Det fremgår af figur 4.3, at de planlagte anlæg typisk er mindre og har højere driftsomkostningerend modelanlæggene. Ved indregning indgår elforbrug, vedligehold og driftsomkostninger for Case2012 (se 4.14), og omkostningerne er ca. 26 kr. pr. ton input (ekskl. transport, men inkl.reinvesteringer i anlæg). Når det ligger lavere end anført i figur 4.3, så skyldes det, at drifts- ogvedligehold er lagt i den lavere ende. Det kunne indikere, at der er en del at hente ved at sørge for atholde de løbende omkostninger nede. Såfremt de løbende omkostninger er omkring 34 kr. pr. toninput, øger det omkostningerne med 2,6 mio. kr. pr. år. mere end anslået i Case 2012. Når man servariationen i tabel 2.1, er det tydeligt, at det er et område, hvor driftslederseffekt og organiseringslår igennem på omkostningerne. Omvendt så har Case 2012 højere transport- ogkapitalomkostninger, end fx Niras-analysen har.D&V (kr./ton)454035302520151050NirasNirasNirasB‐case AgroTech2010LandboSyd20100 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000Kapacitet (ton/år)Planlagte anlægModelanlægFigur. 4.3 Drifts- og vedligeholdsomkostninger som funktion af anlægsstørrelseKilde: Ea Energianalyse (2013)Samlet munder Ea Energianalyses vurdering ud i, at der er følgende nøgletal for hhv. små og størreanlæg. Dette skal sammenlignes med resultaterne i denne rapport, hvor det mindre anlæg (183.000tons pr. år) havde omkostninger på 4,3 kr. pr. m 3 metan, og det store anlæg (365.000 tons/år) havdeomkostninger på ca. 3,8 kr. pr. m 3 metan produceret. Der opnås samlet et omkostningsniveau, der erlidt lavere end i andre analyser. Det skyldes primært, at transport- og kapitalomkostninger kan være98
undervurderede. Som anført viser andre analyser typisk, at de samlede omkostninger nærmere er på90-100 kr. pr. ton input. De størrelsesøkonomiske fordele ved store anlæg er således ikke udtalte itabel 4.34.Tabel 4.34 Omkostninger ved de indsamlede anlægMindre anlæg100.000 tons /årStore anlæg400.000 tons /årInvestering, kr. pr. ton pr. år 300‐500 250‐350Kapitalomk., kr. pr. ton 24‐40 20‐28D&V, kr. pr. ton 20‐30 20‐28Gylletransport, kr. pr. ton 10‐15 20‐25Samlet, kr. pr. ton 54‐85 60‐81Samlet, kr. pr. m 3 metan (14 m 3 pr. ton) 3,9‐6,1 4,3‐5,8Samlet, kr. pr. m 3 metan (24 m 3 pr. ton) 2,3‐3,5 2,5‐3,4Kilde: Ea Energianalyse (2013)Note: 27,9 m 3 metan = 1 GJ.Note: Med anvendelse af 14m 3 metan solgt pr. ton opnås en forholdsvis høj pris pr. m 3 metan. Det svarer stort set til100 % husdyrgødning. I Case 2012 sælges 24 m 3 metan pr. ton input.4.6. Driftsøkonomisk opsummering af resultaterneDe driftsøkonomiske analyser viser, at der med de tiltag, der ligger i energiaftalen fra 2012, kanforventes et overskud ved etablering af et biogasanlæg, der producerer biogas til kraftvarmeforbrug.Den samlede investering udgør ca. 100 mio. kr. før støtte, og overskuddet efter aflønning af allefaktorer er beregnet til ca. 3 mio. kr. pr. år for et anlæg, der modtager 700 tons pr. dag. Detteforudsætter, at biogassen produceres til 4,7 kr. pr. Nm 3 , mens den anslåede salgspris er på 175 kr.pr. GJ 6,3 kr. pr. Nm 3 som gennemsnit i løbende priser fra 2012-2032.Baseret på en række følsomhedsanalyser kan der uddrages følgende konklusioner:Der er grundlæggende størrelsesøkonomiske fordele ved etablering af biogasanlæg. Det er primærtden daglige drift (ekskl. transport) og ikke anlægsinvesteringer, der bidrager til dette.99
- Page 3 and 4:
IndholdsfortegnelseINDHOLDSFORTEGNE
- Page 5 and 6:
ForordNaturErhvervstyrelsen anmoded
- Page 7 and 8:
I den efterfølgende diskussion af
- Page 9 and 10:
således omkostningerne fra 4,7 til
- Page 11 and 12:
I den samfundsøkonomiske analyse o
- Page 13 and 14:
Den samfundsøkonomiske omkostning
- Page 15 and 16:
indgå for både at øge gasprodukt
- Page 17 and 18:
Kapitel 2. Biogasanlæggenes udgang
- Page 19 and 20:
Hvad angår aflønning, er der sjæ
- Page 21 and 22:
Tabel. 2.2 Input og produktion af b
- Page 23 and 24:
gylle end leverandørerne til de mi
- Page 25 and 26:
indgår i datagrundlaget, da der i
- Page 27 and 28:
forhold til den behandlede mængde
- Page 29 and 30:
GaspotentialeDer har været nogen u
- Page 31 and 32:
Kapitel 3. Rammevilkår for biogasp
- Page 33 and 34:
forpligtiger sig til at levere og m
- Page 35:
Det er tidligere antaget, at fordel
- Page 38 and 39:
6.000 m 3 biogas pr. ha, hvor Larse
- Page 40 and 41:
Det vurderes overordnet, at metanin
- Page 42 and 43:
Som det fremgår af tabel 3.2, forv
- Page 44 and 45:
Figur 3.1 Udviklingen i olie og nat
- Page 46 and 47:
ved motordrift beregnes som følger
- Page 48 and 49:
Der kan således væretab ved anven
- Page 50 and 51: Vurderingen af dette kan opdeles i
- Page 52 and 53: Rækken i alt er baseret på 50 % s
- Page 54 and 55: Figur 3.4 Transmissions- og fordeli
- Page 56 and 57: drivmiddel i biler, da de i kraft a
- Page 58 and 59: Investeringen i rør og kompressor
- Page 60 and 61: Figur 3.5 Eksisterende biogasanlæg
- Page 62 and 63: Figur 3.6 Mulig placering af biogas
- Page 64 and 65: For en række andre anlæg ser forh
- Page 66 and 67: gyllemængder består af 46 % kvæg
- Page 68 and 69: manglende efterspørgsel efter varm
- Page 70 and 71: Tabel 4.5 ElforbrugEnhederStrømfor
- Page 72 and 73: Det antages yderligere, at det er p
- Page 74 and 75: Tabel 4.9 Gylletransportomkostninge
- Page 76 and 77: Tabel 4.12 repræsenterer de årlig
- Page 78 and 79: investorer er villige til at løbe.
- Page 80 and 81: Dybstrøelse 0 0 0 22 0 0 0 0 0 0 0
- Page 82 and 83: anlæg på 500 tons pr. dag. Såfre
- Page 84 and 85: Tabel 4.19 Scenarie 6 - LånerenteS
- Page 86 and 87: iogasleverance til lokale kraftvarm
- Page 88 and 89: Ekstraomkostningerne netto ved opgr
- Page 90 and 91: 4.4.1. GårdanlægSom beskrevet i s
- Page 92 and 93: De totale driftsøkonomiske resulta
- Page 94 and 95: Tabel 4.29 Beregnet produktionspris
- Page 96 and 97: De totale driftsøkonomiske resulta
- Page 98 and 99: I forhold til type og sammensætnin
- Page 102 and 103: Transportomkostningerne pr. m 3 met
- Page 104 and 105: Kapitel 5. Samfundsøkonomiske anal
- Page 106 and 107: 1) Trekantstabet: Opstår ved, at e
- Page 108 and 109: 5.2. Omkostninger, sideeffekter og
- Page 110 and 111: Tabel 5.5 viser værdien af de samf
- Page 112 and 113: ionaturgassen erstatter. CO 2 -gevi
- Page 114 and 115: 5.3. Samfundsøkonomiske følsomhed
- Page 116 and 117: I scenarie 5 anvendes udelukkende e
- Page 118 and 119: Tabel 5.13 Scenarie 8 - realprisudv
- Page 120 and 121: Tabel 5.16 Scenarie 13 & 14 - Aftag
- Page 122 and 123: Tabel 5.19 Samfundsøkonomiske resu
- Page 124 and 125: Tabel 5.21 Oversigt over analyser a
- Page 126 and 127: 5.4. Sammenligning med andre analys
- Page 128 and 129: Den sidste store forskel er, at DCE
- Page 130 and 131: Der er således en række forudsæt
- Page 132 and 133: Det synes sandsynligt, at der fremo
- Page 134 and 135: SummaryIn the mid 1990’s, the inc
- Page 136 and 137: Based on background data, a Case 20
- Page 138 and 139: If the plants still were able to ge
- Page 140 and 141: The CO 2 reduction of Case 2012 is
- Page 142 and 143: LitteraturlisteAarhus Universitet (
- Page 144 and 145: Dubgaard, A., Laugesen, F.M., Ståh
- Page 146 and 147: Hjort-Gregersen, K. (2003). Økonom
- Page 148 and 149: Lemvig biogas (2012). Ønsker du at
- Page 150 and 151:
SABAP (2011). Promotion of biogas p