Biogas samfundsøkonomiske analyser

Energinet.dk 

Biogas 

DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- 

LYSE 

Sæsonvariation 

September 2010

Energinet 

Biogas 

DRIFTS- OG SAMFUNDSØKONOMISK ANA- 

LYSE 

Sæsonvariation 

September 2010 

D Udkast 17.12.10 ASM/TRN ASM/ ASM 

C Udkast 14.09.2010 ASM/TRN CKD ASM 

B Udkast 02.07.2010 ASM/TRN CKD/NBA ASM 

Udgave Betegnelse/Revision Dato Udført Kontrol Godkendt 

NIRAS Konsulenterne Sortemosevej 2 Telefon 4810 4711 

DK-3450 Allerød Fax 4810 4712 

Tilsluttet F.R.I E-mail niraskon@niraskon.dk

Biogas drifts- og samfundsøkonomisk analyse Side 1 

- Sæsonvariation 

INDHOLDSFORTEGNELSE 

1 RESUME ...................................................................................................... 2 

1.1 Formål og baggrund ......................................................................... 2 

1.2 Scenarier for sæsonvariation ............................................................ 2 

1.3 Driftsøkonomiske produktionsomkostninger ................................... 5 

1.4 Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger ............................ 6 

1.5 Konklusion ....................................................................................... 6 

2 FORMÅL MED ANALYSEN ..................................................................... 9 

2.1 Baggrund .......................................................................................... 9 

3 SCENARIER FOR BIOGASPRODUKTION ........................................... 12 

3.1 Reference: Ingen sæsonlagring - jævn gasproduktion over året .... 14 

3.2 Scenario 1, 2 og 5: Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse ..... 14 

3.3 Scenario 3: Lagring af gas i lavtrykslager ...................................... 16 

3.4 Scenario 4: Kommerciel lagring af biogas via naturgasnettet ........ 17 

3.5 Scenario 5 ....................................................................................... 18 

4 DRIFTSØKONOMISK ANALYSE .......................................................... 20 

4.1 Forudsætninger for den driftsøkonomiske analyse ........................ 20 

4.2 Investering ...................................................................................... 21 

4.3 Driftsomkostninger og besparelser for biogasanlægget ................. 25 

4.3.1 Potentielle indtægtskilder for biogasanlægget pga. 

besparelser hos landmanden ............................................. 26 

4.4 Produktionspris pr. m 3 gas.............................................................. 27 

4.5 Betydning af energiafgrøder og potentialet herfor ......................... 31 

5 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE .................................................. 36 

5.1 Anlægsinvesteringer ....................................................................... 37 

5.2 Driftsomkostninger – og besparelser samt eksternaliteter ............. 37 

5.3 Samfundsøkonomisk produktionspris ............................................ 39 

REFERENCER ................................................................................................... 41 

NIRAS Konsulenternec:\users\kbs\appdata\local\microsoft\windows\temporary internet files\content.outlook\6y2566hb\1000_t_per_d_sæsonvariation_biogas_produktion_ab_anlæg.doc



1 RESUME 

1.1 Formål og baggrund 

Hovedformålet med denne analyse er at få afdækket de drifts- og samfundsøkonomiske 

produktionsomkostninger for et biogasanlæg, der kan håndtere 1.000 

tons biomasse pr. dag. Derudover analyseres konsekvenserne af forskellige former 

for sæsonvariation både ved at variere biogasproduktionen hen over året og 

ved at lagre gassen, så den kan anvendes, når el og varmebehovet er til stede. 

I takt med at nye biogasanlæg etableres, vil det blive vanskeligere at afsætte al 

varmen. Dette skyldes, at biogasanlæg ofte ønskes etableret i landzoner væk fra 

byer/landsbyerne og derved væk fra varmemarkederne. Det kan derfor blive 

nødvendigt at bortkøle en del af den producerede varme om sommeren. Endvidere 

er der et begrænset befolkningsgrundlag og varmemarked i de områder, 

hvor gyllemængderne er størst. Biogasanlæg vil desuden være afhængig af, at 

kunne optimere afsætningen af biogas, da de fremover ikke kan forvente, at 

kunne supplere gassalget med indtægter fra behandling af f.eks. organisk affald 

fra industrien, men i stedet vil skulle købe højtørstof biomasse, fx majsensilage. 

Der er taget udgangspunkt i et biogasanlæg, som modtager 365.000 m 3 biomasse 

(ca. 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse) pr. år svarende til 1.000 tons pr. 

dag. Dette svarer til sammensætningen og størrelsen af den business case, som 

er udarbejdet af Energistyrelsen 1 . Gasproduktionen er på linje med Energistyrelsens 

beregning vurderet til ca. 11 mio. m 3 biogas pr. år med et metanindhold på 

65 pct. metan. 

1.2 Scenarier for sæsonvariation 

Biomassesammensætning og anlægsstørrelsen antages at være ens i alle scenarier. 

Følgende scenarier er vurderet: 

0. Reference: Jævn tilsætning af højtørstof biomasse hen over året. Omkostningen 

til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 

1 Sørens Tafdrup, Energistyrelsen, Maj 2009. 




1. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse. Omkostningen 




3. Gaslagring i lavtrykslager (svarende til den type lager, der anvendes til at 

udjævne biogasproduktionen 4-12 timer). Omkostningen til højtørstof biomassen 

er 250,- kr./ tons. 

4. Kommerciel lagring via naturgasnettet (opgradering af biogas og køb af 

kapacitet i højtrykslager samt transmission og distribution i naturgasnettet). 

Omkostningen til højtørstof biomassen er 250,- kr./ tons. 

5. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højtørstof biomasse, hvor der 

anvendes en ekstra reaktortank a 4.500 m 3 (effektiv volumen 4.250 m 3 ), der 

giver 19 dages opholdstid om vinteren (for at undgå tab af gasproduktion). 


I scenarierne estimeres det, hvad det drifts- og samfundsøkonomisk koster pr. 

m 3 gas, at drive et biogasanlæg med sæsonvariation. Som reference anvendes et 

biogasanlæg, der kan modtage højtørstof biomasse til 250,- kr./tons med henholdsvis 

en jævn (scenario 0-reference) og en sæsonbestemt (scenario 1) tilførsel. 

Det antages, at gylle behandles til 0,- kr./tons. Idet der lokalt vil kunne være 

begrænsede mængder højtørstof biomasse til rådighed til 0,- kr. pr tons, beregnes 

endvidere et scenario 2, hvor al biomassen modtages til denne pris. 

På baggrund af den i scenario 1 og 2 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen, 

er det i scenario 3 (lavtrykslager) og 4 (kommerciel lagring via naturgasnettet) 

beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis der skal opnås den samme 

sæsonvariation ved lagring af gas i lavtrykslager eller opgradering med tilførslen 

af biomassen er jævn over året. I scenarierne 0-4 er anlægsstørrelsen ens i scenario 

5 er der tilføjet en ekstra 4.500 m 3 reaktortank. I scenario 5 varieres tilsætningen 

af biomasse sommer/vinter og den større procestank sikrer, at der ikke 

mistes gasproduktion ved at presse processen om vinteren. 




Figur 1. Variation i indfødning af højtørstof biomasse og gasproduktion i scenario 0,1 og 2. 

I scenario 3 og 4 antages både at indfødning af biomasse og gasproduktionen er jævn (kun 

gasproduktionen er vist - lyseblå linje). Gassalget svarer til gasproduktionen i scenarierne 

0, 1, 2 og 5 (den mørkeblå linje). 

tons input/måned 

40.000 

35.000 

30.000 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

- 

Sæsonvariation for et 1.000 tons/dag biogasanlæg 

jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 

1.400.000 

1.200.000 

1.000.000 

NIRAS Konsulenternec:\users\kbs\appdata\local\microsoft\windows\temporary internet files\content.outlook\6y2566hb\1000_t_per_d_sæsonvariation_biogas_produktion_ab_anlæg.doc 

800.000 

600.000 

400.000 

200.000 

Kvæggylle 9% TS Svinegylle 4,5% TS Biomasse 25% TS 

Biomasse i alt Biogasproduktion m3 sæson (sce. 1,2,5) Biogasproduktion m3 jævn (sce. 0,3,4) 

I scenario 4, hvor biogasreaktorens størrelse fastholdes, således at processen 

presses i vintermånederne, hvor højtørstof biomassen tilsættes, forventes gasproduktionen 

at falde 2 pct., således at det årlige gassalg falder fra 10,8 mio. til 

10,5 mio. m 3 biogas. I scenario 5 fastholdes gassalget på 10,8 mio. m 3 biogas. 

Det er antaget, at lavtrykslageret er opbygget med 12 m høje poser. Ved lagring 

af 1,88 mio. m 3 biogas, vil der således være behov for en hal på ca. 156.000 m 2 

(15,6 ha), svarende til ca. 31 fodboldbaner. 

Det anses hverken for økonomisk realistisk eller praktisk gennemførligt, at etablere 

et biogaslager af den størrelse. Dels vil det medføre meget store investeringsomkostninger 

i ”gasposer” og lagerhal, dels skal der træffes en række risikobegrænsende 

forhold ved oplagring af så meget gas på et sted, der blot vil 

fordyre projektet endnu mere. Dette scenario er vurderet til ikke at være realisabelt 

og er derfor ikke medtaget i de videre beregninger. 

Der er estimeret anlægsinvestering og driftsomkostninger for scenarierne 0, 1, 2, 

4 og 5. Det er i den driftsøkonomiske beregning forudsat, at der gives anlægsstøtte 

til selve biogasanlægget på 20 pct. af investeringen (kun til biogasanlægget 

ikke til opgraderingsanlægget i scenario 4). 

- 

Biogasprouktion m3/måned



Landbruget vil have nogle besparelser i produktionen ved etablering af biogasanlæg 

(fra lagring, transportbesparelse og øget gødningsværdi). Den årlige besparelse 

er beregnet til ca. 1,7 mio. kr. for ovenstående biogasanlæg. Da besparelsespotentialet 

varierer meget alt afhængig af den enkelte landmands karakteristika 

beregnes biogasproduktionsprisen både inklusiv og eksklusiv denne besparelse. 

1.3 Driftsøkonomiske produktionsomkostninger 

I Tabel 1 vises den driftsøkonomiske produktionsomkostning for de fem scenarier. 

Det ses, at scenario 2 har den laveste produktionspris uanset om der tages 

højde for besparelser eller ej. Dette skyldes, at der i dette scenario ikke betales 

for biomasse. I figuren er biogasprisen vist for kr./Nm 3 biogas og pr. kWh biogas. 

Tabel 1. Produktionsomkostninger for de 5 scenarier med og uden indtægt fra landbrugets 

besparelser. 

Værdi af besparelser 

for landmanden 

Kr./Nm 3 biogas Kr. / kWh biogas 

Scenario 0: Jævn tilsætning over året 

med tilsætning af højtørstof biomasse 

(250,- kr./ton). Inkl. værdi 2,96 0,46 

Ekskl. værdi 3,12 0,48 

Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning 

af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,03 0,47 





Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsætning 




af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) 

stor reaktor 

Inkl. værdi 3,02 0,46 

Ekskl. værdi 

3,17 0,48 

Tabel 2. Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de fire øvrige scenarier eksklusiv 

besparelser for landmanden. 

Difference mellem scenarier Kr. Nm 3 biogas Kr. /kWh biogas 

0 (jævn/250,- kr./t) og 1 (sæson/250,- kr./t) 0,07 0,01 

0 og 2 (sæson/0,- kr./tons) - 0,80 - 0,12 

0 og 4 (sæson opgrad./250,- kr./t) 0,41 0,06 

0 og 5 (sæson sæson/250,- kr./t/stor reaktor) 0,05 0,008 

1 (sæson/250,- kr./t) og 4 (sæson opgrad/250,- kr./t) 0,34 0,05 




Endvidere er det undersøgt hvordan produktionsprisen på virkes ved en reduceret 

eller øget tilsætning af højtørstof biomasse (0-20 pct.) eller ved +/- 50 pct. 

variation af prisen på højtørstof biomasse. Ved variation af højtørstof biomasse 

mellem 0 – 20 pct varierer produktionsprisen mellem fra 3,76 kr. til ca. 3 kr/m 3 

biogas. Ved tilsætning af 20 pct. højtørstof biomasse og en variation i prisen på 

højtørstof biomassen med +/- 50 pct. vil produktionsprisen varierer mellem ca. 

2,40 kr til 3,60 kr/m 3 biogas. 

1.4 Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger 

Tabel 3 viser resultatet af den samfundsøkonomiske analyse. I den samfundsøkonomiske 

analyse medtages flere gevinster end i den driftsøkonomiske analyse. 

Den samfundsøkonomiske produktionspris er dog stadig højere end den 

driftsøkonomiske produktionspris. Dette skyldes især, at der ikke tages højde for 

anlægsstøtten på 20 pct. i den samfundsøkonomiske analyse, og det medfører 

større kapitalomkostninger. 

Tabel 3 Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger 

Kr./Nm 3 biogas 


Kr. / kWh biogas 

med tilsætning af højtørstof biomasse 

(250,- kr./ton). 

3,14 0,48 



3,21 0,49 



2,20 0,34 

Scenario 4: Lagring i naturgasnet, tilsæt- 

3,63 0,56 

ning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton) 



stor reaktor 

3,20 0,49 

1.5 Konklusion 

Denne rapport beregner de drifts- og samfundsøkonomiske produktionsomkostninger 

ved at producere biogas på baggrund af 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof 

biomasse i et biogasanlæg, der behandler 1.000 tons pr. dag med en årlig biogasproduktion 

på ca. 11,8 mio. m 3 biogas og sælger ca. 10,8 mio. m 3 biogas i 

scenarierne 0, 4 og 5 og 10,5 mio. m 3 biogas i scenario 1 og 2. 

Forskellen mellem scenario 0 og 5 er på 5 øre/m 3 biogas. Denne forskel repræsenterer 

de omkostninger, der er ved at sæsonvariere højtørstof biomassen frem 

for at tilsætte den jævnt over året. I begge scenarier er al højtørstof biomasse 

købt til 250,- kr./tons. 

I scenario 2 er det antaget, at højtørstof biomassen modtages til 0,- kr./tons. Scenariet 

er medtaget for at angive inden for hvilket spænd biogas vil kunne produ- 




ceres. Produktionsomkostningen er henholdsvis 3,17 kr./m 3 og 2,32 /m 3 biogas i 

scenario 5 og 2. Da der kun er begrænsede mængder biomasse til rådighed, som 

biogasanlæggene vil kunne modtage til 0,- kr./tons, vil biogasprisen ligge tættere 

på 3,17 kr./m 3 biogas end på 2,32 kr./m 3 . Produktionsprisen vil variere med de 

lokale muligheder for få højtørstof biomasse, konkurrence fra evt. andre biogasanlæg 

og mulighed for jævn eller sæsonvis tilsætning af højtørstof biomasse. 

Biogasanlægget med jævn tilsætning af højtørstof biomasse over året, vil have 

en fordel i forhold til biogasanlæg der tilsætter højtørstof biomasse sæsonvis, da 

biogasanlægget vil kunne modtage biomasse direkte efter høst i sommermånederne. 

Dette vil reducere omkostningerne til ensilering og lagring samt evt. 

transportomkostninger til og fra ensilagestakken 

I scenario 4, hvor biogassen produceres jævnt over året og delvis opgraderes i 

sommermånederne, kommer produktionsprisen op på 3,54 kr/m 3 (samfundsøkonomisk 

3,63 kr./ m 3 biogas). I scenariet forudsættes at al højtørstof biomasse 

købes til 250,- kr./tons. Ved jævn tilsætning af højtørstof biomasse over sommeren, 

vil biogasanlægget have mulighed for at kunne modtage højtørstof biomasser, 

der er billigere end 250,- kr./tons, fx nyhøstet biomasse, overskuds/fordærvet 

foder, mv. Anlægget vil kunne modtage op til 100 tons/dag 

uden omkostning til ensilering og ekstern opbevaring, når biomassen er til rådighed. 

I scenario 5 kan det ved investering i en ekstra reaktortank undgås, at den hydrauliske 

opholdstid reduceres om vinteren og biogasproduktion kan derfor opretholdes 

på samme niveau som ved jævn tilsætning af biomasse til biogasanlægget. 

Tabel 2 viser, hvor meget den driftsøkonomiske produktionspris stiger pr. m 3 

gas, når gasproduktionen sæsonreguleres eller sæsonlagres. Dette er et udtryk 

for den gevinst sæsonregulering eller lagring skal give på afsætningssiden (i 

merværdi ved omdannelse af biogassen til el og varme mv.) for at modsvare den 

meromkostning, det giver. Det kan ud fra Tabel 2 konkluderes, at den parameter, 

der har størst betydning for biogasproduktionsprisen, er omkostningen til 

køb af højtørstof biomasse. Herefter om gassen skal opgraderes eller biomassen 

tilsættes i vinterperioden for at tilpasse gasproduktionen om sommeren til det 

lokale varmemarked. 

Det er endvidere undersøgt hvilken betydning en variation i tilsætning af højtørstof 

biomasse på mellem 0-20 pct. vil have på produktionsprisen. En sådan variation 

vil får produktionsprisen til at varrierer mellem 3,76 kr. til ca. 3 kr. m 3 

biogas. 




Hvordan det vil være mest optimalt for et konkret biogasanlæg, at tilrettelægge 

gasproduktionen og afsætningen, vil afhænge af en række faktorer. De væsentligste 

er: 

• Det lokale varmemarked om sommeren i forhold til gasproduktionen og 

mulighederne for at afsætte biogas hertil 

• Mulighed for at få den billige biomasse i sommerhalvåret 

• Mulighed for afsætning af biogas, fx i sommerhalvåret via naturgasnettet 

På trods af værdisætning af positive miljøeffekter (der er ens i alle scenarier) fra 

biogas, er den samfundsøkonomiske produktionspris højere end den driftsøkonomiske 

produktionspris. Dette skyldes især, at kapitalomkostningerne er større 

når anlægsstøtten på 20 pct. ikke fratrækkes investeringen i den samfundsøkonomiske 

analyse. Rangordningen mellem scenarierne er derfor ens i både den 

driftsøkonomiske og samfundsøkonomisk analyse. 

Ved en kraftig udbygning med vindmøller til elproduktion i Danmark må produktionen 

forventes at blive mere svingende, hvorved behovet for at have en 

sidestillet fleksibel elproduktion vil stige. Det betyder samtidig at værdien af 

den fleksible elproduktion må forventes at stige. Elproduktion fra biogas er en 

relativ fleksibel produktionsform især hvis hele eller dele af biogasproduktionen 

opgraderes og lagres via naturgasnettet og det kan derfor forventes, at elproduktionen 

fra biogas vil øges i værdi på sigt. 




2 FORMÅL MED ANALYSEN 

Hovedformålet med denne analyse er at få afdækket de drifts- og samfundsøkonomiske 

produktionsomkostninger for et biogasanlæg, der kan håndtere 1.000 

tons biomasse pr. dag. Derudover analyseres konsekvenserne af forskellige former 

for sæsonvariation både ved at variere biogasproduktionen hen over året og 

ved at lagre gassen, så den kan anvendes, når el- og varmebehovet er til stede. 

2.1 Baggrund 

Når biogas anvendes i et kraftvarmeanlæg, produceres el, som sælges til nettet, 

og varme, der sælges lokalt. Varmeafsætningen er således afhængig af et lokalt 

varmemarked, hvor der er et stort sæsonudsving. Om sommeren er varmebehovet 

65-75 pct. mindre end om vinteren, afhængig af varmeforbrugernes sammensætning 

(bolig, erhverv). Ligger den biogasbaserede varmeproduktion over 

grundlasten i det lokale fjernvarmenet, vil der være behov for at bortkøle varme 

om sommeren. 

Blandt de eksisterende biogasanlæg 2 , der leverer varme til fjernvarmenettet, er 

der både anlæg, som kan afsætte (næsten) al produceret varme, og anlæg, der i 

dag køler varme væk i sommerperioden (typisk maj til september). 

I takt med at nye biogasanlæg etableres vil det blive vanskeligere at afsætte al 

varmen. Dette skyldes, at biogasanlæg ofte ønskes etableret i landzoner væk fra 

byer/landsbyer og derved væk fra varmemarkederne. Det kan derfor blive nødvendigt 

at bortkøle en del af den producerede varme om sommeren. Endvidere 

er der et begrænset befolkningsgrundlag og varmemarked i de områder, hvor 

gyllemængderne er størst. Af Figur 2 fremgår det, at den største husdyrkoncentration 

er i det vestlige Jylland. Biogasanlæg er typisk økonomisk afhængige af, 

at kunne afsætte hele el- og varmeproduktionen. 

2 Det er primært de 22 biogasfællesanlæg og enkelte gårdbiogasanlæg, der i dag leverer varme til 

fjernvarmenettet. Det kan variere, om det er biogasanlægget eller det er fjernvarmeværket, der 

omdanner gassen til el og varme. 




Figur 2. Husdyrtryk vist som dyreenheder pr. ha. (kilde ”Analyse af jordbrugserhvervene, 

2009” Statsforvaltningen Nordjylland). 

I analysen er der taget udgangspunkt i et biogasanlæg, som modtager 365.000 

tons biomasse (ca. 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse) pr. år svarende 

til 1.000 tons pr. dag. Dette svarer til sammensætningen og størrelsen af den 

business case, som er udarbejdet af Energistyrelsen 3 . Gasproduktionen er på 

linje med Energistyrelsens beregning vurderet til ca. 11 mio. m 3 biogas per år 

med et metanindhold på 65 pct. metan. 

Biogasanlæg der ønsker at modtage 20 pct. anlægsstøtte via aftalen om ”Grøn- 

Vækst” 4 , skal behandle mindst 75 pct. (målt i m 3 ) gylle og dermed maksimalt 

25 pct. anden biomasse. Fx majsensilage vejer ca. 800 kg/m 3 og anlægget vil 

3 Sørens Tafdrup, Energistyrelsen, Maj 2009. 

4 Ministeriet for Fødevarer. Landbrug og Fiskeri, (September 2009) 




derfor målt i tons kun kunne modtage op til 20 pct. majsensilage for stadig at 

opnå støtte fra puljen afsat i aftalen om ”Grøn Vækst”. 

Biogasanlæg er afhængige af de lokale biomasseressourcer, særligt husdyrgødning, 

men også anden biomasse, fx græs afhøstet fra lavbundsarealer, energiafgrøder, 

separeret gylle mv. Sammensætningen på hver enkelt biogasanlæg vil 

således afspejle de lokale ressourcer, der er til rådighed. Der er et stort biogaspotentiale 

i energiafgrøder, som fx majsensilage, men det er en biomasse, som biogasanlægget 

skal købe på markedsvilkår. Derfor anvendes kun mindre mængder 

majsensilage på de eksisterende danske biogasanlæg. Der eksporteres dog i dag 

4.000 ha majsensilage fra Sønderjylland til Tyskland 5 til brug i tyske biogasanlæg. 

Majsensilagen er prissat med 250,- kr./tons 6 , hvilket svarer til den pris som 

de sønderjyske landmænd opnår ved løbende levering af majsensilage til Tyskland. 

5 Personlig kommunikation med Sønderjysk Landboforening. 

6 Eksporten af majsensilage til Tyskland repræsenterer en skyggepris, da den kun vil finde sted, 

hvis det er den bedste måde at udnytte jorden på. Området er vanskeligt, da majsprisen udover 

prisen på foder også er afhængig af verdensmarkedsprisen for korn, hvor spekulation, vejrlig, 

tilskud, forbrug og meget andet spiller ind og kan give fluktuationer. 




3 SCENARIER FOR BIOGASPRODUKTION 

Principielt findes der to muligheder for sæsonvariation af biogas. Enten lagres 

biogassen eller også lagres biomassen i sommerperioden. 

I de følgende scenarier estimeres det, hvad det drifts- og samfundsøkonomisk 

koster pr. m 3 biogas, at drive et biogasanlæg med sæsonvariation. Som reference 

anvendes et biogasanlæg, der kan modtage en jævn tilførsel af højværdibiomasser 

til 250,- kr./tons. 

Idet der lokalt vil kunne være begrænsede mængder højtørstof biomasse til rådighed 

til 0,- kr. pr tons 7,8 , beregnes endvidere et scenario, hvor al biomassen 

modtages til denne pris. Det enkelte biogasanlægs produktionspris vil således 

ligge mellem de to scenarier alt afhængig af de lokale forhold og konkurrencen 

om højtørstof biomasse fra andre biogasanlæg. Pga. de begrænsede højtørstof 

biomassemængder, som vil kunne modtages til 0,- kr./tons, må produktionsprisen 

forventes at ligge nærmere scenario 1, hvor al biomassen købes til 250,- 

kr./tons, end scenario 2. 

Det antages, at gylle behandles til 0,- kr./tons, da landmændenes fordel ved at få 

gyllen afgasset, vil være påvirket af husdyrtrykket i lokalområdet. Der har været 

en nedgang i den danske svineproduktion siden 2006 9 , og på denne baggrund er 

det vurderet, at det vil være mest konservativt at indregne behandlingsprisen af 

gylle til 0,- kr./tons. Der vil kunne være lokale forhold i udbringning af kvælstof 

og fosfor, som vil kunne påvirke landbrugets fordel ved biogas og dermed behandlingsprisen 

for gylle. 

Biomassesammensætning og mængden antages at være ens i alle scenarier. 

Endvidere er biogasanlægget ens i alle scenarier undtagen scenarie 5 hvor der 

etableres en ekstra reaktortank. 

Der er således beregnet følgende scenarier: 

7 Biomasse potentiale til biogas i Danmark, Energinet.dk 2010, 

http://www.gasteknik.dk/arrangem/2010/indlaeg/Energinetdk_biogassen_Soerensen.pdf 

8 For eksempel enggræs, der ensileres og leveres på anlægget løbende 

9 ”Dansk Landbrug i tal 2009”, Landbrug & Fødevarer. 




0. Reference: Jævn tilsætning af højtørstof biomasse hen over året. Omkostningen 






3. Gaslagring i lavtrykslager (svarende til den type lager, der anvendes til at 

udjævne biogasproduktionen 4-12 timer). Omkostningen til højtørstof biomassen 

er 250,- kr./ tons. 

4. Kommerciel lagring via naturgasnettet (opgradering af biogas og køb af 

kapacitet i højtrykslager samt transmission og distribution i naturgasnettet). 


5. Sæsonvariation sommer/vinter i tilsætning af højstof biomasse. Herudover 

anvendes en ekstra reaktortank á 4.500 m 3 end i de øvrige 5 scenarier 

(Hvilket forlænger den hydrauliske opholdstid til 19 dage om vinteren). 


Scenarierne er også beskrevet i nedenstående Tabel 4. 

Biogasanlæg Princip Koncept Teknologi 

Årsproduktion ca. 11 

Nm3 biogas (90 % 

gylle, 10 % højtørstof 

biomasse) 

Ingen lagring af biomasse 

Omkostning til 

højtørstof biomasse 

pr. ton 

Scenario 

250,- kr. 0 

Lagring af biomasse 

Lagres eksternt 

250,- kr. 

0,- kr. 

1 

2 

Lokalt lager Lavtrykslager 250,- kr. 3 

Lagring af biogas 

Fjernlager 

Ekstra reak- 

Opgradering og 

injeksering i naturgasnettet 

250,- kr. 4 

Lagring af biomasse 

tortank(opholdtid 19 

dag/vinter) 

250,- kr. 5 

Tabel 4. Lagringskoncepter og reference for modelanlægget 

På baggrund af den i scenario 1, 2 og 5 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen, 

er det i scenario 3 og 4 beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis 

der skal opnås den samme sæsonvariation ved lagring af gas i lavtrykslager eller 

kommerciel lagring via naturgasnettet ved jævn biomassetilførsel over året, se 

Figur 3. 




3.1 Reference: Ingen sæsonlagring - jævn gasproduktion over året 

I referencescenariet tilsættes biomassen jævnt hen over året 10 , hvilket ud fra et 

investerings- og processynspunkt er optimalt, da anlæggets kapacitet udnyttes 

fuldt ud. Ligeledes giver det procesmæssigt den mest stabile gasproduktion og 

færrest gener i form af fx skumning. Gasproduktionen vil i dette scenario være 

11,8 mio. m 3 biogas, hvoraf ca. 1 mio. m 3 bruges i gaskedel til procesopvarmning 

11 . Der kan således sælges 10,8 mio. m 3 biogas. En alternativ overvejelse 

har været at anvende en gasmotor til produktion af procesvarme. Elproduktionen 

fra gasmotorer vil generere en separat indtægt til biogasanlægget. Den herefter 

beregnede produktionspris for biogassen vil således være påvirket af den elindtægt, 

der indregnes for biogassen. For at opnå en biogasproduktionspris, der 

er påvirket mindst muligt af andre faktorer end strategi for sæsonlagring, er det 

valgt at antage, at der anvendes en biogaskedel til procesopvarmning. 

3.2 Scenario 1, 2 og 5: Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse 

Husdyrgødning produceres jævnt over hele året, og vil ved lagring miste sit gaspotentiale. 

Det er derfor ikke relevant at sæsonregulere ved at lagre husdyrgødning. 

Biomasse med højt tørstofindhold, som fx ensileret enggræs fra lavbundsarealer, 

majs eller den faste fraktion af forsepareret husdyrgødning 12 mv., vil 

kunne anvendes til at øge gasproduktionen i vinterperioden. I et biogasanlæg 

med 90 pct. gylle og 10 pct. højtørstof biomasse, vil sidstnævnte bidrage med 40 

pct. af gasproduktionen. 

I det følgende er det antaget, at højtørstof biomasse tilsættes i november, december, 

januar, februar, marts og forøges gradvist i august, september og oktober 

(se Figur 3). Højtørstof biomassen tilsættes gradvist af hensyn til tilvænning 

af processen til biomassen, da for hurtig tilsætning i indfødning af biomassen 

kan medføre fald i gasproduktionen samt skumning. 

10 På de eksisterende biogasanlæg, der modtager organisk industriaffald, er der ofte en sæsonvariation 

svarende til de perioder, hvor leverandører af affald lukker produktionen ned i sommerferien 

og evt. fra en mindre nedgang i tilførsel af kvæggylle i de måneder, hvor malkekøerne er på 

græs. 

11 Det er valgt, at anvende en biogaskedel i stedet for en halmkedel, som anvendt i Energistyrelsens 

notat fra maj 2009. Da det vurderes, at halmprisen på sigt vil blive påvirket af anvendelse 

til fx 2. generations bioethanol (Søren Tafdrup har anvendt en halmpris på 0,4 kr./kg halm, hvilket 

er under den aktuelle halmpris på ca. 0,5 kr./kg halm til kraftvarmeproduktion). En halmkedel 

kræver en større investering end en gaskedel, og vil driftsmæssigt kræve særskilt bemanding, 

hvad enten der vælges døgndrift eller daglig start/stop. 

12 Gasproduktionen fra forsepareret svinegylle ligger under den antagne biogasproduktion fra 

højtørstof biomasse i denne rapport (85 m 3 metan /ton højtørstof biomasse). Erfaringen fra 

Morsø Biogasanlæg, der behandler svinegylle og gyllefibre, er at gasproduktionen fra gyllefibre 

er på 26 m 3 metan / ton input (28 pct. TS). Kilde personlig kommunikation Kim Paamand, Gascon. 




Figur 3. Variation i indfødning af højtørstof biomasse og gasproduktion i scenario 1, 2 og 5 

I scenario 0, 3 og 4 antages at både indfødning af biomasse og gasproduktionen er jævn 

(kun gasproduktionen er vist - lyseblå linje). Gassalget svarer til gasproduktionen i scenarierne 

0, 1, 2 og 5 (den mørkeblå linje). 

tons input/måned 

40.000 

35.000 

30.000 

25.000 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

- 

Sæsonvariation for et 1.000 tons/dag biogasanlæg 


1.400.000 

1.200.000 

1.000.000 


800.000 

600.000 

400.000 

200.000 

Kvæggylle 9% TS Svinegylle 4,5% TS Biomasse 25% TS 

Biomasse i alt Biogasproduktion m3 sæson (sce. 1,2,5) Biogasproduktion m3 jævn (sce. 0,3,4) 

Biogasanlæggets kapacitet udnyttes således ikke fuldt ud i sommermånederne 

og belastes hårdere/overudnyttes i vinterperioden. Dette reducerer den hydrauliske 

opholdstid (HRT) fra 17 til 15,5 dage (svarende til 10 pct. reduktion i forhold 

til designgrundlag), og i sommerperioden øges den til 18,9 dage (svarende 

til 10 pct. forøgelse i forhold til designgrundlag). Ved at forkorte opholdstiden 

udnyttes biogaspotentialet ikke fuldt ud. Ved en reduktion af opholdstiden med 

10 pct. er det vurderet 13 , at den opnåede gasproduktion fra højtørstof biomassen 

falder med 5 pct. Total set reduceres biogasproduktionen med ca. 2 pct. I scenarium 

5 forøges biogasanlægget med en ekstra reaktortank, hvormed biogasproduktionen 

ikke reduceres i forhold til scenarie 0. 

Den årlige biogasproduktion, der kan sælges, falder fra ca. 10,8 mio. m 3 biogas 

til 10,5 mio. m 3 biogas, når produktionen går fra konstant til årstidsvarieret i 

scenario 1 og 2. 

I scenario 1 er det antaget, at al højtørstof biomasse købes og leveres løbende i 

vinterhalvåret til 250,- kr./tons. I scenarie 2 antages, at al højtørstof biomasse 

modtages løbende i vinterhalvåret til 0,- kr./tons. 

13 Personlig kommunikation med Henrik B. Møller, Senior forsker, Århus Universitet 

- 

Biogasprouktion m3/måned



3.3 Scenario 3: Lagring af gas i lavtrykslager 

På baggrund af den i scenario 1 og 2 opnåede sæsonforskydning i biogasproduktionen 

er det i scenario 3 og 4 beregnet, hvor meget gas der skal lagres, hvis der 

skal opnås den samme sæsonvariation som i scenario 1 og 2. Det maksimale 

behov for lagring af gas vil forekomme i september med 1,88 mio. m 3 biogas 

svarende til ca. 12.200 MWh (se Figur 4), og lageret vil være tømt med udgangen 

af marts måned. I scenario 3 antages, at gassen lagres i et lokalt lavtrykslager. 

Figur 4. Behov for lagring af gas i scenario 3 og 4 ved energibehov svarende til sæsonvariationen 

i energisalg i scenario 1, 2 og 5 

MWh/måned 

14.000 

12.000 

10.000 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

- 

(2.000) 

(4.000) 

Gasproduktion og lagring af biogas 


14.000 

12.000 

10.000 

(2.000) 

(4.000) 


8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

Energiproduktion MWh Energisalg MWh 

Behov/træk fra lager MWh Gaslagring akkumuleret MWh 

Lavtrykslageret er forudsat opbygget som ”poser”, og placeret i en hal for at 

beskytte poserne mod vind og vejr. Fyldningsgraden i poserne ændres i takt med 

biogasproduktionen og aftag af biogas fra lageret. Trykket i lagret svarer til 

trykket i rådnetankene, dvs. op til 9 millibar (jf. billede 1 Fejl! Henvisningskilde 

ikke fundet.). 

- 

MWh akkumuleret



Billede 1: Lavtrykslager i hal. 

Det er antaget, at lavtrykslageret er opbygget med 12 m høje poser. Ved lagring 

af 1,88 mio. m 3 biogas vil der således være behov for en hal på ca. 156.000 m 2 

(15,6 ha), svarende til ca. 31 fodboldbaner. 

Det anses hverken for økonomisk realistisk eller praktisk gennemførligt at etablere 

et biogaslager af den størrelse. Dels vil det medføre meget store investeringsomkostninger 

i ”gasposer” og lagerhal, dels vil der skulle træffes en række 

risikobegrænsende forhold ved oplagring af så meget gas på et sted, der blot vil 

fordyre projektet endnu mere. Dette scenario er derfor vurderet til ikke at være 

realistisk, og er ikke medtaget i de videre beregninger. 

Ved sæsonlagring af gas regnes derfor kun videre på kommerciel lagring af biogas 

via naturgasnettet i scenario 4. 

3.4 Scenario 4: Kommerciel lagring af biogas via naturgasnettet 

I scenario 4 undersøges muligheden for at lagre gassen kommercielt via naturgasnettet. 

Biogassen vil i det lokale naturgasnet fortrænge naturgas, hvilket 

medfører et øget behov for lagring af naturgas, som i sommermånederne. Om 

sommeren lagres naturgassen i underjordiske lagre, dvs. naturgaslagrene i Ll. 

Thorup og Stenlille (se billede 2). Gassen i det underjordiske lager komprimeres 

til 200 bar. 

Biogassen skal opgraderes inden den injiceres i det lokale naturgasnet. Der er 

indregnet en omkostning til fjernelse af CO2 ved hjælp af Pressure Swing Adsorption 

(PSA) teknologien 14 samt transmission, lager (inkl. variabel injektion/udtræk) 

og distribution. 

14 Driftsomkostninger oplyst af Carbotech, baseret på ”Biogas til nettet, maj 2009”, DGC. 




Billede 2: Underjordisk naturgaslager, som det ser ud i Ll. Thorup. 

I dette scenario er det antaget, at al biogasproduktion, der ligger over biogassalget 

i månederne april-september (se Figur 4), opgraderes og injiceres i naturgasnettet. 

Handel med gas via naturgasnettet er baseret på kommercielt modflow 

(back haul), og derfor vil den injicerede mængde biogas kunne handles kommercielt 

på samme vilkår, som al anden gas i naturgasnettet. Biogassen vil også 

få adgang til naturgassystemets infrastruktur, hvilket indebærer, at biogassen i 

princippet lagres kommercielt på ubestemt tid, hvorefter den kan udtrækkes hos 

en hvilken som helst gaskunde, der er tilsluttet naturgasnettet. Prisen for brug af 

gaslagrene bestemmes ved årlige auktioner. Lagerpriser fra auktioner i 2010 er 

vist i Tabel 5. 

Tabel 5. Auktionspriser i 2010 for leje af kommercielle lagre til naturgas i Danmark 

Lagerejer Periode Volumenkapacitet Auktionspris 

Energinet.dk 1-5-årig 700 4,70 øre/kWh 

Energinet.dk 1-årig 200 5,75 øre/kWh 

Energinet.dk 1-årig 1.748 3,75 øre/kWh 

DONG Storage 1-årig 700 3,90 øre/kWh 

DONG Storage 10 mdr. 123 3,70 øre/kWh 

Typisk foregår lagringen i højtrykslageret i sommermånederne med udtræk i 

vintermånederne, svarende til det behov der vil være for lagring og træk fra lager. 

3.5 Scenario 5 Sæsonvariation ved tilsætning af biomasse – stor reaktor 

I scenario 5 antages, at der sker en sæsonvariation i tilsætning af biomasse, således 

at højtørstof biomasse anvendes til at øge gasproduktionen i vintermånederne. 

Biogasanlægget er bestykket med en ekstra reaktortank på 4.500 m 3 , således 

at der i alt er 5*4.500 m 3 reaktortanke. Dette medfører, at den hydraliske op- 




holdstid stiger fra 17 dage i scenario 0 til 19 dage i vintermånederne i scenario 

5, hvormed den opnåede gasproduktion, der kan sælges, bibeholdes på 10,8 mil 

m 3 biogas/året. I denne rapport er det af hensyn til biomassesammensætningen 

valgt at benytte 4.500 m 3 reaktortanke, som den maksimale reaktorstørrelse, da 

blandingen af gylle og højtørstof biomasse, hvor viskositen er høj (fx påvirker 

stivelsen i majsensilage vikositeten i gylle) og erfaringen har vist, at nye biomassesammensætninger 

ofte giver nye udfordringer for det anvendte udstyr. Jo 

større reaktortanken er, jo større vil der være driftsmæssige udfordringer i at 

håndtere driftsmæssige uregelmæssigheder og det vil være svært at tømme reaktortanken 

helt. I scenariet forudsættes, at højtørstof biomassen koster 250,- kr./ 

tons. De samlede driftsomkostninger svarer til driftsomkostningsniveauet i scenarium 

1. 




4 DRIFTSØKONOMISK ANALYSE 

Det analyserede biogasanlæg behandler 1.000 tons biomasse pr. dag svarende til 

365.000 tons biomasse pr. år. I analysen er der taget udgangspunkt i, at biogasanlægget 

modtager ca. 90 pct. gylle og 10 pct. anden biomasse. Dette svarer til 

Energistyrelsens model for et biogasanlæg, som behandler 1.000 tons per dag. 

Gasproduktionen er vurderet på linje med Energistyrelsens beregning til ca. 11 

mio. m 3 biogas per år (65 pct. metan). 

De største biogasanlæg i Danmark behandler pt. 200.000 tons biomasse pr. år. 

Biogasanlægget, der er taget udgangspunkt i, er således 80 pct. større end de 

eksisterende biogasanlæg. Der vil være nogle stordriftsfordele ved at etablere et 

biogasanlæg af en sådan størrelse. Størrelsen af disse er estimeret med udgangspunkt 

i driftsomkostninger på de største eksisterende biogasanlæg 15 . Transportomkostningerne 

vil imidlertid blive større, idet biogasanlægget er baseret på 90 

pct. gylle, og således skal hente husdyrgødning i et større opland. I stedet for at 

antage, at biogasanlægget selv investerer i og står for driften af køretøjer til at 

afhente husdyrgødning, er det valgt at tage udgangspunkt i, at transporten udliciteres. 

Hermed har vognmandsfirmaet ansvaret for ansættelse af chauffør samt 

investering i og vedligehold af køretøjer. Prisen er indhentet med baggrund i, at 

husdyrgødningen skal hentes inden for en radius af 20 km. 16 

4.1 Forudsætninger for den driftsøkonomiske analyse 

I den driftsøkonomiske analyse regnes med følgende forudsætninger i samtlige 

scenarier: 

• Rente på 6 pct. realt pr. år. 17 

• 20-årig levetid for anlægget 

• 2010-prisniveau 

15 Baseret på regnskaber fra LinkoGas, Lemvig og Thorsø biogasanlæg. 

16 Pris vurderet på baggrund af tilbud fra Dansk Tanktransport A/S til et konkret projekt. 

17 Umiddelbart kan 6 pct. synes lavt. NIRAS har dog udført flere analyser af bioenergiprojekter, 

hvor der ønskes anvendt en rente på 6 pct. eller lavere. Valget af det lave renteniveau skal endvidere 

ses i det lys, at landmændenes forrentning traditionelt er meget lav. 




Da formålet med analysen er at beregne en driftsøkonomisk produktionspris, 

tager analysen ikke højde for afregningsvilkårene, herunder energipriser og støttemuligheder 

for den solgte el og varme. Der tages dog højde for, at det ifølge 

Grøn Vækst er muligt at opnå et anlægstilskud på 20 pct. af anlægsudgiften i 

perioden 2010-12. 

4.2 Investering 

Der er i investeringerne taget udgangspunkt i, at biogassen sælges ab biogasanlæg, 

dvs. at der ikke er medtaget anlægsudgift til gasledning og fx gasblæser til 

videre transmission af biogas i scenario 1 og 2 og opgraderet biogas i scenario 4. 

Anlægsinvesteringen i scenario 0, 1 og 2 er 83,5 mio. kr. (sæsonvarieret biomasse 

tilsætning), 107,4 mio. kr. i scenario 4 (kommerciel lagring af opgraderet 

biogas via naturgasnettet) og 89,7 mio. kr. i scenario 5. Anlægsinvesteringerne 

er udspecificeret i nedenstående 




Tabel 6. Anlægsinvesteringerne er estimeret på baggrund af priser indhentet af 

Scenario 0,1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 Beskrivelse/kapacitet 

Tankvogn - - Er udliciteret og indgår i driftsudgifterne 

Brovægt 440.000 440.000 440.000 1 stk. 

Fortank 2.600.000 2.600.000 2.600.000 

2 stk. a netto 2.500 m³ (ca. 5 dages opholdstid) 

Rådnetanke 23.985.455 23.985.455 

17.000 m³, opholdstid 17 dage, 4x4.500 m³ 

29.382.182 

reaktorer (Sce. 5*4.500 m 3 ) 

Efterlager betontanke 4.600.000 4.600.000 4.600.000 2 x 5000 m³ (ca. 10 dages opholdstid) 

Hygiejniseringsmodul 3.510.000 3.510.000 3.510.000 400 m³, til 100 t/d biomasse/affald 

Modtag af tipbart biomasse 

1.702.500 1.702.500 1.702.500 

1x800 m³ mixtank med låg, lemme og coatning 

Læsse-, losse- og vaskehal 

4.000.000 4.000.000 4.000.000 

500 m², 8000 kr/m² 

Gasrensning 1.800.000 1.800.000 1.800.000 Kapacitet 1600m³/h 

Lugtbehandling 3.880.000 3.880.000 3.880.000 

Kemisk filter, luftskifte 6 x pr time inkl. 

klimaskærm. 

Varmegenindvinding 

gylle 

3.750.660 3.750.660 3.750.660 

Genindvinding af 40 °C 

Gaslager 3.352.800 3.352.800 3.352.800 

5.500 m³ placeret på fundament, (4 t gasproduktion) 

Gasfakkel 925.000 925.000 925.000 1 stk. (Kapacitet: 1,25 x max gasproduktion) 

Gaskedel procesvarme 1.800.000 1.800.000 1.800.000 Gaskedel 1.500 kW, inkl. procesvarmeanlæg 

Bygning til kedel 640.000 640.000 640.000 80 m² bygning a 10.000 kr/m² 

Bygning gasopgradring 0 400.000 - 50 m² bygning a 8.000 kr/m² 

Køb traffo 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1 stk. 

Gasopgradering – fjernelse 

af CO2 

0 16.092.000 

Carbotech kapacitet op til 1350 m³ biogas/time 

Net injection, odorisering, 

metanreduktion 

0 4.321.700 - 


Nye bygninger og anlæg 

mv. 

6.500.000 6.500.000 6.500.000 

500 m² bygning (9.000 kr./m²), 3.000 m² 

asfalt (500 kr./m²) 

SRO-anlæg 2.750.000 2.750.000 2.750.000 El og kabler er delt ud på ovenstående poster 

Diverse teknik 4.430.400 4.430.400 4.430.400 Diverse vand-, gylle-, gas- og varmerør mv. 

Køb af grund 900.000 900.000 900.000 (30.000 m²) 

Samlet investering 72.566.815 93.380.515 77.963.452 

Projektering 6.531.013 8.404.246 7.016.719 9 % af samlet investering 

Diverse anlægsomkostninger 

Diverse 5 % til uforudsete 

725.668 933.805 779.635 

1 % af samlet investering 

3.628.341 4.669.026 3.898.177 5 % af investering 

Total 83.451.837 107.387.592 89.658.073 

Anlægsstøtte * 

16.690.000 16.690.000 17.931.000 

Total med støtte 66.761.837 90.697.592 68.716.837 




NIRAS for nøglekomponenter og erfaringspriser fra ombygning af eksisterende 

anlæg. Det vurderes, at det valgte anlægsdesign maksimalt vil kunne håndterer 

op til 20 pct. af biomasse som majsensilage. Hvis anlægget skulle modtage mere 

majsensilage eller lignende biomasse vil det være nødvendigt at vurderer opholdstid, 

størrelse på omrører, pumper mv. 

Fælles for scenario 0, 1, 2, 4 og 5 er, at der etableres et lager, som kan rumme 4 

timers gasproduktion. 




Tabel 6: Anlægsinvesteringer. 

Scenario 0,1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 Beskrivelse/kapacitet 

Tankvogn - - Er udliciteret og indgår i driftsudgifterne 

Brovægt 440.000 440.000 440.000 1 stk. 

Fortank 2.600.000 2.600.000 2.600.000 

2 stk. a netto 2.500 m³ (ca. 5 dages opholdstid) 

Rådnetanke 23.985.455 23.985.455 

17.000 m³, opholdstid 17 dage, 4x4.500 m³ 

29.382.182 

reaktorer (Sce. 5*4.500 m 3 ) 

Efterlager betontanke 4.600.000 4.600.000 4.600.000 2 x 5000 m³ (ca. 10 dages opholdstid) 

Hygiejniseringsmodul 3.510.000 3.510.000 3.510.000 400 m³, til 100 t/d biomasse/affald 

Modtag af tipbart biomasse 

1.702.500 1.702.500 1.702.500 

1x800 m³ mixtank med låg, lemme og coatning 

Læsse-, losse- og vaskehal 

4.000.000 4.000.000 4.000.000 

500 m², 8000 kr/m² 

Gasrensning 1.800.000 1.800.000 1.800.000 Kapacitet 1600m³/h 

Lugtbehandling 3.880.000 3.880.000 3.880.000 

Kemisk filter, luftskifte 6 x pr time inkl. 

klimaskærm. 

Varmegenindvinding 

gylle 

3.750.660 3.750.660 3.750.660 

Genindvinding af 40 °C 

Gaslager 3.352.800 3.352.800 3.352.800 

5.500 m³ placeret på fundament, (4 t gasproduktion) 

Gasfakkel 925.000 925.000 925.000 1 stk. (Kapacitet: 1,25 x max gasproduktion) 

Gaskedel procesvarme 1.800.000 1.800.000 1.800.000 Gaskedel 1.500 kW, inkl. procesvarmeanlæg 

Bygning til kedel 640.000 640.000 640.000 80 m² bygning a 10.000 kr/m² 

Bygning gasopgradring 0 400.000 - 50 m² bygning a 8.000 kr/m² 

Køb traffo 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1 stk. 

Gasopgradering – fjernelse 

af CO2 

0 16.092.000 


Net injection, odorisering, 

metanreduktion 

0 4.321.700 - 


Nye bygninger og anlæg 

mv. 

6.500.000 6.500.000 6.500.000 

500 m² bygning (9.000 kr./m²), 3.000 m² 

asfalt (500 kr./m²) 

SRO-anlæg 2.750.000 2.750.000 2.750.000 El og kabler er delt ud på ovenstående poster 

Diverse teknik 4.430.400 4.430.400 4.430.400 Diverse vand-, gylle-, gas- og varmerør mv. 

Køb af grund 900.000 900.000 900.000 (30.000 m²) 

Samlet investering 72.566.815 93.380.515 77.963.452 

Projektering 6.531.013 8.404.246 7.016.719 9 % af samlet investering 

Diverse anlægsomkostninger 

Diverse 5 % til uforudsete 

725.668 933.805 779.635 

1 % af samlet investering 

3.628.341 4.669.026 3.898.177 5 % af investering 

Total 83.451.837 107.387.592 89.658.073 

Anlægsstøtte * 

16.690.000 16.690.000 17.931.000 

Total med støtte 66.761.837 90.697.592 68.716.837 




*: Det er forudsat, at der kun gives anlægsstøtte til selve biogasanlægget. Anlægsstøtten er derfor 

ens i scenarierne 0, 1, 2 og 4, da der ikke kan opnås anlægsstøtte til gasopgraderingsanlæg. 

4.3 Driftsomkostninger og besparelser for biogasanlægget 

Fælles for de fem scenarier er, at driftsomkostningerne til administration, transport, 

personale, forsikringer samt el og forbrugsstoffer er 18,5 mio. kr. årligt, se 

Tabel 7. 

I scenario 0, 1, 4 og 5, hvor der købes højtørstof biomasse, er der herudover en 

årlig omkostning på 9,1 mio. kr. til energiafgrøder, som her er antaget at være 

majsensilage til 250,- kr./tons. De samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger 

er dermed 27,7 mio. kr. 

I scenario 2 er prisen for højtørstof biomasse antaget at være 0,- kr./tons, hvormed 

de samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er 18,5 mio. kr. 

I scenario 4 opgraderes 1,8 mio. m 3 biogas og lagres kommercielt via naturgasnettet. 

Der er en omkostning forbundet til opgradering på 0,6 mio. kr. årligt 18 . 

Der er taget udgangspunkt i et Pressure Swing Adsorption (PSA) opgraderingsanlæg, 

hvor driftsomkostningerne er tæt på lineær i forhold til biogasflowet 

gennem opgraderingsanlægget. PSA-anlægget har kapacitet til at kunne opgradere 

hele den producerede biogasmængde per time. Effektivt benyttes det kun 

ca. 64 dage pr. år. Ved opgradering af biogas og injektion i naturgasnettet vil der 

endvidere være udgifter til transmission 19 , lager 20, 21 og distribution 22 . Transmission, 

lager og distribution beløber sig for 1,8 mio. m 3 biogas (svarende til ca. 

12.200 MWh) til 1,3 mio. kr. De samlede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger 

er dermed 30,0 mio. kr. 

18 

Oplysninger fra Carbotech, baseret på rapporten ”Biogas til nettet, maj 2009”, Dansk Gasteknisk 

Center 

19 

Transmissionsomkostningen er beregnet som et gennemsnit af Energinet.dks prognosen for 

årene 2012-2021 

20 

Prisen for lagerleje i de to danske lagre har på auktioner i 2010 varieret mellem 3,7-5,75 

øre/kWh og det vægtede gennemsnit har været 3,93 øre/kWh. Prisen er her indregnet med 3,9 

øre/kWh. 

21 

Pris for variabel injection. Dong Energy (2010). 

22 HNG/Naturgas Midt Nord (2010). 




Tabel 7: Årlige driftsomkostninger, 1.000,- kr. 

Scenario 0, 1 og 5 Scenario 2 Scenario 4 

Indkøb af energiafgrøder 9.125 0 9.125 

El og forbrugsstoffer 2.453 2.453 2.453 

Transmission, lager, distribution 0 0 1.324 

Vedligehold, biogasanlæg (sce. 4 også opgradering) 

3.327 3.327 3.735 

Transport af biomasse (udliciteres) 9.490 9.490 9.490 

Opgradering 0 0 618 

Personaleomkostninger biogasanlæg inkl. 

vagtordning 2.324 2.324 2.324 

Forsikringer, anlægget 500 500 500 

Bestyrelse 150 150 150 

Revision 100 100 100 

Gødningsadministration 100 100 100 

Kontor og anden administration 100 100 100 

Omkostninger i alt 27.669 18.544 30.019 

4.3.1 Potentielle indtægtskilder for biogasanlægget pga. besparelser hos 

landmanden 

De landbrug, som leverer gylle til biogasanlægget, opnår besparelser som følge 

af biogasproduktionen i forbindelse med: 

1. Gyllelagring og transport 

2. Forbedret gødningsværdi 

Ad 1. Besparelserne ved gyllelagring opstår, idet landmanden får færre omkostninger 

til opbevaring af gylle. I praksis vil besparelsen være meget afhængig af 

den enkelte landmands driftsvilkår, men er i særdeleshed relevant i forbindelse 

med besætningsudvidelser, hvor etablering af ny lagerkapacitet er nødvendig 

samt ved overførelse af overskydende afgasset gylle. 

Når den afgassede gylle bringes tilbage til landmanden, kan den leveres tilbage 

alt efter landmandens ønsker, f.eks. i tanke ved udbringningsstedet frem for ved 

gården. Herved kan landbrugets omkostninger til udbringning blive reduceret. 

De seneste års strukturudvikling, hvor produktionen af kvæg og svin er blevet 

koncentreret, kan medføre et større besparelsespotentiale. 

Værdien af gyllelagring og transportbesparelser er baseret på oplysninger i FØIs 

rapport ”Samfundsøkonomiske analyser af biogasfællesanlæg” (Fødevareøkonomisk 

Institut 2002) og opskrevet til 2010-priser. 

Ad 2. Afgasning af gyllen øger udnyttelsesgraden for næringsstofferne. Værdien 

af den forbedrede gødningsværdi er opgjort på baggrund af prisen på handels- 




gødning, og forudsætter således, at landbruget er villig til at betale biogasanlægget 

for værdien af disse besparelser dvs. at værdien af besparelserne kan tælle 

som en indtægt i biogasanlæggets regnskab. I Tabel 8 vises en opgørelse over de 

samlede besparelser, og dermed hvor meget biogasanlægget kan forvente at få i 

indtægt fra de landmænd, som leverer til anlægget. Besparelserne er uafhængige 

af det valgte scenario. Det ses, at biogasanlægget årligt vil kunne modtage 1,7 

mio. fra de landmænd (ca. 5 kr./t gylle), som leverer gylle til anlægget. 

Tabel 8: Værdi af besparelser for landbruget og dermed potentiel indtægt for biogasanlægget. 

Værdi pr. tons Tons pr. år Værdi i alt, kr. 

Gyllelagring 1,2 328.500 393.162 

Transportbesparelse 0,6 328.500 196.581 

Øget gødningsværdi 2,9 365.000 1.076.371 

Total 1.666.114 

Anm.: Transportbesparelsen, som følge af, at biogasanlægget kan levere den afgassede gylle til 

decentrale tanke hos landmanden. Landmanden vil dermed kunne opnå en besparelse i form af 

mindre kørsel i forbindelse med udbringning. 

4.4 Produktionspris pr. m 3 gas 

I det følgende præsenteres produktionsprisen med og uden værdien af besparelserne 

for landmanden. Årsagen hertil er, at besparelsespotentialet varierer meget, 

alt afhængig af den enkelte landmands karakteristika. 

Produktionsprisen, som ses i 




Tabel 9 viser prisen opgjort: 

• pr. m 3 biogas (65 pct. metan, 23,32 MJ/m 3 ) 

• pr. kWh biogas (65 pct. metan, 23,32 MJ/m 3 ) 




Tabel 9: Produktionsomkostninger for de 4 scenarier med og uden indtægt fra landmandens 

besparelser. 

Kr./Nm 3 biogas Kr. / kWh biogas 


med tilsætning af højstof biomasse (250,kr./ton). 

Inkl. værdi 2,96 0,46 

Scenario 1: Sæsonvariation med tilsæt- 


ning af højstof biomasse (250,- kr./ton) Inkl. værdi 3,03 0,47 









ning af højstof biomasse og større reaktor Inkl. værdi 

(250,- kr./ton) 

3,02 0,46 


Figur 5 sammenstiller produktionsprisen for de enkelte scenarier. Det ses, at 

scenario 2 har den laveste produktionspris uanset om der tages højde for besparelser 

eller ej. Dette skyldes, at der i dette scenario ikke betales for højtørstof 

biomasse. I figuren er biogasprisen vist for kr./Nm 3 . Billedet er det samme såfremt 

prisen opgøres pr. kWh biogas. 

Figur 5: Produktionsprisen for biogas (kr./m 3 ) i de enkelte scenarier. 

4,00 

3,50 

3,00 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

- 

Kr./N m3 biogas 

Scenario 0: Jævn 

tilsætning, 250 kr./ton 

Scenario 1: 

Sæsonvariation, 250 

kr. 

Inkl. besparelser 

Eksl. Besparelser 

Scenario 2: 

Sæsonvariation, 0 kr. 

Scenario 4: Lagring i 

naturgasnet, 250 kr. 

Scenario 5: 

Sæsonvariation, 250 

kr., Stor reaktor 




Tabel 10: Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de fire øvrige scenarier eksklusiv 

besparelser for landmanden. 

Difference mellem scenario Kr. Nm 3 biogas Kr. /kWh biogas 

0 (jævn / 250,- kr/t) og 1 (sæson / 250,- kr./t) 0,07 0,01 

0 og 2 (sæson / 0,- kr./tons) - 0,80 - 0,12 

0 og 4 (sæson opgrad. /250,- kr./t) 0,41 0,06 

0 og 5 (sæson, stor reaktor /250,- kr./t/) 0,05 0,002 

1 (sæson/250,- kr./t) og 4 (sæson opgrad/250,- kr./t) 0,34 0,05 

Anm.: Forskellen er uafhængig af om værdien af besparelser medtages eller ej. 

Tabel 10 viser, hvor meget produktionsprisen stiger pr. m 3 gas, når gasproduktionen 

sæsonreguleres. Dette er et udtryk for den gevinst, sæsonreguleringen skal 

give på afsætningssiden for at modsvare den meromkostning, det giver. Dvs. at 

meromkostningen ved produktionen af biogas som minimum skal kunne dækkes 

af den øgede værdi som det opnås ved fx at forskyde varmeproduktionen. I Tabel 

10 ses, at såfremt der foretages sæsonvariation ved at tilsætte biomasse i 

vinterperioden, så vil det give anledning til en meromkostning på 0,05 kr./ m 3 

biogas. Dette svarer til et indtægtstab for biogasanlægget på ca. 535.000,- kr., 

hvis prisen på biogassen antages at være den samme uanset om der sæsonreguleres 

eller ej eller den øgede værdi som et mersalg af fx varme skal kunne generer. 

Såfremt det er muligt at få højstof biomassen gratis, falder produktionsprisen 

med 80 øre pr. m 3 biogas i forhold til referencescenariet. Såfremt en del af gassen 

opgraderes og lagres kommercielt via naturgasnettet (1,88 mio. m 3 biogas) 

og den resterende del ikke opgraderes og afsættes ”traditionelt”, øges produktionsomkostningen 

med 41 øre pr. m 3 biogas. 

Ved jævn tilsætning af højtørstof biomasse over sommeren vil biogasanlægget i 

højre grad have mulighed for at kunne modtage højtørstof biomasse, der er billigere 

end 250,- kr./tons fx overskuds-/fordærvet foder, nyhøstede biomasser mv., 

Anlægget vil kunne modtage op til 100 tons/dag uden forudgående ensilering 

eller når biomassen er til rådighed i sommerperioden. 

Produktionsprisen for biogas på en given lokalitet vil i høj grad være påvirket af: 

• Hvor meget højtørstof biomasse, der findes lokalt, der er billigere end 

250,- kr./tons 

• Hvor meget biogas, der kan anvendes lokalt til kraftvarmeproduktion eller 

hvor meget der evt. skal opgraderes og sælges via naturgasnettet 

• Hvor meget af højtørstof biomassen der kan tilsættes jævnt hen over året 




Det primære biomassepotentiale til biogas i Danmark er gylle og energiafgrøder, 

og prisen for at producere biogas kan derfor forventes at ligge tættere på produktionsprisen 

pr. m 3 i scenarierne 0 og 1 (3,19 kr/m 3 biogas), hvor al biomasse 

købes til 250,- kr./tons. 

Det koster 0,34 kr/m 3 biogas mere, at opgradere biogas og lagre den kommercielt 

via naturgasnettet end at tilsætte højtørstof biomasse i vinterhalvåret (differencen 

mellem scenario 1 og 4). De lokale afsætningsmuligheder for biogas vil 

afgøre, hvilken af de tre løsninger eller kombinationer heraf det enkelte biogasanlæg 

kan eller vil vælge. 

4.5 Betydning af energiafgrøder og potentialet herfor 

Tilsætning af energiafgrøder er en forudsætning for at gasudbyttet bliver tilstrækkelig 

stort til at investeringen kan forrentes. Jo større andel energiafgrøder 

desto større gasproduktion. Energiafgrøder er imidlertid forbundet med en omkostning 

dvs. de samlede driftsomkostninger øges jo større andel energiafgrøder, 

som tilsættes. 

I det følgende tages udgangspunkt i scenarium 5, dvs. at højtørstof biomasse 

anvendes til at øge gasproduktionen i vintermånederne. Den samlede produktionspris 

pr. m 3 biogas vurderes ved forskellige andele tilsat energiafgrøde. 

Produktionsprisen er vist i Figur 6 for 0 til 20 pct. tilsat energiafgrøde (målt i 

tons). I henhold til Grøn Vækst er det højst tilladt at tilsætte 25 pct. i m 3 og da 

majsensilage vejer 0,8 ton/m 3 svarer 25 pct. i m 3 til 20 pct. input af majsensilage 

i tons. 

Af Figur 6 fremgår at produktionsomkostningen pr. m 3 biogas er 3,76 kr. såfremt 

der ikke tilsættes energiafgrøde til biogasanlægget. Over 2/3 af de samlede 

produktionsomkostninger udgøres af faste driftsomkostninger dvs. omkostninger 

til transport, el og forbrugsstoffer, mm. 

Såfremt energiafgrøder tilsættes falder produktionsomkostningen pr. m 3 biogas. 

Gasudbyttet øges fra 6,8 m 3 biogas til 8,7 mio. m 3 biogas, når der tilsættes 5 pct. 

energiafgrøde. Samtidig øges de samlede produktionsomkostninger med 4,6 

mio. kr., som netop er omkostningen til køb af energiafgrøde. Det betyder, at 

produktionsprisen pr. m 3 biogas ved 5 pct. energiafgrøde bliver 3,43 kr. Af denne 

pris udgør 60 pct. faste driftsomkostninger, 15 pct. omkostninger til energiafgrøde 

og de resterende 25 pct. kapitalomkostninger. 




Figur 6: Produktionspris pr. m3 biogas. 

Som supplement til scenario 2 er det endvidere undersøgt hvilken betydning 

varierende priser på energiafgrøder har på produktionsprisen på biogas. Konkret 

er der set på, hvor meget en halvering (dvs. 125,- kr./ton) eller en 50 pct. forøgelse 

(dvs. 375,- kr./ton) af prisen på energiafgrøder vil betyde. Resultatet 

fremgår af 




Figur 7. Den blå søjle viser den samlede produktionsomkostning pr. m 3 biogas 

og den vertikale linje viser hvor meget produktionsprisen ændres ved en 50 pct. 

lavere eller højere pris. En halvering i prisen på energiafgrøde vil bevirke, at 

produktionsomkostningen pr. m 3 biogas falder endnu mere end før jo større andel 

energiafgrøde, som tilsættes. En højere pris vil derimod bevirke, at den økonomiske 

gevinst ved at tilsætte energiafgrøder mindskes. 




Figur 7: Betydning af varierende priser på energiafgrøder på produktionsomkostningen. 

kr./m3 biogas 

4,00 

3,50 

3,00 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

0,00 

0% 5% 10% 15% 20% 

Tilsættes den højst tilladte andel energiafgrøde - 20 pct. – og prisen halveres 

falder produktionsomkostningen til ca. 2,4 kr./m 3 biogas. Heraf udgør omkostningerne 

til energiafgrøde og faste omkostninger hver 42 pct., mens kapitalomkostningerne 

udgør 16 pct. 

Konklusionen er dermed, at jo flere energiafgrøder der tilsættes, desto lavere 

bliver produktionsomkostningen pr. m 3 . Dette gælder for en grænse for op til 20 

pct. tilsat biomasse 23 . 

Da produktionsprisen kan reduceres ved tilsætning af biomasse er det relevant at 

se på potentialet herfor. I Tabel 11 nedenfor vises potentialet for biogasproduktion 

baseret på husdyrgødning, enggræs, energiafgrøder og efterafgrøder i Danmark. 

Der udnyttes i dag kun en begrænset del af det samlede husdyrgødningspotentiale, 

idet det samlede biogaspotentiale baseret på husdyrgødning er 29 PJ 

og der udnyttes kun 1 PJ. En del landbrug er dog små eller det er måske ikke 

alle landmænd, som er interesseret i at bioforgasse gødningen. Det tilgængelige 

potentiale vurderes derfor at være 75 pct. af det samlede potentiale. Det tilgængelige 

potentiale for enggræs er 3 PJ, for energiafgrøder 42 PJ og efterafgrøder 

14 PJ. Det største potentiale findes i Region Syddanmark og Region Midtjylland. 

Biogaspotentialet er imidlertid noget større for energiafgrøder (ca. 0,617 

m 3 pr. kg tørstof) end for enggræs og efterafgrøder (ca. 0,38 m 3 pr. kg tørstof). 

Endvidere er høst- og transportomkostningerne meget høje for enggræs og efter- 

23 Dette er både en grænse i forhold til anlægsstøtte og i forhold til det valgte anlægsdesign 


4,00 

3,50 

3,00 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

0,00



Region Hovedstaden, 

1000 

m3 

Region Midtjylland, 

1.000 m3 

Region Nordjylland, 

1.000 

m3 

Region Sjælland, 

1.000 m3 

Region Syddanmark, 

1.000 

m3 

Hele landet, 

1.000 m3 

afgrøder og de vil ofte overstige værdien af biomassen. Det samlede tilgængelige 

biogaspotentiale fra landbruget er 81 PJ. 

Tabel 11: Det tilgængelige potentiale for energiafgrøder, 1.000 m 3 . 24 

Husdyrgødning Enggræs Energiafgrøder Efterafgrøder I alt 

11.817 3.614 39.967 13.675 69.072 

179.290 22.990 317.461 108.622 628.363 

120.193 21.410 190.467 65.170 397.239 

43.083 9.853 212.929 72.855 338.720 

192.182 21.636 302.357 103.454 619.629 

546.564 79.503 1.063.182 363.775 2.053.024 

Hele landet, PJ 22 3 42 14 81 

24 Biomasse potentiale til biogas i Danmark, Energinet.dk 2010, 

http://www.gasteknik.dk/arrangem/2010/indlaeg/Energinetdk_biogassen_Soerensen.pdf 




5 SAMFUNDSØKONOMISK ANALYSE 

En samfundsøkonomisk analyse adskiller sig fra en driftsøkonomisk analyse ved 

at se på det konkrete projekt fra samfundets perspektiv i stedet for investors. 

Dvs. at økonomien betragtes ud fra det danske samfunds samlede perspektiv og 

ikke blot et enkelt biogasanlæg. 

Dette har en række konsekvenser for den anvendte metode, f.eks. inddrages tilskud 

og afgifter ikke i en samfundsøkonomisk analyse, da de blot ses som overførsler 

af midler fra en aktør til en anden. Der er således ikke en reel ressourceomkostning 

knyttet til en sådan overførsel 25 . I en samfundsøkonomisk analyse 

inddrages til gengæld miljøeffekter, da de også kan være en omkostning/gevinst 

for samfundet, selv om de ikke er opgjort i kroner og ører. En miljøeffekt - også 

kaldet en miljøeksternalitet – kan påvirke befolkningen eller naturen negativt og 

derfor medføre en samfundsøkonomisk omkostning. 

Rent teknisk opgøres alle priser i en samfundsøkonomisk analyse i såkaldte køberpriser 

eller markedspriser. Dette betyder, at de faktiske investerings- og 

driftsomkostninger opskrives med den såkaldte nettoafgiftsfaktor på 1,17 26 . 

Den gennemførte analyse følger Finansministeriets, Energistyrelsens og Miljøministeriets 

gældende vejledninger for udførsel af samfundsøkonomiske analyser. 

Overordnet gælder, at Finansministeriets vejledning anvendes i forbindelse 

med metodiske problemstillinger. Energistyrelsens vejledning ved prissætning 

af varme og Miljøministeriets vejledning anvendes ved prissætning af miljøeffekter. 

25 Dette er tilfældet, så længe der ses bort fra skatteforvridningstabet. Såfremt et projekt finansieres 

af offentlige midler, skal anlægsudgiften korrigeres for dette tab. 

26 Finansministeriet er ved at opdatere deres vejledning i samfundsøkonomisk analyse. I forbindelse 

med beregninger af klimastrategien bruges en nettoafgiftsfaktor på 1,35, som formentlig 

vil være nettoafgiftsfaktoren i Finansministeriets opdaterede vejledning. Af hensyn til den officielle 

vejledning bruges imidlertid stadig tallene i den eksisterende vejledning, hvor nettoafgiftsfaktoren 

er 1,17. 




I forbindelse med beregning af annuiteter er anvendt en diskonteringsrente på 6 

pct. i overensstemmelse med vejledningen 27 . Samtlige priser er opgivet som 

faste 2010-priser. 

5.1 Anlægsinvesteringer 

Anlægsudgiften svarer til den driftsøkonomiske anlægsudgift, dog skal udgiften 

korrigeres for nettoafgiftstabet, og der skal ikke tages højde for anlægstilskuddet. 

Tabel 12 viser den samfundsøkonomiske anlægsudgift for de fem scenarier. 

Tabel 12: Samfundsøkonomisk anlægsudgift, kr. 

Scenario 0, 1 og 2 Scenario 4 Scenario 5 

Anlægsudgift 83.451.837 107.387.592 85.406.837 

Nettoafgiftstab 14.186.812 18.255.891 14.519.162 

Samlet samfundsøkonomisk 

anlægsudgift 97.638.649 125.643.482 99.925.999 

Samfundsøkonomisk 

annuitet 8.512.582 10.954.171 8.712.004 

Anm.: Scenario 0: Jævn tilsætning over året med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- 

kr./ton). Scenario 1: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 

2: Sæsonvariation med tilsætning af højtørstof biomasse (0,- kr./ton). Scenario 4: Lagring i 

naturgasnet, tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton). Scenario 5: Sæsonvariation med 

tilsætning af højtørstof biomasse (250,- kr./ton og stor reaktor). 

5.2 Driftsomkostninger – og besparelser samt eksternaliteter 

Driftsomkostningerne og besparelserne er lig omkostningerne og besparelserne i 

den driftsøkonomiske analyse, dog korrigeres for nettoafgiftstabet. 

Afgasning af gylle medfører en række gevinster for samfundet, som ikke umiddelbart 

giver landmanden værdi, også kaldet positive miljøeksternaliteter. Disse 

eksternaliteter er: 

1. Reduceret drivhusgasudledning 

2. Reduceret kvælstofudledning 

3. Reduceret lugt 

Ad 1. Emissionen af metan og lattergas er mindre fra afgasset gylle end fra rågylle. 

Sammenlagt reduceres metan og lattergasudledningen med knap 9.000 ton 

CO2-ækv. pr. 328.500 ton gylle dvs. 0,03 ton CO2-ækv. pr. ton. Biogasprodukti- 

27 I beregningen tages udgangspunkt i annuiteter frem for en nutidsværdibetragtning. Målet med 

analysen er at vise produktionsomkostningen pr. produceret m3 biogas. De to tilgange vil give 

det samme resultat, dog er annuitetstilgangen mere gennemsigtig, idet fokus kun er på et repræsentativt 

år. Derudover tages traditionelt udgangspunkt i annuitetsberegninger i samfundsøkonomiske 

analyser af biogasanlæg (se fx Nielsen et al. 2002). 




onen påvirker også udledningen af CO2. Dels reduceres udledningen af CO2, når 

den producerede biogas substituerer andre brændsler i forbindelse med el- og 

varmeproduktion. 

På den anden side sker der en øget udledning af CO2 i forbindelse med transport 

af gyllen. I denne beregning ses der bort fra anvendelse af den producerede biogas, 

og der tages derfor ikke hensyn til substitutionseffekten. Den øgede CO2- 

udledning fra transport er estimeret til knap 600 ton, jf. Tabel 13. Samlet set 

reduceres drivhusgasudledningen med 8.393 tons CO2-ækv. som følge af biogasbehandlingen. 

Ifølge Energistyrelsen er den samfundsøkonomiske CO2 kvotepris 

242 kr./CO2-ækv. 28 svarende til, at værdien af den reducerede drivhusgasemission 

er knap 2 mio. kr. årligt. 

Tabel 13: Drivhusgasemission ved bioforgasning. 

Emission, ton 

Emission, ton 

CO2- ækv Værdi, mio. kr. 

Reduceret metan 368 7.728 1,82 

Reduceret lattergas 4 1.240 0,29 

Øget CO2 udledning 593 593 0,14 

I alt 8.363 1,97 

Ad 2. Der sker en mindre udvaskning af næringsstoffer fra afgasset gylle end fra 

rågylle. Værdien heraf er ca. 4,5 kr. pr. ton gylle svarende til 40,- kr. pr. kg reduceret 

nitrogen. 

Ad 3. Sidste gevinst opstår, idet afgasset gylle lugter mindre end rågylle. Værdien 

af mindsket lugt er knap 7,- kr. pr. ton gylle. 

Tabel 14 opsummerer den samfundsøkonomiske værdi af driftsudgifter og besparelser 

samt værdien af miljøeksternaliteterne. Det ses, at værdien af besparelser 

og eksternaliteter er ens for samtlige scenarier. Værdien heraf er 7,2 mio. kr. 

28 Ifølge Energistyrelsens nyeste vejledning fra april 2010 stiger CO2 kvoteprisen gradvist fra år 

2010 til 2030. I beregningerne er anvendt et simpelt gennemsnit som udtryk for kvoteprisen, idet 

der tages udgangspunkt i et repræsentativt år i annuitetsberegningerne. 




Drift og vedligehold 

Værdi af reduceret drivhusgasemission, 

CO2 ækv. 

Besparelser opnået i forbindelse med gyllelagring 

og transport 

Forbedret gødningsværdi 

Reduceret N udvaskning 

Lugtreduktion 

Tabel 14: Samfundsøkonomisk årlig værdi af driftsudgifter og besparelser samt eksternaliteter. 

Scenario 0: Scenario 1: Scenario 2: Scenario 4: Scenario 5: 

Jævn tilsætSæsonvariaSæsonvaria- Lagring i Sæsonvarining 

over tion med tion med naturgasnet, ation(250,året af tilsætning af tilsætning af tilsætning af kr./ton), stor 

højstof bio- højstof bio- højstof bio- højstof bio- reaktor 

masse (250,- masse (250,- masse (0,- masse(250,kr./ton). kr./ton) kr./ton) kr./ton) 

32.372.730 

1.969.272 

698.969 

1.275.726 

1.281.443 

32.372.730 

1.969.272 

698.969 

1.275.726 

1.281.443 

21.696.480 

1.969.272 

698.969 

1.275.726 

1.281.443 

35.121.847 

1.969.272 

698.969 

1.275.726 

1.281.443 

32.372.730 

1.969.272 

698.969 

1.275.726 

1.281.443 

1.946.707 1.946.707 1.946.707 1.946.707 1.946.707 

Anm.: Drift og vedligehold er fremkommet ved at korrigere tallene i Tabel 7 med nettoafgiftstabet. 

5.3 Samfundsøkonomisk produktionspris 

Nedenstående to tabeller (Tabel 15, Tabel 16) viser den samfundsøkonomiske 

produktionspris i de betragtede scenarier. 

På trods af at værdien af flere gevinster medtages i den samfundsøkonomiske 

analyse end i den driftsøkonomiske analyse, er den samfundsøkonomiske produktionspris 

højere end den driftsøkonomiske produktionspris. Dette skyldes 

især, at anlægsstøtten på 20 pct. ikke medtages i den samfundsøkonomiske analyse. 

Herved bliver kapitalomkostningen en del højere. 

Tabel 15: Samfundsøkonomiske produktionsomkostninger. 

Kr./Nm 3 biogas 


Kr. / kWh biogas 

med tilsætning af højstof biomasse (250,kr./ton). 

3,14 0,48 


af højstof biomasse (250,- kr./ton) 

3,21 0,49 


af højstof biomasse (0,- kr./ton) 

2,20 0,34 


3,63 0,56 

ning af højstof biomasse (250,- kr./ton) 


af højstof biomasse (250,- kr./ton), 

stor reaktor 

3,20 0,49 




Figur 8 sammenligner produktionsprisen for biogas i de enkelte scenarier. Da 

omfanget af eksternaliteter ved produktionen ikke er forskellig mellem de enkelte 

scenarier, påvirkes rangordningen, som blev fundet i den driftsøkonomiske 

analyse, ikke. Scenario 2 har de laveste samfundsøkonomiske produktionspriser, 

mens scenario 4 har de højeste. 

Figur 8: Samfundsøkonomisk produktionspris (kr./m 3 biogas) i de enkelte scenarier. 

4,00 

3,50 

3,00 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

- 

Kr./Nm3 biogas 

Scenario 0: Jævn 

tilsætning over året med 

tilsætning af højstof 

biomasse (250 kr./ton). 

Scenario 1: 

Sæsonvariation med 


biomasse (250 kr./ton) 

Scenario 2: 



biomasse (0 kr./ton) 

Scenario 4: Lagring i 

naturgasnet, tilsætning 

af højstofbiomasse (250 

kr./ton) 

Scenario 5: 


tilsætning af 

højsofbiomasse (250 

kr./ton), stor reaktor 

Tabel 16 ser på forskellen i den samfundsøkonomiske produktionsomkostning 

mellem scenario 0 og de øvrige 4 scenarier. I lighed med den driftsøkonomiske 

analyse ses, at scenario 1, 4 og 5 kræver en ekstra samfundsøkonomisk gevinst 

på afsætningssiden i forhold til scenario 1, mens scenario 2 er billigere. 

Tabel 16: Merproduktionsomkostning mellem scenario 0 og de tre øvrige scenarier. 

Difference mellem Kr./m 3 Biogas Kr./kWh biogas 

0 og 1 0,07 0,01 

0 og 2 -0,95 -0,15 

0 og 4 0,48 0,07 

0 og 5 0,06 0,01 




REFERENCER 

DGC (2009): Biogas til nettet. 

http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/Rapport09.htm 

Dong Energy (2010): Products and prices. 

http://www.dongenergy.dk/distribution/da/gasstorage/productsandprices/Pages/p 

roductsandprices.aspx 

Energistyrelsen (2009): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på 

energiområdet, maj 2009. Energistyrelsen. 

Finansministeriet (1999): Vejledning i udarbejdelse af samfundsøkonomiske 

konsekvensvurderinger. Finansministeriet. 

HNG/Naturgas Midt Nord (2010): Priser og forbrug 

http://salg.naturgas.dk/Erhverv/Gaspriser/VariablePris.aspx 

Jensen, T.K. (2009): Biogas til nettet. Dansk Gasteknisk Center 

Miljøministeriet (2010): Samfundsøkonomisk vurdering af miljøprojekter. Miljøministeriet. 

Ministeriet for Fødevarer, Landbrug og Fiskeri (2010): Investeringer i biogas 

vejledning – om tilskud til projekter vedrørende investringer i anlæg til fremstilling 

af biogas, September 2010, Ministeriet for Fødevarer, Landbrug og Fiskeri 

Nielsen, L.H., K. Hjort-Gregersen,P. Thygesen og J. Christensen(2002): Samfundsøkonomiske 

analyser af biogasfællesanlæg - med tekniske og selskabsøkonomiske 

baggrundsanalyser. Fødevareøkonomisk Institut 

Regeringen (2009): Aftale om Grøn Vækst. 

http://www.oem.dk/graphics/oem/nyheder/Pressemeddelelser%202009/Gr%F8n 

%20V%E6kst-aftale_final.pdf 

Statsforvaltningen Nordjylland (2009): Analyse af jordbrugserhvervene. Statsforvaltning 

Nordjylland.

Biogas samfundsøkonomiske analyser - Energinet.dk

Transform your PDFs into Flipbooks and boost your revenue!

Biogas samfundsøkonomiske analyser - Energinet.dk

Transform your PDFs into Flipbooks and boost your revenue!

Delete template?

Save as template ?