gyllemængder består af 46 % kvæggylle og 54 % svinegylle (se dog også tabel 3.5). Det er denfordeling, der anvendes <strong>her</strong>, både når der anvendes ubehandlet gylle og ved beregning af debagvedliggende gyllemængder for den separerede produktion.Af det samlede biomasseinput består 78 % af en blanding af ubehandlet svine- og kvæggylle, 12 %af fiberfraktion fra separeret gylle og 10 % af majsensilage. Forudsætningen om maksimalt 10 %majsensilage betyder, at iblandingsandelen holdes under det tilladte maksimum for opnåelse aftilskud, der vil være gældende frem til 2020. For at få den samlede tørstofprocent i biomasse op på11,5 %, hvilket er driftmæssigt optimalt, tilsættes også 12 % fiberfraktion. Det antages endvidere, atder bag hvert ton fiberfraktion ligger 11,5 tons ren kvæggylle eller 10,8 tons ren svinegylle.4.2. Driftsøkonomiske analyserDen driftsøkonomiske analyse gennemføres på baggrund af biogasproducentens omkostninger ogindtægter. Det antages, at case-anlægget anno 2012 har en levetid på 20 år, og analysen afrentabiliteten i anlægget forløber over en 20-årig periode. Den driftsøkonomiske analyse indeholderkun markedsomsatte goder, som repræsenteres i løbende faktorpriser. I de følgende afsnit beskrivesførst biogasanlæggets produktion samt in<strong>dk</strong>omst, dernæst de relaterede udgifter i form afinvesteringer og driftsomkostninger, for til sidst at illustrere de driftsøkonomiske resultater for detvalgte case-anlæg. Der anvendes som tidligere angivet en udlånsrente på 7,5 %, mensdiskonteringsrenten er 4,25 %.4.2.1 Input, produktion og in<strong>dk</strong>omstProduktionen af biogas fra et anlæg afhænger i høj grad af sammensætningen af biomassen. I caseanlæggetanvendes som angivet 78 % gylle, 12 % fiber samt 10 % majsensilage.Biogasproduktionen pr. ton biomasseinput afhænger af tørstofindholdet i den givne biomasse sombeskrevet i afsnit 3.1. Tabel 4.2 viser tørstofindholdet i de forskellige typer af biomasse, der giver etgennemsnitligt tørstofindhold på 11,5 %. En pumpbar biomasse kan maksimalt have ettørstofindhold på 11-12 % (Hjort-Gregersen, 2012). Der foretages separation af ca. 275.000 tonsgylle, hvilket giver 30.600 tons fraktion. Den samlede mængde udgør 255.500 tons biomasse.64
Foruden inputmængder og tørstofindhold viser tabel 4.2 også metan- og biogasproduktionen pr. årog pr. ton biomasseinput. Her ses det endvidere, at biogassen har et metanindhold på 65 %, på nærmajs- og græsbaseret biogas, hvilket kun har et metanindhold på 55 %. Denne kombination afbiomasseinput producerer årligt ca. 7.500 m 3 metan, svarende til knap 29 m 3 metan pr. ton input.Det er specielt majs, der bidrager med en stor gasproduktion pr. ton input. Det antages endvidere, atman via seriedrift, hvor den afgassede biomasse ledes tilbage til reaktoren, øger biogasudbyttet med10 %.Det antages i standardcasen, at biogassen afsættes til lokale kraftvarmeværker, mens opgradering tilnaturgaskvalitet vil blive behandlet i en følsomhedsanalyse senere. Dog er det ikke al denproducerede metan, der sælges til kraftvarmeværkerne. En del af metanproduktionen anvendes iegen motor på biogasanlægget, hvorefter kølevarmen anvendes som procesenergi på selvebiogasanlægget. Også den producerede el bruges i anlægget. Denne form for metananvendelsemodtager en støtte på 75 kr. pr. GJ som beskrevet i afsnit 3.3. Der produceres ca. 4 kWh pr. Nm 3metan i en sådan motor.Tabel 4.2 Biomasseinput og produktionBiomasseMængdeTørstofindholdMetan Biogas Metan Biogas(ton/år) (%) (Nm 3 /år/1.000) (Nm 3 /ton input)Kvæggylle 86.553 7,5 1.039 1.598 12,0 18,5Svinegylle 112.737 4,9 1.237 1.904 11,0 16,9Fiberfraktion svin 17.344 30 1.082 1.665 62,4 96,0Fiberfraktion kvæg 13.316 30 831 1.278 62,4 96,0Majsensilage 25.550 33 2.552 4.641 99,9 181,6<strong>Se</strong>riedrift (+10 %) ‐ ‐ 674 1.109 ‐ ‐Total 255.500 11,3 7.416 12.194 29,0 47,7Kilde: Egne beregninger.I tabel 4.3 sættes energiforbruget til procesvarme til 2 m 3 metan pr. ton biomasse. Endvidere går ca.1 % af metanproduktionen til afkalkning af maskinerne. Som beskrevet i afsnit 3.3 medfører den65
- 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 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