfført, at Kom mmuners La andsforenin ng (KL) harr anbefalet, att kommune erne er tilba ageholdend de med at stille s komm munegarantiier for etab blering af bioga asanlæg14. Dette kan ligeledes b besværliggø øre finansieringen af b biogas-modellen for Ring gkøbing Skjjern kommune, da en kommunegaranti vurrderes stærrk nødvend dig for at tiltræ ække andre e investorerr. Vækst 2.0 har partnerne forpligttet sig til att arbejde fo or et frit bræ ændselsvalg på de I Grøn V mindre kraftvarme eværker. Det D kan værre en trusse el mod RKS SK Biogasne et, sået-projekte fremt v værkerne i højere h grad d ønsker at anvende afgiftsfrie a brændsler so om for ekse empel og halm. Udviklingen af naturgasspriser kan n modsat virke fordren nde for fjernvartræflis o meværk kernes incittament til at a omlægge e til biogas. Selsk kabsstru uktur Der er i en tidligerre arbejdsp pakke beskrrevet en mulig selskab bsstruktur ffor Bioenerrgi Vest A/S som m blandt an ndet har til formål at d dele af Bioe energi Vest A/S kan o mgå Varme eforsyningslov ven. Det an nbefales at opnå en po ositiv tilken ndegivelse hos Energittilsynet for at sikre, at se elskabsstru ukturen opffylder krave ene og ikke e er i strid med m Varme eforsynings sloven. 14 Artike el 02/09/19 9 på www.K KL.dk - ”Ko ommunegarranti vedr. fælles biog gasanlæg” RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 21/22 1st M Mile, December 2010 Vurd dering Som rammerne fo or Bioenergi Vest A/S e er tiltænkt i dag, vurd deres det, a at de forske ellige er er følsom mme overfo or visse nøg gleparametre, som de erfor må anses forretningsmodelle dmændeness årlige indtjening. En n variabel trransmission nsafgift som betydningsfulde for land dog i alle forretningsm modeller, at Bioenergi Vest V A/S op pnår break k-even og kan k opsikrer d fylde de eres finansiielle forpligtelser. Derrudover me edvirker en variabel trransmission nsindtægt til at mindske e følsomhe eden og risi koen for Biioenergi Ve est A/S. Nøg gleparamettrene er mængd den af afsatt gas samt afregnings prisen for biogas b og opgraderet o gas. Derud dover er de økon nomiske ov verslag forb bundet med d unøjagtigh heder på po osterne drifftsudgifter,, som påvirke er nøgletalle ene og det anbefales, at Ringkøb bing Skjern kommune undersøge er disse nde for at få et mere realistisk r biillede af bæ æredygtighe eden af de forskellige forretindgåen ningsmodeller for Bioenergi Vest V A/S. ere er trans smissionsindtægten en n kritisk parameter så åfremt den skal være en fast Yderme indtægtt pr. Nm3 CH4 C og kan n påvirke Biioenergi Ve est A/S årlig ge cashflow w samtidig med at der eks sisterer en potentiel p ris siko for, at Bioenergi Vest A/S ik kke kan opffylde deres finansielle fo orpligtelser.. gt er det væ æsentligt fo or Bioenerg gi Vest A/S at have fok kus på opg raderingsprobleSluttelig matikke en i etape 2, 2 da den har h en væse entlig betyd dning for nø øgletallene i specielt model m A og B. M Model B gen nererer en større s indtj ening til lan ndmænden ne og selvom m den er mere m følsom overfor visse ændring ger, er den laveste ind dtjening i de fleste sce enarier stad dig hød i de andre modeller. I model C hvor overskudsprodu uktionen ku un anvende es til eljere end produkttion, er dett ikke samfu undsøkono misk fordelagtigt at bortkøle ene ergi og Ring gkøbing Skjern kommune risikerer ett dårligt ima age, såfrem mt denne fo orretningsm model vælge es. RKSK Biogasnet Afslutten nde rapport 22/22 1st M Mile, December 2010
© Copyright 2024