Rapport (alle typer) - Danish Gas Technology Centre

Establishment of a biogas grid andinteraction between a biogas gridand a natural gas grid.Project ReportJanuary 2011REPORTDanish Gas Technology Centre • Dr. Neergaards Vej 5B • DK-2970 Hørsholm • Tlf. +45 2016 9600 • Fax +45 4516 1199 • www.dgc.dk

Establishment of a biogas grid andinteraction between a biogas gridand a natural gas gridTorben KvistDanish Gas Technology CentreHørsholm 2011

Title : Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid.ReportCategory : Project ReportAuthor : Torben KvistDate of issue : 15-01-2011Copyright : Danish Gas Technology CentreFile Number : 734-89; h:\734\89 biogasnet\resumerapport\resumerapport_final.docxProject Name : Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas gridISBN : 978-87-7795-340-8

DGC-report 1Table of ContentsPage1 Introduction ........................................................................................................................... 32 Background ........................................................................................................................... 42.1 A biogas vision .................................................................................................................... 42.2 Examined subjects ............................................................................................................... 63 Overall energy review ........................................................................................................... 74 Biogas and the Danish energy system .................................................................................. 94.1.1 Value of storing biogas production ....................................................................... 105 Gas quality and measurement ............................................................................................. 125.1.1 Experience with a biogas grid ............................................................................... 125.1.2 Application of biogas ............................................................................................ 125.1.3 Sulphur removal .................................................................................................... 135.1.4 Measurement ......................................................................................................... 146 Value of biogas for a CHP plant ......................................................................................... 157 Converting natural gas fired engines to biogas ................................................................... 177.1.1 Costs of conversions .............................................................................................. 177.1.2 Gas quality requirements ....................................................................................... 188 Design of the biogas grid system ........................................................................................ 208.1.1 Alternative application of the biogas .................................................................... 229 Ownership and liability ....................................................................................................... 239.1.1 Organization of Bioenergi Vest ............................................................................. 239.1.2 Required agreements ............................................................................................. 2410 Business models .................................................................................................................. 2510.1.1 Applied economical key figures ........................................................................ 2510.1.2 Assessment of Stage 1 ....................................................................................... 2510.1.3 Assessment of Stage 2 ....................................................................................... 26

DGC-report 2AppendicesAppendix 1: Overall energy reviewAppendix 2: Biogas and the Danish energy systemAppendix 3: Gas quality and measurementAppendix 4: Value of biogas for a CHP plantAppendix 5: Converting natural gas fired engines to biogasAppendix 6: Establishment of the biogas gridAppendix 7: Ownership and liabilityAppendix 8: Business models

DGC-report 31 IntroductionThis report summarizes the investigations that have been conducted as a partof the ForskNG project 010529 “Establishment of a biogas grid and interactionbetween a biogas grid and a natural gas grid”.The report is based on the notes produced during the project. All notes areattached as appendices. For details and references please refer to the attachedappendices.The following partners have participated in the project:HMN Naturgas I/S (Project responsible)Ringkøbing-Skjern MunicipalityDanish District Heating Association (Dansk Fjernvarme)Wärtsilä DanmarkGE JenbacherRolls-Royce Marine1 st mileDanish Gas Technology Centre (Project manager)The project was financially supported by Energinet.dk through the ForskNGprogramme.

DGC-report 42 Background2.1 A biogas visionThe Ringkøbing Skjern Municipality has a goal of producing renewableenergy corresponding to the total energy consumption within the municipalityin 2020. In 2007 the production of renewable energy contributed with20 % of the total energy demand.The remaining 80 % shall be covered be various sources asWind powerSolar energyEnergy savings in buildings and in transportationVarious types of bioenergyThis report focuses only on one type of bioenergy, namely biogas from manureand crops.The municipality made an assessment of the biogas potential within the municipalityand it was found that• The Biogas potential is 60 mio. m 3 CH 4 per year– Degasification of manure contributes with 30 mio. m 3 CH 4per year. It is assumed that 80 % of the manure in the municipalitywill be used for biogas production.– Energy crops (maize) contribute with 30 mio. m 3 CH 4 peryear• Energy crops will cover 5 % of the farmland in the municipality.Energy crops can be stored, which will make the biogas production flexibleallowing a high production in the winter when the heat demand is highest.The biogas can substitute 20 % of the total energy consumed in the municipality.The idea of the municipality was to establish a widely spread system forproduction of biogas consisting of 60-80 decentralized and 1-3 centralizedbiogas plants. The municipality planned to establish a biogas grid for distributionof biogas to the natural-gas fired engine-based power plants in the

DGC-report 5municipality. A sketch of the biogas system consisting of numerous biogasplants and a biogas grid is shown in Figure 1.Figure 1 Sketch of potential locations of biogas plants and biogas grid.Each dot represents a farm with animal production. The circlesaround the dots represent a cluster of farms delivering manure toone biogas plant.

DGC-report 62.2 Examined subjectsThe biogas vision described by the municipality defined the framework ofthis project.Based on this framework the project examined different aspects relevant tothe establishment of a biogas grid for distribution of biogas to local decentralizedcombined heat and power plants. The following subjects are treatedin the report:Biogas production and demandsBiogas in relation to the overall energy systemMeasurement in relation to billing the biogas productionValue of biogas for local power plantsRequirements for conversion of natural-gas fired engines to biogasDesign of the biogas gridOwnership and liabilityBusiness analysisThese subjects are treated separately and the results are given in the eightnotes that are attached as appendices. Different partners of the project wereresponsible for the different notes. This report gives a brief summary of allthe produced notes.

DGC-report 73 Overall energy reviewDecentralized CHP units cover the demand of heat in their respective areasof supply. This demand varies during the year and, therefore, also the fuelconsumption. The average fuel demand was assessed as averaged actualnatural gas consumption for the period 2005-2009.HMN Naturgas contacted the CHP units, which might be supplied by biogas,for information on how much biogas they expected to acquire if a biogasgrid were to be established. Expect for one unit all units were interestedin using biogas if the price is right. In this case right means that the CHPplants can produce heat at a price that is not higher than today. Instead ofconverting existing natural-gas fired engines most plants intend to buy newdedicated biogas engines. Hereby they will obtain engines sizes that bettermatch the heat demand in summer time than the existing natural-gas firedengines. This all means that the biogas engines will not be able to cover thewhole heat demand during winter time. This is illustrated in Figure 2, whereit is shown that the demand exceeds the production during the winter. Furthermore,the figure shows that production exceeds consumption in thesummer period.7.000.0006.000.000Månedsforbrug i NG-ækvi. m 35.000.0004.000.0003.000.0002.000.0001.000.0000jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov decGns. gasforbrug Biogasproduktion Forventet biogasforbrugFigure 2 Average present natural gas consumption, expected biogas consumptionas well as expected biogas productionThe surplus of biogas during summer time, represented by the area confinedby the brown and the blue curve in Figure 2, can be upgraded to natural gasquality and distributed by the natural gas grid. If the whole surplus shouldbe upgraded an upgrading capacity corresponding to 5.500 m 3 biogas perhour would be required. The costs related to the upgrading would be 17 mio.

DGC-report 8DKK per year or 0,19 DKK per m 3 of biogas produced. See Table 1. Forprices of upgrading please refer to Appendix 1.Table 1Number of equivalent full-load hours and upgrading cost relatedto biogas that cannot be used by CHP for production; expectedgas consumption and gas production are as shown in Figure 2.Eqv. full load hoursH 3.142Upgrading costs DKK/m 3 CH 4 1,52Upgrading costs Mio. DKK/year 17,0Upgrading costs DKK./m 3 biogas prod. 0,19The data given in Table 1 is based on the expected gas consumption and gasproduction as shown in Figure 2. This will of course change if these conditionsare different than expected.If the biogas production is lower than expected, less biogas needs to be upgraded.To some extent it will be possible to vary the biogas production duringthe year. This will also reduce the need for upgrading and, in turn, therelated costs. If the biogas production can be varied to make the surplus ofbiogas production constant, the specific upgrading costs would be 8,2 mio.DKK corresponding to 0,90 DKK/m 3 CH 4 .If the total heat demand in summer is reduced, for instance due to installationof large solar heating units, the picture would be the opposite. Thenmore biogas must be upgraded leading to higher upgrading cost. For furtherdetails, please refer to Appendix 1.

DGC-report 94 Biogas and the Danish energy systemWith a system like the one suggested, upgraded biogas will be fed to thenatural gas grid during the summer period when the natural gas consumptionis lowest and in the winter period when the natural gas consumption ishighest the biogas grid needs back-up from the natural gas system. The serviceis important to take into account if socio-economic aspects are considered.Therefore, a rough analysis of the whole chain from transport of naturalgas from the North Sea to shore, transmission, storage and distributionand how biogas fits into this system was conducted. It was found that biogaswill only affect the existing gas system marginally.If a biogas engine-based CHP plant sells the electricity production at fixedprices there will be no motivation for adjusting the power production accordingto the need for electricity. This means that Energinet.dk, as the balancing-responsible,must pay others to deliver the required system servicebecause a biogas unit produces power independently of the actual demand.In this section, the value of electricity production that depends on the actualprice and thereby the demand for electricity will be described.This is done by comparing the average electricity price at Nordpool with apower weighted average price (Nordpool is a market place for trade withelectricity).The simple average price corresponds to the value of constant electricityproduction. The power weighted average price expresses the value of productionthat depends on the market price. This means that the differencebetween the two is the additional value of price dependent electricity productioncompared to constant production.The basis for the analysis is the decentralized electricity production sold atmarket conditions in the eastern and the western part of Denmark. From thehomepage of Energinet.dk it is possible to find historical data for the electricityprices. From these data the simple average and power weighted electricityprices for one year periods were calculated and are given in Table 2.For the period 2007-2009 the price dependent electricity production had avalue that was 20-25 DKK/MWh higher than the value of a constant electricityproduction.

DGC-report 10Table 2Average market price of electricity (DKK/MWh) as well as differencebetween simple and power weighted average price for Westand East DenmarkWest DenmarkEast DenmarkYear Simple Weighted Difference Simple Weighted Differenceaverage averageaverage average2007 241,39 282,56 41,17 245,93 273,94 28,012008 420,70 435,55 14,84 422,28 429,55 7,272009 268,43 289,02 20,59 296,90 319,69 22,792007-2009310,29 336,98 26,69 321,81 341,27 19,46The numbers in Table 2 were calculated from total decentralized electricityproduction in Denmark. This means that the data covers both productionfrom natural-gas fired engines and turbines, where the production dependson market price of electricity and production from for instance householdwaste, which takes place independently of market price.It was found that around half of the decentralized electricity production soldon Nordpool takes place independently of the electricity price. This willinfluence the calculated additional value of price sensitive electricity productioncompared to constant production. If these 50 % of base load areomitted from the analysis, the additional value of price-flexible power productionwould be 40-50 DKK/MWh instead of 20-25 DKK/MWh as shownin Table 2.4.1.1 Value of storing biogas productionIt is not practically possible to store biogas production for longer periods. Itis, however, possible to store it for some hours. This means that it will bepossible to avoid electricity production during night time when the electricityprices typically are lowest. A gas storage with a capacity of six hours ofproduction means that it would be possible to avoid production from midnightto six in the morning. That could increase the average value of theelectricity production by 25-30 DKK/MWh. A gas storage with a capacityof 12 hours of biogas production would avoid electricity production from 8pm to 8 am. That would increase the average value of the electricity productionby 40-50 DKK/MWh.

DGC-report 11The present analysis regarding electricity values is only valid as long as theelectricity production based on biogas does not affect the prices on the electricitymarket. As biogas contributes with less than 4 % of the total decentralizedpower production, it is not likely that a change in production profileof biogas-fired CHP plants will affect the prices significantly.For further information please refer to Appendix 2.

DGC-report 125 Gas quality and measurementDifferent issues regarding gas quality and measurements must be addressedas regards a system with a number of biogas producers connected to a numberof consumers by a gas grid.Manure based biogas has a relatively high content of H 2 S, typically between1000 and 4000 ppm in raw biogas. H 2 S both smells and is very corrosive.As the biogas leaves the biogas reactor it has a relatively high temperature(37-52 °C) and it is saturated with water vapor. This leads to formation of anacid condensate as the temperature decreases. All components in the gassystem, which are not made from plastic based materials or stainless steel,might corrode. Furthermore, the high moisture and sulphur content of biogasmeans that it is not simple to measure the amount of biogas produced orconsumed.5.1.1 Experience with a biogas gridFrom 1990 to 2005 around 60 private households were supplied from a biogasgrid in Revninge on Funen. After this period the grid, the meters and thesupplied boilers were examined. It was found that the biogas had made noharm to the biogas grid, but boilers and meters were damaged due to corrosion.5.1.2 Application of biogasBiogas can be applied in different ways. Today, the most common ways areas fuel for gas engines and upgrading to natural gas quality.During upgrading the CO 2 content of the biogas is removed in order to increasemethane concentration and thereby the heating value of the gas.Manufacturers of modern high-efficient gas boilers for households werecontacted and it was found that these boilers are not suited for biogas due tolow and varying heating value and density of biogas.In Denmark, practically the whole biogas production is used for combustionengines without being upgraded. This technology allows high efficienciesand it has the advantage that the engines are only slightly sensitive to variationsin gas quality. The biogas can be applied as fuel for existing natural-

DGC-report 13gas fired engines at CHP plants. For information on costs related to conversionof existing natural-gas fired engines to biogas operation as well as gasquality requirements etc., please refer to Section 7 and Appendix 5.Most gas turbines for gaseous fuels are developed for natural gas. If changingfrom natural gas to biogas operation, substantial modifications of bothcompressor and turbine are required. Furthermore, gas turbines are muchmore sensitive to variations in gas quality than gas engines. Therefore, gasturbine units are not foreseen as biogas consumers in the Ringkøbing-SkjernMunicipality.5.1.3 Sulphur removalIn Denmark the most common technology for sulphur removal from biogasis application of biological filters.In these filters the H 2 S is converted to solid sulphur or H 2 SO 4 by use of oxygen.The reactions are given below.H 2 S +½ O 2 H 2 O + SS + H 2 O + 1,5 O 2 H 2 SO 4Normally, 5 % of air is added to the biogas in order to supply the requiredamount of oxygen for sulphur removal. However, this is problematic if, subsequently,the biogas is supposed to be upgraded to natural gas quality,since the nitrogen content in the air makes it impossible to fulfil the requirementsto natural gas. However, it is possible to add lower amounts ofair or add pure oxygen instead of air for the sulphur removal.The main advantage of biological sulphur removal is that it is a relativecheap method for larger gas flows. Other methods are more relevant forsmaller gas flows. Some of these are described in Appendix 3 together withprices of the sulphur removal.As mentioned earlier, experiences from Revninge show that the gas grid isnot harmed by the presence of sulphur. This means that it should be possibleto do the gas cleaning at the consumers instead of by the producers. Thisallows few and large units instead of several smaller units and thereby lowersulphur removal cost. However, the approach is likely to result in an in-

DGC-report 14crease in maintenance costs related to fittings, compressors and otherequipment due to the higher sulphur content.For further information please refer to Appendix 3.5.1.4 MeasurementIn order to determine the amount of biogas produced with a sufficient accuracyit is necessary to choose a system that can handle the challenges relatedto biogas.Among the conditions that must be considered before choosing measurementsystem are:- Moisture content- Range of measurement- Risk of pulsations- Required accuracyThere are a number of different technologies available for measurement ofgaseous flows. Some of them are described in Appendix 3 together withtheir respective characteristics.Based on information from suppliers a measurement system for 100 m 3 /h ofbiogas can be acquired for around 170.000 DKK. This price is based on aturbine wheel meter and IR sensors determining the O 2 and CH 4 . If a higheraccuracy is required a gas chromatograph can be chosen instead of an IRsensor. The yearly maintenance costs are assessed to be around 20 % of theinvestment.For further details please refer to Appendix 3.

DGC-report 156 Value of biogas for a CHP plantThe many engine-based natural-gas fired local CHP units in Denmark canbe converted to biogas operation. However, a conversion from natural gasto biogas requires that the CHP plant can provide their customers with heatat a price that is not higher than the present price using natural gas.Today, most natural-gas fired CHP plants are acting on the free electricitymarket. This means that they produce electricity and heat on the engineswhen the electricity price is high, and heat on boilers when the electricityprice is low. This way of operation has to be reconsidered if changing tobiogas. Furthermore, the conversion implies investments (see next section orAppendix 5).These issues set an upper limit for the value of biogas for a CHP plant. Thisvalue has been determined for two CHP plants in the municipality - Ringkøbingand Spjald Kraftvarmeværk, respectively. The analysis is based onhistorical electricity prices (year 2008 and 2009) and on case simulationsusing the computer program EnergyPro.In order to assess the value of biogas for the CHP plants different scenarioswere defined and analysed through model calculations.The chosen scenarios were:1. Base case: natural gas operation and conditions as in 2008 and 2009.2. Biogas as base load and fixed electricity prices.3. Biogas as base load and market dependent electricity prices.4. Biogas corresponding to 150 % of base load and fixed electricityprices.5. Biogas corresponding to 150 % of base load and market dependentelectricity prices.Scenario 1 is used for determining the price of heat, which should bematched by biogas operation.The calculations have shown values of biogas for CHP plants varying fromaround 3,9 to 4,5 DKK per m 3 of natural gas equivalent. This corresponds to2,3 to 2,7 DKK per m 3 of biogas (65 % methane). The highest values werefound for Ringkøbing in 2008. See Table 3.

DGC-report 16Furthermore, the analysis showed that the operation strategy covered byscenario 3 - biogas consumption corresponding to 150 % of base load andfixed electricity prices - generally gives the highest and most stable valuesof biogas.Table 3Calculated values of biogas for the CHP plants in Ringkøbingand Spjald with the electricity prices for 2008 and 2009. Unit isDKK/m 3 (n) natural gas equivalent.RingkøbingSpjald2008, price ofheat: 326DKK/MWh2009, price ofheat: 187DKK/MWh2008, price ofheat: 275DKK/MWh2009, price ofheat: 136DKK/MWhScenario 2 4,19 3,86 3,87 3,48Scenario 3 4,42 3,27 4,15 3,64Scenario 4 4,43 4,12 4,03 4,12Scenario 5 4,03 3,94 4,65 2,38According to the rules for taxes and subsidies valid for 2010 the pricescould be increased by 0,33 DKK pr. m 3 of natural gas equivalent comparedto the values given in Table 3.For further details please refer to Appendix 4.

DGC-report 177 Converting natural gas fired engines to biogasPractically all larger natural gas fired engines on CHP plants are turbochargedlean-burn engines. This allows high power, high efficiency and lowNO x emissions. These engines can be modified for biogas operation. Therequired modifications vary, however, significantly for different enginetypes and models.This high content of CO 2 in the biogas means that the heating value of thebiogas is only around 60 % of the heating value of natural gas. This meansthat the gas consumption will be 70 % higher for biogas (by volume) comparedto natural gas if the power production should be kept constant. BesidesCH 4 and CO 2 , the biogas contains impurities as ammonia and H 2 S thatcan be harmful to gas installations.In this project three different engine manufacturers are represented. Theyare GE Jenbacher, Rolls Royce and Wärtsilä. They have supplied the projectwith information on required gas quality, necessary modifications and relatedprices.7.1.1 Costs of conversionsThe different engines are fuelled differently. For the Rolls Royce and theWärtsilä engines the fuel is supplied downstream from the turbocharger. OnJenbacher engines the fuel is supplied before the turbocharger. This meansthat in order to overcome the pressure after turbocharging the biogas mustbe pressurized to around 4 bar. That is not the case for Jenbacher engines.An engine with a 2 MW e power production thus requires a compressor at aprice of 2-2,5 million DKK. The power consumption for biogas compressioncorresponds to 5 % of the total power production. Including operation,maintenance and depreciation costs this corresponds to around 0,06DDK/kWh of electricity produced.In case of insufficient biogas production the engine must be able to operateon either pure natural gas or a mixture of natural gas and biogas. A conversionfrom natural gas to biogas operation requires a number of differentmodifications. The required modifications depend on engine type, modeland age.

DGC-report 18Among the possible required modifications are:Modification/change of control systemGas ramp for biogasModified gas ramp for natural gasNew or modified turbochargerCompressor for boosting the biogas pressureThe engine suppliers have assessed the necessary modifications and the relatedcost for different engine models. The costs related to conversion of theengines vary from around 300.000 DKK to 1.300.000 DKK depending onengine model, size and age. Possible costs for biogas boosters are not included.Furthermore, if the H 2 S content in the biogas is not sufficiently lowadditional service cost must be expected.7.1.2 Gas quality requirementsRolls Royce and GE Jenbacher have defined requirements regarding gasquality. Some of these are given in Table 4.Table 4Requirements to biogas quality given by engine manufacturesRolls-Royce GE JenbacherLowest heat value18 -[MJ/m 3 (n)]Gas temperature 20 - 40 °C 0 – 40 °CMoistureDew point: 5 °C @ 80 % relative4,3 barMax. particle size 5 µm 3 µmMax. sulphur 1520 mg/m 3 455 mg/m 3 1Max. ammonia 50 mg/m 3 32 mg/m 3Max. halogens 100 mg/m 3 65 mg/m 3 1(Cl + 2 x Fl)1 Valid for engines that are not equipped with catalysts.If the engines are equipped with CO or formaldehyde catalysts the concentrationof sulphur and halogens are lower than given in Table 4.The engine suppliers expect the electrical efficiency to decrease by around 1% point by conversion from natural gas to biogas operation. Depending onthe H 2 S concentration in the fuel it might be necessary to increase the fluegas temperature in order to avoid corrosion of heat exchangers. Jenbacherrecommends to increase the temperature after heat exchanger from around60 °C (which is normal for natural gas operation) to 180 °C if the H 2 S con-

DGC-report 19tent in the biogas is above 130 mg/m 3 . This will decrease the heat productionby 25-35 % depending on exhaust gas temperature.For further details, please refer to Appendix 5.

DGC-report 208 Design of the biogas grid systemThis section will describe design of the grid for distributing biogas from thebiogas plants to the decentralized natural gas engine based CHP plant in themunicipality. The grid is planned to be a low pressure grid (1,3 bar (g))made from PE-100 SDR17 pipes. The grid will be designed so a supplypressure of 0,3 bar(g) will available at all CHP plants.The biogas sources are evenly distributed all over the municipality but plantthat is going to use the biogas are mainly in the northern part of the municipality.This means that a larger transport capacity from south to north is required.In order to design the biogas grid all relevant CHP plants in the municipalitywere interviewed. Based these interviews the required design data for theconsumers were defined. See Table 5.Table 5PlantDesign data for the biogas gridBiogasconsumption[m 3 (n)/year]Necessaryinput power[MW]Requiredamount ofbiogas[m 3 (n) biogas/h]Tim KV 2.623.100 2,8 430Videbæk KV 12.868.300 13,4 2061Troldhede KV 1.519.700 2,2 338Skjern KV 15.291.600 12,8 1969Lem KV 7.751.200 6,4 986Ringkøbing KV 15.029.400 12,8 1969Spjald KV 4.108.900 7,4 1138Hvide Sande KV 12.707.500 12,8 1969Kloster KV 1.621.200 1,8 277Ådum KV 991.700 1,8 277With these design data a biogas grid was designed. The result is shown inFigure 3.

DGC-report 21Figure 3 Design of the biogas grid connecting the biogas producers withthe CHP plants and the natural gas gridAs shown in the figure it was chosen to include two grid compressors in thesystem. This allows for reduced diameters of the pipes. The savings due toreduced pipe dimensions can remunerate the investment and the operation ofthe two compressor stations.The investment costs of the system shown in Figure 3 would be:Main grid: 131 mio. DKKGrid at end users: 50 mio. DKKGrid compressors: 5 mio. DKKUpgrading units: 45 mio. DKKConversions at CHPs 116 mio. DKK 1Total:347 mio. DKK excl. VAT1 includes modification of existing engines and installation of new engines

DGC-report 228.1.1 Alternative application of the biogasHMN Naturgas I/S examined the possibilities of upgrading and injecting theentire biogas production into the natural gas grid. It turned out that the 40bar distribution grid in the municipality has sufficiently high capacity totake the entire biogas production.This solution means that the biogas grid can be established in smaller dimensionsand, in addition, parts of the grid can be omitted. Upgrading allbiogas also means that the modifications at the CHP plants including conversionand replacement of gas engines will be superfluous, as they will besupplied as they are today. The result will be significantly lower investmentscosts. Instead of 347 mio. DKK, as shown above, the required investmentwill be 255 mio. DKK - including upgrading units. However, operationof the upgrading plants will lead to significantly higher operationand maintenance costs. The feasibility of the two solutions is described inSection 10.For further information on grid design please refer to Appendix 8.

DGC-report 239 Ownership and liabilityThe municipality of Ringkøbing Skjern has established a company called“Bioenergi Vest” (abbreviated BeV) to develop and promote the biogas vision.Beside the municipality, the local trade council and the agriculturalorganisation are involved in BeV. This section describes BeV’s view on apossible organizational framework.One of the purposes of BeV is to ensure a framework for the establishmentof the biogas plants. This includes obtaining the required financing as wellas distributing and trading the biogas.9.1.1 Organization of Bioenergi VestDue to the hard financial situation for farmers today the idea is that BeVwill be the owner of the biogas plants and a farmer or a group of farmer willlease the biogas plant from BeV. Both if it is a single farmer or a group offarmers who jointly leases a biogas plant, it is suggested that a biogas operationcompany is formed. This biogas operation company will lease the biogasplant, receive payment for the gas production and be responsible foroperation of the plant. The leasing model is only one solution. Privatelyowned biogas plants can produce and deliver biogas at the same conditionsas the leased plants.Within BeV it is planned to establish different companies. Each of thesecompanies will cover different areas from gas production, distribution totrade of gas and will 100 % owned by the BeV mother company.BeV leasing will be the owner of the biogas plants and, therefore, be responsibleof ensuring the required financing for biogas plants. Such a companywill be subject to “Varmeforsyningsloven” (Heat Supply Act), whichmeans that it will not be allowed to generate a profit. Furthermore, a commercialcompany will be established to be responsible for service andmaintenance of the biogas plants, optimizing the operation etc.As owning and operating a biogas grid are covered by “Varmeforsyningsloven”it is not allowed to generate a profit from these activities. Therefore,it is unlikely that a commercial partner will be interested in this activity.Furthermore, the Danish natural gas distribution companies are not allowed

DGC-report 24to own and operate biogas grids. Therefore, BeV will establish a companyfor setting up, owning and operating the biogas grid.Within BeV a commercial company to handle the trade of biogas will be setup. The company will buy the biogas from the biogas operation companiesand sell it to local CHP plants and to another company that will upgrade thebiogas to be distributed via the natural gas grid. The gas trading companywill act in a market with other commercial entities.9.1.2 Required agreementsResponsibilities as well as financial relationships must be defined in a wayto satisfy all individual partners as well as to encourage all partners to actoptimally in relation to the entire system. In order to make such a systemwork as smoothly as possible a number of agreements between the differententities must be made.Some of these agreements are as follows.Agreement between the BeV leasing company and the biogas operationcompany about leasing of biogas plants.Agreement between the BeV trading company and the biogas operationcompany and gas consumers about gas trade. As the gas requirementsof the CHP plants involve substantial seasonal fluctuationsthese agreements could include seasonal depending gas pricesin order to match to match the biogas production and the local heatdemand.Agreement between the BeV operation company and the biogas servicecompany about service and maintenance of the biogas plant.Agreement between biogas producers and the BeV grid company regardinggas quality. The different gas consumers have different requirements.Therefore, it is suggested that the biogas quality shouldnot satisfy all costumers. Final gas cleaning can take place at theconsumers.For further information, please refer to Appendix 7.

DGC-report 2510 Business modelsThe Ringkøbing-Skjern Municipality plans a staged implementation of theirbiogas vision. First stage involves establishment of five biogas plants, whichwill be connected to the CHP plant in Skjern.Second stage involves an expansion of the first stage to a grid that connectsthe 11 CHP plants mentioned earlier with around 60 biogas plants and atotal methane production of 60 million m 3 . This corresponds to the base casedescribed in Section 3.The staged approach has a number of advantages. One is that a successfulimplementation of the overall biogas vision requires huge investments. Afirst stage can be used for convincing investors of the viability of the vision.This will require well-operating demonstration plants with high gas yields.A first stage can also be used for revealing technical and organizationalchallenges that must be handled before implementation of a second stage.10.1.1 Applied economical key figuresBiogas grid: Average price is 875.000 DKK per km.Value of biogas for CHP plans: 4,12 DDK/ m 3 of methane. The valuevaries significantly and depends on prices of natural gas, requiredengine modifications in order to be able to run on biogas, how electricityis sold etc. (See Appendix 4).Value of biogas upgraded to natural gas quality: 4,83 DKK per m 3 ofmethane.Furthermore, investments cost of biogas plant, operational costs have beenassessed.10.1.2 Assessment of Stage 1Stage 1 involves:5 biogas plants5 mio. m 3 of methane1 power plant35 km of gas grid

DGC-report 26The minimum gas requirement of the CHP plant exceeds the biogas productionof the five biogas plants. This means that there is no surplus of biogasand, therefore, biogas upgrading is not necessary.In order to establish and operate a biogas gas system that can handle anddistribute biogas from the biogas plants the CHP plant BeV must charge0,68 DKK/m 3 of methane. This means that the price of the biogas paid tothe biogas plants is expected to be 3,44 DKK/m 3 of methane.This price must cover leasing expenses, manure handling, energy crops,operation and maintenance etc.10.1.3 Assessment of Stage 2Stage 2 involves:60 biogas plants60 mio. m 3 of methane11 power plant120 km of gas grid2 gas compressors2 upgrading unitsFor assessment of stage 2 three different business cases were examined.Case 2A: 48 mio. m 3 of biogas production is used at CHP plants forheat and power production. This corresponds to the heat demand thatis expected to be covered by biogas at the CHP plant. The remaininggas is upgraded to natural gas quality and distributed via the naturalgas grid.Case 2B: The entire biogas production is upgraded to natural gasquality and distributed via the natural gas grid.Case 2C: 48 mio. m 3 of biogas production is used at CHP plants forheat and power production. The remaining gas production will alsobe used at the CHP plants, but for power production only. The heatwill be cooled away.

DGC-report 27Financial key figures for the three business models 2A, 2B and 2C:Model 2Ao Farmers’ income from gas sale: 177 mio. DKK/year.o Simple payback period: 12 years .o Required transport fee to BeV: 0,36 DKK/m 3 CH 4(or 22 mio. DKK/year).Model 2Bo Farmers’ income from gas sale: 190 mio. DKK/year.o Simple payback period: 12 years.o Required transport fee to BeV: 0,85 DKK/m 3 CH 4(or 51 mio. DKK/year).Model 2Co Farmers’ income from gas sale: 160 mio. DKK/year.o Simple payback period: 12 years.o Required transport fee to BeV: 0,19 DKK/m 3 CH 4(or 11 mio. DKK/year).The required transport fee gives an account in balance.With the requisites given earlier it is shown that Model 2B will result in thehighest income from gas sale to the farmers, where the entire biogas productionis upgraded and sold as natural gas despite the significantly higher requiredtransmission.For further information and assessment of the sensitivity on the results ofthe requisites made, please refer to Appendix 8.

Appendix 1Produktion og afsætningWritten by DGC

1Biogasnettet i Ringkøbing-Skjern KommuneProduktion og afsætningTorben KvistNovember 2010Dansk Gasteknisk Center a/sHørsholm 2010

2IndholdsfortegnelseSide1 Indledning .................................................................................................................................... 32 Produktionspotentiale .................................................................................................................. 43 Biogas og gasapparater ................................................................................................................ 43.1.1 Villakedler ............................................................................................................... 43.1.2 Gasturbiner .............................................................................................................. 43.1.3 Gasmotorer .............................................................................................................. 44 Afsætning til kraftvarmeværker ................................................................................................... 55 Biogas og naturgasnettet .............................................................................................................. 75.1 Opgradering af biogas til naturgaskvalitet ............................................................................. 85.1.1 Opgraderingsteknologier ......................................................................................... 85.1.2 Opgraderingspriser .................................................................................................. 95.1.3 Sæsonvarieret biogasproduktion ........................................................................... 145.1.4 Betydning af biogasmængde ................................................................................. 166 Følsomhed overfor anden vedvarende energi. ........................................................................... 176.1.1 Solvarme ................................................................................................................ 176.1.2 Geotermi ................................................................................................................ 196.1.3 Biomasse ............................................................................................................... 227 Referencer .................................................................................................................................. 24

31 IndledningI Danmark er der stor fokus på øget produktion og anvendelse af biogas.Formålet med dette notat er at undersøge hvordan forholdet er mellem forventetbiogasproduktion og varmegrundlaget i Ringkøbing Skjern Kommuneog undersøge i hvilken grad det er muligt at anvende naturgasnettet til atudbalancere et misforhold mellem biogasproduktion og varmebehov.MERENærværende notat er en del af afrapporteringen af arbejdspakke 1 for projektet”Frame work for interaction between biogas and natural gas grids.Formålet med projektet er at undersøge mulighederne for etablering af etbiogasnet, til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynesmed naturgas.Notat er skrevet af DGC. HMN har leveret data omkring gasforbrug ogvarmegrundlag.Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet.

42 ProduktionspotentialeRinkøbing Skjern Kommune forventer biogaspotentialet svarer til en produktionpå 60 mio. m 3 metan pr. år. Af dette vil halvdelen kunne komme fragylle og halvdelen fra anden biomasse som energiafgrøder.3 Biogas og gasapparater3.1.1 VillakedlerI 2009 afsluttedes et projekt omkring nedgradering af gaskvaliteten i et naturgasnetfra naturgaskvalitet til biogaskvalitet. I den forbindelse blev mulighedenfor at anvende biogas i stedet for naturgas i bl.a. villakedler vurderet[1]. De seks største kedelbrænderleverandører blev forespurgt om deresvurdering af mulighederne for at tilpasse deres anlæg til biogas. Størstedelenaf installationerne vurderes ud fra en ren teknisk betragtning, at være uegnettil anvendelse med biogas. Ingen af installationerne er godkendt til biogas.Endvidere vil det ikke være muligt at udskifte gamle kedler med nye. Bygningsreglementetkræver ved nyinstallation kondenserende kedler, som ikkefindes på markedet til biogas.Det er derfor valgt at se bort fra villainstallationer som aftager af biogas.3.1.2 GasturbinerI området, der kan forsynes med biogas fra det planlagte biogas i Ringkøbing-SkjernKommune er der flere gasturbiner, der i dag kører på naturgas.Gasturbiner er betydelige mere følsomme overfor variationer i gaskvalitetend gasmotorer.Siemens er blevet kontaktet og det er vurderet deres turbiner ikke egner sigtil biogas med varierende gaskvalitet.Det er derfor valgt at se bort fra turbineanlæg som aftager af biogas.3.1.3 GasmotorerI området, der planlægges forsynet med biogas, er der en række decentralekraftvarmeværker med naturgasfyrede motorer. Disse kan konverteres tilbiogasdrift. For mere information om konvertering af naturgasmotor til biogasrefereres til Appendix 5.

I Tabel 1 angivet en liste med hvilke motormodeller der er og på hvilkekraftvarmeværker de er installeret. I visse tilfælde vil man formentlig vælgeat installere nye motorer, der dedikeres til biogasdrift i stedet for at konvertereeksisterende motorer til biogasdrift.Tabel 1. Eksisterende naturgas fyrede gasmotoranlæg, der kan forsynes fradet planlagte biogasnet.5Værk Type ModelSpjald KVV Motor Rolls Royce KVGS-18G4Troldhede FVV Motor Caterpillar G3500Videbæk Energifor. Motor Niigata 18V26HX-6Motor WärtsiläCW220_S6_18VMotor JenbacherJMS620GSNLCE12Ringkøbing FVV Motor Wärtsilä 20V24S6Tim FVV Motor Caterpillar G3500Lem FVV Motor Caterpillar G3616Ådum KVV Motor Jenbacher JMS316GSNLCKloster KVV Motor Jenbacher JMS300Hvide Sande FVV Motor Caterpillar G3616Motor Caterpillar G3616Ørnhøj - GrønbjergKVV Motor Caterpillar G35164 Afsætning til kraftvarmeværkerDecentrale kraftvarmeværker skal dække varmebehovet, der svinger henoveråret, i deres respektive forsyningsområder. Derfor svinger brændselsforbrugetogså hen over året. Baseret på det faktiske naturgasforbrug de senestefem år for de i værker, der angivet i Tabel 1, er den mængde biogas,der potentielt kan afsættes til kraftvarmeværker blevet vurderet. Som eksempelpå naturgasforbruget på et kraftvarmeværk, er naturgasforbruget forde seneste 5 år for Spjald kraftvarmeværk, angivet i Figur 1. Forbrugsprofiletfor de øvrige kraftvarmeværker i området svarer til det viste.

6400.000350.000Naturgasforbrug / m 3300.000250.000200.000150.000100.0002005200620072008200950.0000jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov decFigur 1. Naturgasforbruget for Spjald Kraftvarmeværk for årene 2005-2009.Det samlede naturgasforbruget for alle de 11 anlæg, der vil kunne forsynesmed gas fra det planlagte biogasnet er vist i Figur 2. I figuren ses middelforbrugetfor årene 2005-2009, sammen med minimums- og maksimumsforbrugeti samme periode.8.000.0007.000.000Månedsforbrug i NG-ækvi. m 36.000.0005.000.0004.000.0003.000.0002.000.0001.000.0000jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov decGennemsnit min. værdi 2005-09 Max værdi 2005-09Figur 2. Hhv. gennemsnits, minimum og maksimalforbruget for årene 2005-2009 for de kraftvarmeværker, der kan forsynes med biogas fra det planlagtebiogasnet.

75 Biogas og naturgasnettetHMN naturgas har kontaktet de kraftvarmeværker, der kan forsynes medbiogas fra biogasnettet for at høre deres planer om konvertering fra naturgastil biogas, hvis der etableres et biogasnet.Bortset fra et enkelt værk har alle svaret at de var interesseret i at modtagebiogas. En række af de forespurgte anlæg, har svaret at de overvejer at installerenye biogasmotorer i stedet for at konvertere de eksisterende naturgasmotorer.Der vil i givet fald blive installeret motorer, der er mindre endde eksisterende naturgasmotorer. Herved fås nogle biogasmotorer, der i størrelsebedre svarer til varmebehovet om sommeren. Når biogasmotorer ikkekan levere den nødvendige varme, vil den resterende varme blive produceretpå de eksisterende naturgasfyrede motorer eller vha. af kedler afhængigt afmarkedsprisen for el.Det betyder at aftaget af biogas i vinterperioden vil være lavere end det potentialeder er vist i Figur 2. På baggrund af interviewundersøgelsen harHMN naturgas beregnet hvor stor en mængde biogas de decentrale kraftvarmeværkerforventes at ville aftage. Det er vist i Figur 3 sammen potentialetfor afsætning af gas til motorbaserede naturgasfyrede værker og den forventedebiogasproduktion.Af figuren fremgår det desuden at den forventede biogasproduktion er størreend det forventede biogasforbrug i perioden fra april til oktober. Det betyderat der skal findes en alternativ løsning. En mulig løsning er at opgradere denoverskydende biogas til naturgaskvalitet og afsætte den via naturgasnettet.

8Månedsforbrug i NG-ækvi. m 37.000.0006.000.0005.000.0004.000.0003.000.0002.000.0001.000.0000jan feb mar apr maj junjul aug sep okt nov decGns. gasforbrug Biogasproduktion Forventet biogasforbrugFigur 3. Biogasproduktion og biogasforbrug på kraftvarmeværker forbundettil biogasnettet.5.1 Opgradering af biogas til naturgaskvalitetFor at biogas kan afsættes til naturgasnettet kræves gassen renses og CO 2indholdet skal fjernes (kaldet opgradering).Der findes en række forskellige teknologier til opgradering af biogas. I nedenståedebeskrives de tre mest konventionelle opgraderingsteknologier,nemlig PSA anlæg, vandskrubberanlæg og aminskrubberanlæg.5.1.1 OpgraderingsteknologierPSA står for Pressure Swing Adsorption. Det er et meget sigende navn fordenne teknologi. I PSA anlæg separeres CO 2 fra metan ved adsorption på etfast materialer, typisk aktivt kul under tryk. Et PSA anlæg består af en række,typisk 4-6, parallelle beholdere med adsorptionsmateriale. Hver beholderarbejde i fire forskellige faser, adsorption, tryksænkning, regenerering ogtrykøgning. Under adsorption føres den komprimerede biogas ind gennembeholderens bund. Mens gassen ledes op gennem beholderen adsorberesCO 2 på overfladen af adsorptionsmaterialet. Gassen, der passerer adsorptionsmaterialet,indeholder omkring 97 % metan. Når adsorptionsmaterialet erved at være mættet med CO 2 , ledes den ikke-opgraderede biogas til en beholdermed regenereret adsorptionsmateriale. Beholderen med det mættede

9adsorptionsmateriale regenereres, hvilket sker ved at trykket i beholderensænkes trinvist.I Vandskrubberanlæg udnyttes at CO 2 og metan har forskellig opløselighedi vand, og at opløseligheden stiger ved stigende tryk. Processen fungererved at komprimeret biogas ledes ind i bunden af en skrubber eller vasketårn,hvor den kommer i kontakt med vand, der ledes ind i toppen at skrubberen.Skrubberen indeholder fyldelegemer, der sikrer god fysisk kontaktmellem gas og vand. Ud af skrubberen kommer renset gas. Foruden CO 2indeholder vaskevandet en del opløst metan. For at genindvinde denne metansænkes trykket i en flashtank. Her udnyttes det, at metan lettere desorberesend CO 2 . Den desorberede metanholdige gas fra flashtanken føres tilbagetil den rå biogas. Vandet fra flashtanken ledes herefter over i stripperen,der ligesom skrubberen indeholder fyldelegemer. Heri strømmer vandet imodstrøm med luft, hvorved den opløste CO 2 desorberes fra vandet og følgermed luften ud af stripperen.Aminvaskeanlæg minder en del om trykvandsanlæg. I begge tilfælde bringesbiogassen i fysisk kontakt med en væske i en skrubber, hvor CO 2 går fragasfasen og over i den modstrømmende væske og følger denne ud af skrubberen,og renset biogas kommer ud gennem toppen af skrubberenI modsætning til trykvandsanlæg, hvor CO 2 opløses i vandet, sker der iskrubberen på aminvaskeanlæg en egentlig kemisk reaktion med den cirkulerendevæske og den tilstedeværende CO 2 . I stripperen hæves temperaturenaf den cirkulerende væske, hvilket medfører, at optagne CO 2 atter frigives.For yderligere information om opgradering henvises til [2] og [3].5.1.2 OpgraderingspriserI forbindelse med ForskNG projektet ”Biogas til nettet” [2], er udført endetaljeret beskrivelse af opgraderingspriser. Denne er udført med udgangspunkti en biogasproduktion på 650 m3/h. I 2008 udgav Frauenhofer en rapporthvori opgraderingspriser for forskellige anlægstyper og –størrelser [4].Omkostningerne er opdelt på drifts- og kapitalomkostninger. Som det fremgåraf Figur 4, der viser opgraderingsomkostninger for forskellige anlægstyperog –størrelser, falder den specifikke opgraderingspris (målt som €cent

10pr. kWh opgraderet gas) med stigende anlægsstørrelse indtil anlæggene nåren størrelse på er med kapacitet større end 1000 m 3 biogas pr. time. Herefterfalder prisen kun beskedent for større anlæg.Figur 4. Specifik opgraderingspris for forskellige anlægsstørrelser. Efter[3].I det følgende er det derfor valgt at tage udgangspunkt data fra Fraunhofer.Forudsætninger gjort af Fraunhofer:Rente 6 %Afskrivningsperiode 15 årAntal driftstimer 8000 timer pr. årMetanindhold i biogas 53 %Elpris (15 €cent/kWh) 1,12 kr/kWhI forbindelse beregning af omkostninger til opgradering af biogassen til naturgaskvaliteter der taget udgangspunkt i Fraunhofers data. Dog er der følgendeændringer. Der regnes med en elpris på 0,80 kr/kWh Det antages, at prisen på opgradering er den samme for en biogasmed et metanindhold på 53 % og en biogas med et metanindhold på65 % som er typisk for gyllebaseret biogas.For PSA anlæg og vandskrubberanlæg er denne antagelse rimelig. Det skyldes,at den væsentligste driftsomkostning for disse to teknologier er omkostningtil elforbrug i forbindelse med komprimering af biogassen. Detbetyder, at omkostninger pr. mængde opgraderet metan er højere for en biogasmed et lavt metanindhold end en biogas med et højt metanindhold. For

11et amin-anlæg udgør omkostningen til regenerering af skrubbermediet envæsentlig omkostning. Der betyder, at med de til rådighed værende oplysningerer det ikke umiddelbart muligt at vurdere hvor god denne antagelse erfor aminvask.teknologien. Med denne teknologi er det dyrere at opgradereen gas med et høj CO2 indhold da der er mere CO2, der skal fortrænges fraskrubbermediet. Dvs. det er samme tendens som for de to øvrige teknologier.Det er valgt at tage udgangspunkt i en anlægsstørrelse på 1000 m3/h. Forstørre anlæg f.eks. 2000 m3/h er den specifikke pris stort kun lidt lavere endfor et 1000 m3/h anlæg, jf. Figur 4. De forskellige leverandører af opgraderingsanlæghar anlæg i forskellige størrelser i deres produktportefølje. Eteksempel på dette er vist i Figur 5. Dvs. har man f.eks. et opgraderingsbehovpå 5.300 m3 biogas pr. time kan det stykkes af flere anlæg f.eks. 1GR24, 2 GR12 og 1 GR6. Herved fås et system med en opgraderingskapacitetfra 300 – 5400 m3 biogas pr. time. Det store driftsområde vil i dettetilfælde være hensigtsmæssigt da opgraderingsanlægget ikke skal behandleen konstant mængde biogas, men en mængde der varierer afhængig af årstiden.Figur 5. Forskellige størrelser af opgraderingsanlæg fra Malmberg produktportefølje.På baggrund af ovenstående er størrelsen af de specifikke driftsomkostningerog de årlige kapitalomkostninger blevet bestemt for et 1000 m3/h anlæg,se Tabel 2. Af tabellen fremgår det at kapitalomkostninger i forbindelse mednettilsætningen udgør mere end 60 % af kapitalomkostningerne til selve

opgraderingen. Det skyldes at til måling og kontrol af gaskvalitet indgår ogkomprimering til 40 bar er medtaget under denne post.12Tabel 2. kapital og driftsomkostning for opgraderingsanlæg til behandlingaf 1000 m 3 biogas pr. time. Bestemt på baggrund af [3].CarboTech(PSA anlæg)Malmberg MT Energie(vandskrub (Aminber) anlæg)Kapitalomkostninger, opgradering.mio. kr/år 1,42 1,31 1,20Kapitalomkostninger, Nettilsætning. mio. kr/år 0,84 0,84 0,84Driftsomkostningopgradering kr/m3 CH 4 0,38 0,37 0,51DriftsomkostningNettilsætning kr/m3 CH 4 0,067 0,067 0,067Dvs. at hvis der vælges et vandskrubberanlæg er der faste omkostninger på2,15 mio. pr. år for et for et opgraderingsanlæg og nettilsætning med en kapacitetpå 1000 m 3 biogas pr. time. Derudover er der driftsomkostningersvarende til ca. 0,44 kr./m 3 opgraderet metan.Den mængde biogas, der skal opgraderes og afsættes via naturgasnettet erforskellen mellem biogasproduktion og biogasforbruget på kraftvarmeværkerne.Med en biogasproduktion som forventet af Ringkøbing-SkjernKommune på 60 mio. m 3 metan pr. år og det der forventes af kunne afsættestil kraftvarmeværker (se Figur 3), bliver den del af biogasproduktionen, derskal opgraderes som vist i Figur 6. Heraf ses der i perioden december tilmarts er biogas produktionen ikke tilstrækkelig til at dække varmebehovet,mens der i perioden april til november er en overproduktion at biogas i forholdtil forbruget. I vinterperioden hvor den overskydende biogasmængde ernegativ skal der suppleres med er andet brændsel.

133.000.000Overskydende biogasmængde / m 3 NG ækv.2.500.0002.000.0001.500.0001.000.000500.0000‐500.000‐1.000.000‐1.500.000‐2.000.000jan mar maj jul sep novFigur 6. Overskydende biogasproduktion når kraftvarmeværkerne i områdethar dækket varmebehovet.Som det fremgår af Figur 6 er der i juli et overskud af biogas på omkring 2,3mio. m 3 naturgas ækvivalenter forhold det forventede gasforbrug gasmotoranlæggene.Det svarer til ca. 5.333 m 3 biogas pr. time. Det betyder, at hvishele denne biogasmængde skal opgraderes og distribueres via naturgasnettetvil opgraderingsanlægget kunne få 3.145 ækvivalente fuldlaststimer pr. år.Det vil resultere i en opgraderingspris på 1,49 kr. pr. m3 metan. Det samledebiogas overskud er 10,9 mio. m 3 metan pr. år. Se Tabel 3. Heraf fremgårogså at det koster 18 øre/m 3 produceret biogas at opgradere den del af produktionen,der ikke kan afsættes til kraftvarme.Tabel 3. Dimensionerende biogasmængde, antal fuldlaststimer og opgradereringspriserved opgradering af biogassen, der ikke kan afsættes til kraftvarmeværker.ForventetafsætningDimensionerendegasmængdeDimensionerendegasmængdem 3 /månednaturgasækv.2.226.069m 3 /h biogas 5.333Ækv. fuldlasttimer h 3.145Opgraderingspris kr/m 3 CH 4 1,49Opgraderingsomkostninger Mio. Kr./år 17,7Kr./m3 biogasprod.Opgraderingsomkostninger0,18

14I stedet for at opgradere hele den overskydende biogasmængde, kan manvælge anvende en del af gassen i gasmotorerne, selvom der ikke er et varmebehov,der skal dækkes. Det betyder, at biogassen vil blive brugt elproduktion,mens varmeproduktionen må bortkøles. Herved vil man kunne nøjesmed et mindre opgraderingsanlæg, der så vil få flere driftstimer og dermedlavere opgraderingsomkostninger. Af Tabel 4 fremgår det hvor megetopgraderingsomkostningerne falder ved reduceret opgraderingskapacitet oghvor stor en del af den overskydende biogas, der ikke opgraderes, men måanvendes elproduktion uden samhørende varmeproduktion.Tabel 4. Opgradereringspriser mv. ved forskellige opgradereringskapaciteter.Biogasaftag til gasmotorer er sat til det forventede jf. Figur 3.Opgraderingskapacitetm 3 /h (biogas)5.333 4.333 3.333 2.333Ækv. fuldlasttimer h 3145 3494 3855 4208Opgraderingspris Kr./m 3 CH 4 1,49 1,39 1,30 1,23Andel af overskud, derikke opgraderes- 0% 10% 23% 41%Opgraderingsomkostninter Mio. Kr./år 16,3 13,7 10,9 7,85.1.3 Sæsonvarieret biogasproduktionDet er til vis grad muligt at sæsonvariere gasproduktionen fra biogasanlægså den tilpasses varmebehovet på kraftvarmeværker. Det kan gøres ved atanvende en højere andel af biomasse med et forholdsvist højt gaspotentialeom vinteren og end om sommeren. Der er dog forskellige opfattelser af hvormeget det er mulig at sæsonvariere produktionen [5]. For at vurdere indflydelsenaf en varieret gasproduktion er der udført beregninger med tre forskelligetænkte gasproduktionsprofiler. Fælles for dem er, at årsproduktionener den samme som i de ovenfor beskrevne beregninger. Biogasproduktionener tænkt sæsonvarieret sådan at produktion er hhv. 5, 10 og 15 %højere om vinteren i forhold til konstant produktion og 5, 10 og 15 % lavereom sommeren i forhold til konstant produktion De tre produktionsprofiler ervist i Figur 7 sammen med et profil svarende til konstant produktion og forventetbiogasforbrug.

156.000.000Biogasmængder / m 3 NG ækv.5.000.0004.000.0003.000.0002.000.0001.000.0000jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov decKonstant produktion Forventet biogasforbrug +/- 5 % +/- 10 % +/- 15%Figur 7. Forventet biogasforbrug og forskellige tænkte produktionsprofiler.For alle produktionsprofiler er der regnet med at hele den overskydendebiogasproduktion opgraderes. Resultatet er vist i Tabel 5. Heraf fremgår detat driftstimetallet vil øges markant hvis der er muligt sæsonvariere biogasproduktionenog som følge deraf vil de specifikke opgraderingsomkostningerne(kr. pr. mængde gas) falde fra 1,49 kr./m 3 opgraderet CH 4 ved konstantbiogasproduktion til 1.20 kr./m3 CH 4 ved en sæson variation hvor produktionenreduceres om sommeren og øges om vinteren på 15 %.

Tabel 5. Effekt af sæsonvarieret biogasproduktion på opgraderingspris oganvendelse af biogassen.16Produktionsprofil± 0% ± 5 % ± 10 % ± 15%Timer 3145 3300 3701 4347Opgraderings-kapacitet m3/h 5333 4768 4168 3533Opgraderingspris,Fuldlasttimer, opgraderingsanlæg.OpgraderingsomkostningerOpgraderingsomkostningerAnvendelse af biogassenkr/m3CH4Mio.Kr./årKr./m3biogasprod.1,49 1,45 1,34 1,2016,3 14,8 13,4 12,00,18 0,16 0,15 0,13Kraftvarme 79,5% 80,8% 81,1% 81,2%Opgraderet 20,5% 19,2% 18,9% 18,8%5.1.4 Betydning af biogasmængdeSom tidligere nævnt regner Ringkøbing Skjern Kommune med biogasproduktionsvarende til 60 mio. m 3 metan pr. år. For at vurdere hvor meget opgraderingsprisenafhænger af den biogasmængde, der skal opgraderes, erudført beregninger med en reduceret gasproduktion. Det vil betyde, at derskal anvendes mere naturgas i vinterperioden og at der er en mindre biogasmængde,der skal opgraderes og afsættes via naturgasnettet. Hvis der istedet for en biogasproduktion på 60 mio. m 3 metan regnes med 80 % afdenne vil biogasmængden, der skal opgraderes falde markant. Af Figur 8ses, at med den lavere biogasproduktion vil der kun være overskydende gas,der ikke kan afsættes til kraftvarmeværker i fire måneder om året. Det krævernaturligvis lavere opgraderingskapacitet, men også i færre ækvivalentefuldlaststimer og dermed højere specifik opgraderingspris - se Tabel 6.

17Overskydende biogasmængde / m 3NG ækv.3.000.0002.500.0002.000.0001.500.0001.000.000500.0000‐500.000‐1.000.000‐1.500.000‐2.000.000Forventetbiogasproduktionjan mar majjul sep novOverskydende biogasmængde / m 3NG ækv.3.000.0002.500.0002.000.0001.500.0001.000.000500.0000‐500.000‐1.000.000‐1.500.000‐2.000.00080 % af forventetbiogasproduktionjan mar majjul sep novFigur 8. Overskydende biogasproduktion når kraftvarmeværkerne i områdethar dækket varmebehovet ved to forskellige biogasproduktioner.Tabel 6. Indflydelsen af biogasproduktion på opgraderingspris.Forventetproduktion80 % afforventetDimensionerende m 3 /hgasmængde biogas5.333 3279Ækv. fuldlasttimer h 3.145 2.467OpgraderingsprisOpgraderingsomkostningerOpgraderingsomkostningerKr./m 3CH 4Mio.Kr./årKr./m3biogasprod.1,49 1,7916,3 9,40,18 0,136 Følsomhed overfor anden vedvarende energi.Anden VE end biogas, som solvarme, geotermi og biomasse, kan anvendestil at dække et varmebehov. Udnyttelse af anden VE vil have indflydelse påindpasningen af biogassen. Dette beskrives kort i det følgende.6.1.1 SolvarmeDer er stor interesse for anvendelse af solfangeranlæg til produktion af var-

18me på kraftvarmeværker i Danmark. Da solindfaldet er størst om sommeren,hvor varmebehovet er mindst, vil solvarme kun kunne dække en begrænsetdel af varmebehovet med mindre der etableres sæsonlagre.Et dimensioneringsgrundlag, der har været anvendt flere steder er, at solvarmeanlæggetskal dimensioneres til netop at kunne dække varmebehovetnår varmeproduktionen fra solvarmeanlægget er størst. På Figur 9 er vist ettypisk varmeproduktionsprofil for et solfangeranlæg.Figur 9.Sæsonvariation i varmeproduktion fra typiske solfangeranlæg iDanmark. Fra [6].Der er regnet på nogle scenarier med forskellige produktioner af solvarme.Fælles for alle beregninger er at produktionsprofilet angivet i Figur 9 er anvendt.På de lokale kraftvarmeværker anvendes gas til hhv. produktion af el ogvarme på motoranlæg og til varmeproduktion på kedelanlæg. Ved anvendelseaf Energiproducenttællingen er det bestemt at i 2006 blevet 62 % af energieni den forbrugte gas på kraftvarme anlæggene i område konverteret tilvarme. Det er denne varmeproduktion, der potentielt kan dækkes af solvarmeeller anden VE. Det svarer til den lilla kurve benævnt ”Samlet varmegrundlag”på Figur 10. Figuren viser biogasproduktion og biogasforbrug påkraftvarmeværker forbundet til biogasnettet samt varmegrundet for biogas idet tilfælde hvor 50 % af varmebehovet dækkes vha. solfanger i den månedmed lavest varmebehov.

19Figur 10. Biogasproduktion og biogasforbrug på kraftvarmeværker forbundettil biogasnettet samt varmegrundet for biogas i det tilfælde hvor50 %af varmebehovet dækkes vha. solfanger i den måned med lavest varmebehov.Tabel 7. Indflydelse af på opgraderingsomkostninger.Solvarmeandel - sommer 0% 25% 50% 75% 100%Dimensionerende gasmængdem 3 /h biogas5333 6568 7803 9038 10273OpgraderetMio. m 3CH 4 /år 10,9 13,1 16,4 19,7 23,0Omkostninger til opgradering mio. kr/år 16,3 19,9 24,0 28,1 32,3Omkostninger til opgradering[kr/m 3 biogas produceret]0,18 0,22 0,26 0,31 0,356.1.2 GeotermiI den danske undergrund er der vand, der har en temperatur, der er tilstrækkelighøj til at det kan være interessant at anvende det til fjernvarme produktion.Princippet er illustreret i Figur 11. Varmt vand pumpes fra undergrundenet sted og det afkølede vand pumpe ned et stykke derfra. Udnyttelsen afvarmen kan ske enten med eller uden brug af varmepumper.

20Figur 11. Princippet i geotermisk varmeDer er i dag to anlæg i drift og der er ansøgninger om e række flere anlæg,se nedenfor. De to anlæg i drift er:Thisted• Produktion siden 1984• 2 boringer, 1,3 km, 44 °CogMargretheholm• Produktion siden 2005• 2 boringer, 2,6 km, 73 °C.Derudover er givet tilladelse til et anlæg i Sønderborg og der er ansøgt omen række andre anlæg, bl.a. et anlæg i Viborg.Det er dog ikke alle områder der egnede til geotermi. Som det fremgår afFigur 12, er der f.eks. ikke noget potentiale for ydnyttelse af geotermi iRingkøbing-Skjern Kommune.For det planlagte anlæg i Viborg planlægger man at prioritere biogas overvarme fra geotermianlægget. Dvs. hvis varmegrundlaget er for lavt til atkunne aftage varmeproduktion fra kraftvarmeproduktion på biogas og geotermiprioriteres geotermi lavere og man stopper geotermiproduktionen når

21det er tilfældet. Tilsvarende stopper man i Thisted geotermianlægget nårvarmeproduktionen fra affaldsanlægget dækker varmebehovet, .Figur 12. Geotermipotentialer i Danmark. Fra [7].

22Figur 13, Driftsfilosofi for det planlagte geotermianlæg i Viborg. Fra [8].Figur 14, Fordeling af varmeproduktion for Thisted Varmeforsyning i 2008.Fra [9].6.1.3 BiomasseBiogasbaseret kraftvarme og varme- eller kraftvarmeproduktion baseretbiomasse som flis eller halm. Som det er illustreret på Figur 14, behøver

23ikke at konkurrere om det samme varmegrundlag. Disse brændsler er lagerstabileog kan derfor gemmes til der er behov for varmen.Hvis der er modstridende interesser der gør at der bliver produceret varmepå biomasse som fortrænger varmegrundlag for biogasanlæg, vil det svaretil et scenarie med lavere andet forhold mellem varmegrundlag og biogasproduktion.Se afsnit 5.1.4.

247 Referencer[1] Nedgradering af gaskvaliteten i naturgasnettet. DGC Rapport, R0905,2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/nedgradering.pdf[2] Biogas til nettet. DGC Rapport, R0904, 2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/biogas_til_nettet.pdf[3] Petterson, A. et al. Biogas upgrading technologies – developments andinnovations, IEA report October 2009[4] Urban W, Girod K, Lohmann H. Technologienund Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung indas Erdgasnetz. Ergebnisse der Markterhebung2007–2008. Fraunhofer UMSICHT. 2008.[5] Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark – Rammebetingelserog tekniske forudsætninger. DGC Rapport, R0906, 2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/oeget_biogas.pdf[6] Technology data for energy plants. June 2010. Energinet.dk and DanishEnergy Agency. http://www.ens.dk/Documents/Netboghandel%20-%20publikationer/2010/Technology_data_for_energy_plants.pdf[7] Geotermi i Danmark, konferenceindlæg af Søren Frederiksen, Energistyrelsen.IDA arrangenment 21.01.2010.[8] Geotermianlæg i Viborg indlæg af Henry Juul, Viborg Fjernvarme.IDA arrangement 21.01.2010.[9] Thisted varmeforsyning a.m.b.a. Årsrapport 2008, Driftsbudget 2009.

Appendix 2Forøget biogasandel i energisystemet-Behov for systemydelserWritten by DGC

DGC-notat 1/19Forøget biogasandel i energisystemetBehov for systemydelserTorben KvistProjektnotatDecember 201006-01-2011

DGC-notat 2/19INDHOLDSFORTEGNELSEINDLEDNING ........................................................................................................ 3ANVENDELSE AF BIOGAS ................................................................................. 3BIOGAS OG GASSYSTEMET .............................................................................. 4Forudsætninger ............................................................................................................... 4Det danske gassystem ..................................................................................................... 5Indflydelse af biogas på gassystemet ............................................................................... 6Forbrugere ........................................................................................................................ 6Distributions- og fordelingsnet ......................................................................................... 7Transmissionsnettet.......................................................................................................... 8Gaslagre ............................................................................................................................ 8BIOGAS OG ELPRODUKTION ....................................................................... 13Samfundsøkonomisk værdi af prisfleksibel elproduktion ...............................................14Værdi af lagring af biogas ............................................................................................... 17REFERENCER .................................................................................................... 19

DGC-notat 3/19IndledningI Danmark anvendes biogas primært til lokal kraftvarme. Andre steder somf.eks. i Sverige og Tyskland anvendes gassen også til andre formål. I disselande raffineres en del af biogassen – kaldet opgradering – sådan at gassenopnår en kvalitet svarende til naturgas. Det muliggør, at biogassen kananvendes i transportsektoren eller afsættes via naturgasnettet på lige fodmed naturgas.Biogassen produceres i en nogenlunde jævn strøm henover året. Det er dogmuligt til en vis grad at sæsonvariere biogasproduktionen. På de danskebiogasanlæg er der ofte installeret et gaslager, der kan indeholde nogletimers gasproduktion og på de kraftvarmeværker, som anvender biogassen,er der typisk installeret varmelagre, der kan lagre op til et par dagesvarmeproduktion. Det giver en vis, men begrænset, fleksibilitet i forhold tilat kunne producere el og varme i forhold til aktuelle behov.Hvis biogassen opgraderes og afsættes via naturgassystemet, vil dettesystem kunne fungere som lager for biogassen. I modsætning til el, der ikkelagres, og varmeproduktion, der lagres op til et par dage, tilbydernaturgassystemet mulighed for længere tids lagring af biogas. Dennemulighed har dog en pris, idet det kræver, at biogassen opgraderes tilnaturgaskvalitet ligesom der er omkostninger forbundet med selvelagringen.Formålet med dette notat er at vurdere, hvordan biogasproduktion passer indi de eksisterende el- og gassystemer. Det vurderes, om biogasproduktionaflaster eller belaster de eksisterende systemer.Anvendelse af biogasSom nævnt anvendes biogas i Danmark primært til kraftvarmeformål, hvorhele elproduktionen afsættes til elsystemet, og den tilhørendevarmeproduktion afsættes via fjernvarmesystemet. Det sker ved, atbiogassen afbrændes i gasmotorer.Fordelen ved dette er, at man undgår at afsætte biogassen til naturgasnettetog dermed omkostningen, der er forbundet med at opgradere tilnaturgaskvalitet. Ulempen er, at man er begrænset af størrelsen af det lokalevarmebehov. Der bortkøles i dag i gennemsnit en varmemængde svarende15 % af den samlede biogasproduktion [1].

DGC-notat 4/19Biogas og gassystemetForudsætningerFor at kunne vurdere betydningen af biogas for behovet af systemydelser erdet nødvendigt at gøre nogle antagelser og opstille nogle forudsætninger. Iforbindelse med dette arbejde opstilles følgende forudsætninger:• Biogas, der anvendes på kraftvarmeværker, kan sidestilles mednaturgas. Det indebærer, at det er antaget, at el- ogvarmevirkningsgrader er som for anvendelse af naturgas. Detbetyder, at biogas kan erstatte naturgas i forholdet 1:1 (påenergibasis).• Gassystemet vil i nær fremtid se ud som nu. I dag ernaturgasforbruget total dominerende i forhold til biogasforbruget.Der bruges 165 PJ naturgas og ca. 4 PJ biogas pr. år [2].Naturgasforbruget er svagt faldende, og det forventes, atbiogasproduktionen vil stige i fremtiden. Det er forudsat, atnaturgassen også fremover vil være dominerende i forhold til biogas.Det betyder, at selvom der tilsættes biogas til naturgassystem, vil detikke ske i mængder, der grundlæggende vil ændre systemet. Lokaltkan der dog blive tale om forholdsvis store mængder biogas, sånaturgassen visse steder ikke længere vil være dominerende.• Der vil stadig være naturgasproduktion i Nordsøen, og man vilstadig have behov for en forbindelse til Tyskland og Sverige.• Gasforbruget er upåvirket af, at biogas opgraderes og injiceres inaturgassystemet. Det betyder, at den biogas, der måtte bliveinjiceret i naturgasnettet, vil fortrænge en tilsvarende mængdenaturgas (på energibasis).

DGC-notat 5/19Figur 1. Energistyrelsens og Energinet.dk’s fremskrivninger af naturgasforbrugeti Danmark. Fra [5].Det danske gassystemNedenstående beskrivelse er baseret på [4]. Det danskegastransmissionssystem består af opstrømsrørledninger i den danske del afNordsøen, og af transmissionsledninger på land. Transmissionsledningernegår på langs (Aalborg-Ellund) og tværs Nybro-Dragør) af Danmark, ogdistributionsledningerne består af et net af rørsystemer ud til forbrugerne.Herudover består gastransportsystemet af et gasbehandlingsanlæg (Nybro)og to underjordiske gaslagre (Stenlille og Lille Torup), se Figur 2.Figur 2. Overordnet gasinfrastruktur i Danmark. Fra [4].Naturgassen fra den danske del af Nordsøen transporteres i land nord forEsbjerg ved et tryk på op til 138 bar. På land passerer naturgassen gennemet gasbehandlingsanlæg i Nybro. Her kontrolleres og måles gaskvaliteten,og trykket reduceres til det maksimale landledningstryk på 80 bar.

DGC-notat 6/19Fra Nybro sendes gassen ud til kunderne i ind- og udland eller til lagring pået af de to underjordiske gaslagre. Lagrene fyldes typisk op isommermånederne, når gasforbruget er lavt. Når det bliver koldere, ogforbruget overstiger de daglige gasleverancer fra Nordsøen, suppleres dermed gas fra lagrene. Endvidere anvendes lagrene til nødforsyning.Måler- og regulatorstationerne (M/R-stationerne) er etableret langstransmissionsledningerne med det formål at forsyne de lokaledistributionsnet. Her sker måling af gasstrømmen og tilsætning af lugtstof tilgassen.Distributionssystem består af et fordelingsnet og et distributionsnet. Fra MRstationerne på transmissionssystemet sænkes gastrykket til ca. 40 eller 20bar. Herfra fordeles gassen til de lokale distributionsnet.Distributionsnettene opereres ved op til 4 bar, og det er derfra gaskunderneforsynes. Der er dog enkelte kunder, der forsynes fra de overliggende net.F.eks. forsynes Avedøreværket, H.C. Ørstedsværket og Skærbækværketdirekte fra transmissionssystemet.Distributionsnettene er udført i plast, mens fordelings- ogtransmissionsnettet er udført i stål.For yderlig information henvises til [4].Indflydelse af biogas på gassystemetI det følgende vurderes hvordan en øget biogasudbygning vil kunne påvirkeforskellige dele af det danske gassystem.ForbrugereDet er tidligere forudsat at gaskundernes gasforbrug ikke påvirkes af en evt.øget biogasproduktion. Driftsmønsteret på kraftvarmeværker, der måttekonvertere fra naturgas til biogas, vil måske få et ændret gasforbrug. Detskyldes, at de fleste decentrale naturgasfyrede værker afsætter elproduktionenpå markedsvilkår. Disse værkers mål er primært at dække etlokalt varmebehov. Det betyder, at varme produceres sammen med el påmotorer, når elprisen er tilstrækkelig høj, og når prisen ikke er høj nok til atdække omkostningerne, der er forbundet med motordrift, dækkesvarmeproduktionen af kedler.Pga. tilskudsforholdene kan der være situationer, hvor man producerer el påbiogas, hvor man ellers ville have dækket varmebehovet vha. kedler hvis dervar tale om et værk, der afsætter elproduktionen på markedsvilkår. Denne

DGC-notat 7/19øgede samproduktion resulterer i et øget samlet gasforbrug og øgermuligheden for el overløb.Desuden er der biogas, der afsættes til kraftvarmeværker, der ikke har ettilstrækkeligt stort varmegrundlag til at kunne afsætte helevarmeproduktionen i sommerperioden og derfor bortkøler den overskydendevarme. En sådan bortkøling vil resultere i et øget gasforbrug.Øget gasforbrug som følge af forskellige markedsforhold for biogas ognaturgasbaseret kraftvarme og som følge af bortkøling er ikke medtaget idette notat.Distributions- og fordelingsnetFordelingsnettet forsyner distributionsnettet med naturgas fratransmissionssystemet. Disse systemer skal drives og vedligeholdelse,uanset biogasproduktion, så længe man ønsker at have et naturgassystem.Det betyder, at hvis biogasmængden, der anvendes direkte ikraftvarmeværkerne øges betragteligt i et givet område og dermed udgør enbetragtelig del af det samlede gasforbrug, vil omkostningerne pr. mængdenaturgas, der distribueres også øges, da de samlede omkostninger tilafskrivning og drift af nettet er stort set konstante.Det er gastrykket i transmissionsnettet, der driver gassen ud til forbrugerne.Det betyder, at distributionssystemet ikke har et eget energiforbrug til atflytte gassen ud til forbrugerne. På MR stationerne opvarmes gassen efterekspansion til et lavere trykniveau for at undgå kondensation. Gasforbrugettil denne opvarmning svarer til 1,5 – 3 ‰ af den gasmængden, derekspanderes [3].Hvis opgraderet biogas tilsættes et distributions- eller et fordelingsnetkræves at den opgraderede biogas overholder gældende krav og at detdokumenteres. Den omkostning er en del af omkostningerne tilopgraderingen.Det betyder, at de samlede omkostninger til distributions- og fordelingsnetstort set ikke påvirkes af en evt. øget biogasproduktion.

DGC-notat 8/19TransmissionsnettetTrykfaldet i gassystemet afhænger af gasflowet. Dvs. hvisbiogasproduktionen øges vil der være et mindre behov for naturgas. Det vilvære tilfældet uanset om biogassen anvendes direkte til kraftvarme eller omden opgraderes og distribueres via naturgasnettet. I begge tilfælde vil gassenfortrænge naturgassen, der ellers skulle transporteres viatransmissionsnettet. Derfor skulle man forvente at decentral gasproduktionvil resultere i at behovet for energi til kompression af naturgas ude iNordsøen vil falde. Det er dog kun i begrænset omfang tilfældet. Detskyldes, at om sommeren, hvor gasforbruget og gasproduktionen erforholdsvis lave, sænkes trykket ude på platformene, for at minimereenergiforbruget til kompression. Om vinteren hæves trykket for samtidig athave store mængder linepack (dvs. den mængde gas, der er i selvegasledningerne) til driftsforstyrrelser og nødsituationer [4].GaslagreNaturgasforbruget i Danmark varierer henover året med størst forbrug omvinteren og lavest om sommeren. Som det fremgår af Figur 3, svingernaturgasforbruget med mere end en faktor fire.Som det fremgår af Figur 4, varierer gasleverancen fra Nordsøen også.Variationen i leverancen er dog væsentligt lavere end variationen igasforbruget. Denne forskel udlignes ved at anvende de gaslagre, der blevbeskrevet tidligere. Det er dog ikke hele leverancen fra Nordsøen, der går tilindenlandsk forbrug. En del sendes videre til Sverige og Tyskland.Fremadrettet vil vi desuden få naturgas ind fra Tyskland. Sæsonvariationenaf forbruget i Sverige må antages at svare til sæsonvariationen i Danmark,men dette kan ikke forudsættes om den naturgas, der sendes videre tilTyskland. Sverige har ikke lagre, der kan udjævne sæsonvariationen afforbruget, men baserer sig på de danske lagre. Om sommeren, hvorgasproduktionen er større end forbruget, pumpes gas ned i lagrene, og omvinteren når forbruget er højt, trækkes gas ud af lagrene. Anvendelsen aflagrene er vist i Figur 5.

DGC-notat 9/19Figur 3. Varighedskurver for naturgasforbruget i Danmark. Fra [5].Figur 4. Varighedskurver for naturgasleverancen fra Nybro. Fra [5].Figur 5. Udnyttelse af naturgaslagre i perioden 1. juli 2008 – 30. juni 2009.Fra [5].En del af gassen fra den danske del af Nordsøen stammer fra decideredegasfelter og fra felter, hvor gassen indvindes sammen med olie. Forsidstnævnte gælder, at olien er det primære produkt, som produceres

DGC-notat 10/19uafhængig af behovet for naturgas. Bl.a. derfor opstår ubalancen mellemgasproduktion og gasforbrug.Hvis en biogasproduktion erstatter naturgas, er det relevant at vurderesamspillet mellem biogas- og naturgassystemet. Biogas kan erstattenaturgas, enten ved at biogassen anvendes direkte til kraftvarme, eller ved atbiogasproduktionen opgraderes og afsættes via naturgasnettet. I beggetilfælde vil der oftest være en ubalance mellem biogasproduktion ogforbrug. Når samspillet mellem de to brændsler skal vurderes, er det udenbetydning om biogassen anvendes direkte til kraftvarme, eller om biogassenopgraderes og afsættes via naturgassystemet. Det skyldes, atnaturgasforbruget påvirkes på samme måde, hvad enten naturgasforbrugetfalder fordi naturgas erstattes af biogas, eller om naturgasflowet til systemetfalder fordi der tilføres anden ”naturgas” i form af opgraderet biogas. Det erillustreret i Figur 6, der viser et lille tænkt distributionsnet, der forsynes medbåde biogas og naturgas. I det ene tilfælde opgraderes biogassen. I det andettilfælde anvendes biogassen direkte til kraftvarme. I de to tilfælde tilføresdistributionsnettet den samme naturgasmængde fra fordelingsnettet.Case 1: Biogassen opgraderesOpgraderet biogas300 m 3 CH 4 /hBy 1,500 m 3 CH 4 /hBy 2,500 m 3 CH 4 /hNaturgasforbrug700 m 3 CH 4 /hCase 2: Biogassen opgraderes ikkeIkke opgraderet biogas300 m 3 CH 4 /hBy 1,200 m 3 CH 4 /hBy 2,500 m 3 CH 4 /hNaturgasforbrug700 m 3 CH 4 /hFigur 6. Eksempel på et distributionsnet, der kan tænkes forsynet med biogas.Set henover et år kan biogassen enten understøtte naturgassystemet ellerpåføre det en øget ubalance. Det afhænger af produktionsprofilet. Hvisproduktionsprofilet for biogas har en karakteristik, der er nærmereforbrugsprofilet end produktionsprofilet for naturgas, vil biogas understøttenaturgassystemet, men hvis produktionsprofilet for biogas er mere skæv iforhold til forbruget end produktionsprofilet for naturgas, vil biogassenpåføre gassystemet en øget ubalance. I så fald vil den øgede ubalance skulledækkes vha. gaslagrene. Det er illustreret i Figur 7. Hvis biogasproduktionhar et profil svarende til den grønne kurve vil der være mindre behov for at

DGC-notat 11/19anvende gaslagre, end hvis produktionsprofilet er som for naturgas. Dvs.biogas vil mindske ubalancen mellem produktion og forbrug og dermedunderstøtte naturgassystemet.Figur 7. Varighedskurver for det samlede nuværende naturgasforbrug, naturgasleverancenfra Nordsøen, samt to forskellige tænkte biogasproduktionsprofiler.Alle er normeret i forhold til det maksimale gasforbrug.En jævn biogasproduktion vil trække mere på lagerfaciliteterne endnaturgas, da naturgasproduktion varierer til en vis grad i forhold tilgasforbruget. For at opnå et profil svarende til produktionsprofilet fornaturgas, skal der lagres en naturgasmængde svarende til forskellen mellembiogasproduktionen og den samme mængde naturgas med produktionsprofilsvarende til den samlede naturgasproduktion i den periode hvorbiogasproduktionen er lavere end naturgasproduktionen. Dennebiogasmængde trækkes ud af lagrene i perioden, hvor biogasproduktionen erlavest. Det er illustreret i Figur 8. Det grønne areal repræsenterer den ekstrabiogasmængde i forhold til naturgasproduktion, der skal lagres isommerperioden for at balancere produktion og forbrug. Det gule arealrepræsenterer den samme gasmængde, der trækkes op af lagrene ivinterperioden, når gasforbruget overstiger gasproduktionen.

DGC-notat 12/19Figur 8. Varighedskurver for det samlede nuværende naturgasforbrug, naturgasleverancenfra Nordsøen, samt for en konstant biogasproduktion.Fælles for de tre kurver er, at de svarer til en årlig gasmængde på 54 mio.m 3 naturgas ækvivalent pr. år.Det er til en vis grad muligt at sæsonvariere gasproduktionen frabiogasanlæg, så den tilpasses varmebehovet på kraftvarmeværker. Det kangøres ved at anvende en højere andel biomasse med et forholdsvist højtgaspotentiale om vinteren end om sommeren. Der er dog forskelligeopfattelser af, hvor meget det er mulig at sæsonvariere produktionen [6].I Ringkøbing-Skjern kommune regner man med en biogasproduktionsvarende til 60 mio. m 3 metan pr. år. I det følgende er der regnet på, hvordanforskellige produktionsprofiler påvirke gassystemet mht. lagring. Der eranvendt en pris for lagring svarende til 0,50 kr. m 3 naturgas [6].Tabel 1. Øget krav til gaslagring og omkostninger forbundet hermed i forholdtil naturgas ved forskellige biogasproduktionsprofiler.Sæsonvariation -Øget krav til lagringOmkostning til lagringOmkostning til lagringm 3 NG/årKr./årører/m 3biogas prod.+/-0 % +/-10 % +/-20 % +/-30 %4.430.750 2.952.672 1.477.353 02.215.375 1.476.336 738.677 02,46 1,64 0,82 0,00

DGC-notat 13/19Biogas og elproduktionI dag er lovgivningen udformet sådan, at el produceret vha. biogas enten kanafregnes med en fast pris på 74,5 øre pr. kWh (2008 priser, reguleres med60 % af udviklingen i pristallet) eller til markedspris plus et pristillæg på40,5 øre pr. kWh (2008 priser, reguleres med 60 % af udviklingen ipristallet). Afgørende for, om der kan afregnes vha. den ene eller den andenmetode, er, om der på det pågældende kraftvarmeanlæg er adgang til etandet brændsel end biogas, normalt naturgas, som kan anvendes sombrændsel sammen med eller som alternativ til biogassen. Hvis der ikke er etalternativt brændsel til rådighed, skal der afregnes med 74,5 øre pr. kWh.Hvis der er et alternativt brændsel til rådighed, og det alternative brændseludgør min. 6 % af den samlede årlige brændselsmængde, skal der afregnesmed et pristillæg på 40,5 øre pr. kWh plus spotprisen [7], [8].Denne støtteordning bevirker, at biogasfyrede kraftvarmeværker ikke harnoget incitament til at producere el, afhængig af efterspørgslen. Debiogasfyrede kraftvarmeværker får det samme for deres elproduktion, hvadenten markedsprisen er høj eller lav.Set fra et samfundsøkonomisk synspunkt er det uheldigt. I praksis betyderdet, at der gives støtte til elproduktion samtidig med at andre betales for atreducere deres elproduktion.Prisen for el på el-børsen, Nordpool, kaldet spotprisen, afhænger af udbudog efterspørgsel. Den varierer både fra dag til dag og henover døgnet. Det erillustreret i Figur 9 og Figur 10.VestdanmarkØstdanmarkFigur 9. Spotprisen for el for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- og Vestdanmark.Hver prik repræsenter en timeværdi og den sorte kurve angiver engennemsnitspris for den foregående uge.

DGC-notat 14/19VestdanmarkØstdanmarkFigur 10. Spotprisen for el hen over døgnet for perioden 2007-2009 for hhv.Øst- og Vestdanmark. Hver prik repræsenter en timeværdi, og den sortekurve angiver en vægtet middelværdi af elprisen på det pågældende tidspunkt.Ligesom elprisen varierer, varierer produktionen af decentral kraftvarme. SeFigur 11. Det kan bemærkes at der tilsyneladende kun er svag korrelationmellem el-pris og el-produktionen.VestdanmarkØstdanmarkFigur 11. Decentral elproduktion for perioden 2007-2009 for hhv. Øst- ogVestdanmark. Hver prik repræsenter en timeværdi og den sorte kurve angiverden gennemsnitlige spotpris for den foregående uge.Samfundsøkonomisk værdi af prisfleksibel elproduktionI det følgende vurderes den samfundsøkonomiske værdi af prisfleksibelelproduktion, dvs. elproduktion, der reagerer på prissignaler i markedet ogdermed efterspørgslen på el. Dette kan gøres ved at sammenligneårsgennemsnittet af elpris på Nordpool med en effektvægtet årsgennemsnit.Et simpelt gennemsnit af markedsprisen svarer til værdien af en konstantelproduktion. Den effektvægtede middelværdi er et udtryk for værdien af el-

DGC-notat 15/19produktionen når el-produktionen ikke er konstant. Dvs. forskellen på de toer et udtryk for, hvor meget mere værd den prisfleksible produktion er iforhold til en konstant elproduktion.Metoden er anvendt af energinet.dk i notatet ”Gevinster ved prisfleksibel elproduktion”[9]. Der er taget udgangspunkt i den samlede decentraleelproduktion i hhv. Øst- og Vestdanmark. Herved har man fået de resultater,der er vist i Tabel 2. Over perioden 2007-2009 har den prisfleksible elproduktionhaft en værdi på 20-25 kr./MWh over værdien af konstant elproduktion.Det er et udtryk for, hvor meget mere man kan få forprisfleksibel elproduktion, men eftersom afregningen sker på markedsvilkårer det samtidig et udtryk for den reelle merværdi af fleksibel elproduktion.Det skal dog bemærkes, at den gennemsnitlige decentrale produktionformodentlig er noget forskellig fra den produktion, der er på de relevantebiogasanlæg.Tabel 2 Gennemsnitlige el-spotpriser (DKK/MWh) samt forskel mellemsimpelt og effektvægtet gennemsnit for Vest- og Østdanmark. Fra [9].VestdanmarkØstdanmarkÅr Simpelt Vægtet Forskel Simpelt Vægtet Forskelgennemsnit gennemsnitgennemsnit gennemsnit2007 241,39 282,56 41,17 245,93 273,94 28,012008 420,70 435,55 14,84 422,28 429,55 7,272009 268,43 289,02 20,59 296,90 319,69 22,792007-2009310,29 336,98 26,69 321,81 341,27 19,46Tallene i Tabel 2 er beregnet på baggrundet af den samlede decentraleelproduktion i hhv. Vest- og Østdanmark. Dvs. tallene dækker overelproduktion på naturgasfyrede motoranlæg og naturgasdrevne turbiner,hvor produktion sker efter markedsprisen og dermed efter efterspørgslen.Derudover dækker tallene over elproduktion fra anlæg, som f.eks.affaldsforbrændingsanlæg, hvorfra elproduktion er næsten konstant.DMU har i [6] opgjort brændselsforbruget i 2006 for decentralekraftvarmeværker med en installeret produktionskapacitet mindre end 25MW e .Disse værdier er samlet i Tabel 3, hvor det er vurderet, hvorvidtelproduktion primært kan betragtes som fleksibel overfor prissignaler imarkedet, eller om den primært er at betragte som grundlast.

DGC-notat 16/19Tabel 3 Brændselsforbrug på decentrale kraftvarmeværker med en installeretproduktionskapacitet mindre end 25 MW e . P: prisafhængig elproduktion,G: grundlast.Anlægstype TJ Drift KommentarNaturgasmotorer 28.033 PBiogasmotorer 3.125 G Nogenlunde jævn produktionNaturgasdrevne turbiner 6.907 PGasoliedrevne motorer 30 PGasoliedrevne turbiner 75 PFueloliedrevne dampturbiner 2.284 GIkke prisfleksibel. Primært påsukkerfabrikker, dvs. drift om efteråretForgasningsgasmotorer 66 G JævnAffaldsforbrændingsanlæg 33.728 G JævnHalm 3.139 G Ikke prisfleksibel. Følger varmebehov.Træ 3.562 G Ikke prisfleksibel. Følger varmebehov.I alt 80.949Det samlede brændselsforbrug på 80.949 TJ svarer til 22,5 TWh. FraEnerginet.dk markedsdatabase [9] haves at elproduktion fra dedecentralværker er 7,0 TWh i 2007. Hvis det antages at den er produceretmed elvirkningsgrad på 30 %, svarer det til et brændselsforbrug på 23 TWh.Dvs. der er rimelig overensstemmelse med DMU’s data, og det der erkategoriseret som decentral kraftvarme i Energinet.dk’s markedsdatabase.Af Tabel 3 fremgår det, at ca. halvdelen af den decentrale elproduktion eruafhængig af prissignaler i markedet. Denne grundlast har indflydelse påden beregnede merværdi af elproduktion, som følger behovet i markedet, jf.Tabel 2. Det skyldes, at kun ca. halvdelen af el-produktionen reelt følgermarkedsbehovet, og dermed virker ”dæmpende” på den beregnedemerværdi. For at vurdere effekten af at grundlast er med i det anvendtedatagrundlag, er der udført beregninger, hvor en konstant elproduktion ertrukket fra den faktiske elproduktion for decentral kraftvarme. Der er udførtberegninger, hvor op til 50 % af de samlede produktion er antaget at væregrundlast og derfor trukket fra den samlede produktion. Resultatet er vist iFigur 12. Da en del af den ikke-prisafhængige elproduktion ikke er fordeltjævnt henover året begås en fejl. Den største del af grundlastproduktionenstammer fra affaldsforbrænding, som er fordelt rimeligt jævnt, og detvurderes derfor, at fejlen er beskeden. Det fremgår, at den beregnedemerværdi af den prisafhængige produktion stiger med ca. det 20-25 kr. pr.MWh, hvis det antages at 50 % af de samlede produktion er grundlast ogderfor trækkes fra den samlede produktion.

DGC-notat 17/19Figur 12. Bergnet merværdi for prisafhængig elproduktion i forhold til konstantelproduktion afhængig af antaget andel af grundlast af den samledeelproduktion for decentrale værker. Middelværdi for perioden 2007-2009for hhv. Vest og Østdanmark.Det indikerer at den prisfleksible elproduktion reelt er betydeligt mere værdend indikeret i Tabel 2.Værdi af lagring af biogasDet er ikke praktisk muligt at lagre biogasproduktion i længere perioder,men det er muligt at lagre biogas i nogle timer. Dvs. det er muligt undgåelproduktion på biogas de timer, hvor el har den laveste værdi. Som detfremgår af Figur 13 varierer værdien af el betragteligt henover døgnet.Figur 13 Middelspotprisen for el hen over døgnet for perioden 2007-2009for hhv. Øst- og Vestdanmark. Samme som vist i Figur 10.El produceret jævnt i perioden 2007-2009 har haft en værdi på 310 og 322DKK/MWh i hhv. Vest og -Østdanmark. Hvis elproduktion på biogasundgås i perioder, hvor værdien af el er lav, vil biogassen have en højere

DGC-notat 18/19værdi, som det fremgår af Tabel 4. Den gennemsnitlige værdi afelproduktionen er 25-30 kr. højere pr. MWh, hvis der ikke produceres el framidnat til kl. 6:00 i forhold til hvis produktionen sker 24 timer i døgnet.Hvis der kun produceres i perioden 8-20 er merværdien 40-50 kr. pr. MWhproduceret.Tabel 4. Gennemsnitlig værdi af elproduktion for forskellige produktionsperioder.Produktionen er antaget jævn i de angivne perioder. Gennemsnit forperioden 2007-2009.ProduktionsperiodeVestdanmarkØstdanmarkHele døgnet 310,2 321,86-24 338,2 348,68-20 353,4 369,8Ovenstående gælder kun som marginalbetragtning. Hvis en markant størreandel af den samlede elproduktion vil reagere på prissignaler i markedet, vildet kunne påvirke prisdannelsen på spotmarkedet. I så fald vil gevinsten vedprisfleksibel elproduktion også falde. Som det fremgår af Tabel 3, udgørbiogasbaseret elproduktion kun omkring 4 % af den samlede elproduktionpå små decentrale værker (

DGC-notat 19/19Referencer[1] Lokal anvendelse af biogas kontra opgradering til naturgassystemet.En samfundsøkonomisk analyse. Energinet.dk. August 2010.www.energinet.dk[2] Energistatistik 2009. Energistyrelsen.[3] Gasexpandere på distributionsnettets M/R-stationer. DGC ProjektrapportMaj 2010. Forprojekt delrapport, EUDP J.nr.: 63011-0209EUDP08-ll, Small scale-Zero Emission Gas Expansion.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/10/expandere.pdf[4] Gas i Danmark 2010. Forsyningssikkerhed og udvikling. Til høring afmiljøvurdering. Energinet.dk. 21. september 2010.[5] Gas i Danmark, Forsyningsplan 2009. Energinet.dk. December 2009.[6] Øget produktion og anvendelse af biogas i Danmark. Rammebetingelserog tekniske forudsætninger. DGC rapport R0906, maj 2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/oeget_biogas.pdf[7] Hvordan kan biogasanlæg og biogas-kraftvarme spille positivt sammenmed samfundsøkonomien i et markedsorienteret energisystem?Brancheforeningen for Decentral Kraftvarme, Februar 2010.[8] Biogas-kraftvarme på markedsvilkår. Kraftvarme Nyt juni 2010.[9] Gevinster ved fleksibel el-produktion fra biogas. Energinet.dk notat.Oktober 2010.[10] Energinet.dk’s markedsdatabase. www.energinet.dk .[11] Emissionskortlægning for decentral kraftvarme 2007 - Energinet.dkmiljøprojekt 07/1882. Delrapport 5. Faglig rapport fra DMU nr. 781.2010.

Appendix 3Gaskvalitet og målingWritten by DGC

DGC-notat 1/28Biogasnettet i Ringkøbing-Skjern KommuneGaskvalitet og målingMichael Larsen og Torben KvistProjektnotatNovember 2010734-89 Biogasneth:\734\89 biogasnet\resumerapport\bilag\03_2_app 3 gasrensning-måling.doc 02-06-2010

DGC-notat 2/28IndholdIndledning ...................................................................................................... 3Beskrivelse af udfordringen ved biogasnet .................................................... 4Fugt ........................................................................................................ 4Svovl ...................................................................................................... 4Partikler .................................................................................................. 5Biogasspecifikationer for biogas på naturgasnettet ................................ 5Biogas og myndighedsforhold ............................................................... 7Erfaringer fra tidligere biogasnet ........................................................... 8Anvendelse ..................................................................................................... 9Opgradering til naturgaskvalitet ............................................................. 9Villakedler .............................................................................................. 9Gasmotorer ............................................................................................. 9Gasturbiner ........................................................................................... 10Rensning ....................................................................................................... 11Fugtfjernelse ............................................................................................. 11Metoder til svovlrensning ........................................................................ 11Biologisk svovlrensning ................. Fejl! Bogmærke er ikke defineret.Hvor skal rensningen ske - hos producent eller forbruger? ............. Fejl!Bogmærke er ikke defineret.Måling .......................................................................................................... 18Volumenmåling ........................................................................................ 18Massestrømsmåling .................................................................................. 22Coriolismålere ...................................................................................... 22Termiske målere ................................................................................... 23Vurdering af målesystem til biogas .......................................................... 24Kontrolsystem .......................................................................................... 27Kildeliste ...................................................................................................... 28

DGC-notat 3/28IndledningNærværende notat er en del af afrapporteringen af arbejdspakke 2 for projektet”Frame work for interaction between biogas and natural gas grids”.Formålet med projektet er at undersøge mulighederne for etablering af etbiogasnet, til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynesmed naturgas.I dette notat beskrives forskellige forhold vedrørende gaskvalitet og afregningherunder. Krav til gaskvalitet for forskellige forbrugere Teknikker til rensning for svovl Målesystemer til afregning af biogasproduktionNotatet er skrevet af DGC. Der er anvendt priser oplyst af: Elster, EnviDan,Biogasclean og Dansk Analyse.Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet.

DGC-notat 4/28Beskrivelse af udfordringen ved biogasnetFugtNår den producerede biogas forlader biogasreaktoren vil den have en forholdsvisthøj temperatur (37-52 °C) og være mættet med vanddamp. Dettekan medføre en sur kondensat, når gassens temperatur falder. Alle komponenter,der ikke er af plast eller syrefast rustfrit stål vil derfor kunne korroderemed dertil hørende reduktion i komponentens levetid. En udfordringved den relative høje fugtighed er, at angive mængden af gas, bl.a. fordi defleste målesystemer har svært ved at måle præcist ved RH tæt på 100 % (sesenere afsnit om målere).SvovlErfaring med den svovlholdige gylle til biogasproduktion viser, at indholdetaf svovlbrinte (H 2 S) ligger mellem 1000- 4000 ppm i biogassen /1/. Gennemsnitligligger H 2 S indholdet på ca. 2000 ppm, hvilket svarer til 0,2 volumenprocent.Af Miljøstyrelsens B-værdivejledning fremgår det, at fortyndingen af H 2 Sskal overholde grænseværdien på 0,001 mg/m 3 . Da svovlbrinte desuden erstærkt lugtende, indgår det også underforstået i lugtstofkoncentrationen på10 LE/m 3 for anlæg i landzonen. Derudover skal man være opmærksom på,at ved etablering af et biogasanlæg på et husdyrbrug beregnes lugtemissioneni første omgang ud fra husdyrproduktionen, hvor der ikke tages hensyntil evt. lugtemission fra opbevaringsanlæg /2/.I Beredskabsstyrelsens kemikalieberedskab fremgår følgende uddrag omhydrogensulfid H 2 S:Farlige koncentrationerHydrogensulfid påvirker kroppens udnyttelse af oxygen.Det umiddelbart farlige niveau i luft for liv og helbred er 100 ppm.20 - 30 ppm: Lugt af rådne æg.100 ppm: Irritation af øjne og svælg. Lugtesansen bedøves.200 - 300 ppm: Risiko for livstruende lungepåvirkning.600 - 700 ppm: Hurtigt kollapsSvovlbrinte og vand (damp) er meget korroderende for de fleste metaller.Derfor ønskes der ikke for høje koncentrationer i biogassen, da der elles vil

DGC-notat 5/28komme korrosionsskader på tanke, ventilatorer, gasmotorer og de dele påbiogasnettet, der har metal i konstruktionen.PartiklerPartikler har den ulempe at de afsættes på overflader, øger trykfald ellertilstopper rør.Der er ikke mange erfaringer med undersøgelsen af partikler i rå biogas.Men i /3/ anbefales det, at der indsættes filter og en vandudlader for at fjernepartikler.Biogasspecifikationer for biogas på naturgasnettetNedenstående afsnit om biogasspecifikation for bionaturgas er et udkast, derer udarbejdet i samarbejde mellem Sikkerhedsstyrelsen og gasdistributionsselskaberne.Kravene forventes at blive tilføjet Gasreglementet. Eftersom råbiogas ikke er underlagt Sikkerhedsstyrelsen, men er Arbejdstilsynets område,vil det ikke få indflydelse på dette projekt. Dog kunne det give anledningtil visse overvejelser mht. især iltindholdet, hvis iltkoncentrationen kommerover 1 %. Det vil som udkastet til biogasspecifikationerne er nu, give problemer,ved en evt. injektion af opgraderet bionaturgas på naturgasnettet dagassen vil have svært ved at overholde den nedre grænseværdi for wobbetallet,der er beskrevet i Gasreglementet.Der pågår i øjeblikket et arbejde omkring bestemmelse af krav til biogas,der ønskes afsat via naturgasnettet. Følgende er et uddrag af udkast til etnotat om specifikationer for biogas til det danske naturgasnet (kursiv):I forbindelse med biogasproduktionen overføres der med den transporteredebiogas, partikler. De fleste partikler er vira eller bakterier, der svæver med itransporten. Bakterier og vira har gode levebetingelser, idet der er varmt ogfugtigt i rørene. Partikler kan i forbindelse med afmåling af biogas skabeproblemer over tid, idet afsætninger medføre afvigelser på målingerne.Biogas, der tilsættes det danske naturgasnet, skal opfylde kravene i Gasreglementet.Derudover skal der stilles krav til stoffer, der kan forekomme ibiogas, men ikke er til stede i naturgas og derfor ikke er reguleret på nuværendetidspunkt.I CEN regi (TC234 WG9) er der påbegyndt et arbejde med det formål atudarbejde en fælles europæisk standard for biogas, der distribueres via na-

DGC-notat 6/28turgasnettet. Resultatet af dette arbejde foreligger dog først om 3-4 år. Derforer det nødvendigt med et nationalt regelsæt indtil da. Nationale regelsæthar man allerede i en række andre europæiske lande.De danske gasselskabers fagtekniske udvalg for gasmåling (FAU-GM) foreslår,at der opstilles et dansk regelsæt for biogas, der distribueres via naturgasnettet.Der foreslås et regelsæt, der er gældende for alle ikkekonventionellegasser. Herved sikres, at kravet om adgang på ”ikkediskriminerendevilkår” overholdes, som det kræves i henhold til Europaparlamentetsog Rådets direktiv 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fællesregler for det indre marked for naturgas.FAG-GM’s forslag til krav til biogas, der tilsættes naturgasnettet.Den opgraderede biogas skal leve op til de krav, der er beskrevet i Gasreglementsafsnit A Bilag 1A. Ingen yderligere krav til wobbeindeks, vand- og kulbrintedugpunkt.Disse er beskrevet i Gasreglementet. SIK anbefaler en forøgning af totalsvovl til 30 mg/m 3 n Partikler. Teknisk rent. Se note 1. Ammoniak. Maksimalt 3 mg/m 3 (som i Frankrig). Konventionelleopgraderingsteknologier fjerner den ammoniak, der måtte være tilstede i den rå biogas. Ilt. Maksimalt 1 % (vol.) (som i Sverige). Siloxaner. 10 mg/m 3 (Si) som i Østrig. Det foreslås, at indholdet afsiloxaner måles periodisk, medmindre det sandsynliggøres, at målingerneer irrelevante. Periodiske målinger er tilstrækkelige, da siloxanerikke vil medføre akutte problemer, men kun skader som følgeaf længere tids påvirkning. Odorisering - som naturgas, jf. Gasregelreglementet. Der stilleskrav om overvågning af odorantdosering, jf. ”Retningslinjer forodoranttilsætning og kontrol af odorantindhold, Feb. 2004. Halogenerede hydrocarboner (primært relevant for deponigas).Teknisk rent. Se note 2. BTX og PAH (primært relevant for forgasningsgas og deponigas).Ingen krav hvis kun biogas betragtes. Teknisk rent. Se note 2.

DGC-notat 7/28Note 1:Det svenske regelsæt for biogas som brændstof i transportsektoren (SS155438) anvender også beskrivelse af krav til biogas, som tilsættes naturgasnettet.Heri er det anført, at gassen skal ledes gennem et filter med maksimalt0,1 mm. maskestørrelse.Note 2:BTX en samlet betegnelse for stofferne benzen, toluen og xylen.PAH står for polyaromatiske hydrocarboner, som er en fælles betegnelse foraromatiske forbindelser i kondenserende ringsystemer.Hvis det kan sandsynliggøres, at biogassen ikke indeholder halogeneredehydrocarboner, BTX eller PAH stilles der ikke krav om måling af disse stofferog stofgrupper.Biogas og myndighedsforholdSom det fremgår af ovenstående, så stilles der stramme krav til kvaliteten afbionaturgassen. Helt så skrappe krav kræves ikke til biogasnet, men for atundgå skader på gasforbrugende udstyr, skal biogaskvaliteten kunne overholdekrav til sikkerhed og levetiden af gasforbrugende udstyr. Derudoverskal alt udstyr, der anvendes på biogasanlæggene og biogasnettet kunneoverholde krav 1 fra Arbejdstilsynet AT.I vejledningen D.2.7 anbefaler AT følgende 4 kategorier for valg af materialertil biogasanlægget. Kategori 1) Biogas renset til naturgaskvalitet, vandugpunkt fra 0-4bar ved -5 ºC. Kategori 2) Biogas renset for aggressive stoffer men ikke CO 2 ,vandugpunkt fra 0-4 bar ved -5 ºC. Kategori 3) Biogas renset i mindre omfang for aggressive stoffer, ogvandugpunktet sænket indendørs ved 20 ºC og udendørs ved -5 ºC. Kategori 4) Ubehandlet biogas (rå biogas)Derudover stilles der krav til at rørledningen med slanger, fittings, formstykker,flanger armaturer osv. skal overholde ovenstående kategori gas.1 AT-vejledning D.2.7 fra feb. 2002 ”Projektering og drift af biogasanlæg”

DGC-notat 8/28Kategori 1 og 2 rørsystem skal udføres og kontrolleres efter Gasreglementafsnit B-4.For rørsystem kategori 3, for gasledning i tryk op til 0,1 bar overtryk, kanudføres i st. 37.2 efter den tyske norm DIN 1629, syrefast rustfrit AISI 316L eller tilsvarende. Ved højre tryk fra 0,1 bar til 4 bar stilles der yderligerekrav til materialerne.Ud for rørsystem kategori 4, for gasledning i højt og lavtryk, skal alt udføresi AISI 316 L eller PEM-rør.Ved valg af materialer til biogasnettet, stiller AT krav til armaturer, måleudstyr,ventiler, flammespærrer, eludstyr, kompressorer, gasmotorer, gaskedelog gasrampe. Udstyr der skal anvendes, skal tryksikres, der skal være gasfakkeltil flaring, og dertilhørende overvågningsudstyr.For at undgå gaseksplosioner må indholdet af ilt aldrig være i nærhed afnedre eksplosionsgrænse, som for metan er ca. 5 % ilt ved 0 C 2 .Efter valg af gaskategori skal der tages stilling til valg af materialer.I dette notat vælges gaskategori 3 eller 4, til valg af gaskvalitet. Dette betyder,at der stilles krav til Blæser til tryksætning af anbefalet ledningsnettryk Måler og kontrolmålesystem Gasarmatur og Gasforbrugende apparaterErfaringer fra tidligere biogasnetI Revninge biogasprojektet fra 1990-2005 på Østfyn, viste undersøgelser påbl.a. gasforbrugende udstyr og ledningsnet, at ubehandlet biogas medførerskader på gasforbrugene apparater. En undersøgelse af målere og distributionsledninger,der blev udført umiddelbart efter at projektet blev lukket, visteat bælggasmålerne havde taget så meget skade, at alle målerne blev kasseret.Kedler var gennemtæret, men de plastrør, som blev anvendt i distributions-2 Naturgas handbok, Sydgas AB; 1981

DGC-notat 9/28nettet, blev testet hos Force og bestod diverse test bl.a. en tryktest på 8,5 barved 80 ºC i 1000 timer 3 .AnvendelseBiogas kan anvendes på forskellig vis. De meste almindelige anvendelser idag er som motorbrændstof for gasmotorer og opgradering af biogassen tilnaturgaskvalitet, hvorefter biogassen vil kunne anvendes på lige fod mednaturgas. Ikke-opgraderet biogas vil også kunne anvendes som brændstoffor kedler og gasturbiner.Opgradering til naturgaskvalitetOpgradering af biogas behandles ikke her, i stedet henvises til /4/ og /5/.VillakedlerI 2009 undersøgte DGC sammen med HMN Naturgas muligheden for atanvende en afgrænset del af det eksisterende naturgasnet til distribution afikke opgraderet biogas. Da biogas har en væsentlig lavere brændværdi endnaturgas, vil det resultere i, at kapaciteten i nettet falder med mere end 40%. I den forbindelse blev muligheden for at anvende biogas i stedet for naturgasi bl.a. villakedler vurderet. De seks største kedelbrænderleverandørerblev forespurgt om deres vurdering af mulighederne for at tilpasse deresanlæg til biogas. Størstedelen af installationerne vurderes ud fra en ren tekniskbetragtning, at være uegnet til anvendelse med biogas. Ingen af installationerneer godkendt til biogas. Endvidere vil det ikke være muligt at udskiftegamle kedler med nye. Bygningsreglementet kræver ved nyinstallationkondenserende kedler, som ikke findes på markedet til biogas.Det er derfor valgt at se bort fra villainstallationer som aftager af biogas. Foryderlig information henvises til /6/.GasmotorerI Danmark anvendes stort set al biogas i forbrændingsmotorer. Med denneteknologi er det muligt at opnå høje virkningsgrader. Desuden har motorerden store fordel, at de kun i begrænset omfang er sensitive overfor variationeri gaskvalitet. For yderlig information henvises til /7/, hvor omkostninger3 Prøverapport på PE-rør fra Force Technology, samt samtale med medarbejder ved NGF

DGC-notat 10/28til konvertering af naturgasfyrede motorer til biogasdrift, krav til gaskvalitetog virkningsgrader er beskrevet.GasturbinerDe fleste gasturbiner til gasformige brændsler er udviklet til naturgas, menvil kunne oftest kunne ombygges til drift med andre brændsler.Hvis man går fra drift med naturgas til biogasdrift, vil det resultere i forbrændingsmæssigeændringer, som vil påvirke røggassens indgangstemperaturved turbinen og/eller masseflow af gas gennem turbinen. Begge dele vilresultere i reduceret virkningsgrad. Ombygning til biogasdrift vil oftestkræve, at indfyringssystemet og brænderne modificeres. Desuden kan detvære nødvendigt at modificere både kompressor og turbine pga. ændredemasseflow /8/. Dette er illustreret i Figur 1.Figur 1. Anvendelse af standard gasturbiner med gasser med lav brændværdi.Fra /8/.Pga. risiko for korrosion i turbinen skal gassen renses grundigt for korroderendebestanddele.I området, der kan forsynes med biogas fra det planlagte biogas i Ringkøbing-SkjernKommune, er der flere gasturbiner, der i dag kører på naturgas.Gasturbiner er betydelig mere følsomme overfor variationer i gaskvalitetend gasmotorer. Der er bl.a. to Siemens gasturbiner.

DGC-notat 11/28Siemens er blevet kontaktet og det er vurderet, at disse turbiner ikke egnersig til biogas med varierende gaskvalitet. Det er derfor blevet anbefalet at sebort fra turbineanlæg, som aftager af biogas i dette projekt.RensningFugtfjernelseVed valg af måleudstyr, kompressor mv. bør en sænkning af den relativefugtighed af biogassen overvejes.Det kan ske ved enten at køle og slå vand af og derefter opvarme biogasseninden måling eller ved en opvarmning af biogassen .Omkostninger forbundet med fjernelse af kondensat fra rørsystemet i kondensatbrøndebør vurderes og sammenholdes med omkostninger til at fjernefugt i gassen inden biogassen sendes ud i gassystemet. For at undgå kondensationaf vand i rørsystemet skal gassen affugtes til en temperatur lidt underjordtemperaturen (frostfrit i 1 meter’s rørdybde) 4 .Metoder til svovlrensningI Danmark er den mest almindelige metode til svovlfjernelsen biologiskefiltre.Biologisk svovlrensningVed biologisk rensning af svovl, ledes biogassen sammen med luft ind i enskrubber, hvori der er fyldelegemer med bakterielt materiale på overfalden. Imodstrøm med biogassen recirkuleres vand.Svovlreduktionen sker via reaktionerneH 2 S +½ O 2 H 2 0 + SS + H 2 O + 1,5 O 2 H 2 SO 4Eller direkteH 2 S + 2O 2 H 2 SO 44 DJF geodata

DGC-notat 12/28Som det fremgår af ovenstående omdannes H 2 S til frit svovl, som er på fastform, hvorefter den dannede svovl reagerer videre til H 2 SO 4 , som er svovlsyre,der vil være i væskeform.Hvis der ikke tilsættes tilstrækkelig luft, eller rettere ilt, til at den dannedesvovl kan reagere videre til svovlsyre, vil der ophobes svovl i skrubberen ogder er en risiko for tilstopning. For at undgå dette, tilsætter man flere stederen luftmængde svarende til 5 % af biogasmængden. Det vil resultere i ca.0,5 % O 2 ca. 4 % N 2 i den rensede gas. Det er fint, hvis biogassen skal anvendesi motorer til kraftvarmeformål, men hvis biogassen skal opgraderesog afsættes via naturgasnettet, er det et problem. Det skyldes, at man ikkevil kunne overholde kravet til wobbetal, der kræver et højt metanindhold.Kravet til wobbetal er, som tidligere beskrevet, på 50,8 MJ/m 3 n. Det svarertil et metanindhold på omkring 97,3 %. Ved en atmosfærisk lufttilførelse på5 % af biogasmængden, vil man derfor ikke kunne overholde kravet tilwobbetallet.Thorsø Miljø og Biogasanlæg opererer i dag med ca. 0,2 % O 2 i gassen eftersvovlreduktion. Det resulterer i belægningsdannelse på fyldelegemerne iskrubberen. For at undgå at det bliver et problem spules fyldelegemerneregelmæssigt og svovlen i fast form filtreres fra.Analyser har vist at ilt og N 2 udgør mindre end 1 % af biogassen.At operere den biologiske rensning med lav tilførsel af luft betyder, at H2Sindholdet i den rensede gas kan komme op på 200 ppm.Mindre biologiske afsvovling anlæg er forbundet med forholdsvis høje investeringsomkostninger.Til gengæld er driftsomkostningerne lave. For størreanlæg falder den specifikke anlægsinvestering, dvs. investering pr. m 3 biogas.Med nedenstående forudsætninger, er pris for biologisk svovlrensning bestemtud fra oplysninger fra ”Biogasclean”, der leverer anlæg til svovlrensning.Priser er angivet i Fejl! Henvisningskilde ikke fundet..Elpris0,8 kr./kWhDriftstimer 8500 pr. årLevetid15 årRente 6 %

DGC-notat 13/28Tabel 1. Omkostninger til biologisk svovlrensning. Data fra ”Biogasclean”.Kapacitet m 3 /h 200 500 1000 2000Investering Kr. 800.000 1.100.000 1.300.000 1.800.000DriftsomkostningerEl kWh/år 9.000 12.000 21000 24000NPK Kr./år 2.500 6.000 12000 24000SamletKapitalomk. Kr./år 82.370 113.259 133.852 185.333El Kr/år 7.200 9.600 16.800 19.200Anvendelse af luftI altKr./m 3biogas 0,054 0,030 0,019 0,013Anvendelse af iltIlt Kr./år 24.000 60.000 120.000 240.000I altkr/m 3biogas 0,068 0,044 0,033 0,028EnviDan har oplyst nedenstående data om biologisk svovlrensning, se Fejl!Henvisningskilde ikke fundet.Tabel 2. Omkostninger til biologisk svovlrensning. Data fra ”EnviDan”.Gasmængdem 3 n/hNH 3 efterrensningmg/ m 3 nH 2 S førmg/ m 3 nH 2 S eftermg/ m 3 nAnlægs anskaffelsesprisikr.Pris på afskrivn.af svovlren. anlægkr./m 3 n500 5 760 304 900.000.- 0,0331000 5 3040 304 1.200.000.- 0,0222000 5 3040 304 1.500.000.- 0,014Vurdering af de viste priseksempler, er At det koster omkring ca. 1,5-15 øre per kubikmeter biogas af få detrenset for H 2 S. Biologisk rensning er dyrere i anskaffelse, men har lavere driftsomkostninger. Jo større svovlrensningsanlæg, jo lavere specifikke omkostninger tilbiogasrensning.

DGC-notat 14/28Biologisk svovlrensning kræver at temperaturen er omkring 30 – 40 °C. Vedtemperaturer under 25 °C bliver de H 2 S reducerende bakterier inaktive. Dvs.hvis rensningen skal foregår ved kraftvarmeværker, kræves det, at biogassenopvarmes inden svovlrensning. En biogas bestående af 65 % CH 4 og 35 %CO 2 har en brændværdi på 22,1 MJ/m 3 og en varmekapacitet på 1,37 kJ/ kgK. Det betyder, at hvis en biogas skal opvarmes fra en jordtemperatur på8 °C til 35 °C kræves en energimængde svarende til 0,18 % af biogassensbrændværdi.Øvrige metoder svovl fjernelseIfølge /9/, /10/ og /11/ findes der en række andre metoder til svovlfjernelser.Blandt disse er:a) gennemluftning med atmosfærisk luft ellerb) Tilsætning af jernclorid til slammet til reduktion af svovlen i udrådningstanken.c) Jernsvamp indsat i nettet efter udrådningstankend) Jernoxid tablettere) Aktivt kulfilterf) Vand scrubbingg) Natriumhydroxid scrubbingh) Tilsætte biogassen opløsningsmidlet (ether og glycol) Selexoli) Aktivt kulj) Imprægneret aktivt kulDer er ikke pt. krav om svovlindholdet udover de krav som AT 5 og Beredskabsstyrelsenhar beskrevet i deres vejledninger.Firmaet Kiwa /12/ reklamerer med et GTP-filter med SOXSIA-katalysator,der i en procesenhed affugter, renser og fjerne partikler, H 2 S og siloxaner,sådan at den rå biogas kan anvendes direkte på gasmotorer, se Figur 2. Siloxanerer dog normalt kun et problem på rensningsanlægsgas.5 AT-vejledning D.2.7 fra feb. 2002 ”Projektering og drift af biogasanlæg”

DGC-notat 15/28Figur 2 GTP-filter fra Kiwa til rensning af biogas 6 .Firmaet Siloxa Engineering AG, producer et tilsvarende produkt se Figur 3,der fjerner siloxaner og H 2 S ved hjælp af aktivt kul. Processen kræver enaffugtning (nedkøling/genopvarmning) til RH på 60 % da det aktive kulikke tåler for høj relativ fugtighed. Den danske forhandler af Siloxa er EnviDan,der har været behjælpelig med et tilbud på afsvovlingsdelenFAKA6000K2. Pris for en kubikmeter renset biogas med afskrivninger over10 år med en rente på 5 % p.a. er 0,08 kr. hvoraf, udgør driftsomkostningerne0,06 kr., se Tabel 3.Tabel 3. Priser for svovlfjernelse med Siloxa-anlæg.GasmængdeAktivt kul iH 2 S førH 2 S efterAnlægsDriftsomkost-Pris påm 3 n/hkgmg/ m 3 nmg/ m 3 nanskaffel-ninger per årrensning afsesprisved fuldlastbiogas med[8760 h]afskrivningkr./m 3 n500 2x1400 680 1 520.000.- 262.800.- 0,086 http://www.gastreatmentservices.com/content/biogas/gtp.htm

DGC-notat 16/28Figur 3 Siloxa-procesenhed til rensning af biogas for svovl og siloxaner 7 .En hollandsk svovlrensningsproducent DMT har udviklet to rensemetoderdels en kemisk gas scrubber Sulfurex® og en biologisk rensning BioSulfurex®,se Figur 4. Sulfurex® er i stand til at rense fra 20.000 ppm H 2 S til 200ppm. Priseksempler er angivet i Tabel 4 og Tabel 5.Figur 4. Skitse af Sulfurex® og BioSulfurex® fra DMT, /13/.Tabel 4. Data for Sulfurex® fra DMT, /13/.GasmængdeH 2 S før mg/H 2 S efterDriftsom-Anlægs an-Pris påm 3 n/hm 3 nmg/ m 3 nkostningerskaffelses-afskrivn. afper år vedprissvovlren.7 http://www.siloxa-ag.de/com/php/index.php?home=1

DGC-notat 17/28Sulfurex®fuldlast[8760 h]anlægkr./m 3 n500, 30ºC, 7.600 304 478.000 940.000.- 0,144CO 235 vol %500, 10ºC,35 vol %7.600 304 421.000 1.082.000.- 0,137CO 2500, 30ºC,35 vol %15.200 304 677.000 983.000.- 0,192CO 2Tabel 5. Data for BioSulfurex® fra DMT, /13/.Gasmængdem 3 n/hH 2 S før mg/m 3 nH 2 S eftermg/ m 3 nBioSulfurex®Driftsomkostningerper år vedfuldlast[8760 h]Anlægs anskaffelsesprisPris påafskrivn. afsvovlren.anlægkr./m 3 n500, 30ºC, 7.600 304 189.000 1.188.000.- 0,089CO 235 vol. %500, 10ºC,35 vol. %7.600 304 217.000 1.289.000.- 0,098CO 2500, 30 ºC,35 vol. %15.200 304 251.000 1.500.000.- 0,113CO 2Hvor skal rensningen ske - hos producent eller forbruger?Som beskrevet i afsnittet om affugtning kan det være økonomisk rentabelt atsænke RH ved biogasproduktionsstedet. Derved undgår man en øget etableringsomkostningpå ledningsnettet.Med hensyn til at fjerne svovl viser Revningeprojektet, at man ikke umiddelbartskal være bange for sikkerheden af rørene, hvis man vælger først at

DGC-notat 18/28fjerne svovlen hos forbrugeren. Prisen for afsvovling er lavere på større volumenerog derved kan en udsættelse at afsvovling indtil f.eks. kraftvarmeværketvære hensigtsmæssig. Ved at udsætte afsvovlingen indtil forbrugernevil de høje svovlmængder i biogasnettet dog medføre yderligerevedligeholdelsesomkostninger på fittings og andet udstyr, der ikke kan tåleså store svovlkoncentrationer.MålingFor at bestemme volumen– eller masseandelsmængden af den produceredebiogasmængde skal der vælges et målesystem, der kan håndtere de specielleforhold, der er i forbindelse med måling af biogas.Følgende forhold skal vurderes inden valg af målesystem:Tryk og trykvariationer- Temperatur og temperaturvariationer- Fugtindhold- Variationer i den målte mængde- Aggressive komponenter i biogassen- Hvad målingen skal anvendes til- Krav til nøjagtighed- Biogassammensætningen- Acceptable trykfald- Måleområde- Risiko for kondensat- Risiko for pulsationer- Krav om EX-udførelser- Fysiske forudsætninger f.eks. friplads til rørstrækning, støj, vibrationerosv.- Præsentation af måleresultatet- Pris på målesystemetVolumenmålingI det følgende beskrives metoder til bestemmelse af volumenflow.Følgende målere anvendes til volumenmåling:- Bælggasmålere- Rotationsgasmålere- Turbinehjulsmålere

DGC-notat 19/28- Ultralydsmålere- Vortex-målere- Differenstrykmålere (f.eks. Måleblænde eller Venturirør)- Magnetisk induktionsmålerePå Figur 5 - Figur 8 er vist forskellige typer af volumenmålere.Figur 5. Ultralydsmåler fra Emerson.Figur 6. Vortexmåler med strømningsmønsterFigur 7. Flonidan’s turbinemålere.

DGC-notat 20/28Figur 8 IMETER’s rotationsmålereI Tabel 6 er angivet en oversigt over forskellige måleprincipper til volumenbestemmelseog deres anvendelighed til biogas.

DGC-notat 21/28Tabel 6. Forskellige måleprincipper til volumenbestemmelse og deres anvendelighedtil biogas.PRINCIPBælggas 6 ± 1,0-3,0%KAPACITETOMRÅDE0,02-100m 3 /hFirmaet Elster forhandler EQZK turbinehjulsmåler (roterende impala) tilbio- og renseanlægsgas. Indersiden af huset, der har kontakt med gassen, ercoatet med teflon, hvilket gør, at evt. kondensat ikke vil korrodere målesystemet.For at få optimal udnyttelse af målesystemet skal biogas trykkes optil et maksimalt arbejdstryk på 6 bar. Biogas der skal måles i systemet skalrenses og være forholdsvis tør. Biogassens relative fugtighed skal enten løftesved opvarmning eller gastørring. Dette er nødvendigt for at undgå, at ettrykfald over måleren gør, at vanddampen i biogassen kondenserer til vand-NØJAGTIG-HEDRotations 6 ± 0,2- 0,5%1-400m 3 /hTurbinehjul± 0,2-1 % 5-25.0008 m 3/hUltralyd 9 ± 0,5-1,5%Vortex 10 ± 0,5-1,4%1:150 0,01-0,5 bar -30- 60 ºC Ikke så stor enkapacitet. Bælgkan ikke klaresvovl1:25 0,05-16 bar -40- 60 ºC Ingen erfaringerfra rå biogas1:20 0,05-40 bar -30- 60 ºC Højt tryk. Følsomved pulsationer.1:100 -25 bar -20-100 ºC Ikke mange erfaringerfra råbiogas1:15 - 64 bar -200- 400 ºC Er ikke anvendeligved ”snavsetgas”1:4 - 24 bar -20-500 ºC Stort trykfald,dårlig dynamikområde1:100 - 40 bar -40-180 ºC Ingen erfaringerfra rå biogas20-200.000m 3 /h100.000m 3 /hDifferenstryk±0,5-1 % >100.0008 m 3/hMagnetisk± 0,2-1 % >100.0008 m 3/hMÅLEOM TRYK OMRÅDE TEMP. OMRÅDE ANVENDELIGHEDRÅDETIL BIOGAS8 Gasståbi9 Emerson og Elster10 Statoil

DGC-notat 22/28dråber, der så med tiden forringer målesystemets kvalitet. Et gastørringsanlægkan derfor bidrage til en mere korrekt volumenmåling, hvis der vælgesen turbinehjulsmåler.Figur 9. Turbinemåler EQZK med impela fra Elster til måling af biogas.MassestrømsmålingI det følgende beskrives metoder til bestemmelse af masseflow.Følgende målere anvendes til mass måling:- Coriolismålere- Termiske målereCoriolismålereCoriolismåleren virker ved at den kraft, som gasflowet påfører måleren vedgennemstrømning igennem den, kan omregnes til en massestrøm ud franewtons 2. lov. Corioliskraften sætter måleren i svingninger, og det er dissesvingninger, der sammen med densiteten af den gennemstrømmende gaskan angiver gasmængden. Coriolismåleren har en nøjagtighed på ± 0,5 % ogen kapacitet til et måleflow på mere end 170.000 m 3 /h 11 .Coriolismåleren er ikke en målertype, der er aktuel for dette projekt, idetden kræver minimum 5 bar ledningstryk for at der kan måles på gassen bl.a.på grund af det store tryktab, der er henover måleren.11 Emerson

DGC-notat 23/28Figur af flere typer af Emerson Coriolis-målereTermiske målereDer findes flere termiske principper til at måle massen af et gasflow. Detmest almindelige er at opvarme gassen med en kendt energimængde og dereftermåle den resulterende temperaturstigning. For at bestemme flowet skalman kende den specifikke varmekapacitet, hvilket kræver en bestemmelse afgassammensætningen.Projektgruppen var på besøg hos Dan-Pig i foråret 2010 og i den forbindelseså deltagerne en installeret termisk måler, nemlig en Geopal GP-MF 50.Måleren virker ved at den rå biogas opvarmes med et 650 W varmelegeme iet målerør. I målerøret er desuden monteret temperaturfølere. Efter målerøretmåles metanindholdet med en IR-sensor. Måleren forudsætter, at biogassenhar en relativ fugtighed tæt på 100 %, når den ankommer til målerøret.Når metanindholdet er målt, udregnes massen af flowet ud fra en algoritme,der tager hensyn til temperaturen og metanindholdet. En svaghed ved målerener, at algoritmen forudsætter, at når man kender metanindholdet, så kenderman også CO 2 indholdet. Dette er ikke nødvendigvis rigtigt, idet der påflere biogasanlæg gennemluftes med en lille mængde atmosfærisk luft til detbiologiske svovlrensningsfilter. Gassammensætningen er da ikke længerekun CO 2 og metan, men indeholder også kvældstof og ilt og dette ændrer pånøjagtigheden af den anvendte algoritme. Målertypen har ifølge producentenen nøjagtighed på mindre end ± 3 % i et kapacitetsområde fra 2-50 kgmetan/h svarende til 2 – 107 m 3 n/h rå biogas ved en sammensætning af metanog CO 2 på 65 % og 35 %. Der findes i dag, ifølge producenten, et in-

DGC-notat 24/28strument, der kan klare det dobbelte. Da mange gårdanlæg forventer at producererå biogas i en maksimal mængde fra 150 m 3 /h og derover, er der etkapacitetsproblem for denne måletype.Firmaet Geopal System A/S oplyser, at prisen for overnævnte målesystemGF-MF 50, koste ca. kr. 150.000.-Figur 10. Geopal GM- MF 50-målerenVurdering af målesystem til biogasFor turbinehjul- og vortex målerne gælder det, at de bevægelige dele er ikontakt med biogassen. Alt efter hvilken type differenstryksmåler der vælges,skal man være opmærksom på det lille dynamikområde denne målertypehar.Et acceptabelt målesystem med en volumengasmåler kunne være, en turbineudført i AISI 316 og tilsluttet en flowcomputer. Forhandlere af turbinemålerevil ikke give garantier for holdbarhed og på tolerance, der anvendes tilbiogas. For at kende gassammensætningen skal der måles på metan og iltevt. CO 2 . Til dette kan der anvendes en IR- sensor. Biogassen skal rensesmed filter og affugtes som minimum til RH på 60 %. Biogasflowet til turbinemålernehar krav om, at der ikke må opstå pulsationer. Dette problem kanafklares ved evt. at indsætte buffertank. Anlægsomkostninger for målesysteminkl. korrektor og flowcomputer er ca. 70-100.000. kr. samt ca. 80-100.000 kr. for filter, IR målere og affugtningsanlæg osv. se i øvrigt afsnitom turbinehjulsmålere.

DGC-notat 25/28Et emne, der har været op at vende i styregruppen, er de problemer, der ermed afregningen mellem de enkelte biogasproducenter. Da forskellige producenterleverer til samme net, er det ikke tilstrækkeligt med en volumemåling.Det er ligeledes nødvendigt med en energimåling. Alternativt premieresgasproducenter, der leverer en gas med lav brændværdi.Dette kan kun undgås, hvis der i forbindelse med afregning af biogasproducenter,som minimum måles biogasmængde og metankoncentration fra hvertenkelt biogasanlæg.Pris for et målesystem med turbinehjulsmåler til måling af ca. 100 m 3 /h råbiogas:Filter (Elster) kr. 1.500.-Målesystem EQZK Q160 (Elster) kr. 16.500.-Tryk- og Temperatransducer 12 kr. 5.000.-IR metan-sensor og iltcelle 13 kr. 77.000.-Volumen korrektor (Elster) kr. 21.500.-Flowcomputer (Elster) kr. 48.000.-I alt ca. kr. 170.000.-Der skal overvejes en trykforøgning af biogassen for at modvirke tryktab,fra målesystemet.Der kan vælges metanmålere med forskellig nøjagtighed. F.eks.: Gasdetektorer med en usikkerhed på minder end ± 3 % (pris kr.15.000), IR metansensor med en usikkerhed minder end ± 1 % (pris kr.55.000) Mikro-gaskromatograf med en usikkerhed på mindre end ± 0,1 %(pris kr. 150.000).I ovenstående priseksempel er der anvendt en IR metansensor med et måleområdefra 0-100 %, der også kan klare at måle i den relative fugtighed på100 %.Der skal ved turbinehjulsmåleren tilføjes en varmeflade i systemet, sådan atmåleren ikke bliver udsat for dråber i gassen. Hvis man ønsker et affugt-12 Antaget af DGC13 Priser fra Dansk Analyse

DGC-notat 26/28ningsanlæg (tørring af gas) indsat før målesystemet, kan varmefladen undlades.Hvis man derudover ønsker den mere prisbillige metan detektor, kanprisen på målesystemet komme ned på ca. kr. 135.000, hvilket er tæt på atvære prisen på Geopals målesystem GM MF 50.Ved volumenstrømme større end 200 m 3 /h biogas svarende til ca. 100 kg/hCH 4 , vil Geopal måleren ikke længere være brugbar, og der skal vælgesmålere, der kan håndtere dette.Ovenstående systemer er egnede til gårdbiogasanlæg med en begrænset biogasproduktion,men kan ikke anvendes ved større gasflow, som f.eks. på destørre gasmotorbaserede kraftvarmeværker i kommunen. På disse anlægkan f.eks. turbinehjulsmålere, anvendes se Tabel 7.Omkostninger til måling af metanindhold, flow computer mv. er som vist påforrige side.Tabel 7. Priser på turbinehjulsmålere fra Elster.Type Målestørrelse Q max PrisTRZ2fra ElsterNedenstående liste er bruttoprisliste for to forskellige typer turbinehjulsmålere.Producenten giver dog ikke garanti på levetid pga. den korrosive biogas.SM-RI-X fraElsterG-rating m3/h kr.G100 160 26.000G400 650 57.000G650 1000 60.000G1000 1600 62.000G100 160 29.000G400 650 65.000G650 1000 77.000G1000 1600 72-95.000Hvor TRZ2 er til traditionelle gasser og SM-RI-X til mere krævende gasser.Der er DGC’s vurdering, at driftsomkostningerne ved målesystemet anslårca. 20 % om året af anlægsomkostningerne. Dette er uanset om der vælgesen termisk massestrømsmåler eller en turbinehjulsmåler.

DGC-notat 27/28KontrolsystemFor at de enkelte producenter kan være sikrer på få en korrekt afregning forderes biogas bør, der opbygges et kontrolsystem.Eftersom projektet kører på forretningsvilkår, vil det formodentligt være optil den enkelte biogasproducent at vælge målesystem. Dette kan på baggrundaf ovenstående medføre en høj usikkerhed på måling af den afregnede volumen/massemåling.Et uvildigt kontrolsystem kan sikre, at de leveredeenergimængder bestemmes med en tilfredsstillende nøjagtighed, samt vurdereom målesystemet overholder fastlagte krav til usikkerhed og fejl.Det bør overvejes at nedsætte en arbejdsgruppe, der vurderer nødvendighedenaf retningslinjer for valg af målesystemer og udarbejdelse af et kontrolsystemfor afregning af den producerede biogas.

DGC-notat 28/28Kildeliste/1/Hydrogen Sulfide Biofiltration from biogas Using Cow-Manure Compost/N. Scott Cornell University//2/Miljøstyrelsens vejledning om miljøgodkendelse af husdyrebrug/MST2010//3/Inventering og utvärdering av analysinsrument och flödesmätre forgasmätning i uppgraderingsanläggningar för biogas/ SBGF /2005/4/Biogas til nettet. DGC Rapport, R0904, 2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/biogas_til_nettet.pdf/5/Urban W, Girod K, Lohmann H. Technologien und Kosten der Biogasaufbereitungund Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse derMarkterhebung 2007–2008. Fraunhofer UMSICHT. 2008./6/Nedgradering af gaskvaliteten i naturgasnettet. DGC Rapport, R0905,2009.http://www.dgc.dk/publikationer/rapporter/data/09/nedgradering.pdf/7/Ombygning af naturgasmotorer til biogasdrift. DGC notat 2010./8//9//10//11//12//13/SGC Rapport 193 International Seminar on Gasification 2008www.sgc.seNya renings- och uppgraderingstekniker för biogas” /SGC rap. 163/april 2006Teknik för biogasanvändning / HIH /2009UOP produktionskatalog om SelexolKiwa produktionskatalog om GTP-filterBiogas desulphurisation using the DMT multistage Sulfurex® process/DTM/

Appendix 4Økonomiske overvejelser om biogas ud fra et kraftvarmesynspunktWritten by Dansk FjernvarmeSimulations conducted by DGC

WP3: Økonomiske overvejelser om biogasud fra et kraftvarmesynspunktIndholdSammenfatning ................................................................................................................................................. 2Indledning .......................................................................................................................................................... 3Formål/afgrænsning/opgavedisponering .......................................................................................................... 4Beskrivelse af naturgas kraftvarmeanlæg ......................................................................................................... 6Varmeforsyningsloven ..................................................................................................................................... 11Aftaleforhold salg af elektricitet ...................................................................................................................... 14Aftaleforhold køb af naturgas ......................................................................................................................... 16Investeringer .................................................................................................................................................... 19Usikkerheder og muligheder for varmeværker ............................................................................................... 21Beregningsscenarier ........................................................................................................................................ 23Resultater ........................................................................................................................................................ 27Konklusion og anbefalinger ............................................................................................................................. 33Bilag 1 .............................................................................................................................................................. 36Bilag 2 .............................................................................................................................................................. 37Bilag 3 – Driftsøkonomiske beregninger Spjald 2008 og 2009 ........................................................................ 38Bilag 4 – Driftsøkonomiske beregninger Ringkøbing 2008 og 2009 ................................................................ 481

SammenfatningI denne arbejdspakke er alle aspekter ved kraftvarmedrift på naturgas analyseret. Formålet er at afdækkeog værdisætte usikkerheder, som kan indgå i beregning af, hvad Spjald og Ringkøbing kan betale for biogasved substituering af naturgas med biogas. Sekundært er der regnet på forskellige driftsstrategier, for atafdække hvilken strategi, eventuelt under hensyntagen til et mere dynamisk elmarked, der kan udløse denhøjeste biogaspris.Ved simulering af Spjald og Ringkøbing, med en reference varmepris (Substitutionspris) for 2008 og 2009 udfra forskellige driftsstrategier, så tegner der sig et billede af, at en driftsstrategi med køb af ny motordesignet til et biogasforbrug på ca. 150 % af grundlasten med en fast elafregningspris, giver grundlag forbetaling af den højeste og mest stabile biogaspris. Se også nedenstående tabel 1 og 2.Scenarieberegningen har vist, at biogasprisen anslået kan udgøre mellem ca. 355 og 410 kr/MWh svarendetil en naturgas ækvivalent biogaspris mellem 3,9 og 4,5 kr/Nm 3 - højest i Ringkøbing.I forhold til de vedtagne afgifts- og tilskudsstigninger for 2010, så vil biogasprisen kunne øges med ca. 30kr/MWh svarende til en øget gaspris på ca. 33 øre/Nm 3 -naturgasækvivalentBeregningerne har for Spjald vist nedenstående resultat:Resultater 2008-2009 SpjaldNaturgasækvivalentVarmeproduktion i perioden29.811 MWhBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 25.633 MWh 2.330.273 Nm 3Biogaskøb grundlast marked 26.525 MWh 2.411.345 Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 38.240 MWh 3.476.327 Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast marked 38.359 MWh 3.487.155 Nm 3Varmeproduktionspris reference vægtet205 kr/MWhBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 334 kr/MWh 3,67 kr/Nm 3Biogaskøb grundlast marked 354 kr/MWh 3,90 kr/Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 371 kr/MWh 4,08 kr/Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast marked 323 kr.MWh 3,55 kr/Nm 3Tabel 1: Biogaskøb og mulige afregningspriser SpjaldBeregninger for Ringkøbing har tilsvarende vis følgende resultat:2

Resultater 2008-2009 RingkøbingNaturgasækvivalentVarmeproduktion i perioden219.805 MWhBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 150.926 MWh 13.720.573 Nm 3Biogaskøb grundlast marked 140.200 MWh 12.745.436 Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 207.787 MWh 18.889.764 Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast marked 196.274 MWh 17.843.045 Nm 3Varmeproduktionspris reference vægtet257 kr/MWhBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 362 kr/MWh 3,98 kr/Nm 3Biogaskøb grundlast marked 349 kr/MWh 3,84 kr/Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 389 kr/MWh 4,27 kr/Nm 3Biogaskøb 150 % af grundlast marked 363 kr.MWh 3,99 kr/Nm 3Tabel 2: Biogaskøb og mulige afregningspriser RingkøbingI forhold til de kortlagte usikkerheder, så er det overraskende og positivt, at de opnåedevarmeproduktionspriser, bortset fra Ringkøbing i 2008, er konkurrencedygtige med denvarmeproduktionspris, der må forventes at kunne opnås, ved etablering af et kedelanlæg som benytter fliseller halm som brændsel.Endelig har analyserne vist, at der med det formål at fremme biogas, bør ses på nedenstående forbedringeraf rammerne for biogasproduktion:• Elproduktionstillægget skal kunne opnås på rene biogasanlæg• Der bør udarbejdes en enkel model for substitutionsprisberegning der kan anvendes løbende vedpriskontrol• Ved fastlæggelse af den omkostningsbestemte pris, bør der udarbejdes model foromkostningsfordeling mellem biogasproduktion og ”behandling af gødning”. Denne skal kunneanvendes løbende ved priskontrol• Lovliggøre at projekteringspriser på basis af substitutionsberegning eller omkostningsbestemtberegning på projekttidspunktet, kan indgå i prisaftale over længere periode. Heri kan evt. indgåaftalt prisreguleringsmekanisme.IndledningRingkøbing-Skjern kommune har en målsætning om at erstatte fossile brændsler med bæredygtig grønenergi og blive selvforsynende med energi i 2020. Kommunen har udpeget tre veje til at opnå dennemålsætning, og en af disse er, at udnytte lokal biomasse til energifremstilling. Hovedfokus er biogas, idetkommunen har stor tæthed af kvæg- og svinebestande. Det er målet at 80 % af gyllen fra disse besætningersuppleret med energiafgrøder skal kunne dække ca. 10 % af kommunens totale energibehov. Det er idéen3

at etablere et antal biogasanlæg og distribuere biogassen til eksisterende fjernvarmeværker, samtopgradere eventuel overskydende biogas til naturgasnettet.Dette notat er et af flere notater omkring biogas, som skal afdække de juridiske, tekniske og økonomiskeproblemstillinger omkring kraftvarme som skal undersøges, før projektet kan realiseres. Notatet er etforsøg på, at afdække biogassens værdi ud fra alternative driftsstrategier, set fra et driftsøkonomiskudgangspunkt for de naturgasfyrede kraftvarmeværker.Formål/afgrænsning/opgavedisponeringFormål• At finde og analysere alle områder/parametre som vil blive påvirket ved at anvende biogas somsubstitut for naturgas• At evaluere alle usikkerheder relateret til variationer i el- og naturgaspriser• At undersøge de mulige korrelationer mellem biogaslagring og større kraftvarmeenheder i relationtil det frie elmarked. Kan f.eks. højere elpriser på det frie elmarked finansiere gaslager faciliteter?AfgrænsningI Danmark er det for små kraftvarmeværker muligt at agere og afregne på forskellige elmarkeder. For desmå kraftvarmeværker kan den producerede elektricitet afsættes til den såkaldte 3-ledstarif, hvor der forudfor kvartalet udmeldes faste elpriser i bestemte timer af døgnet (spidslast, højlast og lavlast).Prisreguleringen af 3-ledstariffen er baseret på nettoprisindekset samt en kul børspris. Afregningen efter 3-ledstariffen må anses at være på vej ud, idet der kan forekomme elproduktion i perioder hvorefterspørgslen er lav eller hvor udbuddet i forvejen er stort (vinden blæser meget). Produktion på 3-ledstariffen passer derfor ikke ind i et dynamisk elmarked. Det vælges i dette notat at se bort fra 3-ledstariffen som en mulig afregningsform af den producerede elektricitet.Det er endvidere muligt at stille kraftvarmeværket kapacitet til rådighed på reservekraftmarkedet, hvor derproduceres når balancen mellem leveret elektricitet og forbrugt elektricitet ikke stemmer overens. Etkraftvarmeværk, som stilles til rådighed for opregulering (produktion), kan ved indmelding tilkonkurrencedygtige aktiveringspriser forvente at blive aktiveret mellem 30 % og 50 % af tiden, forderigennem at kunne producere hovedparten af varmebehovet i fjernvarmenettet. Reservekraftmarkedeter et meget usikkert marked, hvor der primært kan tjenes penge i perioder med store ubalancer.Kalkulationerne i denne delrapport gennemføres i forhold til det almindelige ”frie” elmarked, idet derønskes robusthed i forhold de investeringer der evt. skal gennemføres for at skifte til biogas.På gasmarkedet har der traditionelt kunnet forhandles en fastprisaftale, hvor gasprisen låses i en periodepå typisk 1-2 år. En fastprisaftale kan ses som en prissikring af varmeprisen, og indgås normalt nårfjernvarmeværket vurderer, at der i den kommende periode vil komme gasprisstigninger. Alternativt harder kunnet forhandles en variabel gaspris, som typisk svinger månedsvis i forhold til gasolieprisen,fuelolieprisen samt dollarkursen. I de senere år er der etableret en gasbørs i regi af Nordpool. Det er blevetmuligt at relatere prisen på naturgas til f.eks. den gennemsnitlige månedlige gaspris på denne børs.Nordpool børsen vurderes at få stigende betydning i fremtiden. Den gennemsnitlige elpris korrelerer i etvist omfang med den variable gaspris (se også figur 3). Samlet set vurderes det derfor at være en variabel4

gasprisaftale, som er væsentlige i forhold til en vurdering af biogas som alternativ til naturgas. Der sesdermed bort fra den faste forhandlede gaspris i denne delrapport.Generelt vil der i denne delrapport blive analyseret i forhold til de omkostninger som ændres ikraftvarmeværket som følge af skift fra naturgas til biogas. Omkostninger som forbliver de samme vil ikkeblive medtaget i analyserne. Denne delrapport vil ikke indeholde en egentlig rentabilitetsberegning, men ensimulering af, hvad biogasprisen maksimalt kunne tænkes at blive set fra et driftsøkonomisk synspunktsamt under hensyntagen til de usikkerheder der er ved omlægning til biogas i kraftvarmeværket.OpgavedisponeringDe økonomiske forhold i det naturgasfyrede kraftvarmeanlæg skal beskrives for at kunne fastlægge devariable omkostninger som får betydning, såfremt anlægget overgår til biogas. Afgiftsforhold har en storbetydning for naturgasfyrede kraftvarmeanlæg og vil indgå i beskrivelsen af de økonomiske forhold. Derkan i den forbindelse være tilskudselementer som kan være forskellige, såfremt det vælges at ombyggeeksisterende kraftvarmeanlæg frem for alternativt at etablere separate anlæg til udnyttelse af biogassen.Samlet set vil en beskrivelse af det typiske naturgasbaserede kraftvarmeanlæg med vægt på de variableomkostninger kunne give en indsigt i de økonomiske betingelser der efterfølgende kan sammenlignes medtilsvarende hel eller delvis drift med biogas som brændsel.Varmeforsyningsloven udstikker rammer for fjernvarmeværker. I forhold til biogas kan disse rammer fåbetydning for sælger og køber af biogas samt de aftaler der indgås mellem fjernvarmeværket og sælger afbiogas. Afsnittet om varmeforsyningsloven skal give et kort resumé af disse rammer. Formålet er atafdække om varmeforsyningsloven medfører begrænsninger og usikkerheder i forhold til anvendelse afbiogas.Afhængig af om et kraftvarmeværk sælger el til faste tariffer eller på det frie elmarked, så vil der væreforskellige driftsstrategier og aftaleforhold. Disse forhold vil i afsnittet om aftaleforhold salg af elektricitetblive beskrevet indgående.Naturgas er den væsentligste omkostningsfaktor ved drift af et naturgasbaseret kraftvarmeanlæg, og dethar derfor betydning hvorledes naturgassen indkøbes og afregnes når der sammenlignes med køb afbiogas. Eksisterende og fremtidige aftaleforhold for naturgas vil derfor blive beskrevet indgående for at fåen reference til biogas som alternativt brændsel.Der kan ikke gennemføres en overgang fra naturgas til biogas på et værk uden at der skal foretagesinvesteringer på kraftvarmeværket. Disse investeringer hænger i et vist omfang sammen med den eller dedriftsstrategier der vælges. For at kunne vurdere driftsøkonomien ved overgang til biogas er det derfornødvendigt at kende de investeringer som skal gennemføres.I afsnittet om usikkerheder og muligheder for CHP anlæg udarbejdes der et resumé af de usikkerheder ogmuligheder der er kortlagt i forbindelse med beskrivelsen af naturgas kraftvarmeanlæggene,varmeforsyningsloven, aftaleforhold salg af elektricitet samt aftaleforhold køb af naturgas. Afsnittet skaldanne basis for de beregningsscenarier der vælges i efterfølgende.Formålet med beregningsscenarierne er at kortlægge den driftsform, som giver den bedste afregningsprisfor biogas. Herunder skal der ses på robustheden i biogasafregningen, dvs. hvilken driftsstrategi giver den5

højeste og mest stabile biogasafregning i forhold et referencescenarie. I den forbindelse skal der ses på defølsomheder ændringer i de enkelte variable omkostningselementer giver anledning til.Scenarierne skal udmøntes i at der kan gives en anbefaling til driftsstrategi og dermed et bud på hvor storprisen på biogas kan være i forhold til referencescenarierne. Er der usikkerheder og uafklarede forhold somkan afhjælpes via ændrede regler eller lovgivning, så skal dette beskrives i sidste afsnit med konklusion oganbefalinger.Beskrivelse af naturgas kraftvarmeanlægEt decentralt naturgasfyret kraftvarmeanlæg består typisk af et motoranlæg (kraftvarmeanlæg), en kedel,en lagertank og et vandbåret distributionsnet ud til varmeforbrugerne samt tilknyttedevandbehandlingsanlæg, styringsanlæg (SRO-anlæg), skorstensanlæg (Se figur 1). Motoranlægget kan beståaf en eller flere motorer, som kan startes med relativt kort varsel og rampe op på fuld kapacitet på fåminutter. Motoranlægget driver en generator som producerer elektricitet der leveres til det offentligeelnet. Den afkølede fjernvarme (ca. 35-40 °C), som kommer retur fra varmeforbrugerne, benyttes til at kølemotorerne og slutopvarmes til fremløbstemperatur (ca. 80- 90 °C) ved køling af udstødningsgassen framotorerne. Motorerne er typisk dimensioneret til at kunne producere den nødvendige varme på hverdagemellem kl. 8.00 og kl. 20.00 og lagre den i en akkumuleringstank, således at varmen også kan leveres omnatten. Akkumuleringstanken er typisk dimensioneret til, at kunne indeholde weekendforbrug bortset frakolde vintermåneder, hvor der kan forekomme produktion i weekender til dækning af det resterendebehov.Figur 1.Motorerne sættes typisk kun i drift i de timer hvor der kan opnås så høj elpris, at den resulterendevarmeproduktionspris bliver lavere end tilsvarende varmeproduktionspris på den naturgasbaserede kedel.Kedelanlægget er støtteanlæg for motorerne når elprisen er lav, men også samtidigt reserveanlæg formotoranlægget, såfremt dette skal repareres eller havarerer. Kedelanlægget dimensioneres derfor typiskmed samme varmekapacitet eller lidt højere varmekapacitet end motoranlægget.6

Det variable driftsregnskab for et decentralt naturgasfyret kraftvarmeværk indeholder forvarmeproduktionsenheder de i tabel 3 angivne elementer:Tabel 3.Enhed Motoranlæg KedelanlægIndtægter- Salg af elektricitet Kr. x- Tilskud elproduktion Kr. x- Godtgørelse af afgifter naturgas Kr. x x- Salg af CO 2 -kvoter Kr. x xIndtægter i alt Kr. x xUdgifter- Gaskøb Kr. x x- Afgifter brutto naturgas Kr. x x- Vedligehold Kr. x x- Forbrugsmaterialer- Markedsudgifter Kr. x x- Køb af kvoter Kr. x x- Eget elforbrug inkl. elafgifter Kr. x xUdgifter ialt Kr. x xVariabel varmeproduktionspris Kr/MWh x xKrydsene i tabellen angiver om den pågældende indtægt eller udgift er relevant for hhv. motoranlæggeteller kedelanlægget.Den elpris der skal opnås for at varmeprisen fra motoranlægget bliver identisk medvarmeproduktionsprisen fra kedlen kaldes ”Den marginale elproduktionspris”. Den marginaleelproduktionspris beregnes som:(Varmeproduktionspris motor uden elindtægter – varmeproduktionspris kedelanlæg)*varmevirkningsgrad motorelvirkningsgrad motorDen marginale elproduktionspris bestemmer om det er motoranlæg eller kedel der skal producere varmen,idet det ikke er rentabelt at producere el til en elpris der ligger under den marginale. Det er derfor ogsåtypisk den marginale elproduktionspris der meldes ind som ønsket elpris på det frie elmarked. Meldesdenne pris ind for en time og elprisen bliver lavere, så skal motoranlægget ikke køre, da elmarkedet ikkehar accepteret buddet. Bliver elprisen omvendt højere så bliver buddet accepteret og motoranlægget skalkøre i pågældende time.Salg af elektricitet: Indtægter opnået ved salg af elektricitet på det frie elmarked. Indtægter opgøres somsummen af den elektricitet der er produceret i hver time gange elprisen i denne time. For at kunne sælgeelektriciteten til elnettet skal kraftvarmeværket have en aftale med en produktionsbalanceansvarlig, somindmelder den ønskede produktion timevis til den marginale elproduktionspris under hensyntagen til7

værkets varmebehov og lagerkapacitet . Den produktionsbalanceansvarlige opkræver et gebyr somfratrækkes indtægterne.For ren biogas kraftvarmeanlæg er salgsprisen fast på 77,2 øre/kWh i 2010 uanset produktionstidspunkt.Denne pris reguleres årlig med 60 % af nettoprisindekset. I 2008 og 2009 var prisen 74,5 øre/kWh sombenyttes i beregningsscenarierne for disse år.Tilskud til elproduktion: For det naturgasbaserede kraftvarmeanlæg så gives i øjeblikket 8 øre/kWh ielproduktionstilskud 1 for de først producerede 8 mio. kWh. For barmarksværker gives dette tilskud til heleelproduktionen, såfremt elproduktionen overstiger 8 mio. kWh. Dette tilskud forventes omlagt til et fastgrundbeløb når EU har godkendt lovændring. Grundbeløbet forventes at komme kommer til udbetalinguanset om anlægget producerer el eller står stille. 8-øren vil komme til udbetaling uanset om anlæggetombygges til biogas. Det samme vil blive tilfældet for det faste grundbeløb efter EU-godkendelse , som skalerstatte 8-øren. Forudsætningen er at anlægget er i drift eller står driftklar.Som et led i omlægningen af de decentrale elproducenter på naturgas til det frie elmarked, så modtagerdisse et grundbeløb frem til 2019, som i praksis sikrer de decentrale kraftvarmeværker en elpris på 41,6øre/kWh gange værkets elproduktion i et referenceår (2002-2004) 2 . Overstiger markedsprisen 41,6øre/kWh i en måned modtager værket ikke noget grundbeløb. Dette grundbeløb kommer til udbetalinguanset om der produceres el eller ej. Grundbeløbet gives til værket og kan ikke øges ved etablering afstørre elproduktionskapacitet pga. nye biogasmotorer. Hvis elproduktionskapaciteten modsat nedsættesved udskiftning af eksisterende kraftvarmeanlæg med et mindre biogasanlæg, så nedsættes dettegrundbeløb forholdsmæssigt.Da grundbeløb udbetales uafhængigt af nuværende elproduktion, så indgår grundbeløb ikke i de variableindtægter eller udgifter. Betingelsen for at modtage grundbeløb er, at det oprindelige kraftvarmeanlægeller at et senere anlæg som erstatter det oprindelige, er driftsklar.For biogasanlæg der blander naturgas og biogas på samme anlæg gives et tilskud på 41,9 øre/kWh ud overmarkedsprisen (2010-sats). I 2008 og 2009 regnes med en sats på 40,5 øre/KWh. Tilskuddet gives uansetom der skiftevis køres biogas og naturgas eller om gasserne blandes inden anvendelse ikraftvarmeanlægget.Godtgørelse af afgifter naturgas: Energiafgifter på naturgas som anvendes til elproduktion godtgøres 3 .For kvoteomfattede kraftvarmeprocenter refunderes tillige CO 2 -afgiften på naturgas til elproduktion 4 .For ikke kvoteomfattede kraftvarmeproducenter betales CO 2 -afgift af hele brændselsmængden 4 . CO 2 -afgiften på naturgas som anvendes til elproduktionen refunderes for de ikke kvoteomfattedekraftvarmeproducenter som et grundbeløb 5 beregnet som naturgasforbrug til elproduktion i et referenceår(2005-2007) ganget nuværende CO 2 -afgiftssats. Dette grundbeløb udbetales uanset om1 Lov om tilskud til elproduktion §2b, LBK nr. 1331 af 30.11.20072 Bekendtgørelse om pristillæg til elektricitet produceret ved decentral kraftvarme m.v. samt Lov om elforsyning §§ 58-58a, LBK nr. 516 af 20.5.20103 Lov om afgift af naturgas, LBK 298 af 3.4.20064 Lov om kuldioxidafgift, LBK nr. 889 af 17.8.20065 Lov om elforsyning § 9b, LBK nr. 516 af 20.5.20108

kraftvarmeanlægget producerer eller ej, og kan sammenlignes med de gratiskvoter de kvoteomfattedekraftvarmeanlæg modtager, jf. ”salg af kvoter”. Dette grundbeløb vil givetvis 6 også komme til udbetalingsåfremt kraftvarmeanlægget konverterer til biogas 7 , idet incitamentsstrukturerne i regelsættet hermed eridentiske med de kvoteomfattede virksomheder.Beregning af brændselsmængden til elproduktion udføres enten efter V-formlen (Brændsel til motor –varmeproduktion motor/1,25, dog maks. elproduktion/0,35) eller efter E-formlen (elproduktion/0,65).Bedste valg af formel fremgår af figur 2.Figur 2I det nyligt fremsatte finanslovforslag for 2011 foreslås det at ændre V-formlen til (Brændsel til motor –varmeproduktion motor/1,20, dog maks. elproduktion/0,35) eller efter E-formlen (elproduktion/0,67).Denne ændring medfører beregnet at varmeproduktionsprisen stiger mellem 7,9 og ca. 9,0 kr/MWhproduceret varme afhængig af hvilken formel der anvendes. Stigningen bliver størst når E-formlenanvendes. Denne ændring forventes at træde i kraft den 1. juli 2011, og vil gøre biogas marginalt set merekonkurrencedygtig.Salg af CO 2 -kvoter: For de kvoteomfattede kraftvarmeanlæg skal værdien af kvoterne indregnes, idet deenten kan sælges, såfremt der er et overskud af disse, eller skal købes, såfremt de tildelte kvoter ikkerækker til det brændselsforbrug værket har. For både motoranlægget og kedelanlægget gangeskvoteprisen med det totale brændselsforbrug og CO 2 -emissionsfaktoren for naturgas. Da kedelanlægudleder væsentligt mindre CO 2 pr. produceret MWh varme, så skal meromkostningen til kvoter vedkraftvarmedrift dækkes af elprisen i en marginalberegning. Er elprisen ikke tilstrækkelig høj til at dækkemerudledningen af CO 2 i forhold til kedlen, så kan det bedre betale sig at producere på kedlen og sælgeeventuelle overskydende kvoter.6 Dette forhold er uafklaret. Spørgsmål stillet via Energinet.dk til Energistyrelsen, men svar ej modtaget.7 Bekendtgørelse om kompensation for CO 2 -afgift af brændsler til elproduktion.9

Gaskøb: Gaspris består normalt af følgende elementer:- Gaspris (variabel efter oliepris eller gasbørs)- Transmissionsbetaling & Lager (variabel)- Kapacitetsbetaling (fast)- Distributionsbetaling (variabel)I en beregning af den marginale elproduktionspris vil kun de variable omkostninger indgå, idet den fastebetaling skal ydes uanset om der anvendes naturgas eller ej.Afgifter brutto naturgas: Ud over energiafgift og CO 2 -afgift betales NO x -afgift for både motor- og kedeldrift.For biogas betales ikke energiafgift eller CO 2 -afgift. Der indføres en metanafgift pr. 1/1-2011 8 for naturgaspå 6,6 øre/Nm 3 (0,6 øre/kWh) og for biogas på 1,2 kr/GJ (0,43 øre/kWh)for anlæg med indfyret effekt størreend 1.000 kW.Vedligehold: For de fleste motortyper har værkerne en vedligeholdelsesaftale med motorleverandøren.Vedligeholdelsesaftalen består typisk af almindelig løbende kontrol og vedligehold for hver ca. 2.000 timersdriftstid. Prisen herfor er typisk 4 – 7 øre/kWh elproduktion. I de senere år, med meget svingende driftstid,fra år til år er der i stigende omfang indbygget en grundbetaling i vedligeholdelsesaftalerne samt en laverevariabel betaling pr. kWh. Kontrakter på vedligehold løber normalt i en periode svarende til 60.000driftstimer, som svarer til normal levetid for en motor.Motorer kan levetidsforlænges via. et særligt eftersyn og udskiftning af væsentlige motorelementer. Disselevetidsforlængende renoveringer koster normalt mellem 20 % og 50 % af prisen for en ny motor, men tilgengæld forøges levetiden med yderligere 60.000 driftstimer. Hvorvidt der vælges en levetidsforlængendehovedrenovering eller køb af ny motor beror på pris og virkningsgrader på ny motor i forhold til deneksisterende. Kan elvirkningsgraden øges med 3 – 5 % så kan det ofte bedre betale sig at anskaffe en nymotor.Udgifter til vedligehold forventes at være den samme for biogasmotorer som for naturgasmotorer.Anskaffes nye biogasmotorer som skal køre ved siden af eksisterende naturgasmotorer, må der påregnesen marginal større omkostning til vedligehold af de eksisterende motorer. Det anslås at de gennemsnitligevedligeholdelsesomkostninger derved stiger med 2 øre/kWh generelt.Forbrugsmaterialer: Under forbrugsmaterialer hører smøreolier, kemikalier anvendt til rensning afkondensat fra røggas og andre produkter hvis anvendelse knytter sig til drift af kedlen eller motoren.Omkostninger til forbrugsmaterialer forventes ikke ændret som følge af indførsel af biogas.Markedsudgifter: Markedsudgifter består typisk af faste betalinger for at være koblet op på naturgasnettetog elnettet. Markedsomkostninger kan være abonnementsbetalinger, målerleje, osv. Normalt er dissefaste omkostninger ikke interessante i forhold til marginalberegninger og rentabilitetsberegninger. I dettilfælde, hvor fjernvarmeværket helt kobler sig af f.eks. naturgasnettet, så kan der spares årligeomkostninger. Til gengæld vil en afkobling af f.eks. naturgasnettet medføre engangsomkostninger til atnedlægge naturgasforbindelsen, såfremt dette bliver en følge af projektet. Nedlæggelse af anlæg vilendvidere medføre at grundbeløb mistes, og derfor nedlægges der sjældent anlæg.8 Lov om kuldioxidafgift §2 stk. 1 nr. 12 for naturgas og nr. 17 for biogas10

Ved elsalg på det frie elmarked, så skal der indgås en aftale med produktionsbalanceansvarlig virksomhed,der opkræver et gebyr pr. kWh der handles. Hertil kommer en indfødningstarif for levering ind på elnettet.som Energinet.dk opkræver via netselskabet. Hvis den producerede elektricitet afregnes efter et fastpristillæg så er disse markedsudgifter inkluderede i den faste pris for elektriciteten.Hvis der etableres en ekstra biogasmotor kan der komme en omkostning til forstærkning af forbindelsen tilelnettet i form af et tilslutningsbidrag (typisk 1000 kr./Ampere) for ekstra kapacitet, investeringer i kablerog udstyr samt ekstra målerleje, mm. Hvis biogasmotoren skal kunne køre samtidigt med det eksisterendemotoranlæg, så vil elkablet ofte være for lille til samtidig drift og denne investering bliver aktuel.Køb af kvoter: Se salg af CO 2 -kvoterEget forbrug af el inkl. elafgifter: Er fjernvarmeværket et kraftvarmeværk, så er elproduktionen underlagt etbruttoprincip, som medfører, at hele elproduktionen sælges til det offentlige net. Eget forbrug afelektricitet købes fra nettet på samme vis som for det almindelige fjernvarmeværk. Generelt kanfjernvarmeværker få godtgørelse for energiafgiften og 75 % af eldistributionsbidraget for den elektricitetder anvendes i anlægget. Fra 2010 indføres der en tillægsafgift (1,6 øre/kWh), som ikke kan godtgøres.CO 2 -afgiften (fra 2010 energispareafgift), tillægsafgiften samt de sidste 25 % af eldistributionsafgiftengodtgøres for den elektricitet der medgår til fremstilling af elektricitet. Elforbrug til fremstilling afelektricitet og fjervarme i et kraftvarmeanlæg kan normalt ikke skilles ad via målinger, og derfor deles detteelforbrug på samme vis som brændslerne mellem el- og varmesiden, dvs. med hhv. V-formlen eller E-formlen.For biogasanlæg så kan det vælges at benytte den egen fremstillede elektricitet direkte i anlægget. Vælgesdenne løsning, så kan der ikke gives elproduktionstilskud til denne forbrugte mængde. Til gengæld er derfuldt godtgørelse for alle afgifter på den forbrugte mængde. Da elproduktionstilskuddet er større end degodtgørelse der kan opnås via afgiftssystemet, så vælger anlæg på biogas normalt bruttoafregningsprincippet,dvs. afgifter på elektricitet afregnes og godtgøres på samme vis som ved anvendelse af fossilebrændsler.Dette medfører alt andet lige, at omkostninger til eget elforbrug ikke afviger væsentligt om anlæggetanvender naturgas eller biogas.Skal biogas anvendes i eksisterende motor, så må det påregnes at der skal etableres en kompressor somhæver biogastrykket til det niveau som motoren kræver. Denne kompressor skal der investeres i og der måpåregnes et betydeligt elforbrug til kompressorenVarmeforsyningslovenVarmeforsyningslovens definition af kollektive varmeforsyningsanlæg omfatter også anlæg til produktion afbiogas til brug for kollektiv varmeforsyning, jf. lovens § 2, stk. 1, nr. 1. Sådanne anlæg er dermed omfattetaf varmeforsyningsloven.Prisfastsættelsen er således reguleret af varmeforsyningslovens prisbestemmelser. Varmeforsyningslovensprisregulering er baseret på et hvile-i- sig-selv-princip i kombination med muligheden for, at der ibiogasprisen kan indregnes et rimeligt overskud.11

Reglerne i varmeforsyningsloven betyder at aftalen der indgås mellem biogasanlæg ogvarmeforsyningsselskab skal anmeldes til energitilsynet for at opnå gyldighed. Det samme gælder for deårlige budgetter, priseftervisninger og regnskaber.Prisbestemmelserne.Varmeforsyningslovens prisbestemmelser betyder at afregningsprisen for biogas eller varme fra etbiogasanlæg ikke må være højere end den laveste af den omkostningsbestemte pris og substitutionsprisen.Selskaberne er således forpligtede til årligt at lave en priseftervisning, dvs. udregne den faktiskeomkostningsbestemte pris samt substitutionsprisen.Den omkostningsbestemte pris.Varmeforsyningslovens § 20, stk. 1, angiver udtømmende de udgiftsarter, der kan indgå i fastsættelsen afden omkostningsbestemte pris i henhold til hvile-i-sig-selv-princippet.Fælles for dem alle er, at der skal være tale om ”nødvendige udgifter”.Med hjemmel i afskrivningsbekendtgørelsen, der er udstedt efter lovens § 20, stk. 2, kan der ogsåindregnes visse driftsmæssige afskrivninger, henlæggelser til nyinvesteringer og med Energitilsynetsgodkendelse, forrentning af indskudskapital i varmeprisen. Herudover gælder der efter lovens § 20 b, stk. 1,en særlig adgang for bl.a. biogasanlæg til i prisen for ydelser efter § 20, stk. 1, at indkalkulere et overskud. Itilknytning hertil gælder rimelighedskravet i lovens § 21, stk. 4.Udgiftsarter der efter varmeforsynings-loven §§ 20 – 20 b, må indregnes i biogasprisen:• Energi• Lønninger• Andre driftsomkostninger• Efterforskning• Administration og salg• Omkostninger som følge af pålagte offentlige forpligtelser, herunder omkost-ninger tilenergispareaktiviteter efter lovens §§ 28 a, 28 b og 29• Finansieringsudgifter ved fremmedkapital• Underskud i forbindelse med etablering og væsentlig udbygning af forsynings-systemerne• Afskrivninger og henlæggelser, jf. afskrivningsbekendtgørelsen• Et indkalkuleret overskud, jf. lovens § 20 b, stk. 1SubstitutionsprisenI tilknytning til varmeforsyningslovens § 21, stk. 4. har Energiprismyndighedernes praksis udviklet etsubstitutionsprincip.Substitutionsprisen skal afgøres ud fra de konkrete forudsætninger for egen produktion eller køb fratredjemand.12

Ved opgørelse af substitutionsprisen skal der således tages udgangspunkt i hvilken konkret mulighedfjernvarmeværket har for at substituere biogassen med for eksempel naturgas eller andet brændsel.Herunder hvilken konkret pris, der skal betales herfor.I et notat fra Gas- og Varmeprisudvalget, dateret 25. oktober 1995 er det fastslået at følgendeforhold skal være opfyldt for at kunne gøre en substitutionspris gældende:• Eksisterende – der skal altså være et fysisk anlæg der kan tilvejebringe eller udnytte energien• Faktisk – det skal have tilstrækkelig kapacitet• Muligt – der skal kunne opnås tilladelse til produktion ud over som spids- og reservelast• Lovligt –• Realistisk – substitutionsbrændslet skal kunne skaffes i tilstrækkelig mængde(Et ikke eksisterende halm- eller flisværk kan altså ikke danne grundlag for fastsættelse af ensubstitutionspris!)DispensationsmulighedI forlængelse af Grøn Vækst aftalen, er der netop udsendt bekendtgørelse nr. 1332” Bekendtgørelse omundtagelse af biogasanlæg og blokvarmecentraler fra kapitel 4 i lov om varmeforsyning”Bekendtgørelsen giver biogasanlæg mulighed for at få dispensation fra varmeforsyningslovens kapitel 4som omfatter prisbestemmelserne.Bekendtgørelsen er trådt i kraft den 6. december 2010.Dispensation kan gives for leverance af biogas til ”en virksomhed omfattet af varmeforsyningslovens § 20,stk. 1, der har en anden aftagemulighed.” f.eks. et varmeværk.Ved en anden aftagemulighed forstås, at varmeværket har mulighed for at dække sit energibehov over enlængere periode uden at aftage biogas fra det anlæg, som søger dispensation. Dvs. at varmeværket skalopretholde sin mulighed for skifte til f.eks. naturgas.Der gælder endvidere at et anlæg der har kommunegaranti ikke kan få dispensation, ligesom der ikke kanindgås lange kontrakter, idet biogasanlægget ved dispensation fra varmeforsyningslovensprisbestemmelser vil blive omfattet af konkurrenceloven. Ved lange kontrakter forstås kontrakter der gårud over 3-5 år, jf. almindelig praksis i forhold til konkurrencelovgivningen.Såfremt et biogasanlæg får dispensation efter denne bekendtgørelse, kan der således indgås aftale på”almindelige” kommercielle vilkår, - dog med den begrænsning, at afregningsprisen ikke må overstigesubstitutionsprisen. (Dette skyldes at varmeværket ikke må indregne højere brændselspris endsubstitutionsprisen i prisfastsættelsen overfor forbrugerne.)Varmeforsyningslovens betydning for aftaleindgåelse.Når et varmeværk og et biogasanlæg indgår en aftale/kontrakt er de forpligtede til at sikre atvarmeforsyningslovens regler overholdes.13

De er dermed forpligtede til at levere en priseftervisning ved udregning af den omkostningsbestemte prisog substitutionsprisen. (medmindre der er opnået dispensation jf. BEK 1332)Aftalen skal derfor indeholde en nøje beskrivelse af fastsættelsen af de poster der indgår i bestemmelse afden omkostningsbestemte pris. Det er vigtigt at der er enighed om dette, da det typisk er her der kan opståkonflikter efterfølgende. Specielt håndtering af henlæggelser og afskrivninger bør fastlægges vedaftaleindgåelsen.Da varmeforsyningsloven kun giver mulighed for at indregne ”de nødvendige omkostninger” vedbiogasfremstillingen, bør der være en aftale om fordeling af omkostninger mellem biogasproduktion oggylle-gødningshåndtering.Dette betyder, at biogasanlæggets omkostninger skal opdeles i henholdsvis fællesomkostninger ogsæromkostninger for gasproduktionen og gylle-gødnings behandlingen. For så vidt angårfællesomkostningerne bør aftales der en omkostningsfordelingsnøgle mellem henholdsvis gasproduktionenog gylle/slam/gødnings behandlingen. I den omkostningsbestemte biogaspris indgår såledessæromkostningerne ved biogasproduktionen tillagt den andel af fællesomkostninger, der ifølgefordelingsnøglen skal henføres til aftagerne af biogas.På samme måde bør der også være aftalt en model for udregning af substitutionsprisen. Såfremtsubstitutionen udgøres af naturgas, skal der aftales hvilke parametre der indgår og hvordan de fastsættes.Udover de lovbestemte afgifter og tilskud, gælder det:• Gasprisreference og ”rabatter”• Elpris• Omkostninger til drifts og vedligehold• Merinvestering/ afskrivningAftaleforhold salg af elektricitetEn kraftvarmeproducent producerer elektricitet med salg for øje. Salg af elektricitet er en væsentlig del afkraftvarmeværkets økonomi. Den indtægt der genereres af elsalget skal dels kunne forrentemerinvesteringen i kraftvarmeanlægget i forhold til almindelig kedeldrift, men også give et bidrag sommedfører en lavere varmepris end hvis varmen produceres på kedlen alene.De decentrale kraftvarmeproduktionsanlæg et typisk dimensioneret til at kunne klare 70 – 90 % afvarmebehovet ved produktion på hverdage i dagtid (høj- og spidslast). Det skyldes, at elafregningsprisernefor alle oprindeligt var fastsat på et højt niveau i disse timer via den såkaldte 3-ledstarif. Ved detteafregningssystem bliver driftstiden typisk mellem 2500 og 3500 timer årligt på kraftvarmeanlægget.Elpriserne på 3-ledstariffen reguleres kvartalsvis efter nettoprisindekset og efter et kulprisindeks.Reguleringsmekanismen medfører, at priserne er relativt stabile og kun flytter sig langsomt. Denlangsomme prisudvikling har betydning for hvorledes aftalerne på naturgaskøb indgås, jf. afsnittet”Aftaleforhold køb af naturgas”. Afregner et kraftvarmeværk efter 3-ledstariffen kræves der ikke aftale medmarkedsansvarlig selskab, ud over den aftale der er mellem kraftvarmeanlægget og det lokaleeldistributionsselskab.14

For ca. 10 år siden blev der etableret et frit elmarked i Norden med en prisdannelse på basis af udbud ogefterspørgsel. I elmarkedet dannes elprisen for hver time i døgnet på basis af udbud og efterspørgsel viaelbørsen Nordpool. Elektriciteten handles for det kommende døgn ved afgivelse af prisbud omformiddagen dagen inden det pågældende døgn. For et kraftvarmeværk handler det om at tilbydeproduktion i det antal timer der svarer til varmebehovet. Hvis f.eks. varmebehovet indikerer, at der erbehov for produktion i 5 timer, så kan man vælge at tilbyde sin produktionskapacitet i de 5 timer, som enprisprognose indikerer, vil blive de højeste i det kommende døgn. Alternativt kan det, for at undgå formange start/stop af anlægget, vælges at tilbyde produktionskapaciteten i sammenhængende timer medhøj gennemsnitlig prisprognose (dette kaldes blokbud). Elektriciteten tilbydes normalt til den marginaleelproduktionspris, evt. med et mindre tillæg, som skal dække opstartomkostninger, idet en lavere elprisikke er rentabel i forhold til produktionsprisen på kedelanlægget. Hvis prisbuddet ligger lavere end detpriskryds som Nordpool beregner for den/de pågældende time(r), så accepteres tilbuddet, og elektricitetenproduceres det efterfølgende døgn i de pågældende timer. Ligger prisbuddet højere end det priskrydsNordpool beregner for den/de pågældende time(r), så afvises tilbuddet, og den manglende varme måproduceres på kedelanlægget, såfremt der ikke er tilstrækkelig lagret varme i akkumuleringstanken.Priserne kan variere ganske meget fra time til time. I figur 3 er elpriser for juni måned 2010 illustreret. Herses det, at priserne varierer fra negative priser i tre timer den 13. juni til 532 kr./MWh i en enkelt time den8. juni. Det ses også af figuren, at priserne topper i dagtid og er lavere om natten og i weekenderne. Denhurtige og fluktuerende elpris har betydning for, hvorledes aftaler for køb af naturgas indgås, hvilketbehandles i afsnittet ”Aftaleforhold køb naturgas”.700Elpris juni 2010 kr./MWh Danmark Vest6005004003002001000-100Fig. 3: Markedspriser el juni 2010 i kr/MWh for Vestdanmark (DK1)For at kunne agere på det frie elmarked, så kræves det, at kraftvarmeværket laver en aftale med enproduktionsbalanceansvarlig virksomhed. I denne aftale indgår, at den produktionsbalanceansvarlige aktør15

formidler kraftvarmeværkets bud til Nordpool samt accept/afslag af bud. De produktionsbalanceansvarligevirksomheder har derudover en lang række hjælpemidler samt mulighed for at overvåge samt starte ogstoppe anlæggene, således at procedurerne omkring salget af elektricitet samt start/stop af anlæggene helteller delvist er automatiseret. Den produktionsbalanceansvarlige opkræver et gebyr (markedsudgift) pr.kWh der sælges for sit arbejde. Gebyret fratrækkes typisk på afregningsfakturaen.Hvis et biogasanlæg afregner den producerede elektricitet efter en fast pris på 74,5 øre/kWh (77,2øre/kWh i 2010), så svarer dette til afregning efter 3-ledstariffen, og der er ikke behov for at indgå aftalemed produktionsbalanceansvarlig virksomhed. Forskellen på dette tilskud og 3-ledstariffen er, at de 74,5øre/kWh gives uanset hvornår på døgnet elektriciteten produceres. Dette har betydning for hvorledeskraftvarmeanlægget dimensioneres og drives. Kan det eksisterende motoranlæg ikke uden ombygning ogevt. tab af effektivitet køre kontinuerligt med lavere last, så kan det blive nødvendigt at etablere etbiogaslager, således at motoren startes op i de timer der er gas til. Hvis der i stedet etableres et nytmotoranlæg, så har det betydning, at anlægget kan variere driften i takt med at der leveres en variabelmængde biogas eller en biogas med svingende brændværdi pga. svingninger i biogasanlægget. Der kanderfor være usikkerhed forbundet ved at købe en motor som passer til en aftalt gennemsnitlig gasmængde.Denne usikkerhed kan elimineres ved at investere i en motor der er erfaringsmæssig ca. 30 % større engennemsnitlig aftalt levering af biogas.Hvis biogasanlægget afregner efter markedsprisen og får et tilskud på 40,5 øre/kWh (41,9 øre/kWh i 2010)oven i markedsprisen, så skal der på samme vis som for det frie elmarked indgås en aftale medproduktionsbalanceansvarlig virksomhed. Ved anvendelse af biogassen på dette marked kan eksisterendemotor anvendes sammen med et biogasanlæg.Hvorledes elprisen vil bevæge sig på sigt kan det være vanskeligt at vurdere. Elprisen påvirkes generelt afde marginale elproduktionspriser i de termiske anlæg (Kraftvarmeanlæg og kondensanlæg på kul, naturgasog biomasse), men i det omfang vindmøllekapaciteten øges, så vil der blive flere timer årligt med laverepriser hvor vindmølle produktionen dominerer. Da udbygningen af vindkraften i et vist omfang modsvaresaf nedlæggelse af centrale anlæg, og da der planlægges og etableres stærkere transmissionsforbindelser tilØstdanmark, Norge, Tyskland, Holland og Norge, så kan der ikke entydigt gives noget svar på denfremtidige elprisudvikling. Vindkraften er dog mere uforudsigelig end brændselsbaseret elproduktion,vandkraft og atomkraft. Derfor må det forudses, at der kommer flere timer med højere priser men ogsåflere timer med lavere priser, såfremt vindmøllekapaciteten udbygges. Det kunne indikere at den optimalebiogasløsning på sigt vil være et produktionsapparat der er fleksibelt og ikke et produktionsapparat deraltid kører i grundlast.Aftaleforhold køb af naturgasFor decentrale kraftvarmeanlæg der anvender naturgas udgør naturgassen det størsteomkostningselement i værkets økonomi. De aftaler kraftvarmeværket indgår med gasleverandøren skal sesi sammenhæng med hvorledes kraftvarmeværket har valgt at afsætte elektriciteten jf. afsnittet”Aftaleforhold salg af elektricitet”. Sælger kraftvarmeværket elektriciteten på 3-ledstariffen, så vilkraftvarmeværket være tilbøjelig til at indgå fastprisaftaler på naturgassen, da varmeprisen herved kansikres i et regnskabsår pga. den relativt langsomme prisudvikling på elprisen. Sælges elektriciteten derimodpå det frie marked med en langt større usikkerhed, så vil kraftvarmeværket i højere grad være tilbøjelig til16

at indgå en variabel gaskontrakt, idet der er en vis korrelation mellem den variable gaspris og elprisen jf.nedenstående figur 4.Udvikling i Energipriser pr. måned 2008 og 2009Markedspris el vest Naturgas DONG STK Kulpris McCloskey Gasolie statoil Fuelolie statoil Nordpool gaskr./MWh9008007006005004003002001000jan. 2008 jan. 2009Fig. 4: Energipriser i kr/MWhNaturgasbaserede kraftvarmeværker med variabel gaspris indgår typisk kontrakt, hvor månedens gasprisreguleres efter en kombination af sidste måneds fueloliepris i $ og sidste måneds gasoliepris i $. Dentypiske kontrakt reguleres med 50 % fuelolie og 50 % gasolie, men der er også eksempler på andrefordelinger fra 0 % til 100 % fuelolie og modsat 100 % - 0 % gasolie. Det væsentlige set fra etfjernvarmesynspunkt er, at gasprisen kan handles til en pris som medfører en lav marginalelproduktionspris i forhold til de elpriser der kan opnås på det frie elmarked. De største ændringer ivarmeproduktionsprisen kommer, når forholdet mellem den opnåede elpris og den aftalte gasprisforrykkes.I denne rapport relateres gasprisen til DONG´s, storkundetarif, som er den gaspris der følger olieprisenbedst med ca. en måneds forsinkelse. Som det ses af figur 4, så er DONG´s storkundetarif på sidste trinnæsten identisk med Statoil´s fueloliepris med en måneds forsinkelse, hvorimod gasolieprisen ikke på heltsamme vis er i takt med fuelolieprisen. Det skal dog retfærdigvis nævnes, at Statoil’s gasoliepris er en pris tilvillakunder. Det må antages, at der er større overensstemmelse mellem oliepris og DONG’s storkundepris,såfremt der sammenlignes med en gasolie børsprisI sidste halvdel af 2009, hvor elprisen og DONG’s storkundetarif ligger tæt på hinanden, kan det se ud somom, at betingelserne for rentabel kraftvarmedrift er væsentligt forringet i forhold til tidligere. I fig. 5 erdisse priser vist over flere år. Bortset fra januar 2005 og sommeren 2007, så har der over de viste år altidværet et spænd mellem DONG´s storkundetarif og elprisen. I de tilfælde hvor elprisen nærmer sigolieprisen, så har der typisk været meget vandkraftproduktion pga. meget vand i de Nordiskevandmagasiner eller unormalt meget vindkraft, men dette synes ikke at være tilfældet i 2009, hvormagasinniveauerne har ligget på normalt niveau eller lidt under. Hvis dette omsættes til tal så har elprisen igennemsnit ligget 106 kr/MWh højere end DONG storkundetarif på sidste niveau i perioden 2002 til 2008.Dette tal er i perioden 2009 til maj 2010 faldet til 42 kr/MWh. Betingelserne for at producere kraftvarme17

efter en gaspris relateret til en oliereference er med andre ord blevet markant forringet. Sammenlignes dengennemsnitlige elpris med Nordpool gasbørs prisen i perioden 2009 til maj 2010 så er der en difference på104 kr/MWh, som nogenlunde svarer til den difference der var til DONG prisen før 2009.Udvikling i Energipriser pr. månedkr./MWhMarkedspris el vest Naturgas DONG STK Kulpris McCloskey Gasolie statoil9008007006005004003002001000jan.2002jan.2003jan.2004jan.2005jan.2006jan.2007jan.2008jan.2009jan.2010Fig. 5: Udvikling i energipriser 2001 – 2010 i kr./MWhHvis det er af mere permanent karakter, at dette billede tegner sig fremover, så er betingelserne fornaturgasbaseret kraftvarmedrift med en gaspris relateret til olieprisen ikke længere til stede. Forkraftvarmeværker, som skal substituere naturgas med biogas, giver dette dermed en forøget usikkerhed,såfremt prisaftalen baseres på substitutionsprincippet (Se afsnittet om varmeforsyningsloven), hvorbiogasprisen relateres til en oliebaseret naturgaspris.Da figur 4 og 5 indikerer, at elprisen i større omfang end tidligere korrelerer med en børspris på naturgas,så må det påregnes, at de decentrale kraftvarmeværker på naturgas fremadrettet vil få en børsrelateretgaspris. Set ud fra et kraftvarmesynspunkt vil en substitutionspris på basis af en gasbørspris minimererisikoen for at gaspris og elpris kommer ud af fase med hinanden. Det skal bemærkes, at Nordpoolbørsprisen ikke indeholder det tillæg, som gasleverandøren vil opkræve for at håndtere mængdemæssigerisici samt det indtjeningsbidrag gasleverandøren skal have, for at formidle handel på gasbørsen på vegneaf kraftvarmeværket.For kraftvarmeværker som aftager naturgas efter en oliereference vil der i forhold til den i figur 4 og 5 visteDONG storkundetarif over 300.000 Nm 3 være en rabat som kraftvarmeværkerne kan forhandle sig til. Denrabat der kan opnås, er afhængig af den købte mængde samt af den fleksibilitet værket ønsker at have mht.gasforbruget over året. Ønskes der fuld fleksibilitet fra 0 til 100 % af den forventede månedligegasmængde, så bliver rabatten mindre. Indgås der f.eks. aftale om fleksibilitet på 60 % af den månedligemængde så vil rabatten blive større. I visse tilfælde indskrives fleksibiliteten som en form for Take-or-payaftale i kontrakten, hvor der garanteres betaling for 60 % af den månedlige mængde uanset om gassenaftages eller ej. Disse rabatter mister kraftvarmeværket, såfremt fleksibilitet forringes via indførsel af18

iogas. Den mistede rabat vil forringe værkets økonomi, med mindre der kompenseres herfor ibiogasprisen.Vælger kraftvarmeværket helt at se bort fra naturgas som supplerende brændsel for at undgåkapacitetsbetaling, så skal det overvejes, hvorledes forsyningssikkerheden kan opretholdes. Skal kedlenkunne køre på gasolie eller bioolie og dermed bygges om? Kan der laves aftale med gasdistributionsselskabom at lade gasinstallation forblive på anlæg? Uanset hvorledes forsyningssikkerheden opretholdes, så vilder være en omkostning derved, som skal indgå i investeringsbeslutningen og den løbende drift, såfremtdet er en løbende omkostning. Nedlæggelse af naturgastilslutningen kan medføre en omkostning tilafbrydelse af installationen, samt en betaling for udtrædelse til gasselskabet. Kraftvarmeværket skal samletset skaffe sig et overblik over de nødvendige ændringer og omkostninger, samt vælge de løsninger derlokalt passer bedst til det enkelte værk.Vælger kraftvarmeværket at bibeholde de eksisterende motorer på naturgas samt at investere i nyemotorer til biogasproduktionen, som dækker en del af varmebehovet, så kan disse særlige omkostninger tilforsyningssikkerhed undgås, idet eksisterende anlæg på naturgas sikrer forsyningssikkerheden. Hvis det vednye biogasmotorer vælges, at kunne køre med de eksisterende motorer samtidig med biogasmotorerne, såvil der kunne komme en investering i forstærkning af forbindelsen til elnettet. Denne investering børnormalt ikke indregnes i biogasprojektet, idet valget beror på et ønske om, at eksisterende motoranlægskal kunne stå til rådighed for reservekraftmarkedet, hvorfor indtjeningen på dette marked må forrenteinvesteringen til en sådan netforstærkning. Denne antagelse kan diskuteres, idet investeringen indirektekommer som følge af etablering af et biogasforbrug.Vælger kraftvarmeværket at anvende både naturgas og biogas på eksisterende anlæg, så opretholdesforsyningssikkerheden, men til gengæld kan der komme ekstra investeringsudgifter pga. ændredeemissionsforhold (f.eks. højere skorsten).InvesteringerI forbindelse med, at et kraftvarmeværk indfører biogas som et nyt eller supplerende brændsel, så kandette ikke gennemføres, uden at der i større eller mindre omfang skal investeres i anlæg og evt. bygninger.Der vil være lovgivningsmæssige- og praktiske forhold som nødvendiggør disse investeringer, uanset at detumiddelbart ikke er indlysende at investeringerne er nødvendige.Investeringerne vil ændre værkets økonomi i forhold til et grundscenarie med fortsat anvendelse afnaturgas på eksisterende anlæg. Disse investeringer har indflydelse på kraftvarmeværkets vurdering afbiogassen som et alternativt brændsel til naturgas, og indgår i de driftsøkonomiske overvejelser værket børgennemføre. Det vælges at beregne investeringernes påvirkning af værket som en annuitet over 15 år meden rente på 5 %, dvs. ændringen på værket beregnes som en årlig ydelse. De 15 år vælges, da det er ennormal levetid for et motoranlæg. Der kunne i stedet indlægges en rente og en afskrivninger i kalkulen,men da disse størrelser ofte er bestemt af regnskabsmæssige forhold, og da der ikke altid eroverensstemmelse mellem afdrag og afskrivningsprofiler, så forekommer en almindelig ydelse på etannuitetslån som den mest reelle måde at indregne investering på. Endvidere vil renten påvirke resultatetforholdsvis meget i en kalkule de første år, såfremt der vælges en lineær afskrivning, hvilket ikke set ud fraet projektsynspunkt er rimeligt.19

Biogas som brændsel er ikke identisk med naturgas, og derfor må der forventes anderledes emissioner fraanlægget. Dette medfører, at der skal gennemføres en ny ansøgning om miljøgodkendelse og vilkår forværket skal justeres. Det forekommer bl.a. hyppigt, at skorstenshøjde og dimensioner ikke passer tilbiogassen.Naturgasbaserede kraftvarmeanlæg kan være etableret ud fra forskellige produktionsfilosofier. Nogleanlæg har blot en enkelt stor motor, som kan klare hele varmebehovet sammen med en kedel. Andreanlæg har flere mindre motorer som tilsammen svarer til en stor motor. I det tilfælde hvor der er flere småmotorer, så kan en eller flere af disse ombygges til biogas som grundlast og resterende motorer fortsættepå naturgas. Dette kan ikke lade sig gøre for den store motor, idet denne både skal kunne køre på biogas ogpå naturgas eller skal kunne køre på en blandet gas. Hertil kommer, at elafregningsprisen på de 74,5øre/kWh kun kan opnås, såfremt motoren udelukkende kører på biogas. Elafregningsprisen på markedsprisplus 40,5 øre/kWh opnås for anlæg der blander biogas og naturgas.Som følge af ovenstående må det påregnes at installere ny(e) motorer til biogassen på anlæg med blot enmotor i forvejen, såfremt elproduktionstilskud 74,5 øre/kWh ønskes afregnet. Ud over motoren skal derinvesteres i bygninger. Hertil kommer investeringer i projektering, skorsten, mv. Anslåede investeringer forny- eller eksisterende motor ses herunder:Ny biogasmotor:Investering motor:Investering bygning:Projektering mv.4,5 mio. kr/MWh-eleffekt0,5 mio. kr pr. MWh eleffektca. 1,0 – 1,5 mio. kr.Elvirkningsgrad: 40 %Varmevirkningsgrad: 50 %Motorstørrelse:Ca. 130 % af gennemsnitlig lastDa motorer tilbydes i bestemte størrelser, så skal den motorstørrelse der rammer det ønskede anvendes iden endelige projektkalkule.Bibeholdelse eksisterende motorer:Ved bibeholdelse af eksisterende motor skal der ud over omkostninger til projektering og miljøgodkendelsemv. på anslået 0,2 -0,5 mio. kr. påregnes en ombygning til blandgasdrift på 0,8 mio. kr 9 samt ny skorstenmv. Den samlede investering ved bibeholdelse af eksisterende motorer udgør herefter anslået ca. 1,0- 1,5mio. kr. afhængig af værkets størrelse. Disse tal er behæftet med meget stor usikkerhed.Hvis der skal køres på eksisterende motorer med variabel elpris så vil det være hensigtsmæssigt at kunnelagre biogassen, således at kraftvarmeproduktionen sker efter samme mønster som i grundscenariet.Erfaringer fra anlæg der har etableret et sådant lager viser at det skal have en størrelse som passer til deneksisterende akkumuleringstank, idet motoranlægget alligevel ikke kan komme af med varmen såfremt9 Tal fra Delprojekt 4: WP4 konvertering af gasmotorer20

lageret er større, men på den anden side også skal kunne køre maksimalt i dagtid. Det anslås at etbiogaslager investeringsmæssigt koster 18.000 kr. pr. MW biogas lagerkapacitet (65 % metan) inkl.etablering 10 .Usikkerheder og muligheder for varmeværkerI de foregående afsnit i denne delrapport er der dels lavet beskrivelser af de naturgasbaseredekraftvarmeværker, men også påpeget nogle usikkerheder såvel som muligheder, som følger af en eventuelovergang til biogas som supplerende brændsel. De væsentligste af disse usikkerheder og muligheder erlistet i tabel 4. Det er med en * angivet om forholdet er indregnet i de scenarier der regnes på i følgendeafsnit.Tabel 4Usikkerheder Beskrivelse Evt. værdi *Grundbeløb til Ved nedlæggelse afSkal beregnes for det enkelte værkelproduktion elproduktionskapacitet, så mistessåfremt noget nedlægges.FleksibeltelproduktionForskel mellemelpris og gasprisindsnævresNordpool gasbørsbliverprisdominerendeVedligeholdForstærkning elnetSubstitutionsprisVarmepris ikkekonkurrencedygtigmed biomassegrundbeløb (tilskud)Fast tilskud til elproduktion kan på sigtbortfalde til fordel for variabelt tilskud.Overveje ”større” anlæg ved investeringI af 2009 indsnævres forskellen mellemelprisen og DONG’s storkundetarif(Oliebaseret). Mister Fjernvarmeværketderes rabat fordyres naturgasforbrugetNordpool gaspris væsentligt billigere endDONG´s storkundetarif i 2008 og 2009.Fjernvarmeværker risikerer for højbiogaspris ved referenceberegninger påstorkundetarif.Ved etablering af ekstra biogasmotorerstørre udgifter til vedligeholdVed etablering af ekstra biogasmotoreromkostninger til forstærkning af elnetAfregningsprisen for biogas skal jf.varmeforsyningsloven være den laveste afden omkostningsbestemte pris ogsubstitutionsprisen.Så længe kraftvarmeværkerne kan sebetydelig lavere varmepris ved etableringaf flis- eller halmkedel, så er der lavGrundbeløb bibeholdes i kalkule*Normalt kompenseres anlæg for tabved lovændringer. Ingen umiddelbarværdi.Det forventes at den forhandlederabat bortfalder*Nordpool gaspris ligger 136 kr/MWhlavere end storkundetarif i 2009 tilmaj 2010 (1,50 kr/Nm 3 ).Fremadrettede referenceberegningerkan være på Nordpoolbørspris + tillæg.Indregnet med 20 kr/MWhelproduktioni scenarier med nyemotorer*Indregnes ikke i scenarier, ideteksisterende motorers deltagelse påreservekraft bør forrente denneinvesteringDen omkostningsbestemte pris kanvære lavere end den i dette projektberegnede substitutionspris. Denomkostningsbestemte pris er ikke endel af denne WP3.Variabel varmepris flis/halm ca. 250– 300 kr/MWh-varme inkl.afskrivninger og drift.10 Tilbud Dafeta Trans september 2009 (overslagspris) baseret på 11.150 m 3 gasbeholder tillagt 1.500 kr/MW tiletablering.21

incitament til biogasMuligheder Beskrivelse Evt. værdiTilskud 8-øren Ved bibeholdelse af eksisterende motorerpå biogas opretholdes 8-øren som tilskud8 øre/kWh dog maks. 640.000 kr./årsåfremt ikke barmarksværk*Grundbeløb og Ved bibeholdelse af eksisterende motorer Indregnes i scenarier*tilskud biogas opretholdes grundbeløbet som tilskudAfgiftsstigningernaturgasAfgiftsstigninger på naturgas i form afinflationsbestemte stigninger, skattereformsåvel som ændring af V- og E-formlerneSe følsomhedsberegninger.NOx-afgift ogmetanafgiftKvoter –kvoteomfattedekraftvarmeanlægCO 2 -grundbeløb ikkekvoteomfattedekraftvarmeværkerfra 2010forbedrer økonomien med biogas.NOx-afgift på biogas fra 2010 og metanafgift fra 2011 er en anelse lavere endtilsvarende på naturgasDer frigøres gratis kvoter som kan sælgeseller der skal alternativt købes færre kvoterHvis grundbeløb bibeholdes ved overgangtil biogas giver dette ekstra gevinst for ikkekvoteomfattede kraftvarmeanlægsvarende til de kvoteomfattede* Hvis der er sat *, så indregnes denne usikkerhed i beregningsscenarierneTabel 4: Oversigt over usikkerheder og muligheder biogasBiogas giver afgiftsbesparelsesvarende til 3,6 kr/MWh-brændselfra 2011Værdi aktuelle kvotepris*Værdi ikke indregnet i scenarier forikke kvoteomfattet anlæg (Spjald).Hvis ovenstående usikkerheder skulle vægtes, så ligger den største usikkerhed i det forhold, at enbiogaspris ud fra en reference til nuværende oliebaserede naturgaspris ikke opfattes somkonkurrencedygtig af fjernvarmeværkerne i forhold til alternative biobrændsler som flis eller halm.Fjernvarmeværkerne vil ikke være tilbøjelige til at indgå kontrakter på biogas, hvis det opleves, at derpolitisk kommer et frit brændselsvalg inden for det næste par år. Uanset at det ikke forekommersamfundsøkonomisk fornuftigt med biomassekedler, så er det et reelt problem, at fjernvarmeværkerne haren opfattelse af, at biogassen ikke er konkurrencedygtig med disse faste biobrændsler.Man kunne forestille sig at kraftvarmeanlægget i projekteringsfasen beregner både denomkostningsbestemte varmepris og referenceprisen jf. beregningerne i dette projekt. Hvis der herefteraftales en biogaspris under den laveste af disse, så kunne man forestille sig, at denne pris herefter med eneller anden form for prisregulering efter nettoprisindekset kunne være gældende i en længereaftaleperiode. En sådan aftale kunne umiddelbart være gangbar efter varmeforsyningsloven. Enforespørgsel til Energitilsynet (mundtlig) har dog indikeret, at det er den laveste af denomkostningsbestemte pris og referenceprisen i det aktuelle år, der skal danne grundlag for biogasprisen.Ved udarbejdelse af kontrakter mellem biogasleverandøren og varmeværket, så må der herefter tagesstilling til, hvorledes både referenceprisen og den omkostningsbestemte pris beregnes.Hvis projekteringen af Ringkøbing-Skjern biogasprojektet viser, at den omkostningsbestemte pris forbiogassen er højere end den i dette projekt beregnede substitutionspris, så kan økonomien ibiogasprojektet ikke forenes med økonomien i kraftvarmeværkerne. I yderste konsekvens medfører dette,at projektet ikke kan gennemføres. Det er derfor væsentligt ved vurderingen af biogasprisen, at se på de22

langsigtede muligheder som er beskrevet ovenfor under muligheder, idet disse på sigt kan få enderne til atnå sammen.BeregningsscenarierDer vælges at regne på 2 kraftvarmeværker i Ringkøbing-Skjern kommune som er rene naturgasværker,dvs. værker som ikke har alternative brændsler i forhold til naturgas. Valget er faldet på RingkøbingFjernvarmeværk der er et relativt stort kraftvarmeværk. Hertil regnes der på Spjald Fjernvarmeværk, somer et mindre kraftvarmeværk.Der vælges endvidere at regne på to kendte år 2008 og 2009 med de priser og afgifter der har været i depågældende år. Det forudsættes at elafregningspriserne for biogas var gældende i de to år.Ved fastlæggelse af senarier for anvendelse af biogas i et naturgasfyret kraftvarmeværk, så erudgangspunktet for varmeværket fordelingen af varmeforbruget hen over året. Der er et grundlastforbrug,som består af et konstant behov for varme hos forbrugerne til opvarmning af vand. For at kunne leverefjernvarmen kontinuerligt, så skal der holdes et kontinuerligt flow i fjernvarmerørene, som igen alt andetlige medfører at der er et konstant tab af fjernvarme i rørsystemerne året rundt. Grundlastforbrugetbenævnes GUF (Graddage uafhængigt forbrug), og udgør i eksemplet herunder for Ringkøbing Fjernvarme127MWh/døgn. Når udetemperaturen falder til ca. 17 °C gennemsnitligt for døgnet, så får forbrugernebehov for at opvarme deres boligere og dette varmeforbrug benævnes GAF (Graddage afhængigt forbrug)og er udtrykt i nedenstående figur 6 som alt forbrug over den orange linje. GUF forbruget udgør typisk 40-50 % af fjernvarmeværkets totale varmelevering.800Varmeforbrug pr. døgn MWh Ringkøbing 2009700600500400GAF300200100GUF01132537496173859710912113314515716918119320521722924125326527728930131332533734936123

Figur 6: Fordelingskurve på døgnbasis Ringkøbing Fjernvarme 2009Varmeforbruget skal produceres på et eller flere brændsler, der spiller sammen med variationerne ivarmeforbruget. Det er derfor interessant at se på de scenarier, hvor biogasanlæggets konstante levering afgas kommet til at spille bedst sammen med varmeforbruget, samt sekundært spiller sammen med detfleksible elmarked med meget vindkraft.De valgte scenarier er:1. Grundscenarie for naturgas som værkerne er i 2008/20092. Biogas som grundlast med fast afregningspris3. Biogas som grundlast i det frie elmarked inkl. elproduktionstillæg4. Biogas som 150 % af grundlast med fast afregningspris5. Biogas som 150 % af grundlast i det frie elmarked inkl. elproduktionstillægBeregningsprogrammet EnergiPro anvendes til at simulere gasforbrug, el- og varmeproduktion samtelpriser månedsvis ud fra DONG´s storkundetarif på naturgassen inkl. opnåede rabatter i grundscenariet.EnergiPro er kendetegnet ved at indeholde elpriser time for time i de pågældende år, samt ved at kunnesimulere værker inkl. priser, lagre, tab, drift og valg af driftsform. EnergiPro regner på kendte elpriser og vilderfor kunne beregne de optimale driftsformer ud fra de kendte historiske data. Beregningsmetoden har etindbygget problem i forhold til dagligdagen på et kraftvarmeværk, idet kraftvarmeværket normalt vedbeslutningen om, hvilken driftsstrategi der skal anvendes i det kommende døgn ikke kenderelafregningspriserne, og derfor må basere sine valg på prognoser. I det omfang prognoserne ikke holder, såvil kraftvarmeværket foretage nogle forkerte valg, som i et eller andet omfang afviger fra EnergiPro’shistoriske optimale beregninger. EnergiPro er dog det bedste værktøj til denne form for beregninger ognormalt er prognoserne rimelige præcise.1. Grundscenariet for naturgas som værkerne er i 2008/2009:I grundscenariet beregnes den variable varmeproduktionspris som værket kan opnå med en variabelolierelateret naturgaspris beregnet måned for måned. Den marginale elproduktionspris er for Ringkøbingeksklusiv elproduktionstilskuddet på 8 øre/kWh, da værket på årsbasis producerer langt mere end 8 mio.kWh. For Spjald benyttes den marginale elproduktionspris inklusiv elproduktionstilskud på 8 øre/kWh, idetSpjald normalt producerer mindre end 8 mio. kWh årligt. Software programmet EnergyPro benyttes til atbestemme den månedlige varmeproduktionen på kraftvarmeanlægget, varmeproduktionen på kedlen,elproduktion, den gennemsnitlige elsalgspris, naturgasforbrug kraftvarmeenhed og naturgasforbrug kedel.Når disse størrelser kendes kan den variable varmeproduktionspris beregnes månedsvis.2. Biogas som grundlast med fast afregningspris:I dette scenarie produceres grundlasten på ny biogasmotor med fast elafregningspris. Det forudsættes atden nye motor har en elvirkningsgrad på 40 % og en varmevirkningsgrad på 50 %. Det resterendevarmebehov skal produceres på den eksisterende kraftvarmeenhed og/eller på naturgaskedlen. Det skalher bemærkes, at det forudsættes, at der ikke opnås den rabat på naturgassen som er forudsat igrundscenariet pga. mindre gaskøb. Software programmet EnergyPro benyttes herefter til at bestemmeden månedlige naturgasbaserede kraftvarmeproduktion, varmeproduktion kedlen, elproduktion naturgas,den gennemsnitlige elsalgspris naturgas, naturgasforbrug kraftvarmeenhed, naturgasforbrug kedel og24

iogasforbrug til motor og evt. kedel. Investeringer indregnes i dette scenarie jf. nedenstående for de 2værker. Biogasprisen fastsættes således, at der opnås samme variable varmepris som i grundscenariet fordet pågældende værk og måned.Spjald:Spjalds anlæg består af en Bergen motor med en installeret eleffekt på 3,1 MW-el. Motoren kører med enelvirkningsgrad på 41,6 % og en varmevirkningsgrad på 55,2 %. Ledningsnettet i Spjald har et ledningstab på27 % og en brugsvandsandel på anslået 25 % af den leverede varme til forbrugerne. Samlet set kan detdermed beregnes at det graddage uafhængige forbrug udgør 45 % svarende til en varme grundlast på 18,5MWh varme/døgn (0,77 MW-varme/h). I dette scenarie regnes der med at der indkøbes ny motor svarendetil grundlastbehovet gange 130 %Grundlast Varme 2009 pr. døgn:Installeret eleffekt biogas ny motor: 18,5 MWh-varme /50 % x 40 % x 130 % /24 hInstalleret varmeeffekt: 0,80 MWh-el /40 % x 50 %Investering: 0,80 x (4,5 mio. kr. motor + 0,5 mio. kr. bygning) + 1 mio. til andet18,5 MWh-varme0,80 MW-el1,00 MW-varme5 mio. kr.Grunddata og marginalprisberegning i grundscenariet for Spjald i 2009 vises i bilag 1.Ringkøbing:Ringkøbings anlæg i Rindum består af en Wärtsila motor med en installeret eleffekt på 8,829 MW-el.Motoren kører med en elvirkningsgrad på 42,8 % og en varmevirkningsgrad på 51 %. Ledningsnettet iRingkøbing har et ledningstab på 23 % og en brugsvandsandel på anslået 25 % af den leverede varme tilforbrugerne. Samlet set kan det dermed beregnes at det graddage uafhængige forbrug udgør 42 %svarende til en varme grundlast på 63,4 MWh varme/døgn (2,64 MW-varme/h). Det skal bemærkes forRingkøbing at varmegrundlaget er steget betydeligt i 2009 til sammenligning med 2008. I scenarierneregnes på det pågældende års varmegrundlag, idet investering og varmegrundlag ellers ikke kommer til atpasse sammen. I dette scenarie regnes der med at der indkøbes ny motor svarende til grundlastbehovetgange 130 %.Grundlast varme 2009 pr. døgn:Installeret eleffekt biogas ny motor: 127 MWh-varme /50 % x 40 % x 130 % /24 hInstalleret varmeeffekt: 2,75 MWh-el /40 % x 50 %Investering: 5,5 x (4,5 mio. kr. motor + 0,5 mio. kr. bygning) +1,5 mio. til andet127 MWh-varme5,5 MW-el3,4 MW-varme29 mio. kr.Grunddata og marginalprisberegning i grundscenariet for Ringkøbing i 2009 vises i bilag 2.25

3. Biogas som grundlast i det frie elmarkedI dette scenarie antages, det at der aftages biogas svarende til grundlast på eksisterende motorer medvariabel afregningspris. Det forudsættes at biogas og naturgas kan blandes i alle relevante forhold. Det skalher bemærkes, at det forudsættes, at der ikke opnås den rabat på naturgassen som er forudsat igrundscenariet. Software programmet EnergyPro benyttes herefter til at bestemme den månedligevarmeproduktionen på kraftvarmeanlægget, varmeproduktion på kedlen, elproduktionen, dengennemsnitlige elsalgspris eksl. tillæg biogas, naturgasforbrug kraftvarmeenhed ud over biogas,naturgasforbrug kedel og biogasforbrug motor og evt. kedel. Det forudsættes at der kan benyttes biogas påkedlen. Investeringer består i etablering af et biogaslager til en anslået pris på 18.000 kr/MW-lager samt iombygning af anlæg for 1.000.000 kr. i Spjald og 1.500.000 i Ringkøbing.I omkostningerne er der indsat et elforbrug til en kompressor på 5 % af elproduktionen på biogas tilgældende elpris med fradrag af energiafgifter.I marginalberegningen antages det, at der er en gennemsnitlig fordeling mellem biogas og naturgas baseretpå en månedsfordeling. I praksis vil værket være nødt til at fastlægge fordelingen på forhånd enten ud fraerfaringstal i forhold til en vejrudsigt, ud fra samme måned sidste år eller lignende.Værdien af kvoter indgår for Ringkøbing Fjernvarmeværk der er kvoteomfattet i marginalberegningerne.Værdien beregnes kun for naturgasandelen som differencen mellem kvoteomkostninger tilkraftvarmeanlægget i forhold til kedelanlægget. Værdien udtrykker dermed de sparede omkostninger tilkvoter ved at skifte fra kraftvarmeanlægget til kedelanlægget på samme brændselsmix. Den yderligerebesparelse der ligger i at konvertere naturgas til biogas vil fremkomme i de driftsøkonomiske beregninger.Biogasprisen fastsættes således, at der opnås samme variable varmepris som i grundscenariet for detpågældende værk og måned.4. Biogas som 150 % af grundlast med fast afregningsprisDette scenarie er identisk med scenarie 2, bortset fra at den leverede biogasmængde øges med 150 % iforhold til grundlast. Dette vil reducere naturgasforbruget men også øge investeringerne . Scenariet vilendvidere medføre, at der køles varme bort i sommerperioden. For Ringkøbing, der har solvarmeanlæg vilbortkølingen opstå som mindre varmeproduktion fra solvarmeanlægget. I forhold til scenarie 2 vil dennebortkøling påvirke biogasprisen i disse måneder og scenariets primære formål bliver dermed, at give etbillede af de økonomiske konsekvenser af denne bortkøling i forhold til at en større del afnaturgasforbruget erstattes af biogas. Det er grundlæggende de samme data der skal beregnes i EnergiPro.5.Biogas som 150 % af grundlast i det frie elmarkedDette scenarie er identisk med scenarie 3, bortset fra at den leverede biogasmængde øges med 150 % iforhold til grundlast. Dette vil reducere naturgasforbruget men også øge investeringerne. Scenariet vilendvidere medføre, at der køles varme bort i sommerperioden. I forhold til scenarie 3 vil denne bortkølingpåvirke biogasprisen i disse måneder. Scenariets primære formål, ud over at give et billede af deøkonomiske konsekvenser af denne bortkøling, er at sammenligne driftsøkonomien på det frie elmarked iforhold til scenarie 4. Det er grundlæggende de samme data der skal beregnes i EnergiPro som i scenarie 4.26

ResultaterSpjaldResultaterne af EnergiPro- og driftsberegningerne for Spjald er indsat i nedenstående Tabel 5.Varmepris Biogaspris BiogasprisInvestering Vægtet Biogassalg Vægtet vægtetSpjald 2008 kr kr/MWh MWh kr/MWh kr/Nm 3GrundscenarieBiogaskøb grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb grundlast markedBiogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb 150 % af grundlast markedSpjald 2009GrundscenarieBiogaskøb grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb grundlast markedBiogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb 150 % af grundlast markedSpjald 2008 og 2009 samletGrundscenarieBiogaskøb grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb grundlast markedBiogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogaskøb 150 % af grundlast markedTabel 5: Resultater Spjald- 275 - -5.095.955 275 12.760 -275 -3,022.072.465 274 13.199 395 4,346.956.433 275 18.971 -275 -3,023.122.465 275 19.883 446 4,90- 136 - -5.095.955 136 12.874 317 3,482.072.465 136 13.326 345 3,806.956.433 136 19.269 375 4,123.122.465 136 18.476 238 2,62- 205 - -5.095.955 205 25.633 334 3,672.072.465 205 26.525 354 3,906.956.433 205 38.240 371 4,083.122.465 205 38.359 323 3,55Det der først og fremmest springer i øjnene er den store forskel der er på den vægtede varmepris igrundscenarierne for de to år. Varmeprisen i 2008 er dobbelt så høj som i 2009, hvilket primært skyldesden prisudvikling, der har været mht. gas- og elpriserne samt det grundbeløb, der udbetales ved laveelpriser jf. figur 7.27

Gas- og elpris 2008-20097006005004003002001000jan-08feb-08mar-08apr-08maj-08jun-08jul-08aug-08sep-08okt-08nov-08dec-08jan-09feb-09mar-09apr-09maj-09jun-09jul-09aug-09sep-09okt-09nov-09dec-09Markedspris el vestdanmark kr/MWhGrundbeløb grænse kr/MWhDong storkundetarif kr/MWhFigur 7: Elpris 2008 - 2009 i kr/MWhGrundbeløbet skal ses som en prisgaranti, der udbetales såfremt elprisen bliver lavere end en grænse.Grundbeløbet er indsat med blåt i figur 7. I 2008 kom dette grundbeløb kun i begrænset omfang tiludbetaling, idet elprisen det meste af året var højere end grænsen for udbetaling. Der bliver som følge afdette kun udbetalt ca. 200.000 kr. i grundbeløb i 2008. I 2009 falder elprisen markant samtidig med atgrænsen for udbetaling af grundbeløbet bliver hævet. Det afstedkommer en udbetaling af grundbeløb på2,5 mio. kr. i 2009. Da gasprisen falder samtidigt med elprisen afstedkommer denne støtte en markantlavere varmepris i 2009 end i 2008.Den dårligste biogaspris samlet for 2008 og 2009 opnås i det scenarie hvor der købes biogas til 150 % afgrundlasten, og hvor denne biogas blandes med naturgas på den eksisterende motor på det frie elmarked. I2008 med høje elpriser giver dette scenarie det bedste resultat, men langt det dårligste i 2009 pga. de laveelpriser.Ses der på den samlede vægtede biogaspris med indregning af de usikkerheder, der er værdisat ogmedtaget jf. tabel 2 (markeret med *), så opnås den bedste samlede biogaspris over de 2 år i det scenarie,hvor biogassen leveres til en ny motor dimensioneret til 150 % af grundlasten, og hvor elproduktionenafregnes til fast pris på 745 kr/MWh.I figur 8 er biogas referenceprisen for de forskellige scenarier angivet månedsvis. Som det ses af kurverne,så er der stor forskel hvor meget de forskellige scenariers biogaspriser svinger fra måned til måned.28

600Biogaspriser5004003002001000Biogaspris grundlast kr./MWhBiogaspris grundlast + 150% kr./MWhBiogaspris grundlast marked kr/MWhBiogaspris grundlast + 150% marked kr./MWhFigur 8: Biogaspriser pr. måned SpjaldDet ser ud til, at den biogaspris som svinger mindst, også er det scenarie der samlet over de 2 år giverbedste vægtede afregningspris. Dette er illustreret i tabel 6, hvor nedre og øvre kvartil er beregnet for defire biogasscenarierBiogaspriser 2008-2009 Spjald i kr/MWhBiogaspris Nedre kvartil Øvre kvartilBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 334 286 376Biogaskøb grundlast marked 354 286 415Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 371 353 395Biogaskøb 150 % af grundlast marked 323 225 421Tabel 6: Variationer biogaspris Spjald 2008-2009Blandes biogassen ved 150 % af grundlast i eksisterende motor med naturgas og sælges elektriciteten pådet frie elmarket med et elproduktionstilskud på 405 kr/MWh-el, så køles ca. 2,9 % af varmeproduktionenbort.Vælges bedste scenarie med biogaskøb på 150 % af grundlasten med fast afregningspris, så vil Spjald medde indregnede usikkerheder være i stand til at betale mellem 353 kr/MWh biogas (3,88 kr/Nm 3 naturgasækvivalent) jf. den nedre kvartil og 395 kr/MWh biogas (4,35 kr/Nm 3 naturgas ækvivalent) jf. den øvrekvartil. Denne pris skal ses i lyset af at netop denne løsning medfører bortkøling af 4,7 % afvarmeproduktionen og at dette scenarie indeholder den største investering for kraftvarmeanlægget iSpjald, idet der skal købes en ny motor til biogasdriften.RingkøbingResultaterne af EnergiPro- og driftsberegningerne for Ringkøbing er indsat i nedenstående Tabel 7.29

Varmepris Biogaspris BiogasprisInvestering Vægtet Biogassalg Vægtet vægtetRingkøbing 2008 kr kr/MWh MWh kr/MWh kr/Nm 3GrundscenarieBiogassalg grundlast fast elafregningsprisBiogassalg grundlast markedBiogassalg 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogassalg 150 % af grundlast markedRingkøbing 2009GrundscenarieBiogassalg grundlast fast elafregningsprisBiogassalg grundlast markedBiogassalg 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogassalg 150 % af grundlast markedRingkøbing 2008 og 2009 samletGrundscenarieBiogassalg grundlast fast elafregningsprisBiogassalg grundlast markedBiogassalg 150 % af grundlast fast elafregningsprisBiogassalg 150 % af grundlast markedTabel 7: Resultater Ringkøbing- 326 - -29.064.046 326 75.376 381 4,194.443.320 326 70.026 402 4,4242.846.069 326 103.900 403 4,434.443.320 326 98.130 367 4,03- 0 - -29.064.046 187 75.550 351 3,864.443.320 187 70.174 297 3,2742.846.069 187 103.888 374 4,124.443.320 187 98.144 359 3,94- 257 - -29.064.046 257 150.926 362 3,984.443.320 257 140.200 349 3,8442.846.069 257 207.787 389 4,274.443.320 257 196.274 363 3,99Den store forskel der er på den vægtede varmepris i grundscenarierne for de to år skyldesprisudviklingenpå el- og gasmarkederne og stor udbetaling af grundbeløb i 2009 (Se Spjald). Denne forskel afspejles dogikke i biogaspriserne for 2008 og 2009 som ligger relativt tæt på hinanden for de fire scenarier i de enkelteår. I højprisåret 2008 er der dog generelt set de bedste biogaspriser.Den biogaspris der samlet for de to år kan betales af Ringkøbing ved de gennemførtesubstitutionsberegninger svinger mellem 349 og 389 kr/MWh svarende til 3,84 og 4,27 kr/Nm 3 naturgasækvivalent afhængig af hvilket scenarie der gennemføres.Den dårligste biogaspris samlet for 2008 og 2009 opnås i det scenarier hvor biogassen blandes mednaturgas på den eksisterende motor på det frie elmarked. Biogas på det frie marked er generelt bedst i2008 hvor elpriserne er høje.Ses der på den samlede vægtede biogaspris med indregning af de usikkerheder, der er værdisat ogmedtaget jf. tabel 2 (markeret med *), så opnås den bedste samlede biogaspris over de 2 år i det scenarie,hvor biogassen leveres til en ny motor dimensioneret til 150 % af grundlasten, og hvor elproduktionenafregnes til fast pris på 745 kr/MWh.I figur 9 er biogas referenceprisen for de forskellige scenarier angivet månedsvis. Som det ses af kurverne,så er der stor forskel hvor meget de forskellige scenariers biogaspriser svinger fra måned til måned.30

700Biogaspriser6005004003002001000Biogaspris grundlast kr./MWhBiogaspris grundlast + 150% kr./MWhBiogaspris grundlast marked kr/MWhBiogaspris grundlast + 150% marked kr./MWhFigur 9: Biogaspriser pr. måned RingkøbingDet ser ud til, at den biogaspris som svinger mindst, også er det scenarie der samlet over de 2 år giverbedste vægtede afregningspris. Dette er illustreret i tabel 8, hvor nedre og øvre kvartil er beregnet for defire biogasscenarierBiogaspriser 2008-2009 Ringkøbing i kr/MWhBiogaspris Nedre kvartil Øvre kvartilBiogaskøb grundlast fast elafregningspris 362 349 396Biogaskøb grundlast marked 349 264 444Biogaskøb 150 % af grundlast fast elafregningspris 389 358 417Biogaskøb 150 % af grundlast marked 363 338 410Tabel 8: Variationer biogaspris Ringkøbing 2008-2009Blandes biogassen i eksisterende motor med naturgas og sælges elektriciteten på det frie elmarket med etelproduktionstilskud på 405 kr./MWh-el, så køles ca. 2,9 % af varmeproduktionen bort.Vælges bedste scenarie med biogaskøb på 150 % af grundlast med fast elafregningspris, så vil Ringkøbingmed de indregnede usikkerheder være i stand til at betale mellem 358 kr./MWh biogas (3,94 kr/Nm 3naturgas ækvivalent) jf. den nedre kvartil og 417 kr./MWh biogas (4,59 kr/Nm 3 naturgas ækvivalent) jf. denøvre kvartil. Denne pris skal ses i lyset af, at denne løsning medfører at solfangeranlæggetsvarmeproduktion bliver mindre, idet biogassen fortrænger solfangeren i sommerhalvåret. Hertil kommer,at dette scenarie indeholder den største investering for kraftvarmeanlægget i Ringkøbing, idet der skalkøbes en ny motor til biogasdriften.Ringkøbing kan til sammenligning med Spjald betale lidt højere pris for biogassen. Dette beror dels på atRingkøbing i grundscenariet kører relativt mere på kedelanlæg med højere varmeproduktionspris end på31

motor og turbineanlæg. Derudover frigør Ringkøbing gratiskvoter som kan sælges ved skift til biogas. Detkan ikke påregnes, at der vil være gratiskvoter som kan sælges fremadrettet i samme omfang fra 2013 ogfremefter. Ringkøbing har i 2009 lavere gaspriser end Spjald, men dette opvejes som sagt af megetvarmeproduktion på kedler og salg af kvoter.NøgletalFor begge værker er det bedste scenarie biogaskøb på 150 % af grundlast med fast elafregningspris.Ringkøbing kan betale lidt mere for biogassen end Spjald, men grundlæggende ligger prisniveauet påsamme niveau for begge værker hvis der korrigeres for andelen af kedeldrift og kvotesystemet i Ringkøbing.Det er derfor relevant at se på følsomheden i de beregninger som er lavet. For at få en idé om følsomhedenså er der for 2009 gennemført beregninger mht. ændringer i investeringer, elproduktionstilskud, afgiftersamt kvoteprisen. Ændringer i afgiften og i kvoteprisen påvirker driftsmønstret på værket og der skalegentligt gennemføres en ny simulering af det frie marked, idet stigninger i disse priser alt andet lige vilmedføre mindre drift på motorer og mere drift på kedler. Men da priserne på elmarkedet er et resultat afgældende afgifter og kvotepriser, så vil en ny simulering på tænkte priser der ikke var gældende i denaktuelle måned give et forkert resultat. Derfor skal følsomhedsberegningerne tages med forbehold. Degiver dog indikationer på hvor meget ændringer påvirker biogasprisen, hvorfor de er medtaget i tabel 9.ÆndringResultatInvestering Øges med 2,3 % svarende til 1mio. kr.Biogasprisen falder med 0,93kr/MWh (1 øre/Nm 3 natg.ækv.)Elproduktionstilskud Øges med 6,7 % svarende til 5øre/kWhBiogasprisen stiger med 19,5kr./MWh (21 øre/Nm 3 natg.ækv.)AfgifterAfgifter øges med 10 % svarendetil 23,2 øre/Nm 3 for naturgasBiogasprisen stiger med 8,9kr/MWh (10 øre/Nm 3 natg.ækv.)Kvoter Kvoteprisen stiger med 30 %svarende til 50 kr/tonBiogasprisen stiger med 6,6kr./MWh (7 øre/Nm 3 natg.ækv.)Tabel 9 Følsomhedsberegning biogas 150 % af grundlast med fast afregningspris Ringkøbing 2009Der er ikke lavet følsomhedsberegning på naturgasprisen og elprisen. Resultatet vil blive misvisende, idetændring af f.eks. gasprisen påvirker elprisen. De historiske elpriser vil se anderledes ud med en ny gaspris.Resultatet af en beregning med ny gaspris uden korrektion af elpriserne vil vise en større følsomhed endder i virkeligheden er.En anden metode kunne være at beregne en følsomhed på en ny biogasmotor, hvor varmeprisen vedbenyttelse af denne motor beregnes med naturgas som brændsel. Herefter kan beregnes hvilken biogasprisdenne varmepris kan medføre. Ændres der i de variable parametre, så vil påvirkningen på biogasprisenkunne ses jf. tabel 10, hvor der er lavet følsomhedsberegning på udvalgte de variable omkostninger.Beregningen gennemføres med fast elproduktionspris på 745 kr/MWh og afgifter som i 2009.Beregningerne er gennemført med en elvirkningsgrad på 40 % og en varmevirkningsgrad på 50 %. Iscenariet regnes der på en gennemsnitlig årlig Nordpool elpris, idet det er denne elpris der vil væresubstitutionen for en motor der kører døgnet rundt med et fast biogasaftag.32

ScenarieresumeJusterbare celler:Mistet rabat naturgas: kr/Nm3 0,6 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6Ekstra vedligehold kr/MWh-el 20 20 10 20 20 20 20Afskrivninger investering biogas kraftvarmeanlæg: kr/MWh-varme 37,5 37,5 37,5 38,5 37,5 37,5 37,5Energiafgift på naturgas kr/Nm3: kr/m³ 2,116 2,116 2,116 2,116 2,27 2,116 2,116CO2-afgift naturgas kr/Nm3: kr/m³ 0,205 0,205 0,205 0,205 0,205 0,351 0,205Fast elpris biogas: kr/MWh-el 745 745 745 745 745 745 795Resultatceller:Aktuelleværdier:Tabel 10 Følsomhedsberegning substitutionspris biogasmotorRabatnaturgasEkstravedligeholdAfskrivningerEnergiafgiftBiogasprisen i grundscenariet under aktuelle værdier afspejler alt andet lige niveauet fra EnergiProberegningerne. De beregnede ændringer er reelle og forstyrres ikke af, at resterende varme produceres fraforskellige kilder.Tabellen viser, at kraftvarmeværket kan betale 9,1 kr./MWh-biogas mere for hvor 0,1 kr/Nm 3 rabatten tilnaturgas formindskes. Sættes vedligeholdelsesomkostningerne 10 kr/MWh-el lavere vil biogasprisen kunneøges med 4,0 kr/MWh.For hver 1 krone pr. MWh-varme afskrivningerne øges, så kan der betales 0,5 kr/MWh mindre forbiogassen. F.eks. så betyder 1 mio. kr. større investering i Ringkøbing, at afskrivningen skal øges med 0,87kr/MWh-varme.ElprisbiogasBiogaspris: kr/MWh-biogas 371,20 380,29 375,20 370,70 376,58 384,47 391,20Biogaspris naturgasækvivalent: Kr./m3 4,08 4,18 4,13 4,08 4,14 4,23 4,30Difference i forhold til aktuelle værdier kr/MWh-biogas 9,1 4,0 -0,5 5,4 13,3 20,0Justerbare celler for hvert scenario er fremhævet med gråt.For afgifter er der simuleret på 2010 priser. Samlet set så betyder stigningerne i naturgasafgifterne og CO 2 -afgifterne mellem 2009 og 2010, at biogasprisen kan hæves med 18,7 kr/MWh-biogas. Den nye NOx-afgift,som er indført i 2010, er ikke medtaget i ovenstående beregninger, men den hæver biogassubstitutionsprisen en smule.Endelig så medfører en stigning i elafregningsprisen på 5 øre/kWh en stigning i biogasprisen på 20 kr/MWhunder de givne forudsætninger.Samlet set vil de afgiftsstigninger samt stigning i elafregningsprisen som er kommet i 2010 kunneretfærdiggøre en biogaspris der er ca. 30 kr/MWh-biogas højere i 2010 end i 2009 svarende til en biogasprispå 33,1 øre/Nm 3 -naturgasækvivalent.CO2-afgiftKonklusion og anbefalingerKonklusionVed simulering af Spjald og Ringkøbing med en reference varmepris (Substitutionspris) for 2008 og 2009, udfra forskellige driftsstrategier, så tegner der sig et billede af, at en driftsstrategi med køb af ny motordesignet til et biogasforbrug i omegnen af 150 % af grundlasten med en fast elafregningspris, giver grundlagfor betaling af den højeste og mest stabile biogaspris. Scenarieberegningen har vist at biogasprisen kan33

udgøre mellem ca. 355 og 410 kr/MWh svarende til en naturgas ækvivalent biogaspris mellem 3,9 og 4,5kr/Nm 3 - højest i Ringkøbing.I forhold til de vedtagne afgifts- og tilskudsstigninger for 2010, så vil biogasprisen kunne øges med ca. 30kr/MWh svarende til en øget gaspris på ca. 33 øre/Nm 3 -naturgasækvivalent. Resultatet af beregningen skalses i lyset af, at kortlagte usikkerheder er indregnet og af, at der ikke værdisættes muligheder forkraftvarmeværkerne, som på sigt vil kunne forbedre værdien af driften. At der ligger denneforbedringsmulighed i lovgivningen indikerer, at der er behov for et værktøj svarende til tabel 7, somløbende kan beregne ændringer i substitutionsprisen, som følge af både prisændringer såvel som aflovændringerI forhold til de kortlagte usikkerheder, så er det overraskende og positivt, at de opnåedevarmeproduktionspriser, bortset fra Ringkøbing i 2008, er konkurrencedygtige med denvarmeproduktionspris, der må forventes at kunne opnås, ved etablering af et kedelanlæg som benytter fliseller halm som brændsel. Dette resultat er ikke i overensstemmelse med vurderingen af usikkerhederomkring biogas som der kommer til udtryk iDer var en forventning om, at etablering af et gaslager og drift med en motor som blander biogas ognaturgas på det frie elmarked samlet set ville give den bedste afregningspris på biogas. Dette scenarie ermeget afhængig af markedspriserne på el, idet der i perioder med lave elpriser er relativ dårlig økonomived løsningen og i perioder med høje elpriser en meget god økonomi. Dette scenarie bliver dog dårligereend tilsigtet, idet der i scenariet er anvendt eksisterende motorer, som kræver en driftsmæssig dyrkompressor til at hæve trykket på biogassen. Hvis biogasmotorerne på lang sigt skal spille med i etdynamisk elmarked med stigende vindkraftandel, så er det nødvendigt, at se på incitamenterne til denneløsning. En af mulighederne er at tillægget til elprisen skal kunne gives til motorer der udelukkendeanvender biogas, herunder sammen med elafregning efter 3-ledstariffen, som der ikke er regnet på i dennearbejdspakke.De beregnede priser skal ses i lyset af varmeforsyningslovens prisbestemmelser og skal derfor holdes opmod en omkostningsbestemt biogaspris. Der er dog pt. Ikke modeller for hvorledes denne opgøresløbende. Alternativt skal lovgivningen ændres, således at biogasprisen skal kunne fastlægges som denlaveste af en substititionspris og en omkostningsbestemt pris i projekteringsfasen, som herefterprisreguleres efter f.eks. nettoprisindekset. Det kan i den forbindelse overvejes kun at prisregulere den delaf biogasprisen som ikke dækker afskrivninger. Alternativt kunne biogasprisen deles op i en fast betaling,svarende til afskrivninger af investeringer i biogasanlægget, og af en variabel betaling, der prisreguleres.Der bør ved kontrakter af denne art være en ventil, som sikrer, at udefrakommende omkostninger i form afafgifter og tilskud mv. skal kunne udløse en genforhandling af prisaftalen.Anbefalinger:Nedenstående anbefalinger skal ses i lyset af konklusionen:• Elproduktionstillægget skal kunne opnås på rene biogasanlæg• Der bør udarbejdes en enkel model for substitutionsprisberegning der kan anvendes løbende vedpriskontrol34

• Ved fastlæggelse af den omkostningsbestemte pris bør der udarbejdes model foromkostningsfordeling mellem biogasproduktion og ”behandling af gødning”. Denne skal kunneanvendes løbende ved priskontrol• Lovliggøre at projekteringspriser ud fra substitutionsberegning eller omkostningsbestemt beregningaftales over længere periode med aftalt prisregulering35

Bilag 1Værknavn Spjald 2009Årsproduktion varme: 14.968 MWh/årElvirkningsgrad: 41,6%Varmevirkningsgrad (beregnes): 55,2%Totalvirkningsgrad: 96,8%Eleffekt: 3,100 MWTeoretisk årsproduktion el på kraftvarme: 6.433 MWh/årVarmeeffekt: 4,113 MWIndfyret effekt: 7,452 MWLedningstab: 27%Brugsvandsandel: 25%GUF (Graddage uafhængigt forbrug): 45%Delta T i tank (Indtastes): 60 CAkkumuleringstank: 615 m 3Maks i tank: 43 MWGaspris (Gns. af priser- DONG storkundetarif > 300.000 Nm 3 ): 2,44 kr/m³Rabat naturgas: -0,4 kr/m³Nødforsyning 0,087Naturgas transmission & lager: 0,015 kr/m³Naturgas distribution 0,293 kr/m³Naturgas kapacitetsbetaling 300.000 kr/årVariabel gaspris i alt: 2,44 kr/m³Nettarif for produktion 0,004 kr/kWhMarkedsudgifter elsalg 30.000 kr/årEventuelt elproduktionstilskud: 80 kr/MWh-elFast elproduktionspris biogas: 745 kr/MWh-elVariabel elproduktionstilskud biogas: 405 kr/MWh-elDrift og vedligehold for kraftvarmeværket (indtastes): 45 kr/MWh-elEkstra vedligehold ved ekstra motorer 20 kr/MWh-elInvestering samt drift og vedligehold kompressor biogas: 4,5 kr/MWh-biogasFormel til beregning af afgift (E- eller V-Formel): EPris for CO2-kvote* (Hvis ej kvote 0): 0 kr/tonGrundbeløb motoranlæg: 2.762.927 krKedelens virkningsgrad (Indtastes): 105%Drift og vedligehold for gaskedlen (indtastes): 2 kr/MWh-varmeAfgift på naturgas: 2,321 kr/m³Reduceret afgift kedeldrift: 187,00 kr/MWh-varmeMarginal produktionspris grundscenarie:Gasudgiften til kraftvarmeanlægget (beregnes): 401,30 kr/MWh-varmeAfgift på gas til kraftvarmeanlægget (beregnes): 137,61 kr/MWh-varmeVarmeproduktionspris på kraftvarmeanlæg uden elindtægt (beregnes): 572,82 kr/MWh-varmeAlternativt salg/køb af CO2-kvote (Beregnes): 0,00 kr/MWh-elVarmeproduktionspris på Kedelanlæg (beregnes): 399,97 kr/MWh-varmeMarginal elpris uden elproduktionstilskud (beregnes): 229,36 kr/MWh-elMarginal elpris med elproduktionstilskud (beregnes): 149,36 kr/MWh-el36

Bilag 2Værknavn Ringkøbing 2009Årsproduktion varme: 110.000 MWh/årElvirkningsgrad: 43,8%Varmevirkningsgrad (beregnes): 51,0%Totalvirkningsgrad: 94,8%Eleffekt: 8,829 MWTeoretisk årsproduktion el på kraftvarme: 50.823 MWh/årVarmeeffekt: 10,280 MWIndfyret effekt: 20,158 MWLedningstab: 23%Brugsvandsandel: 25%GUF (Graddage uafhængigt forbrug): 42%Delta T i tank (Indtastes): 45 CAkkumuleringstank: 7.940 m 3Maks i tank: 353 MWGaspris (Gns. af priser- DONG storkundetarif > 300.000 Nm 3 ): 2,44 kr/m³Rabat naturgas: -0,61 kr/m³Nødforsyning 0,087Naturgas transmission & lager: 0,015 kr/m³Naturgas distribution 0,264 kr/m³Naturgas kapacitetsbetaling 1.005.715 kr/årVariabel gaspris i alt: 2,20 kr/m³Nettarif for produktion (Indfødning+spotgebyr+prod.omk+håndtering) 0,0055 kr/kWhMarkedsudgifter elsalg 18.000 kr/årEventuelt elproduktionstilskud: 80 kr/MWh-elFast elproduktionspris biogas: 745 kr/MWh-elVariabel elproduktionstilskud biogas: 405 kr/MWh-elDrift og vedligehold for kraftvarmeværket (indtastes): 60 kr/MWh-elEkstra vedligehold ved ekstra motorer 20 kr/MWh-elInvestering samt drift og vedligehold kompressor biogas: 4,5 kr/MWh-biogasFormel til beregning af afgift (E- eller V-Formel): EPris for CO2-kvote* (Hvis ej kvote 0): 170 kr/tonGrundbeløb motoranlæg: 13.127.007 krKedelens virkningsgrad (Indtastes): 104%Drift og vedligehold for gaskedlen (indtastes): 2 kr/MWh-varmeAfgift på naturgas: 2,32 kr/m³Reduceret afgift kedeldrift: 187,00 kr/MWh-varmeMarginal produktionspris grundscenarie:Gasudgiften til kraftvarmeanlægget (beregnes): 391,74 kr/MWh-varmeAfgift på gas til kraftvarmeanlægget (beregnes): 134,94 kr/MWh-varmeVarmeproduktionspris på kraftvarmeanlæg uden elindtægt (beregnes): 578,21 kr/MWh-varmeAlternativt salg/køb af CO2-kvote (Beregnes): 40,65 kr/MWh-elVarmeproduktionspris på Kedelanlæg (beregnes): 381,10 kr/MWh-varmeMarginal elpris uden elproduktionstilskud (beregnes): 270,16 kr/MWh-el37

Bilag 3 – Driftsøkonomiske beregninger Spjald 2008 og 2009Spjald 2008Naturgas grundscenarie jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altNaturgasforbrug kraftvarme Nm 3 220.173 133.459 152.427 212.043 159.202 90.102 92.811 69.100 132.104 197.817 239.142 287.918 1.986.297Naturgasforbrug kedel Nm 3 54.906 89.579 69.320 3.733 6.200 176 42 11.786 640 1.105 71 1.808 239.367Elproduktion (salg) MWh 1.008 611 698 970 729 412 425 316 605 905 1.094 1.318 9.089Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 430,11 473,63 446,85 482,18 542,31 696,82 643,23 616,01 730,79 509,97 425,43 381,54Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.336,7 810,3 925,4 1.287,4 966,6 547,0 563,5 419,5 802,0 1.201,0 1.451,9 1.748,0 12.059Varmeproduktion kedelanlæg MWh 634,2 1.034,6 800,6 43,1 71,6 2,0 0,5 136,1 7,4 12,8 0,8 20,9 2.765Varmeproduktion i alt MWh 1.970,9 1.844,9 1.726,0 1.330,5 1.038,2 549,0 564,0 555,6 809,4 1.213,8 1.452,7 1.768,9 14.824Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 433.335 289.247 311.681 467.864 395.071 287.299 273.178 194.783 441.762 461.629 465.550 502.681 4.524.080Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 82.740 84.755 157.756 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 94.574 846.493Refusion afgifter motoranlæg 321.414 194.826 222.517 309.546 232.407 131.532 135.488 100.874 192.848 288.778 349.105 420.310 2.899.645Refusion af afgifter kedelanlæg 9.506 15.526 12.016 650 1.076 37 5 2.047 110 185 15 310 41.484Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 846.995 584.355 703.971 831.394 681.887 472.201 462.004 351.038 688.053 803.925 868.003 1.017.876 8.311.702UdgifterGaskøb i alt 826.335 658.854 647.057 639.131 517.708 309.472 346.528 323.789 492.081 670.963 672.904 654.781 6.759.604Afgifter 627.454 508.749 505.805 492.187 377.282 205.924 211.798 184.503 302.788 453.740 545.643 660.865 5.076.738Vedligehold 61.718 38.711 43.451 58.304 43.853 24.742 25.483 19.244 36.285 54.338 65.660 79.092 550.881Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.515.507 1.206.314 1.196.313 1.189.621 938.843 540.138 583.809 527.536 831.154 1.179.041 1.284.208 1.394.738 12.387.224Driftsresultat før renter og afdrag -668.512 -621.959 -492.343 -358.228 -256.956 -67.937 -121.805 -176.498 -143.101 -375.115 -416.204 -376.862 -4.075.521Renter og afdrag 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsresultat efter renter og afdrag -668.512 -621.959 -492.343 -358.228 -256.956 -67.937 -121.805 -176.498 -143.101 -375.115 -416.204 -376.862 -4.075.521Variabel varmeproduktionspris -339,1914 -337,1236 -285,2506 -269,2430 -247,5015 -123,7464 -215,9666 -317,6714 -176,7986 -309,0422 -286,5039 -213,0490Vægtet varmepris-275 kr/MWh38

Spjald 2008Biogas som grundlast jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 348 309 372 347 361 340 386 407 350 373 336 287Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 98.908,4 119.909,5 107.037,8 117.199,6 74.520,0 0,0 0,0 16.936,4 40.647,3 83.326,9 119.909,5 120.586,9 898.982Naturgasforbrug kedel Nm 3 69.623,4 64.636,2 42.781,1 6.574,5 1.331,2 1,2 0,0 3.735,1 747,5 13.031,4 14.499,1 41.591,0 258.552Biogasforbrug MWh* 1.132,5 740,7 1.132,5 1.095,9 1.132,5 1.095,9 1.132,5 840,2 1.095,9 1.132,5 1.095,9 1.132,5 12.759,5Elproduktion naturgas (salg) MWh 452,6 548,7 489,8 536,3 341,0 0,0 0,0 77,5 186,0 381,3 548,7 551,8 4.113,7Elproduktion biogas MWh* 453,0 296,3 453,0 438,4 453,0 438,4 453,0 336,1 438,4 453,0 438,4 453,0 5.104,0Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 491,41 482,72 471,62 531,30 581,70 576,43 839,98 576,21 464,30 459,06Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 600,5 728,0 649,9 711,5 452,4 0,0 0,0 102,8 246,8 505,9 728,0 732,1 5.457,9Varmeproduktion kedelanlæg MWh 804,2 746,5 494,1 75,9 15,4 0,0 0,0 43,1 8,6 150,5 167,5 480,4 2.986,2Varmeproduktion biogas MWh 566,2 370,4 566,2 548,0 566,2 548,0 566,2 420,1 548,0 566,2 548,0 566,2 6.379,7Varmeproduktion i alt 1.970,9 1.844,9 1.710,2 1.335,4 1.034,0 548,0 566,2 566,0 803,4 1.222,6 1.443,5 1.778,7 14.823,8Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 222413 264869 231001 284938 198359 0 0 44673 156236 219710 254761 253309 2.130.269Salg elektricitet biogas 337.485 220.744 337.485 326.608 337.485 326.608 337.485 250.395 326.608 337.485 326.608 337.485 3.802.480Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 82.740 84.755 157.756 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 94.574 846.493Refusion afgifter motoranlæg 144.389 175.047 156.256 171.091 108.786 0 0 24.724 59.338 121.643 175.047 176.036 1.312.357Refusion af afgifter kedelanlæg 12.054 11.206 7.415 1.145 227 2 0 654 135 2.260 2.506 7.202 44.806Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 799.081 756.621 889.914 837.115 698.190 379.944 390.818 373.779 595.650 734.431 812.255 868.606 4.333.924UdgifterGaskøb naturgas i alt 573.682 618.966 497.099 416.129 267.755 5 0 91.017 170.008 363.560 431.855 431.393 3.861.468Biogaskøb i alt 394.521 228.659 421.588 380.168 408.872 372.768 436.949 342.329 383.382 421.958 368.170 324.981 4.484.345Afgifter 384.421 420.949 341.737 282.329 173.017 3 0 47.152 94.422 219.793 306.586 369.928 2.640.335Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 74.056 69.093 76.412 78.128 63.551 35.072 36.240 33.174 49.969 67.045 79.303 81.345 743.388Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.426.681 1.337.667 1.336.837 1.156.753 913.194 407.847 473.189 513.671 697.781 1.072.356 1.185.914 1.207.647 11.729.537Driftsresultat før renter og afdrag -627.599 -581.046 -446.923 -319.638 -215.004 -27.904 -82.371 -139.893 -102.131 -337.926 -373.659 -339.041 -7.395.612Renter og afdrag 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 478.913Driftsresultat efter renter og afdrag -667.509 -620.956 -486.832 -359.547 -254.913 -67.813 -122.280 -179.802 -142.040 -377.835 -413.568 -378.950 -4.072.046Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -247 -124 -216 -318 -177 -309 -287 -213* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-275 kr/MWhVægtet biogaspris 351 kr/MWh Svarende til 3,87 Kr./Nm 3 naturgas39

Spjald 2008Biogas som grundlast marked jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 288 200 284 360 413 493 519 491 496 406 326 256Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 257.634 188.098 209.505 140.949 85.305 0 66 0 46.038 118.045 164.426 220.124 1.430.188Naturgasforbrug kedel Nm 3 0 11.614 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.614Biogasforbrug motor MWh* 1.133 764 1.119 1.122 1.122 1.095 1.138 854 1.111 1.137 1.072 1.123 12.791Biogasforbrug kedel MWh 0 281 0 0 0 0 0 126 0 0 0 0 408Biogasforbrug i alt MWh 1.133 1.046 1.119 1.122 1.122 1.095 1.138 980 1.111 1.137 1.072 1.123 13.199Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 1.134 828 922 620 375 0 0 0 203 519 724 969 6.293Elproduktion biogas MWh* 453 306 448 449 449 438 455 342 444 455 429 449 5.117Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 392,30 383,37 356,33 474,43 528,67 693,30 645,40 603,70 740,81 505,00 422,90 376,54Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.417 1.035 1.152 775 469 0 0 0 253 649 904 1.211 7.866Varmeproduktion kedelanlæg MWh 0 134 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 134Varmeproduktion biogas motor MWh 567 382 560 561 561 548 569 427 555 569 536 562 6.395Varmeproduktion biogas kedel MWh 0 295 0 0 0 0 0 133 0 0 0 0 428Varmeproduktion i alt 1.984 1.846 1.712 1.336 1.030 548 570 560 808 1.218 1.440 1.772 14.395Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 622.535 434.514 488.036 507.114 435.673 303.667 294.044 206.225 479.301 491.974 487.267 533.855 5.284.205Tilskud elproduktion biogas 183.587 123.849 181.359 181.724 181.764 177.390 184.397 138.348 179.982 184.194 173.624 181.967 2.072.183Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 266.327 208.604 339.115 235.057 235.097 230.723 237.730 191.681 233.315 237.527 226.957 276.541 2.918.675Refusion afgifter motoranlæg 361.642 264.022 294.074 197.857 119.729 0 96 0 64.634 165.699 230.812 308.972 2.007.535Refusion af afgifter kedelanlæg 0 2.019 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.019Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.250.504 909.159 1.121.225 940.028 790.499 534.390 531.870 397.906 777.250 895.201 945.036 1.119.368 10.212.435UdgifterGaskøb naturgas i alt 876.984 669.833 695.137 473.871 301.127 0 271 0 189.078 445.383 528.299 585.531 4.765.514Biogaskøb i alt 326.742 208.898 317.898 403.727 463.789 539.866 590.272 481.851 550.915 461.595 349.611 287.716 4.982.879Afgifter 587.662 455.542 477.881 321.505 194.581 0 150 0 105.012 269.260 375.055 502.104 3.288.751Drift af kompressor 17.426 11.756 17.214 17.249 17.253 16.838 17.503 13.132 17.084 17.484 16.480 17.272 196.690Vedligehold 100.314 71.712 87.213 69.182 54.495 31.207 32.458 24.339 43.819 63.569 73.955 90.123 742.387Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.909.128 1.417.740 1.595.343 1.285.533 1.031.245 587.911 640.654 519.322 905.908 1.257.291 1.343.399 1.482.745 13.976.220Driftsresultat før renter og afdrag -658.624 -508.581 -474.119 -345.505 -240.746 -53.521 -108.784 -121.415 -128.658 -362.090 -398.364 -363.378 -3.763.786Renter og afdrag 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763Driftsresultat efter renter og afdrag -672.854 -522.811 -488.349 -359.736 -254.976 -67.751 -123.015 -135.646 -142.889 -376.321 -412.594 -377.608 -3.934.549Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -248 -124 -216 -318 -177 -309 -287 -213* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-275 kr/MWhVægtet biogaspris 378 kr/MWh Svarende til 4,15 Kr./Nm 3 naturgas40

Spjald 2008Biogas last 150% fast afregning jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 392 358 406 380 379 308 339 369 351 403 374 334Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 112.457,4 119.909,5 100.263,3 82.649,5 32.517,8 0,0 0,0 16.258,9 0,0 56.228,7 98.908,4 121.941,8 741.135Naturgasforbrug kedel Nm 3 37.964,0 49.550,5 20.447,6 424,4 635,3 0,0 0,0 775,8 0,0 367,3 2.804,9 16.110,6 129.080Biogasforbrug MWh* 1.698,7 1.111,1 1.698,7 1.643,9 1.698,7 1.584,0 1.638,8 1.220,8 1.634,5 1.698,7 1.643,9 1.698,7 18.971Elproduktion naturgas (salg) MWh 514,6 548,7 458,8 378,2 148,8 0,0 0,0 74,4 0,0 257,3 452,6 558,0 3.391Elproduktion biogas MWh* 679,5 444,4 679,5 657,6 679,5 633,6 655,5 488,3 653,8 679,5 657,6 679,5 7.588,3Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 476,74 480,76 470,45 558,49 607,41 577,69 570,17 470,48 438,68Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 682,8 728,0 608,7 501,8 197,4 0,0 0,0 98,7 0,0 341,4 600,5 740,3 4.500Varmeproduktion kedelanlæg MWh 438,5 572,3 236,2 4,9 7,3 0,0 0,0 9,0 0,0 4,2 32,4 186,1 1.491Varmeproduktion biogas MWh 849,6 555,7 849,6 822,2 849,6 792,3 819,7 610,6 817,5 849,6 822,2 849,6 9.488,2Varmeafblæsning 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 237,0 255,0 147,0 16,0 0,0 0,0 0,0 655Varmeproduktion i alt 1.970,9 1.856,0 1.694,5 1.328,9 1.054,3 555,3 564,7 571,3 801,5 1.195,2 1.455,1 1.776,0 14.824Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 245.331 263.794 215.841 211.222 90.383 0 0 42.980 0 146.706 212.940 244.783 1.673.980Salg elektricitet biogas 506.228 331.078 506.228 489.912 506.228 472.032 488.348 363.784 487.081 506.228 489.912 506.228 5.653.284Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 588.968 415.833 663.984 543.245 559.561 525.365 541.681 417.117 540.414 559.561 543.245 600.802 6.499.776Refusion afgifter motoranlæg 164.168 175.047 146.367 120.654 47.470 0 0 23.735 0 82.084 144.389 178.014 1.081.928Refusion af afgifter kedelanlæg 6.575 8.586 3.538 74 116 0 0 128 0 71 485 2.787 22.360Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.005.042 863.260 1.029.729 875.195 697.530 525.365 541.681 483.960 540.414 788.422 901.060 1.026.386 9.278.044UdgifterGaskøb naturgas i alt 512.034 568.369 400.519 279.294 117.030 0 0 75.004 0 213.537 326.805 367.219 2.859.812Biogaskøb i alt 666.153 397.612 689.840 625.482 643.690 487.544 555.347 450.702 573.965 684.354 614.408 567.422 6.956.519Afgifter 343.111 386.538 275.342 189.492 75.622 0 0 38.856 0 129.095 232.008 314.898 1.984.962Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 96.405 80.593 91.536 82.874 66.279 50.688 52.440 45.034 52.304 74.952 88.881 99.372 881.358Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.617.704 1.433.112 1.457.236 1.177.142 902.621 538.232 607.787 609.596 626.269 1.101.939 1.262.102 1.348.911 12.682.650Driftsresultat før renter og afdrag -612.662 -569.851 -427.507 -301.947 -205.091 -12.866 -66.106 -125.636 -85.854 -313.517 -361.042 -322.525 -3.404.607Renter og afdrag 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 670.199Driftsresultat efter renter og afdrag -668.512 -625.701 -483.357 -357.797 -260.941 -68.716 -121.956 -181.486 -141.704 -369.367 -416.892 -378.375 -4.074.805Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -248 -124 -216 -318 -177 -309 -287 -213* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-275 kr/MWhVægtet biogaspris 367 kr/MWh Svarende til 4,03 Kr./Nm 3 naturgas Bortkøling: 4,2%41

Spjald 2008Biogas marked 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 371 387 384 414 453 442 462 477 517 458 390 326Gasforbrug kraftvarme Nm 3 203.955 132.366 136.665 91.373 36.399 0 0 0 375 67.876 114.548 169.063 952.620Gasforbrug kedel Nm 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Biogasforbrug motor MWh* 1.729 1.191 1.514 1.667 1.679 1.654 1.698 1.283 1.657 1.692 1.629 1.685 19.078Biogasforbrug kedel MWh 14 501 168 0 0 0 0 122 0 0 0 0 805Biogasforbrug i alt MWh 1.743 1.692 1.682 1.667 1.679 1.654 1.698 1.405 1.657 1.692 1.629 1.685 19.883Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 897 582 601 402 160 0 0 0 2 299 504 744 4.192Elproduktion biogas MWh* 692 476 606 667 672 662 679 513 663 677 652 674 7.632Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 391,91 391,84 374,08 474,05 524,74 648,71 621,98 588,67 723,14 505,52 422,29 377,15Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.122 728 752 503 200 0 0 0 2 373 630 930 5.240Varmeproduktion kedelanlæg MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Varmeproduktion biogas motor MWh 865 595 757 834 840 827 849 642 829 846 814 843 9.539Varmeproduktion biogas kedel 14 526 177 0 0 0 0 128 0 0 0 0 845Varmeafblæsning 0 0 0 0 3 275 284 213 24 0 0 0 799Varmeproduktion i alt 2.001 1.850 1.685 1.336 1.037 552 565 556 807 1.219 1.444 1.772 14.824Tildelte gratiskvoter tons CO2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 622.828 414.881 451.483 506.661 436.482 429.254 422.448 302.166 480.601 493.083 487.953 534.759 5.582.599Tilskud elproduktion biogas 280.179 192.942 245.268 270.054 271.998 267.989 275.076 207.887 268.475 274.064 263.858 272.970 3.090.758Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 29.407 31.422 104.423 0 0 0 0 0 0 0 0 41.241 206.493- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 362.919 277.697 403.024 323.387 325.331 321.322 328.409 261.220 321.808 327.397 317.191 367.544 3.937.250Refusion afgifter motoranlæg 286.289 185.798 191.827 128.246 51.107 0 0 0 542 95.292 160.787 237.320 1.337.208Refusion af afgifter kedelanlæg 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.272.037 878.376 1.046.334 958.295 812.920 750.576 750.857 563.386 802.951 915.771 965.930 1.139.623 10.857.058UdgifterGaskøb naturgas i alt 694.262 443.957 453.453 307.196 128.489 0 0 0 1.541 256.096 368.042 449.708 3.102.744Biogaskøb i alt 647.283 654.571 645.145 690.920 760.478 731.960 784.146 669.540 856.131 775.223 634.468 549.073 8.398.936Afgifter 465.221 301.928 311.732 208.422 83.026 0 0 0 856 154.825 261.284 385.633 2.172.926Drift af kompressor 26.594 18.314 23.281 25.633 25.818 25.437 26.110 19.732 25.483 26.014 25.045 25.910 293.372Vedligehold 103.134 68.887 79.227 71.629 57.464 47.146 48.393 36.572 47.333 66.136 76.659 92.657 795.237Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.936.495 1.487.656 1.512.837 1.303.800 1.055.275 804.543 858.648 725.844 931.344 1.278.295 1.365.498 1.502.980 14.763.214Driftsresultat før renter og afdrag -664.458 -609.280 -466.503 -345.505 -242.355 -53.967 -107.791 -162.459 -128.393 -362.523 -399.567 -363.357 -3.906.157Renter og afdrag 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763Driftsresultat efter renter og afdrag -678.688 -623.510 -480.733 -359.736 -256.585 -68.198 -122.021 -176.689 -142.623 -376.753 -413.798 -377.587 -4.076.920Variabel varmeproduktionspris -339 -337 -285 -269 -248 -124 -216 -318 -177 -309 -287 -213* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-275 kr/MWhVægtet biogaspris 422 kr/MWh Svarende til 4,65 Kr./Nm 3 naturgas Bortkøling: 5,1%42

Spjald 2009Naturgas grundscenarie jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altNaturgasforbrug kraftvarme Nm 3 329.920 220.850 246.594 196.462 123.297 64.358 38.615 57.584 59.616 82.650 60.971 84.004 1.564.920Naturgasforbrug kedel Nm 3 206 40.661 19.527 13.714 18.760 14.604 28.729 22.482 39.472 63.417 98.784 114.630 474.987Elproduktion (salg) MWh 1.510 1.011 1.128 899 564 295 177 264 273 378 279 384 7.161Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 337,67 301,30 288,19 298,49 303,33 326,75 356,57 371,97 382,86 364,55 400,13 394,43Varmeproduktion motoranlæg MWh 2.003 1.341 1.497 1.193 749 391 234 350 362 502 370 510 9.501Varmeproduktion kedelanlæg MWh 2 470 226 158 217 169 332 260 456 733 1.141 1.324 5.486Varmeproduktion i alt MWh 2.005 1.810 1.723 1.351 965 559 566 609 818 1.234 1.511 1.834 14.987Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 509.780 304.491 325.194 268.345 171.139 96.228 63.006 98.013 104.443 137.872 111.637 151.618 2.341.766Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 193.954 233.328 272.653 271.536 294.089 263.176 280.905 256.822 280.957 263.174 257.263 249.334 3.117.195Refusion afgifter motoranlæg 490.072 328.056 366.296 291.829 183.148 95.599 57.360 85.536 88.555 122.770 90.568 124.782 2.324.571Refusion af afgifter kedelanlæg 32 7.146 3.436 2.408 3.290 2.561 5.048 3.943 6.932 11.131 17.339 20.125 83.392Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.193.839 873.022 967.579 834.119 651.666 457.565 406.319 444.314 480.887 534.947 476.807 545.859 7.866.923276.119UdgifterGaskøb i alt 636.153 521.192 541.822 430.651 313.518 192.590 179.135 209.612 283.095 398.178 446.995 581.998 4.734.939Afgifter 766.223 606.968 617.666 487.819 329.713 183.272 156.305 185.833 229.983 339.021 370.792 461.030 4.734.625Vedligehold 90.587 61.575 68.155 54.257 34.285 18.007 11.266 16.329 17.280 24.157 19.022 25.712 440.632Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.492.963 1.189.735 1.227.643 972.727 677.517 393.869 346.705 411.774 530.358 761.356 836.808 1.068.740 9.910.196Driftsresultat før renter og afdrag -299.124 -316.713 -260.064 -138.608 -25.851 63.695 59.614 32.540 -49.471 -226.409 -360.001 -522.881 -2.043.273Renter og afdrag 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsresultat efter renter og afdrag -299.124 -316.713 -260.064 -138.608 -25.851 63.695 59.614 32.540 -49.471 -226.409 -360.001 -522.881 -2.043.273Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285Vægtet varmepris-136 kr/MWh43

Spjald 2009Biogas som grundlast jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 186 126 237 284 332 467 477 435 391 302 280 249Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 191.720 59.616 41.325 46.744 23.711 0 0 3.387 7.452 1.355 24.388 25.743 425.441Naturgasforbrug kedel Nm 3 21.162 93.245 77.262 42.902 29.288 54 28 11.022 18.402 57.016 69.104 95.524 515.011Biogasforbrug MWh* 1.144 738 1.144 1.107 1.144 1.107 1.144 848 1.107 1.144 1.107 1.144 12.874Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 877 273 189 214 109 0 0 16 34 6 112 118 1.947Elproduktion biogas MWh* 457 295 457 443 457 443 457 339 443 457 443 457 5.149Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 360,42 334,89 359,61 358,32 353,45 378,71 447,98 593,87 458,24 459,28 4.105Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.164 362 251 284 144 0 0 21 45 8 148 156 2.583Varmeproduktion kedelanlæg MWh 244 1.077 892 496 338 1 0 127 213 659 798 1.103 5.948Varmeproduktion biogas MWh 572 369 572 553 572 553 572 424 553 572 553 572 6.437Varmeproduktion i alt 1.980 1.808 1.715 1.333 1.054 554 572 572 811 1.238 1.500 1.831 14.968Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 316.194 91.358 68.003 76.644 38.349 0 0 5.870 15.276 3.682 51.140 54.103 720.619Salg elektricitet biogas 340.763 219.850 340.763 329.737 340.763 329.737 340.763 252.853 329.737 340.763 329.737 340.763 3.836.229Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 534.717 453.178 613.416 601.273 634.852 592.913 621.668 509.675 610.694 603.937 587.000 590.097 6.953.424Refusion afgifter motoranlæg 284.785 88.555 61.385 69.435 35.221 0 0 5.032 11.069 2.013 36.227 38.240 631.961Refusion af afgifter kedelanlæg 3.720 16.370 13.563 7.537 5.139 14 10 1.937 3.239 10.018 12.143 16.775 90.465Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.139.417 649.461 756.367 754.890 713.561 592.927 621.678 522.514 640.279 619.650 686.510 699.215 8.396.469UdgifterGaskøb naturgas i alt 495.376 365.796 288.877 219.545 138.168 154 87 43.488 84.207 182.468 298.988 403.821 2.520.976Biogaskøb i alt 212.845 93.101 271.441 313.795 379.440 517.261 544.992 369.125 433.182 345.681 310.089 284.911 4.075.862Afgifter 494.099 354.790 275.239 208.070 123.011 126 66 33.445 60.008 135.480 216.996 281.462 2.182.790Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 107.265 47.586 53.505 53.511 45.949 35.409 36.593 28.647 38.561 38.405 45.932 48.223 579.584Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.309.584 861.273 889.061 794.921 686.568 552.949 581.737 474.705 615.958 702.034 872.005 1.018.418 9.359.212Driftsresultat før renter og afdrag -170.168 -211.812 -132.695 -40.031 26.993 39.978 39.941 47.809 24.321 -82.383 -185.494 -319.203 -962.743Renter og afdrag 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 39.909 478.913Driftsresultat efter renter og afdrag -210.077 -251.721 -172.604 -79.941 -12.916 68 32 7.899 -15.588 -122.293 -225.404 -359.112 -1.441.656Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-136 kr/MWhVægtet biogaspris 317 kr/MWh Svarende til 3,48 kr/Nm344

Spjald 2009Biogas som grundlast marked jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 226 237 261 293 320 413 419 436 408 349 334 287Naturgasforbrug motor Nm 3 254.584 184.763 204.630 142.612 85.596 52 29 0 47.628 123.610 165.749 231.665 1.440.916Naturgasforbrug kedel Nm 3 0 14.171 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14.171Biogasforbrug motor MWh* 1.177 759 1.133 1.133 1.123 1.102 1.157 870 1.122 1.144 1.105 1.108 12.932Biogasforbrug kedel MWh 0 262 0 0 0 0 0 132 0 0 0 0 394Biogasforbrug i alt MWh 1.177 1.021 1.133 1.133 1.123 1.102 1.157 1.002 1.122 1.144 1.105 1.108 13.326Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 1.120 813 900 628 377 0 0 0 210 544 729 1.019 6.340Elproduktion biogas MWh* 471 304 453 453 449 441 463 348 449 457 442 443 5.173Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 335,75 296,15 280,73 289,83 288,72 306,67 300,97 342,98 326,99 310,61 311,30 319,26Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.400 1.016 1.126 784 471 0 0 0 262 680 912 1.274 7.925Varmeproduktion kedelanlæg MWh 0 164 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 164Varmeproduktion biogas motor MWh 588 380 566 566 562 551 579 435 561 572 553 554 6.467Varmeproduktion biogas kedel 0 275 0 0 0 138 0 0 0 0 413Varmeproduktion i alt MWh 1.989 1.835 1.692 1.351 1.032 552 579 573 823 1.252 1.464 1.828 14.969Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 534.107 330.677 379.962 313.185 238.451 135.271 139.347 119.391 215.226 311.016 364.629 466.945 3.548.207Tilskud elproduktion biogas 190.593 122.958 183.506 183.506 181.967 178.565 187.475 140.981 181.683 185.247 179.010 179.537 2.095.025Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 384.547 356.286 456.159 455.042 476.056 441.741 468.380 397.803 462.640 448.421 436.273 428.871 5.212.220Refusion afgifter motoranlæg 363.634 263.912 292.284 203.696 122.250 65 32 0 68.039 176.558 236.742 330.880 2.058.094Refusion af afgifter kedelanlæg 0 2.484 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.484Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.282.288 953.359 1.128.405 971.923 836.757 577.077 607.759 517.194 745.906 935.996 1.037.644 1.226.696 10.821.004UdgifterGaskøb naturgas i alt 592.416 476.049 498.478 349.256 223.148 146 89 0 155.125 386.403 530.065 771.445 3.982.621Biogaskøb i alt 266.085 241.656 295.882 332.078 359.878 454.745 485.141 436.526 457.388 398.718 368.530 318.151 4.414.777Afgifter 590.889 461.725 474.946 331.002 198.668 120 68 0 110.545 286.898 384.703 537.695 3.377.257Drift af kompressor 14.530 9.374 13.990 13.990 13.873 13.613 14.293 10.748 13.851 14.123 13.647 13.687 159.719Vedligehold 100.742 71.290 86.308 69.933 54.608 31.426 32.988 25.078 44.539 65.224 75.250 92.743 750.130Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.564.662 1.260.093 1.369.604 1.096.259 850.174 500.051 532.578 472.352 781.449 1.151.366 1.372.195 1.733.722 12.684.504Driftsresultat før renter og afdrag -282.373 -306.734 -241.199 -124.336 -13.417 77.026 75.181 44.842 -35.543 -215.370 -334.550 -507.026 -1.863.500Renter og afdrag 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763Driftsresultat efter renter og afdrag -296.603 -320.965 -255.429 -138.567 -27.647 62.796 60.951 30.612 -49.773 -229.601 -348.781 -521.256 -2.034.263Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-136 kr/MWhVægtet biogaspris 331 kr/MWh Svarende til 3,64 kr/Nm345

Spjald 2009Biogas grundlast 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 308 293 354 366 377 354 363 357 431 422 422 420Naturgasforbrug kraftvarme Nm 3 156.492 77.230 37.938 36.583 18.291 0 0 1.355 0 1.355 21.001 25.743 375.987Naturgasforbrug kedel Nm 3 14.531 68.415 54.292 24.674 7.791 0 0 9.989 0 30.754 46.753 70.954 328.152Biogasforbrug MWh* 1.715 1.107 1.715 1.660 1.715 1.643 1.699 1.265 1.660 1.715 1.660 1.715 19.269Elproduktion naturgas (salg) MWh 716 353 174 167 84 0 0 6 0 6 96 118 1.721Elproduktion biogas MWh* 687 443 687 665 687 658 680 507 665 687 665 687 7.718Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 358,91 351,99 361,50 362,32 358,40 362,42 593,87 448,25 459,28Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 950 469 230 222 111 0 0 8 0 8 128 156 2.283Varmeproduktion kedelanlæg MWh 168 790 627 285 90 0 0 115 0 355 540 820 3.790Varmeproduktion biogas MWh 858 553 858 830 858 822 849 632 830 858 830 858 9.634Varmeafblæsning MWh 0 0 0 0 0 259 277 181 23 0 0 0 740Varmeproduktion i alt MWh 1.976 1.812 1.715 1.337 1.059 563 572 575 807 1.221 1.497 1.833 14.967Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 257.012 124.394 62.757 60.652 29.998 2.247 3.682 43.077 54.103 637.922Salg elektricitet biogas 511.815 330.184 511.815 495.276 511.815 490.359 506.898 377.343 495.276 511.815 495.276 511.815 5.749.687Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 705.769 563.512 784.468 766.812 805.904 753.535 787.803 634.165 776.233 774.989 752.539 761.149 8.866.882Refusion afgifter motoranlæg 232.457 114.719 56.353 54.341 27.170 0 0 2.013 0 2.013 31.196 38.240 558.501Refusion af afgifter kedelanlæg 2.557 12.013 9.528 4.329 1.366 0 0 1.750 0 5.401 8.209 12.462 57.616Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.197.796 814.639 913.107 886.134 864.439 753.535 787.803 640.175 776.233 786.085 835.020 865.954 10.120.921UdgifterGaskøb naturgas i alt 397.970 348.529 224.670 150.016 67.997 0 0 34.237 0 100.371 216.676 322.001 1.862.468Biogaskøb i alt 529.078 323.908 607.256 608.072 646.598 580.993 617.323 451.835 716.011 723.218 700.119 720.459 7.224.869Afgifter 396.944 338.042 214.064 142.175 60.537 0 0 26.330 0 74.524 157.256 224.434 1.634.307Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 112.584 65.308 70.102 67.146 61.836 52.656 54.432 41.247 53.184 56.166 61.952 66.023 762.636Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.436.576 1.075.787 1.116.092 967.409 836.969 633.649 671.755 553.648 769.195 954.280 1.136.004 1.332.917 11.484.281Driftsresultat før renter og afdrag -238.781 -261.148 -202.985 -81.275 27.470 119.887 116.048 86.526 7.038 -168.194 -300.984 -466.963 -1.363.361Renter og afdrag 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 55.850 670.199Driftsresultat efter renter og afdrag -294.631 -316.998 -258.835 -137.125 -28.380 64.037 60.198 30.676 -48.811 -224.044 -356.833 -522.812 -2.033.559Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-136 kr/MWhVægtet biogaspris 375 kr/MWh Svarende til 4,12 kr/Nm3 Bortkøling 4,7%46

Spjald 2009Biogas marked 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 276 171 145 170 194 236 242 284 271 228 218 190Gasforbrug motor Nm 3 204.031 150.113 153.286 91.575 35.550 0 0 0 441 71.770 116.398 179.340 1.002.503Gasforbrug kedel Nm 3 0 372 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 372Biogasforbrug motor MWh* 1.754 1.140 1.698 1.682 1.685 1.159 1.211 915 1.649 1.724 1.648 1.684 17.950Biogasforbrug kedel MWh 0 404 0 0 0 0 0 123 0 0 0 0 527Biogasforbrug i alt MWh 1.754 1.544 1.698 1.682 1.685 1.159 1.211 1.038 1.649 1.724 1.648 1.684 18.476Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 898 661 675 403 156 0 0 0 2 316 512 789 4.411Elproduktion biogas MWh* 702 456 679 673 674 464 484 366 660 690 659 674 7.180Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 335 296 281 290 287 311 305 348 322 309 312 319Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.122 826 843 504 196 0 0 0 2 395 640 986 5.514Varmeproduktion kedelanlæg MWh 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4Varmeproduktion biogas motor MWh 877 570 849 841 843 579 605 457 825 862 824 842 8.975Varmeproduktion biogas kedel MWh 0 424 0 0 0 0 0 129 0 0 0 0 553Varmeafblæsning MWh 0 0 0 0 1 27 20 22 7 0 0 0 77Varmeproduktion i alt 1.999 1.824 1.692 1.345 1.037 552 585 565 820 1.257 1.464 1.828 14.969Tildelte gratiskvoter tons CO 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 536.626 330.686 379.876 311.664 238.190 143.938 147.586 127.285 213.262 311.055 365.061 466.979 3.572.208Tilskud elproduktion biogas 284.229 184.721 275.036 272.484 273.011 187.718 196.142 148.190 267.179 279.369 267.017 272.768 2.907.860Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 140.621 179.995 219.320 218.203 240.756 209.843 227.572 203.489 227.624 209.841 203.930 196.001 2.477.195- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 478.183 233.328 272.653 271.536 294.089 263.176 280.905 256.822 280.957 263.174 257.263 249.334 3.401.424Refusion afgifter motoranlæg 291.407 214.408 218.953 130.788 50.770 0 0 0 617 102.514 166.268 256.154 1.431.878Refusion af afgifter kedelanlæg 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65Salg kvoter (negativt tal=køb) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Indtægter i alt: 1.306.217 778.487 871.482 713.988 583.049 407.114 428.491 384.107 494.836 676.743 788.592 972.467 8.405.575UdgifterGaskøb naturgas i alt 474.781 360.109 373.404 224.268 92.679 0 0 0 1.436 224.353 372.240 597.202 2.720.472Biogaskøb i alt 484.355 264.498 246.606 286.486 326.565 273.380 293.491 294.780 447.032 392.630 359.320 320.664 3.989.806Afgifter 473.556 349.275 355.776 212.546 82.512 0 0 0 1.023 166.578 270.160 416.248 2.327.673Drift af kompressor 21.669 14.083 20.968 20.773 20.814 14.311 14.953 11.298 20.369 21.298 20.357 20.795 221.688Vedligehold 135.855 95.315 115.928 93.625 74.023 42.294 44.192 33.647 60.350 88.208 101.138 124.585 1.009.159Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 1.590.216 1.083.280 1.112.682 837.699 596.592 329.986 352.636 339.724 530.210 893.067 1.123.214 1.479.493 10.268.798Driftsresultat før renter og afdrag -283.999 -304.792 -241.199 -123.711 -13.543 77.129 75.855 44.383 -35.374 -216.324 -334.622 -507.026 -1.863.223Renter og afdrag 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 14.230 170.763Driftsresultat efter renter og afdrag -298.229 -319.023 -255.429 -137.941 -27.773 62.898 61.625 30.153 -49.604 -230.555 -348.852 -521.256 -2.033.986Variabel varmeproduktionspris -149 -175 -151 -103 -27 114 105 53 -60 -183 -238 -285* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-136 kr/MWhVægtet biogaspris 216 kr/MWh Svarende til 2,38 kr/Nm3 Bortkøling 0,5%47

Bilag 4 – Driftsøkonomiske beregninger Ringkøbing 2008 og 2009Ringkøbing 2008Naturgas grundscenarie jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altNaturgasforbrug motor Nm 3 531.438 276.714 437.979 901.612 813.650 339.021 408.658 370.174 853.966 1.050.049 1.040.886 1.224.140 8.248.286Naturgasforbrug kedel Nm 3 1.094.770 1.132.369 906.091 350.113 167.184 322 0 29.022 360 243.308 460.194 636.958 5.020.691Elproduktion motor (salg) MWh 2.560 1.333 2.110 4.344 3.920 1.633 1.969 1.784 4.114 5.059 5.015 5.898 39.740Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 439,23 470,54 443,23 453,16 502,84 688,25 652,92 595,18 660,06 485,83 407,48 358,90Varmeproduktion motoranlæg MWh 2.981 1.552 2.457 5.058 4.564 1.902 2.292 2.077 4.791 5.890 5.839 6.867 46.270Varmeproduktion kedelanlæg MWh 12.524 12.954 10.366 4.005 1.913 4 0 332 4 2.783 5.265 7.287 57.437Varmeproduktion solfanger MWh 80 213 334 812 993 1.227 973 837 582 231 117 102 6.499Varmeproduktion i alt MWh 15.585 14.719 13.157 9.875 7.470 3.133 3.265 3.245 5.376 8.905 11.221 14.256 110.206Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 1.124.615 627.319 935.262 1.968.465 1.971.167 1.124.182 1.285.533 1.061.507 2.715.695 2.457.801 2.043.484 2.116.695 19.431.725Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 139.716 149.290 496.126 0 0 0 0 0 0 0 0 195.941 981.073- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 193.050 202.623 549.459 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 249.274 1.621.073Refusion afgifter motoranlæg 816.821 425.319 673.166 1.385.795 1.250.594 521.089 628.120 568.974 1.312.548 1.613.927 1.599.858 1.881.522 12.677.734Refusion af afgifter kedelanlæg 209.534 216.736 173.422 67.010 31.997 59 0 5.557 72 46.576 88.084 121.914 960.961Salg kvoter (negativt tal=køb) -42.761 36.026 62.278 107.594 230.196 548.308 495.042 456.010 273.687 79.149 3.174 -91.082 2.157.622Indtægter i alt: 2.301.259 1.508.023 2.393.587 3.582.198 3.537.287 2.246.971 2.462.029 2.145.381 4.355.336 4.250.787 3.787.934 4.278.323 36.849.115UdgifterGaskøb i alt 4.885.129 4.162.433 3.921.995 3.707.610 3.070.011 1.163.268 1.525.110 1.597.982 3.166.988 4.362.491 4.222.537 4.206.081 39.991.635Afgifter 3.709.380 3.214.120 3.065.822 2.855.185 2.237.283 774.041 932.148 910.567 1.948.718 2.950.146 3.423.963 4.245.164 30.266.538Vedligehold 178.672 105.901 147.337 268.645 239.031 98.011 118.134 107.674 246.866 309.107 311.423 368.442 2.499.243Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 8.773.181 7.482.453 7.135.154 6.831.439 5.546.326 2.035.321 2.575.392 2.616.223 5.362.572 7.621.744 7.957.923 8.819.687 72.757.416Driftsresultat før renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 -4.741.567 -3.249.241 -2.009.039 211.651 -113.363 -470.842 -1.007.236 -3.370.958 -4.169.989 -4.541.364 -35.908.301Renter og afdrag 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 -4.741.567 -3.249.241 -2.009.039 211.651 -113.363 -470.842 -1.007.236 -3.370.958 -4.169.989 -4.541.364 -35.908.301Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 -329 -269 68 -35 -145 -187 -379 -372 -319 -262Vægtet varmepris-326 kr/MWh48

Ringkøbing 2008Biogas som grundlast jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 386 378 395 399 421 316 361 407 399 417 371 325Naturgasforbrug motor Nm 3 276.714 227.236 309.700 562.592 536.936 0 0 0 251.059 487.457 505.783 463.634 3.621.109Naturgasforbrug kedel Nm 3 871.646 910.057 694.064 249.483 18.874 9 0 0 414 243.447 455.571 734.905 4.178.468Biogasforbrug motor MWh* 4.787 5.827 6.452 6.244 6.452 6.244 6.452 6.452 4.579 6.452 6.244 6.452 72.633Biogasforbrug biogaskedel MWh 1.665 0 0 0 0 0 0 0 1.078 0 0 0 2.743Biogasforbrug i alt MWh 6.452 5.827 6.452 6.244 6.452 6.244 6.452 6.452 5.657 6.452 6.244 6.452 75.376Elproduktion motor (salg) MWh 1.333 1.095 1.492 2.711 2.587 0 0 0 1.210 2.349 2.437 2.234 17.446Elproduktion biogas MWh* 1.915 2.331 2.581 2.497 2.581 2.497 2.581 2.581 1.831 2.581 2.497 2.581 29.053Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 491 489 469 494 529 825 551 453 440Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.552 1.275 1.737 3.156 3.012 0 0 0 1.408 2.735 2.837 2.601 20.313Varmeproduktion kedelanlæg MWh 9.972 10.411 7.940 2.854 216 0 0 0 5 2.785 5.212 8.407 47.802Varmeproduktion biogas motor MWh 2.393 2.913 3.226 3.122 3.226 3.122 3.226 3.226 2.289 3.226 3.122 3.226 36.313Varmeproduktion biogas kedel MWh 1.732 0 0 0 0 0 0 0 1.121 0 0 0 2.853Varmeproduktion solfanger MWh 80 213 334 812 993 42 33 33 582 231 117 102 3.571Varmeproduktion i alt 15.728 14.812 13.237 9.943 7.447 3.164 3.259 3.259 5.405 8.976 11.287 14.336 110.852Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 654.504 535.576 700.314 1.338.918 1.368.372 - - - 997.701 1.294.700 1.103.274 983.432 8.976.791Tilskud elektricitet biogas 1.426.452 1.736.521 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.922.622 1.364.393 1.922.622 1.860.563 1.922.622 21.644.783Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 139.716 149.290 496.126 0 0 0 0 0 0 0 0 195.941 981.073- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 1.619.501 1.939.144 2.472.081 1.913.896 1.975.955 1.913.896 1.975.955 1.975.955 1.417.726 1.975.955 1.913.896 2.171.896 23.265.856Refusion afgifter motoranlæg 425.319 349.264 476.011 864.706 825.275 - - - 385.888 749.221 777.390 712.597 5.565.672Refusion af afgifter kedelanlæg 166.837 174.193 132.842 47.749 3.615 2 - - 86 46.601 87.201 140.663 799.788Salg kvoter (negativt tal=køb) 135.874 131.332 188.614 289.464 414.454 706.997 678.426 619.620 524.629 282.923 162.648 81.697 4.216.677Indtægter i alt: 3.002.035 3.129.508 3.969.862 4.454.734 4.587.671 2.620.895 2.654.381 2.595.575 3.326.030 4.349.400 4.044.410 4.090.284 42.824.785UdgifterGaskøb naturgas i alt 3.909.017 3.814.478 3.330.488 2.730.195 1.962.008 34 - - 1.032.799 2.757.700 3.088.828 3.188.113 25.813.660Biogaskøb i alt 2.491.840 2.204.622 2.545.249 2.488.296 2.713.399 1.973.941 2.327.721 2.628.549 2.255.641 2.689.173 2.319.087 2.099.780 28.737.300Afgifter 2.619.409 2.594.164 2.289.585 1.852.342 1.267.801 21 - - 573.610 1.667.192 2.192.846 2.733.867 17.790.837Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 279.775 294.878 341.704 422.340 413.840 199.792 206.456 206.456 243.289 399.906 405.159 401.967 3.815.563Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 9.300.041 8.908.142 8.507.027 7.493.173 6.357.048 2.173.788 2.534.177 2.835.005 4.105.339 7.513.970 8.005.920 8.423.728 76.157.359Driftsresultat før renter og afdrag -6.298.006 -5.778.634 -4.537.165 -3.038.439 -1.769.377 447.107 120.204 -239.430 -779.310 -3.164.570 -3.961.510 -4.333.443 -33.332.575Renter og afdrag 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 233.341 2.800.097Driftsresultat efter renter og afdrag -6.531.347 -6.011.975 -4.770.507 -3.271.781 -2.002.719 213.765 -113.138 -472.772 -1.012.651 -3.397.912 -4.194.852 -4.566.785 -36.132.671Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 -329 -269 68 -35 -145 -187 -379 -372 -319 -262* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-326 kr/MWhVægtet biogaspris 381 kr/MWh Svarende til 4,19 Kr./Nm 3 naturgas49

Ringkøbing 2008Biogas som grundlast marked jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 309,4845 335,716556 278,544364 371,502788 429,913644 528,207945 557,257361 578,776214 520,447422 408,683356 347,58107 294,457692Gasforbrug turbine Nm 3 20,3 19 20,3 19,6 18,5 0 0 0 18,5 20,3 19,6 20,3 176Gasforbrug motor Nm 3 933.065 583.918 919.019 864.841 579.905 0 0 0 274.903 882.900 888.920 896.946 6.824.415Gasforbrug kedel Nm 3 632.315 660.006 399.720 100.775 657 0 0 0 481 52.688 272.616 517.377 2.636.635Biogasforbrug motor MWh* 6.158 4.701 6.313 6.313 6.357 3.819 4.613 4.304 6.511 6.423 6.114 6.556 68.182Biogasforbrug kedel MWh 58 1.340 37 54 25 5 0 237 16 11 37 23 1.844Biogasforbrug i alt MWh 6.217 6.042 6.350 6.367 6.382 3.824 4.613 4.541 6.528 6.434 6.151 6.579 70.026Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 4.106 2.569 4.044 3.805 2.552 0 0 0 1.210 3.885 3.911 3.947 30.028Elproduktion biogas MWh* 2.463 1.881 2.525 2.525 2.543 1.527 1.845 1.722 2.605 2.569 2.446 2.622 27.273Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 353 331 299 403 451 692 659 589 665 452 385 344Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion gasturbine MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Varmeproduktion motoranlæg MWh 5.132 3.212 5.055 4.757 3.190 0 0 0 1.512 4.856 4.889 4.933 37.535Varmeproduktion kedelanlæg MWh 7.234 7.551 4.573 1.153 8 0 0 0 6 603 3.119 5.919 30.163Varmeproduktion biogas motor MWh 3.079 2.351 3.156 3.156 3.179 1.909 2.307 2.152 3.256 3.212 3.057 3.278 34.091Varmeproduktion biogas kedel MWh 61 1.394 39 56 26 5 0 247 17 12 39 24 1.918Varmeproduktion solfanger MWh 80 213 334 812 993 1.227 973 837 582 231 117 102 6.499Varmeproduktion i alt MWh 15.585 14.719 13.157 9.933 7.395 3.142 3.279 3.235 5.372 8.913 11.221 14.256 110.206Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 2.316.656 1.473.224 1.965.057 2.553.822 2.295.291 1.056.218 1.215.865 1.013.728 2.535.246 2.919.423 2.447.318 2.261.191 24.053.039Tilskud elproduktion biogas 997.637 761.643 1.022.666 1.022.666 1.029.834 618.597 747.347 697.289 1.054.863 1.040.526 990.468 1.061.991 11.045.525Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 139.716 149.290 496.126 0 0 0 0 0 0 0 0 195.941 981.073- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 1.190.686 964.266 1.572.125 1.075.999 1.083.167 671.930 800.680 750.622 1.108.196 1.093.859 1.043.801 1.311.265 12.666.597Refusion afgifter motoranlæg 1.309.741 819.629 1.290.025 1.213.971 814.014 - - - 385.888 1.239.333 1.247.755 1.259.048 9.579.402Refusion af afgifter kedelanlæg 121.023 126.319 76.505 19.282 128 - - - 93 10.092 52.183 99.026 504.652Salg kvoter (negativt tal=køb) -20.021 93.941 71.682 225.949 403.723 707.001 678.426 619.620 514.675 208.767 103.500 25.425 3.632.688Indtægter i alt: 4.918.085 3.477.379 4.975.394 5.089.023 4.596.324 2.435.149 2.694.971 2.383.970 4.544.099 5.471.474 4.894.557 4.955.956 50.436.379UdgifterGaskøb naturgas i alt 5.328.622 4.172.184 4.375.641 3.246.466 2.049.447 - - - 1.131.080 3.530.049 3.732.077 3.762.154 31.327.719Biogaskøb i alt 1.923.910 2.028.232 1.768.729 2.365.172 2.743.494 2.019.656 2.570.740 2.628.339 3.397.221 2.629.591 2.138.075 1.937.090 28.150.249Afgifter 3.570.678 2.837.433 3.008.089 2.202.614 1.324.303 - - - 628.194 2.134.122 2.649.507 3.226.118 21.581.057Drift af kompressor 94.695 72.295 97.071 97.071 97.751 58.717 70.938 66.186 100.127 98.766 94.014 100.803Vedligehold 436.429 306.033 431.758 410.649 334.336 108.838 131.477 123.163 258.198 417.373 415.236 435.513 3.809.004Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 11.354.333 9.416.176 9.681.288 8.321.972 6.549.330 2.187.210 2.773.155 2.817.688 5.514.819 8.809.901 9.028.910 9.461.678 85.916.461Driftsresultat før renter og afdrag -6.436.249 -5.938.797 -4.705.894 -3.232.950 -1.953.007 247.939 -78.184 -433.718 -970.720 -3.338.426 -4.134.353 -4.505.723 -35.480.082Renter og afdrag 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 428.080Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.471 -4.741.567 -3.268.623 -1.988.680 212.265 -113.857 -469.391 -1.006.393 -3.374.100 -4.170.026 -4.541.396 -35.908.161Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 -329 -269 68 -35 -145 -187 -379 -372 -319 -3.148* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-326 kr/MWhVægtet biogaspris 402 kr/MWh Svarende til 4,42 Kr./Nm 3 naturgas50

Ringkøbing 2008Biogas last 150% fast afregning jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 417,086894 415,86608 425,987165 428,579219 433,79574 296,250056 342,993465 392,313276 406,650992 444,919404 407,234198 368,541868Naturgasforbrug motor Nm 3 276.714 227.236 309.700 544.266 296.872 0 0 0 0 403.160 505.783 463.634 3.027.365Naturgasforbrug kedel Nm 3 808.077 660.779 546.031 120.213 2.059 0 0 0 247 143.458 313.267 586.915 3.181.046Biogasforbrug motor MWh* 9.418 6.330 9.678 9.365 9.678 6.502 6.502 5.728 9.365 9.678 9.365 9.678 101.285Biogasforbrug kedel MWh 0 2.411 0 0 0 0 0 203 0 0 0 0 2.614Biogasforbrug i alt MWh 9.418 8.741 9.678 9.365 9.678 6.502 6.502 5.931 9.365 9.678 9.365 9.678 103.900Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 1.333 1.095 1.492 2.622 1.430 0 0 0 0 1.942 2.437 2.234 14.586Elproduktion biogas MWh* 3.767 2.532 3.871 3.746 3.871 2.601 2.601 2.291 3.746 3.871 3.746 3.871 40.513Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 491 489 469 496 560 565 453 440Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 1.552 1.275 1.737 3.053 1.665 0 0 0 0 2.262 2.837 2.601 16.983Varmeproduktion kedelanlæg MWh 9.244 7.559 6.247 1.375 24 0 0 0 3 1.641 3.584 6.714 36.391Varmeproduktion biogas motor MWh 4.709 3.165 4.839 4.683 4.839 3.251 3.251 2.864 4.683 4.839 4.683 4.839 50.642Varmeproduktion biogas kedel MWh 0 2.508 0 0 0 0 0 211 0 0 0 0 2.719Varmeproduktion solfanger MWh 80 213 334 812 843 0 0 197 547 231 117 102 3.474Varmeafblæsning 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Varmeproduktion i alt 15.585 14.719 13.157 9.923 7.371 3.251 3.251 3.272 5.232 8.972 11.221 14.256 110.209Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 654.504 535.576 700.314 1.300.382 801.377 - - - - 1.096.724 1.103.274 983.432 7.175.583Salg elektricitet biogas 2.806.341 1.886.191 2.883.821 2.790.845 2.883.821 1.937.522 1.937.596 1.707.019 2.790.845 2.883.821 2.790.845 2.883.821 30.182.483Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 139.716 149.290 496.126 0 0 0 0 0 0 0 0 195.941 981.073- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 2.999.390 2.088.814 3.433.280 2.844.178 2.937.154 1.990.855 1.990.929 1.760.352 2.844.178 2.937.154 2.844.178 3.133.095 31.803.556Refusion afgifter motoranlæg 425.319 349.264 476.011 836.537 456.296 - - - - 619.666 777.390 712.597 4.653.080Refusion af afgifter kedelanlæg 154.665 126.476 104.508 23.015 386 - - - 52 27.452 59.955 112.337 608.846Salg kvoter (negativt tal=køb) 159.638 218.742 243.571 350.520 525.816 707.001 678.426 619.620 629.203 349.689 204.695 120.289 4.807.210Indtægter i alt: 4.393.516 3.318.872 4.957.684 5.354.632 4.721.029 2.697.856 2.669.355 2.379.972 3.473.433 5.030.685 4.989.492 5.061.749 49.048.275UdgifterGaskøb naturgas i alt 3.692.628 2.978.402 2.839.314 2.233.979 1.055.227 - - - 1.015 2.062.390 2.631.606 2.794.460 20.289.022Biogaskøb i alt 3.927.916 3.635.085 4.122.491 4.013.773 4.198.058 1.926.159 2.230.178 2.326.928 3.808.409 4.305.708 3.813.870 3.566.564 41.875.138Afgifter 2.474.408 2.025.562 1.951.922 1.515.677 681.862 - - - 564 1.246.836 1.868.252 2.396.302 14.161.384Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 426.497 310.262 441.533 512.214 424.143 208.056 208.064 183.726 299.694 468.346 501.800 501.797 4.486.132Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 10.521.448 8.949.312 9.355.260 8.275.643 6.359.291 2.134.215 2.438.242 2.510.654 4.109.681 8.083.281 8.815.528 9.259.123 80.811.676Driftsresultat før renter og afdrag -6.127.931 -5.630.439 -4.397.576 -2.921.012 -1.638.262 563.641 231.113 -130.682 -636.248 -3.052.596 -3.826.036 -4.197.373 -31.763.401Renter og afdrag 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 4.127.888Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 -4.741.567 -3.265.002 -1.982.252 219.650 -112.877 -474.672 -980.239 -3.396.587 -4.170.026 -4.541.364 -35.891.289Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 -329 -269 68 -35 -145 -187 -379 -372 -319 -3.148* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris -326Vægtet biogaspris 403 kr/MWh Svarende til 4,43 Kr./Nm 3 naturgas51

Ringkøbing 2008Biogas marked 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 374,433278 378,177369 345,331339 340,741581 372,551024 381,089036 414,559359 481,063451 408,47428 350,967493 333,912787 314,023873Gasforbrug gasturbine Nm 3 20,3 19 20,3 19,6 3,5 0 0 0 9,4 20,3 19,6 20,3Gasforbrug motor Nm 3 618.030 411.351 622.043 577.898 323.061 0 0 0 8.026 583.918 597.964 607.997 4.350.288Gasforbrug kedel Nm 3 634.823 587.967 399.030 101.308 862 0 0 0 145 46.791 275.403 516.867 2.563.196Biogasforbrug motor MWh* 9.624 6.600 9.580 9.425 9.315 3.730 4.613 4.370 9.469 9.778 9.315 9.734 95.552Biogasforbrug kedel MWh 31 2.133 45 17 46 0 10 218 8 35 7 29 2.578Biogasforbrug i alt MWh 9.654 8.732 9.624 9.442 9.361 3.730 4.623 4.588 9.477 9.813 9.321 9.763 98.130Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 2.719 1.810 2.737 2.543 1.422 0 0 0 35 2.569 2.631 2.675 19.141Elproduktion biogas MWh* 3.849 2.640 3.832 3.770 3.726 1.492 1.845 1.748 3.788 3.911 3.726 3.894 38.221Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 314 285 258 261 263 312 304 333 300 266 268 280Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 3.399 2.262 3.421 3.179 1.777 0 0 0 44 3.212 3.289 3.344 23.927Varmeproduktion turbine MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Varmeproduktion kedelanlæg MWh 7.262 6.726 4.565 1.159 10 0 0 0 2 535 3.151 5.913 29.323Varmeproduktion biogas motor MWh 4.812 3.300 4.790 4.713 4.657 1.865 2.307 2.185 4.735 4.889 4.657 4.867 47.776Varmeproduktion biogas kedel MWh 32 2.218 47 18 48 0 11 227 8 37 7 30 2.681Varmeproduktion solfanger MWh 80 213 334 812 993 1.227 973 837 582 231 117 102 6.499Varmeafblæsning 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Varmeproduktion i alt MWh 15.585 14.719 13.157 9.879 7.486 3.092 3.290 3.249 5.370 8.903 11.221 14.256 110.206Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 2.063.340 1.269.488 1.695.447 1.648.296 1.355.492 465.208 561.453 582.937 1.146.043 1.726.867 1.706.418 1.838.088 16.059.077Tilskud elproduktion biogas 1.559.007 1.069.160 1.551.879 1.526.850 1.508.949 604.301 747.347 707.981 1.533.978 1.584.036 1.508.949 1.576.908 15.479.343Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 139.716 149.290 496.126 0 0 0 0 0 0 0 0 195.941 981.073- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 1.752.057 1.271.783 2.101.338 1.580.183 1.562.282 657.634 800.680 761.314 1.587.311 1.637.369 1.562.282 1.826.182 17.100.416Refusion afgifter motoranlæg 867.514 577.396 873.160 811.207 453.488 - - - 11.261 819.629 839.344 853.445 6.106.444Refusion af afgifter kedelanlæg 121.501 112.543 76.376 19.385 158 - - - 22 8.954 52.713 98.921 490.574Salg kvoter (negativt tal=køb) 96.811 179.713 182.188 344.428 514.982 707.001 678.426 619.620 625.904 319.223 188.646 100.909 4.557.852Indtægter i alt: 4.901.223 3.410.923 4.928.509 4.403.498 3.886.403 1.829.843 2.040.559 1.963.871 3.370.542 4.512.042 4.349.404 4.717.546 44.314.363UdgifterGaskøb naturgas i alt 4.264.780 3.351.776 3.387.990 2.283.557 1.143.459 - - - 33.600 2.379.742 2.806.191 2.992.192 22.643.287Biogaskøb i alt 3.614.891 3.302.358 3.323.572 3.217.214 3.487.450 1.421.576 1.916.674 2.207.312 3.871.111 3.444.149 3.112.468 3.065.721 35.984.496Afgifter 2.857.804 2.279.487 2.329.115 1.549.314 738.875 - - - 18.661 1.438.694 1.992.194 2.565.861 15.770.006Drift kompressor 147.980 101.484 147.303 144.927 143.228 57.360 70.938 67.201 145.604 150.355 143.228 149.679Vedligehold 452.017 314.575 446.459 423.534 350.870 106.312 131.499 125.006 272.005 433.969 429.639 449.817 3.935.700Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 11.337.472 9.349.680 9.634.439 7.618.546 5.863.883 1.585.248 2.119.110 2.399.519 4.340.981 7.846.910 8.483.719 9.223.269 79.802.776Driftsresultat før renter og afdrag -6.436.249 -5.938.757 -4.705.930 -3.215.048 -1.977.480 244.594 -78.551 -435.648 -970.439 -3.334.868 -4.134.316 -4.505.723 -35.488.414Renter og afdrag 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 35.673 428.080Driftsresultat efter renter og afdrag -6.471.922 -5.974.430 -4.741.603 -3.250.722 -2.013.153 208.921 -114.224 -471.321 -1.006.112 -3.370.541 -4.169.989 -4.541.396 -35.916.493Variabel varmeproduktionspris -415 -406 -360 -329 -269 68 -35 -145 -187 -379 -372 -319 -3.148* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-326 kr/MWhVægtet biogaspris 367 kr/MWh Svarende til 4,03 Kr./Nm 3 naturgas52

Ringkøbing 2009Naturgas grundscenarie jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altNaturgasforbrug motor Nm 3 1.308.438 762.339 918.105 828.311 516.778 282.212 111.785 280.380 197.915 236.398 170.427 238.231 5.851.318Naturgasforbrug kedel Nm 3 692.586 851.893 664.855 373.703 295.041 28.867 143.874 80.146 324.764 671.734 890.212 1.129.606 6.147.281Naturgasforbrug i alt Nm 3 2.001.023 1.614.232 1.582.960 1.202.013 811.819 311.079 255.659 360.526 522.679 908.133 1.060.639 1.367.837 11.998.598Elproduktion (salg) MWh 6.304 3.673 4.423 3.991 2.490 1.360 539 1.351 954 1.139 821 1.148 28.191Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 322,14 288,85 279,76 287,51 294,45 317,46 354,60 357,64 374,42 363,43 398,06 392,02 4.030Varmeproduktion motoranlæg MWh 7.340 4.277 5.150 4.647 2.899 1.583 627 1.573 1.110 1.326 956 1.336 32.824Varmeproduktion kedelanlæg MWh 7.923 9.746 7.606 4.275 3.375 330 1.646 917 3.715 7.685 10.184 12.923 70.325Varmeproduktion solfanger MWh 65 221 352 861 994 1.263 946 816 527 213 104 90 6.450Varmeproduktion i alt MWh 15.329 14.243 13.108 9.782 7.268 3.176 3.219 3.305 5.353 9.224 11.244 14.349 109.599Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 2.030.732 1.060.903 1.237.465 1.147.358 733.128 431.654 190.987 483.105 357.013 413.907 326.847 449.958 8.863.057Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 1.081.489 998.188 968.890 931.602 11.771.110- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 721.451 908.493 1.095.402 1.090.009 1.197.214 1.050.323 1.134.555 1.020.159 1.134.822 1.051.522 1.022.224 984.935 12.411.110Refusion afgifter motoranlæg 2.046.343 1.192.280 1.435.871 1.295.443 808.227 441.380 174.838 438.490 309.521 369.704 266.542 372.594 9.151.232Refusion af afgifter kedelanlæg 134.413 165.329 129.042 72.522 57.257 5.610 27.925 15.550 63.030 130.377 172.777 219.232 1.193.063Salg kvoter (negativt tal=køb) -184.193 -36.905 -27.442 127.285 302.849 561.270 563.498 471.599 411.355 218.136 132.762 36.921 2.577.134Indtægter i alt: 4.748.746 3.290.100 3.870.339 3.732.616 3.098.675 2.490.236 2.091.804 2.428.904 2.275.740 2.183.646 1.921.151 2.063.640 34.195.597UdgifterGaskøb i alt 3.377.727 2.831.363 2.844.580 2.175.644 1.597.660 684.375 618.950 857.690 1.368.373 2.258.526 2.714.175 3.680.849 25.009.910Afgifter 4.644.374 3.746.633 3.674.051 2.789.873 1.884.232 722.015 593.384 836.780 1.213.137 2.107.776 2.461.743 3.174.749 27.848.747Vedligehold 394.080 239.865 280.610 247.992 156.139 82.242 35.608 82.882 64.641 83.703 69.634 94.713 1.832.110Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 8.416.182 6.817.862 6.799.240 5.213.509 3.638.030 1.488.632 1.247.942 1.777.352 2.646.150 4.450.004 5.245.551 6.950.311 54.690.767Driftsresultat før renter og afdrag -3.667.435 -3.527.762 -2.928.902 -1.480.893 -539.355 1.001.604 843.862 651.552 -370.410 -2.266.359 -3.324.401 -4.886.671 -20.495.170Renter og afdrag 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Driftsresultat efter renter og afdrag -3.667.435 -3.527.762 -2.928.902 -1.480.893 -539.355 1.001.604 843.862 651.552 -370.410 -2.266.359 -3.324.401 -4.886.671 -20.495.170Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 -151 -74 315 262 197 -69 -246 -296 -341 -93Vægtet varmepris-187 kr/MWh53

Ringkøbing 2009Biogas som grundlast jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 229 273 309 342 387 354 382 387 431 391 371 352Naturgasforbrug motor Nm 3 769.669 207.078 119.116 150.269 60.474 0 0 0 32.986 5.498 69.637 53.144 1.467.869Naturgasforbrug kedel Nm 3 604.672 877.336 781.685 436.993 243.963 0 0 0 94.026 507.546 672.635 946.188 5.165.044Biogasforbrug motor MWh* 4.787 5.827 6.452 6.244 6.452 6.244 6.452 6.452 4.579 6.452 6.244 6.452 72.633Biogasforbrug kedel MWh 1.664 0 0 0 0 0 0 0 1.252 0 0 0 2.917Biogasforbrug i alt MWh 6.451 5.827 6.452 6.244 6.452 6.244 6.452 6.452 5.831 6.452 6.244 6.452 75.550Elproduktion naturgas (salg) MWh 3.708 998 574 724 291 0 0 0 159 27 336 256 7.072Elproduktion biogas MWh* 1.915 2.331 2.581 2.497 2.581 2.497 2.581 2.581 1.831 2.581 2.497 2.581 29.053Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 348,07 332,26 360,06 358,53 357,90 462,80 529,81 458,77 482,53Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 4.318 1.162 668 843 339 0 0 0 185 31 391 298 8.234Varmeproduktion kedelanlæg MWh 6.918 10.037 8.943 4.999 2.791 0 0 0 1.076 5.806 7.695 10.824 59.088Varmeproduktion biogasmotor MWh 2.393 2.913 3.226 3.122 3.226 3.122 3.226 3.226 2.289 3.226 3.122 3.226 36.313Varmeproduktion biogaskedel MWh 1.731 0 0 0 0 0 0 0 1.302 0 0 0 3.033Varmeproduktion solfanger MWh 65 221 352 861 976 32 33 62 527 213 104 90 3.535Varmeproduktion i alt MWh 15.425 14.333 13.188 9.824 7.331 3.154 3.259 3.288 5.379 9.276 11.311 14.438 110.204Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 1.290.705 331.491 206.641 259.577 104.292 - - - 73.539 14.040 153.918 123.528 2.557.731Salg elektricitet biogas 1.426.452 1.736.521 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.860.563 1.922.622 1.922.622 1.364.393 1.922.622 1.860.563 1.922.622 21.644.783Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 1.081.489 998.188 968.890 931.602 11.771.110- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 2.147.903 2.645.014 3.018.024 2.950.572 3.119.835 2.910.886 3.057.177 2.942.781 2.499.215 2.974.143 2.882.787 2.907.557 34.055.893Refusion afgifter motoranlæg 1.203.739 323.869 186.297 235.022 94.593 - - - 51.581 8.602 108.908 83.102 2.295.712Refusion af afgifter kedelanlæg 117.347 170.276 151.706 84.812 47.355 - - - 18.242 98.509 130.552 183.634 1.002.433Salg kvoter (negativt tal=køb) 50.492 149.206 226.251 382.035 523.198 707.001 678.426 619.620 576.343 361.526 226.995 133.187 4.634.280Indtægter i alt: 4.810.185 3.619.856 3.788.918 3.912.018 3.889.273 3.617.887 3.735.603 3.562.401 3.218.921 3.456.821 3.503.161 3.431.007 44.546.050UdgifterGaskøb naturgas i alt 3.158.236 2.563.553 2.168.227 1.421.173 784.839 - - - 409.995 1.588.896 2.352.259 3.298.793 17.745.972Biogaskøb i alt 1.474.168 1.591.734 1.995.244 2.136.120 2.495.314 2.212.314 2.463.694 2.496.593 2.511.189 2.524.397 2.319.071 2.269.910 26.489.748Afgifter 3.189.846 2.516.923 2.090.758 1.363.034 706.599 - - - 294.795 1.190.774 1.722.813 2.319.448 15.394.990Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 467.129 286.361 270.253 267.710 235.350 199.792 206.456 206.456 163.980 220.189 242.022 248.585 3.014.283Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 8.289.378 6.958.571 6.524.482 5.188.038 4.222.102 2.412.106 2.670.150 2.703.049 3.379.959 5.524.256 6.636.164 8.136.737 62.644.992Driftsresultat før renter og afdrag -3.479.193 -3.338.716 -2.735.564 -1.276.020 -332.829 1.205.781 1.065.453 859.352 -161.038 -2.067.436 -3.133.003 -4.705.730 -18.098.942Renter og afdrag 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 211.212 2.534.538Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.404 -3.549.927 -2.946.775 -1.487.232 -544.041 994.570 854.242 648.140 -372.250 -2.278.647 -3.344.215 -4.916.941 -20.633.481Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 -151 -74 315 262 197 -69 -246 -296 -341 -93* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-187 kr/MWhVægtet biogaspris 351 kr/MWh Svarende til 3,86 kr/Nm354

Ringkøbing 2009Biogas som grundlast marked jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 192 225 217 252 325 444 447 444 413 268 238 230Naturgasforbrug motor Nm 3 908.986 559.839 917.012 856.814 563.852 0 0 0 280.923 900.959 888.920 898.953 6.776.257Naturgasforbrug turbine Nm 3 20 18 20 20 19 0 0 0 20 20 20 20 177Naturgasforbrug kedel Nm 3 622.233 645.946 399.262 98.724 548 0 0 0 0 68.674 284.021 532.094 2.651.500Biogasforbrug motor MWh* 6.423 4.437 6.335 6.269 6.357 3.752 4.635 4.459 6.467 6.445 6.114 6.511 68.204Biogasforbrug kedel MWh 29 1.370 55 36 31 9 0 286 48 36 11 59 1.970Biogasforbrug i alt MWh 6.452 5.806 6.390 6.305 6.388 3.762 4.635 4.745 6.515 6.482 6.125 6.570 70.174Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 4.000 2.463 4.035 3.770 2.481 0 0 0 1.236 3.964 3.911 3.955 29.816Elproduktion biogas MWh* 2.569 1.775 2.534 2.507 2.543 1.501 1.854 1.784 2.587 2.578 2.446 2.605 27.282Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 315,49 278,06 258,98 260,09 263,30 311,82 301,77 332,44 299,78 266,05 270,31 275,95 3.434Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 4.999 3.079 5.044 4.713 3.101 0 0 0 1.545 4.955 4.889 4.944 37.270Varmeproduktion turbine MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Varmeproduktion kedelanlæg MWh 7.118 7.390 4.568 1.129 6 0 0 0 0 786 3.249 6.087 30.333Varmeproduktion biogas motor MWh 3.212 2.218 3.167 3.134 3.179 1.876 2.318 2.229 3.234 3.223 3.057 3.256 34.102Varmeproduktion biogas kedel MWh 30 1.425 58 38 32 10 0 297 50 38 12 61 2.049Varmeproduktion solfanger MWh 65 221 352 861 994 1.263 946 816 527 213 104 90 6.450Varmeproduktion i alt MWh 15.425 14.333 13.188 9.875 7.312 3.149 3.264 3.342 5.355 9.214 11.311 14.438 110.205Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 2.072.335 1.178.409 1.701.156 1.632.664 1.322.723 468.004 559.520 592.902 1.146.071 1.740.588 1.718.329 1.810.263 15.942.964Tilskud elproduktion biogas 1.040.526 718.713 1.026.230 1.015.497 1.029.834 607.865 750.911 722.318 1.047.695 1.044.131 990.468 1.054.863 11.049.048Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 1.081.489 998.188 968.890 931.602 11.771.110- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 1.761.977 1.627.206 2.121.632 2.105.506 2.227.048 1.658.188 1.885.466 1.742.477 2.182.516 2.095.652 2.012.692 2.039.798 23.460.158Refusion afgifter motoranlæg 1.298.299 799.625 1.309.791 1.223.800 805.338 - - - 401.257 1.286.840 1.269.636 1.283.984 9.678.570Refusion af afgifter kedelanlæg 120.770 125.369 77.482 19.160 100 - - - - 13.332 55.123 103.261 514.596Salg kvoter (negativt tal=køb) -8.257 106.571 71.738 229.423 410.300 707.001 678.426 619.620 512.165 195.815 99.521 20.409 3.642.732Indtægter i alt: 5.245.125 3.837.180 5.281.798 5.210.553 4.765.509 2.833.193 3.123.412 2.954.999 4.242.009 5.332.228 5.155.300 5.257.714 53.239.021UdgifterGaskøb naturgas i alt 3.518.787 2.850.518 3.168.321 2.312.449 1.455.070 - - - 906.882 3.003.016 3.717.111 4.723.951 25.656.103Biogaskøb i alt 1.238.906 1.306.884 1.385.580 1.588.431 2.073.266 1.670.142 2.072.662 2.105.396 2.693.821 1.734.048 1.460.700 1.508.933 20.838.769Afgifter 3.554.005 2.798.669 3.055.120 2.217.848 1.310.014 - - - 652.067 2.250.565 2.722.441 3.321.505 21.882.234Drift af kompressor 123.485 76.055 124.578 116.399 76.598 - - - 38.165 122.395 120.759 122.123Vedligehold 437.322 291.867 431.885 407.187 330.105 106.959 132.104 127.669 258.582 423.188 415.443 435.198 3.797.509Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 8.872.505 7.323.992 8.165.483 6.642.314 5.245.054 1.777.101 2.204.767 2.233.065 4.549.516 7.533.212 8.436.454 10.111.709 73.095.173Driftsresultat før renter og afdrag -3.627.380 -3.486.812 -2.883.685 -1.431.761 -479.545 1.056.092 918.645 721.934 -307.507 -2.200.984 -3.281.154 -4.853.995 -19.856.152Renter og afdrag 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 757.035Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.466 -3.549.898 -2.946.771 -1.494.847 -542.631 993.006 855.559 658.848 -370.594 -2.264.070 -3.344.240 -4.917.082 -20.613.187Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 -151 -74 315 262 197 -69 -246 -296 -341 -93* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-187 kr/MWhVægtet biogaspris 297 kr/MWh Svarende til 3,27 kr/Nm355

Ringkøbing 2009Biogas grundlast 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 300 315 353 375 400 328 360 365 452 418 404 393Naturgasforbrug motor Nm 3 769.669 207.078 119.116 150.269 58.642 0 0 0 16.493 5.498 69.637 53.144 1.449.543Naturgasforbrug kedel Nm 3 553.570 632.086 640.676 302.457 119.351 0 0 0 0 364.167 536.175 805.179 3.953.660Biogasforbrug motor MWh* 9.418 6.244 9.678 9.365 9.678 6.435 6.520 5.760 9.365 9.678 9.365 9.678 101.182Biogasforbrug kedel MWh 0 2.497 0 0 0 0 0 209 0 0 0 0 2.706Biogasforbrug i alt MWh 9.418 8.741 9.678 9.365 9.678 6.435 6.520 5.969 9.365 9.678 9.365 9.678 103.888Elproduktion naturgas (salg) MWh 3.708 998 574 724 283 0 0 0 80 27 336 256 6.984Elproduktion biogas MWh* 3.767 2.497 3.871 3.746 3.871 2.574 2.608 2.304 3.746 3.871 3.746 3.871 40.472Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 0Biogas elproduktionspris kr/MWh 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745Varmeproduktion motoranlæg MWh 4.318 1.162 668 843 329 0 0 0 93 31 391 298 8.131Varmeproduktion kedelanlæg MWh 6.333 7.231 7.329 3.460 1.365 0 0 0 0 4.166 6.134 9.211 45.230Varmeproduktion biogas motor MWh 4.709 3.122 4.839 4.683 4.839 3.217 3.260 2.880 4.683 4.839 4.683 4.839 50.590Varmeproduktion biogas kedel MWh 0 2.597 0 0 0 0 0 217 0 0 0 0 2.815Varmeproduktion solfanger MWh 65 221 352 861 816 0 0 193 527 213 104 90 3.441Varmeafblæsning MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Varmeproduktion i alt MWh 15.425 14.333 13.188 9.846 7.349 3.217 3.260 3.290 5.302 9.249 11.311 14.438 110.207Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 1.290.705 331.491 206.641 259.577 101.280 - - - 36.426 14.040 153.918 123.528 2.517.606Tillæg biogas 2.806.341 1.860.563 2.883.821 2.790.845 2.883.821 1.917.407 1.942.811 1.716.555 2.790.845 2.883.821 2.790.845 2.883.821 30.151.491Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 1.081.489 998.188 968.890 931.602 11.771.110- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 3.527.792 2.769.056 3.979.223 3.880.853 4.081.034 2.967.730 3.077.366 2.736.714 3.925.666 3.935.342 3.813.068 3.868.756 42.562.601Refusion afgifter motoranlæg 1.203.739 323.869 186.297 235.022 91.704 - - - 25.807 8.602 108.908 83.102 2.267.049Refusion af afgifter kedelanlæg 107.444 122.669 124.348 58.702 23.160 - - - - 70.673 104.067 156.276 767.339Salg kvoter (negativt tal=køb) 69.629 235.355 278.692 437.787 578.111 707.001 678.426 619.620 622.429 413.563 267.387 170.023 5.078.021Indtægter i alt: 6.199.309 3.782.440 4.775.201 4.871.941 4.875.288 3.674.731 3.755.792 3.356.334 4.610.328 4.442.220 4.447.348 4.401.684 53.192.617UdgifterGaskøb naturgas i alt 3.040.803 1.983.783 1.828.818 1.095.596 458.865 - - - 53.239 1.144.852 1.919.816 2.833.322 14.359.094Biogaskøb i alt 2.823.070 2.757.602 3.415.422 3.507.582 3.869.708 2.110.236 2.348.589 2.179.043 4.235.675 4.047.711 3.782.839 3.800.644 38.878.121Afgifter 3.071.237 1.947.698 1.763.476 1.050.777 413.121 - - - 38.280 857.992 1.406.088 1.992.166 12.540.835Vedligehold (inkl. ekstra vedligehold) 610.674 299.265 370.243 364.528 335.003 205.896 208.624 184.763 306.048 320.124 338.796 348.574 3.892.537Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 9.545.784 6.988.348 7.377.959 6.018.483 5.076.696 2.316.132 2.557.213 2.363.805 4.633.243 6.370.679 7.447.538 8.974.707 69.670.586Driftsresultat før renter og afdrag -3.346.475 -3.205.908 -2.602.758 -1.146.542 -201.408 1.358.599 1.198.580 992.529 -22.915 -1.928.458 -3.000.190 -4.573.023 -16.477.970Renter og afdrag 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 343.991 4.127.888Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.466 -3.549.898 -2.946.749 -1.490.533 -545.399 1.014.608 854.589 648.538 -366.905 -2.272.449 -3.344.181 -4.917.013 -20.605.858Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 -151 -74 315 262 197 -69 -246 -296 -341 -93* Forudsat varmevirkningsgrad på 50 % og elvirkningsgrad på 40 %Vægtet varmepris-187 kr/MWhVægtet biogaspris 374 kr/MWh Svarende til 4,12 kr/Nm356

Ringkøbing 2009Biogas marked 150 % jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altBiogaspris kr/MWh 289 308 310 332 377 431 435 434 453 365 346 339Gasforbrug kraftvarme Nm 3 616.023 371.219 620.037 581.911 317.041 0 0 0 12.040 591.944 601.977 607.997 4.320.189Gasforbrug turbine Nm 3 20 18 20 20 17 0 0 0 9 20 20 20 165Gasforbrug kedel Nm 3 621.937 568.613 400.292 97.185 178 0 0 0 433 71.868 284.156 533.844 2.578.507Biogasforbrug motor MWh* 9.646 6.511 9.602 9.359 9.094 3.752 4.635 4.591 9.580 9.734 9.271 9.734 95.508Biogasforbrug kedel MWh 32 2.221 44 22 20 13 0 220 3 22 10 29 2.636Biogasforbrug i alt MWh 9.678 8.732 9.646 9.380 9.114 3.766 4.635 4.811 9.583 9.756 9.280 9.763 98.144Elproduktion motoranlæg (salg) MWh 2.711 1.633 2.728 2.560 1.395 0 0 0 53 2.605 2.649 2.675 19.009Elproduktion biogas MWh* 3.858 2.605 3.841 3.744 3.638 1.501 1.854 1.836 3.832 3.894 3.708 3.894 38.203Gns. elpris salg af elektricitet kr/MWh 315,48 278,06 258,98 260,70 263,08 313,20 302,58 333,84 300,60 266,07 270,31 275,97 3.439Biogas elproduktionstillæg kr/MWh 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405Varmeproduktion motoranlæg MWh 3.388 2.042 3.410 3.201 1.744 0 0 0 66 3.256 3.311 3.344 23.761Varmeproduktion turbine MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Varmeproduktion kedelanlæg MWh 7.115 6.505 4.579 1.112 2 0 0 0 5 822 3.251 6.107 29.498Varmeproduktion biogas motor MWh 4.823 3.256 4.801 4.679 4.547 1.876 2.318 2.296 4.790 4.867 4.635 4.867 47.754Varmeproduktion biogas kedel MWh 33 2.309 46 22 21 14 0 229 3 23 10 30 2.741Varmeproduktion solfanger MWh 65 221 352 861 994 1.263 946 816 527 213 104 90 6.450Varmeafblæsning MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Varmeproduktion i alt MWh 15.425 14.333 13.188 9.875 7.308 3.153 3.264 3.340 5.391 9.181 11.311 14.438 110.205Tildelte gratiskvoter tons CO 2 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 3.407 40.878Driftsregnskabkr. jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec I altIndtægterSalg af elektricitet naturgas 2.072.335 1.178.409 1.701.156 1.643.438 1.323.974 470.087 561.018 613.061 1.167.765 1.728.965 1.718.329 1.812.771 15.991.308Tilskud elproduktion biogas 1.562.612 1.054.863 1.555.443 1.516.118 1.473.188 607.865 750.911 743.742 1.551.879 1.576.908 1.501.821 1.576.908 15.472.256Tilskud elproduktion naturgas- Grundbeløb 668.118 855.160 1.042.069 1.036.676 1.143.880 996.990 1.081.222 966.826 1.081.489 998.188 968.890 931.602 11.771.110- 8-øren 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 53.333 640.000Tilskud elproduktion i alt 2.284.063 1.963.356 2.650.845 2.606.126 2.670.401 1.658.188 1.885.466 1.763.901 2.686.701 2.628.430 2.524.045 2.561.843 27.883.366Refusion afgifter motoranlæg 879.870 530.227 885.616 831.145 452.838 0 0 0 17.205 845.493 859.809 868.411 6.170.614Refusion af afgifter kedelanlæg 120.700 110.361 77.696 18.861 40 0 0 0 76 13.944 55.157 103.604 500.439Salg kvoter (negativt tal=køb) 101.565 199.993 181.799 343.980 517.647 707.001 678.426 619.620 624.105 306.807 184.414 95.959 4.561.315Indtægter i alt: 5.458.532 3.982.347 5.497.112 5.443.551 4.964.900 2.835.276 3.124.910 2.996.583 4.495.852 5.523.639 5.341.753 5.442.588 55.107.042UdgifterGaskøb naturgas i alt 2.844.834 2.221.762 2.455.932 1.643.413 817.790 0 0 0 40.262 2.055.828 2.808.157 3.769.216 18.657.194Biogaskøb i alt 2.796.906 2.689.039 2.991.587 3.117.564 3.434.885 1.624.580 2.016.915 2.087.539 4.342.113 3.564.374 3.213.851 3.306.760 35.186.112Afgifter 2.873.307 2.181.350 2.368.183 1.576.182 736.265 0 0 0 28.949 1.540.709 2.056.716 2.650.212 16.011.874Drift af kompressor 119.125 80.417 118.579 115.581 112.308 46.340 57.246 56.699 118.307 120.215 114.491 120.215 1.179.525Vedligehold 451.764 296.591 446.493 422.572 342.877 106.939 132.104 130.844 276.206 435.339 429.633 450.145 3.921.507Køb af kvoter (se Salg af kvoter) - - - - - - - - - - - -Udgifter i alt: 9.085.936 7.469.159 8.380.775 6.875.312 5.444.125 1.777.859 2.206.265 2.275.082 4.805.837 7.716.466 8.622.847 10.296.549 74.956.212Driftsresultat før renter og afdrag -3.627.404 -3.486.812 -2.883.663 -1.431.761 -479.226 1.057.416 918.645 721.500 -309.985 -2.192.826 -3.281.094 -4.853.961 -19.849.170Renter og afdrag 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 63.086 757.035Driftsresultat efter renter og afdrag -3.690.490 -3.549.898 -2.946.749 -1.494.847 -542.312 994.330 855.559 658.414 -373.071 -2.255.913 -3.344.181 -4.917.047 -20.606.205Variabel varmeproduktionspris -239 -248 -223 -151 -74 315 262 197 -69 -246 -296 -341 -93* Forudsat varmevirkningsgrad og elvirkningsgrad som eksisterende motorVægtet varmepris-187 kr/MWhVægtet biogaspris 359 kr/MWh Svarende til 3,94 kr/Nm357

Appendix 5Ombygning af naturgasmotorer til biogasdriftWritten by DGC based on input from GE Jenbacher, Rolls-Royceand Wärtsilä

DGC-notat 1/18Ombygning af naturgasmotorer til biogasdriftNotat udført som del af ForskNG projektet 010529Establishment of a biogas grid and interaction between biogas grid and the existingnatural gas gridDansk Gasteknisk Center a/s30.10.2010734-89 Biogasneth:\734\89 biogasnet\wp'er\wp 4 motorer\rapportering\ombygning af motorer - final.doc 01-06-2010

DGC-notat 2/18IndholdfortegnelseINDLEDNING ..................................................................................... 3INTRODUKTION................................................................................ 4BIOGAS OG NATURGAS ................................................................. 5Samspil mellem biogas og naturgas .................................................................................. 6Forkammer- og åbenkammermotorer ............................................................................... 6Brændselssystem ............................................................................................................... 7Svovl i biogas ........................................................................................................................ 8GASMOTORER PÅ KRAFTVARMEVÆRKER ................................. 9Motorleverandørernes krav til biogas ............................................................................... 9EMISSIONSKRAV ........................................................................... 11Grænseværdier for motorer, der anvender både biogas og naturgas ............................... 11OMKOSTNINGER TIL KONVERTERING ....................................... 12Rolls-Royce ......................................................................................................................... 12Komprimering af biogas ................................................................................................. 13Jenbacher ........................................................................................................................... 14Wärtsilä .............................................................................................................................. 15Drift af biogasmotorer ....................................................................................................... 15Rolls-Royce .................................................................................................................... 15Jenbacher ........................................................................................................................ 15Røggasvekslersystemet ...................................................................................................... 16REFERENCER ................................................................................ 18BilagBilag 1: Brændselsspecifikationer – Rolls-Royce.Bilag 2: Brændselsspecifikationer – Jenbacher.Bilag 3: Ombygning af Jenbacher til biogasdrift - budgetpriser

DGC-notat 3/18IndledningI Danmark er der meget fokus på øget produktion og anvendelse af biogas.Formålet med dette notat er at beskrive, hvad der skal til for at de eksisterendenaturgasfyrede motorer på kraftvarmeværkerne kan konverteres tilbiogasdrift.Nærværende notat er en del af afrapporteringen af projektet ”Establishmentof a biogas grid and interaction between biogas grid and the existing naturalgas grid”. Dette notat omhandler arbejdspakke 4 ”Conversion of natural gasengines to biogasoperation”.Formålet med projektet er at undersøge muligheder for etablering af et biogasnet,til forsyning af en række større gasforbrugere, der i dag forsynesmed naturgas.Notatet er skrevet af DGC på basis af input fra motorleverandørerne involvereti projektet Jenbacher, Rolls-Royce og Wärtsilä.Projektet er økonomisk støttet af Energinet.dk via ForskNG programmet.

DGC-notat 4/18IntroduktionFælles for alle større naturgasmotorer, der anvendes på decentrale kraftvarmeværkeri Danmark, er, at de alle er turboladede lean-burn motorer. Detsidste betyder, at de kører med et højt luftoverskud. Herved er det muligt atopretholde en høj elvirkningsgrad, høj effekt og samtidig overholde NO xkravene.Hvis disse motorer skal kunne køre på biogas, vil det kræve ombygning afmotorerne i større eller mindre omfang. Disse ombygninger er dog ikke ligeomfattende for alle motormodeller. I dette notat beskrives nogle fundamentaleforskelle på forskellige motorer, og hvad disse forskelle betyder vedkonvertering fra naturgasdrift til biogasdrift.

DGC-notat 5/18Biogas og naturgasForskellen i gassammensætning for biogas og naturgas gør at gasserne vilhave forskellige egenskaber. Biogas er energimæssigt en tyndere gas endnaturgas pga. dens høje andel af kuldioxid. Biogas indeholder endvidereurenheder, som svovlbrinte og ammoniak, der kan være skadelig for naturgasnettetog for gasinstallationerne, hvor gassen skal anvendes. Derudoverhar biogassen vanddamp. Typiske gassammensætninger er angivet i Tabel 1.Tabel 1. Sammensætning og karakteristika for biogas og naturgas.Nordsønaturgas(2007) BiogasMetan % 89,64 55-70Etan % 5,89 0Propan % 2,35 0Butan % 0,38 0Pentan+ % 0,54 0Nitrogen % 0,28 0-2Kuldioxid % 0,67 30-45Svovlbrinte mg/m 3 (n) 2,4 10-30.000Ammoniak ppm 0,0 ≈100Biogas: 65 % CH 4 og 35 % CO 2Øvre brændværdi MJ/m 3 (n) 43,8 25,9Nedre brændværdiRelativ densitetStøkiometrisk luftbrændstofforholdMJ/m 3 (n) 39,6 23,3- 0,63 0,89Mol/mol 10,4 6,2Som det fremgår af ovenstående, er brændværdien af biogas kun ca. 60 % afbrændværdien for naturgas. Det betyder, at gasforbruget på volumenbasis erca. 70 % (vol.) større end for naturgas, hvis motorerne skal opretholde denoprindelige ydelse som ved naturgasdrift, hvis det antages at virkningsgradener den samme. Det vil oftest kræve anden dimensionering af rør oggaskomponenter.

DGC-notat 6/18Samspil mellem biogas og naturgasI perioder hvor gasforbruget for gasmotorerne er større end biogasproduktionen,vil det være nødvendigt med backup af naturgas for at sikre ydelse ogvirkningsgrad. Det stiller krav til, at motorerne kan køre på blandinger afbiogas og naturgas. I et system med et biogasnet med adskillige biogasproducenter,der skal forsyne flere biogasforbrugere, er det ikke nødvendigt, atalle motorer kan køre på blandinger af de to brændstoffer. Det vil være tilstrækkeligt,hvis de kan køre enten på biogas eller på naturgas.Motorerne er som udgangspunkt leveret til at køre på naturgas alene. Derforvil det kræve en styringsmæssig ændring at muliggøre enten biogas ellernaturgas eller en vilkårlig blanding af de to. Det er forskelligt fra motor tilmotor, hvor meget der skal til, for at det er muligt. Hvis motoren er udstyretmed et ældre kontrolsystem (PLC), vil det typisk kræve, at der installeres enny PLC.Forkammer- og åbenkammermotorerFor næsten alle naturgasmotorer på kraftvarmeværker sker antændingen afgasluftblandingen vha. tændrør. Tændrøret kan enten være placeret direkte iforbrændingskammeret eller i et lille forkammer, der er forbundet med forbrændingskammeret.Den første type kaldes åbenkammermotorer og denanden type kaldes forkammermotorer. Når brændstofluftblandingen i forkammeretantændes af tændrøret, vil der ske en trykstigning, og der vil opståen jet af brændende gas fra forkammeret og ud i hovedkammeret, somvil antænde gassen i hovedkammeret.Figur 1. Skitse af forkammersystem. Fra [ 1].

DGC-notat 7/18Åbenkammersystemet er mere enkelt end forkammersystemet. Fordelen vedforkammermotorer er, at det er muligt at have forskellige luftoverskud i forkammeretog i hovedkammeret. Herved er det muligt at sikre en god tændingog forbrænding af selv meget magre blandinger og dermed designvirkningsgradog lave NO x emissioner. Forkammerbrændstoffet udgør typiskomkring 5 % af den samlede brændstofmængde. Alle Wärtsilä og alle Rolls-Royces gasmotorer er udstyret med forkammer. Det er Jenbachers 600 serieogså, mens Jenbachers 300 serie er åbenkammer motorer.For at opnå en højere koncentration af brændstof i forkammeret end i hovedkammereter det nødvendigt at injicere brændstoffet eller en del afbrændstoffet direkte til forkammeret. Dette kræver, at gastrykket er højereend i forkammeret, mens forkammergassen tilsættes.BrændselssystemFor de tre motorleverandører, der er involveret i projektet sker brændstofindtagetpå forskellig vis, se Figur 2 og Figur 3. Jenbacher 300 serien eråbenkammermotorer, mens Jenbacher 600 serien, Rolls-Royce motorerne ogWärtsilä motorerne er forkammermotorer. Fælles for de to Jenbacher modellerer, at brændstoffet tilføres før turboen. Der er dog påkrævet, at forkammergassenfor Jenbacher 600 komprimeres. Det betyder, at både luft ogbrændstof komprimeres af turboen. Derfor skal brændstoffet ikke tryksættes,før den kan tilsættes motoren, idet turboen selv suger gassen. Det hardog den ulempe, at det er nødvendigt, at en større samlet gasmængde skalkomprimeres. Det betyder, at en modificering af turboen kan være påkrævet.Både Rolls-Royce og Wärtsilä har valgt, at man af sikkerhedsmæssigegrunde ikke ønsker at tilsætte brændstoffet før turboladeren, idet man hervedfår brændbar blanding brændstof og luft mellem turbo og cylinderne.Det betyder, at det er så er nødvendigt at tryksætte brændstoffet for at kunneindføde det til motoreren.På Wärtsilä motorer injiceres brændstoffet direkte til forbrændingskammeretvia elektronisk styrede ventiler placeret i topstykket på hver enkel cylinder.På Rolls-Royce motorerne tilsættes brændstoffet forbrændingsluften efterreceiveren.

DGC-notat 8/18ReceiverMotorLuftBrændstofForbrændingsprodukterTurboladerFigur 2. Skitse af brændstofsystemet for Rolls-Royce og Wärtsilä motorerne.Hoved brændstofForkammerbrændstofForkammerbrændsel(kun 600-serien)ReceiverMotorLuftLuft + brændstofBrændstofForbrændingsprodukterTurbo laderHoved brændselFigur 3. Skitse af brændstofsystemet for Jenbacher motorerne.Svovl i biogasI Gasreglementets afsnit A bilag 1A stilles der følgende krav til indholdet afsvovl i naturgas:H 2 S < 5 mg/m 3

DGC-notat 9/18Andre svovlforbindelser < 10 mg/m 3 (n)Som det kan ses af Tabel 1, kan svovlindholdet i biogas være betragteligthøjere. Svovl har bl.a. den uheldige egenskab, at den virker forgiftende påkatalysatorer. På mange af de naturgasfyrede motorer på kraftvarmeværkerer der i dag installeret katalysatorer til reduktion af CO i røggassen. I fremtidenmå det forventes, at der også installeres katalysatorer til reduktion afformaldehyd for at kunne overholde de kommende krav til formaldehydemission.Da motorerne skal kunne køre på både biogas og naturgas og overholdegrænseværdierne, vil det i praksis betyde, at en motor, der er udstyret medkatalysator, skal forsynes med biogas med et svovlindhold, der er betydeligtlavere end hvis der var tale om en motor, der ikke var forsynet med katalysator.Gasmotorer på kraftvarmeværkerSom en del af dette projekt deltager, som tidligere nævnt, motorleverandørerneJenbacher, Rolls-Royce og Wärtsilä. Foruden motorer fra disse leverandørerer der også Caterpillar motorer og en Niigata motor i området, dertænkes forsynet med biogas fra et dedikeret biogasnet. Disse behandles ikkei nærværende notat.Motorleverandørernes krav til biogasFor at sikre tilfredsstillende motordrift, stiller motorleverandørerne krav tilden biogas motorerne forsynes med. De væsentligste er angivet i Tabel 2.Roll Royce angiver typisk værdierne volumenspecifik, dvs. pr. m 3 (n) biogas.Jenbacher opgiver deres værdier brændværdispecifikt, dvs. pr. 10 kWh,hvilket svarer til energiindhold i 1 m 3 (n) metan.Rolls-Royce angiver en maksimal tilladelig partikelmængde i biogassen på50 mg/m 3 (n). Tilsvarende oplyser Jenbacher maksimal 50 mg/10 kWh. Foren biogas bestående af 65 % metan, der har en nedre brændværdi på 6,5kWh/m 3 (n), svarer det tilkWh mg50mg/10kWh6,5 32,533m ( n)m ( n)

DGC-notat 10/18Wärtsilä har ingen motorer, der kører på biogas, og har ikke defineret kravtil biogaskvaliteten. Sådanne krav skal defineres af udviklingsafdelingen imoderselskabet, og det gør man først, når man vurderer, der er et marked forWärtsilä-motorer indenfor biogas.For at kunne sammenligne er værdierne alle i Tabel 2 omregnet til volumenspecifikkeenheder. For yderligere detaljer henvises til leverandørernes anvisninger.Disse er vedlagt som bilag 1 og 2.Tabel 2. Motorleverandørernes krav til biogas.Rolls-Royce GE Jenbacher WärstsiläMindste brændværdi18 - -[MJ/m 3 (n)]Maks. variation ± 0,5 % / 30 sek. ± 1 % / 30 sek. -i brændværdiKrævet statiskgastryk [bar g]4,3 X 1 -Gas temperatur 20 - 40 °C 0 – 40 °C -Fugt i biogassen Dugpunkt 5 °C 80 % relativ -@ 4,3 barMaks. partikelstørrelse5 µm 3 µm -Partikelmængde 50 mg/m3 32,5 mg/m 3 --SporstofferMaks. svovl 1520 mg/m 3 2 455 mg/m 3 3 -Maks. Ammoniak50 mg/m 3 32 mg/m 3 -Maks. halogener100 mg/m 3 65 mg/m 3 3 -(Cl + 2 x Fl)Maks. Cl. 50 mg/m 3 - -1 Kun forkammergas. Dvs. kun relevant for 600 serien. Kan forsynes med naturgas.2 Rolls-Royce opgiver en koncentration på 1000 ppm. regnet som H 2 S.3 Gælder for motorer, der ikke er udstyret med katalysator.Som det fremgår af note 3 til Tabel 2, gælder Jenbachers krav til maksimalttilladeligt indhold af svovl og halogener kun motorer, der ikke er udstyretmed katalysatorer. Kravene til svovl svarer til maksimalt 130 mg/m 3 (opgivetsom 200 mg/10 kWh) for anlæg med CO katalysator og 13 mg/m 3 (opgivetsom 20 mg/10 kWh) for anlæg med formaldehydkatalysator. Kravene

DGC-notat 11/18til halogener svarer til maksimalt 130 mg/m 3 (opgivet som 200 mg/10 kWh)for anlæg med katalysator. Her skelnes der ikke mellem katalysatortype.Normalt når der tales om siloxaner og forbrændingsprocesser er fokus rettetmod belægningsdannelse, der kan dannes, når siloxaner oxideres til SiO 2 .Hverken Rolls-Royce, Wärtsilä eller Jenbacher stiller krav til maksimalttilladeligt indhold af siloxaner i biogassen. Jenbacher har dog beskrevethvor hurtigt krav til siliciumindholdet i motorolien må ændre sig, sig Bilag2.EmissionskravEmissioner fra biogasmotorer og for naturgasfyrede motor er lovgivningsmæssigtreguleret i henhold til Bekendtgørelse 621 af 17 juni 2005. Grænseværdierneer angivet i Tabel 3.Tabel 3. Emissionskrav for biogas og naturgasfyrede motor større end 120kW indfyret.Enhed Naturgas BiogasUHC mg/m 3 (n) @ 5 %1500 1 1500 1O 2 , el = 30 %NO x mg/m 3 (n)550 1000@ 5 % O 2CO mg/m 3 (n)@ 5 % O 2500 12001 Gælder ved elvirkningsgrad på 30 %. Den ændres proportionalt med motorenselvirkningsgrad.Grænseværdier for motorer, der anvender både biogas og naturgasNedenstående tolkning af bekendtgørelsen er baseret på et ”råt” udkast enfortolkning fra Miljøstyrelsen. Det har ikke været muligt at få bekræftet nedenståendefra Miljøstyrelsen.For motorer, der anvender blandinger af biogas og naturgas gælder, athvis andelen af naturgas (på energibasis) er mindre end 5 %gælder reglerne i bekendtgørelsen for biogasmotorer.

DGC-notat 12/18hvis andelen af naturgas (på energibasis) er større end 5 %er grænseværdien en energivægtet middelværdi af grænseværdierne for hhv.biogas og naturgas. Denne beregnes somGVx,blandingGVx,naturgas PPnaturgasnaturgas GV Pbioggasx,biogasHvor GV x,blanding er grænseværdien for stoffet x (enten UHC, NO x ellerCO) ved anvendelse af blandinger af naturgas og biogas. GV x,naturgas er grænseværdien for stoffet x, gældende for naturgas P naturgas er den indfyrede termiske effekt af naturgas. GV x,biogas er grænseværdien for stoffet x, gældende for biogas P biogas er den indfyrede termiske effekt af biogas. PbiogasFor motorer, der skiftevis anvender biogas og naturgas gælder, atHvis andelen af naturgas er mindre end 5%af den samlede anvendte mængde gas (på energibasis) gælder reglerne ibekendtgørelsen for biogasmotorer.Hvis andelen af naturgas er større end 5%af den samlede anvendte mængde gas, og hvis motoren drives skiftevis medbiogas og naturgas gælder følgende, at når motoren fyres med naturgas skalbekendtgørelsens regler for naturgas overholdes, og når motoren fyres medbiogas skal bekendtgørelsens regler for biogas overholdes.Omkostninger til konverteringSom det fremgår af overstående stiller de forskellige motortyper/modellerforskellige krav til ombygning ved konvertering fra naturgas til biogas sombrændstof.Rolls-RoyceKonverering af Rolls-Royce motorer fra naturgas drift til biogas vil krævefølgende ændringer

DGC-notat 13/18• Opgradering af PLC 1• Blandeventil for naturgas/biogas• Installation af ny forkammergasrampe• Udskiftning af pådragsventiler på motoren• Indregulering af motoranlæg ved biogasdriftEn del af de eksisterende Rolls-Royce er udstyret med en PLC, der kanhåndtere drift med blandinger af biogas og naturgas. Disse anlæg behøverderfor ikke en opgradering af PLC’en for at kunne køre på biogas.Hvis det ønskes kun at kunne køre på ren biogas, dvs. hvor der ikke kanskiftes til eller blandes med naturgas vurderes prisen at være ca. 525.000 kr.,Hvis man ønsker et system, hvor det er muligt at skiftet til eller blande mednaturgas, er prisen for en konvertering ca. 800.000 kr. For anlæg med opgraderetPLC er udgifterne til ombygningen ca. 300.000 kr. lavereKomprimering af biogasSom tidligere beskrevet er der for Rolls-Royce og Wärtsilä motorer behovfor at komprimere biogas for at få den ind i motorerne.Det gør man i dag på Lemvig Varmeværk, der forsynes med biogas fraLemvig Biogas og på Hashøj Kraftvarmeforsyning, der forsynes med biogasfra Hashøj Biogas. Begge steder forsynes en Rolls-Royce motor med eneleffekt på 2 MW med biogas, der er komprimeret til omkring 4 bar(o).Effektforbruget til komprimeringen er omkring 100 kW. Det svarer til 5 %af den samlede elproduktion.Lemvig Biogas oplyser, at en stempelkompressor til dette formål koster omkring2 mill. kr., og Lemvig Fjernvarme har vurderet at drift og vedligeholdelsesomkostningernebeløber sig til omkring 60 -70.000 kr. pr. år. HashøjBiogas oplyser, at en skruekompressor til dette formål koster omkring 2-2,5mill. kr., og de har vurderet at drift og vedligeholdelsesomkostninger beløbersig til omkring 50.000 kr. pr. år.1 PLC: Programmable Logic Controller. Dvs. programmerbar styring af motoren.

DGC-notat 14/18Hvis det antages, at kompressoren afskrives over en 10 års periode med enrentesats på 6 % svarer det til ca. 4 øre pr. m 3 bio, og drifts- og vedligeholdelsesomkostningernesvarer til ca. 1 øre pr m 3 biogas. Ved en elpris på 80øre pr. kWh bliver omkostninger til dækning af kompressorens elforbrugca. 10 øre m 3 biogas. De samlede omkostninger forbundet med komprimeringaf biogassen er da 15 øre/m 3 biogas eller ca. 6 øre pr. kWh el produceret.JenbacherI området, der tænkes forsynet med biogas i nærværende projekt er der trekraftvarmeværker med Jenbachermotorer, som nu forsynes med naturgas.Det drejer sig om to 316 motorer i hhv. Ådum og Kloster og en 620 motor iVidebæk. GE Jenbacher Danmark har beregnet de nødvendige omkostningertil ombygning, hvis motorerne skal kunne køre på vilkårlige blandingeraf biogas og naturgas.Ombygningen indebærer for alle tre motorer: Ny gasrampe til biogas Ombygning af gasrampe til naturgas Ombygning eller udskiftning af motorstyring Ombygning eller udskiftning af turbolader Ombygning af gasmixerOmkostninger til ombygningen er forskellig fra motor til motor. For de tremotorer i området beløber ombygningen sig til:ÅdumKlosterVidebæk985.000 kr. ekskl. moms.1.016.000 kr. ekskl. moms.1.229.500 kr. ekskl. moms.Motoren i Videbæk er en forkammermotor. Den ovenfor beskrevne ombygningindebærer, at forkammerbrændslet i alle tilfælde er naturgas. Det betyderat for ingen af de behandlede Jenbacher-motorer, vil det være nødvendigtat komprimere biogassen.For yderligere information henvises til bilag 3.

DGC-notat 15/18WärtsiläOmbygningen indebærer for alle Wärtsilä´s motorer: På nogle anlæg kræves der ny gasrampe til biogas, på andre anlæg erder to gasramper i forvejen, hvoraf den ene kan ombygges. Ombygning eller justering af motorstyring. Kompressor til at komprimere gassen op til min 4 bar. Installation af gasmixer. På nogle motorer vil det være nødvendigt at skifte gasventiler påmotoren. (Det afhænger af motortypen og om man vil levere densamme effekt som på naturgas)Alle Wärtsilä´s motorer kan ombygges til biogas, men der er ikke beregnetpå hvad det vil koste på det enkelte anlæg. Dels er der stor forskel på, hvormeget der skal bygges om på de forskellige anlæg og dels er der stor forskeli pris om man vælger at køre samme effekt som i dag eller man vælger atkøre reduceret effekt.Drift af biogasmotorerPga. biogassens indhold af bl.a. H 2 S og CO 2 har biogas lidt andre egenskabersom motorbrændstof end naturgas.Rolls-RoyceRolls-Royce vurderer, at elvirkningsgraden er omkring 1 % point lavere vedbiogasdrift i forhold til naturgas.Rolls-Royce vurderer desuden, at serviceomkostninger og serviceintervallerherunder olieskift er den samme for biogas og for naturgas.JenbacherHvis H 2 S indholdet i biogassen er lavere end 200 mg/10 kWh (svarende tilca. 130 mg/m 3 ) er det muligt at fortsætte den eksisterende servicekontakt

DGC-notat 16/18gældende for naturgasdrift. Hvis H 2 S indholdet er højere, vil der være enmerpris på servicekontrakten. Størrelsen af denne fremgår af Tabel 4.Tabel 4. Øgede serviceomkostninger for Jenbacher motorerne i områdethvis H 2 S indholdet i biogassen er større end ca. 130 mg/m 3 .ServicekontraktrestperiodeMerpris servicekontraktMerpris servicekontraktDriftstimer Kr. Ører/kWh elÅdum 51.000 308.000 0,8Kloster 48.000 330.000 0,9Videbæk 42.000 1.840.000 1,6For Jenbacher JMS620GS-N.LC motoren i Videbæk vil maksimallastenfalde fra det nuværende 3047 til 2700 kW el ved ren biogasdrift. De skyldes,at det er nødvendigt at sænke lasten for ikke at overskride det maksimalttilladte kompressionstryk.Jenbacher forventer, at ombygning til fler-gasdrift vil resultere i, at elvirkningsgradenfalder med ca. 1 % point. For de ombyggede motorer er elvirkningsgradenikke nødvendigvis lavere for biogasdrift end for naturgasdrift.For visse nyere ombyggede motorer kan elvirkningsgraden være højere forbiogasdrift end ved naturgasdrift. Elvirkningsgraden oplyses dog i alle tilfældeat være lavere end for motorer dedikeret til naturgasdrift alene.RøggasvekslersystemetPga. risiko for korrosion af røggasvekslere anbefaler Jenbacher, at røggastemperaturenhæves til 180 °C, hvis H 2 S indholdet i biogassen overstiger200 mg/10 kWh (ca. 130 mg/m 3 ). Det skal dog i alle tilfælde vurderes afleverandøren af røggasvekslerne.Typisk er røggastemperaturen efter vekslerne ellers 55-57 °C ved naturgasdrift.For Jenbacher 316 motorer som i Ådum og Kloster er udstødningstemperaturen520-550 °C umiddelbart efter motoren og for Jenbacher 620som i Videbæk er udstødningstemperaturen 420-430 °C.

DGC-notat 17/18Hvis røggastemperaturen i skorstenen hæves til 180 °C vil det betyde enmarkant lavere varmevirkningsgrad. For Jenbacher 316 motorer svarer dettil et fald i varmeydelse på omkring 25 % og for Jenbacher 620 motorer svarerdet til et fald på omkring 35 %.

DGC-notat 18/18Referencer[ 1]http://www.td.mw.tum.de/tumtd/de/forschung/themen/knocking_in_gasengines/layout

Bilag 1.Rolls Royce - Brændstofspecifikationer

Bilag 2.Jenbacher - Brændstofspecifikationer

Bilag 3.Ombygning af Jenbacher motorer - budget

Motoren i Ådum.Budget - Ombygning af Jenbacher 316 GS-N.LC til mixgas driftI henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skalforetages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 316 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas ognaturgas)Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt.Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator. ( biogas ) Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas )(installation og ombygning af gasramper foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ny motorstyring Diane XT, forberedt for extern mixgassignal. Montering af ny type komplet turbolader. Ombygning af gasmixer. Montering af ny tændingsboks. Montering af 16 stk P7 tændrør. Demontering af katalysatorer. Rengøring og pletmaling af motor. Opstart og indregulering. Dokumentation.Ca pris for ovennævnte ombygning er kr. 985.000,00 ekskl. Moms.Generelle betingelser.Priser:Leveringstid:Garanti:Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs – og leveringsbestemmelserAlle de anførte priser er ekskl. momsDer er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele.Arbejdet forventes at ville tage 3 arbejdsuger.Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele.Generelt.:Driftstimer på motorene okt. 2010 ca. 49.000 timer.Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300.Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar.Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 1-4 bar, alternativt 80-200 mbar.Serviceplanen ændres fra 40.000-70.000-100.000 timer til 40.000-60.000-80.000-100.000 timer. ( dog kander aftales andet, afhænig af gaskvaliteten )Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/10kwh ) vil der væreen merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 99.999 timer) på ca. 308.000 kr.Vores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren afrøggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der ersvovl i biogassen.Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage afgasramperne.

Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 710 ( eller 610 hvis under 200 mg/10kwh H2S i gassen )og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer i starten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens,kan dette interval gradvis øges op til maks. 250 driftstimer mellem hver prøveudtagning.Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder.Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 ogNox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier.Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil bliveintergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal.

Motorene i Kloster.Budget - Ombygning af Jenbacher 316 GS-N.LC til mixgas driftI henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skalforetages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 316 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas ognaturgas)Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt.Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator. ( biogas ) Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas )(installation og ombygning af gasramper foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ny motorstyring Diane XT, forberedt for extern mixgassignal. Montering af ny type komplet turbolader Montering af turbobypass Ombygning af gasmixer. Montering af ny tændingsboks. Montering af 16 stk P7 tændrør Demontering af katalysatorer Rengøring og pletmaling af motor Opstart og indregulering. Dokumentation.Ca pris for ovennævnte ombygning pr motor er kr. 1.016.800,00 ekskl. momsGenerelle betingelser.Priser:Leveringstid:Garanti:Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs – og leveringsbestemmelserAlle de anførte priser er ekskl. momsDer er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele.Arbejdet forventes at ville tage 3 arbejdsuger pr. motor.Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele.Generelt.:Driftstimer på motorene okt. 2010 ca. 52.000 timer.Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300.Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar.Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 1-4 bar, alternativt 80-200 mbar.Serviceplanen ændres fra 40.000-70.000-100.000 timer til 40.000-60.000-80.000-100.000 timer. ( dog kander aftales andet, afhænig af gaskvaliteten )Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/10kwh ) vil der væreen merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 99.999 timer) på ca. 330.000 kr. pr. motorVores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren afrøggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der ersvovl i biogassen.Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage afgasramperne.

Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 710 ( eller 705 hvis under 200 mg/10kwh H2S i gassen )og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer i starten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens,kan dette interval gradvis øges op til maks. 250 driftstimer mellem hver prøveudtagning.Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder.Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 ogNox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier.Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil bliveintergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal.

Motoren i Videbæk.Budget - Ombygning af Jenbacher 620 GS-N.LC til mixgas driftI henhold til aftale, har vi hermed fornøjelsen at fremsende beskrivelse for hvad der som minimum skalforetages for ombygning af Jenbacher gasmotor type JMS 620 GS-N.LC til drift på mixgas (gylle biogas ognaturgas)Det vil ikke være muligt at køre 100% last på motoren på Biogasdrift. Den aktuelle maxlast vil falde til 2700kW, i forhold til i dag 3047 kW. Varmeydelser vil falde tilsvarende.Ombygning er baseret på Jeres ønske om at foretage en så lille og enkel ombygning som muligt.Følgende ombygning skal foretages: Levering af 1 komplette gasramper med techjet gasregulator, til biogas. Ombygning af naturgasrampe med techjet gasregulator. ( Naturgas. )(installation af gasrampe og techjet´s foretages af anden leverandør men er med i budget ) Ombygning af motorstyring, for extern mixgassignal. Ombygning af turbolader Ombygning af gasmixer. Montering af 20 stk nye tændrør Demontering af katalysatorer Rengøring og pletmaling af motor Opstart og indregulering. Dokumentation.Ca pris for ovennævnte ombygning er kr.1.229.500,00 ekskl. moms.Generelle betingelser.Der henvises til GE Jenbachers generelle salgs- og leveringsbetingelser.Priser:Alle de anførte priser er ekskl. momsLeveringstid:Der er ca. 8-10 ugers leveringstid på reservedele.Arbejdet forventes at ville tage 4 arbejdsuger.Garanti:Der gives 1 års garanti på udskiftede og renoverede dele.Generelt.:Drifttimer på motoren okt. 2010 ca 18.000 timer.Vedrørende gaskvalitet, så skal gassen opfylde kravene i teknisk anvisning nr. TA 1000-0300.Biogastryk ved tilgang til mixgasrampe skal være 80 – 450 mBar.Naturgastryk ved tilgang til mixgasrampe skal som i dag være 1-4 bar.Forkammer systemet bibeholdes på N-gas, hvilket vil sige at ca 5% af gasforbruget altid vil være N-gas, ogsåselv om der køres 100% biogas.Serviceplanen ændres fra 30.000-60.000 timer til 20.000-40.000-60.000 timer. ( dog kan der aftales andet,afhænig af gaskvaliteten )

Dette betyder, at hvis man ikke kører med den reneste gaskvalitet, ( H2S under 200 mg/ 10kwh ) vil der væreen merpris på en servicekontrakt i restperioden ( op til 59.999 timer) på ca. 1.840.000 kr.Vores anbefaling er at røggastemperaturen skal hæves til 180 °C. Det er dog op til leverandøren afrøggasvekslere at vurdere dette, og det hænger igen nøje sammen med, om der er chancer for at der ersvovl i biogassen.Vi har ikke medregnet udgifter til rørføring af biogas og evt nye N-gasrør i bygningen, kun montage afgasramperne.Som smøreolie skal der anvendes Mobil Pegasus 705, og der skal udtages olieprøver for hver 75 driftstimer istarten. Såfremt olieanalyserne viser en stabil tendens, kan dette interval gradvis øges op til maks. 250driftstimer mellem hver prøveudtagning.Kraftvarmeværket skal selv indhente alle de fornødne tilladelser og godkendelser fra relevante myndgheder.Vedrørede emissionsværdier i røggassen, så forventer vi at CO indholdet vil ligge på ca. 1.200 mg/Nm3 ogNox indholdet på ca. 800- 1.000 mg/Nm3. Dette er dog ikke garanterede værdier.Der er i budgettet ikke indeholdet priser til modificering af den overordnet styring, som normalt vil bliveintergreret i det overordnede SRO anlæg. Motoren er forberedt for externt mixgassignal.

Appendix 6Design af biogasnetWritten by HMN Naturgas I/S

WP-5BiogasnettetBaggrund.Da Ringkøbing-Skjern biogasprojekt forudsætter, at den producerede biogas skal distribueres tilde enkelte decentrale kraftvarmeværker i kommunen eller evt. til et eller 2 størreopgraderingsanlæg, er det nødvendigt at etablere et biogasnet, som forbinderbiogasproducenterne med biogasforbrugerne/biogasaftagerne. Til dette formål tænkes etableretet PE-100 SDR17 lavtryksnet med et driftstryk på ca. 1,3 bar(g).Da biogaspotentialet generelt er jævnt fordelt ud over kommunens areal menskraftvarmeværkerne overvejende er placeret i den nordlige del af kommunen, er der behov foren stor transport kapacitet fra syd mod nord i kommunen.I det følgende beskrives hvorledes denne transport af biogas kan foregå, herunder foretages endimensionering af nettet med henblik på en minimering af anlægs- og driftsomkostningerne.Denne optimering er foretaget med beregningsprogrammet ”Stanet”, som er i stand til at regnepå en lang række forskellige gasser. Generelt er nettet dimensioneret efter en gennemsnitligbrændværdi på biogassen på 6,5 kWh/Nm³.Biogaspotentialet og dimensioneringsgrundlaget.I henhold til WP-1 er biogaspotentialet i Ringkøbing-Skjern kommune opgjort til ca. 90 mio.Nm³ biogas pr. år svarende til ca. 60 mio. Nm³ metan pr. år. Biogassen forudsættes produceretpå 60-80 mindre decentrale biogasanlæg med en gennemsnitlig produktion på ca. 1 mio. Nm³biogas pr. år pr. anlæg. Herudover forventes der etableret et eller muligvis 2 større biogasanlægmed en samlet kapacitet på ca. 10 -20 mio. Nm³ biogas pr. år. Placeringen af de enkeltebiogasanlæg fremgår af figur 1.1

Figur 1. Biogaspotentiale samt forventet placering af biogasanlæg.Figur 1 danner grundlag for dimensioneringen af biogasnettet.På baggrund af oplysninger fra de enkelte kraftvarmeværker i kommunen er dedimensionerende data på aftagersiden defineret, se. Tabel 1.2

VærkBiogasforbrugNødvendigindfyreteffektNødvendigindfyretbiogasmængdeNødvendigtforsyningstrykAntalbiogasmotorer[Nm3/år][MW][Nm3biogas/h][bar]Tim KV 2.623.100 2,8 430 0,3 1VidebækKVTroldhedeKV12.868.300 13,4 2061 0,3** 21.519.700 2,2 338 0,3 1Skjern KV 15.291.600 12,8 1969 0,3** 2Lem KV 7.751.200 6,4 986 0,3** 1RingkøbingKV15.029.400 12,8 1969 0,3** 2Spjald KV 4.108.900 7,4 1138 0,3* 1Hvide SandeKV12.707.500 12,8 1969 0,3** 2Kloster KV 1.621.200 1,8 277 0,3 1Ådum KV 991.700 1,8 277 0,3 1Tabel 1. Designdata for biogasnettet.* Der skal installeres gaskompressor til trykøgning af hele gasmængden til ca. 3 bar(g)**Der skal installeres gaskompressor til trykøgning af tændgassen til ca. 3 bar(g).Ovenstående designdata er fremkommet på baggrund af interviews med de enkelte værker. Detforekommer dog tvivlsomt, om Lem KV vil efterspørge biogas, da værket i dag fyrer medbiomasse.Biogasnettet dimensioneres på baggrund af nødvendig indfyret effekt samt et minimumsforsyningstryk på 0,3 bar(g) ved de enkelte kraftvarmeværker.Med den viste motorbestykning er det beregnet, at den forventede varmedækningsgrad påbiogas vil være ca. 75 % (alle værker). Det vil betyde, at de resterende 25 % skal dækkes afhovedsageligt naturgas via eksisterende infrastruktur.3

Det er forudsat, at biogassen ikke anvendes i kedler, da biogassen har en større værdi vedkraftvarmeproduktion. Kedlerne på kraftvarmeværkerne forbliver derfor på naturgas.Med baggrund i ovenstående designdata er nettet dimensioneret og et lay-out fremgår af figur.2.Figur 2. BiogasnettetSom det fremgår af figuren, er det valgt at dimensionere nettet med 2 netkompressorstationer.Dette skyldes, at prisreduktionen ved de reducerede rørdimensioner kan forrente og afskrivemerprisen samt driftsomkostningerne ved en ekstra kompressorstation, det vurderes derfor, atdenne løsning vil være den optimale. Dette er anskueliggjort i tabel 2.Det fremgår ligeledes af figuren, at et hensigtsmæssigt sted at placere opgraderingsanlægget er iden nordlige del af kommunen, således den opgraderede biogas kan tilledes HMN`s 40 barsfordelingsledning Herning-Ringkøbing-Skjern. Naturgasnettet vil kunne aftage den forventedemængde på ca. 12 mio. Nm³ metan pr. år med en max. mængde på ca. 2600 Nm³ metan pr. time.Da der i forbindelse med opgraderingsprocessen udvikles en del overskudsvarme (ca. 4000MWh/år), vil det være hensigtsmæssigt at placere opgraderingsanlægget i nærheden af et størrefjernvarmenet (f.eks Ringkøbing), således varmen kan nyttiggøres.4

PrisoverslagPå baggrund af HMN`s erfaring med etablering af PE-distributionsnet til naturgas er følgendeprisoverslag udarbejdet, se tabel 2.Tabel 2. Prisoverslag – Biogasnet excl. stikledninger mv.Ovennævnte overslag er incl. omkostninger til ledningsregistrering, lodsejererstatninger,kondensatbrønde, ensidigt fald mod brønde, fjernelse af grundvand på 50 % af strækningensamt projektering og tilsyn. Omkostninger til stikledninger, dvs. ledning fra biogasanlæg tilhovedledning, er ikke indeholdt. Den totale forventede anlægsinvestering i stik, hovednet,netkompressorstationer, opgraderingsanlæg samt nødvendige ombygninger påkraftvarmeværkerne fremgår af følgende:Hovedledningsnet:Stik:Netkompressorstationer:Opgraderingsanlæg 2600 Nm³metan/h:Ombygninger på kraftvarmeværkerne:Samlet pris:131 mio. kr.50 mio. kr.5 mio. kr.50 mio. kr.116 mio. kr.352 mio. kr. excl. moms.5

Omkostningerne til konvertering af eksisterende gasmotorer til biogas samt installation af nyebiogasmotorer er skønnet på baggrund af oplysninger modtaget fra kommunens 10kraftvarmeværker.Med ovennævnte anlægskonfiguration vil ca. 97,5 % af biogaspotentialet kunne nyttiggøres.Ved sæsonlagring af energiafgrøder vil projektet nærme sig 100 % udnyttelse afbiogasmængden.Forsyningssikkerhed.Etableringen af biogasnettet samt forsyningen af de decentrale kraftvarmeværker med biogas vilforbedre forsyningssikkerheden, idet alle kraftvarmeværker vil bibeholde muligheden for atblive forsynet med naturgas via eksisterende naturgasinfrastruktur. Forsyningssikkerheden vilmed et alternativt brændsel som biogas blive højere end i dag, idet kommunen næsten vil væreselvforsynende med brændsel til de decentrale kraftvarmeværker. Hvis de storeindustrivirksomheder i området (Arla m.fl.) tælles med er biogasmængden dog langt fratilstrækkelig, idet disse virksomheder har et ganske betydeligt gasforbrug.Det vurderes ikke relevant for projektet at inddrage nedgradering af naturgas til biogaskvalitet,da naturgasforsyningen altid vil have tilstrækkelig kapacitet til 100 % back-up for biogassen.Drift og overvågning af biogasnettet (styring).Arbejdsgruppen har udarbejdet et forslag til hvordan biogassystemet kan designes ogorganiseres. Dette er søgt illustreret på figur 3.Figur 3. Ejer-, ansvars- og handelsmæssige forhold.6

Som det fremgår er det udgangspunktet, at det er den rå og ubehandlede biogas som distribueresi biogasnettet. Herved reduceres omkostninger til svovlrensning betydeligt, idet rensningen kanforetages på de 10 kraftvarmeværker og på opgraderingsanlægget, i stedet for på de 60-80decentrale biogasanlæg. Det er verificeret, at ledningsnet og komponenter kan drives forsvarligttrods den høje svovlkoncentration i biogassen.Nettet drives ved, at alle biogasproducenter leverer biogas ind på nettet med et tryk på ca. 1,3bar(g). Kraftvarmeværkerne aftager gassen således, at trykket i forsyningsledningen aldrigfalder under et vist niveau (f.eks 300 mbar). Skulle trykket falde pga. stort forbrug samtidigmed lav produktion, vil kraftvarmeværkerne fortsætte driften på en blanding af biogas ognaturgas og i yderste konsekvens på ren naturgas.Opgraderingsanlæggets funktion er primært i sommerhalvåret at balancere biogasnettet, såledesat biogasproducenterne kan optimere deres produktion og stadig komme af med biogassen. Hvisopgraderingsanlæggets kapacitet og nettets line-pack er fuldt udnyttet, vil det være nødvendigtat flare den overskydende biogas.Opgraderingsanlægget har ligeledes en vis kapacitet til at opgradere overskydende biogas ivinterhalvåret, som kan opstå i forbindelse med havari eller lignenede på et eller to størrekraftvarmeværker i kommunen. Det vurderes dog, at opgraderingsanlægget ikke har kapacitet tilat et større antal kraftvarmeværker overgår til markedsvilkår, idet de overskydendebiogasmængder i sådanne situationer vil være så store, at opgraderingskapaciteten ikke ertilstrækkelig. Såfremt det bliver aktuelt at kraftvarmeværkerne vælger at overgå tilmarkedsvilkår, vil det være meget vanskeligt at nyttiggøre den overskydende biogas, såfremtden ikke kan opgraderes og sendes ind på naturgasnettet. Etableringen af egentlige biogaslagreer ikke realistiske løsninger på problematikken. Hvis kraftvarmeværkerne skal drives påmarkedsvilkår, vil det kræve, at opgraderingsfaciliteterne 3- dobles til ca. 6800 Nm³ metan pr.time.Der er i projektet ikke indlagt egentlig lagerkapacitet, dog vil der være mulighed for at lagrerelativ små mængder biogas ved line-pack i biogasnettet. Nettets rørvolumen er ca. 5.600 m³, oghvis det er muligt at øge trykket 0,5 bar vil det svare til et line-pack på ca. 3.000 Nm³ biogas,dette svarer til at kommunens kraftvarmeværker kun kan køre fuldlast i ca. 15 min. inden linepackmængden er brugt.Som det fremgår af figur 3 er det arbejdsgruppens opfattelse, at en hensigtmæssig måde atorganisere projektet på er oprettelsen af et ”Transportselskab”, som har ansvar for alt indenforde grænser som er angivet på figur 3. Herved opnås et entydigt ansvarsforhold, således at bl.a.Gasreglementets krav til Gasleverandøren let kan håndteres. Det er herudover Transportselskabetsansvar, at alle biogasproducenter og biogasaftagere afregnes korrekt mht.energiindhold samt gaskvalitet. Endvidere er det Transportselskabet som er forpligtiget til athave et beredskab, som sikrer at evt. utilsigtede gasudslip (overgravninger o.a.) stoppes indenforet bestemt tidsrum.Afsætningsmuligheder for opgraderet biogas til naturgasnettet.HMN Naturgas I/S har i forbindelse med dette projekt undersøgt afsætningsmulighederne foropgraderet biogas til naturgasnettet, og selskabet ser ingen hindringer i at modtage hele7

iogasproduktionen fra Ringkøbing-Skjern kommune. HMN`s 40 bar`s fordelingsnet, somstrækker sig fra Skjern/Ringkøbing til Herning har en meget stor kapacitet, som uden problemervil kunne aftage den planlagte mængde gas fra dette projekt.Vælges at opgradere biogassen i stedet for at forsyne de decentrale kraftvarmeværker ikommunen, vil biogasnettet kunne dimensioneres og udlægges med væsentlig mindrerørdimensioner og endvidere vil der ikke være behov for at etablere en ny gasledning til HvideSande kraftvarmeværk. Herudover vil netkompressorstationerne ligeledes undværres, idetopgraderingsanlæggene (2 stk.) med fordel vil kunne placeres ved Skjern og ved Ringkøbingmed en kapacitet på hhv. 4500 Nm³metan/h og 2500 Nm³metan/h. Placeringsmulighederne vedhhv. Skjern og Ringkøbing er valgt, fordi 40 bar`s fordelingsnettet er placeret her og atfjernvarmenettene i Skjern og Ringkøbing kan aftage overskudsvarmen fraopgraderingsprocessen (ca. 20.400 MWh/år). Et oplæg til netudformning med 100 %opgradering til naturgasnettet er vist i figur 4.Figur 4. Biogasnet med 100 % opgradering til naturgasnettet.8

En sammenstilling af de forventede anlægsomkostning ved de forskellige løsninger er vist itabel 3.Tabel 3. Prisoverslag – biogasnet excl. stikledninger mv. – sammenstilling.Som det fremgår vil der være ca. 40 mio. kr. at spare på anlægsudgiften til biogasnettet ved atvælge opgraderingsløsningen fremfor forsyning af samtlige decentrale kraftvarmeværker ikommunen.Den totale forventede anlægsinvestering i stik, hovednet, opgraderingsanlæg og 4/40 bar`skompressorer fremgår af følgende:Hovedledningsnet:Stik:Opgraderingsanlæg 6850 Nm3CH4/h:Kompressorer 4/40 bar:Samlet pris:84 mio. kr.60 mio. kr.110 mio. kr.13 mio. kr.267 mio. kr. excl. moms.9

Opgraderingsprojektet er således ca. 85 mio. kr. billigere i anlægsudgift, og giverbiogasproducenterne nogle andre afsætningsmuligheder.10

Appendix 7Organisatoriske og aftalemæssige rammerWritten by PlanAction for Ringbøbing-Skjern Kommmune

1. december , 2010Lars BaadstorpLars.Baadstorp@PlanAction.dkBioenergi VestDe organisatoriske og aftalemæssigee rammer for projektets realiseringWP61Beskrivelsee af rammerne for projektets realiseringI dette afsnit beskrives de organisatoriske og aftalemæssigee rammer for realiseringen af dendecentrale/centrale model for udbygning af biogas i Ringkøbing Skjern kommune. Rammernevurderes i forhold til formålet med projektet;at sikre at minimum 80% aff al husdyrgødning i kommunen afgassesat give fjernvarmeværkernee i kommunen mulighed for at konvertere til anvendelse afbiogas frem forr fossile energikilderat sikre at evt. overskud af biogas kan afsættes til naturgasnettenetDet er formålet at landbruget (driftt af biogasanlæg i biogasdriftsselskaber) og energiaftagerne(fjernvarmeværkerne og naturgasnettet) påtager dig en aktiv rolle i opfyldelse af dette formålog at Bioenergi Vest (herefter Bev) sikre rammerne for at disse parter kan og vil påtage sigdenne rolle.BeV får en central rollei udviklingen idet de vil være distributører af biogassen og såledessammenføjningspunktet mellem producerne afbiogassen og o forbrugerne ligesom at BeV vilsikre den finansielle baggrund for etableringenaf anlæggene.Aftalekomplekserne vil således hovedsagelig være mellem BeV og partnerne. Nedenforbeskrives opbygningen af aftalekomplekserne i forhold til formålet.side 1 af 27

2ProjektbeskrivelseBioenergi Vest (BeV) planlægger att opbygge eninfrastruktur beståendee af en rækkedecentralesamt enkelte centrale biogasanlægg som tilsluttes et biogasdistributionsnet.Biogasanlæggene ejes almindeligvis af BeV, men drives af landbrug eller et driftsselskabdannet af flere landbrug (biogasdriftsselskaber) som leaser anlæggene af BEV. Anlæggene kandog være ejet og drevet af selvstændige operatører. De centrale anlæg må forventes at haveen anden ejerstruktur f.eks. f som eksisterende fællesanlæg.Biogasdistributionsnettet, som ejess og drives afBeV, transporterer biogassen fraproducenterne, herunder også de anlæg som ikke er ejet aff BeV, til aftagerne, der primært vilvære fjernvarmeværker, men også kan være naturgasnettet, industrier oa.Grafisk kanorganisationen illustreres som følger:Biogasdistribution2.1De organisatoriske rammerMed dannelsen af BeV er der dannet et selskabder kan sikre rammerne for etableringen ogdriften af biogasanlæggene. BeV vil have en central rolle ved finansieringen af anlæggene ogpåtager sigdistributionog regulering af køb og salg af gassen.Det anbefales at al handel med gass som forestås af BeV foregår som handel med biogasafregnet efter energiindhold. Det anbefales at afregningenforegår i henhold til gassensenergiindhold målt somindhold af metan (CH 4 ).Dette princip vil betydee at evt. afsætning til forbrugere der ønsker at opgraderer gassen vilforegå før opgraderingen. Køberen af biogassenopgraderer herefter gassen. Dette betyder atside 2 af 27

isiko og omkostning (og værditilvækst) ved opgraderingen ligger hos den der opgraderer.Dette anbefales da det må forventes at de der ønsker at opgradere gassen vil have en erfaringog ekspertise fra andre opgraderingsanlæg og dermed vil kunne drive opgraderingsanlægbedre og mere effektivt end hvis BeV skulle gøre dette.De decentrale anlæg ejes som udgangspunkt af BeV og leases ud til de enkelte landbrug derforeslå organiseret som et biogasdriftsselskab. Dette selskab driver anlæggene, modtager alleindtægter fra gassalg og betaler en leasingafgift til BeV.Det anbefales at anlæggene når de er betalt via leasingaftalen overdrages tilbiogasdriftsselskabet da dette giver et incitament for biogasdriftsselskabet til at sikre en godvedligeholdelsesstandard på anlæggene.Biogasdriftsselskabet kan være et enkelt landbrug eller en gruppe af landbrug der danner etfælles selskab der driver biogasanlægget. Dette må som udgangspunkt være et anliggendemellem landbrugene men det anbefales at BeV rådgiver landbrugene således at de kan fåetableret det optimale anlæg og således at de får et aftalegrundlag for regulering af deresindbyrdes forhold.3 Ejerskab og kommercielle parametre3.1 Organisations‐ og ejerskabsmodellerI forhold til opfyldelse af formålet beskrevet ovenfor ses følgende barrierer som BeV skal søgeat overkomme gennem de organisatoriske rammer:Finansiering af de decentrale anlægSikkerhed for produktionen på de decentrale anlægSikkerhed for afsætning af gassen fra anlæggeneSikkerhed for leverance af gas til aftagerneKlare skilleflader mellem de enkelte aktører, ejerskab og ansvarsområderDesuden skal der tages hensyn til forholdet til lovgivningen der regulerer sektoren ‐ isærVarmeforsyningsloven 1 men også krav i henhold til Miljøbeskyttelsesloven 2 og Planloven 3 .Til varetagelse af opgaverne anbefales det at der under BeV a/s (moderselskabet) dannes enrække driftsselskaber der varetager specifikke opgaver og som har forskellige bindinger iforhold til Varmeforsyningsloven. Disse selskaber kan dannes som a/s eller som aps selskaber100% ejet af BeV a/s.1 LBK 347, 17.05.20052 LBK 879, 26.06.20103 LBK 937, 24.09.2009side 3 af 27

Det er forudsat at BeV a/s er det overordnede selskab der kontrollerer de enkelte”fagselskaber” der varetager de konkrete roller.Rollerne er:Ejerskab af biogasanlæggeneLeasing af anlægget til driftsselskaberneDrift af biogasanlæggeneEjerskab af biogasnettetDrift af biogasnettet herunder lagring og rensning af gassenHandel med gassenDisse ”fagselskaber” kan være ejede og drevet af BeV eller BeV kan eje og outsource drift.3.2 Overordnet organisationDen overordnede organisation er udarbejdet på grundlag af nedenstående vurdering af deenkelte funktioner i systemet og forholdet til de overordnede målsætninger for Ringkøbing‐Skjern modellen. Resultatet af disse overvejelser er gengivet i nedenstående figur:ModerselskabBeV a/sBeVInnovationBeV driftsselskaber BeV BeV BeV BeVleasing net handel driftBiogasdriftsselskaber BG1 BG2 …. … BGnGasforbruger F1 F2 … …. Fn NG3.2.1 BeV a/sDe med gråt markerede er selskaber indenfor BeV mens de ikke hvide kasser er selvstændigeselskaber der har en aftale med selskaber indenfor BeV.side 4 af 27

3.2.2 BeV leasingBeV leasing ejer og leaser anlæggene ud til biogasdriftsselskaberne. BeV leasing er et ”hvile‐isig‐selv”selskab. BeV leasing og laver aftaler med de enkelte biogasdriftsselskaber om leje afanlæggene. BeV leasing er underlagt Varmeforsyningsloven og skal derfor ud over atudarbejde regnskab i henhold til Årsregnskabsloven 4 også udarbejde regnskab i henhold tilVarmeforsyningsloven hvilket bl.a. indebærer at selskabet skal have ”vandtætte skotter” tiløvrige dele af BeV ligesom at selskabet skal have et 0‐resultat.3.2.3 BeV driftBeV drift tilbyder driftsservice til biogasdriftsselskaberne. Dette kan bl.a. være:Service af anlæggeneDriftsoptimeringHot‐line for driftsselskaberneLeverance af biomasseAftag af overskudsbiomasseBeV drift laver aftaler med de enkelte biogasdriftsselskaber om den driftsservice somdriftsselskabet måtte ønske. BeV drift er et almindeligt kommercielt selskab der tilbyder sinservice i åben konkurrence med andre servicefirmaer og BeV drift er ikke underlagtVarmeforsyningsloven og kan således generere et overskud der kan kanaliseres op til BeV a/s.Selskabet kan vælge selv at udføre sine opgaver eller helt eller delvist at outsource dem.3.2.4 BeV netBeV net ejer og driver biogasnettet og de anlæg der er tilknyttet gastransport ogkonditionering herunder gaslagre og gasrensesystemer. Selskabet er underlagtVarmeforsyningsloven som distributionsselskab og er således et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab medsamme krav til regnskab som beskrevet under BeV leasing.Der er en rækkeformelle krav til driften af et gasnet herunder at det selskab der drivergasnettet skal have godkendelse hertil. Disse formelle krav og godkendelser kan opfyldes afselskaber der i dag driver gasnet. Det anbefales derfor at BeV net outsourcer driften til etsådan selskab.3.2.5 BeV handelBeV handel laver aftale med biogasdriftsselskaberne om køb af gas ligesom at BeV handel laveraftaler med gasforbrugerne om salg af gas. BeV handel må sidestilles med andre selskaber derhandler med gas og energi og er således et almindeligt kommercielt selskab der kan generereet overskud som kan kanaliseres til moderselskabet.BeV handel kan foretage en udveksling med naturgasnettet gennem ét eller flereforbindelsespunkter. Denne udveksling kan dels være at BeV handel køber naturgas fra en4 LBK 395, 25.05.2009side 5 af 27

naturgasudbyder og dels at naturgasudbyderen køber gas af BeV handel. På denne måde blivernaturgasudbyderne sidestillet med andre biogasforbrugere der køber gas.Internt i BeV skal der foreligge aftaler mellem BeV net og BeV handel om transport, lagring ogkonditionering af gas fra gasproducenterne til gasforbrugerne.3.2.6 BeV innovationDet anbefales at der direkte under BeV a/s etableres et innovationsselskab (BeV innovation)der har til formål at udvikle og sælge RKSK modellen. Dette selskab kan bl.a. varetageudarbejdelse af aftaler for driftsselskaberne, sælge konceptet til andre interesserede,videreudvikle konceptet bl.a. i forbindelse med udvikling af separation og handel medoverskudsbiomasse (en opgave der når den er udviklet kan lægges under BeV drift).3.3 Biogasanlæggene3.3.1 Ejerskab til de decentrale biogasanlægDe decentrale anlæg ejes som udgangspunkt af BeV leasing og leases ud til de enkeltedriftsselskaber.Det anbefales dog at åbne mulighed for at driftsselskabet selv kan eje deres anlæg. Enten vedat de overtager et anlæg fra BeV leasing eller ved at de selv etablerer et anlæg på normalevilkår. Med den nuværende finansieringssituation i landbruget må det dog forventes at detteikke bliver almindeligt. For eksisterende anlæg kan det dog være aktuelt at beholde detteejerskab ved den nuværende ejer da disse anlæg kan være vanskelige at værdisætte hvis BeVleasing skulle overtage dem og lease dem ud igen.Det anbefales at anlæg ejet af andre end BeV leasing tilsluttes gasnettet på samme vilkår somandre anlæg.BeV leasing må forventes at være underlagt Varmeforsyningsloven som ejer afenergiproducerende anlæg med forsyning til et kollektivt energiforsyningsnet og således iprincippet være et ”hvile‐i‐sig‐selv‐selskab”.Det er forudsat at de første anlæg etableres i nogle etaper hvor flere anlæg etableres på éngang og på basis af en samlet udbudsrunde og købsaftale.BeV leasings indtægter er udelukkende leasingafgifter (samt evt. mindre administrationsgebyr)og udgifterne er betaling af renter og afdrag samt administration. Da det må forventes atselskabet vil være underlagt Varmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” regler må selskabet kunhave en opsparring til definerede fremtidige investeringer og ikke til dækning af evt. tab påleasingkunderne.Biogasanlægget opstilles typisk ved en større husdyrproducent. Den jord som anlæggetopstilles på kan være:Ejet af værtsgårdenEjet af driftsselskabetEjet af værtsgården men lejet ud til BeV leasingEjet af driftsselskabet men lejet ud til BeV leasingside 6 af 27

Ejet af BeV leasingI forhold til BeV’s målsætninger anses det for af mindre betydning hvem der ejer jordenhvorpå anlægget er placeret. Det vil dog være vigtigt at vælge den ejerform der giver mindstmulige problemer med myndighedsbehandling ligesom at det kan være hensigtsmæssigt athave vandtætte skotter mellem værtsgården og biogasanlægget (biogasdriftsselskabet). Vedsalg af jorden til BeV leasing vil der være behov for udmatrikulering med deraf følgendeomkostninger.Den mest enkle form må være at BeV leasing lejer jorden hvor anlægget er placeret i sammeperiode som leasingaftalen løber til en fast pris der modregnes i leasingbetalingen.Det er i udgangspunktet forudsat at BeV ejer de decentrale biogasanlæg og leaser dem ud tilde enkelte driftsselskaber. Ejerskabet vil ligge i BeV leasing.3.3.2 Ejerskab af centrale biogasanlægModeller for ejerskab af centrale biogasanlæg kendes fra de eksisterende centralebiogasfællesanlæg i Danmark. Her er der bl.a. følgende ejerformer:Ejet af gylleleverandørerne i et andelsselskab med begrænset ansvar (amba)Ejet af et aktieselskab hvor gylleleverandørerne via en gylleleverandørforening haraktiemajoritetenEjet af gylleleverandører og fjernvarmekunder i fællesskab i et andelsselskab medbegrænset ansvar (amba) (anlæg hvor drift af biogasanlæg og fjernvarme baseret påbiogas foregår i ét selskab)Ejet af eksternt selskab der driver anlæggeneFor de centrale anlæg i Ringkøbing Skjern kommune kan der vælges en af ovenståendeejerformer bortse fra samejerskab mellem biogasanlæg og fjernvarme som ikke anses forrealistisk da eksisterende fjernvarmeværker almindeligvis ikke har lyst/hjemmel i deresvedtægter til at tage et biogasanlæg med ind i deres selskab.Da der er tale om et eller flere mere unikke anlæg der pga. anlæggets størrelse normalt vilhave en egen driftsorganisation bør ejerskabet afklares konkret i forbindelse medplanlægningen af de decentrale anlæg. I denne proces kan BeV leasing således give etfinansierings/ejerskabstilbud der kan følge modellen for ejerskab og leasing af de decentraleanlæg alternativ kan vælges en ”traditionel” ejermodel.3.3.3 Driften af de decentrale biogasanlægDriften af anlæggene kan deles i:Den daglige driftService af anlægsdeleDriftsrådgivningDen daglige drift består i at overvåge anlæggets drift, føde biomasse til anlæggetsmodtagetank, sikre at den afgassede biomasse kan udpumpes fra anlæggets sidste tank samtat klare banale driftsmæssige problemer så som at fjerne evt. fremmedlegemer fra pumper,sikre at biomassen kan opblandes og respons på alarmer på anlægget. Driften af selveside 7 af 27

anlægget i form af ind‐ og udpumpning, start/stop af omrører, sikring af gastryk til ledning mmforudsættes at ske automatisk fra anlæggets styringsanlæg.Service på anlægsdele er normal service på alle bevægelige dele så som pumper og omrører(skift af olie, pakninger, eftersyn mm).Driftsrådgivning er især rådgivning vedr. den biologiske proces, optimering af anlægget,forholdsregler ved skift i biomasser, forøgelse af belastning mm.Da den daglige drift kræver at man kan komme på anlægget hurtigt vil det være mestfordelagtigt at dette varetages af landbruget hvor anlægget er placeret. Dette vil også omfattedøgnvagt på anlægget og ”udrykning” ved kritiske alarmer. Sidstnævnte vagt kan evt.outsources til et BeV drift eller til et selskab der har vagt på f.eks. ventilations‐ ogvarmesystemer på svinestalde. Det anbefales at den daglige drift varetages af landbruget hvoranlægget er placeret og at evt. outsourcing af vagt aftales af driftsselskabet.Service af anlægsdelene er kendt og foretages normalt af leverandørerne. Dette kan fortsatvære tilfældet. Med mange ens anlæg i drift kan det dog være fordelagtigt at insource dennefunktion således at specialuddannede servicefolk kan varetage service af alle anlægsdele nårde er på anlægget. Det anbefales derfor at denne funktion insources til BeV drift der arbejdersnævert sammen med leverandørfirmaerne.Driftsrådgivning kræver kendskab til biogasprocessen. Da denne funktion er central for bådede enkelte biogasdriftsselskabers, långivers og gaskundernes tillid til systemet anbefales det atdette varetages af BeV drift enten med eget personale eller via outsourcing og at denadministrativt ligger i samme selskab som servicen. Det sikres hermed at der er ensammenhæng mellem teknisk og procesmæssig rådgivning ligesom at de der varetagerprocesrådgivningen har et kendskab til teknikken og omvendt. Fagpersonalet kan såledesenten være driftsfolkene på et biogas fællesanlæg, eget personale eller outsources til enrådgiver eller leverandør. Det anbefales at denne funktion varetages af lokalt personale. Nårder er etableret et fællesanlæg kan personalet have deres udgangspunkt der eller det kan detvære det tekniske servicepersonale der efteruddannes (evt. med backup fra en rådgivendefirma).3.3.4 BiogasdriftsselskabetDe enkelte biogasanlæg anbefales leaset og drevet af et biogasdriftsselskab. Ved at det er etselvstændigt selskab ejet af et eller flere landbrug adskilles driften af biogasanlægget og aflandbruget administrativt.Det anbefales at BeV udarbejder standarder for etableringen og driften afbiogasdriftsselskaberne da udarbejdelse af vedtægter/aftaler ellers kan blive en barriere foretableringen ligesom at ensartede forhold for de enkelte anlægs drift gør styringen afprocessen og den senere drift lettere. Udarbejdelsen af dette aftalekompleks kan lægges i BeVinnovation. Det kan forudsættes i leasingaftalen at der er indgået en aftale mellem parterne iet biogasanlæg på grundlag af BeV standardaftaler.Det må forventes at det typiske biogasanlæg vil modtage gylle fra flere animalske producenterhvorfor der er brug for en regulering af forholdet mellem disse i form af vedtægter forselskabet samt en gylleleveringsaftale/aftale om tilbagelevering af afgasset biomasse. Detteside 8 af 27

kan sidestilles med de vedtægter og aftaler der kendes fra danske biogasfællesanlæg ogvedtægt/aftale kan udarbejdes på grundlag heraf. Vedtægter og aftaler er meget simple hvisder kun er ét landbrug der leverer (simpel dannelse af selskab med én ejer) mens de blivermere komplicerede ved flere selvstændige landbrug der leverer til anlægget (vil lignefællesanlægsaftaler).Det er vigtigt at der inden indgåelse af en leasingaftale er klare rammer for anlæggets driftbl.a. omfattende:Hæftelse ift. BeV leasingPlacering af anlæggetFinansiering og drift af gyllepumpeledningerDaglige drift af anlæggetBetaling for driftenDriftens ansvar for produktionenFordeling af startydelse/overskud/underskudLeverance af gylle (mængde, kvalitet, tidspunkt etc.)Aftag af afgasset biomasseLeverancer af energiafgrøderVilkår for at optage nye partner i selskabet/leverandørkredsenVilkår ved udvidelse/reduktion af husdyrproduktionenVilkår for udtrædelseDer kan desuden fastsættes vilkår for drift af et evt. separationsanlæg som må forventes atblive installeret på flere anlæg.3.4 Biogasnettet3.4.1 Ejerskab til biogasnettetBiogasnettet skal transportere gassen fra producenterne til forbrugerne. Det må forventes atdette net betragtes som et kollektivt forsyningsnet og derfor vil være under lagtVarmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” bestemmelser. Dette må forventes at betyde at derikke vil være kommercielle selskaber der er interesserede i at eje nettet under disse vilkår.Dette betyder at nettet enten nå ejes af BeV eller af de der i dag ejer naturgasnettene. Dabiogasnettet er centralt for hele systemets funktion og udvikling anbefales det at det ejes afBeV som et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab – BeV net.3.4.2 Driften af biogasnettetDriften af nettet kan enten varetages af ejeren (BeV net) eller outsources. Da drift af et gasneter underlagt en række formelle krav (herunder sikkerhedsmæssige krav) der kræver etbetydeligt fagkundskab samt godkendelser kan det være fordelagtigt at outsource driften til etselskab der i dag driver gasnet. Dette vil ikke have betydning for BeV’s kontrol over nettet ogudviklingsmuligheder men blot være en entreprenøropgave, hvorfor det anbefales at vurdereoutsourcing af denne funktion på grundlag af en licitation.side 9 af 27

3.4.3 Handel med gassenHandlen med gassen mellem hhv. biogasanlæggene og biogasnettet og biogasnettet oggaskunderne er centralt for hele systemets funktion og udvikling. Desuden er handel medenergi/gas ikke underlagt Varmeforsyningslovens ”hvile‐i‐sig‐selv” princip.I forhold til projektets overordnede målsætning anses det for vigtigt at handel med gaskontrolleres lokalt og at der er mulighed for en lokal prisdannelse således at ogsåvarmeforbrugerne kan få en fordel under forudsætning af at de lokale varmeværker kankonkurrere med alternativ afsætning som f.eks. den forventede fremtidige afsætning tilnaturgasnettet. Der må derfor forudses en afsætning til både lokale kraftvarmeværker,industrier og til naturgasnettet.Denne funktion må derfor anbefales at ligge i et BeV selskab ‐ BeV handel ‐ således at der er100% kontrol fra BeV og mulighed for indtægt til BeV.3.5 Finansiering3.5.1 Finansiering af de decentrale anlægDe decentrale anlæg opstilles på større ejendomme og forsynes med gylle/gødning fra egen ogevt. andre ejendomme samt med majsensilage og evt. affaldsstoffer fra landbruget.Med den nuværende finansielle situation i landbruget forventes det ikke at landbruget selv kanskaffe kapital til investeringen. Der skal derfor skaffes en ekstern finansieringspart.Dette kan overkommes ved at BeV leasing indkøber biogasanlæggene og leaser dem tilbiogasdrifsselskaberne. Hermed skal der skaffes én finansiering til den samlede investering i deenkelte etaper for udbygningen.Det samlede indkøb af flere anlæg i henhold til en licitation må desuden for ventes at give detbilligst mulige indkøb.Finansieringen af anlæggene forventes at være opdelt af:EgenkapitalLånEvt. tilskudEgenkapitalen kan tilvejebringes som indskudskapital fra flere forskellige kilder:De nuværende ejere af BeVDe der leaser anlæggeneEksterne investorerDe nuværende ejere har pt. indskudt en aktiekapital på i alt kr. 500.000 i BeV a/s. Denuværende ejere er:Ringkøbing‐Skjern kommuneVestjyllands LandboforeningRingkøbing Fjord Erhvervsrådside 10 af 27

Ejerkredsen er i opstartsfasen lukket men det forventes at denne lukkes op for nye aktionæreri forbindelse med implementeringen af projektet.Med indgåelse af leasingaftaler opkræves normalt startbetaling/indskud. Dette kan indgå somegenkapital i BeV via BeV leasing. I forhold til biogasanlæggenes karakter må det anses forrimeligt at startbetalingen bliver på minimum 20% af anlægsinvesteringen (hvilket for et typiskanlæg til ca. 2.000 ‐2.500 DE vil svare til ca. 1,6 M kr. eller ca. 700 – 800 kr./DE der leverer tilanlægget).Da BeV leasing er forudsat værende et ”hvile‐i‐sig‐selv” selskab med begrænset mulighed forudbetaling af en rimelig forrentning af egenkapitalen (Varmeforsyningslovens §20b) anbefalesdet at egenkapitalen kanaliseres til egenkapital i moderselskabet (BeV a/s) der ikke forventesunderlagt Varmeforsyningslovens begrænsninger.Lån optages på almindelige kommercielle vilkår. Långiver kan enten være pengeinstitutter,leasingselskaber eller institutionelle investorer. BeV har allerede kontakt med flere potentiellelångivere og også modtaget principielle tilsagn om långivning.Da konceptet er nyt og uprøvet kan dette udgøre en barriere for långivning til en fornuftig pris.Denne barriere kan overkommes ved at Ringkøbing‐Skjern kommune stiller en kommunalgaranti for en del af lånet med hjemmel i kommunernes lånebekendtgørelse 5 . Garantien vilkunne stilles både til etablering af anlæggene og til etableringen af biogasnettet (se nedenfor).Til biogasanlæggene stilles garantien til BeV leasing. Til etableringen gasnettet stilles garantientil BeV net. Hermed sikres at garantien stilles til de to ”hvile‐i‐sig‐selv” selskaber indenfor BeV.Der findes forskellige støtte muligheder til projekter af denne art.BeV har ansøgt om støtte fra EUDP samt GUDP til udvikling og realisering af Fase 1 – etableringaf 5 anlæg samt gasledning i den sydlige del af kommunen. Afklaring forventes ultimo 2010.Regeringen vedtog i slutningen af 2009 ”GrønVækst” hvor der bl.a. fastsættes et tilskud tilbiogasanlæg. Krav til ansøgning og betingelser for tilskud fremgår af Ministeriet for Fødevare,Landbrug og Fiskeri (september 2010): Investering i Biogas – vejledning.I henhold hertil er der tilskud til biogasfællesanlæg og til økologiske gårdanlæg. For at kunne fåtilskud skal der bl.a. opfyldes et krav om at biomassen til biogasanlægget er minimum 75%gylle (fællesanlæg) og 50% i økologiske anlæg. Anlæggene i Ringkøbing‐Skjern modellenopfylder dette krav.For at kunne opnå tilskud til biogasanlæggene efter den nuværende vejledning skal de kunnedefineres som fællesanlæg og at etablering af en etape med f.eks. 5‐10 enkeltanlæg kan5 LBK 1311, 15.12.2009side 11 af 27

defineres som ét fællesanlægsprojekt. Kan dette opfyldes anses det for realistiske at kunneopfylde de øvrige krav for at kunne opnå tilskud. Om projektets første etape erstøtteberettiget bør afklares i foråret 2011 således at frist for støtteansøgning 1. juni 2011 kannås.3.6 Vurdering af ansvarsforhold i forhold til parternes interesserAnsvarsforhold ligesom økonomiske forhold mellem parterne bør fastsættes således at dertages hensyn til:Parternes interesseSikring at parterne tilskyndes til at handle optimalt i forhold til det samlede systemParternes interesse vil være at optimere egen nytte af at producere, distribuere og anvendegassen. Ansvarsforholdene skal være snævert knyttet til de enkelte parters mulighed for athandle således at partneren får den fulde konsekvens – positivt og negativt ‐ af handlingersom partneren har fuld kontrol over.For biogasdriftsselskaberne vil dette normalt være at optimere det økonomiske resultat påselve biogasanlæggets drift men også andre hensyn vil være a betydning som f.eks.:Landbrugets optimering af gødningshåndtering og anvendelseLandbrugets optimering af egne miljøforholdMuligheden for nye produkter i landbruget (energiafgrøder)Fjernvarmeværkernes ønske om forsyningssikkerhed og prisstabilitet3.6.1 Ansvar for produktion af gasDet må være biogasdriftsselskabernes ansvar at levere den forudsatte mængde og kvalitet gastil nettet. De har kontrollen over driften og skal derfor have dette ansvar.Dette ansvar vil være det samme for både de decentrale anlæg og for centrale anlæg dogsåledes at der kan stilles forskellige krav til de to typer af anlæg bl.a. i forhold til krav tilgaskvalitet.For at regulere produktionen fra biogasdriftsselskaberne i forhold til forbruget hosgasforbrugerne anbefales at bruge fire reguleringsmekanismer:Fastsættelse i leveringsaftale mellem driftsselskabet og BeV handel af mængden gasder aftages fra biogasanlægget f.eks. fastsat som et dagsgennemsnit i hver månedCentral overvågning med mulighed for at påvirke de enkelte anlæg til at regulereproduktionenGaslagreUdveksling med naturgasnettetFor at sikre at driftsselskaberne leverer den ønskede mængde gas på det ønskede tidspunkt tilnettet anbefales en økonomisk regulering således at hvis anlægget producerer mindre gas endforudsat betaler driftsselskabet en kompensationspris til BeV handel der modsvarer deforpligtigelser som BeV handel har overfor forbrugerne.side 12 af 27

BeV handel kan overvåge produktion og afsætning og bør have mulighed for at påvirkeproduktionen i opad eller nedadgående retning på de enkelte biogasanlæg. Dette kan foregåved et økonomisk incitament, ved forsyning med energirige biomasse til at øge produktionenmed, kompensation for nedsat produktion og andre virkemidler. Det er således nødvendigt atder i forbindelse med udbygningen sikres at BeV handel har online driftsdata fra allebiogasanlæg og biogasforbrugere.I aftalen mellem driftsselskaberne fastsættes kvalitetskrav til biogassen i form af:Maksimalt indhold af H 2 SMaksimalt vandindhold/alternativt gassens temperatur før blæserTryk ved tilgang til biogasnettetDet forudsættes at der på de decentrale biogasanlæg kun foretages en første rensning afgassen for H 2 S og at endelig rensning til det ønskede niveau foretages af BeV net enten påforbrugsstedet eller i forbindelse med lagring.3.6.2 Ansvar i forhold til uplanlagte stop af produktion/aftagFor at systemet kan fungere er BeV handel afhængig af at der leveres tilstrækkelig med gas iden ønskede kvalitet på det ønskede tidspunkt til biogasnettet samt at denne gas kan aftages ihenhold til aftaler med gasforbrugerne.Dette bør sikres gennem de aftaler BeV handle laver med dels producenterne og delsgasforbrugerne.Ved manglende leverance af gas fra producenten til nettet og manglende aftag af gas franettet vil parterne lide et økonomisk tab. Det anbefales derfor at reguleringen også erøkonomisk.For at systemet kan virke i praksis anbefales det at der indføres en bagatelgrænse for hvornårkompensationerne bliver sat i værk. Dette kan f.eks. være ±10% variation fra det aftalte.Ansvar ift. uplanlagte stop af produktionenDet anbefales at dette sikres gennem:Incitamenter til at producere optimalt for BeVSanktioner fastsat i leveringsaftale mellem driftsherre og BeVAnsvaret for at anlægget leverer til nettet således at BeV handel kan opfylde sineforpligtigelser til at leverer videre til gasforbrugerne påhviler biogasdriftsselskaberne.Det anbefales at dette ansvar konkretiseres gennem leveringsaftalen for gas til BeV.Det anbefales at der indbygges en sanktion i form af nedsat betaling for gassen hvis der ikkeleveres den forudsatte mængde og kvalitet således at BeV handel også kan give enkompensation overfor gasforbrugerne.Det skal bemærkes at driften af simple biogasanlæg som de decentrale anlæg kun sjældent erramt af uplanlagte driftsstof (og for den sags skyld også planlagte driftsstop).side 13 af 27

Ansvar i forhold til uplanlagte stop af aftagAnsvar for at der aftages gas – eller udtrykt omvendt at der ikke opstår uplanlagte stop iaftaget – bør påhvile gasforbrugerne. Disse har en kontraktlig forpligtigelse til at aftage denaftalte mængde. Som ved ovenfor bør der gives forbrugeren et incitament for at bruge gassen.Dette incitament bør være:Det er økonomisk fordelagtigt at anvende gassenSanktioner hvis der ikke aftages gasSituationen med uplanlagte stop er typisk ved tekniske problemer påmotoranlæg/opgraderingsanlæg.For fjernvarmeværkerne er det vigtigt at de ombygger deres kedel til at kunne anvende biogassåledes at de også kan anvende gassen selv om motoren er til service eller på anden måde”nede”.For opgraderingsanlæggene må sikres dublering eller acceptere at købe gas selvom de måaffakle den aftalte mængde.Ansvar for uplanlagte stop på biogasanlægget og dermed manglende leverancer af gas tilkunderne må påhvile gasproducenterne. Dette kan i praksis reguleres ved at kunderne får enrabat på gassen svarende til deres mistede dækningsbidrag ved mangelfuld leverance af gas.I praksis vil der være en tæt kontakt mellem gasforbrugerne og BeV handel og herigennembagud til biogasdriftsselskaberne og ved uplanlagte såvel som planlagte stop af aftag vil BeVhandel i fællesskabets interesse sikre at der ikke produceres gas som må affakles/anvendes ikedler uden varmeaftag ved at søge at øge lagringen af gassen, nedsætte produktionenog/eller afsætte til biogasforbrugere der kan bruge gassen på en fornuftig måde. Dette børindskrives i kontrakten uden at det på nogen måde fratager aftagerens ansvar for at aftage denaftalte mængde gas.3.6.3 Ansvar i forhold til sikkerhedsforskrifterSikkerhedsforskrifter på biogasanlæggene: Biogasanlæggene skal opfylde sikkerhedsforskriftersom beskrevet i AT vejledning D 2.7 om Projektering og drift af biogasanlæg (Arbejdstilsynet2009).Ansvaret for at anlægget som leases til driftsherren opfylder sikkerhedsforskrifterne foranlæggets projektering og etablering påhviler BeV leasing som igen vil kræve forskrifterneopfyldt af leverandørerne af anlæggene.Ansvaret for at sikkerhedsforskrifterne ved anlæggets drift opfyldes påhvilerbiogasdriftsselskabet (den der leaser og driver anlægget). Dette krav bør indføjes ileasingkontrakten.3.6.4 Regulering af ansvarsforholdReguleringen af ansvarsforholdende bør reguleres af:Gældende lovgivningside 14 af 27

Aftalerne mellem parterneI aftalerne mellem parterne fastsættes parternes ansvarsområde herunder ansvar i forhold tillovgivningen. Denne ansvarsfordeling skal altid være 100% entydig og være knyttet til denpågældende parts mulighed for at påvirke situationen.I forhold til ovenstående organisation er der ansvarsforhold der ligger udenfor den direkteregulering mellem parterne. Dette omfatter bl.a.:Ansvar som påhviler biogasdriftssselskabet:Ansvar i forhold til anvendelse af den afgassede biomasseAnsvar for at den tilførte biomasse opfylder lovgivningsmæssige regler, veterinæreregler mmAnsvar for at anlægget drives i overensstemmelse med anlæggets Miljøgodkendelse ogandre tilladelserDette påhviler 100% biogasdriftsselskabet og reguleres af dette selskab mens det anbefales atdet indskrives i aftalen mellem biogasdriftsselskabet og BeV handel at biogasdriftsselskabet eransvarlig for disse forhold.Ansvar som påhviler køberne af gassen (dette er både i forholdet mellembiogasdriftsselskaberne og BeV handel og mellem BeV handel og slutkunderne)Ansvar for at der gaskøberen har tilladelse til at distribuere og anvende gassen (f.eks.at et varmeværk har tilladelse i henhold til Varmeforsyningsloven/projektgodkendelse,miljøgodkendelse mm)Som for ansvar for driften af eget anlæg for biogasdriftsselskaberne anbefales det at indskrive iaftalen mellem gaskøberen og gassælgeren at køberen opfylder sine ansvarsforpligtigelser.3.6.5 Oversigt over nødvendige aftalerFor at ovenstående organisation kan fungere skal der udarbejdes følgende aftaler BeV leasing/biogasdriftsselskab: Aftale om leasing af anlæg BeV handel/biogasdriftsselskab: Aftale om køb af gas BeV handel/gasforbruger: Aftale om salg af gas BeV drift/biogasdriftsselskab: Aftale om service af anlæg BeV drift/biogasdriftsselskab: Evt. aftale om leverance af biomasse BeV handel/BeV net: Transport og konditionering af gasDesuden anbefales det at BeV innovation udarbejdet grundlag for Biogasdriftsselskaberne: Vedtægter for Biogasdriftsselskab Biogasdriftsselskab/værtslandbrug: Aftaler om varetagelse af den daglige drift Biogasdriftsselskab/leverandører af gylle: Leveringsaftaleside 15 af 27

4 Forhold til licitationslovgivningenEtableringen af biogasanlæggene samt biogasnettet må forventes at blive klassificeret somkollektivt forsyningsanlæg, hvorfor der stilles en række formelle krav til proceduren forfremskaffelsen af de tekniske anlæg.Da BeV’s formål er at producere, transportere og sælge biogas dvs. at forsyne sine kunder medbrændsel, må virksomheden mere specifikt antages at være omfattet af forsyningsvirksomhedsdirektivet.I det følgende vil der nærmere blive redegjort for de formelle udbudskrav der knytter sig tilforsyningsdirektivet, og for hvorledes BeV aktuelt vil kunne imødekomme kravene på etpraktisk niveau.4.1 UdbudskravNår en forsyningsvirksomhed udbyder en opgave, skal det på grundlag af opgavens art og denforventede kontraktværdi afgøres, om der er tale om et EU‐udbud. I givet fald skal EUs særligeudbudsbestemmelser og procedurer følges, jf. det relevante udbudsdirektiv, . (Direktiv nr.2004/18/EF af 31. marts 2004 (”udbudsdirektivet”) og direktiv nr. 2004/17/EF af 31. marts2004 (”forsyningsvirksomhedsdirektivet”))Udbudsdirektivet gælder alene for statslige og lokale myndigheder, samt for organer, der erkontrolleret af det offentlige, mens forsyningsvirksomhedsdirektivet omfatter forsyningsvirksomhederi nærmere angivne sektorer, uanset om virksomheden er offentligt eller privat.Når offentlige myndigheder udøver forsyningstjenester, skifter de fra at være omfattet afudbudsdirektivet til at være omfattet af forsyningsvirksomhedsdirektivet.4.1.1 ProcedureFørst fastlægges opgavetypen. Der sondres i direktiverne mellem:TjenesteydelserBygge‐ og anlægsopgaverVareindkøbDernæst afgøres om opgaven overskrider relevante tærskelværdier, der for hver afopgavetyperne fremgår nedenstående:ForsyningsvirksomhederVarekøb og tjenesteydelser:Bygge‐ og anlægsarbejder:Delydelser (tjenesteydelser og varer)Delarbejder (bygge‐ og anlæg)2.884.350 kr.36.110.270 kr.596.248 kr.7.453.100 kr.4.1.2 Forhold i RKSK‐projektet.I det konkrete tilfælde er der tale om, at BeV planlægger at etablere et biogasdistributionsnetsamt at etablere et antal biogasanlæg. Der er således tale om en eller flere bygge oganlægsopgave(r).side 16 af 27

I projektets første fase vil investeringerne i henholdsvis biogasnet og biogasanlæg ligge pågrænsen af tærskelværdien for bygge og anlægsopgaver i udbudsdirektivet.På flere af de nordeuropæiske markeder findes imidlertid kompetente leverandører af detudstyr og de ydelser som BeV har planer om at investere i. BeV har derfor en egen interesse iat skabe opmærksomhed omkring sine investeringer ikke blot i Danmark, men også ude iEuropa.Udbud via EU’s udbudssystem sikrer, at ikke blot nationale leverandører men ogsåleverandører på hele det europæiske marked gøres opmærksomme på udbuddet, og kandeltage i konkurrencen om de udbudte kontrakter.Udbud via EU's udbudsregler fritager også for en hver senere tvivl om at en kontrakt er legal iudbudsmæssig forstand, dvs. kontraktindgåelsen ikke kan angribes for ikke at have overholdtudbudsreglerne.4.2 Proceduren i EU‐udbud.Udbyder skal tage stilling til en række forhold, før man går i gang med at udarbejde selveudbudsmaterialet. Inden udbuddet skal følgende på plads:Intern organisering :Hvem gennemfører udbuddet og udarbejder udbudsmaterialet?Valg af udbudsform.Valg af kontraktstrategi: Det er en central strategisk opgave at fastlægge, hvordan denudbudte opgave skal afgrænses og eventuelt opdeles i delopgaver.Tidsplanlægning: Der skal for den samlede udbudsproces udarbejdes en tidsplan, somrespekterer, at udbud er en proces, der tager tid.4.2.1 Offentligt eller begrænset udbud.Der findes flere udbudsprocedurer, men overordnet opdeles udbuddene i offentlige udbud ogbegrænsede udbud.Offentligt udbud, er karakteriseret ved, at alle interesserede virksomheder kan give tilbud.Ordregiver offentliggør en udbudsbekendtgørelse i EU‐Tidende, der definerer betingelsernefor det ønskede tilbud. Offentligt udbud er velegnet, når ordregiver kan acceptere et stortantal tilbud. Det kan f.eks. være tilfældet når udbuddet omhandler anskaffelse afstandardvarer, hvor der alene konkurreres på prisen.Ved de begrænsede udbud, udbud efter forhandling, kvalifikationsrunder og indbydelse viaforhåndsmeddelelser bliver mulige leverandører opfordret til at vise deres interesse i at bliveleverandør ved en prækvalifikation. Derefter vil udbyderen invitere en større eller mindregruppe af virksomheder til at afgive et tilbud eller indgå i forhandling.Denne fremgangsmåde er lettere for alle parter, idet udbyderen i første omgang kun skalvurdere virksomhedens økonomiske og tekniske evne til at levere den pågældende ydelse.Tilbudsgivernes fordel er, at antallet af tilbud er begrænset til et i forvejen kendt antal, dvs.konkurrencen er overskuelig og der anvendes en begrænset mængde ressourcer på atudarbejde tilbud, mens udbyders fordel er at kun et begrænset antal tilbud skal vurderes, ogkun fra virksomheder man på forhånd har vurderet er i stand til at gennemføre opgaven.side 17 af 27

Ulempen ved det begrænsede udbud er, at udbudsprocessen bliver forlænget, da den bådeomfatter en prækvalifikations‐ og en tildelingsfase.4.2.2 Priskonkurrence eller forhandling af tilbudOffentligt udbud og begrænset udbud fører altid til en ren priskonkurrence. Disse udbud ervelegnede ved veldefinerede projekter, bygge og anlægsopgaver vil typisk være baseret pådetailudbud.Ved mindre veldefinerede opgavetyper kan det være hensigtsmæssigt at indbydetilbudsgiverne til forhandling af deres tilbud, hvorved udbyder får mulighed for at præge detendelige tilbud i den retning som ønskes. I Forsyningsvirksomhedsdirektivet rummes dennemulighed som udbud efter forhandling med forudgående bekendtgørelse, dvs. medprækvalifikationsrunde.Ved begrænset udbud foregår valget af leverandør i to trin: En prækvalifikation og en egentligtilbudsgivning.Udbudsforretningen offentliggøres ved, at der annonceres efter interesserede tilbudsgivere,hvilket alle kan byde på. Ud fra de offentliggjorte udvælgelseskriterier opfordres derefter(prækvalificeres) et antal leverandører til at byde på selve opgaven. Ved begrænset udbud kantilbud således kun afgives af dem, som indbydes. Ordren tildeles ud fra en rækketildelingskriterier, der på forhånd er fastlagt.Forskellen på udvælgelses‐ og tildelingskriterier er, at udvælgelseskriterier handler omtilbudsgivernes formåen, mens tildelingskriterierne handler om selve tilbuddet.4.2.3 KontraktstrategiKontraktstrategi vedrører de forhold, udbyder øver indflydelse på f.eks. ved valget af:Prækvalifikationskriterier (store/små virksomheder, lokale/nationale/udenlandsketilbudsgivere)Opdeling af opgaven (flere mindre opgaver eller en større mere kompleks, delaftaler)Udbudsbeskrivelse (detail‐ eller funktionsudbud/grad af indflydelse på den færdigeløsnings udformning)Kontraheringsform (begrænset udbud eller udbud efter forhandling)Tildelingskriterier (priskonkurrence eller økonomisk mest fordelagtig)Aftaleform (Traditionel kontrakt AB92/ABT93/partneringaftale eller partnerskabsaftale)For delaftaler gælder den særlige regel, at man kan undtage en delaftale fra udbudsdirektivet,hvis den har en værdi på mindre end den aktuelle tærskelværdi for delaftaler og værdien ikkeoverstiger 20% af den samlede aftale. Det betyder, at man kan indgå delaftalen uden EUudbud,selvom man er forpligtet til at indregne delaftalens værdi i beregningen af det samledeprojekts værdi.4.2.4 TidsplanFørste fase – prækvalifikationen – skal give interesserede leverandører den fornødne tid til atvurdere den udbudte opgave og til anmelde deres interesse. Hertil gives normalt 37 dage,regnet fra den dag udbudsbekendtgørelsen bliver offentliggjort.side 18 af 27

Der kan være behov for at begrænse antallet af prækvalificerede (således at det ikke er allekvalificerede, der anmodes om at give bud), hvilket i så fald skal fremgå enten afudbudsbekendtgørelsen eller af andet materiale, der er tilgængeligt for interesseredeleverandører.Forsyningsvirksomhedsdirektivet fastsætter ikke et minimum for antallet af prækvalificerede.Da direktivets formål er at skabe konkurrence om ordrerne, bør der dog ikke vælges færre endtre ansøgere til at afgive bud.Det gør ikke noget, hvis færre end de prækvalificerede leverandører faktisk ender med atafgive tilbud.Der er ingen frist for, hvor hurtigt prækvalifikationen (evalueringen) skal gennemføres. Det erdog i alles interesse, at det sker så hurtigt, som det er fagligt forsvarligt.De prækvalificerede tilbudsgivere, modtager herefter opfordring til at byde, typisk i form afselve udbudsmaterialet. Fristen for at modtage tilbuddene skal være mindst 40 dage.Begrænset udbud er en ren pris konkurrence, som udelukker enhver forhandling medtilbudsgiverne om de grundlæggende elementer i tilbuddene. Der kan ikke ændres påtilbuddene, uden at man risikerer at fordreje konkurrencen. Det gælder især punkter sompriser, prisniveauer og rabatstørrelser.I Forsyningsvirksomhedsdirektivet er der imidlertid adgang til anvende udbud efterforhandling. I tildelingsfasen er der den forskel i forhold til begrænset udbud, at ordregiverenkan indlede forhandlinger med de bydende om eventuelle ændringer i deres tilbud.Forsyningsvirksomhedsdirektivet indeholder ikke principper for afviklingen af disseforhandlinger. Det vil dog være en god ide at følge de principper, som er listet op iudbudsdirektivet:Sammenfattende gælder følgende 10 principper for forhandlingsforløbet:1. Forhandlingerne skal indledningsvis omfatte alle tilbud, der er konditionsmæssige.2. De konditionsmæssige tilbud skal først underkastes en vurdering ift. de offentliggjortedelkriterier efter tilsvarende principper som ved begrænset udbud.3. Alle tilbudsgiverne skal herefter ved den indledende forhandlingsrunde orienteres omfordele og svagheder ved deres tilbud og om tilbuddets placering i den indbyrdesrangfølge.4. Herefter vil det normalt være muligt at fravælge et eller flere af de lavest rangerendetilbud5. Inden næste forhandlingsrunde skal der fastsættes skriftlige retningslinjer for, hvadudbyder kræver og ønsker af justeringer i de resterende tilbud. Der skal også angivesen tidsfrist for at aflevere de ændrede tilbud.6. Alle de ændrede tilbud skal herefter på ny vurderes ift. de offentliggjorte delkriterierog rangordnes på ny.7. I en ny forhandlingsrunde gentages punkt 3 for de ændrede tilbud.side 19 af 27

8. Hvis udbyder finder behov og grundlag for yderligere en tilbudsjustering, skal derfastsættes skriftlige retningslinjer for ordregiverens krav og ønsker til et endeligttilbud. Der skal også sættes en tidsfrist for, hvornår det endelige tilbud skal afleveres.9. Inden en sådan afsluttende tilbudsjustering vil det normalt være muligt at fravælge dettilbud, der nu rangerer lavest. På den måde kommer den endelige justering af tilbudalene til at omfatte de (to) højest rangerende tilbud.10. De endelige tilbud vurderes ift. de offentliggjorte delkriterier. Det er det tilbud, der tilsidst vurderes som det økonomisk mest fordelagtige, der skal indgås kontrakt om.Når kontrakten er indgået, skal ordregivere fremsende en meddelelse herom tilKommissionen, dvs. publikationskontoret. Meddelelsen skal sendes inden for 2 måneder efterkontraktens indgåelse.4.3 Foreslået udbudsstrategiBeV’s organisatoriske opbygning er tidligere beskrevet. Opdelingen i et leasingselskab og etdistributionsselskab gør det naturligt at opdele anlægsopgaven tilsvarende.BeV leasing vil mest sandsynlig være den del af organisationen der fremskaffer og kontrahererde biogasanlæg der skal bygges. Anlæggene vil være af en relativ ensartet kvalitet, eventueltmed varierende størrelser. (Anlægspakken)BeV distribution vil være den naturligt ansvarlige for fremskaffelse og kontrahering afbiogasledningsnettet. (Netpakken) .Yderligere opdeling af projekterne kan foretages i projekteringsfasen. På såvelproduktionsanlæg som distributionsanlæg vil der typisk være en række indkøbsopgaver somikke normalt er omfattet af entreprisen. Eksempelvis vil udbyder med fordel kunne indkøbemålere, i stedet for at lade disse indgå i entrepriserne. Dels kan der formodentlig opnås et ligeså godt økonomisk resultat, men samtidig bliver der mulighed for at ensarte målerparkenhvilket vil lette den efterfølgende drift og vedligeholdelse. Som nævnt rummerudbudsdirektiverne mulighed for at undtage delleverancer i et vist omfang fra udbuddet.4.3.1 AnlægspakkenDet forekommer naturligt at udbyde anlægspakken i totalentreprise, dvs. på grundlag af etfunktionsudbud, der beskriver de funktioner der ønskes opnået og afgrænsningen af pakken iforhold til tilstødende projekter. De bydende skal således levere nøglefærdige projekter inkl.projektering.Baggrunden for totalentreprisemodellen findes i procesanlægget som den enkelte leverandørønsker at kunne udforme i henhold til egne standarder og ikke på grundlag af endetailspecifikation.På grund af sin kompleksitet egner denne del af projektet sig bedst til begrænset udbud, dvs.et forløb med prækvalifikationsrunde. Herved opnår udbyder mulighed for at vurdere hvilketilbudsgivere der har de fornødne kompetencer til at gennemføre opgaven.Den naturlige udbudsform for anlægspakken er udbud efter forhandling med forudgåendeudbudsbekendtgørelse (dvs. prækvalifikation) og med et tildelingskriteriet, det økonomiskside 20 af 27

mest fordelagtige tilbud. De nærmere vilkår for afgørelsen af hvilket tilbud der er detøkonomisk mest fordelagtige fremgår af som en del af udbuddet.4.3.2 NetpakkenMed netpakken forholder det sig anderledes. Her er udbyder i besiddelse af en viden om denfremtidige udbygning af anlægget som vanskeligt kan formidles til en totalentreprenørsprojekteringsteam. Endvidere er der krav om detailkendskab til ledningstracéet som vanskeligtkan opnås uden en forudgående projektering. Hvis flere entreprenører skal gennemføre depågældende undersøgelser vil der blive tale om ressourcespild.Et detailudbud af ledningsnettet vil kræve, at udbyder løser projekteringsopgaven, men vilsamtidig betyde at udbyder opnår bedre mulighed for, at tilrettelægge tilbudsgivningensåledes at små og mindre virksomheder får mulighed for at byde.Typisk vil man i den situation vælge at udbyde to til tre delprojekter bestående af f.eks.:rørleverance, jordarbejde og rørlægning. Jordarbejde og rørlægning vil dog sandsynligvis væreså tæt forbundne opgaver, at de afvikles mest effektivt i en fælles entreprise. Evt. yderligereunderdeling og eventuelle delprojekter kan fastlægges i projekteringsfasen.Udbudsformen her kan med fordel være begrænset (dvs. med prækvalifikation) eller offentlig(rørleverancen).4.4 Afledt tidsplanNår det er besluttet at etablere 1. etape af biogasanlæg og biogasdistributionsnet, sker dettepå basis af kendskab til lokaliseringen af biogasdriftsselskaber samt aftaget af gas hos en rækkekunder.Beslutningen vil udløse iværksættelse af:ArbejdsdageDetailprojektering af ledningsnet 20Offentliggørelse af udbudsannonce for biogasanlæg 5Udarbejdelse af udbudsmateriale for biogasanlæg 20Udbud af rørleverance 10Udbud af jordarbejde/rørarbejde 10Evaluering af prækvalifikationsansøgninger biogasanlæg 10Udsendelse af udbudsmateriale biogasanlæg 5Tilbudsevaluering rørleverance 5Tilbudsevaluering jordarbejde/rørarbejde 5Tilbudsevaluering biogasanlæg 10Forhandling af tilbud biogasanlæg 20Kontrahering 5Flere aktiviteter forløber sideløbende og den samlede varighed er derfor ikke summen afvarigheder. Den samlede varighed af tilbudsfasen i første etape af realiseringen er illustreret inedenstående tidsplan.side 21 af 27

55.1Biogaskvalitet og mængdeGaskøbers krav til gaskvalitet og mængdeDer forventes forskellige typer gaskøbere:Kraftvarmeværker – anvendelse til motordriftIndustrier – anvendelse til motordriftNaturgasnettett – anvendelse til opgraderingBusoperatør, kommuner o. .a. til opgradering til motorbrændstofTil motordrift i kraftvarmeværker og industrier bør leveres en gaskvalitet der sikre atforbrugeren kan anvende gassen under sammebetingelser som anvendelse af naturgas iforhold til virkningsgrader og serviceomkostninger. Dette overordnedekrav kan give forskelligeespecifikke krav alt efterr motortype på det enkelte kraftvarmeværk. Disse forskelligee krav børkunne imødekommes men må naturligvis også afspejle sig i prisen for gassen.Gassen leveres med følgende kvalitet (vejledende, vil variere alt efter specifikke krav og måltfør evt. trykforøger hoss forbrugeren):Metan (CH4)Svovlindhold (H 2 S):Gastryk:Vandindhold:Temperatur:Vandindhold/kondensat:Støv:50 – 70%Ikke over 75 ppm p H 2 S målt som et gennemsnitover et døgnMaksimalt 100 ppm H 2 SGassen leveres an Aftagerr med et trykpå 100– 500 mm vandsøjle0% ved 20 o CIkke over 20 o C0Maksimalt 500 mg/Nm 3 biogas, maksimalpartikelstørreelse 5 miconside s 22 af 27

Klor (Cl):NH 3Halgoen:Maksimalt 50 mg/Nm 3 biogasMaksimalt 50 mg/Nm 3 biogasMaksimalt 100 mg/Nm 3 biogasMed disse værdier kan f.eks. Jenbachers gasmotorer drives med biogas efter sammespecifikationer som drift med naturgas.Leveres til opgradering til naturgasnettet eller til komprimering til motorbrændstofspecificeres kravene af naturgasnetoperatøren/opgraderingsanlægget. Disse krav vilalmindeligvis være som ovenstående dog med mindre krav om rensning for H 2 S idet dennerensning kan foregå som en integreret del af opgraderingen. Kravet til gaskvaliteten anopgraderingsanlæg forventes derfor at kunne opfyldes af den gas der forladerbiogasanlæggene (se nedenfor).5.1.1 SæsonvariationVed afsætning til kraftvarmeværker må forventes en vis sæsonvariation i leverancen i henholdtil variationerne i værkernes varmeproduktion. Det må forventes at biogassen kun varierermed en del af den totale sæsonvariation idet værkerne normal ikke er bestykket til atmotorerne dækker det totale varmebehov i spidslastsituationen. Normalt vil leverancen afbiogas til et kraftvarmeværk om sommeren være limiteret af varmeforbruget der ikke erdækket af solvarme, overskudsvarme eller anden ”1. prioritets varme” og om vinteren afbiogas motorernes kapacitet.Det anses ikke for vanskeligt at ”ramme” forbruget i sommersituation idet varmebehovet herer forholdsvis konstant på døgnbasis og desuden udlignes over døgnet vha. kraftvarmeværketsvarmeakkumuleringstank.I vintersituationen er det normal heller ikke vanskeligt idet her skal motorerne ofte køre 100%hele døgnet for at dække varmeforbruget. Ved meget lave strømpriser vil det ikke værerentabelt at producere på biogasmotorerne (forudsat at motorerne drives på markedsvilkårsom det må forudsættes tilladt og ønskværdigt i fremtiden) vil biogassen enten blive anvendt ikedel for at dække varmebehov, oplagret til andet tidspunkt på døgnet hvor elprisen er højeller solgt til naturgasnettet.I mellemperioderne kan behovet variere mere hvilket dels udlignes af gaslagre/varmelagre ogdels må udlignes med en vis styring af gasproduktionen i forhold til forventetvarmebehov/metrologiske data. Procentuelt vil disse variationer dog være minimale og ikkehave betydning for økonomien i det samlede system.Sæsonvariationen bør foretages ved at variere tilførselen af energirige og lagerstabilebiomasser så som majsensilage.I skitseprojektet er indregnet at de decentrale anlæg leverer dobbelt så meget gas om vinterensom om sommeren. Dimensioneres anlægget til at sommerbehovet dækkes af gylle skal dertilføres en majs svarende til 15‐18% af den tilførte mængde gylle.Biogasanlæggene reagerer forholdsvis hurtigt på en ekstra tilførsel af majs ligesom atanvendelse af majs eller andre ensilerede afgrøder ikke kræver tilvænning.side 23 af 27

Ansvaret for sæsonvariation bør ligge hos producenten af gassen (biogasdriftsselskaberne) ogkonkretiseres som en dagproduktion baseret på et månedsgennemsnit.Alternativt kan afsætning til naturgasnettet anvendes til sæsonvariationen således at derudlægges en biogasproduktion der passer til vinterlast inkl. sikkerhed på kraftvarmeværkerneog al gas der ikke efterspørges fra varmeværkerne afsættes til naturgasnettet. Dette har denfordel at biogasanlæggenes kapacitet udnyttes fuldt ud hele året.Endelig valg af sæsonvariationsmetode vil afhænge af de kommercielle vilkår og muligheder.Det skal bemærkes at der ikke er fysiske hindringer for at starte med at anvendeproduktionsvariation og senere anvende naturgasnettet hvis de kommerciellerammebetingelser for afsætning til naturgasnettet ikke er på plads ved opstart af første etape.5.1.2 DøgnvariationerAfhængig af driftsstrategien på kraftvarmeværkerne kan der være behov for en døgnvariation ileverancerne. Med drift af motoranlæggene på markedsvilkår som må foretrækkes ud fra etkommercielt og samfundsmæssigt synspunkt vil motordriften kun sjældent være konstant overhele døgnet (kan forekomme om vinteren hvor det selv med lave priser på el ofte vil værefordelagtigt at producere varme med motoranlægget frem for på kedel).Disse variationer over døgnet kan for de fleste værker – de værker der kører på markedsvilkår– vanskeligt forudses men fastsættes af elmarkedet på kort/mellemlang sigt.Ved salg af gas til varmeværker der kører på markedsvilkår må døgnvariationerne optages afgaslagre etableret i forbindelse med nette og evt. på de enkelte anlæg. Omkostningerne tillagringen bør afspejle sig i prisen for gassen, hvilket igen afspejler sig i elprisen idet drift eftermarkedsvilkår bør kunne give en højere elpris end ved konstant drift.Det anbefales i forbindelse med detailprojekteringen af gasnettet at vurdere etablering afgaslagre på strategiske placeringer således at der kan opnås en buffer i nette f.eks. svarende til12 timers gasproduktion.Med en forventet produktion ved fuld udbygning på ca. 60 M m 3 CH 4 svarende til ca. 100 M m 3biogas (ved 60% metan) vil den gennemsnitlige produktion pr. time være ca. 11.500 m 3 biogas.12 timers lager svarer således til ca. 140.000 m 3 lagerkapacitet. Med etablering af lagre med enkapacitet på ca. 8.500 m 3 biogas skal der anvendes ca. 17 lagre. Dette vil svare til eninvestering på ca. 30 M kr. svarende til en forøgelse af investeringen i forhold til den i WP7nedenfor estimerede investering på ca. 2% ‐ altså en marginal merinvestering. Det skalbemærkes at størrelsen på ca. 8.500 m 3 biogas lager er valgt ud fra Miljøstyrelsens tolkning afRisikobekendtgørelsen og Seveso Direktivet (se afsnit 5.2.3 nedenfor). Kan der som forventetetableres større lagre må det forventes at investeringen vil være mindre.Her ud over ligger der en ikke ubetydelig lagerkapacitet på selve biogasanlæggene samt itrykændringer i transmissionsnettet.Enkelte mindre værker der kører efter 3‐ledstariffen kan have behov for lagring af gas overweekenden om sommeren for at kunne opretholde samme driftsstrategi som i dag og dermeden optimal elpris som i dag. Da der vil være tale om mindre mængder gas der skal ”flyttes” fraweekend til hverdage i dagtimerne bør dette kunne gøres indenfor et lagersystem i nettet ogside 24 af 27

døgnlagrene. Dette vil dermed ikke påvirke biogasanlæggenes produktion. Et konkreteksempel for et kraftvarmeværk der anvender ca. 1,4 M m 3 CH 4 pr. år og kører 3‐leds tarifuden drift af motorerne i sommer weekends giver et samlet behov for gaslager på ca. 3.000 m 3CH 4 svarende til ca. 5.000 m 3 biogas. Et sådant gaslager kan etableres for ca. 1,5 M kr.svarende til at det pågældende værk skal betale ekstra ca. 0,11 kr./m 3 CH 4 hvilket er under denkonkrete gevinst ved at kører 3‐leds tarif som i dag. Gaslagring for at optimere produktionen afel i forhold til markedet anses derfor ikke som økonomisk problematisk.I forhold til anvendelse af biogassen til elproduktion på markedsvilkår (og varmeproduktion)skal bemærkes at der med de nuværende regler kræves at der anvendes minimum 6% fossiltbrændsel – normalt naturgas – i produktionen på værket (set på årsbasis). Det kan begrænsebiogasanvendelsen afhængig af hvor stor en del af varmebehovet der skal dækkes med biogasmen normalt vil forpligtigelsen til anvendelse af fossilt brændsel kunne klares vedspidslastanvendelse i kedler.5.1.3 Sikring af kvalitetenSikringen af kvaliteten til forbrugeren hvoraf sikring af svovlindholdet er det væsentligstevaretages af BeV ved at etablere gasrensere (se nedenfor).Metanprocenten er ikke væsentlig for forbrugere der anvender gassen i motoranlæg så længemetanprocenten er indenfor de tolerancer som motorerne kan anvende (almindeligvis fra 45%CH 4 og opefter). Det er derfor ikke vigtigt (og heller ikke muligt i praksis) at styremetanprocenten hvorimod det er meget væsentligt at afregningen foregår efter gassensmetanindhold og dermed energimæssige værdi. Dette sikre ved installation af gasmålere hosforbrugerne der måler metanprocenten (ud over andre parametre – se nedenfor).5.2 Den forventede produktion – mængder og kvalitet af gassenBiogassen leveres fra både decentrale anlæg samt fra 1‐3 store centrale anlæg.Anlæggene forventes at anvende gylle som væsentligste biomasse suppleret medenergiafgrøder (hovedsagelig majsensilage) samt anden biomasse så som industriellerestprodukter, naturaffald (grøde, græs fra lave enge mm).5.2.1 Decentrale anlægDe decentrale anlæg vil betjene en til flere landbrugsejendomme med et input af gødning fraca. 500 – 2.500 DE svarende til ca. 10.000 – 50.000 t gylle pr. år. Her til er i skitseprojektet forRKSK modellen forudsat at der tilsættes ca. 16% energiafgrøder hvilket betyder en fordoblingaf gasproduktionen i forhold til produktion kun på gyllen.Biogasanlæggene forventes at producere fra ca. 500.000 – 2.250.000 m 3 CH 4 pr. år. Detforventes at den mest almindelig størrelse anlæg vil kunne leverer ca. 1,0 – 1,3 M m 3 CH 4 pr. årmed en vis sæsonvariation.Gassen vil blive leveret til nettet fra de decentrale anlæg vil almindeligvis opfylde følgendespecifikationer:Gassen leveres med følgende kvalitet (efter trykforøger),Metan (CH 4 ) 50 – 70%side 25 af 27

Svovlindhold (H 2 S):Ikke over 250 ppm H 2 S målt som et gennemsnitover et døgnMaksimalt 500 ppm H 2 SGastryk:Gassen leveres an net med et tryk på ca. 1,2 barVandindhold:0% ved 20 o CTemperatur:Ikke over 20 o CVandindhold/kondensat: 0Støv:Maksimalt 50 mg/Nm 3 biogas, maksimalpartikelstørrelse 5 miconKlor (Cl):Maksimalt 50 mg/Nm 3 biogasNH 3Maksimalt 50 mg/Nm 3 biogasHalgoen:Maksimalt 100 mg/Nm 3 biogas5.2.2 Centrale anlægDe centrale anlæg vil normalt levere med samme specifikationer som de decentrale. Dog erdisse anlæg af en sådan størrelse at det anbefales at installere svovlrensning af gassen påanlægget. Dette betyder også at den gas som anlægget forventelig skal anvende tilprocesvarme (produceret på gasmotor) kan produceres med den bedst mulige virkningsgradog mindst mulige omkostning.Det anbefales at der i gaskøbsaftalen mellem BeV handel og biogasdriftsselskaberne indføjesen økonomisk regulering af gasprisen alt efter gassens svovlindhold ved afregningsstedetsåledes at anlæg der etablere gasrensning får en betaling for denne ”service” og dentilsvarende besparelse for BeV net til etablering og drift af gasrensere.5.2.3 Biogas nettetGassen leveres med ovenstående specifikationer til gasnettet. For at kunne levere denønskede kvalitet mv. til gasforbrugerne anbefales det at nettet ud over rørledningerne ogsåindeholder:GaslagringGasrensningGaslagre kan placeres på strategiske steder på ledningsnettet og dermed sørge for en visudligning mellem gasproduktion og gasforbrug. Lagrene etableres typisk som lavtrykslagre idobbeltmembraner. Som det ses ovenfor vil 12 timers lager ved fuld udbygning kræve 13lagre á 13.000 m 3 .Etablering af gaslagre er underlagt Risikobekendtgørelsen hvis oplag af gas overstigergrænserne fastsat i denne bekendtgørelse på grundlag af EU direktiv (Seveso direktivet).I Risikobekendtgørelsen er fastsat at der for biogas er en øvre grænse for brandbelastningenfor at et lager ikke skal godkendes i henhold til Risikobekendtgørelsen. Denne grænse er etoplag på 10 tons brandbar gas. I henhold til Miljøstyrelsen tolkning af Risikobekendtgørelsenberegnes de 10 t som biogas – dvs. blandingen af metan (CH 4 ) og CO 2 . Biogas med enmetanprocent på 62% (svarende til den forventelige metanprocent for biogas produceret påen blanding af gylle og energiafgrøder) vil have en vægtfylde på 1,18 kg/Nm 3 svarende til atside 26 af 27

10t gas fylder ca. 8.475 m 3 med et oplag på ca. 5.250 m 3 CH 4 . Et sådant lager vil som eksempelkunne lagre gas til ca. 7 timers sommerforbrug i Skjern.Tolkningen diskuteres pt. med Miljøstyrelsen og vil have betydning for muligheden foretablering af lagre uden godkendelse i henhold til Risikobekendtgørelsen. Det bør desuden iden videre proces vurderes om lokalisering af gaslager der kræver godkendelse iht.Risikobekendtgørelsen f.eks. på egen matrikel udstykket fra EØS vil have betydning for restenaf de aktiviteter der foregår på EØS.Før gassen sælges til forbrugeren skal gassen renses til det niveau der opfylder detoverordnede krav til motordrift/opgradering. Da gasrensesystemer er relativt dyre og der er enskalafordel ved etableringen anbefales det at der etableres få renseanlæg. Dette kan være vedden enkelte forbruget og/eller på strategiske steder f.eks. i forbindelse med gaslager. Denalmindeligste metode til rensning af biogas for H 2 S er biologisk rensning i filtre. Det anbefalessom udgangspunkt at anvende denne metode da den er kendt, pålidelig og billig i drift.5.3 Afregning af gassen mellem BeV handel og hhv. producent og forbrugerAfregningen mellem BeV handel og hhv. biogas producent og biogasforbruger forgår viaafregningsmåler. Det anbefales at disse målere indkøbes af BeV net og stilles til rådighed forBeV handel som også driver måleren.Måleren skal som minimum kunne måle:FlowMetanindholdSvovlindholdMålingerne er kontinuerlig og sender oplysningerne online til BeV handel samt lagreoplysningerne i minimum 2 år.Der pågår test af måler i forbindelse med udviklingsprojekt vedr. standardiserede anlæg og detanbefales at BeV følger denne udvikling men også at selve indkøbet til første etape foretagespå grundlag af en licitation.Det anbefales at købet af gassen fra biogasdriftsselskaberne ligesom salg af gas tilbiogasforbrugerne foregår i henhold til en simpel afregningsmodel og at salget ikke gøresafhængig af den øvrige prisudvikling på energimarkedet – f.eks. råolieprisen ellernaturgasprisen. Dette vil give en enkel afregningsmodel der er let at gennemskue og som ikkeskulle kunne give anledning til stridspunkter.Her ud over giver den faste pris en sikkerhed for både biogasdriftsselskaberne og forgasforbrugerne. Sikkerheden i økonomien ved at anvende denne model kan desuden værefordelagtig i forhold til finansiering. Modellen er anvendt ved salg til kraftvarmeværker derofte har et ønske om prisstabilitet hvorfor modellen er fordelagtig. Ved salg til naturgasnettetkan der pga. konkurrencen til køb af naturgas være et ønske om en vis tilknytning afbiogasprisen til naturgasprisen. Et kompromis kan være at gøre en del af afregningen afhængigaf prisudviklingen på naturgas mens en del holdes fast f.eks. ved betaling af en fast pris – enrådighedsbetaling for at have biogassen til rådighed.side 27 af 27

Appendix 8Forretningsmodel og finansielle nøglesuccesfaktorerWritten by 1 st mile

IndholdsfortegnelseSammendrag ...............................2Formålsbeskrivelse .....................3Baggrundsinformation .................3Identificering afforretningsmodeller ....................4Forudsætninger ...........................5Gaspotentiale ................................... 5Økonomisk overslag.......................... 5Afregningspriser ............................... 5Investering i transmissionsnet ............ 6Opgraderingsanlæg........................... 6Driftsudgifter .................................... 6Driftsindtægter ................................. 8Forretningsmæssig oversigt –Etape 1 ........................................9Målsætning ...................................... 9Kapacitetsudnyttelse ......................... 9Økonomisk overslagaf forretningsmodel...................................................... 9Evaluering af forretningsmodel ......... 10Potentialer og fordele ...................... 11Forretningsmæssig oversigt –Etape 2 ...................................... 11Målsætning .................................... 11Kapacitetsudnyttelse ....................... 12Økonomisk overslagafforretningsmodeller......................... 12Evaluering af forretningsmodellerr ..... 16Potentialer og fordele ...................... 19Forretningsmæssig oversigt –Etape 3 ...................................... 19Målsætning .................................... 19Kapacitetsudnyttelse ....................... 19Økonomisk overslagaf forretningsmodel.................................................... 20Evaluering af forretningsmodel ......... 20Potentialer og fordele ...................... 20Overordnede kritiske faktorer ... 20Fast vs. variabel transmissionsindtægt.................................................... 20Potentielle aftagere ......................... 21Unøjagtigheder i økonomisk overslag 21Andre forhold ................................. 21Selskabsstruktur ............................. 21Vurdering .................................. 22ForretningsmodelogfinansielleenøglesuccesfaktorerAfsluttende rapport,arbejdspakke7RKSK BiogasnetMaiken Brøchnerr Melgaard, , 1 st MileDecember 20101/22

SammendragArbejdspakke 7 leder frem til følgende konklusioner:Etape 1: Nøgletallene indikererr en simpel tilbagebetalingstid påå 12 år medd et årligtcashflow i Bioenergi Vest A/S påå 42.570 kr. og landmændene 10,6 mio. kr. Målsætningom at rejse kapital til yderligere udbygning af transmissionsnet samtaf organisationen i Bioenergi Vest A/S kan blive opfyldt såfremt landmændenesindtjening nedjusteress i etape 1. . Etape 1 vil som forretningsmodellen er i dag opnå break-even for Bioenergi VestA/S og generere en årlig fortjeneste til landmændenesåfremt transmissionsind-tægten holdes på 0,68 kr/Nm3 CH4.Etape 2 – Generelt Ringkøbingg Skjern kommunes målsætning om at være 100% selvforsynende medvedvarendee energi synes delvistt indfriet med den forventede biogasmængde i for-hold til Ringkøbing Skjern kommunes årligenaturgasforbrug.Etape 2 – Forretningsmodel A Nøgletallene indikererr en simpel tilbagebetalingstid påå 12 år medd et årligtcashflow i Bioenergi Vest A/S påå 226.694 kr. og en årlig fortjeneste til landmæn-dene på 176,8 mio. kr. Modellen er specielt følsom overfor parameteren ”Mængden af afsat gas”. Model A vil som forretningsmodellen er i dag opnå break-even for Bioenergi VestA/S og generere en årlig fortjeneste til landmændenesåfremt transmissionsind-tægten holdes på 0,36 kr/Nm3 CH4.Etape 2 – Forretningsmodel B Nøgletallene indikererr en simpel tilbagebetalingstid påå 12 år medd et årligtcashflow i Bioenergi Vest A/S påå 313.119 kr. og en årlig fortjeneste til landmæn-dene på 190 mio. kr. Modellen er følsom overfor parameteren ”Pris pr. Nm33 opgraderet gas”, men denårlige fortjeneste for landmændelene forringes ikke væsentligt selv når den laveste lpotentielle afregningspris anvendes. Model B vil som forretningsmodellen er i dag opnå break-even for Bioenergi VestA/S og generere en årlig fortjeneste til landmændenesåfremt transmissionsind-tægten holdes på 0,85 kr/Nm3 CH4.Etape 2 – Forretningsmodel C Nøgletallene indikererr en simpel tilbagebetalingstid påå 12 år medd et årligtcashflow i Bioenergi Vest A/S påå 123.808 kr. og en årlig fortjeneste til landmæn-dene på 159 mio. kr. Modellen er følsom overfor parameteren ”Pris pr. Nm33 biogas” som påvirkerlandmændenes indtjening negativt og genererer en lavere indtjening med middel-værdien end model A gør til denn laveste afregningspris. Model C vil som forretningsmodellen er i dag opnå break-even for Bioenergi VestA/S og generere en årlig fortjeneste til landmændenesåfremt transmissionsind-tægten holdes på 0,19 kr/Nm3 CH4.Etape 3: Der er ikkeskitseret et økonomisk overslagfor etape 3, da der er uklarhedomm.m.kring væsentlige parametre såsom opgraderingsanlæg, anlægsinvestering Målsætningen med den fulde udbygning af biogasmodellen, hvorr 80 % af husdyr-gødningen i Ringkøbing Skjern kommune anvendes og den overskydende mæng-RKSK BiogasnetAfsluttende rapport2/22 1 st Mile, December 2010

de biogas afsættes til procesindustrien synes ikke gennemovervejet, da der er ta-get udgangspunkt i det potentielle gasforbrug i kommunen og ikke i biogaspoten-tialet, og det er uklart, hvorvidt der er tilgængelige biomasse/energiafgrøder tildenne størrelse for biogasproduktion.Generelt: Bioenergi Vest A/S skal være opmærksompå valg af selskabsstruktur og det anvalgafdette for atundgå problemer med omgåelse af Varmeforsyningsloven.Opgraderingsproblematikken måå ikke negligeres, menn skal analyses yderligere in-den endeligt valgt af forretningsfmodel, da denne faktor kan have afgørende be-tydning forlandmændenes indtjeningspotentiale. En fast transmissionsindtægt kan medførerr væsentlige udfordringer for BioenergiVest A/S, da den i visse forretningsmodeller vil generere et stortt overskud i Bio-energi VestA/S og mindre indtjening til landmændene og i andre forretningsmo-deller vil den genereree et stort underskud i Bioenergi Vest A/S, så de ikke kan op-fylde deresfinansiellee forpligtelser, men sikre en høj fortjenesteftil landmændene.Måden at fastlægge transmissionsindtægten har derfor væsentligg betydning forbefales at opnå en positiv tilkendegivelse hos Energitilsynet inden endeligtBioenergi Vest A/S chance for succes samtidig med att den har indflydelse pålandmændenes indtjeningspotentiale. En forhandlingssituation med enn enkelt eller få potentielle kunder er ikke fordelag-tig og kan få betydning for den endelige afregningspris og dennee problematik skalinddrages i Bioenergi Vest A/S afsætningsstrategi. Prisudvikling på naturgas kan virke fordrende for fjernvarmeværkernes incitamenttil at omlægge til biogas. Diskussionen om hvorvidt danske fjernvarmeværker skal s stilles over for et fritbrændselsvalg kan ligeledes være en trussel mod RKSK Biogasnet-projektet.FormålsbeskrivelseRingkøbing Skjernkommunehar fastsat en målsætning om at a være 100% selvforsynen-ind-de medvedvarende i energi i år 2020 og har identificeret biogas som ett prioriteretsatsområde. Grundet dette, vil arbejdspakke 7 ikke sammenligne en investering i biogasmed investering i andre vedvarende energikilder.Ringkøbing Skjernkommunehar undervejs i projektforløbetoprettet selskabet BioenergiVest A/ /S samt fastlagt hvilkeaktiviteterr dette selskab skal administrere. Derudoveer enetableringsstrategi for biogasmodellen fastlagt bestående af en etapeviss udrulning. Arafdatabejdspakke 7 tageudgangspunkt i selskabet Bioenergi Vest A/S A og på baggrund leveret af Ringkøbing Skjern kommune samt de andre arbejdspakker opstille forret-Endvidere vil faktorer der kan være kritiske for succesen i Bioenergi Vest A/S bliveanaly-ningsmodeller for de enkelte etaper og skitsere hvorledes økonomien vil være i disse.seret ogslutteligt en vurdering af mulighederne for succes for Bioenergi Vest A/S. .BaggrundsinformationPå baggrund af Ringkøbing Skjerns kommunes målsætning om o at væree 100% selvfor-gylle vi-synendee med vedvarende energi i år 2020 blev kommunes bioenergi b kortlagt ogste sig som et stort uudnyttet potentiale.Selskabet Bioenergi Vest A/Sblev oprettet, da dennødvendige investering til etableringaf et omfattende biogasnetværk, der kan administrere 100 mio. Nm3 CH4 er så betyde-Bioenergi Vest A/Sbestår af 50% aktiekapital fra Ringkøbingg Skjern kommune, 25% ak-lig, at landmændene ikke har mulighed til at påtage sig den form for investeringsrisiko.tiekapital fra Vestjysk Landboforening og 25% aktiekapital fra Erhvervscentret. Strategi-RKSK BiogasnetAfsluttende rapport3/22 1 st Mile, December 2010

en for selskabet er fastlagt af Ringkøbing Skjern kommune og o selskabet skal varetagefølgende: Planlægge og etableree biogasanlæg og ledninger Forestå drift af biogasanlæg og biogasledninger Forestå købog salg af biogas i Ringkøbing-Skjern KommuneAfregne transmissionsafgifter Indgå aftaler mellem landmænd, fjernvarmeværker og virksomheder vedrørendeproduktion af og anvendelse af biogas. Forestå indkøb, håndtering, formidling, distribution ogg salg af blandt andett flis fraenergipil, biologisk materiale fra naturområder samt af a biomassee og organisk ma-teriale medenergimæssig interesse.Forretningsforholdet mellem landmændene og Bioenergi Vest A/S er således, at BioenergiVest A/ /S leaser biogasanlæggene ud til landmændene for en fast leasingydelse, imensfortjeneste varierer med størrelsen af biogasproduktion. Dette sikrer størst mulig biogas-med biogasanlæggene, gaslogistik samt administration af køb/salg af gas til aftageresamt definansiellee omkostninger forbundet med investeringi biogasanlæg. Landmænde-ne afregner den produceredee gasmængde med Bioenergi Vest A/S og transmissionsind-tægten skal dække drift og vedligeholdaf transmissionsnettesamt de finansielle om-produktion. Leasingudgiftenfra landmændene skal kun dække driftsudgifter forbundetkostninger forbundet med investering i transmissionsnet og eventuelt e opgraderingsan-læg.Ringkøbing SkjernKommunehar fastlagt en etableringsstrategi bestående af tre etaper.Overordnede forudsætningerr samt en forretningsmæssig oversigt for hver af de tre eta-per er beskrevet i det følgende.Identificering af forretnningsmodellerrRingkøbing Skjernkommunehar fastlagt en etapevis udrulning af biogasmodellenbestå-be-ende aftre etaper. For hver etape er der udarbejdet en forretningsmæssigt oversigtståendee af:MålsætningKapacitetsudnyttelseØkonomiskk overslag af forretningsmodelEvaluering af forretningsmodelPotentialer og fordeleFor etape 1 er deridentificeret en muligg forretningsmodel og etape 2 tre mulige forret-ningsmodeller. Etape 3 er stadig på et sådant hypotetisk stadie og derfor er kun ram-et el-merne for forretningsmodellen skitseret, da der ikke eksisterer data til at udarbejdeler fleree økonomiske overslag.Forretningsmodellerne er konstrueret således, at transmissioonsindtægten variererr framodel til model for at sikre, at Bioenergi Vest A/S opnår break-even samtidig medat dekan opfylde deres finansielle forpligtelser og derefter fastsættes landmændenes indtje-ning. Dette skyldes, at der foreligger forskellige driftsudgifter og –indtægter i de forskel-fi nog-lige modeller og en fast transmissionsindtægt på eksempelvis 0,5 kr/Nm3 CH4 kanle modeller generere et stortt overskud til Bioenergi Vest A/S imens denn i andre modellerkan generere et stort underskud, da den ikke er i stand til att dække allee Bioenergi VestA/S omkostninger. Dette betyder, at enn forretningsmodel sommed en fast transmissi-onsindtægt kan fremstå uinteressant, kan med envariabel transmissionsindtægt genere-re den største indtjening og dermed fremstå som den mest fordelagtigefe.RKSK BiogasnetAfsluttende rapport4/22 1 st Mile, December 2010

ForudsætningerGaspotentialeEtape 1:Etape 2 :Etape 3:5 mio. Nm3 CH4 – 35 kmledningsnet60 mio. Nm3 CH4 – 1555 km ledningsnet1000 mio. Nm33 CH4 – 203 km ledningsnetØkonomisk overslagForudsætningernee i de økonomiske overslag er baseret på, at anlæggene kører fuld laståret rundt på 75%gylle og 25% majs. Ifølge Ringkøbing Skjern kommune ligger bio-gasmodellen op til, at på sigtt skal 80% af kommunens husdyrgødning udnyttes, svarendetil et årligt output på 100 mio. Nm3 CH4. Det årlige forventede output for de tre etaperer:Ringkøbing Skjernkommunetager i etape 3 udgangspunkt i det potentielle gasforbrug ikommunen og ikke i biogaspotentialet,og det er uklart, hvorvidt der err lokalt tilgængeli-ge biomasse/energiafgrødertil denne størrelse forbiogasproduktion.Der er anvendt enannuitetsbetragtningg til at beregne den årlige finansielle omkostningforbundet med investeringenn i etablering af projektet RKSK Biogasnet.B Den faste størrel-se på den årlige ydelse dækker både renter og afdrag på gælden. I starten vil størstede-tidenlen af beløbet være renteomkostninger,, men en stadig størree del af beløbet vil medblive afdrag på gælden. Den simple tilbagebetalingstid uden hensyn til renter er udregnetsåledes:Simpel tilbagebetalingstid = Investering / (Driftsindtæægter - Driftsudgifter)AfregningspriserPå baggrund af data fra Ringkøbing Skjern kommune, HMN Naturgas N I/ /S samt DanskFjernvarme er deranvendt følgende afregningspriser: 4,12 kr/Nm3 CH4 fra potentiellee aftagere ( fjernvarmeværker, kraftvarmeværkerm.m.) 1 4,83 kr/Nm3 CH4 fra potentiellee aftagere for opgraderet biogasTransmissionsindtægten vil variere i de forskelligee forretningsmodeller,for at sikreennul-forretning for Bioenergi Vest A/S. Transmissionsindtægten er fastsat i den enkelteforretningsmodel så Bioenergi Vest A/S genererer det lavest mulige overskud. Yderligerevil landmændenesindtjeningvariere, daa de afregnes efter fjernvarmeværker afregnings-pris fratrukket transmissionsindtægten..Afregningsprisen på 4,83 kr/ /Nm3 opgraderet biogas er vurderet ud fra følgende: Ifølge Grønvækst vil biogas modtage et ligestillingstilskud på 2, ,63 kr/Nm3 Markedsprisen på metan er i dagg ca. 2 kr/Nm3Værdi af CO2-certifikat er ca. 0, 20 kr/Nm3Det omtalte ligestillingstilskud er dog endnu ikke vedtaget ogg derudover er det usikkerthvad værdien er af et CO2-certifikat.1 Middelværdi if. Dansk Fjernvarme for hvad fjernvarmeværker vil betale for biogas inkl.afgiftsstigninger og tilskudsstigninger i 2010RKSK BiogasnetAfsluttende rapport5/22 1 st Mile, December 2010

Investeringi transmissionsnetI en business caseudarbejdet af Ringkøbing Skjern kommune sættes den gennemsnitligepris på transmissionsledningtil 600.0000 kr./km. Prisen på transmissionsledning variererimidlertid med mængden af gas der skal transporteres og ligger i intervallet 600.000-1.150.000 kr./km 2 og der er derfor anvendt en gennemsnitligg pris på 875.000 kr./ /km i deøkonomiske overslag. I WP5 har HMN Naturgas I/ S opstillet et overslagg over dimensio-på ca.nerne af transmissionsnettetsamt et prisoverslag. Resultatett blev en nvestering131 mio. kr. for 148,5 km ledningsnet (etape 3 ikke inkluderet). Dette svarer til en gen-nemsnitlig pris pr.km ledningsnet på ca. 878.000 kr.OpgraderingsanlægOverslaget på anlægsinvesteringen for opgraderingsanlæg er baseret på producentoplys-forninger fra svenskee Malmberg3 . I WP1 anvendes der også data på anlægsinvesteringer opgraderingsanlæg. De er ligeledes baseret på producentoplysninger ogg er ca. 50%høje-re end priserne anvendt i WP7. Der kann derfor være væsentlige unøjagtigheder i anlægs-investeringsoverslaget. I de økonomiske overslag er levetiden for opgraderingsanlægge-kan væ-ne vurderet til 15 år.Propantilsætning til den opgraderede gas er uønsket og omkostningstungt, menre nødvendigt for at afregne naturgaskunderne korrekt. Eventuelle udgifter til propantil-ikkesætningpåhviler Bioenergi Vest A/S. Udgiften forbundet medd propantilsætning erinkluderet i de økonomiske overslag i etape 2, hvor der i flere af forretningsmodellerne eropgraderingsanlæg.DriftsudgifterEtape 1:Etape 2:Etape 3:1 mio. kr.8,2mio. kr.8,2mio. kr.Driftsudgifterne var af Ringkøbing Skjern kommune ikke specificeret udd på enkeltee po-ster, men vurderet til et samlet beløb for de enkelte etaper på: pPå baggrund af interview med HMN Naturgas I/S, Ringkøbingg Skjern kommune samtdriftsledere på flere biogasanlæg er driftsudgifterne blevet opdelt og der er estimeretdriftsudgifter på følgende poster:Afregning af gas til landmændDrift og vedligehold – transmissionsnetDrift og vedligehold – anlægAdministration af køb/ /salg af gassSAP-system(licens)Andre driftsudgifterForsikringDrift ogvedligehold – transmissionsnetOpgaverne vedrørende drift og vedligehold af transmissionsnettet indeholder:Tømning afkondensat i brønde 4VentiltjekDrift og vedligehold af kompressorstationerr 52 Indsamlet af HMN NaturgasI/S3 HMN Naturgas I/ /S4 1 brønd pr. 1 kmledningsnet – tømmes ugentligtRKSK BiogasnetAfsluttende rapport6/22 1 st Mile, December 2010

Yderligere skal der foretages lækagetjek af transmissionsnettet hvert 8. år. Driftsudgiftenfor dette vil være 50.000 kr. Denne udgift er ikke medtaget i de økonomiske overslag. Itabel 1 ses en estimeret driftsudgift til tømning af brønde samt ventiltjek for etapee 1 6 .Tabel 1: Drift og vedligehold – transmissionsnet,etape 1.DriftsudgiftAntal brønde Priss pr. brøndEstimat750.00035 21.429Herefter skaleres driftsudgiften til de efterfølgendee etaper ogg suppleres med yderligeredriftsudgifter 6 . De samlede driftsudgifter for transmissionsnettet er illustreret i tabel 2nedenfor.Tabel 2: Drift og vedligehold - transmissionsnetEtape 1Antal brønde35Driftsudgift:Tømningaf brønd samt ventil-150.000tjek750.000Servicering af gasmålereKompressorstation0Total900.000Etape 2 -model A155Etape 2 - Etape 2 -model B model C155155Etape 32033.321.4291.980.0000 240.00005.541.4293.321.429 1.980.000 05.301.429 3.321.429 1.980.000 240.000 5.541.429 4.350.0002.340.000n/ a6.690.000I etape 1 indgår der kun tømning af kondensat i brønde, ventiltjek samt servicering afgasmålere, da kompressorstationerne først bliver etableret i etape 2. Udgiften forbundetmed tømning af kondensat fra brønde samt ventiltjek blev vurderet til 700.000-800.000kr. Et gennemsnitpå 750.000 kr. er anvendt og udgiftsposten er skaleret op til hen-erholdsviss 3.321.429kr. og 4.350.000 kr. for etape 2 og 3. Servicering af gasmålerevurderet til 150.000 kr./stk. svarende til 20 % af investeringsomkostningen. I etape 2forretningsmodel A og C skall der tillægges en årligudgift til drift d og vedligehold aff tokompressorstationer på 240. 000 kr. I etape 2 forretningsmodel B vil dee to kompressor-mangekompressorstationer der er nødvendigee i etape 3 og der er derfor ikke estimeret nogendriftsudgift på denne post.stationer være overflødige ogerstattes af opgraderingsanlæg. Det er uklart hvorAlle data er som tidligere beskrevet baseret på interviews ogg må derforr vurderes somværende estimater forbundet med unøjagtigheder. Dog kan det konkluderes, at de afRingkøbing Skjernkommuneestimerede samlede driftsudgifter for bådee anlæg, trans-2 og 3missionsnet og administration af gaslogistik for etape 1 på 1 mio. kr., og for etapeepå 8,2 mio. kr. var vurderet for lavt.Drift ogvedligehold – biogasanlægDer er på baggrund af materiale fra Ringkøbing Skjern kommune samt interviews medHashøj Biogas samt Thorsø Biogas estimeret en udgift til drift og vedligehold af ett 1500DE anlæg på 100. 000 kr./år (markeret med fed i tabel 3). Påå baggrundd af dette estimater der skaleret driftsudgiftertil de andree størrelserr anlæg somindgår i RKSK Biogasnet-projektet og disse er anvendt i de økonomiske overslag.5 Eludgift og vedligehold skønnes af HMN NaturgasI/S til 120.000 kr. pr. kompressor-station6 Estimat af HMN Naturgas I/ /SRKSK BiogasnetAfsluttende rapport7/22 1 st Mile, December 2010

Tabel 3: Drift og vedligehold - biogasanlægDriftsudgift Anlægsstørrelse(Dyreenheder)Output CH4 Pris100.00033.333166.6673.333.3331.5005002.500Centralt biogasanlæg 1.000.000 500.0002.500.00025.000.000 10.000.0004.000.00012.500.000250.000.000Faktor1001207575Thorsø Biogas producerer årligt 3 mio. m3 biogas svarende til t 1,95 mio. Nm3 CH4. Debudgetterer med en årlig driftsudgift påå 960.000 kr. 7 Anlægget ved Thorsø Biogaser fra1994 oger en mere kompleks anlægstype end der er lagt opp til i biogasmodellen i RingkøbingSkjern kommune.Hashøj Biogas producerer årligt 6,4 mio. m3 biogas svarendee til 4,1 mio. Nm3 CH4. Debudgetterer med en årlig driftsudgift påå 1,7 mio. kr. 8 Anlægget er et stort og komplekstbiogasanlæg, sommodtager forskelligartede affaldog dette resulterer i øgede driftsudgif-detter i forhold til mange andre biogasanlæg.I det økonomisk overslag forr etape 1 bestående affem 1500 DE biogasanlæg, hvorårlige output er sat til 5 mio. Nm3 CH4, , er den årlige driftsudgift forbundet med biogas-anlæggene vurderet til 500.000 kr. Dette svarer til en månedlig driftsudgift for det enkel-om denne post er vurderet korrekt, da det er fem anlæg, somskal serviceres 24 timer t ite anlæg på ca. 8. .300 kr. somskal dække mandskab og reservedele. Det kan diskuteresdøgnet og en tilkaldeserviceordning er omkostningskrævende. Anlæggene er modsatsimple i designet og kræver derfor betydelig mindre drift og vedligeholdd end anlæggenehos Thorsø og Hashøj.ForsikringDet vil være nødvendigt for Bioenergi Vest A/S at tegne en forsikring, der tager højde foreventuel manglende leveringaf gas i enn given periode. Specielt etape 1 vurderes at værekritisk, da alt biogasproduktion foregår syd for Skjern Å, mens den producerede biogasafsættes nord for Skjern Å. Bioenergi Vest A/S skal under et transmissionsstop stadig af-samtidig med at de mister transmissionsindtægten. Denne post er midlertidigt satt til nul,regne med landmændene, kompenserefjernvarmeværket med anden gas i periodenda der eksisterer så stor usikkerhed omkring størrelsen af denne og dett giver derfor ikkemening af gætte en størrelse. Dette er ikke ensbetydende med, at posten er ligegyldig ogdet anbefales, at Bioenergi Vest A/S tager højde for denne i det videre forløb.DriftsindtægterLeasingydelseLeasingydelse skal være en fast f årlig ydelse, der skal dække følgende udgifter: Drift og vedligehold – anlægAdministration af køb/ /salg af gassSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor m.m.) Dækning af finansiel omkostningg forbundetmed investering i anlæg og gasmålereTabel 4 viser hvilke leasingydelser der er anvendt i de økonomiske overslag.7 Telefoninterviewmed Ernstt Klausen, Thorsø Biogas8 Telefoninterviewmed Erik Lundsgaardd, Hashøj BiogasRKSK BiogasnetAfsluttende rapport8/22 1 st Mile, December 2010

Tabel 4: LeasingydelserEtape 1Etape 2 -model AEtape 2-model BEtape 2 -model CEtape 3Drift og vedligehold - anlægAdministration af køb/ /salg af gasSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor m.m.)Finansiell omk. -anlægTotal500.0000 500.0000 1.000.0000 500.0000 4.072.3111 6.572.3111 5.333.333 500.000 1.000.000 1.000.000 49.474.143 57.307.476 5.333.333 500.000 1.000.000 1.000.000 40.955.817 48.789.150 5.333.333 500.000 1.000.000 1.000.000 49.474.143 57.307.476 13.133.333500.0001.000.0001.000.000n/aan/aaForretningsmæssig oversigt –MålsætningEtape1En grundlæggendee forudsætning for at anskaffe kapital til et stort og omfattendebiogas-netværk dækkende hele Ringkøbing Skjern Kommune, er at få etableret nogle demon-strationsanlæg (etape 1). Demonstrationsanlæg vil være et vigtig v skridt i kommercialise-ringen af biogasnetværket, da de skal bruges til:En skitse over etape 1 ses i figur f 1.Figur 1: Oversigt over etape 1Kapacitetsudnyttelseat rejse kapital til yderligere udbygning af transmissioonsnettet samt af organisati-onen i Bioenergi Vest A/Stiltrække andre investorersynliggøre teknologiske udfordringer, der skal løses før en videree udbygningEtape 1 vil kunne erstatte ca. 5% af Ringkøbing Skjern Kommunes naturgasbehov9 ogdet er planlagt, atden producerede mængde biogas skal aftages af Skjern kraftvarme-værk(KV). I sommermånederne aftagerr Skjern KVca. 500.000 Nm3 naturgasækvivalen-outputpå 417. .000 Nm3 CH4 svarende til 375. 000 Nm3 naturgasækkvivalenter og Skjern KV vilter 10 . Etape 1 vil med en årligproduktion på 5 mio. Nm3 CH44 have et månedligt derfor være nødsaget til at supplere op med naturgas. Opgradering af en eventuel over-produktion af biogas til andreaftagere vil derfor ikke blive aktuelt.Økonomisk overslagaf forretningsmodelForudsætningerÅrligt output m3 CH4Pris pr. m3 fra FVPris pr. m3 til landmænd5.000.00004,123,4449 93 mio. Nm3 naturgasækvivalenter/103 mio. Nm3 CH4 er RingkøbingRgs Skjern kommu-nes årlige forbrug if. HMN Naturgas I/S10 HMN Naturgas I/SRKSK BiogasnetAfsluttende rapport9/22 1 st Mile, December 2010

Transmissionsindtægtt0,68InvesteringTransmissionsnet (35 km)Decentralt biogasanlæg (5*1500 DE)Decentrale gasmålere (5 stk.)Total investering30.625.000050.000.0000750.000081.375.000Finansielle omkostningerAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)205%6.529.741DriftsudgifterAfregning af gas til landmændDrift og vedligehold - transmissionsnetDrift og vedligehold - anlægAdministration af køb/ /salg af gasSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor m.m.)ForsikringSamledee driftsudgifterr17.200.0000900.0000500.0000500.00001.000.0000500.0000020.600.000DriftsindtægterIndtjeningLeasingTransmissionsindtægterSamledee driftsindtægter17.200.00006.572.31113.400.000027.172.311NøgletalLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstid uden rente i årÅrligt cashflow for Bioenergi Vest A/S10.627.6891242.570Evaluering af forretningsmodelDet økonomiske overslag viser en simpel tilbagebetalingstidpå 12 år med et årligtcashflowi Bioenergi Vest A/Spå ca. 42.570 kr. Endvidere viser det økonomiske overslag,at landmændene står med enfortjeneste efter afregning af leasingydelse på 10,6 mio.kr. Der er heri ikke indregnett landmændenes udgifter til indkøb af energiafgrøderm.m.Slutteligt skal det bemærkes, at forsikringsudgiften er sat til 0 kr., da der eksisterer såstor usikkerhed omkring størrelsen af denne. Denne post vil øge de samlede driftsudgif-samt afBioenergi Vest A/S organisationn vurderes sandsynligt, da transmissionsindtægtenblot kanøges. Dette vil imidlertid have en negativindflydelsee på landmændenes indtje-ning. Da etape 1 er tiltænkt som en demonstrationsetape til at synliggøre teknologiskeudfordringer, som skal løses inden videre udbygning samt tiltrække potentielle investo-rer, er det naturligt, at transmissionsindtægten pr. Nm3 CH44 vil være højere end i de ef-ter og dermed øgetransmissionsindtægten for at holde Bioenergi Vest A/S årligecashflowpositivt. Dette forringer landmændenes årlige fortjeneste.Målsætningen medat rejse yderligere kapital til videreudbygning af transmissionsnettetterfølgende etaper, da der err væsentlige etablerings- og administrationsomkostninger,som skal fordeles ud på forholdsvis få kubikmeterCH4. Såfremt etape 1 kommer til atstå alene uden en videre udbygning med etape 2, vil etape 1 kunne generere en fortje-fRKSK BiogasnetAfsluttende rapport10/22 1 st Mile, December 2010

neste eller opnå break-evenafhængig af transmissionsindtægten, og landmændene vilstå til en maksimal årlig fortjeneste på 10,6 mio. kr.Potentialer og fordeleForretningsmæssig oversigt –MålsætningEtape2Ringkøbing Skjernkommunehar en målsætning om at være 100 % selvforsynende medvedvarende energi i år 2020 og etape 1 må derforr anses somværende et vigtigt skridtpå vejen.Der vil med etableringen af etape 1 skabes minimum tre arbejdspladser i Bioenergi Vesta/s til at administrere køb ogsalg af den producerede biogass samt til att servicere trans-missionsnettet og biogasanlæggene. Ydermere bliver landbrugets udfordring med hånd-tering af gylle ligeledes imødekommet med etape 1.Målsætningen medetape 2 er at mættee det lokalemarked med biogas frem for naturgasog ligger derfor i naturlig forlængelse af etape 1. Det årlige behov b for naturgas i Ringkø-bing Skjern Kommune er 103Nm3 CH4. Etape 2 vil imødekomme dettee behov, men ikkeindfri målsætningen omkring100% selvforsynet med vedvarende energi. Det forventedeårlige output af biogas i etape 2 vil sammenlagt med etape 1 være 60 mio. Nm3 CH4. Enskitse over de forskellige forretningsmodeller i etape 2 ses nedenfor i figur 2-4. Forret-ningsmodellerne adskiller sigfra hinanden i hvorledes overskudsproduktionen i sommer-månederne anvendes.Figur 2: Oversigt over etape 2 - Forretningsmodel AFigur 3: Oversigt over etape 2 – Forretningsmodel BRKSK BiogasnetAfsluttende rapport11/22 1 st Mile, December 2010

Figur 4: Oversigt over etape 2 – Forretningsmodel CKapacitetsudnyttelseDa Ringkøbing Skjern kommunes årligee naturgasforbrug er 1031mio. Nm3 CH4 kan dettedelvis imødekommes med etape 2, somhar et årligt output på p 60 mio. Nm3 CH4. Dogforventes biogasproduktionen nogenlunde konstant henover året, da det er tvivlsomt,hvorvidt det kan lade sig gøre at sæsonregulere på biogasanlæg 11 imens fjernvarmevær-kerne og kraftvarmeværkerne har et varieret forbrug af gas fordelt henover året. Derforventes derfor en overproduktion i 7 måneder (sommerhalvåret) samt en underproduk-Nm3tion i 5 måneder (vinterhalvåret) 12 . Overproduktionen vil i etape 2 væree på 12 mio.CH4 13 . Der er af Ringkøbing Skjern kommune ikkepå nuværende tidspunkt taget konkretstilling til hvilke potentielle aftagere derr er på markedet, somkunne være interesserede iat aftage overskudsproduktionen. Der er på baggrund af denne problemstilling opsat treforretningsmodeller for etapee 2.Økonomisk overslagaf forretningsmodellerForudsætningerÅrligt output m3 CH4Mængdegas til fjernvarmeværkerMængdeopgraderet gasPris pr. m3 fra FV/KVPris pr. m3 opgraderet gas fra FV/KVPris pr. m3 CH4 til landmændPris pr. m3 opgraderet gas til landmændTransmissionsindtægtt60.000.00048.000.00012.000.0004,124,833,764,470,36Investering - Anlægog transmissionsnetInvestering vedr. etape 181.375.0000Der er som beskrevet ovenfor identificeret tre forskellige forretningsmodeller som på forskelligvis tager højde for den beregningstekniskeoverproduktion der er i etape 2.ForretningsmodelAI forretningsmodel A afsættes 48 mio. Nm3 CH4 til lokale fjernvarmeværker og kraftvar-til na-meværker og overskudsproduktionen på 12 mio. Nm3 CH4 opgraderesoog afsættesturgasnettet.11 Øget produktionog anvendelse af biogas i Danmark - Rammebetingelser og tekniskeforudsætninger, DGC Projektrapport Maj 200912 Præsentation fraHMN Naturgas, oversigt over værkers forbrug opdelt på naturgas ogbiogas13 DGC,resultat i WP1RKSK BiogasnetAfsluttende rapport12/22 1 st Mile, December 2010

Investering vedr. etape 2Transmissionsnet (120 km)Decentralt biogasanlæg (20*500 DE)Decentralt biogasanlæg (40*1500 DE)Decentralt biogasanlæg (1*2500 DE)Decentrale gasmåleree (61 stk.)Total investering105.000.00080.000.000400.000.00012.500.0009.150.000606.650.0000Total nvestering688.025.0000Investering - OpgraderingsanlægOpgraderingsanlæg50.000.0000Finansielle omkostninger - Anlæg og transmissionsnetAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)205%55.208.9066Finansielle omkostninger - OpgraderingsanlægAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)155%4.817.1144DriftsudgifterAfregning af gas til landmændAfregning af overskudsgas til landmændOpgraderingsudgifter- overproduktionDrift og vedligehold aftransmissionsnetDrift og vedligehold afanlægAdministration af køb/ /salg af gasSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor, bil m.m.)ForsikringSamledee driftsudgifter180.480.00053.640.0005.280.0005.541.4295.333.333500.0001.000.0001.000.0000252.774.7622DriftsindtægterIndtjening - biogasIndtjening - opgraderet gasLeasingTransmissionsindtægterSamledee driftsindtægter180.480.00053.640.00057.307.47621.600.000313.027.4766NøgletalLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstid uden rente i årÅrligt cashflow for Bioenergi Vest A/S176.812.5244122226.6944ForretningsmodelBI forretningsmodel B opgraderes de 60 mio. Nm3 CH4 og afsættes til naturgasnettet.ForudsætningerÅrligt output m3 CH460.000.000RKSK BiogasnetAfsluttende rapport13/22 1 st Mile, December 2010

Pris pr. m3 fra FV/KV for opgraderet gasPris pr. m3 til landmændTransmissionsindtægtt4,833,980,85Investering - Anlægog transmissionsnetInvestering vedr. etape 181.375.000105.000.00080.000.000400.000.00012.500.0009.150.000-42.000.000564.650.000Total investering646.025.000Investering - OpgraderingsanlægOpgraderingsanlæg (2stk.)Gaskompressor (2 stk.)123.000.00013.000.000136.000.000Investering vedr. etape 2Transmissionsnet (120km)Decentralt biogasanlæg (20*500 DE)Decentralt biogasanlæg (40*1500 DE)Decentralt biogasanlæg (1*2500 DE)Decentrale gasmålere (61 stk.)Reduktion af investering i transmissionsnet og kompres-sorstationerTotal investeringFinansielle omkostninger - Anlæg og transmissionsnetAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)205% 551.838.717Finansielle omkostninger - OpgraderingsanlægAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)155% 513.102.551DriftsudgifterAfregning af gas til landmændOpgraderingsudgifter- hele produktionDrift og vedligehold aftransmissionsnetDrift og vedligehold afanlægAdministration af køb/ /salg af gasSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor, bil m.m.)ForsikringSamledee driftsudgifterr238.800.00026.400.0005.301.4295.333.333500.0001.000.0001.000.0000278.334.762DriftsindtægterIndtjening - opgraderet gasLeasingTransmissionsindtægterSalg af procesvarmeSamledee driftsindtægter238.800.00048.789.15051.000.0005.000.000343.589.150RKSK BiogasnetAfsluttende rapport14/22 1 st Mile, December 2010

NøgletalLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstid uden rente i årÅrligt cashflow for Bioenergi Vest A/S190.010.85012313.119ForretningsmodelCI forretningsmodel C afsættes de 48 mio. Nm3 CH4 til lokale fjernvarme- og kraftvarme-værker og overskudsproduktionen anvendes alenee til elproduktion.ForudsætningerÅrligt output m3 CH4Mængdegas til fjernvarmeværkerOverskudsproduktionPris pr. m3 fra FV/KVPris pr. m3 til landmændPris pr. m3 overskudsgas anvendt til t elproduktionPris pr. m3 opgraderet gas til landmændTransmissionsindtægtt60.000.00048.000.00012.000.0004,123,932,532,340,19Investering - Anlægog transmissionsnetInvestering vedr. etape 181.375.000Investering vedr. etape 2Transmissionsnet (120km)Decentralt biogasanlæg (20*500 DE)Decentralt biogasanlæg (40*1500 DE)Decentralt biogasanlæg (1*2500 DE)Decentrale gasmålere (61 stk)Total investering105.000.00080.000.000400.000.00012.500.0009.150.000606.650.000Total investering688.025.000Finansielle omkostninger - Anlæg og transmissionsnetAfdragsperiode i årRenteSamlet årlig ydelse (annuitetsbetragtning)205%55.208.906DriftsudgifterAfregning af gas til landmændAfregning af overskudsgas til landmændDrift og vedligehold aftransmissionsnetDrift og vedligehold afanlægAdministration af køb/ /salg af gasSAP-systemAndre driftsudgifter (kontor, bil m.m.)ForsikringSamledee driftsudgifterr188.640.00028.080.0005.541.4295.333.333500.0001.000.0001.000.0000230.094.762DriftsindtægterIndtjening - biogasIndtjening - elproduktionLeasing188.640.00028.080.00057.307.476RKSK BiogasnetAfsluttende rapport15/22 1 st Mile, December 2010

TransmissionsindtægterSamledee driftsindtægter11.400.000285.427.476NøgletalLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstid uden rente i årÅrligt cashflow for Bioenergi Vest A/S159.412.52412123.808Evaluering af forretningsmodellerOverslagene for model A, B og C viser følgende nøgletal:Model Ao Landmændenes indtjening: 176,8 mio. kr.o Simpel tilbagebetalingstid: 12 åro Årligt cashflow: 226.6944 kr.o Transmissionsindtægt: 0, ,36 kr/Nm3CH4Model B:o Landmændenes indtjening: 190 mio. kr.o Simpel tilbagebetalingstid: 12 åro Årligt cashflow: 313.119 kr.o Transmissionsindtægt: 0, ,85 kr/Nm3CH4Model C:o Landmændenes indtjening: 159,4 mio. kr.o Simpel tilbagebetalingstid: 12 åro Årligt cashflow: 123.808 mio. kr.o Transmissionsindtægt: 0, ,19 kr/Nm3Udbygningen af biogasmodellen med etape 2 virker fordelagtig såfremtt transmissionsind-tægten og landmændenes indtjening fortsat kan variere for at a sikre at Bioenergi Vest A/Sikke genererer et årligt negativt cashflow og dermed er i stand til at opfylde deresfinan-årligesielle forpligtelser.Den simple tilbagebetalingstider 12 år i alle a tre modeller og detcashflowfor Bioenergi Vest A/S er tæt på break-even. Der err ikke medregnet landmæn-med at mætte detlokale marked med biogas kan delvis indfries med alle tre modeller.Model A generererr en årlig ndtjening til landmændenes på 163 mio. kr. og har entrans-denes udgift til energiafgrødem.m. i landmændenes årlige fortjenestef. Målsætningenmissionsindtægt på 0,36 kr/Nm3 CH4. Model A har et opgraderingsanlæg med kapacitettil at opgradere overskudsproduktionenn og investeringen til dette d anlægg er betydeligtmindre end opgraderingsanlægget i model B og transmissionsindtægtenn er derfor lavere.Model B skiller sig ud ved at generere den højestee årlige indtjening til landmændene. Denhøje transmissionsindtægt i model B indikerer højere driftsudgifter end i model A og C.Det er det omkostningstungeopgraderingsanlægmed kapacitet til opgradering af heleproduktionen der er årsag til dette. Landmændenes højere ndtjening er ligeledes forbun-det meddette, da opgraderet gas kan sælges til en højere pris end biogas.Model C har den laveste transmissionsindtægt, hvilket hænger sammenn de lavere inve-steringsforpligtelser der ligger i denne model, da overskudspproduktionen ikke opgrade-res, men anvendes til elproduktion og varmeproduktionen bortkøles. I et samfundsøko-til t atnomisk perspektiver denne model dog ikke anbefalelsesværdig og kan medvirkeRingkøbing Skjerns biogasmodel får et dårligt image.I tabel 5 ses en følsomhedsanalyse på parameteren ”mængden af afsatt gas”. Den marke-rede værdi er den, der er anvendt i det t økonomiske overslag. Det er antaget at mæng-RKSK BiogasnetAfsluttende rapport16/22 1 st Mile, December 2010

den af gas til fjernvarmeværkerne fastholdes og at det er overskudsproduktionender re-duceresi de modeller, hvor det har betydning.Tabel 5: Følsomhedsanalyse på parameteren ”Mængden af afsat gas”Model A:Mængden af afsat gas50 mio. 55 mio. 60 mio.Landmændenes indtjening128.612.5244 152.812.524 176.812.524Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt122 126.6944 0,433 1276.694 0,39 12226.6940,36Model B:Mængden af afsat gasLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt50 mio. 55 mio. 60 mio.141.710.8500 165.710.850 190.010.850122 313.1199 1,022 12463.119 0,93 12313.1190,85Model C:Mængden af afsat gasLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt50 mio. 55 mio. 60 mio.134.012.5244 146.612.524 159.412.524122 223.8088 0,233 12273.808 0,21 12123.8080,19Vurderet ud fra parameteren”landmændenes indtjening” hvilken model der er mest for-model B der genererer den største indtjening og derefter model A. Ved 50 mio. Nm3 CH4delagtig, så har mængden aff afsat gas betydning. Ved 55 mio. Nm3 CH4 er det stadiger det stadig model B der er mest fordelagtig, men her genererer model C den næsthøje-ste indtjening til landmændene.Tabel 6 viser en følsomhedsanalyse på ændringer i investeringsudgiftenn til opgraderings-anlæg med forskydninger på henholdsvis 10% og 20% til begge sider.Tabel 6: Følsomhedsanalyse på parameteren ”Ændring i investering - opgraderingsanlæg”Model AInvestering - opgraderingsanlæg-20% -10%010%20%Landmændenes indtjening177.412.5244 177.412.524 176.812.524 176.212.524 175.612.524Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt12590.1170,3512108.405 0,35 12226.694 0, 3612344.983 0,3712463.2710,38Model BInvestering - opgraderingsanlægLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt-20%192.410.85012533.6300,81-10%010%20%191.210.850 190.010.850 188.810.850 187.610.85012121212423.375 313.119 202.864 92.6090,83 0, 850,870,89Model CInvestering - opgraderingsanlægLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt-20% -10%010%20%159.412.5244 159.412.524 159.412.524 159.412.524 159.412.5241212121212123.808 123.808 123.808 123.808 123.8080,190,19 0, 190,190,19RKSK BiogasnetAfsluttende rapport17/22 1 st Mile, December 2010

I modelC er alle tallene de samme, da der ikke eret opgraderingsanlæg i model C. Mo-ind-del A ogB udviserikke stor følsomhedfoverfor denne parameter og landmændenes tjening påvirkes kun svagt med ændringerne. Model B er igen den mestt fortrukne vurde-ret ud fra landmændenes indtjeningspotentiale.Dansk Fjernvarmee har undersøgt hvilken fjernvarmeværkernes afregningspris fjernvar-meværkerne vil betale for biogas og den ligger i intervallet 3,55 – 4,10 kr/Nm3 CH4 samt0,30 kr/ /Nm3 CH4 såfremt biogas skal konkurreremed naturgas. En middelværdi er an-prisvendt i de økonomiske overslag i beggee modeller. En følsomhedsanalyse på denneevarierende fra 3,85 til 4,40 kr./Nm3 CH4 er illustreret i tabel 7 nedenfor.Tabel 7: Følsomhedsanalyse på parameteren ”Fjernvarmeværkernes afregningspris”Model A:Pris pr. m3 biogas3,855 4,12 4,40Landmændenes indtjening163.852.5244 176.812.524 190.252.524Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt122 226.6944 0,366 12226.694 0,36 12226.6940,36Model B:Pris pr. m3 biogasLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt3,855 4,12 4,40190.010.8500 190.010.850 190.010.850122 313.1199 0,855 12313.119 0,85 12313.1190,85Model C:Pris pr. m3 biogasLandmændenes indtjeningSimpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt3,855 4,12 4,40146.452.5244 159.412.524 172.852.524122 123.8088 0,199 12123.808 0,19 12123.8080,19Imens model B ikke udviser nogen følsomhed for variation aff afregningsprisen for denproducerede gas, da alt gas afsættes som opgraderet gas, udviser model A og C følsom-fhed. Model A genererer en højere indtjening til landmændene ved middelværdien4,12kr/Nm3CH4 end model C gør ved den højest mulige afregningspris på 4,40 kr/Nm3 CH4,så vurderet ud fra landmændenes indtjeningspotentiale er model A at fortrække frem formodel C.Slutteligt viser tabel 8 en følsomhedsanalyse på ændringer i afregningsprisen for den op-graderede gas med 5% forskydning til hver side.Tabel 8: Følsomhedsanalyse på parameteren ”Afregningspris for opgraderett gas”Model A:Pris pr. m3 opgraderet gasLandmændenes indtjening Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt4,59173.932.524 12226.6940,364,83176.812.52412226.6940,365,07179.692.52412226.6940,36Model B:Pris pr. m3 opgraderet gas4,594,83Landmændenes indtjening 175.610.850 190.010.8505,07204.410.850RKSK BiogasnetAfsluttende rapport18/22 1 st Mile, December 2010

Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt12313.1190,8512313.1190,8512313.1190,85Model C:Pris pr. m3 opgraderet gasLandmændenes indtjening Simpel tilbagebetalingstidÅrligt cashflow i mio. kr.Transmissionsindtægtt4,59159.412.524 12123.8080,194,83159.412.52412123.8080,195,07159.412.52412123.8080,19Imens model C ikke udviser nogen følsomhed, da opgraderingsproblematikken ikke erinddraget i denne model, udviser både model A ogB følsomhed overforr ændringerr i afoverforregningsprisen foropgraderet gas. Model B udviser naturligt en større følsomhedændringer, da alle60 mio. Nm3 CH4 afsættes somopgraderet gas, hvorimod kun over-detskudsproduktionenn afsættes i model A. Model B fremstår mere fordelagtigt, grundethøjere indtjeningsgrundlag.Potentialer og fordeleRingkøbing Skjernkommunehar en målsætning om at være 100 % selvforsynende medvedvarende energi i år 2020 og denne målsætningbliver delvist indfriett med det årligeforventede gas-output i etape 2. Ydermere vurderes det, at der med etableringenn afetape 2 vil blive skabt minimum 10 arbejdspladser i Bioenergi Vest A/S S til at administrerekøb og salg af denproducerede biogas samt til at servicere transmissiotonsnettet ogbio-gasanlæggene. Fortjenestenpå mængden af produceret gas vil styrke landbrugetmar-kant samt vil landbrugets udfordring med håndtering af gyllee ligeledes blive imødekom-met med etape 2.Forretningsmæssig oversigt –MålsætningEtape3Målsætningen medetape 3 er den fuldee udbygningg af biogasmodellen og beror på afgas-årligeoutput af biogas i etape 3 vil sammenlagt med etape 1 og 2 være 100 mio. Nm3 CH4. Enning af 80 % af husdyrgødningen i Ringkøbing Skjern kommune. Det forventede skitse af etape 3 ses i figur 5.Figur 5: Oversigt over etape 3KapacitetsudnyttelseRingkøbing Skjernkommunetager i etape 3 udgangspunkt i det potentielle gasforbrug ikommunen og ikke i biogaspotentialet,og det er uklart, hvorvidt der err tilgængelige bio-masse/ energiafgrøder til denne størrelse for biogasproduktion. Ringkøbing Skjern kom-samt kunder i procesindustrien og at eventuelt overskydendee biogas skal opgraderes tilmune forventer, at den producerede biogas skal afsættes til de lokale fjernvarmeværkernaturgaskvalitet og afsættes til naturgasnettet. Arla Foods err tiltænkt som hovedaftager,da biogas kan bidrage til en reduktion af deres CO2-udslip ogg dermed imødekommes de-RKSK BiogasnetAfsluttende rapport19/22 1 st Mile, December 2010

es CO2-mål. En anden aftager kunne være naturgasnettet,hvor alt biogas opgraderes ofafsættes til naturgasnettet. Slutteligt kunne Nybrovære en potentiel p aftager, hvor manafsatte den producerende mængde biogas (ikke-opgraderet)til Nybro og opblandede denmed naturgas, da der er taleom så småå mængder, at det ikke vil påvirke brændværdienvæsentligt og en opgraderingg kan dermed udelades.Økonomisk overslagaf forretningsmodelDer eksisterer ikkenødvendigt data til at udarbejde økonomiske overslag for forskelligeforretningsmodeller der eksisterer i etape 3, da der er væsentlige forhold som ikkeerundersøgt.For samlet set at kunne producere 100 mio. Nm3 CH4 i etape 3 foreligger der en yderli-gere biogasanlægsinvestering på 638 mio. kr. til at producere de sidstee 40 mio. Nm3CH4. Umiddelbartsynes denne investering forholdsvis stor set s i forholdd til etape 2, hvorder er en biogasanlægsinvestering på 502 mio. kr. til at producere 55 mio. Nm3 CH4.Forholdet mellem investeringog forventet output i etape 2 og 3 er:Etape 2: 1 mio. Nm3 CH4 – 9 mio. kr. i anlægsinvesteringEtape 3: 1 mio. Nm3 CH4 - 16 mio. kr. i anlægsinvessteringEvaluering af forretningsmodelDer er ikke taget højde for øgede anlægsinvestering til opgraderingsanlæg.Dertil skal der tillægges en øget udgift forbundet med importt af biomasse og/ellerr ener-giafgrøder vil forlænge tilbagebetalingstiden og forringe det årlige å cashflow.Målsætningen medden fuldeudbygningg af biogasmodellen er en optimal udnyttelse afRingkøbing Skjernkommunes husdyrgødning. Da udvidelsenn tager udgangspunkti komskalsupplere husdyrgødningen i biogasproduktionen og anlægsinvesteringen pr. 1 mio. Nm3munensbehov og ikke tilgængelige ressourcer af energiafgrøder/biomasse, somCH4 er væsentligtt højere endi etape 2, , kan der slås tvivl ometape 3 er realistisk.Potentialer og fordeleMuligheden for en optimal udnyttelse aff kommunes husdyrgødning er interessantog derer flere fordele veddenne. Dog lægger etape 3 optil en kraftigt forøgelse af anlægsinve-omsteringen for at få de sidste 40 mio. Nm3 CH4 og da der samtidig hersker stor tvivlbåde aftagere og tilgængelige råvarer kan det være vanskeligt at se dee oplagte potentia-ler og fordele.Overordnede kritiske faktorerFast vs. variabel transmissionsindtægtSom beskrevet under ”Baggrundsinformation” er det tiltænkt, at det skal være en nul-forretning mellem på den ene side leasingudgiftenn og på denn anden sidee drifts- ogvedli-admi-geholdsomkostninger forbundet med anlæggene,de finansielle omkostninger samtnistration af gaslogistik. Derved skal transmissionsindtægtenn alene bære drifts- ogvedli-med investeringenn i transmissionsnettet. Ved valgaf disse rammer r er det nødvendigtmed envariabel transmissionsindtægt for at sikre, at Bioenergi Vest A/ /S opnår break-even ogkan opfylde deres finansielle forpligtelser. Hvis ikke dette bliver tilfældet, kangeholdsomkostninger på transmissionsnettet samtde finansielle omkostninger forbundetdet blive vanskeligt at tiltrække investorer, da Bioenergi Vest A/S dermed bærer en stordel af risikoen og såfremt transmissionsindtægtenn fastsættess for lavt, kan det få alvorligRKSK BiogasnetAfsluttende rapport20/22 1 st Mile, December 2010

negativindflydelsee på Bioenergi Vest A/ /S årlige cashflow og betalingsevne. Ydermere sik-for-re den variable transmissionsindtægt, at Bioenergi Vest A/S ikke genererer en stortjeneste, da det eruklart hvorvidt dettee er muligt i henhold til t Varmeforsyningsloven.Potentielle aftagereeEt kritisk forhold for Bioenergi Vest A/SS kan være,at de kun har én aftager til biogassen iform afde lokale fjernvarmeværker. Derved står Bioenergi Vest V A/S ikke i en speciel for-delagtigg situation vedrørendee forhandling af gaspriser og vilkår. Den anvendte afreg-erningspris på 4,12 kr/Nm3 inklusiv en transmissionsafgift fra fjernvarmeværkerneestimeret af Dansk Fjernvarme Kommune.Unøjagtigheder i økonomisk overslagEn væsentlig kritisk faktor err ligeledes økonomibetragtningen, som vurderes at være be-hæftet med en del unøjagtigheder og kan betyde ændringer i nøgletallene ”Tilbagebeta-karakter.AnlægsinvesteringAnlægsinvesteringen er stadig baseret på et overslag og ændringer kann bevirke både re-lingstid”, ”Landmændenes indtjening” samt ”Årligtcashflow” af både positiv og negativduktioner samt forøgelser af den samlede investering og dermed påvirke tilbagebeta-lingstiden, landmændenes indtjening samt det årlige cashfloww i Bioenergi Vest A/S.DriftsudgifterDrifts- og vedligeholdsudgifterne forbundet med anlæg og transmissionsnettet er beggebaseretpå interviews og materiale fra RingkøbingSkjern kommune og er derfor forbun-pådet medunøjagtigheder. Disse unøjagtigheder kanpåvirke både b positivt og negativtnøgletallene for Bioenergi Vest A/S i dee enkelte etaper.AndreforholdSelskabsstrukturGrøn Vækst er regeringens vision, hvis formål er at skabe enn ny grøn vækstøkonomi,som bidrager til atløse miljø-, klima- og naturudfordringer og samtidig skaber nyejob igrønne væksterhverv. Uenighed blandt landbruget, biogasbranchen og staten omkringanlægsøkonomienn og beregningsmetoderne har sammen med en rækkee uklarheder,blandt andet hvorvidt et biogasselskabvil være underlagt varmeforsyningsloven,eteventuelt ligestillingstilskud m.m. medført, at Kommuners Landsforening (KL) harr anbe-af biogasanlæg 14 . Dette kan ligeledes besværliggøre finansieringen af biogas-modellenfor Ringkøbing Skjern kommune, da en kommunegaranti vurderes stærk nødvendig forfalet, atkommunerne er tilbageholdende med at stille kommunegarantier for etableringat tiltrække andreinvestorer.I Grøn Vækst 2.0 har partnerne forpligtet sig til atarbejde for et frit brændselsvalg på demindre kraftvarmeværker. Det kan være en trussel mod RKSK Biogasnet-projektet, så-træflis og halm. Udviklingenaf naturgaspriser kanmodsat virke fordrende for fjernvar-meværkernes incitament til at omlæggee til biogas.fremt værkerne i højere gradønsker at anvende afgiftsfrie brændsler som for eksempelDer er i en tidligere arbejdspakke beskrevet en mulig selskabsstruktur for Bioenergi VestA/S somblandt andet har til formål at dele af Bioenergi Vest A/S kan omgå Varmeforsy-at sik-ningsloven. Det anbefales at opnå en positiv tilkendegivelsehos Energitilsynet forre, at selskabsstrukturen opfylder kravene og ikkeer i strid med Varmeforsyningsloven.14 Artikel 02/09/199 på www.KL.dk - ”Kommunegaranti vedr. fælles biogasanlæg”RKSK BiogasnetAfsluttende rapport21/22 1 st Mile, December 2010

VurderingSom rammerne for Bioenergi Vest A/S er tiltænkt i dag, vurderes det, at de forskelligeforretningsmodeller er følsomme overfor visse nøgleparametre, som derfor må ansessom betydningsfulde for landmændeness årlige indtjening. Enn variabel transmissionsafgiftsikrer dog i alle forretningsmodeller, at Bioenergi Vest A/S opnår break-even og kan op-fylde deres finansielle forpligtelser. Derudover medvirker en variabel transmissionsind-ertægt til at mindskefølsomheden og risikoen for Bioenergi Vest A/S. Nøgleparametrene mængden af afsatgas samt afregningsprisen for biogas og opgraderetogas. Derudover erde økonomiske overslag forbundet medd unøjagtigheder på posterne driftsudgifter,, sompåvirker nøgletallene og det anbefales, at Ringkøbing Skjern kommune undersøgedisseindgående for at få et mere realistisk r billede af bæredygtigheden af de forskellige forretenfastningsmodeller for Bioenergi Vest A/S.Ydermere er transmissionsindtægten enn kritisk parameter såfremt den skal væreindtægtt pr. Nm3 CH4 og kanpåvirke Bioenergi Vest A/S årlige cashfloww samtidig med atder eksisterer en potentiel risiko for, at Bioenergi Vest A/S ikke kan opfylde deres finan-sielle forpligtelser.Slutteligt er det væsentligt for Bioenergi Vest A/S at have fokus på opgraderingsproble-model Amatikken i etape 2, da den har en væsentlig betydning for nøgletallenei specieltog B. Model B genererer en større indtjening til landmændene og selvomm den er merefølsom overfor visse ændringer, er den laveste indtjening i de fleste scenarier stadig hø-til el-jere endi de andre modeller. I model C hvor overskudsproduktionen kun anvendesproduktion, er detikke samfundsøkonomisk fordelagtigt at bortkøle energi og RingkøbingSkjern kommune risikerer ett dårligt image, såfremt denne forretningsmodel vælges.RKSK BiogasnetAfsluttende rapport22/22 1 st Mile, December 2010