Figur 3.1 Udviklingen i olie og naturgaspriserKilde: Naturgas Fyn (2012).Det virker overraskende, at Energistyrelsen i fremskrivninger fra 2013 er gået tilbage til kraftigeprisstigninger, svarende til en realprisstigning på 5 % fra 2012 til 2013. Det er disse beregninger,der ligger bag de fremskrivninger som Ea Energianalyse senere har foretaget (Ea Energianalyse,2013). Som anført er prisudviklingen i Case 2012 lavere end tidligere forventninger tilnaturgasprisen. Såfremt naturgasprisen stiger endnu mindre end angivet i fremskrivningen, vil detbetyde, at tilskuddet ikke aftrappes så hurtigt som angivet i tabel 3.2. Det er valgt at bruge gasprisenan værk, fordi investering i gasledning mv. fra biogasanlæg til kraftvarmeværk på 5,5 mio. kr. erinkluderet i omkostningerne ved biogasproduktionen.Tilskud og afgifter ved produktion af el og varmeDet forudsættes, at biogassen afsættes til et kraftvarmeværk, som producerer el og varme vedmotordrift. Den forventede pris for biogas leveret til kraftvarmesektoren antages at være bestemt afnaturgasprisen og den støtte, som biogasbaseret energiproduktion modtager. Hvis kraftvarmeværketkører med 38 % elvirkningsgrad, produceres der 3,8 kWh el af 1 m 3 metan (Tafdrup, 2012 &KEMIN, 2012). Denne virkningsgrad er anvendt til omregning af tilskuddet, som svarer til 45,5 kr.pr. GJ, se tabel 3.3. Da den omfatter 75 %, svarer det til et gennemsnit på 34 kr. pr. GJ, som indgår itabel 3.2. Det skal bemærkes, at det kun er energien produceret ved motordrift, som modtager dennestøtte, og ikke energien produceret ved kedeldrift. Forskellen er, at der med brug af en motorgenereres både el og varme, mens der med kedeldrift kun genereres varme.42
Tabel 3.3 Værdi af tilskud og afgiftsændringer, når biogas erstatter naturgas på kraftvarmeværk i2013Værdi ve<strong>dk</strong>raftvarme(Motordrift)kr./GJVærdi ve<strong>dk</strong>raftvarme(kedeldrift)kr./GJVægtetgennemsnitKr./GJEnergifordeling mellem motor og75 % 25 %kedeldriftPristillæg (PSO-støtte) 45,5 - 34Værdi af CO 2 -afgiftsfri produktion 9,2 9,2Værdi af afgiftsfri varmeproduktion 22,7 48,4Forsyningssikkerhedsafgift efter-2,8 -6,0fuld indfasning i 202033NO x -afgift i f.t. naturgasdrift -1,7 -1,7Metanafgift 0,4 -Nyt tilskud 26 26 26Yderligere tilskud 10 10 10Samlet støtte til biogas i 2013 109,3 85,9 103,5Støtte pr. Nm 3 metan (kr./Nm 3 ) 2,89Kilde: Tafdrup, (2012), KEMIN, (2012).I 2008 blev der indført en CO 2 -afgift på naturgas til el- og varmeproduktion for værker uden forEU's CO 2 -kvoteordning. Biogas til elproduktion er ikke pålagt denne afgift. Afgiften svarer til enforventet CO 2 -kvotepris på 150 kr. pr. ton (2008-niveau) og ligestiller derved værker inden for oguden for kvoteordningen (Folketinget, 2010). Dette kan tolkes som en forudsætning om, at værkerinden for kvoteordningen kan sælge kvoter til denne værdi. For 2013 er CO 2 -afgiften sat til 0,37kr./Nm 3 . Med en brændværdi af naturgas på 39,6 MJ pr. Nm 3 (Folketinget, 2010) svarerafgiftsfritagelsen for biogasproduktion til en værdi på 9,2 kr. pr. GJ.Naturgas, som anvendes til varmeproduktion, er pålagt en energiafgift på 2,395 kr. pr. Nm 3 . Biogaser fritaget for denne afgift. Når naturgas anvendes til varmeproduktion på et kraftvarmeværk,reduceres den andel, der pålægges afgift ved division med faktoren 1,25 (Tafdrup, 2012). Værdien43
- 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 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 100 and 101:
Det fremgår af figur 4.3, at de pl
- 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