Tabel 4.19 Scenarie 6 – LånerenteSamlet overskud (NPV 20 år)Mio. kr. pr. Kr. pr. ton Kr. pr. m 3 Kr. pr. m 3år input biogas metan7,5 % 3,1 12,3 0,3 0,44,25 % 5,5 21,7 0,5 0,7Kilde: Egne beregningerScenarie 7 er indsat som en følsomhed på salgsprisen, idet kraftvarmeanlæg i nogle tilfælde ikkeopfatter naturgas som det relevante alternativ. I dette scenarie reduceres den gennemsnitlige fastepris fra 145 kr. pr. GJ til 130 kr. pr. GJ. Som det fremgår, betyder dette, at Case 2012 nu giver etunderskud på næsten 1 mio. kr. årligt.Scenarie 8 undersøger betydningen af en uændret realpris på naturgas sammenlignet medstandardscenariets forudsætning om stigende realpris på naturgas i analyseperioden baseret påEnergistyrelsens forventede prisudvikling i 2012 (se tabel 4.20). Her ses det, at den manglendestigning i realprisen på naturgas over de 20 år i gennemsnit giver et tab på ca. 1 mio. kr. pr. år, idetstøtten aftrappes lidt mindre end i udgangsscenariet. Dog er det stadig driftsøkonomisk fordelagtigtat producere biogas under de givne omstændigheder.Tabel 4.20 Scenarie 7 & 8 – Prisudvikling for naturgasSamlet overskud (NPV 20 år)Mio. kr. pr. Kr. pr. ton Kr. pr. m 3 Kr. pr. m 3år input biogas metanRealprisstigning som istandardscenariet3,1 12,3 0,3 0,4Ingen realprisstigning 2,2 8,5 0,2 0,3Lav salgspris (130 kr./GJ) ‐0,8 ‐2,8 ‐0,1 ‐0,1Kilde: Egne beregningerI tabel 4.21 ses følsomhedsanalysen af en ændring i prisen på køb af fiberfraktion fra separeretgylle. Prisen på gyllefiber er beregnet som separationsomkostningerne minus værdien af fordelene iforbindelse med gødningsudnyttelsen. De to beløb udgør hhv. 15 og 5 kr. pr. ton gylle i82
standardscenariet, hvor nettoprisen på fiberfraktion dermed bliver 10 kr. pr. ton bagvedliggendegylle. Det antages, at fiberfraktionen mængdemæssigt udgør ca. 11 % af en bagvedliggendegyllemængde. En pris på 10 kr. pr. ton bagvedliggende gylle svarer således til ca. 90 kr. pr. tonfiberfraktion.Scenarie 9 forudsætter, at separationsomkostningerne til fulde opvejes af fordelene, så den samledepris på fiberfraktionen bliver 0 kr. pr. ton bagvedliggende gylle Dette giver en stigning ioverskuddet på ca. 3 mio. kr. årligt.Tabel 4.21 Scenarie 9 – Fiberfraktionspris pr. ton bagvedliggende gylleSamlet overskud (NPV 20 år)Mio. kr. pr. Kr. pr. ton Kr. pr. m 3 Kr. pr. m 3år input biogas metanFiberfraktionspris 10 kr./ton 3,1 12,3 0,3 0,4Fiberfraktionspris 0 kr./ton 6,5 25,3 0,5 0,9Kilde: Egne beregningerScenarie 10 indeholder en analyse af konsekvenserne af en reduktion af majsensilageprisen fra 307kr. pr. ton til 200 kr. pr. ton (se tabel 4.22). I dette tilfælde vil der ske en betydelig reduktion iomkostningerne relateret til biogasproduktionen, hvilket fører til en stigning i det årlige overskud på3,1 mio. kr. Denne drastiske ændring viser, at prisen på majsensilage som biomasseinput har storbetydning for de driftsøkonomiske omkostninger forbundet til biogasproduktionen.Tabel 4.22 Scenarie 10 – Pris på majsensilageSamlet overskud (NPV 20 år)Mio. kr. pr. Kr. pr. ton Kr. pr. m 3 Kr. pr. m 3år input biogas metanPris på majsensilage 307 kr./ton 3,1 12,3 0,3 0,4Pris på majsensilage 200 kr./ton 6,4 25,2 0,5 0,9Kilde: Egne beregningerScenarie 12 og 13 omfatter forskellige typer af afsætningsmuligheder for den producerede energi påbiogasanlægget. Standardscenariet forudsætter et energitab svarende til 10 % af den samlede83
- 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 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