Genomlysning av projekt GoBiGas, Göteborg Energi AB. Slutgiltig version, 2012-01-27. Anders Söderberg, Disa Hammarskjöld, Maria Nilsson

Genomlysning av projekt GoBiGas, Göteborg Energi AB Slutgiltig version, 2012-01-27 Anders Söderberg, Disa Hammarskjöld, Maria Nilsson

Innehåll 1 Sammanfattning... 3 2 Inledning... 5 2.1 Uppdragets omfattning... 5 2.2 Uppdragets genomförande...... 6 2.3 Bakgrund till investeringen GoBiGas... 7 2.4 Övergripande beskrivning av projektet GoBiGas... 8 3 Omvärld... 9 3.1 Biogas... 9 3.2 Marknad... 11 3.3 Preeras reflektioner Omvärld... 12 4 Teknik... 13 4.1 GoBiGas teknik... 13 4.2 Anläggningens miljöpåverkan... 15 4.3 Preeras reflektioner Teknik... 15 5 Investeringskalkyl och lönsamhet... 16 5.1 Investeringskalkyl... 16 5.2 Resultatpåverkan... 18 5.3 Preeras reflektioner Ekonomiska Förutsättningar... 19 6 Väsentliga iakttagelser... 20 6.1 Biogasens användningsområden och tekniska förutsättningar... 20 6.2 Bolagsstyrning och beslut om genomförandet av GoBiGas... 24 6.3 Risker med GoBiGas...... 24 7 Ledning och styrning... 32 7.1 Preeras reflektioner Ledning och styrning... 33 8 Projektets genomförande Etapp 1... 34 8.1 Syfte... 34 8.2 Projektmål... 34 8.3 Tidplan...... 34 8.4 Kostnad och budget... 35 8.5 Bidragsfinansiering från Energimyndigheten...... 35 8.6 Projektorganisation...... 36 8.7 Risk- och konsekvensanalyser... 37 8.8 Samverkan med E.ON... 38 8.9 Upphandling och leverantörer... 38 8.10 Lokalisering... 40 8.11 Tillståndsprocessen...... 40 8.12 Dokumentation... 41 8.13 Kommande utmaningar... 42 8.14 Förutsättningar för etapp 2... 42 8.15 Preeras reflektion Projektgenomförande etapp 1... 43 9 Slutsatser... 44 2

1 Sammanfattning Projektet GoBiGas har genomlysts som en del i det granskningsuppdrag som stadsledningssammanträde 2011-03-02, 128. kontoret fick i uppdrag att genomföra vid kommunstyrelsens Denna rapport presenterar genomlysningen av GoBiGas och de slutsatser som genomlysningen resulterat i. GoBiGas, som står för Gothenburg Biomass Gasification Project, är en del i Göteborg Energis satsning på att minska användandet av fossila bränslen. Syftet med projektet är enligt bolaget att i kommersiell skala demonstrera förgasningsteknikens möjligheter och att bygga en biogasanläggning. Tanken med projektet är att bidra i omställningen lningen till mer hållbar energiproduktion och investera i en infrastrukturssatsning som på sikt ska vara lönsam. Projektet påbörjades 2005 med målsättningen att bygga en 100 MW anläggning. Då teknikmognaden var lägre än projektet förväntat sig beslutades det under 2007 att projektet skulle delas upp i två etapper, en forsknings- och demonstrationsanläggning på 20 MW som i ett nästa steg kompletteras med en kommersiell anläggning om 80 MW. Projektet gick i och med styrelsens investeringsbeslut 2010-12-16 in i genomförandefasen. Etapp 1 beräknas stå klar under våren 2013. Anläggningen kommer att innehålla tekniker för förgasning och metanisering som aldrig tidigare prövats i kommersiella anläggningar av GoBiGas storlek vilket har ställt stora krav på såväl teknikutveckling som upphandling och samverkan med leverantörer. Genomlysningen visar att projektet trots sin komplexitet drivs professionellt och i enlighet med bolagets policys. Projektet är väldokumenterat och projektets genomförande, utmaningar och beslut går att följa i dokumentationen. Det finns dock ett antal väsentliga iakttagelser som bör belysas. Den osäkerhet och risk, i form av tekniska, ekonomiska och kommersiella förutsättningar, som projektet är förknippad med gör att det kan ifrågasättas s om ett kommunalt bolag ska bära denna typ av risker. Mot detta ställs behovet av att ställa om dagens fossilberoende energisystem. Göteborg Energi som är ett av Sveriges största energibolag och som är finansiellt välmående har möjlighet att bidra till denna utveckling, speciellt med tanke på att Göteborgs Stad i sin budget länge framfört en tydlig inriktning mot att bidra i omställningen till ett mer hållbart kretsloppssamhälle. Såväl kommunallagen som ägardirektivet tydliggör att beslut av principiell karaktär ska till kommunfullmäktige för ställningstagande. Vår tolkning är att beslutet att uppföra GoBiGas Etapp 1 är ett beslut av principiell karaktär, något som ligger i linje med styrelsens beslut 2008-04-23. Vår bedömning är att kommunfullmäktiges ställningstagande 2008-11-1313 inte omfattar genomförandet av projektet. Detta baseras på informationsinnehållet och formuleringarna i tjänsteutlåtandet, kommunfullmäktiges beslutsformulering samt att styrelsen vid denna tidpunkt inte fattat beslut om projektets genomförande. Styrelsens beslut om att genomföra projektet kom först 2010-12-16 och under hösten 2011 fattade styrelsen beslut om att genomförandet av GoBiGas etapp 1 ska upp för ställningstagande i kommunfullmäktige. Bolagets styrgrupp fattade redan 2005 ett strategiskt inriktningsbeslut för gasens framtida avsättning som fick inverkan på utformningen av anläggningen. Detta innebar att GoBiGas projektet inriktades mot en kommersiellt fristående anläggning för avsättning av biogasen på befintligt gasnät. Detta förmedlade projektet genom en rad presentationer i olika forum däribland för KS AU under våren 2010. Vissa medlemmar i kommunfullmäktige upplever att den inriktningen frångår kommunfullmäktiges inriktning om att staden ska kraftsamla för att driva Rya KVV med biogas som förmedlas i Göteborgs Stads budget mellan 2008-2011. 3

Precis som med de flesta större energiinvesteringar finns en finansiell risk förknippad med GoBiGas etapp 1 eftersom det är svårt att uppskatta kostnader för såväl uppförandet och driften. Investeringsbeslutet för etapp 1 är på 1075 Mkr där bolaget fått ett riskavlyft om 258 MKr genom bidrag från Energimyndigheten och samarbetet med E.ON. Det finns dock en prognos på att projektet sannolikt kommer mer att fördyras med 300 Mkr 1. Även om mycket tyder på de ekonomiska styrmedel som finns idag också fortsättningsvis kommer att prioritera förnyelsebar energi är det svårt att förutsäga prisutvecklingen på biogas. Kalkylen visar att etapp 1 inte kommer vara lönsam som stand-alone alone anläggning om inte priset på bensin går upp mot 25 kronor/liter realt (2009) och ses etappen som en enskild investering kan frågan om anläggningens värde och avskrivningsprinciper behöva aktualiseras. Sannolikheten för lönsamhet ökar om etapp 2 uppförs men investeringskalkylen bedöms idag som osäker då det inte finns några fullständiga kostnadskalkyler. En uppskattning pekar på minst 2 500 Mkr för etapp 2, men troligtvis räcker inte det. Den sammanlagda investeringen för att uppföra både etapp 1 och etapp 2 kommer således överstiga 3 700 Mkr. I dagsläget finns ett inriktningsbeslut från styrelsen att bolaget ska satsa på produktion av biogas genom förgasning men bolaget har inte utformat och utvärderat olika alternativ för finansiering av etapp 2 och därmed finns etapp 2 inte med i affärsplanens investeringsplan utan omnämns som en av flera potentiella satsningar. 1 Efter det att rapporten färdigställts har styrelsen beslutat att godkänna en utökning av budgeten med 300 MKr. 4

2 Inledning Stadsledningskontoret i Göteborgs Stad har utifrån beslut i kommunstyrelsen 2011-03-02 gett Preera i uppdrag att utföra en genomlysning av fyra projekt och investeringar inom Göteborg Energi AB. Genomlysningarna utförs under hösten 2011 och kommer att återrapporteras löpande till stadsledningskontoret och kommunstyrelsen. Ett av dessa projekt är GoBiGas där Göteborg Energi avser uppföra en förgasningsanläggning för produktion av SNG (Substitute Natural Gas). Denna rapport syftar till att presentera resultatet av den genomlysning som gjorts av GoBiGas- projektet. Rapporten är i huvudsak gjord under perioden juni till november. De fåtal uppdateringar som gjorts efter denna period är formulerade så att det framgår att de är gjorda efter det att rapporten färdigställts. 2.1 Uppdragets omfattning Genomlysningens syfte är att beskriva och analysera beslutet att investera i en anläggning för förgasning av biomassa (skogsråvara) för produktion av biogas (SNG) i Göteborg. I sammanhanget skall bland annat belysas; Projektets ursprungliga målsättning i jämförelse med gällande beskrivning av inriktningen för anläggningen. Investeringskalkylen. Tillförlitlighet och riskbedömningar. Projektets styrning, dokumentation och rapportering varvid bl a beslutsprocessen och styrelsens roll skall belysas. Investeringens långsiktiga lönsamhet samt förutsättningar i övrigt för driftkalkylen. Olika riskscenarier skall belysas. E.ON s roll och ställningstagande. Belysa projektets kommersiella och industriella förutsättningar, inte minst ur ett miljöpolitiskt perspektiv. Redovisa översiktlig jämförelse med motsvarande projekt hos annan huvudman. Läsanvisning Rapporten inleds med en översiktlig introduktion till projektet och därefter ett allmänt orienterande kapitel om omvärlden och marknaden för biogas. Därefter beskrivs de tekniska förutsättningarna samt investeringskalkylen i varsitt kapitel. I efterföljande kapitel beskrivs de väsentliga iakttagelser som gjorts i och med genomlysningen. Projektets ledning och styrning och det operativa genomförandets olika delar beskrivs i kapitlen ledning och styrning samt projektets genomförande etapp 1. Varje kapitel är uppbyggt med en redogörande del följt av ett avsnitt med Preeras reflektioner och kommentarer. Rapporten avslutas med slutsatser som i ett första avsnitt besvarar de konkreta frågeställningar som lyfts i projektdirektivet för att därefter kompletteras med en avslutande reflektion av projektet i sin helhet. Rapporten har tre bilagor; Bilaga 1 Projektets historik Bilaga 2 Utdrag ur beslutsunderlag/dokumentation Bilaga 3 Sammanställning ng av beslutsprocessen 5

Begreppsförtydligande Ägaren Kommunfullmäktige, Göteborgs Stad KS PD Kommunstyrelsens presidiedelegation (2005-2011) KS AU Kommunstyrelsens arbetsutskott (2011-) Bolaget Projektet Styrelsen Koncernledningen Styrgrupp Rya KVV Rya HVC EPCM-leverantör Göteborg Energi AB (Göteborg Energi) GoBiGas Bolagets styrelse Bolagets koncernledning GoBiGas styrgrupp Rya Kraftvärmeverk Rya Hetvattencentral Engineering, Procurement, Construction Management Tekniska begreppsförklaringar Naturgas Gas med fossilt ursprung Syntesgas Gas med organiskt ursprung, som ej erhållit naturgaskvalitet. Biogas/SNG Gas med organiskt ursprung, såväl från mikrobiell nedbrytning som förgasning av biomassa, som erhållit naturgaskvalitet genom en uppgraderingsprocess. 2.2 Uppdragets genomförande Analys av dokumentation Uppdraget har genomförts genom omfattande analys av relevant dokumentation från projektet. Under ett projekt av den omfattning som GoBiGas har produceras självfallet stora mängder dokumentation och material. Denna genomlysning har främst analyserat beslutsdokumentation som projektet sammanställt till styrgrupp, styrelse och ägaren samt underlag för investeringskalkyl, lönsamhetsberäkningar och underlag till ansökan om bidrag. Det har varit avgörande för uppdragets slutförande inom givna tids- och omfattningsramar att avgränsa analysen varför exempelvis projektgruppsprotokoll och arbetsmaterial inte analyserats. Det är sannolikt att det inom vissa områden finns ytterligare fakta att frambringa, men bedömningen har gjorts att tillräckligt djup analys har gjorts för att besvara uppdragets frågeställningar på ett adekvat sätt. Intervjuer Dokumentanalysen har kompletterats och fördjupats genom intervjuer med personer på Göteborg Energi som har anknytning till projektet och med representanter från både nuvarande och före detta styrelsen. Dessutom har frågor om ledning och styrning diskuterats under intervjuer med medlemmar i koncernledningen, även om inte alla intervjuer i sig behandlat projektet GoBiGas. Vidare har dokumentanalys och intervjuer kompletterats genom avstämningar med externa intressenter såsom representanter från stadsledningskontoret och kommunstyrelsens fd presidiedelegation. Följande personer har intervjuats: Personer i projektteamet Projektledare /projektchef (2009-2011) Åsa Burman Fd Projektledare/projektchef (2005-2009) Ingemar Gunnarsson Ansvarig för Miljö och Tillstånd Bengt Yngve Inköpschef PO Jonsson Styrgruppsledamöter, sitter även i koncernledningen 6

Fd VD, Styrgruppsordförande, beställare (2005-2010) Anders Hedenstedt Styrgruppsordförande, beställare, affärsområdeschef förnyelsebar energi (2011) Anders Dahl Tf VD (2011) Bengt-Göran Dahlman Ekonomidirektör Margareta Fischer Bolagets koncernledning Informationsdirektör, Göteborg Energi, koncernledningsmedlem Ann Törnblom Affärsområdeschef, Göteborg Energi, koncernledningsmedlem Peter Trygg Fd affärsområdeschef, Göteborg Energi, koncernledningsmedlem Björn Carlsson Styrelseledamöter Fd styrelseordförande Lennart Alverå Fd vice styrelseordförande Susanna Haby Styrelseordförande Kia Andreasson Vice styrelseordförande Martin Wannholt Följande personer har specifika frågor stämts av med under möten eller per telefon: Stadsledningskontoret och representanter från ägaren Kommunstyrelsens munstyrelsens ordförande, ordförande i KS PD/KS AU Anneli Hultén Fd kommunstyrelsens vice ordförande, vice ordförande KS PD Jan Hallberg Vice Stadsdirektör, stadsledningskontoret Peter Lönn Finanschef, stadsledningskontoret Magnus Andersson Fd Ekonomidirektör, stadsledningskontoret Per-Olof Hermansson Direktör, stadsledningskontoret Hans Olsson Avdelningschef, stadsledningskontoret Ulf Högberg Planeringsledare, stadsledningskontoret Christina Bertilson Fd förste Stadsjurist, stadsledningskontoret Gunnar Andersson Målsättningen för genomlysningen har inte varit att peka ut enskilda personer som ansvariga för eventuella brister i genomförandet, utan att objektivt klargöra vad som ligger till grund för olika ageranden och vägval inom projektet och lyfta fram möjliga åtgärder på ett organisatoriskt plan. 2.3 Bakgrund till investeringen GoBiGas Göteborg Energis uppdrag omfattas bland annat av att bidra till att utveckla ett hållbart samhälle. Som en del i den ambitionen arbetar Göteborg Energi med att öka användningen av förnyelsebara energiråvaror. Avsikten är främst att bidra till förverkligandet av lokala och nationella mål avseende minskning av fossila bränslen och därmed minska den globala uppvärmningen (växthuseffekten). Ett tydligt steg i denna riktning är projektet GoBiGas Gothenburg Biomass Gasification Project 2. Projektet GoBiGas etapp 1 har i uppdrag att uppföra en förgasningsanläggning för produktion av biogas/sng (Substitute Natural Gas). Anläggningen n skall leverera den producerade gasen till befintligt naturgassystem. Anläggningen kommer även att leverera fjärrvärme 3. Göteborg Energis satsning på biogas Under mitten på 1990-talet påbörjades diskussioner inom Göteborg Energi om att bygga ett biobränsledrivet kraftvärmeverk. Bolaget började utreda förutsättningarna för en sådan anläggning. Dåvarande teknik för hantering av biobränsle gav enligt utredningen för låg verkningsgrad vilket 2 Källa: Projektdirektiv GoBiGas etapp 1, 2011-05-01 3 Källa: Projektplan GoBiGas etapp 1, 2011-06-01 7

gjorde att inriktningen för anläggningen blev att bygga ett kraftvärmeverk verk drivet på naturgas. Naturgasen som drivmedel ger mycket el och värme till relativt lågt utsläpp av koldioxid. Under 2000-talets början påbörjades ett teoretiskt forskningsprojekt kring förgasning av biobränsle på Chalmers Tekniska Högskola som delvis finansierades av bolaget. 2003 införde riksdagen finansiella åtgärder som främjade användandet av naturgas, bl.a. skulle det bli lättare att få utsläppsrätter för naturgasanläggningar och naturgasen skulle beskattas lägre. Detta i kombination med att bolaget hittade både en leverantör för anläggningen och en gasleverantör, som var villig att bära risken för skillnader i gaspriset kontra elpriset, gjorde att ägaren och styrelsen under 2004 godkände byggnationen av anläggningen Rya Kraftvärmeverk, Rya KVV. När ägaren fattade beslut om att bygga Rya KVV, gavs inriktningen till bolaget att fortsätta satsningen på utveckling av förgasning av biomassa som teknik för produktion av biogas. Detta för att på sikt kunna minska beroendet av naturgas samt i framtiden kunna driva Rya KVV på biogas 4. 2.4 Övergripande beskrivning av projektet GoBiGas GoBiGas är ett teknikutvecklingsprojekt som ligger i teknikens framkant med en tydlig miljöprofil där förnyelsebar biogas ska produceras genom förgasning av biomassa. GoBiGas-anläggningen dimensioneras för att producera ca 100 MW biogas med utbyggnad i två etapper vilket ger en beräknad produktion på totalt 800 MWh. Utöver biogas kommer anläggningen producera fjärrvärme genom att spillvärme från anläggningen tas tillvara samt en mindre mängd elproduktion. Projektet som påbörjades 2005 arbetar för närvarande med genomförandet av anläggningens första etapp som är en forsknings- och demonstrationsanläggning i syfte att utveckla de tekniska lösningarna för att förgasa biomassa. Etapp 1 dimensioneras till 20 MW och har en beräknad kapacitet om 160 GWh. Anläggningen har planerad driftsättning under våren 2013. Avseende etapp 2 har projektet påbörjat tillståndsprocessen men i övrigt ska genomförandefasen av etapp 2 inte påbörjas innan etapp 1 utvärderats. Etapp 2 dimensioneras till 80 MW och planeras bli en kommersiellt hållbar anläggning. Biogasen kan användas på samma sätt som naturgas används idag, det vill säga till transporter, industriprocesser samt el- och värmeproduktion och distribueras till kunderna via det befintliga naturgasnätet. Ett av de mer intressanta områdena är fordonsdrift för att ersätta bensin och diesel. Vid antagandet att producerad mängd biogas ersätter naturgas kommer koldioxidutsläppen att minska med ca 160 000 ton/år men genom att ersätta bensin och diesel med biogas kommer utsläppen av koldioxid att minska med ca 215 000 ton/år, cirka 0,5 % av Sveriges totala utsläpp av koldioxid 5. Kundefterfrågan på biogas är stor, såväl transport- och industrisektorn har visat intresse, trots att biogasen är dyrare än naturgasen, tack vare att det finns en skattefördel på biogas. Anläggningens placering i Rya-området i Göteborg är fördelaktig eftersom här finns utbyggd infrastruktur vad det gäller anslutning till el-, gas- och fjärrvärmenät och förutsättningar för bränsletransporter sporter med båt och tåg. Även närheten till Chalmers Tekniska Högskola, där forskning inom förgasningsteknik pågår, är en fördel. Projektet upplever att de så här långt har fått god respons och bra publicitet från olika externa intressenter och både myndigheter, intresseorganisationer, leverantörer och framtida kunder följer projektet med stort intresse. För mer detaljerad information om projektet se bilaga 1 projektets historik 4 Källa: Beskrivning från involverade i GoBiGas projektet och dess styrgrupp 5 Sverige släpper idag ut 47 miljoner ton koldioxid per år, källa www.ekonomifakta.se 8

3 Omvärld 3.1 Biogas Ett av de effektivaste sätten, att med högt utbyte, göra biobränsle tillgängligt i kommersiell skala är genom förgasning. Genom att termiskt sönderdela biomassan till enkla beståndsdelar (vätgas, kolmonoxid, metan etc.), som i nästa steg omvandlas till biogas i en syntesprocess, kan trädbränslen av olika kvalitet omvandlas till högvärdigt bränsle med mycket hög verkningsgrad. De främsta skälen till att satsa på biogas kan sammanfattas enligt följande: Efterfrågan på gasformiga biobränslen är stort och intresset ökar både i Sverige och i Europa Man kan utnyttja befintlig infrastruktur i form av gasnät för effektiv distribution Biogas är ett förnyelsebart och koldioxidneutralt bränsle Råvaran är en regional och nationell resurs Biogas är ett flexibelt bränsle med många användningsområden som har tekniska och miljömässiga fördelar Den årliga energitillförseln i Sverige är ca 600 TWh och kommer i huvudsak från fyra olika energibärare: olja (194 TWh), kärnkraft (184 TWh), biobränslen (123 TWh) och vattenkraft (69 TWh). Den årliga energianvändningen, då omvandlingsförluster räknas bort, är ca 400 TWh. Av de 125 TWh olja som används per år i Sverige används närmare 80 % inom transportsektorn som därmed är den mest fossilberoende sektorn. El och värmeproduktion är inte lika dominerad av fossil energianvändning, utan mycket el och värme produceras från andra energibärare. Detta medför att användning av biogas som fordonsbränsle är ett gynnsamt alternativ. Biogas kan användas inom flera olika områden: Värme Gasen kan förbrännas i en panna. Värmen som alstras kan värma vatten som sedan används till att värma omkringliggande byggnader eller växlas ut på ett lokalt fjärrvärmenät. En gaspanna fungerar som en panna för fasta eller flytande bränslen, skillnaden är att brännaren är speciellt anpassad för gas. Kraftvärme I stationära motorer eller gasturbiner kan biogas användas som bränsle. Det vanligaste är användning i anpassade otto- eller dieselmotorer. Omkring en tredjedel av energin i bränslet blir elektricitet och två tredjedelar värme. Fordonsgas Biogas kan användas som drivmedel till bilar, bussar och lastbilar. För detta krävs att gasen uppgraderas till drivmedelskvalitet genom att svavelväte, vatten och koldioxid avskiljs. Råvara Biogasen kan användas som råvara i kemi- och processindustrin. Biogasen kan matas in på det nationella naturgasnätet eller på lokala gasnät. Detta medför att gasen kan nå nya avsättningsområden och nya applikationer. En fördel med att föra ut gasen på gasnätet är att all gas som produceras kommer till användning 6. Känslighet för politiska initiativ Efterfrågan på biogas kan påverkas av dagens aktiva energipolitik. Genom förmåner och skatter genomförs en förflyttning mot det hållbara samhället. Det finns mycket som talar för att 6 Källa: SGC Rapport Biogasfolder 2011 9

energipolitiken även fortsättningsvis kommer vara aktiv, ett exempel är att regeringen har beslutat att förmånsvärdet för gasbilar även fortsatt kommer att vara nedsatt med 40 %. Beskattning på biogas En faktor som påverkar anläggningens lönsamhet är hur ekonomiska styrmedel och beskattning påverkar priset på biogas. Sverige har nyligen genomfört förändringar i lagstiftningen för beskattning av energi (LSE) som möjliggör grön-gas gas principen. Grön-gas principen innebär att trots att biogasen distribueras tillsammans med naturgas i befintligt gasnät kan leverantören sälja de olika gastyperna var för sig och därmed beskatta gasen utifrån vilken typ av gas som säljs. Samtidigt pågår ett arbete inom EU med att ta fram ett nytt direktiv för beskattning av energi. Direktivet har som syfte att uppdatera ett föråldrat skattedirektiv ektiv för att stödja hållbar utveckling. Framöver ska energiprodukter beskattas utifrån både sitt energiinnehåll och koldioxidutsläpp och inte enbart efter koldioxidutsläpp som det är idag. Därför ska minimiskattesatsen delas upp i två delar: 1. Energiproduktens ens koldioxidutsläpp 2. Energiproduktens energiinnehåll, d.v.s. den faktiska energi som en produkt genererar (GJ) Förslaget är tänkt att t gynna förnybara energikällor som släpper ut mindre koldioxid. Enligt förslaget ska koldioxidkomponenten stå för en tiondel av skatten medan energiinnehållskatten står för resten. Biodrivmedel undantas från koldioxidkomponenten enligt direktivförslaget. Men eftersom det bara är en mindre del av skatten blir effekten sannolikt försumbar och skatten på t.ex. biogas, etanol och biodiesel skulle uppgå till 87 % av bensin- och dieselskatten mot dagens 81 %. Detta skulle kunna påverka efterfrågan på fordonsgas negativt om det resulterar i ett högre biogaspris. Svenska regeringen ställer sig positiv till direktivet och avser verka för att direktivet antas snarast möjligt. Förslaget till ändringar av direktivet ska behandlas i Europaparlamentet och beräknas träda i kraft 2013 men gradvis införas i medlemsländerna fram till 2023. Miljöpåverkan Biogas är ett rent bränsle som kan förbrännas med mycket liten lokal och regional miljöpåverkan. Biogas är dessutom ett förnyelsebart och koldioxidneutralt bränsle vilket innebär att den inte bidrar till växthuseffekten. Att ersätta naturgas med biogas ger mindre effekt avseende koldioxidutsläpp än vad som kan uppnås genom att ersätta bensin och diesel med biogas. Detta innebär att effekten av att använda biogasen som fordonsbränsle blir större än vid användandet i industriprocesser. Vad gäller transportsektorn är många experter idag eniga om att biogas är ett mycket bra alternativt fordonsbränsle ur ett miljömässigt perspektiv. Vid byte från ett fossilt fordonsbränsle såsom bensin eller diesel till biogas minskar de totala utsläppen av koldioxid, kolväten, kväveoxider och stoft. Även ljudnivån n från fordonet minskar. Infrastruktur Det finns en väl utbyggd infrastruktur för distribution av naturgas i Göteborg. Då biogasen från GoBiGas-anläggningen anläggningen kommer att uppfylla svenska och europeiska kvalitetskrav för naturgas är den, enligt gällande standarder, samma produkt och kan således distribueras i samma nät. Detta innebär att alla som idag är anslutna till naturgasnätet kommer att kunna utnyttja biogasen. Råvaran en nationell och regional resurs I Sverige finns det god tillgång på skogsråvara. Detta ta minskar behovet av långväga transporter, vilket skulle öka den totala miljönyttan med anläggningen. Den inhemska tillgången på bränsle ökar också försörjningstryggheten för anläggningen. 10

Banar väg för framtiden Mycket talar för att vätgas kan bli en viktig del av vår framtida energiförsörjning. Det kunnande och den infrastruktur som idag finns, och som kommer att utvecklas med ett ökat biogasanvändande, kan skynda på utvecklingen mot ett framtida vätgassamhälle. 3.2 Marknad I följande kapitel beskrivs biogasmarknaden ur tre perspektiv; globalt, nationellt och lokalt. Informationen är framförallt hämtad från informationsmaterial sammanställt av projektet under 2007 7. Siffror är uppdaterade enligt statistik hämtat från rapport Svenskt Gastekniskt Centrum 8 och SCB uppföljning av försäljning av fordonsgas. Globalt Europa och världen står inför en enorm utmaning. Inom en generation måste vi ha kommit en bra bit på vägen mot ett hållbart energisystem. Det betyder bl.a att koldioxidutsläppen och användningen av fossila bränslen måste minska rejält. Mot denna bakgrund satsar EU starkt på att effektivisera och minska energianvändningen och dels öka andelen förnyelsebar energi. EU:s regeringschefer har beslutat att 20 % av all energianvändning i EU ska vara förnyelsebar år 2020. Och, som del i det totala målet, ska minst 10 % av transportbränslet vara biobränsle. Det innebär att mängden förnyelsebar energi i Europa åtminstone måste fördubblas. Runt 1 000 000 GWh fossil energi eller ca 100 miljoner kubikmeter olja ska ersättas med vindkraft, vattenkraft och biobränslen. Det är mer än dubbelt så mycket som all energianvändning i Sverige idag. Nationellt Sverige har särskilt gynnsamma förutsättningar för användningen av förnyelsebar energi. Det finns gott om vattenkraft, bra lägen för vindkraft, och god tillgång på biobränslen. Redan nu uppfyller Sverige EU:s målsättningar med råge. Även om tillgången på förnyelsebara energikällor är hög är det viktigt att använda dessa så effektivt fektivt som möjligt. I framtiden, när biobränsleanvändningen är större, kommer det att bli än mer viktigt att hushålla med de begränsade, om än förnyelsebara, resurser som naturen ger. Sverige har dessutom väl utbyggda fjärrvärmesystem som möjliggör återvinning av spillvärme från olika processer t.ex. från kraftvärmeproduktion och avfallsförbränning. Energimängd i producerad biogas år 2009, GWh. Nedan presenteras hur mycket biogas som produceras i Sverige och hur den fördelas på olika produktionstyper 9. Anläggningstyp Avloppsreningsverk Deponier Samrötningsanläggningar Industrianläggningar Gårdsanläggningar Summa Biogasproduktion (GWh) Fördelning (%) 605 44 351 25 299 22 106 8 18 1 1 379 100 Lokalt Biogasproduktionen i Göteborg sker idag genom rötning av avloppsslam. Bolaget planerar att bygga ut produktionen genom rötning av sorterat avfall, industriella restprodukter och olika jordbruksprodukter. Efterfrågan är redan idag större än tillgången och förväntas stiga snabbare än 7 Källa: GoBiGas Gothenburg Biomass Gasification Project Dokumentnamn: GoBiGas_10409_7348_070621.pdf 8 Källa: SGC Rapport Biogasfolder 2011 9 Källa: Produktion och användning av biogas år 2009; ES2010:05 11

rötningskapaciteten kan byggas ut. Särskilt stor ökning sker inom fordonssektorn. Dessutom finns Rya Kraftvärmeverk som en potentiell användare av biogas. Det finns alltså en stor potential för en större biogasanläggning i Göteborg. Göteborg har också gynnsamma förutsättningar för en biogasproduktion genom förgasning, då det finns ett väl utbyggt fjärrvärmenät, knutpunkter för bränsletransport via tåg och båt samt närhet till gas- och elnät. Energisektorn går från att ha varit starkt reglerad och nationellt förankrad till att bli alltmer marknadsstyrd och internationell. Här finns en stor fördel med biogasen. Man kan nämligen distribuera biogasen både via det lokala gasnätet och till den europeiska marknaden via naturgas- nätet. Man kan alltså sälja grön gas på marknaden på liknande sätt som man idag säljer grön el. Fordonsgas För att minska den svenska transportsektorns beroende av fossil energi är det intressant att använda biogas som drivmedel. Fordonsgas är naturgas och/eller biogas som används som drivmedel. 2010 fanns det drygt 120 publika tankställen för fordonsgas. Volymerna av såld fordonsgas liksom antalet fordon som går på fordonsgas har ökat kraftigt de senaste åren. Andelen biogas i fordonsgasen har också ökat och 2010 utgjorde biogasen 64 %. SCB:s statistik för första halvåret 2011 visar att leveranserna av fordonsgas uppgick till drygt 585 GWh. En ökning med 35 % jämfört med förra året. Av den samlade leveransen fordonsgas stod biogas fortfarande i snitt för över 50 %. Tillgången på fordonsgas har kraftigt förbättrats men fortfarande är efterfrågan på många orter högre än tillgången. 3.3 Preeras reflektioner Omvärld Mycket pekar på ökad efterfrågan på biogas i framtiden både lokalt, nationellt och internationellt. Det är tydligt att de målsättningar och klimatmål som satts både globalt, nationellt och lokalt påverkar vilka satsningar som kommer att prioriteras. I linje med de klimatmål som satts kopplat till bland annat minskade utsläpp av växthusgaser pekar allt mot att styrmedlen även fortsättningsvis kommer att verka för att användandet och investeringar i förnyelsebar energi kommer att prioriteras. Två nationella exempel på detta är att regeringen fattat beslut om att hela fordonsflottan i Sverige ska vara fossiloberoende år 2030 samt att Energimyndigheten genomför en stor satsning på ny teknik för biogasproduktion om 120 Mkr för 2012. Ett tydligt exempel på att klimatfrågan styr är även det direktiv avseende beskattning på energi som EU håller på att utforma i syfte att stödja hållbar utveckling. Direktivet är inte beslutat ännu och medlemsländerna har möjlighet att påverka införandet fram till 2023 om direktivet fastställs. Direktivets påverkan i kombination med andra politiska initiativ gör det svårt att bedöma den framtida marknaden och prisutvecklingen på biogas. Marknaden påverkas även av prisutvecklingen på övriga bränsleformer såsom naturgas, bensin och diesel. Att energibranschen påverkas så pass mycket av politiska initiativ gör den svårförutsägbar men det är en miljö som Göteborg Energi och alla andra energibolag i Sverige är tvungna att hantera. 12

4 Teknik Göteborg Energi har historiskt drivit flera stora teknikutvecklingsprojekt, något som är vanligt inom energibranschen speciellt med tanke på den omställning som energibranschen står inför i och med övergången från dagens fossilberoende energisystem. Det finns en vana inom energibolag, såväl offentliga som privata av att driva projekt av GoBiGas karaktär, dvs. komplexa teknikprojekt i syfte att utveckla nya tekniker med flera dimensioner av komplexitet. Göteborg Energi har tidigare bland annat genomfört byggnationen av Rya KVV, ett stort projekt som innefattar både finansiella risker i form av bland annat en stor investering och teknikutveckling i framkant. Dessutom finns det en historik i Sverige av att de kommunala energibolagen varit mycket delaktiga i att driva utvecklingen av både teknik och infrastruktur i syfte att skapa ett bättre energisystem. Detta då de kommunala bolagen har möjlighet att se till helheten vad gäller energiförsörjning men också då de i mångt och mycket kunnat agera i något av en monopolsituation inom sin kommun. Ett exempel på den utvecklingen är hur de kommunala bolagen under lång tid utvecklat marknaden för fjärrvärme och hur den marknaden successivt blivit mindre fossilberoende. Denna satsning har dock varit mer i linje med det kommunala ansvaret för energiförsörjning. Bolaget är även delaktigt i samarbeten med högskolor, till exempel Chalmers Tekniska Högskola, där teknikutveckling drivs på olika sätt. Tekniken att producera biogas från biorestprodukter på det sätt och till den omfattning som planeras i GoBiGas finns inte i sin helhet sedan tidigare. Däremot finns två mindre anläggningar baserade på samma teknik som används i GoBiGas varav anläggningen i Güssing, Österrike har varit i drift under drygt 10 år och anläggningen i Tyskland är under byggnation. Nedan presenteras den teknik som GoBiGas bygger på. 4.1 GoBiGas teknik GoBiGas-anläggningen anläggningen består av två delar, förgasning och metanisering, som integreras med varandra så långt det är möjligt för att ta tillvara energi, minska avloppsflöden och restprodukter samt kunna nyttja gemensamma servicesystem. Anläggningen utformas så att slutprodukten, biogas, kommer att distribueras på Göteborgs befintliga högtrycksgasnät. Att biogasen kan distribueras direkt ut i befintligt naturgasnät utan att först blandas ut med propan ses som banbrytande. Anläggningen kommer att placeras i en sluten byggnad där även kontrollrum, kontor, omklädningsrum och mindre förråds- och verkstadsutrymmen finns. 13

Förgasningsteknik Vid förgasning omvandlas ett fast eller flytande bränsle till gasform via uppvärmning. Då uppvärmningen sker i syrefattig miljö sker inte en fullständig förbränning av bränslet utan en brännbar gas bildas. Gasen som kommer ut ur förgasaren består huvudsakligen av metan, väte, koloxid, koldioxid, vattenånga och diverse andra kolväten. Det finns flera olika förgasningstekniker men GoBiGas-anläggningen anläggningen kommer att använda sig av indirekt förgasning som beskrivs i figuren ovan. Som leverantör för förgasningstekniken i projektet står Metso Power tillsammans med Österrikiska Repotec. Förgasningen ngen bygger på den teknik som används av Repotec i deras första kommersiella anläggning i Güssing men behöver skalas upp till planerad storlek. Metanisering För metaniseringsdelen har projektet parallellt utrett två tekniker, en från leverantören CTU och en från Haldor Topsoe. Som en del i utvärderingen har projektet deltagit i provdriften av CTU s anläggning för metanisering i Güssing. I februari 2010 fattades beslut att projektet skulle arbeta vidare med Haldor Topsoes teknik för metanisering och gasrening. Deras tekniska lösning innebär till stor del nyttjande av känd teknik i nya applikationer och i vissa fall nya katalysatorer. Tjärreningen i processen är en ny teknisk lösning. Processen har testats i labbskala i Güssing och har dessutom kompletterats med ytterligare gasrening för att ta bort eventuella rester som skulle kunna påverka katalysatorerna negativt. Vid metanisering renas den s.k. syntesgasen och omvandlas i de följande processtegen till en biogas av en kvalitet som är jämförbar med naturgas (>95% metan). Trädbränsle av olika kvalitet kan på detta sätt omvandlas till högvärdigt bränsle med mycket hög verkningsgrad. 14

4.2 Anläggningens miljöpåverkan Om etapp 1 av anläggningen producerar biogas till det befintliga gasnätet och gasen säljs som fordonsgas kommer det medföra att Göteborg kan få klimatneutralt bränsle till drygt 16 000 bilar. Resultatet skulle bli att utsläppen att koldioxid minskar med drygt 40 000 ton per år. Att t anläggningen byggs i en sluten byggnad medför att risken för buller och lukt minskar i närområdet runt anläggningen. ningen. Produktionen av biogas ger dock en del restprodukter. Det handlar bland annat om utsläpp till luften i form av 15 ton kväveoxider (NOx) per år och 3,5 ton svavel per år. Spridningsberäkningar visar dock att utsläppen av NOx kommer ha relativt låg påverkan på närmiljön. Vid gasreningen sker dessutom ett mindre utsläpp av metangas. Eftersom etapp 1 av anläggningen i ett första skede ska drivas på pellets och på sikt på skogsrestråvara tillkommer miljöpåverkan från de transporter som behövs för att förse anläggningen med råvara. När anläggningen drivs på pellets kommer transporten av råvara ske via lastbilstransporter och påverkan beräknas bli i paritet med när Rya HVC drevs på pellets. På sikt är målet att råvaran ran i första hand ska transporteras till anläggningen med sjötransport och i andra hand med tåg vilket enligt miljöutredningarna, som utförts inför ansökan om miljötillståndet bör minska miljöpåverkan från transporter på sikt. 4.3 Preeras reflektioner Teknik Projektet bedriver teknikutveckling i framkant. GoBiGas framstår som ett tekniskt komplext projekt med stora tekniska utmaningar som ska drivas tillsammans med projektets leverantörer. Den tekniska komplexiteten ställer stora krav på såväl projektledning som den interna beslutsprocessen på Göteborg Energi samt på förankring och beslutsfattande i styrelse och kommunfullmäktige. Behovet av information till beslutsfattarna ökar i och med att det i dagsläget inte finns någon kommersiell anläggning i paritet med den anläggning som projektet håller på att uppföra. Göteborg Energi har själva varit delaktiga i flera stora projekt i syfte att utveckla ny teknik, exempelvis vid byggnationen av Rya KVV som är det första naturgaseldade kraftvärmeverket i sin storlek, men GoBiGas innebär en omfattande investering i kombination med ett stort behov av utveckling av ny teknik. Projektet minskar den tekniska risken och skapar bättre förutsättningar för teknikutvecklingen genom att dela upp projektet i två etapper för att i första läget bygga en demonstrations- och forskningsanläggning. Ur ett miljöperspektiv kommer anläggningen om den uppnår de planerade målsättningarna för drifttid och verkningsgrad mm att bidra till omställningen från ett fossilberoende energisystem. Projektet kan då visa att det är kommersiellt möjligt att med den utvecklade tekniken producera högkvalitativ biogas som är möjlig att utan utblandning med propan distribuera på den befintliga naturgasinfrastrukturen. Om projektet lyckas kommer detta vara en positiv utveckling för såväl miljön, tekniken som marknaden för biogas. 15

5 Investeringskalkyl och lönsamhet I följande kapitel presenteras investeringskalkylen och dess förutsättningar samt påverkan på anläggningens lönsamhet. 5.1 Investeringskalkyl Allmänt Göteborg Energi använder standarverktyget Invest for Excel för sina investeringskalkyler. Verktyget används i en mängd stora och små företag i ett flertal olika branscher. Den kalkylmetod som använts för GoBiGas är Nuvärdesmetoden där investeringens framtida betalningsströmmar nuvärdesberäknas med en diskonteringsränta som motsvarar det avkastningskrav företaget har på investeringen. Metoden är vedertagen för investeringskalkylering i synnerhet när det gäller investeringar med lång livslängd. Projektet uppdaterade investeringskalkylen i december 2010 då investeringsbeloppet höjdes med 10 Mkr medan samtliga andra antaganden lämnades oförändrade. Under hösten 2011 presenterades en reviderad kalkyl. Kalkylförutsättningar De kalkylförutsättningar och antaganden som gjorts i kalkylarbetet är avgörande för kalkylens resultat. Avkastningskravet (diskonteringsräntan), investeringens storlek, och förväntade framtida betalningsströmmar är de förutsättningar som avgör värdet på investeringen. Avkastningskrav och kalkylperiod Generellt gäller att ju högre avkastningskrav på en investering desto lägre blir värdet av de framtida betalningsströmmarna. Göteborg Energi har satt avkastningskravet på GoBiGas till 5% (realränta) vilket bolaget har som praxis för investeringar av GoBiGas karaktär, dvs. GoBiGas bedöms som en långsiktig infrastrukturinvestering. Detta är en lägre ränta än den som generellt används för till exempel produktionsinvesteringar och reinvesteringar (7% realränta). Kalkylperioden är satt till 30 år vilket också motiveras av investeringens långsiktighet och infrastrukturkaraktär. Investeringens storlek Grundkalkylen är upprättad i juni 2010 och reviderad inför investeringsbeslut 2010-12-16. I samband med styrelsens investeringsbeslut 2010-12-1616 bedömdes den tillkommande investeringen n till totalt 1075 Mkr varav 258 Mkr finansieras genom ett bidrag från Energimyndigheten och samarbetet med E.ON. Bedömningen n av investeringen i GoBiGas etapp 1 bygger på budgetofferter och uppskattningar från olika leverantörer samt Göteborg Energis egna bedömningar. Orsaken till att delar bygger på uppskattningar är att inga entreprenader var upphandlade vid tiden för beslutet. I investeringskalkylen redovisas s investeringens olika poster på en relativt detaljerad nivå. Vidare har en post på 75 Mkr redovisats som ospecifierat/oförutsett. Sedan investeringsbeslutet har de större entreprenadupphandlingarna färdigställts och projektet beskriver i lägesrapport 21 (2011-04-26) att EPCM-leverantören (Jacobs) upprättat en kalkyl (+/-25 %) som enligt rapporten överskrider budgeten med ett icke oväsentligt belopp om 66 Mkr. I syfte att kvalitetssäkra leverantörens uppgifter gör projektet under hösten 2011 på egen hand och tillsammans med leverantören ett arbete i syfte att erhålla en gemensam bild av prognostiserad 16

kostnad och upprätta en +/-10 % kalkyl. Den kalkyl EPCM-leverantören presenterat under hösten 2011 visar att t anläggningen fördyras med 300 Mkr. Under detaljprojekteringstiden har det också uppmärksammats att delar av anläggningen behöver lokaliseras utanför byggnaden vilket också fördyrar anläggningen. I presentationen till styrelsen inför investeringsbeslutet beskrivs i två scenarier kalkyler där både GoBiGas etapp 1 och GoBiGas etapp 2 ingår. I dessa scenarier har investeringen i GoBiGas etapp 2 bedömts till 2 miljarder SEK. Den bedömningen är gjord redan 2008 då GoBiGas etapp 1 bedömdes till 800 Mkr. I samband med ansökan om medel från EU till etapp 2 gjordes en uppräkning av kalkylen för etapp 2 till minst 2,5 miljarder SEK. Projektets bedömning av investeringskostnaden för etapp 2 är dock en grov uppskattning. Att en 20 MW demonstrations- och forskningsanläggning bedöms kosta hälften av vad en 80 MW kommersiell anläggning bedöms kosta förklaras av att etapp 1 är dels den första anläggningen av sitt slag och byggs i en storlek där det inte finns standardkomponenter. Etapp 2 bedöms vara en anläggning som byggs i kommersiell storlek vilket innebär att kostnaden för komponenterna blir lägre. Framtida betalningsöverskott I investeringskalkylen finns detaljerade underlag som både beskriver bedömda driftskostnader och intäkter. Utredningen har inte haft anledning att i detalj bedöma varje enskilt kostnads- och intäktsantagande. I underlagen ligger bland annat en bedömning av framtida priser på olika energislag som Göteborg Energi tar fram utifrån befintlig marknadsinformation och branschuppskattningar och sammanställer i den så kallade energiförsörjningsplanen (EFP). I kalkylen lyfter projektet bensinpriset som den faktor man väljer att skapa alternativa investeringskalkyler utifrån. Bensinpriset antas vara vägledande för priset på fordonsgas. Samtidigt är fordonsbränsle i allmänhet och bensin i synnerhet det energislag som historiskt använts som ett politiskt styrmedel varför skillnader i bensinprisantaganden kan vara avsevärda. I och med sin roll som politiskt styrmedel blir bensinpriset avgörande för kalkylen och samtidigt den enskilt största osäkra faktorn då man menar att råvarukostnader och övriga driftskostnader har en helt annan förutsägbarhet. I kalkylens olika scenarier har bensinpriset antagits öka till 16 respektive 25 kronor/liter i reala priser (2009 års nivå). Basfallet i kalkylen bygger på ett bensinpris på 16 kronor/liter medan 25 kronor/liter är en känslighetsanalys. Bensinprisantagandena är gjorda tidigt i projektet och är inte uppdaterade då detta inte ansågs befogat. Antagandet om ett bensinpris på 25 kronor/liter realt (2009) (ca 33-3434 kronor år 2025 med 2% inflation) uppfattar pfattar projektet som ett högt antagande medan antagandet om 16 kronor/liter realt (2009) uppfattas som mer realistiskt. Det lägre priset ligger också i linje med Trafikverkets (tidigare Vägverkets) prognos från 2006 som i den rapport som projektet hänvisar till beskriver ett bensinpris 2020 på mellan 15 och 20 kronor realt 2006. I det uppdaterade beslutsmaterialet inför kommunfullmäktiges ställningstagande till GoBiGas etapp 1 per december 2011 signalerar GEAB att betalningsviljan för biogas verkar vara lägre än vid tidigare gjorda bedömningar. Om priset för biogaspris skulle bli lägre än i GEABs beräkningar, kan anläggningen sammantaget även ge ett negativt driftnetto. 17

Investeringskalkylen för GoBiGas Projektet har gjort fyra alternativa investeringskalkyler där bensinpris och investeringsbelopp sätts som variabler. I övrigt är samtliga antaganden lika. Etapp 1 1075-222 Mkr, driftsättning 2013 Etapp1 och 2 2843 Mkr, driftsättning 2016 Bensinpris 16 kronor Bensinpris 25 kronor ej lönsam lönsam (break even 2033) lönsam (break even år 2029) lönsam (break even 2023) Tabell - Alternativa investeringskalkyler: Ovan presenteras lönsamhet och break-even even baserat på projektets fyra alternativa investeringskalkyler. Det finns andra variabler som påverkar såsom till exempelvis skattelagstiftning, kalkylränta,, driftsättning, kostnader för drift och underhållning samt eventuella förändringar ringar i uppskattad investeringskostnad som kalkylen inte tar hänsyn till. I underlaget till investeringsbeslut framgår i kalkylen att forskningsanläggningen GoBiGas etapp1 sannolikt inte kommer att bli lönsam. För att investeringen ska bli lönsam behöver bensinpriset närma sig det pris som känslighetsanalysen baseras på, 25 kronor/liter. GoBiGas etapp1 skall ses som en forskningsanläggning som tjänar till att skapa erfarenheter inför byggandet av GoBiGas etapp 2 samt bidra till generell kunskapsuppbyggnad. 5.2 Resultatpåverkan Avskrivningar Bidraget från energimyndigheten om 222 Mkr för att bygga etapp 1 innebär en avskrivningstid om maximalt 10 år från det att anläggningen påbörjas. Bakgrunden till detta är EU-gemensamma statsstödsregler för forsknings- och utvecklingsprojekt som reglerar att projektstöd enbart kan löpa under projekttiden och att den är begränsad till 10 år. Det innebär att projektet måste vara fullt resultatfört under perioden vilket i sin tur innebär att anläggningen då måste vara fullt avskriven. Att skriva av anläggningen enligt ovanstående ligger i linje med redovisningsrekommendationer rekommendationer för avskrivning av forskningsanläggningar. Enligt investeringsbeslutsunderlaget innebär detta att Göteborg Energis resultat efter avskrivningar belastas med ca 100 Mkr per år fram till 2020 vilket motsvaras av en resultatförsämring om 10-15 % jämfört resultatet de tre senaste åren. I resultatpåverkan ingår förutom avskrivningar även resultat från försäljning av producerad biogas. Inför bokslutet 2011 har bolaget beslutat att avskrivningarna kommer att göras från den tidpunkt då anläggningen driftsätts, vilket i dagsläget bedöms vara 2013. Det innebär att från 2013 kommer bolagets resultat att belastas med avskrivningar från GoBiGas etapp 1 på ca 200 Mkr fram till 2020. Nedskrivningsbehov Enligt vedertagna redovisningsrekommendationer skall, i det fall en anläggnings bokförda värde inte kan försvaras av anläggningens återvinningsvärde eller nyttjandevärde, tillgångens värde skrivas ner till det värde som den kan försvara. (Med återvinningsvärde avses tillgångens nettoförsäljningsvärde och med nyttjandevärde avses nuvärdet av de framtida kassaflöden som förväntas kunna erhållas från tillgången.) Ett behov av att göra en avsättning för framtida nedskrivningar kan uppstå redan vid tillfället för investeringsbeslutet om man redan då kan konstatera att investeringen inte kommer vara lönsam. I bolagets bokslutsprocesser ingår regelmässigt att värdera tillgångarnas värde i syfte att identifiera eventuella nedskrivningsbehov. I bokslutet 2010 skrevs upparbetade projektkostnader ner med 55 MKr vilket bedömdes avse kostnader för forskning och kostnader för utveckling och utvärdering av av tekniska lösningar som senare valts bort till fördel för lösningar som vid utvärdering valts ut. 18

Oaktat EU s krav på en avskrivningstid på tio år så kan det utifrån ovanstående rekommendation kring nedskrivning argumenteras för att investeringen i Etapp 1 skall skrivas ned till den del den inte motsvarar lönsamhetskraven. Skulle bolaget konstatera att ett nedskrivningsbehov föreligger skall såväl nedlagda som planerade kostnader till den del de inte kan försvaras skrivas ned under 2011. Samtidigt kan man argumentera för att Etapp 1 är en delinvestering som kommer följas av Etapp 2 vilka tillsammans kalkylmässigt visar lönsamhet vilket skulle innebära att ett nedskrivningsbehov inte föreligger. Oavsett vilket vägval styrelsen väljer i frågan om att nedskrivningspröva anläggningen eller följa den avskrivningsplan som energimyndigheten lämnat anvisning om så kommer bedömningarna att behöva redovisas tydligt i koncernens årsredovisning och särskilt granskas av bolagets revisorer. I sammanhanget bör nämnas att utredningen inte gjort en djupare analys av huruvida statsstödsregler och redovisningsrekommendationer inte korresponderar med varandra på ett sådant sätt att bidraget skulle kunna komma att äventyras. 5.3 Preeras reflektioner Ekonomiska Förutsättningar Styrelsens investeringsbeslut avsåg etapp 1, vår bild är att det inte framgår tillräckligt tydligt av beslutsunderlaget att etapp 1 sannolikt aldrig kommer att bli lönsam och att koncernens resultat kommer att påverkas negativt med ca 100 Mkr per år. I underlaget finns också en kalkyl som slår ihop etapp 1 och etapp 2 och som sammantaget ger bilden av lönsamhet. Den bilden ges utan att i underlaget tydligt beskriva att graden av osäkerhet är hög av främst följande skäl: Det finns i princip inte någon erfarenhet av att bygga en anläggning av den här typen. Detta gör att antaganden om investeringens storlek är osäkra och mycket talar för att både etapp 1 och etapp 2 kommer att fördyras från de kalkyler som legat till grund för beslut att bygga etapp 1. Det finns i princip inte någon erfarenhet av att driva eller underhålla en anläggning byggd med vald teknik vilket skapar en osäkerhet kring drift- och underhållskostnaderna. Antagande om bensinprisets utveckling 15 år framåt ligger till grund för antagande om priset för biogas till drivmedelssektorn under perioden. Då bensinpriset till stor del är beroende av energi- och skattepolitik är det svårt att förutsäga. Priset på biogas är beroende av energi- och skattepolitik. Förslaget från EU angående beskattning av energi kan komma att förändra efterfrågan och därmed negativt påverka priset på fordonsgas. Priset på biogas kan även påverkas av prisutvecklingen på andra energiformer såsom naturgas och diesel. Det finns argument som talar för att följa den avskrivningsplan som energimyndigheten anvisar men det finns också argument som utifrån ett värdeperspektiv talar för och emot en nedskrivning. Skulle GoBiGas etapp 1 betraktas som en enskild investering ökar sannolikheten för nedskrivning. Med ett synsätt där GoBiGas etapp 1 ses som ett första steg i genomförandet av etapp 2 så kan nedskrivningsbehovet komma att bedömas vara mindre. 19

6 Väsentliga iakttagelser I följande kapitel presenteras de väsentliga iakttagelser som gjorts under genomlysningen. Kapitlet är uppbyggt så att respektive iakttagelse har ett avsnitt som avslutas med Preeras reflektioner. De väsentliga iakttagelser som gjorts berör biogasens användningsområden och påverkan på tekniska förutsättningar, bolagsstyrning och beslutsfattande samt risker förknippade med GoBiGas. 6.1 Biogasens användningsområden och tekniska förutsättningar Det framkommer under genomlysningen att kommunfullmäktige, stadsledningskontoret, styrelsen och bolaget har (haft) olika bilder kring vad den biogas som GoBiGas producerar ska användas till. I följande avsnitt beskrivs parternas syn på vad biogasen från GoBiGas ska användas till och hur det inverkar på den tekniska lösningen. Projektet identifierade i slutet av 2005 att det fanns ett tekniskt vägval att göra kopplat till hur anläggningen ska utformas samt vad biogasen kan/ska användas till: Teknisk lösning Effekt och möjlighet Alternativ 1 Integration mellan Rya KVV och GoBiGas* Biogasen från GoBiGas används endast till att driva Rya KVV. Alternativ 2 GoBiGas som fristående anläggning Biogasen distribueras till befintligt hög- eller lågtrycksnät för naturgas. 1) Sälj gasen till Rya KVV 2) Sälj gasen kommersiellt till det kundsegment med bäst betalningsförmåga, ex annan industri eller som fordonsgas Befintligt naturgasnät GoBiGas Rya KVV Fordonsgas Industri processer Integration mellan Rya KVV och GoBiGas +Ägarens beslut om att driva Rya KVV på biogas uppfylls delvis** - Investeringen bli inte lönsam - Rya KVV är i drift bara under vinterhalvåret vilket medför att GoBiGas inte nyttjas fullt ut. - Kräver ytterligare investeringar GoBiGas som fristående anläggning 1) Sälja gasen till Rya KVV + Ägarens beslut att driva Rya KVV på biogas uppfylls delvis** - Rya RVV kommer få försämrad lönsamhet eftersom priset på biogasen är högre än naturgasen***. 2) Sälja gasen kommersiellt + Ger bäst avkastning av alternativen + Att sälja gasen som fordonsgas ger positiv miljöpåverkan - Ägarens krav att driva Rya KVV uppfylls inte på kort sikt *Projektet undersökte möjligheten att bygga bara förgasningsdelen i ett första skede för att kunna driva Rya KVV på syntesgas och i ett senare skede bygga till metaniseringen och få biogas. Undersökningen visade att Rya KVV inte kan drivas på syntesgas av den kvalitet som GoBiGas förg asningsdel producerar. ** Rya KVV drivs på 600 MW gas per år och GoBiGas kommer producera 100 MW där etapp 1 endast står för 20 MW och etapp 2är inte beslutad. *** Ett av villkoren för att projektet skulle få statsstödsgranskningen godkänd och därmed få bidrag från Energimyndigheten är att biogasen inte får säljas under marknads pris då detta skulle kunna ses som subventionering av Göteborg Energis verksamhet. Styrgruppen beslutade i december 2005 att projektets huvudspår skall vara att bygga en fristående kommersiell anläggning. Beslutet fattades baserat på att detta skulle ge flexibilitet med avseende på hur biogasen kan användas, flexibiliteten i lokalisering av anläggningen samt möjlighet till längre utnyttjandetid. Valet meddelades styrelsen under 2006 och kommunikationen till styrelsen är under hela projektet tydlig vad gäller valet att bygga en fristående kommersiell anläggning. 20