Naturgassens afløser Slutrapport Støttet af Vækstforum Midtjylland Marts 2011

Transkript

1 Naturgassens afløser Slutrapport Støttet af Vækstforum Midtjylland Marts 2011

2 Side 2 af 125

3 Projektdeltagere Brædstrup Totalenergianlæg A/S (projektleder) Fjernvarmevej Brædstrup Kontaktperson: Per Kristensen pk@braedstrup-fjernvarme.dk Vildbjerg Tekniske Værker Pugdalvej 7480 Vildbjerg Kontaktperson: Kristian Overgaard kov@vtv-vildbjerg.dk Ry Varmeværk Bakkelyvej Ry Kontaktperson: Flemming Joel Skjødt flemming@ryvarme.dk Rye Kraftvarmeværk Hjarsbækvej 7, Gl. Rye 8680 Ry Kontaktperson: Søren Frandsen rkv@mail.dk PlanEnergi Jyllandsgade Skørping Kontaktpersoner: Per Alex Sørensen, pas@planenergi.dk Niels From, nf@planenergi.dk Teknologisk Institut Teknologiparken Kongsvang Allé Århus C Kontaktperson: Bjarke Paaske bjpa@teknologisk.dk Advansor Bautavej 1A 8210 Århus V Kontaktperson: Torben Hansen Torben.hansen@advansor.dk Side 3 af 125

4 ARCON Solar A/S Skørping Nord Skørping Kontaktperson: Knud Erik Nielsen ken@arcon.dk Per Aarsleff A/S Lokesvej Åbyhøj Kontaktperson: Claus Østergaard clo@aarsleff.com GEO Sødalsparken Brabrand Kontaktperson: Jan Dannemand jda@geo.dk Side 4 af 125

5 Indholdsfortegnelse 1 Indledning og resumé Mulige varmekilder for varmepumper og eksempler på anvendelse Å-, sø-, fjord- og havvand Fjernvarme fra industriel overskudsvarme Spildevand Grundvand Sæsonlagring (borehulslagre og damvarmelagre) Potentiale, grundvandsvarmepumper og sæsonvarmelagre Egnede kraftvarmeværker Miljømæssige begrænsninger Metode til vurdering af potentialerne Mulighed for udnyttelse af varmepumper og sæsonlager på fjernvarmeværker i Region Midtjylland Det samlede potentiale for varmepumpe- og sæsonlager løsninger mv. nær fjernvarmeværker i Region Midtjylland Beregningseksempler Beregningsmetode Vildbjerg Kraftvarme Rye Kraftvarmeværk Ry Varmeværk Brædstrup Totalenergianlæg Selskabsøkonomi Samfundsøkonomi Følsomhedsberegninger Potentiale for reduktion af naturgasforbruget og forøgelse af elreguleringsmulighederne Beregningsmetode Beregningsresultater Følsomhedsberegninger Barrierer for udbredelsen af løsningerne (og forslag til løsninger) Tekniske barrierer Miljømæssige barrierer Selskabsøkonomiske barrierer Lovgivningsmæssige barrierer Formidling Projektets anvendelse i Varmeplan Danmark Workshops Bilag 1 Gennemgang af de relevante fjernvarmeværker i relation til miljø og grundvand69 Bilag 2 Vildbjerg Kraftvarmeværk Bilag 3 Rye Kraftvarmeværk Bilag 4 Ry Varmeværk Bilag 5 Brædstrup Totalenergianlæg Bilag 6 Potentialet for reduktion af naturgasforbruget og forøgelse af elreguleringsmulighederne Bilag 7 Program for konference hos Energinet.dk Side 5 af 125

6 Side 6 af 125

7 1 Indledning og resumé Naturgasfyrede kraftvarmeværker, som opererer på elmarkedet, anvender i stigende grad kedeldrift til varmeproduktion. Årsagen er at elprisen i perioder er så lav, at kedeldrift er det mest rentable. Med en stigende andel af vindproduceret el i elsystemet vil perioderne med kedeldrift alt andet lige stige på grund af lavere markedspriser for el. Brædstrup Totalenergianlæg A/S ønsker som ejer af et naturgasfyret kraftvarmeværk på længere sigt at gå bort fra naturgas som primært brændsel, og på kort sigt at reducere andelen af varme produceret på naturgasfyrede kedler mest muligt. Brædstrup Totalenergianlæg A/S har derfor taget initiativ til at undersøge alternative løsninger til anvendelsen af naturgas. Umiddelbare løsninger kunne være anvendelse af biogas, biomasse eller geotermisk varme. Biogas og biomasse er imidlertid ressourcer, som kan anvendes bl.a. i transportsektoren og er derfor ikke nødvendigvis en langsigtet løsning til el- og varmeproduktion, og geotermisk varme er kun tilgængeligt i begrænsede områder og forbundet med høje omkostninger og høj risiko at efterforske. Desuden vil anvendelse af biogas/biomasse eller geotermisk varme ikke bidrage med øgede reguleringsmuligheder i elmarkedet. Brædstrup Totalenergianlæg A/S har derfor arbejdet med et koncept, som kombinerer naturgasfyret kraftvarme med solvarme, varmepumper og varmelagring. Herved bibeholdes reguleringskapaciteten på kraftvarmeværkets motorer, solvarmen og varmepumpen bidrager til at erstatte naturgas, og varmepumpen og lageret giver mulighed for samspil med elnettet, så transmissionskapaciteten alt andet lige kan reduceres. Brædstrup Totalenergianlæg A/S er selv gået foran ved at demonstrere konceptet, idet der i 2011 opføres et demonstrationsanlæg med solfangere, varmepumpe og et borehulslager til opbevaring af solvarmen fra sommer til vinter. For at undersøge det samlede potentiale (primært i Region Midtjylland) for anvendelse af konceptet, og dermed erhvervsmulighederne, har Region Midtjyllands Vækstforum tillige bevilget tilskud til nærværende projekt. Projektet har været gennemført i samarbejde med yderligere 3 midtjyske fjernvarmeværker (Vildbjerg Tekniske Værker, Ry Varmeværk og Rye Kraftvarmeværk), samt en række virksomheder, som kan blive kommende leverandører af dele til konceptet (varmepumpeleverandøren Advansor, solvarmeleverandøren ARCON Solar samt Per Aarsleff A/S og GEO). PlanEnergi har udført de fleste analyser og beregninger. Teknologisk Institut har assisteret med varmepumpeviden. Projektet består af følgende dele: Mulige varmekilder for varmepumper Afsnittet gennemgår eksisterende nordiske erfaringer og mulighederne for anvendelse af å-, sø-, fjord- og havvand, industriel overskudsvarme, spildevand og grundvand som varmekilder for de midtjyske naturgasfyrede kraftvarmeværker. Anvendelsesmulighederne reduceres bl.a. af temperaturmæssige, geologiske og miljømæssige forhold, men alligevel ser det ud til, at der for langt de fleste værker er adgang til en eller flere varmekilder til varmepumper, oftest i form af grundvand. Side 7 af 125

8 Muligheder for sæsonlagring Sæsonlagring kan finde sted i damvarmelagre (store vanddamme forsynet med isolerede låg) eller borehulslagre (lodrette boringer udført med 2-3 meters afstand til en dybde af meter og udfyldt med 2 varmeslanger og en bentonitblanding). Mulighederne for lagring afhænger af jordbundsforhold, miljøbegrænsninger og grundvandsforhold. Disse forhold er gennemgået for de midtjyske naturgasfyrede kraftvarmeværker, og det ser ud til, at ca. halvdelen af værkerne har mulighed for at kunne etablere den ene eller begge løsninger. Vurderingen er sket uden geotekniske undersøgelser på stedet og kan derfor ændre sig, når de faktiske forhold undersøges. I afsnittet er tillige lavet en opsummering, hvor der for samtlige værker er angivet mulige varmekilder og muligheder for sæsonvarmelagring. Af de undersøgte 77 kraftvarmeværker ser 64 ud til at have mulighed for en eller anden varmepumpeløsning evt. kombineret med sæsonvarmelagring. Heraf har 57 værker mulighed for at anvende grundvand som varmekilde. Et særskilt bilag indeholder de bagvedliggende undersøgelser. Beregningseksempler For de 4 deltagende fjernvarmeværker er herefter udført beregninger af værkernes økonomi ved at etablere konceptet med solvarme, varmepumpe og evt. langtidsvarmelagring. De selskabsøkonomiske beregninger viser simple tilbagebetalingstider på 6-8 år, hvis konceptet etableres på de naturgasfyrede kraftvarmeværker, og en samfundsøkonomisk forrentning på ca. 20%. Konceptet burde derfor være velegnet til implementering på de naturgasfyrede kraftvarmeværker, men dels er beregningerne udført for 2009, hvor betingelserne for varmepumpedrift var gunstige på grund af lave elpriser og høje gaspriser, og dels har varmepumperne driftstimer/år. Varmepumperne er således i drift i lange perioder uden nævneværdig vindmøllestrøm i elsystemet og vil derfor resultere i en øget efterspørgsel på el i disse perioder og dermed medføre en forøget kulbaseret elproduktion. Dette problem kan løses på flere måder. De økonomiske konsekvenser ved en regelændring, hvor varmepumpens driftstid reduceres til max timer/år og elafgiften til varmepumpen ligestilles med elafgiften til elpatroner samtidigt med at varmepumpens størrelse fordobles er gennemregnet for at illustrere et af løsningsforslagene. Resultatet er, at den simple tilbagebetalingstid for investeringen reduceres med ca. 1 år. Potentiale for Region Midtjylland Resultaterne af beregningerne er derefter opskaleret til at gælde for samtlige naturgasfyrede kraftvarmeværker i Region Midtjylland i en situation, hvor vindkraftens andel af elproduktionen er fordoblet i regionen. Opskaleringen er sket ved at etablere solvarme, varmepumper og evt. sæsonvarmelager på de 77 kraftvarmeværker. Varmepumper er dog kun etableret på de 57 kraftvarmeværker, som er egnede til grundvandsvarmepumper. Beregningerne er foretaget i beregningsprogrammet EnergyPLAN og viser som hovedkonklusion at konceptet medfører: Reduceret brændselsforbrug Næsten total afvikling af varme produceret på naturgasfyrede kedler Reduceret behov for transmissionskapacitet svarende til varmepumpeudbygningen på 290 MW el (eller tilsvarende mulighed for at øge den installerede vindeffekt) Beregningerne viser tillige, at skal der samtidigt opnås miljømæssige forbedringer skal der skiftes til CO 2 -neutrale brændsler på de centrale kraftværker, eller også skal disse kraftværkers systemydelser leveres af andre aktører (decentrale værker bl.a.). Side 8 af 125

9 Barrierer for udbredelsen og forslag til løsninger Sidst i rapporten er resumeret barrierer for udbredelse af konceptet. De vigtigste barrierer er af selskabsøkonomisk og lovgivningsmæssig karakter. Følgende forslag er oplistet til at overkomme barriererne: Udvikling og demonstration af varmelagre og samlede koncepter Ændring af afgiftsforholdene, så varmepumpernes driftstid falder i perioder med høj andel af vindkraft produceret el Anlægstilskud i en begrænset periode Ændring af Energistyrelsens forudsætninger for samfundsøkonomiske beregninger, den faktiske realrente og den faktiske elpris Fjernelse af afgift for overskudsvarme Formidling Projektets resultater har undervejs i projektforløbet været anvendt i Varmeplan Danmark 2010, udarbejdet for Dansk Fjernvarme. Derudover har projektet været løbende formidlet og afslutningsvist præsenteret på en workshop hos Energinet.dk, den 6. januar Undervejs i projektet er udkommet tre rapporter som bekræfter, at konceptet vil få en stor rolle i det fremtidige danske el- og varmeproduktionssystem. Dansk Fjernvarme udgav i september 2010 Varmeplan Danmark 2010, Energinet.dk udgav ligeledes i september 2010 Energi 2050 Udviklingsspor for energisystemer og Klimakommissionen afleverede sin rapport Grøn energi vejen mod et dansk energisystem uden fossile brændsler i slutningen af oktober Side 9 af 125

10 Side 10 af 125

11 2 Mulige varmekilder for varmepumper og eksempler på anvendelse Dette afsnit beskriver mulige varmekilder til store varmepumper, giver eksempler på anvendelse af varmekilderne og angiver tekniske barrierer for anvendelse. 2.1 Å-, sø-, fjord- og havvand Dette afsnit beskriver potentialet for anvendelse af større varmepumpeløsninger til fjernvarmeformål, hvor energi fra fersk- eller havvand udnyttes som varmekilde. Generelt skelnes mellem åbne og lukkede systemer. I åbne systemer pumpes vand frem til varmepumpen, hvor det afkøles og returneres. Lukkede systemer består af en række slanger, der fastgøres på bunden af f.eks. en sø. Slangerne indeholder en antifrostvæske, som cirkuleres på samme måde som i systemer med jordvarme. Større anlæg vil typisk være åbne systemer, da mængden af slanger hurtigt bliver omfattende for lukkede systemer. Man kan normalt forvente et varmeoptag på ca. 20 W/m for lukkede systemer, og et anlæg på 1 MW-varme vil således kræve omkring 35 km slanger. Lukkede systemer anvendes ofte til mindre private anlæg, hvor varmeeffekten er begrænset. I øjeblikket findes der kun mindre lukkede systemer i Danmark. Da der ikke findes åbne anlæg i Danmark, er lovgivningen på området meget uklar. Der findes en historisk bekendtgørelse nr. 450 af 21/08/1984, som beskriver kravene til afledning af afkølet vand fra varmeindvindingsanlæg. Der er senere kommet en nyere bekendtgørelse nr af 24/11/2006, som ophæver BEK nr Den nye bekendtgørelse (nr. 1206) omhandler udelukkende varmeindvinding og køling via grundvand. Sidst i BEK nr nævnes det, at overtrædelse af bestemmelser efter BEK nr. 450 straffes efter gældende regler. Det vil altid være den lokale kommune, som skal vurdere og give tilladelse i det enkelte tilfælde, og kravene vil naturligvis være meget individuelle afhængigt af geografi, miljøklassificering osv. Der har været dialog med Silkeborg og Skanderborg kommuner, men da man ikke har kendskab til lignende sager, har det ikke været muligt at give klare retningslinjer. Ved en evt. vurdering vil der blive taget udgangspunkt i BEK nr. 450 og anlæggets størrelse/påvirkning i forhold det pågældende område. Der kræves både vandindvindings- og vandafledningstilladelse samt en egentlig miljøgodkendelse, for at etablere et åbent varmepumpesystem Ferskvand Vandløb eller større søer vil ofte kunne anvendes som varmekilder for varmepumper. Det er dog vigtigt at bemærke, at den mindst tilladelige temperatur for vand, der tilbageledes, er 2 C. Det betyder, at varmepumpeløsninger med ferskvand som varmekilde er forbundet med en vis begrænsning i vintermånederne. Varmepumpen bør derfor ikke være den eneste produktionsenhed. Varmepumpens påvirkning af temperaturniveauet i søer eller vandløb skal naturligvis begrænses mest muligt. Det vil være individuelt, hvor stor en påvirkning, der kan accepteres fra sted til sted, og grænsen skal afklares med kommunen i de enkelte sager. Generelt må det forventes, at en gennemsnitlig temperatursænkning på mellem 0,1 og 0,5 C vil kunne accepteres i de fleste tilfælde. Ifølge BEK nr. 450 må vandet maksimalt afkøles 5 C fra indtag til udledning, og den koldeste temperatur vandet må afledes med er 2 C. Når vandtemperaturen falder til mindre end 7 C, er det således ikke muligt at køle vandet 5 C fra indtag til udledning. Side 11 af 125

12 I løbet af 2011 forventes det, at der skal etableres en varmepumpeløsning ved kraftvarmeværket i Ans, som udvinder energi fra Tange Sø. Vandgennemstrømningen i Tange Sø er stor, og der vil derfor kunne hentes varme fra vandet, uden at temperaturen i søen påvirkes. Tabel 2.1 viser det gennemsnitlige temperaturniveau i de enkelte måneder. Resultaterne er baseret på målinger fra 2004 til Måned Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Temp. [ C] 2,3 2,8 4,6 9,5 13,7 17,6 19,0 18,8 15,6 11,3 7,2 4,5 Tabel 2.1: Vandtemperaturer i Tange Sø. Som det ses af tabellen, må det forventes, at vandtemperaturen kan nærme sig 2 C i januar og februar. Man må derfor regne med en væsentlig reduceret varmeproduktion i disse måneder. Søvand veksler primært varme med atmosfæren, hvilket betyder, at et overfladelag på 5-15 meter opvarmes af luften i løbet sommeren. Der dannes en temperaturligevægt, så vandets overfladetemperatur svarer nogenlunde til døgnets middeltemperatur i luften. Udvinding af varme fra overfladevandet vil betyde, at der dannes en ny ligevægt, så luften tilfører vandet yderligere energi. Vand på større dybder vil være væsentlig koldere, omkring 6-10 C. I løbet af efteråret afkøles søen af luften, og søen vil kunne opnå en ensartet temperatur på omkring 4 C, hvor vandet har størst densitet. Ved yderligere afkøling sker en lagdeling, hvor det varmeste vand lægger sig på bunden, og det kolde ligger øverst og fryser til is. Lagdelingen og isoverfladen har en isolerende virkning, og medmindre der er stor gennemstrømning i søen, veksles der kun lidt varme med omgivelserne i de koldeste måneder. I sådanne tilfælde vil et større varmepumpeanlæg kunne påvirke temperaturlagdelingen og isdannelsen ganske betydeligt. Afkøling af bundvand bør kun finde sted i søer med stor gennemstrømning, så det sikres, at varmeudvindingen ikke får indflydelse på søens temperaturniveauer hverken lokalt eller generelt i søen. I årets tre koldeste måneder vil de fleste søer og vandløb nå ned på en temperatur mellem 0 og 5 C. Det svinger temmelig meget fra år til år, og det må forventes, at der vil være år, hvor varmepumpen kan producere hele vinteren og andre år, hvor varmepumpen kun kan producere en mindre del af tiden. Generelt må varmekilden betragtes som ustabil i månederne november, december, januar, februar og marts, og det er vigtigt at undersøge de lokale forhold grundigt, inden et anlæg opstilles. For vandløb vil temperaturen de koldeste måneder ofte ligge på 3-4 C ved kilden, hvorefter temperaturen aftager, fordi vandet afgiver varme til omgivelserne. Om sommeren stiger vandtemperaturen fra kilde til udløb, fordi omgivelserne nu tilfører varme. Vandmængderne i de danske åer er ofte af en størrelse, der betyder, at selv større varmepumper kun vil have en marginal betydning på temperaturniveauet. Afhængig af vind og vejr vil der dog være store variationer i gennemstrømningen og varmekilden må derfor betragtes som meget ustabil. I lange perioder med frost vil gennemstrømningen ofte falde til en brøkdel, og man kan således ikke regne med varmeproduktion hele året. Rent teknisk bør vandet analyseres både for ph/aggressivitet og kvalitet i forhold til tilsmudsning og begroning af varmevekslere og andre komponenter, som er i direkte forbindelse med vandet. Filtrering af vandet kan være nødvendigt, og der bør under alle omstændigheder udarbejdes en detaljeret vedligeholdelsesplan, da begroninger og tilsmudsning har stor indflydelse på varmepumpens virkningsgrad og varmeeffekt. Det skal samtidig sikres, at vandet ikke forurenes i tilfælde af læk i kølekredsen. Der er derfor krav om en effektiv olieudskiller, såfremt anlægget indeholder mere end 1 kg olie. For kølemidler med Side 12 af 125

13 skadelig effekt skal der anvendes en sekundær væskekreds, så vandet ikke er i direkte kontakt med fordamperen Havvand Havvand er ofte uden kapacitetsmæssige begrænsninger som varmekilde. Samtidig er alle de større byer placeret tæt ved havet, og der er derfor store muligheder for at udnytte havvand i varmepumper. I de kystnære farvande vil der dog være temperaturmæssige begrænsninger, der stiller krav til fordamperkonstruktionen. Særligt i Østersøen vil temperaturen ofte nærme sig frysepunktet i løbet af vinteren, og en traditionel pladevarmeveksler vil hurtigt fryse til. I Sverige har man installeret flere anlæg med overrislede fordampere, som tillader en vis ispåfrysning. Herved er det muligt at anvende varmepumper selv ved temperaturer meget tæt på frysepunktet. Hvis der er mulighed for at lave vandindtag fra flere dybder, bør dette udnyttes, så varmepumpen bruger varmt overfladevand om sommeren, imens der skiftes til vand fra større dybde om vinteren, hvor dette er varmest. En anden mulighed er at anvende en vanddampkompressor, som kan udvinde den latente energi i vandet når det fryser. Vanddampkompressoren laver sjapis i havvandet ved at danne et undertryk der betyder, at vandet koger ved frysepunktet. Vanddampen kondenseres igen ved lidt højere tryk i varmepumpens fordamper, ved f.eks. 20 C. På den måde kan varmepumpen udvinde energi fra havvandet selv når temperaturen når frysepunktet. Samtidig undgår man problemer med begroninger i varmevekslere. Vanddampkompressorer er dog ikke et industrielt standardprodukt i dag, og teknologien er stadig under udvikling. Side 13 af 125

14 Af figur 2.1 ses data for en række målinger af havvandstemperaturen ved Bornholm. Figur 2.1: Havvandstemperaturer ved Bornholm. Som det ses nærmer temperaturerne sig ofte frysepunktet i løbet af vinteren, og traditionelle pladevarmevekslere vil derfor ikke være anvendelige til drift hele året. Øverste graf viser desuden, at bund- og overfladevandet ved Rønne har stort set samme temperatur. Side 14 af 125

15 Det er vigtigt at kortlægge strømningsforhold, temperaturer samt flora og fauna, så den mest hensigtsmæssige placering af vandindtaget kan findes. Der kan være store variationer i den naturlige begroning selv inden for et lille område. Havvandet skal analyseres, så de rette korrosionsbestandige materialer kan vælges. Eventuelle korrosionsproblemer vil ofte være identiske med dem, der findes om bord på skibe eller ved kondenserende kraftværker. Begroning vil primært udgøres af muslinger, havtulipaner og alger, og det bør sikres, at begroningen ikke kan få fodfæste, da det både vil betyde ringere effektivitet og øget korrosion i anlægget. Begroning kan forhindres ved filtrering, regelmæssig rensning, anvendelse af kemi, høje flowhastigheder eller eventuel periodevis opvarmning af fladerne til høje temperaturer. I Norge findes adskillige anlæg med havvandsoptag. Her er forholdene væsentligt mere egnede, da vandet kan hentes på stor dybde, hvor sollys ikke når ned. Derfor er mængden af organismer meget begrænset, og problemer med begroning reduceres kraftigt. Samtidig er temperaturen i bunden af de norske fjorde mellem 8 og 12 C hele året, hvilket gør at man ikke får problemer med tilisning i fordampersystemet Nordiske erfaringer Det er forsøgt at finde data fra nordiske varmepumpeinstallationer, der vil være relevante i forhold til de 4 værker. Det har ikke været muligt at finde en konkret applikation i Norden, som vil kunne anvendes som udgangspunkt for de deltagende værker. Installerede anlæg i Norden er ofte væsentligt større og udnytter primært overskudsvarme fra fjernkøling. Samtidig adskiller varmepumpetyperne sig væsentligt fra typer, der vil være anvendelige ved de 4 værker. De fundne anlæg ses i tabel 2.2 herunder: Land By Ydelse Årstal Kølem. Temp. Varmekilde Norge Sandvika 13 MW 1989 R134a Spildevand/fjernkøl Norge Nortura 650 kw 2007 Hybrid 83 C Spildvarme Rudshoegda Norge Trondhjem 900 kw 1994 NH3 48 C Havvand Norge Trondhjem 1,1 MW 2001 R134a 55 C Havvand/affugtning Norge Oslo 7,5 MW 1998 NH3 Grundvand/fjernkøl Norge Oslo 6,2 MW 2000 R134a 50 C Borehuller/fjernkøl Norge Oslo 2 MW 2000 NH3 70 C Havvand/køl Norge Akershus 8 MW 2008 NH3 52 C Borehuller/fjernkøl Norge Drammen 14 MW 2010? NH3 90 C Havvand Sverige Stockholm 27 MW 2000? 78 C Fjernkøling Sverige Stockholm 18 MW? R134a? Fjernkøling Sverige Stockholm 180 MW 1984 R134a 80 C Havvand Finland Helsinki 90 MW 2002? 88 C Fjernkøl/spildevand Tabel 2.2: Nordiske varmepumpeanlæg. Der er kigget nærmere på anlægget i Rudshoegda, de to anlæg i Trondhjem og to anlæg i Oslo (anlægget i Rudshoegda er beskrevet i afsnit 2.2 Overskudsvarme) Trondhjem - Carrier PIR Badet i Trondhjem opvarmes delvist af 2 stk. R134a varmepumper på hver 550 kw. Varmepumpernes varmekilde består dels af havvand og dels af affugtet ventilationsluft i forholdet 50/50. Havvandet hentes på 22 meters dybde, 200 meter fra kysten. Temperaturen på havvandet ligger mellem 8 og 12 C på årsbasis, og når vandet hentes på mere end 20 meters dybde, betyder Side 15 af 125

16 manglen på lys at algevæksten er begrænset. Dykkere rengør rørsystemet 2 gange årligt, og veksleren adskilles og højtryksrenses 1 gang årligt. Havvandet afkøles 3 C, inden det bortledes. Det ledes ikke direkte i fordamperen, men køles i en sekundær kreds. Der anvendes en titaniumveksler til havvandet. Varmepumperne opvarmer vandet i den interne vandkreds til 55 C. Varmen anvendes til rumopvarmning, affugtning, opvarmning af bassinvand samt forvarmning af brugsvand. På grund af et stort antal besøgende udgør opvarmning af brugsvand ca. 50% af det samlede varmebehov. Ifølge norsk lovgivning skal brugsvandet opvarmes til mindst 70 C, og derfor eftervarmes det med fjernvarme. Varmepumpens gennemsnitlige virkningsgrad er 3,3. Anlægget ejes af det lokale fjernvarmeselskab, men er installeret under svømmebassinet. Fjernvarmen i Trondhjem består af affaldsforbrænding. I sommerperioden, hvor det øvrige behov for fjernvarme er lille, anvendes derfor primært fjernvarme til opvarmning af svømmebadet. I vinterhalvåret tilkobles varmepumperne efter værkets aktuelle behov. Varmepumper af denne størrelse med HFC-kølemidler er ikke tilladt i Danmark. Data: Type Effekt Temp. varm Temp. varm Temp. varmekilde COP side, indløb side, udløb R134a 1,1 MW 20 C * 55 C 10 C 3,3 *estimeret Tabel 2.3: Data for varmepumper i PIR Badet - Trondhjem Trondhjem Johnson Controls Statoils forskningscenter i Trondhjem benytter 2 et-trins-ammoniakanlæg til køle- og varmebehov. Varmepumpernes samlede varmeeffekt er 900 kw. Varmekilden er havvand, som tages ind fra en dybde på 60 m, 640 meter fra kysten. Vandets temperatur svinger mellem 8 og 12 C på årsbasis, og dette temperaturniveau betyder at havvandet både kan anvendes til frikøling i sommerperioden og som varmekilde til varmepumpen i vinterperioden. Havvandet ledes direkte i varmepumpernes fordampere, som består af titaniumvekslere, og afkøles ca. 3 C. Vandet opvarmes til maksimalt 48 C og eftervarmes derefter med olie eller el. Varmepumpens gennemsnitlige virkningsgrad kendes ikke, men estimeres til 5. Data: Type Effekt Temp. varm side indløb Temp. varm side udløb Temp. varmekilde COP Pris (pr. MW) NH kw 30 C * 48 C 10 C 5* 1,0 mio. kr.* *estimeret Tabel 2.4: Data for varmepumper ved Statoil - Trondhjem Nydalen Dunham Bush Nydalen er et område i Oslo primært bestående af kontorbyggeri. Hele området er familieejet, og bygningerne lejes ud. Ejerne forsyner hele området med fjernvarme fra egen central. Denne består bl.a. af 4 større varmepumper med en samlet effekt på 6,2 MW. Varmekilden består af lodrette boringer i den underliggende klippegrund. Der er i alt 180 boringer á 200 meter. I alt udnyttes et volumen i klippegrunden på m 3. I sommerperioden benyt- Side 16 af 125

17 tes boringerne til frikøling, og ideen er at lagre varme i fjeldet til vinterperioden. Der er dog dårlig monitorering på systemet, og da grundvand gennemløber klippegrunden, vides det ikke, om energiforholdene hænger sammen. Det sekundære kølemedie i borehullerne afkøles ca. 3 C i fordamperne, og den mindste indløbstemperatur er 3-4 C. Der anvendes en flydende fremløbstemperatur på 50 C indtil udetemperaturen er under frysepunktet, og op til 70 C ved -20 C udendørs. Det maksimale varmebehov er ca. 12,5 MW, og der suppleres med olie-/el-opvarmning i kolde perioder og til efteropvarmning af brugsvand. Varmepumpens gennemsnitlige virkningsgrad er ca. 2,0. Varmepumper af denne størrelse med HFC-kølemidler er ikke tilladt i Danmark. Data: Type Effekt Temp. varm Temp. varm Temp. varmekilde COP side indløb side udløb R134a 6,2 MW 20 C * 50 C 5 C 2,0 *estimeret Tabel 2.5: Data for varmepumper i Nydalen - Oslo Vækerø Johnson Controls Hydros hovedkvarter ligger i Vækerø i udkanten af Oslo. Bygningen opvarmes bl.a. af et 2-trins-ammoniak varmepumpeanlæg med en kapacitet på 2 MW. Varmekilden er havvand, som tages ind fra en dybde på 30 m, 350 meter ude. Vandets temperatur svinger mellem 8 og 12 C på årsbasis, og dette temperaturniveau betyder at havvandet både kan anvendes til frikøling i sommerperioden og som varmekilde i vinterperioden. Havvandet ledes direkte i varmepumpernes fordampere, som består af titaniumvekslere og afkøles ca. 4 C. Udover havvand får varmepumpen energi ved at dække kølebehov for serverrum og klimaanlæg. Rørsystemet renses 1 gang årligt, hvor der presses en specialdesignet prop igennem røret, som afriver belægningerne. Fouling af vekslere minimeres ved tilsætning af syre i havvandet, inden det ledes igennem vekslerne. Der er kommet øget fokus på overvågning af vekslere, efter ydelsen for en veksler steg med 100% som følge af rensning. Jævnlig rensning af vekslere forventes derfor at indgå i fremtidig vedligehold. Varmepumpen opvarmer radiator- og brugsvand til maksimalt 70 C. Fremløbstemperaturen er flydende efter det aktuelle behov, og der eftervarmes med olie/el. Varmepumpens gennemsnitlige virkningsgrad kendes ikke, men det vurderes, at COP-værdien ligger på ca. 3,5. Data: Type Effekt Temp. varm side indløb Temp. varm side udløb Temp. varmekilde COP Pris (pr. MW) NH 3 2 MW 30 C 70 C 10 C 3,5* 2 mio. kr. *estimeret Tabel 2.6: Data for varmepumper ved Hydro - Oslo Generelt Af de fem norske anlæg, der er beskrevet i denne rapport, er princippet med havvand som varmekilde nok mest interessant i dansk sammenhæng. Ifølge de norske erfaringer skal vandet tages så dybt som muligt og mindst i en dybde af 20 meter. Samtidig er temperaturforholdene tæt på Side 17 af 125

18 konstante, og vandet har en egnet temperatur både til frikøling og som varmekilde til varmepumper. Rør og vekslere på havvandsdelen rengøres normalt én til to gange årligt. Der er stort set ingen monitorering på anlæggene, og det vides derfor ikke, om intervallet er optimalt i forhold til energiforbruget. Ved anlægget i Vækerø iblandes kemikalier i havvandet før veksleren for at minimere tilsmudsning. Havvandet afkøles 3-4 grader hele året. Generelt er der meget lidt fokus på energioptimering, og det umiddelbare indtryk er, at alle anlæg kunne optimeres energimæssigt og opnå en væsentlig mere hensigtsmæssig drift. I Norge koster elektriciteten ca. halvt så meget som i Danmark. Varmepumpeanlæggene fortrænger olie- eller el-opvarmning, og derfor bliver rentabiliteten god, selvom anlæggene ikke optimeres i særlig høj grad. I Norge er der ikke restriktioner på brugen af HFC-kølemidler, og derfor findes der flere anlæg med R134a og andre HFC-kølemidler. Energimæssigt er disse anlæg ikke bedre end anlæg med naturlige kølemidler. Men i forhold til ammoniak og kulbrinter er installationen ofte billigere, fordi HFC ikke anses for giftigt eller brandfarligt. Det er dog vigtigt at bemærke, at HFC-kølemidlerne er kraftige drivhusgasser, og selv mindre udslip af R134a svarer til mange tons CO 2 -ækvivalenter. Selv med elektricitet produceret på vedvarende energi har de norske HFC-anlæg reelt ikke nogen miljømæssig fordel frem for varmeproduktion på olie- eller naturgaskedler Lokale muligheder ved de 4 udvalgte fjernvarmeværker Muligheden for udnyttelse af søvand eller vandløb er størst i Ry og Gl. Rye. Der er ikke vand omkring Vildbjerg, og i Brædstrup er der kun en enkelt mindre sø kaldet Ring Sø, og afstanden til Gudenåen er for stor til, at denne er relevant i denne sammenhæng. Stor gennemstrømning og god opblanding er essentiel, hvis varmepumpen skal påvirke temperaturen i vandmiljøet mindst muligt. Med udgangspunkt heri forventes et varmeoptag ved Ry Mølle at være mest egnet i forbindelse med en eventuel varmepumpeløsning ved Ry. Ved Gl. Rye forventes vandløbet mellem Mossø og Gudenåsøen at kunne anvendes ved en varmepumpeløsning i Gl. Rye. Det har vist sig at være særdeles vanskeligt at finde data for de to vandløb. Det er således ikke lykkedes at finde data for vandløbet mellem Mossø og Gudenåsøen. Miljøcenter Århus har leveret målinger af temperaturniveauerne ved Ry Mølle, men de ligger ikke inde med flowmålinger. Gennemstrømningen kan beregnes på baggrund af målinger ved Tvilum, da gennemstrømningen her er sammenhængende med vandflowet ved Ry Mølle. På baggrund af disse data er varmeudtag ved Ry Mølle undersøgt nærmere. Resultaterne i tabel 2.7 dækker over mere end 700 målinger for vandtemperatur og gennemstrømning i årene Side 18 af 125

19 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Max 4,1 4,9 7,7 13,5 18, ,7 19,1 12,5 8,3 8,5 Temp. Min 0,2 0,1 1,0 5,8 11, ,8 16,5 11,4 6,8 2,9 0,9 [ C] Gns 2,3 2,1 3,8 8,3 15,0 17, ,2 15,3 10,2 5,5 3,7 Max 23,8 24,8 25,6 19,4 16,1 12,9 13,1 10,8 10,8 16,3 20,4 23,9 Flow Min 7,1 8,0 9,3 7,8 6,1 4,6 4,4 4,5 5,1 5,5 6,4 7,9 [m3/s] Gns 15,0 15,5 14,8 12,1 8,8 7,6 7,1 6,7 7,4 9,4 10,9 13 Tabel 2.7: Data for vandtemperatur og gennemstrømning ved Ry Mølle. Ifølge en ældre bekendtgørelse fra Miljøstyrelsen må den laveste temperatur, vandet må afledes med, være 2,0 C. Det må samtidig være det absolutte minimum ved anvendelse af traditionelle fordampere, hvor tilisning vil være problematisk. Muligheder for brug af varmepumpe Med udgangspunkt i ovenstående er der lavet beregninger for en CO 2 -varmepumpe, der producerer fjernvarmevand ved C. Varmepumpen er dimensioneret til at yde 1 MW i november måned. Varmepumpen køler søvandet maksimalt 3 C og ikke til en temperatur, der er mindre end 2 C. Tabel 2.8 viser varmepumpens gennemsnitlige varmeydelse og effektoptag de forskellige måneder, når det gennemsnitlige temperaturniveau for den pågældende måned anvendes. Effekt [kw] Eloptag [kw] Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec COP 2,7 2,7 2,7 2,9 3,2 3,4 3,4 3,4 3,2 3 2,8 2,7 Tabel 2.8: Effekt og virkningsgrad for varmepumpe installeret ved Ry Mølle. Bemærk de store variationer i vandløbets temperatur i øverste tabel. De 34 kw, der fremgår som mulig varmeeffekt i februar måned, dækker således over, at vandets temperatur ofte er mindre end 2 C i februar. Ofte vil det derfor ikke være muligt at producere i februar, og andre år vil der kunne produceres væsentligt mere. Ved 0,1 C nedkøling af det gennemstrømmende vand ved Ry Mølle vil der maksimalt kunne installeres varmepumper med en varmeeffekt på 2,5 MW, hvis der tages udgangspunkt i de laveste flow. Gennemsnitligt vil der dog kunne hentes mere end dobbelt så meget energi uden en generel sænkning af temperaturen på mere end 0,1 C Varmepumpetyper Tidligere har varmepumper ikke været egnet til fjernvarmeproduktion, fordi der ikke har været udviklet anlæg, der når den krævede temperatur på omkring ca. 80 C. Grænsen har længe været omkring 70 C, som ikke har været tilstrækkeligt i fjernvarmesystemer, men som til gengæld kan anvendes til individuel opvarmning af større bygninger og bl.a. udnyttes i Norge. De senere år er der sket en voldsom udvikling i kølesystemer med CO 2 som kølemiddel. CO 2 har nogle fysiske egenskaber, der gør det anvendeligt til varmeproduktion ved op imod 90 C. Det har været muligt at købe varmepumper til fjernvarmeproduktion siden I dag kan man også få ammoniakanlæg til høje temperaturer ved anvendelse af en nyudviklet single -skruekompressor. Men da teknologien fortsat er ny, og erfaringerne er få, er der dårligt kendskab til effektivitet og driftssikkerhed. Der er dog flere anlæg på vej, og inden for den nær- Side 19 af 125

20 meste fremtid må det forventes at teknologien er gennemprøvet og veldokumenteret. Der udvikles også kraftigt inden for traditionelle twin -skruekompressorer til ammoniak, og det forventes ligeledes, at disse vil blive lanceret som højtemperatur-modeller inden for en overskuelig fremtid. I Brædstrup Totalenergianlægs fortsættende projekt Boreholes in Brædstrup (Brædstrup Solpark) indgår netop den nævnte type twin -skruekompressor, idet der er indgået en udviklingsaftale med firmaet Johnson Controls i Viby ved Århus. CO 2 har nogle termodynamiske egenskaber, der gør det særligt velegnet til løsninger, hvor man har en lille temperaturdifferens på den kolde side og en stor temperaturdifferens på den varme side. Dette gør CO 2 velegnet til fjernvarmeproduktion med hav- eller søvand, hvor varmekilden kun køles ca. 3 C, imens fjernvarmevandet opvarmes ca. 40 C. Til gengæld er en CO 2 - varmepumpe meget afhængig af en lav temperatur på returvandet (helst 40 C eller mindre), og samtidig vil ammoniakanlæg have en bedre virkningsgrad ved varmekilder, hvor temperaturen er mere end ca C. Ammoniakvarmepumperne både optager og afleverer hovedparten af energien ved konstant temperatur. Dette betyder, at systemerne bliver lidt mere komplicerede, når der kræves et stort temperaturløft som ved fjernvarmevand. Her kræves flere kompressortrin og varmevekslere, og ammoniakanlæg til fjernvarmeproduktion vil ofte være dyrere og mere komplicerede end CO 2 - anlæg. Til gengæld er det muligt at opnå en bedre virkningsgrad særligt ved varmekilder på mere end C. Man vil typisk kunne opnå en virkningsgrad på 2,5-3 for varmekilder på omkring 0 C og omkring 3,8-4,2 for varmekilder på 20 C. CO 2 -varmepumper vil ofte have den bedste virkningsgrad når temperaturen på varmekilden er lav, og ammoniak vil være bedst ved højere temperaturer. I øjeblikket er der ikke egentlige alternativer til CO 2 eller ammoniak anlæg. En anden mulighed kunne være anlæg med kulbrinter som kølemiddel, men der findes kun få løsninger der kan imødekomme det høje temperaturkrav og virkningsgradsmæssigt kan de ikke konkurrere med især ammoniak anlæggene. Hybridvarmepumper er egnet til genvinding af industriel overskudsvarme. Kølemidlet har temperaturglid både ved varmeoptaget og varmeafgivelsen, som betyder, at der kan genvindes store mængder energi fra overskudsvarme til fjernvarmeproduktion i et enkelt trin. Fjernvarmevand kan opvarmes fra C, mens overskudsvarmen kan køles fra C med høj virkningsgrad. Man opnår altså en afkøling af varmekilden på 30 C, og får genvundet rigtig meget af den indfyrede energi. Sammenlignet med havvand, hvor der kun køles 3 C, bliver volumenflowet kun 1/10. Men det er til gengæld nødvendigt med høj indgangstemperatur (min C). Endelig er der som tidligere nævnt mulighed for at anvende vanddampkompressorer, som kan udnytte den latente energi af vandet, når det fryser. Vanddampkompressoren laver sjapis ved at danne et undertryk, der betyder, at vandet koger ved frysepunktet. Vandet kondenseres igen ved f.eks. 20 o C. På den måde kan udnyttes energi fra varmekilder selv når temperaturen når frysepunktet. Vanddampkompressorer er dog ikke et industrielt standardprodukt og teknologien er fortsat under udvikling. 2.2 Fjernvarme fra industriel overskudsvarme Formålet med dette afsnit er kort at afdække det uudnyttede potentiale for udnyttelse af overskudsvarme til fjernvarmeformål fra Region Midtjyllands virksomheder, samt at angive lokale afsætningsmuligheder i den eksisterende fjernvarmeforsyning. Afsnittet bygger bl.a. på data fra rapporten Virksomhedsrentabel udnyttelse af overskudsvarme (Energistyrelsen, 2009). Side 20 af 125

21 2.2.1 Erfaringer med udnyttelse af overskudsvarme I forbindelse med oliekrisen i 1970 erne blev der udført en række projekter med udnyttelse af industriel overskudsvarme til fjernvarmeformål. I 1990 erne var der særligt fokus på energiledelse og intern udnyttelse af overskudsvarme til opvarm½ning og procesformål. I de seneste år er der ikke sket meget i forhold til yderligere intern og ekstern udnyttelse af overskudsvarme. Det skyldes bl.a., at udnyttelsen af overskudsvarme med Energipakken fra 1996 blev pålagt en afgift til staten, samt at en række støttemuligheder faldt bort i I dag udnyttes overskudsvarmen fra en række af de mest energiforbrugende virksomheder i Danmark. Det gælder bl.a. Aalborg Portland, Shell, Statoil, Faxe Kalk og Danisco. Alene disse virksomheder står for mere end halvdelen af industriens samlede energiforbrug Udnyttelse af overskudsvarme i Region Midtjylland DAKA i Løsning i Hedensted Kommune havde i 2007 et bruttoenergiforbrug på 482 TJ og leverede 92 TJ fjernvarme til Løsning Fjernvarme. Ceres Bryggerierne i Århus leverede i TJ til Varmeplan Århus. Ceres Bryggerierne stoppede produktionen ultimo 2008, hvor produktion blev flyttet til bryggerierne i Faxe og Odense. Novopan Træindustri A/S har siden 1981 leveret overskudsvarme til Pindstrup Varmeværk. I 2007 leverede virksomheden ca. 30 TJ overskudsvarme til det nærliggende fjernvarmenet Akzo Nobel Salt, Mariager Fjord Kommune Akzo Nobel Salt har leveret varme til Assens Fjernvarme fra Akzo Nobel Salt ligger ca. 1,8 km fra Assens Fjernvarme og leverede overskudsvarme i en transmissionsledning, som ved fjernvarmeværket blev hævet til fjernvarmetemperatur med en eldrevet varmepumpe med en effektfaktor på ca. 4. I forbindelse med ombygningen af Assens Fjernvarme i 1994 blev overskudsvarmen droppet til fordel for et nyt flisfyret værk som har kørt siden. Man valgte flisløsningen i stedet for udskiftning til nye varmepumper, da der på det tidspunkt var usikkerhed om virkningsgraden for varmepumper uden freon som drivmiddel. Der udnyttes i dag ikke overskudsvarme fra Akzo Nobel Salt Rudshoegda Hybrid Energi, Norge På slagteriet Nortura i Rudshoegda nær Lillehammer genvindes spildvarme fra kølesystemerne via en varmepumpe. På slagteriet anvendes den genvundne varme internt til opvarmning af vaskevand, men er alligevel relevant fordi temperaturniveauerne svarer til danske fjernvarmesystemer. Anlægget er et såkaldt hybridanlæg, der både udnytter mekanisk kompression og absorptionsprincippet. Kølemidlet er ammoniak, der absorberes i vand. Med denne type anlæg fås et temperaturglid både på den kolde og den varme side. Typen er således fordelagtig, når der er store temperaturforskelle både ved varmekilden og ved det opvarmede medie. Anlægget på Nortura bruger overskudsvarme fra kølemaskiner, som af praktiske grunde forvarmes af en eksisterende lavtemperatur varmepumpe. Overskudsvarmen afkøles fra ca C, imens procesvandet opvarmes fra ca C. Anlæggets virkningsgrad er ca. 4,6. Side 21 af 125

22 Anvendelsen af hybridanlæg er ikke særlig udbredt i dag, men forventes at blive betydelig mere udbredt, efterhånden som stadig flere produktionsvirksomheder benytter varmegenvinding. Anlægsdata Type Effekt Temp. varm side indløb Hybrid 650 NH 3 /H 2 O kw Temp. varm side udløb Temp. varmekilde COP Pris (pr. MW) 43 C 83 C 50 C 4,6 3 mio. kr. Tabel 2.9: Data for hybridvarmepumpe ved Nortura - Lillehammer. Prisen for denne type anlæg ligger på ca. 3 mio. kr./mw leveret med flanger. Det forventes dog at et større styktal i fremtiden vil få varmepumpetypen ned på niveau med traditionelle ammoniakanlæg. Varmepumpetypen er fordelagtig ved udnyttelse af industriel spildvarme med relativ høj temperatur (30-50 C) og en stor temperaturdifferens på det opvarmede medie (20-40 C). Desuden gør hybridteknologien det muligt at nå væsentligt højere temperaturer end i traditionelle ammoniakanlæg ved samme trykniveau, omkring 100 C ved 25 bar Potentialet for udnyttelse af overskudsvarme i Region Midtjylland Energistyrelsen vurderede i 2009, at der med den nuværende afgiftsstruktur er et totalt uudnyttet potentiale for udnyttelse af overskudsvarme fra industrien på ca TJ/år, svarende til ca. 10% af virksomhedernes energiforbrug. Heraf vurderes ca TJ/år potentielt at kunne afsættes til nærliggende fjernvarmenet Vigtige parametre for den praktiske udnyttelse af potentialet for overskudsvarme Ved lokal udnyttelse af overskudsvarme fra en virksomhed til fjernvarmeproduktion, har bl.a. følgende forhold afgørende betydning: 1. Potentialets størrelse 2. Fremløbs- og returløbstemperaturerne i de nærliggende fjernvarmenet 3. Varmeproduktionsalternativet i det nærliggende fjernvarmesystem 4. Afstande til de relevante fjernvarmenet 5. Teknisk kompleksitet i relation til udnyttelse 6. Afgiftsmæssige forhold Ad. 1.) Virksomheder med et stort energiforbrug har umiddelbart stor interesse. Ved udregningen af det totale potentiale for udnyttelse af overskudsvarme i Danmark antager Energistyrelsen, at det er teknisk og økonomisk muligt at udnytte overskudsvarme fra en virksomhed, svarende til ca. 10% det samlede brændselsforbrug. Potentialets andel af bruttoenergiforbruget vil dog variere fra virksomhed til virksomhed. Ad.2.) Overskudsvarme med høj temperatur kan veksles direkte til den ønskede lokale fjernvarmetemperatur. Jo højere fjernvarmetemperatur, jo sværere vil det dog være at levere overskudsvarmen på fremløbet. Af samme årsag bør overskudsvarmen så vidt muligt afsættes i lokale distributionssystemer. I lokale net ligger fremløbstemperaturen typisk på 75 C om sommeren og 80 C om vinteren. Returløbstemperaturen ligger typisk på 39 C om sommeren og 43 C om vinteren. Dette billede må dog forventes at blive forrykket i nedadgående retning i de kommende år, når varmebehovet falder og indførelsen af lavtemperatur fjernvarme bliver mere udbredt. Side 22 af 125

23 Ad.3.) Produktionsformen og varmeprisen i de lokale fjernvarmenet er afgørende for muligheden for at realisere et overskudsvarmeprojekt. Ad.4.) Afstanden til det nærliggende fjernvarmenet har stor betydning for projektets udgifter til transmissionsledning, som ofte vil udgøre en væsentlig del af den samlede anlægsinvestering. Andelen af den samlende investering vil selvsagt afhænge af den leverede varmemængde. Ad.5.) Generelt er det mest enkelt og billigst at udnytte overskudsvarmen direkte via en varmeveksler, som kan levere varmen ved fremløbstemperatur. Meget overskudsvarme har dog for lav en temperatur til direkte udnyttelse via varmeveksler. I disse tilfælde kan varmen flyttes fra et lavt temperaturniveau til et højere (anvendeligt) igennem en varmepumpe. I de seneste år har der været meget fokus på elektriske CO 2 -varmepumper, da øvrige elektriske varmepumper ikke har kunnet levere den høje temperatur (ca. 80 C) som fjernvarmenettet kræver. I dag findes der dog også både ammoniak- og hybridløsninger, som kan anvendes til fjernvarmeformål. Ammoniakvarmepumper er kommercielt tilgængelige og er særligt egnede ved varmekilder med temperaturer på over 15 C. Hybridvarmepumperne er relativt ny, men meget lovende, teknologi. De enkelte varmepumpeteknologier har alle fordele og ulemper afhængig af applikationen, og en bestemt varmepumpetype er således ikke bedst egnet i alle tilfælde. Alternativt kan overskudsvarme anvendes til at hæve temperaturen på returløbet. Denne udnyttelse er forbundet med en væsentlig lavere anlægsinvestering, men vil typisk være mindre interessant i kraftvarmeområder, hvor en højere returtemperatur vil sænke el-virkningsgraden, og i områder med røggaskondensering, da varmevirkningsgraden reduceres. Ikke al overskudsvarme er lige enkel at udnytte. For nogle virksomhedstyper kan varmegenvinding være forbundet med betydelige omkostninger pga. særlige processer eller det anvendte brændsel. Omkostninger til genvinding af varmen kan ikke vurderes generelt, men må vurderes for den enkelte virksomhed. Ad.6.) Det danske afgiftssystem udgør desværre en betydelig hindring for udnyttelse af industriel overskudsvarme. Energi der anvendes i industrielle processer er ikke afgiftsbelagt, og overskudsvarme herfra tillægges derfor en afgift såfremt den udnyttes til rumopvarmning. I praksis nedsættes tilbagebetalingen af energiafgiften med ca. 190 kr./mwh-varme der genvindes. Såfremt varmen afsættes kan afgiften dog maksimalt udgøre 32,5% af det samlede vederlag. Hvis en virksomhed genvinder overskudsvarme internt til rumopvarmning afgiftsbelægges kun i perioden fra 1. oktober til 31. marts. Dette er dog kun gældende såfremt virksomheden betaler en ekstra afgift på 10 kr./m 2 om måneden i de afgiftsfri måneder. Genvindes varmen fra et lavt temperaturniveau via en varmepumpe anvendes samme afgiftssatser på 190 kr./mwh-varme eller 32,5% af det samlede vederlag. Det er dog kun den del af den genvundne varme, der overstiger 3 gange el-forbruget i en varmepumpe, som afgiftsbelægges. Det skal hertil bemærkes, at energi- og CO 2 -afgifter for den anvendte elektricitet udgør 721 kr./mwh-el. Der er herunder oplistet 3 eksempler for at illustrere betydningen i praksis. Side 23 af 125

24 Eksempel 1 Direkte anvendelse af overskudsvarme: En virksomhed har overskudsvarme ved høj temperatur og der kan leveres varme direkte til et fjernvarmeværk. Virksomheden sælger varmen til fjernvarmeværket til 300 kr./mwh. Afgiften fastsættes enten til 190 kr./mwh eller 32,5% af 300 kr. svarende til 92 kr./mwh. - Varmeproduktionspris eks. 1 = 92 kr./mwh I dette tilfælde vil virksomheden altså have en fortjeneste på 208 kr./mwh der leveres. Såfremt virksomheden udnytter varmen til intern rumopvarmning vil afgiften udgøre 190 kr./mwh, medmindre varmen udnyttes i sommerperioden (når der ikke er varmebehov). Eksempel 2 Genvinding af spildvarme via varmepumpe: En virksomhed har overskudsvarme ved lav temperatur (< 40 C) og kan derfor genvinde varmen via en varmepumpe. Virksomheden sælger varmen til et fjernvarmeværk for 300 kr./mwh. Udover afgift på overskudsvarme skal der betales afgift og forbrug af elektricitet. Det forudsættes at varmepumpen vil have en effektfaktor (COP) på 5 og kan således producere 5 MWh-varme for hver MWh-el. Produktionsprisen for 5 MWh-varme bliver således: - Indkøb af el (1 MWh): 400 kr. - Energi- og CO 2 -afgift af el (1 MWh): 721 kr. - Energiafgift af spildvarme ( 190 kr./mwh-el * (COP-3) ): 380 kr. - Alternativt 32,5% af kr. (5 MWh á 300 kr.): 488 kr. - Total produktionspris (5 MWh-varme): kr. Dette svarer til en produktionspris på 300 kr./mwh, hvor andelen af afgifter udgør 220 kr./mwh. - Varmeproduktionspris eks. 2 = 300 kr./mwh I dette tilfælde er salgs- og produktionsprisen den samme og der er således ingen fortjeneste. Anvender virksomheden varmen til internt brug er produktionsomkostningen den samme. Eksempel 3 Anvendelse af jordvarmepumpe: I stedet for at bruge spildvarme som varmekilde kunne varmepumpen være baseret på jordvarme. Ved denne installation skal der ikke betales afgift for den varme varmepumpen udnytter, men til gengæld bliver virkningsgraden lidt dårligere fordi varmekildens temperatur er lavere. Vi forudsætter igen, at varmen sælges til 300 kr./mwh. Effektfaktoren for et jordvarmeanlæg vil typisk være 4 i stedet for 5 som i eksempel 2. Produktionsprisen for 4 MWh-varme bliver: - Indkøb af el (1 MWh): 400 kr. - Energi- og CO 2 -afgift af el (1 MWh): 721 kr. - Total produktionspris (4 MWh-varme): kr. Dette svarer til en produktionspris på 280 kr./mwh, hvor andelen af afgifter udgør 180 kr./mwh. - Varmeproduktionspris eks. 3 = 280 kr./mwh Fortjenesten i dette tilfælde bliver 20 kr./mwh leveret varme. Anvender virksomheden varmen til internt brug er produktionsomkostningen den samme. Konklusion Side 24 af 125

25 Som det ses af de tre eksempler er det kun direkte anvendelse af overskudsvarme der er rentabelt. Samtidig er anlægsinvesteringen mindst i dette tilfælde, fordi der ikke kræves varmepumper til at hæve temperaturen. Desværre er det kun en mindre del af den industrielle spildvarme, der er til rådighed ved de høje temperaturer, hvor varmen kan anvendes direkte. De store energimængder findes ved lavere temperaturniveauer og skal derfor genvindes via varmepumper. Som det ses af eksempel 2 er det dog ikke rentabelt at udnytte disse energimængder med det nuværende afgiftssystem. Varmeproduktionsprisen lander på 300 kr./mwh, hvor knap 75% udgøres af energiafgifter. Dette svarer nogenlunde til varmeproduktionsprisen for gasmotorer, og der er derfor ikke incitament for udnyttelse af overskudsvarmen. Det er billigere at brænde mere gas af, end at etablere dyre varmepumpeanlæg for at producere til samme pris. For varmeværker baseret på biomasse bliver regnestykket endnu værre, og her vil det blive en dyr forretning at reducere brændselsforbruget ved anvendelse af spildvarme. Mere paradoksalt bliver det når man sammenligner eksemplerne 2 og 3. Varmeprisen er lavere for jordvarme end ved udnyttelse af spildvarme, på trods af et højere el-forbrug. Selvom energiforbruget er 25% større i tilfældet med jordvarme, er energiafgiften pr. produceret varmeenhed knap 20% mindre. Fordi energiafgifterne udgør hovedparten af den samlede pris bliver resultatet en reduktion i den samlede varmepris på 7%, når der anvendes en teknologi med 25% større energiforbrug Potentiale for udnyttelse af overskudsvarme i Region Midtjylland Tabel 2.10 viser et skøn over potentialet for udnyttelse af overskudsvarme i Region Midtjylland, ved udnyttelse af overskudsvarme fra regionens mest energiforbrugende virksomheder under antagelse af, at ca. 10% af virksomhedens energiforbrug kan udnyttes til overskudsvarme (jf. Energistyrelsen, 2009). Tabellen viser desuden afstanden til de lokale fjernvarmenet og det anvendte brændsel på de nærliggende fjernvarmeværker. Afstand og brændsel vil i praksis være afgørende for, hvorvidt det er attraktivt at afsætte overskudsvarme til det lokale fjernvarmenet. Det fremgår af tabellen, at der i Region Midtjylland er et samlet potentiale for udnyttelse af overskudsvarme på over 900 TJ/år. Hvor stor en del af potentialet der i praksis vil kunne udnyttes til fjernvarme må bero på konkrete undersøgelser af de enkelte virksomheder, men ca. halvdelen er nok ikke urealistisk med den rette incitamentsstruktur. Side 25 af 125

26 Skøn potentiale ENS, TJ/år Afstand til fjernvarmenet, km Nærliggende fjernvarmenet Tabel 2.10: Potentiale for udnyttelse af overskudsvarme for virksomheder i Region Midtjylland jf. Energistyrelsen Overskudsvarme fra DAKA i Løsning og Novopan Træindustri udnyttes allerede i dag Muligheder for udnyttelse af overskudsvarme ved de fire eksempelværker I projektet er mulighederne for anvendelse af overskudsvarme ved de fire fjernvarmeværker undersøgt nærmere. Mulighederne for udnyttelse af industriel overskudsvarme nær de fire fjernvarmeværker er generelt begrænset. I Vildbjerg ligger dog et industriområde, hvor virksomheden Herning Varmforzinkning er interessant for en nærmere undersøgelse. I Ry er det desuden interessant at undersøge muligheden for røggaskondensering. Ry Varmeværk anvender en fliskedel i varmeproduktionen, og den samlede virkningsgrad kan øges betydeligt ved køling af røggas fra fliskedler Industriel overskudsvarme, Herning Varmforzinkning Primært brændsel 2007 Sekundært brændsel 2007 Arla Foods Energy A/S 64 0 Vestforsyning, Måbjerg Værket (Holstebro) Affald, 1895 TJ Naturgas, 175 TJ Arla Foods, Arinco 68 0 Videbæk Energiforsyning Naturgas, 250 TJ Cheminova A/S 131 3,5 Harboøre og Thyborøn Træflis,165 TJ Colas A/S 3 0 Horsens Kraftvarmeværk Affald, 921 TJ Naturgas, 682 TJ Daka Bio-industries 27 2 Energi Randers Kul, TJ Biomasse, TJ Egetæpper A/S 9 2,5 Herning-Ikast Fjernvarme Biomasse, TJ Naturgas 835 TJ, Affald 500 TJ Lundgaard Teglværk A/S 16 1,5 Stoholm Fjernvarme Naturgas, 114 TJ Novopan Træindustri A/S 0 0 Pindstrup Varmeværk Overskudsvarme, 30 TJ Pipers Teglværker A/S 23 3 Hammershøj Fjernvarme Naturgas, 60 TJ Skjern Papirfabrik 20 0 Skern Fjernvarme Naturgas, 210 TJ Træpiller, 63 TJ Triplenine Fish Protin 75 0 Thyborøn Fjernvarme Træflis, 85 TJ AarhusKarlsham Varmeplan Århus Kul, TJ Affald og halm TJ Arla Foods, DP 63 5,5 Videbæk Energiforsyning Naturgas, 250 TJ Colas A/S 2 3,5 Sevel Fjernvarme Naturgas, 36 TJ Damolin A/S 15 3,5 Fur Kraftvarmeværk Naturgas, 44 TJ Danish Crown amba. 18 4,5 Horsens Kraftvarmeværk Affald, 921 TJ Naturgas, 682 TJ Højslev Teglværk A/S 10 4 Højslev Nr. Søby Fjernvarmeværk (Skive) Træflis, 52 TJ Naturgas, 1,5 TJ LMK Vej A/S 1 0 Energi Randers Kul, TJ Biomasse, TJ Maxit A/S, Hinge 90 9 Energi Randers Kul, TJ Biomasse, TJ 5 Hadsten Fjernvarme Halm, 280 TJ 8 Langå Fjernvarme Naturgas, 150 TJ Maxit A/S, Ølst 89 7 Energi Randers Kul, TJ Biomasse, TJ 7 Hadsten Fjernvarme Halm, 280 TJ 9 Langå Fjernvarme Naturgas, 150 TJ Munch Asfalt A/S 4 3 Ans Kraftvarmeværk Naturgas, 78 TJ NCC Roads A/S 5 6 Varmeplan Århus Kul, TJ Affald og halm TJ Palsgaard A/S 10 4 Blokvarme Juelsminde Naturgas, 15 TJ Daka Proteins 0 Løsning Fjernvarme Overskudsvarme, 88 TJ Samlet potentiale 908 Med baggrund i besøg og data fra Herning Varmforzinkning vurderes det, at der er mulighed for genvinding af spildvarme dels i virksomhedens ventilationsluft, og dels ved genvinding af varme fra de behandlede stålemner. Side 26 af 125

27 Ventilationsluft Virksomheden har to 450 C varme zinkbade med kraftige sug i toppen. Store mængder varm luft afsuges herfra, hvorefter det filtreres og bortledes. Med baggrund i oplysninger fra Herning Varmforzinkning vurderes det, at der mindst kan genvindes 1,35 GWh årligt ved at køle afblæsningsluften. Dette svarer til en kontinuerlig effekt på 450 kw i produktionstimerne. Det forventes dog, at målinger vil kunne påvise en endnu større energimængde i afblæsningsluften. Stålemner Virksomheden varmforzinker i øjeblikket ca. 80 tons stål i døgnet. Under processen opnår stålet en temperatur på 450 C, hvorefter det afgiver varmen til en fabrikshal. På baggrund af oplysninger fra Herning Varmforzinkning vurderes det, at den samlede varmeafgivelse fra stålemnerne udgør 1,2 GWh årligt. Dette svarer til en kontinuerlig effekt på 400 kw i produktionstimerne. Muligheder for brug af varmepumpe Energien fra afblæsningsluften vil relativt nemt kunne genvindes vha. en varmepumpe. Luften afblæses via to ventilationskanaler, og ved montering af køleflader i de to kanaler vil varmepumpen kunne afkøle luften, inden den bortledes. En CO 2 -varmepumpe vil kunne genvinde energien fra afblæsningsluften og producere fjernvarmevand (40-80 C) med en effektfaktor på 2,7. Det vil være mere omstændeligt at genvinde varmen fra de forzinkede stålemner. Stålemnerne afgiver varmen i en større fabrikshal med stor ventilation. Man kunne genvinde varmen ved at placere en køleflade under hallens loft, men da der er megen trafik ind og ud af hallen med trucks, vil en stor del af varmen undslippe, og det vil kræve større ændringer i indretningen, hvis varmen skal genvindes. Såfremt fabrikshallen isoleres, så varmen ikke kan slippe væk, vil en CO 2 -varmepumpe kunne genvinde varmen og producere fjernvarmevand (40-80 C) med en effektfaktor på 3,1. Der er i dag ikke fjernvarmerør imellem Herning Varmforzinkning og Vildbjerg Varmeværk. Der er dog mindre end 300 meter imellem værk og virksomhed. Samlet vurdering Ventilationsluften er anvendelig som varmekilde, og der er foretaget en konkret værksberegning i energypro med installation af en 700 kw CO 2 -varmepumpe, installation af køleflader i de to ventilationskanaler samt fjernvarmerør til varmeværket. Det forventes, at varmepumpen vil kunne levere 700 kw-varme ved et el-optag på 265 kw. Varmekilden vurderes at være til rådighed i i gennemsnit 12 timer i døgnet (primært fra kl og frem) i 250 dage om året (primært hverdage) Øget røggaskondensering i Ry Der er i projektet rekvireret data for røggassen fra Ry Varmeværk. Ud fra disse data kan det beregnes, at der vil kunne udvindes ca. 800 kw ved en nedkøling af røggassen til 20 C, inden den bortledes. En CO 2 -varmepumpe vil kunne udvinde den ekstra energi fra røggassen og producere fjernvarmevand ved C med en effektfaktor på 3,1. Side 27 af 125

28 Samlet vurdering Muligheden for kondensering af røggas er vurderet via en konkret værksberegning i energypro med installation af en 1,2 MW CO 2 -varmepumpe og evt. installation/tilpasning af vaskesystem. Varmepumpen forventes at levere kw-varme ved et el-optag på 380 kw. Varmekilden er til rådighed, når der er drift på fyret Eksempelberegning på udnyttelse af overskudsvarme fra Maxit i Region Midtjylland Maxit (tidligere Leca) har af flere omgange undersøgt mulighederne for udnyttelse af overskudsvarme fra fabrikkerne i Hinge og Ølst. Senest har BKU Consult i 2009 udarbejdet notatet Udnyttelse af spildvarme fra Maxit A/S i forlængelse af en dialog med Hadsten Varmeværk ultimo 2008, vedr. etablering af en varmeveksler ifm. røggasrensning på anlægget i Hinge og en transmissionsledning på 5-6 km frem til Hadsten Varmeværk. I det konkrete projekt ville fabrikken i Hinge kunne levere 5-6 MW ved C, mens Hadsten Varmeværk vil kunne aftage 3 MW i sommerperioden og hele produktionen i den øvrige del af året. Der vil ved en realisering af projektet ikke skulle etableres reservekapacitet, da denne er til stede på Hadsten Varmeværk, som er halmfyret. Der er udarbejdet en overslagsberegning over projektets samlede økonomi med følgende forudsætninger: Indtægter Indtægt ved varmesalg på 150 kr./mwh, svarende til marginal varmepris på Hadsten Varmeværk Varmeafsætning på MWh/år = 115 TJ/år Indtægt fra varmesalg: 4,8 mio. kr./år Udgifter Transmissionsledning til 20 mio. kr. svarende til en årlig udgift til renter og afdrag på 1,3 mio. kr./år Varmeveksler til 5 mio. kr. Afskrivning samt drift og vedligehold af varmeveksler på ca. 0,8 mio. kr./år Driftsoverskud: 4,8 mio. kr./år (1,3 mio. kr./år + 0,8 mio. kr./år) = 2,7 mio. kr./år. Den simple tilbagebetalingstid bliver: 25 mio. kr. / 2,7 mio. kr./år = 9,3 år. I ovenstående beregning er dog ikke medtaget den overskudsvarmeafgift, som virksomheder skal betale til staten i forbindelse med udnyttelse af overskudsvarme. Afgift til staten ligger mellem 42,3 kr./gj og 52,8 kr./gj afhængig af produktionsform og virksomhedstype. Afgiften kan dog i alle tilfælde højst udgøre 32,5% af det samlede vederlag ved varmesalg. I det aktuelle tilfælde svarer det til en merudgift på 1,6 mio. kr./år, som vil belaste projektet yderligere og gøre det helt uinteressant for investor med en tilbagebetalingstid på knap 23 år. Virksomheder stiller typisk krav om tilbagebetalingstider på 3-5 år på almindelige investeringer. Eksemplet viser, at særligt følgende belaster projektets samlede økonomi: Lav varmepris på det nærliggende fjernvarmeværk, da varmeproduktionen er baseret på halm Stor afstand til fjernvarmenettet (5-6 km) Relativt dyr varmeveksler påkrævet, grundet særligt aggressive røggasser Afgift på udnyttelse af overskudsvarme Side 28 af 125

29 2.3 Spildevand Spildevand behandles i vid udstrækning på centrale renseanlæg. Dermed vil der i mange tilfælde være et betragteligt vandflow i udløb fra renseanlæggene. Flowet i et almindeligt renseanlæg vil være nogenlunde på samme niveau over tid. Men i renseanlæg, hvor der både modtages spildevand og regnvand, vil der kunne forekomme store variationer. Generelt er det gældende for temperaturen af behandlet/renset spildevand, at der vil være en sæsonafhængig temperatur kurve med en tydelig påvirkning af lufttemperaturen. Det er ganske typisk at en betydende del af spildevandsbehandlingsprocessen foregår i åbne bassiner, og derved påvirkes spildevandets temperatur. Temperaturen af renset spildevand er baseret på dels tidligere gennemførte målinger på flere renseanlæg (Miljøstyrelsen, Arbejdsrapport nr. 49, 1992), samt informationer fra 5 renseanlæg i Region Midtjylland. Temperaturen i udløb fra renseanlæg vil typisk variere mellem ca. +8 C og ca. +20 C. Figur 2.2: Eksempel på temperaturkurve/svingninger, årsmæssigt betragtet (eksemplet er fra Marselisborg renseanlæg, Århus, Kilde: EA Energianalyse). Afhængig af renseanlæggets kapacitet (udnyttede kapacitet) vil der fra renseanlæg i Region Midtjylland være et udløbsflow fra ca. 100 m 3 pr. time til mere end m 3 pr. time. Det betyder, at der afhængigt af renseanlæggets kapacitet er et energipotentiale på 1 20 MW pr. anlæg ved udnyttelse af renset spildevand i sammenhæng med en varmepumpe. Der er 23 renseanlæg i regionen, som umiddelbart kan være relevante at inddrage i en specifik energikalkulation. 2.4 Grundvand Ved vurdering af de aktuelle muligheder for anvendelse af en varmepumpeløsning baseret på grundvand er der anvendt umiddelbart tilgængelige data fra GEUS/JUPITER boringsdatabase samt Side 29 af 125

30 øvrige tilgængelige data fra f.eks. miljø-centrene/amternes grundvandskortlægninger og øvrige kortlægninger. De kortlægninger har primært været (og er) fokuseret på at få lokaliseret grundvandsmagasiners udbredelse med hensyn til drikkevandsforsyning. Der er derfor stor forskel på hvor mange informationer der, udover JUPITER databasen, er til rådighed. Men eftersom det primært drejer sig om at kunne få bestemt, om der er muligheder i et område nær ved energiforsyningen værket (f.eks. 1 km radius som udgangspunkt) for at finde grundvand så vil JUPITER databasen i de fleste tilfælde kunne give disse informationer. Mht. til grundvandskapacitets forhold, hvor det er meget nødvendigt at finde ud af hvor meget grundvand, der eventuelt vil kunne oppumpes dvs. flow pr. time så er informationerne typisk meget varierede, hvilket har sammenhæng med at der kun til større drikkevandsformål eller f.eks. vandings-formål, bliver testet for flere hundrede kubikmeter i timen. Typisk vil et almindeligt vandværk oppumpe ca. 100 m 3 pr. husstand pr. år. Dermed vil en by med husstande have et behov på ca m 3 pr. år med en maksimal spidsbelastning på ca m 3 pr. time. Vandmængden, der skal til for at dække husstandes opvarmningsbehov, vil typisk være ca m 3 pr. time, som svarer til en drikkevandsmængde, der ville kunne forsyne op til ca husstande. I nedenstående skema ses eksempler på grundvandsløsninger til køling/opvarmning, hvor det er grundvandsflowet, der er væsentligt i denne sammenhæng. Side 30 af 125

31 Tabel 2.11: Eksempler på grundvandsløsninger til køling/opvarmning. Kilde: Energi & Miljø A/S og Enopsol ApS. Side 31 af 125

32 Side 32 af 125

33 3 Sæsonlagring (borehulslagre og damvarmelagre) Til at optimere udnyttelse af varmeenergien fra eksempelvis et solvarmeanlæg kombineret med en varmepumpeløsning, vil der kunne være store energimæssige fordele ved en effektiv lagring af varme. Ved anvendelse af solvarme som en del af en fjernvarmeproduktion, vil solvarmeanlægget kunne dække 10-20% af årsproduktionen sammen med døgnlagring i en ståltank (lagerstørrelse l/m 2 solfanger). Ønskes højere dækning med solvarme er det nødvendigt at etablere et sæsonvarmelager sammen med solfangerfeltet. De lagringsmæssigt betragtet p.t. mest effektive metoder er damvarmelager og jordvarmelager (borehulslager). Et damvarmelager består principielt af en udgravning beklædt med en plastliner, hvor der kan være et antal kubikmeter vand. Lageret overdækkes med et isolerende toplag. I løbet af sommeren føres varmt vand ind i lageret via en varmeveksler, og omvendt tages der varmt vand ud i løbet af vinterperioden. Hvis der er meget siltede lag i den øvre del af jordlagene og høj grundvandsstand, vil det være problematisk at grave ud til et damvarmelager. Et borehulslager fungerer principielt ved at der etableres et antal borehuller, hvor der monteres typisk 2 U-formede slanger i hver boring. Der kan så cirkuleres varmt vand i slangerne gennem sommeren. Varmen oplagres i jordlagene omkring boringerne. Gennem vintersæsonen hentes energien fra borehulslageret v.h.a. en varmepumpe. Ved konstatering af højt grundvandsniveau, d.v.s. f.eks. mindre end 5-10 meter under terræn, så vil et borehulslager ikke være umiddelbart relevant med mindre grundvandets strømningshastighed er mindre end ca. 1 m/måned. Der kan være meget store variationer i grundvandets strømningshastighed afhængig af den geologiske struktur og dermed grundvandsmagasinets egenskaber i et højpermeabelt sandlag vil der f.eks. kunne være en hastighed på m pr. år, mens der i et lavpermeabelt kalkmagasin måske kun vil være en strømningshastighed på 5-10 meter pr. år. De specifikke forhold ved og omkring de enkelte energiforsyninger er undersøgt ud fra boringsdata og øvrige tilgængelige geologiske/hydrogeologiske data. Den foreløbige vurdering, der er foretaget, viser om der umiddelbart betragtet er muligheder eller ikke muligheder pga. silt og grundvandsforhold. Der vil ved de fleste af de værker, hvor der er vurderet mulighed for at etablere et sæsonvarmelager, stadigvæk være behov for at få afklaret, om der rent faktisk er velegnede forhold. Varmeledningsevnen vil variere meget afhængig af hvilken type jordlag der er til stede. Skemaet viser nogle erfaringstal for udvalgte jordarter. Disse tal vil kunne variere afhængig af jordlagenes karakter på en given lokalitet. Der kan være blandende jordarter og forskelligt vandindhold. Side 33 af 125

34 Jordart tilstand Varmeledningsevne (W/m K)* Ler tørt Ca. 0,15 Ler fugtig Ca. 1,80 Ler vandmættet 0,6 2,5 Jord tørt Ca. 1,5 Jord med organisk stofindhold 0,15 2 Jord vandmættet 0,6 4 Sand tørt 0,15 0,25 Sand fugtig 0,25 2 Sand vandmættet 2 4 Kalk 1,26 1,33 *Størrelsen angiver, hvor meget varme, der trænger gennem 1 meter af et givent materiale, når materialet har en udstrækning på 1 kvadratmeter og der er en temperaturforskel på 1 kelvin (svarende til 1 C) mellem kold og varm side. Tabel 3.1: Varmeledningsevne for forskellige jordarter. Generelt er det sådan, at varmeledningsevne og varmekapacitet er bedst i vandmættede jordarter og dårligst i umættede jordlag. Det er dog ikke ensbetydende med at det ikke vil kunne være en god løsning at etablere et borehulslager i umættede sandlag. Men det vil være nødvendigt med flere boringer for at opnå den samme kapacitet som f.eks. ved et fugtigt lerlags-lager. Der vil også kunne være store variationer på lagseriers udbredelse både vertikalt og horisontalt, og dermed ikke entydige forhold for hver borings kapacitet. Der vil derfor skulle foretages konkrete jordbundsundersøgelser, før der kan træffes endelig beslutning om valg af sæsonvarmelager løsning. Ved Brædstrup Totalenergianlæg, Ry Fjernvarme og Rye Kraftvarmeværk, tre af de fire eksempelvarmeværker, er der gode muligheder for etablering af både borehulslager og damvarmelager. På grund af primært høj grundvandstand (terrænnært grundvand), er det ikke umiddelbart realistisk at etablere hverken borehulslager eller damvarmelager ved Vildbjerg Varmeværk. Det kan dog ved nærmere undersøgelse vise sig, at der ikke er så stor en grundvands-strømningshastighed at det alligevel kan være realistisk at etablere et borehulslager. Men konklusionen på de foreliggende data er, at der ikke vurderes umiddelbar mulighed for sæsonlager som borehulslager eller damvarmelager ved Vildbjerg Varmeværk, mens der er gode muligheder ved de tre øvrige eksempelværker. Der er ikke p.t. eksempler på anvendelse af borehulslagre som sæsonvarmelager i Danmark. I Tyskland har borehulslagre været anvendt i mere end 10 år. F.eks. er der i Neckarsulm etableret knap m 2 solvarmeanlæg med godt m 3 jordvarmelager (total volumen af jordlager). I Crailsheim er der etableret godt m 2 solvarmeanlæg med godt m 3 borehulslager (total volumen af jordlager). Damvarmelagre har været anvendt og anvendes i Danmark. Der er driftserfaringer fra f.eks. Marstal Fjernvarme, der har ca m 2 solvarmeanlæg med ca m 3 damvarmelager. Side 34 af 125

35 4 Potentiale, grundvandsvarmepumper og sæsonvarmelagre 4.1 Egnede kraftvarmeværker I projektet er der gennemført en screening til afklaring af egnethed i relation til varmepumper og/eller sæsonvarmelager. Denne screening fremgår af bilag 1. I forhold til grundvandsvarmepumpe bedømmes regionens fjernvarmeværker efter følgende kriterier: 1. Sandsynligvis mulighed for grundvandsvarmepumpe nær værket Begrænsede eller ingen grundvandsinteresser, samt ingen eller begrænsede restriktioner i relation til lokal natur 2. Måske mulighed for grundvandsvarmepumpe nær værket Områder med grundvandsinteresser og/eller væsentlige naturinteresser 3. Sandsynligvis ikke mulighed for grundvandsvarmepumpe nær værket Områder med særlige drikkevandsinteresser og/eller lokale naturområder med et højt beskyttelsesniveau, som forhindrer anvendelsen. Det kunne være f.eks. være Natura 2000 områder 1), habitatområde med bilag I- IV arter, 3 områder 2) etc. 1) Fuglebeskyttelsesområder og habitatområder indgår i det sammenhængende europæiske, økologiske netværk, som betegnes Natura ) 3 områder er naturtyper af særlig naturværdi, som er beskyttet under naturbeskyttelseslovens 3. 3 områder er udpegede heder, strandenge, strandsumpe, overdrev, ferske enge, moser, søer og vandløb. Loven omfatter sammenhængende arealer større end m 2, søer større end 100 m 2 og udpegede vandløb. Beskyttelsen indebærer, at områdernes tilstand ikke må ændres uden tilladelse fra den lokale kommune). Analysens resultater er kort præsenteret i tabel 4.1, afsnit 4.4. I kolonne 4 er angivet 1, 2 eller 3 ( karakteren til indikation af mulighed for grundvandsvarmepumpe). I kolonne 5 er det angivet, om der rent geologisk/hydrogeologisk betragtet er mulighed for at etablere sæsonvarmelager ( BL = borehulslager, DL = damvarmelager, - = ingen af delene). I kolonne 6 vises henholdsvis, hvor der er mulighed for sø/å, fjord/hav baserede varmepumpeløsninger, mens der i kolonne 7 er angivet om der kan være mulighed for anvendelse af spildevand i relation til en varmepumpeløsning. Hvis der i kolonnen vedrørende grundvandsforhold/miljø-natur (kolonne 4) er angivet 3 vil det sandsynligvis ikke umiddelbart være muligt at få tilladelse til at etablere en grundvandsvarmepumpeløsning, eller være muligt at få tilladelse til at etablere et sæsonvarmelager (borehulslager/damvarmelager). Det er dog væsentligt at bemærke, at kriterierne for karaktergivningen 1-3, selv om de er baseret på de nyeste opdaterede informationer, kan vise sig ikke at være 100% i overensstemmelse med de faktiske forhold. Det er der ikke noget hverken forkert eller usædvanligt i. Natur- og miljødata opdateres på den nationale database Miljøportalen på grundlag af opdateringer foretaget i de enkelte kommuner. Side 35 af 125

36 Der kan være områder, som ikke har været fysisk/visuelt opdateret indenfor nyere tid og dermed kan eksempelvis et 3 område været enten vokset ud af 3 status eller vokset ind i en 3 status. Det betyder, at uanset der er f.eks. er karaktergivet 1, og både mulighed for damvarmelager og borehulslager, så kræves der alligevel i hvert enkelt tilfælde en nøjere vurdering baseret på dialog med relevante myndigheder og undersøgelse af et potentielt område. 4.2 Miljømæssige begrænsninger Miljø og naturforhold: Der er udarbejdet en screening af beskyttelsesniveauet ift. grundvand og natur nær fjernvarmevarmeværker i Region Midtjylland. Screeningen giver et overblik over, hvorvidt beskyttelseshensyn forhindrer etablering af grundvandsvarmepumper nær de enkelte værker. Data til brug for vurderingen er hentet fra Miljøportalen/arealinformation. Grundvand og jordbundsforhold: Datagrundlag for vurdering er primært grundvandspotentialer, indvindingsforhold, hovedsagligt fra boringer i området ved det enkelte fjernvarmeværk (som udgangspunkt er vurderet i en afstand op til ca. 1 kilometer). I det omfang der er andre undersøgelser tilgængelige, f.eks. geologisk/hydrogeologisk kortlægning af området indgår disse data også i vurderingen. De boringsmæssige data er hentet fra den nationale boredatabase Jupiter. Restriktioner: Ved vurdering af mulighed for etablering af grundvandsvarmepumpe/sæsonlager nær et fjernvarmeværk er følgende forhold væsentlige at afklare: 1. Beskyttelsesniveauet for det lokale grundvand a. Der vil som udgangspunkt ikke kunne gives tilladelse til etablering af grundvandsvarmepumper i områder med særlige drikkevandsinteresser (OSD) af hensyn til beskyttelse af den fremtidige vandforsyning. b. I områder med drikkevandsinteresser og begrænsede drikkevandsinteresser kan der, efter en konkret vurdering af indvindingens og reinfiltrationens påvirkning på omgivelserne, gives tilladelse til etablering af grundvandsvarmepumper. 2. Beskyttede naturtyper i lokalområdet a. Beskyttelseshensynet ift. udpegningsgrundlaget for Natura 2000 områder vægtes højt og kan forhindre etablering af grundvandsvarmepumper/sæsonlagre. b. Nærliggende våd natur ( 3), mose, sø, eng mv. må ikke påvirkes i negativ retning. 4.3 Metode til vurdering af potentialerne Det absolutte potentiale for hver enkelt fjernvarmeforsyning kan baseres på de mulige energikilder, der er angivet i afsnit 4.4, tabel 4.1. Side 36 af 125

37 Potentialerne er primært vurderet ud fra om der er mulighed for at anvende grundvand, søvand, åvand, havvand eller spildevand. Mulighederne er ikke kun defineret ud fra kapacitetsmæssige forhold, men også ud fra en vurdering af de miljø- og naturmæssige restriktioner der kan være i området. Grundlaget for udpegningskriterierne og kriterierne for at til- eller fravælge, er beskrevet i afsnit 4.1 i relation til bedømmelse af de enkelte fjernvarmeforsyningers egnethed i forhold til varmepumpeløsninger. Det eksakte energipotentiale for hvert enkelt af de 77 fjernvarmeværker, skal kalkuleres specifikt. Men som en indikation af hvilket potentiale, der eksisterer, er metoden ganske anvendelig. 4.4 Mulighed for udnyttelse af varmepumper og sæsonlager på fjernvarmeværker i Region Midtjylland I bilag 1 er der som sagt foretaget en screening af miljø og grundvandsforhold nær regionens fjernvarmeværker for at vurdere potentialet for udrulning af varmpumper og sæsonlagre på regionens fjernvarmeværker. Resultatet af kortlægningen fremgår af tabel 4.1. Værk Brændselstype Brændselsmængde (TJ) Grundvandsforhold /miljø-natur Jordbundsforhold/ sæsonlager Varmepumpe Sø/å eller Fjord/hav Spildevandsbaseret varmepumpemulighed Brædstrup Totalenergi-anlæg Naturgas, sol BL/DL Vildbjerg Varmeværk Naturgas Ry Fjernvarme Træflis, træpiller, sol 200, 4 2 BL/DL Sø/å Rye Kraftvarmeværk Naturgas 61 2 BL/DL Sø/å Studstrupværket Kul, biomasse , BL Hav Ja Herningværket Biomasse Ja Grenå Kraftvarmeværk Kul, biomasse 572, Hav Ja Energi Randers Biomasse Fjord Ja Ans Fjernvarmeværk Aulum Fjernvarme Bjerringbro Varmeværk Bording Kraftvarmeværk Ikast el- og varmeforsyning, Isenvad Ikast el- og varmeforsyning, Ikast Naturgas 78 2 BL Sø Naturgas Naturgas BL Å Ja Naturgas Naturgas Ja Naturgas Ja Side 37 af 125

38 Boulstrup-Hou Kraftvarmeværk Naturgas Hav Brande Fjernvarme Naturgas Reno Syd Naturgas Durup Fjernvarme Naturgas Effektmarked Naturgas 2,6 3 - Ejstrupholm Varmeværk Energigruppen Jylland Varme Engesvang- Moselund Varmeværk Feldborg Kraftvarmeværk Frederiks Varmeværk Fur Kraftvarmeværk Gassum- Hvidsten Kraftvarme Glyngøre Fjernvarme Gylling-Ørting- Falling Kraftvarmeværk Haderup Kraftvarmeværk Hammershøj Fjernvarmeværk Hedensted Fjernvarme Struer Forsyning Fjernvarme Hundslund- Oldrup Kraftvarmeværk Hvam Kraftvarmeværk Hvide Sande Fjernvarme Karup Varmeværk Klejtrup Kraftvarmeværk Klinkby Kraftvarme Kloster Kraftvarmeværk Kølvrå Fjernvarmecentral Lading-Fajstrup Kraftvarmeværk Langå Kraftvarmeværk Laurbjerg Kraftvarmeværk Naturgas Sø Primært biogas og biomasse Ja Naturgas Sø Naturgas Naturgas Naturgas Fjord Naturgas Naturgas 36 1 DL Fjord Naturgas 93 2 BL/DL Naturgas 52 2 BL/DL Å Naturgas 60 2 BL/DL Ja Overskudsvarme 88 2 BL/DL Naturgas, olie 14, 2 2 BL Fjord Ja Naturgas 36 2 BL Naturgas 49 2 BL Naturgas BL/DL Hav/fjord Ja Naturgas Å Ja Naturgas Sø Ja Naturgas Fjord Naturgas Naturgas Naturgas Naturgas BL/DL Å Ja Naturgas 54 2 BL/DL Side 38 af 125

39 Lem Varmeværk Naturgas, biomasse 162, Lemvig Kraftvarme Naturgas, træpiller BL/DL Fjord Ja Løgstrup Varmeværk Naturgas BL/DL Fjord Mejlby Kraftvarmeværk Naturgas 22 2 BL/DL Mellerup Kraftvarme Naturgas 45 2 BL/DL Fjord Måbjergværket Affald, biomasse Møldrup Varmeværk Nørre Nissum Kraftvarme Nørre Snede Varmeværk Ramsing-Lem- Lihme Kraftvarmeværk Rask Mølle Varmeværk Ringkøbing Fjernvarmeværk Ringkøbing Fjernvarmeværk (Rindum) Skive Fjernvarme Sevel Kraftvarmeværk Fårvang varmeværk Silkeborg Kraftvarmeværk Skals Kraftvarmeværk Skjern Fjernvarmecentral Spjald Fjernvarme Stoholm Fjernvarmeværk Thorsø Fjernvarmeværk Tim Kraftvarmeværk Troldhede Kraftvarmeværk Tørring Kraftvarmeværk Uggelhuse- Langkastrup Kraftvarmeværk Ulbjerg Kraftvarme Viborg Kraftvarme Videbæk Energiforsyning Værum-Ørum Kraftvarmeværk Naturgas 81 2 BL/DL Naturgas BL/DL Fjord Naturgas BL/DL Naturgas BL/DL Naturgas Naturgas Fjord Ja Naturgas Ja Træpiller, naturgas, olie 316, 179, Fjord Ja Naturgas Biomasse 50 2 BL/DL Naturgas DL Sø/å Naturgas BL Å Ja Naturgas, træ 208, Å Naturgas DL Naturgas Biogas, naturgas 72, Naturgas Naturgas 39 2 DL Naturgas Ja Naturgas 32 2 BL/DL Naturgas 29 2 BL Naturgas Sø Ja Naturgas Ja Naturgas Side 39 af 125

40 Ørnhøj- Grønbjerg Kraftvarmeværk Naturgas Ørum Varmeværk Naturgas Ja Ådum Kraftvarmeværk Naturgas Tabel 4.1: Bedømmelse af mulige energiløsninger til regionens fjernvarmeværker. Tabel 4.2 viser hvor mange værker i regionen, der i forlængelse af tabel 4.1., er relevante i forbindelse med varmepumpe og sæsonlagerløsninger. I alt 77 fjernvarmeværker er undersøgt. Potentielle muligheder for varmepumpeløsning og sæsonvarmelager (borehulslager eller damvarmelager) Antal fjernvarmeværker Anvendelse af grundvandsvarmepumpe er muligt. Der er mulighed for både borehulslager og damvarmelager. 20 Anvendelse af grundvandsvarmepumpe er muligt. Borehulslager er muligt men ikke damvarmelager. 8 Anvendelse af grundvandsvarmepumpe er muligt. Damvarmelager er muligt men ikke borehulslager. 5 Anvendelse af grundvandsvarmepumpe er muligt, men ikke borehuls- eller damvarmelager. 24 Anvendelse af varmepumpe baseret på søvand er muligt. 6 Anvendelse af varmepumpe baseret på vandløb er muligt. 2 Anvendelse af varmepumpe baseret på hav/fjordvand er muligt. 15 Anvendelse af varmepumpe baseret på spildevand er muligt. 23 Fjernvarmeværker, hvor der ikke er umiddelbar mulighed for anvendelse af ovenstående. 13 Tabel 4.2: Totalt regionspotentiale varmepumpe og sæsonlager i jord. Side 40 af 125

41 4.5 Det samlede potentiale for varmepumpe- og sæsonlager løsninger mv. nær fjernvarmeværker i Region Midtjylland Med udgangspunkt i tabel 4.1 mm. giver tabel 4.3 et forsigtigt skøn på det totale potentiale for undersøgte teknologier til fjernvarmeproduktion og varmelagring i Region Midtjylland. Teknologi Overskudsvarme Spildevand Grundvand Potentiale for fjernvarmeproduktion i Region Midtjylland Jf. screening af virksomheder i Region Midtjylland i tabel 2.10 er potentialet for udnyttelse af overskudsvarme på virksomheder i regionen på ca. 900 TJ/år. Varmeeffektpotentialet er ikke udregnet, da effektpotentialet for en række virksomheder vil variere meget over året. Det er ikke er undersøgt nærmere, hvorvidt varmen kan udnyttes direkte eller skal udnyttes via en varmepumpe. Der er i Region Midtjylland potentielt 23 renseanlæg, hvorfra spildevand vil kunne udnyttes som varmekilde til en varmepumpe. Potentiel varmeeffekt er ikke undersøgt nærmere i projektet, men et forsigtigt skøn vil være ca. 200 MW varme. I tabel 4.1 er 57 fjernvarmeværker vurderet relevante i forhold til grundvandsvarmepumper. Deres årlige varmeproduktion er jf. energiproducenttællingen på: TJ = GWh. Dette svarer til godt halvdelen af varmeproduktionen på regionens kraftvarmeværker (gruppe 2 i EnergyPLAN beregning). Potentialet for store varmepumper udregnes med udgangspunkt i spidslast som følger: Middel effektbehov: GWh / 8.760h = 315 MW varme Spids brugsvand: 315MW varme x 0,2 = 63MW varme Spids rumvarme: 315MW varme x 0,8 x 4 x 0,8 = 806MW varme Samlet spidslast: 870 MW varme Med en effektfaktor på 3 sættes den potentielle grundvandsvarmepumpeeffekt til: 870MW varme /3 = 290 MW el Sæsonlagring Jf. EnergyPLAN beregning i bilag 6 produceres TJ fjernvarme pr. år fra varmepumper ved fuld udnyttelse af potentialet. Ca. 30 fjernvarmeværker har jf. screening i tabel 4.1 mulighed for etablering af sæsonlager. Deres årlige varmeproduktion er jf. energiproducenttællingen på ca TJ/år eller 750 GWh. Den samlede lagerstørrelse ved 50% soldækning på årsbasis udregnes som: Varmeproduktion fra sol: 0,5 x 750 GWh = 375 GWh Solfangerareal: MWh / 0,4 MWh/m 2 = m 2 Størrelse på sæsonlager: 2 m 3 /m 2 x m 2 = m 3 Varmekapacitet lager: 1,16 kwh/m 3 / o C x 75 C x m 3 = 163 GWh = 587 TJ Tabel 4.3: Estimat for det samlede potentiale for store varmepumper og sæsonlage mv. i Region Midtjylland. Side 41 af 125

42 Side 42 af 125

43 5 Beregningseksempler Der er i projektet beregnet energiomsætning, selskabsøkonomi og samfundsøkonomi for en række løsningsforslag på 4 værker i Region Midt, hhv. Vildbjerg Kraftvarme, Rye Kraftvarmeværk, Ry Varmeværk og Brædstrup Totalenergianlæg. For hvert værk er der regnet på den nuværende situation (referencen), samt udvidelser med solvarme og elektriske varmepumper. Som varmekilder til varmepumperne er anvendt grundvand, røggas og spildvarme. I varmepumpeberegningerne er der desuden regnet med to forskellige former for afgifter. 5.1 Beregningsmetode Beregningerne er lavet som differensberegninger, d.v.s. at selskabs- og samfundsøkonomien i løsningsforslagene vurderes i forhold til en reference. Energiomsætningen og selskabsøkonomien er beregnet i simuleringsprogrammet energypro ( Der er lavet 20 forskellige modeller i energypro. I bilagene 2 5 findes udskifter fra energypro for referenceberegningerne for de 4 værker. For hvert værk er der regnet på den nuværende situation (referencen), samt udvidelser med solvarme og elektriske varmepumper. Solvarmeproduktionen er beregnet i det dynamiske simuleringsprogram TRNSYS version Som varmekilder til varmepumperne er anvendt grundvand, røggas og spildvarme. Alle løsningsforslagene med elektriske varmepumper er beregnet med to forskellige former for afgifter: A. Afgifter i henhold til el-patronloven (lov nr af 21. december 2005), som svarer til 208 kr/mwh produceret varme. B. Et forslag til en afgift, som reducerer brugen af el fra kulkondensværker og øger brugen af el fra vindmøller. Her beregnes afgiften som 208 kr/mwh forbrugt el, og der indføres et loft på max driftstimer pr. år. I beregningerne indgår en række forudsætninger, hvoraf de vigtigste er oplistet i tabel 5.1. Side 43 af 125

44 Parameter Forudsætning Planperiode 1 år (2009) Udetemperatur El-spotpris Dansk normalår (døgnbasis) DK-Vest 2009 (timebasis) Uvægtet årsgennemsnit = 268 kr/mwh Kilde: Naturgas Brændværdi (nedre): 11 kwh/nm 3 Flis Træpiller COP varm for varmepumper El-marked Driftsstrategi El-produktionstilskud Brændværdi (nedre): 9,5 GJ/ton Brændværdi (nedre): 17,5 GJ/ton 2,5 for grundvand 2,6 for spildvarme fra Herning Varmforzinkning 3,1 for røggas fra fliskedel Spotmarked Minimer netto varmeproduktionsomkostninger 80 kr/mwh (op til MWh/år) Naturgaspris excl. afgifter 2,50 kr/nm 3 Flispris (excl. NO X -afgift) El-distribution (til varmepumpe) Afgifter 491,80 kr/ton (ca. 52 kr/gj) 120 kr/mwh 2010-satser Investering, solvarme * A 0,84 [kr], hvor A er solfangerarealet i [m 2 ], minus energibesparelse (1 års produktion á 250 kr/mwh) Investering, varmepumpe Tabel 5.1: Beregningsforudsætninger. 3 * Q + 1 [Mkr], hvor Q er varmeeffekten i [MW] Side 44 af 125

45 5.2 Vildbjerg Kraftvarme Vildbjerg Kraftvarme er et naturgasfyret kraftvarmeværk med 2 motorer, en gaskedel og en akkumuleringstank samt en 12 MW elkedel, der er installeret ultimo Det graddøgnskorrigerede varmebehov ab værk er ca MWh/år. Der er regnet på følgende situationer for værket: Referencen (med 100% naturgas) Reference m 2 solvarme Reference m 2 solvarme + 4 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift A Reference m 2 solvarme + 8 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift B Reference + 0,7 MW varme varmepumpe (spildvarme) med afgift A Reference + 0,7 MW varme varmepumpe (spildvarme) med afgift B Som spildvarme er regnet med spildvarme fra Herning Varmforzinkning. Varmeproduktionsfordelingerne fremgår af figur 5.1. Varmeproduktion / [Mwh/år] Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 1+2 Motor 1+2 med 8 øre Figur 5.1: Varmeproduktionsfordelinger for Vildbjerg Kraftvarme. Det fremgår af figuren, at naturgaskedlen står for ca. 70% af varmeproduktionen i referencen. at de m 2 solvarme dækker ca. 15% af det årlige varmebehov. at varmepumperne dækker ca. hhv. 50%, 45%, 5% og 4% af det årlige varmebehov. at den del af motordriften, som modtager el-produktionstilskud, ikke fortrænges af hverken solvarme eller varmepumper. at varmepumpen på 4 MW varme har over dobbelt så mange driftstimer som varmepumpen på 8 MW varme, og at førstnævnte derfor anvender en del el fra kulkondensværker. Der henvises til afsnit 5.6 for selskabsøkonomi, afsnit 5.7 for samfundsøkonomi samt bilag 2 for yderligere beregningsdetaljer. Side 45 af 125

46 5.3 Rye Kraftvarmeværk Rye Kraftvarmeværk er et naturgasfyret kraftvarmeværk med 2 motorer, en gaskedel og en akkumuleringstank. Det graddøgnskorrigerede varmebehov ab værk er ca MWh/år. Der er regnet på følgende situationer for værket: Referencen (med 100% naturgas) Reference m 2 solvarme Reference m 2 solvarme + 1,2 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift A Reference m 2 solvarme + 2,4 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift B Varmeproduktionsfordelingerne fremgår af figur Varmeproduktion / [Mwh/år] Reference m2 sol Sol+1,2 MW-varme (5.385h) Sol+2,4 MW-varme (2.488h) Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 2 Motor 1 Figur 5.2: Varmeproduktionsfordelinger for Rye Kraftvarmeværk. Det fremgår af figuren, at naturgaskedlen står for ca. 53% af varmeproduktionen i referencen. at de m 2 solvarme dækker ca. 10% af det årlige varmebehov. at varmepumperne dækker ca. hhv. 69% og 64% af det årlige varmebehov. at både solvarmen og varmepumperne fortrænger en del af motordriften. at varmepumpen på 1,2 MW varme har over dobbelt så mange driftstimer som varmepumpen på 2,4 MW varme, og at førstnævnte derfor anvender en del el fra kulkondens. Der henvises til afsnit 5.6 for selskabsøkonomi, afsnit 5.7 for samfundsøkonomi samt bilag 3 for yderligere beregningsdetaljer. Side 46 af 125

47 5.4 Ry Varmeværk Ry Varmeværk er primært et flisfyret varmeværk. Værket har herudover en træpillekedel, et ældre solvarmeanlæg på m 2 samt en mindre akkumuleringstank. Det graddøgnskorrigerede varmebehov ab værk er ca MWh/år. Der er regnet på følgende situationer for værket: Referencen (med 92% flis, 5% træpiller og 3% solvarme) Reference m 2 solvarme Reference m 2 solvarme + 2,5 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift A Reference m 2 solvarme + 2,5 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift B Reference + 1,18 MW varme varmepumpe (røggas fra fliskedlen) med afgift A Reference + 1,18 MW varme varmepumpe (røggas fra fliskedlen) med afgift B Udvidelsen af solvarmeanlægget med m 2 indeholder en ny akkumuleringstank på m 3, som er prissat til 2,5 Mkr. Varmeproduktionsfordelingerne fremgår af figur 5.3. Varmeproduktion / [Mwh/år] Solvarme Varmepumpe Pillekedler Fliskedel Figur 5.3: Varmeproduktionsfordelinger for Ry Varmeværk. Bemærk den brudte y-akse! Det fremgår af figuren, at fliskedlen står for ca. 92% af varmeproduktionen i referencen. at solvarmen dækker ca. hhv. 3% og 13% af det årlige varmebehov. at varmepumperne dækker ca. hhv. 0%, 8%, 0% og 1% af det årlige varmebehov. at varmepumpen på 2,5 MW varme med afgift B er den eneste, der har et rimeligt antal driftstimer. Dette skyldes at el-spotprisen skal være meget lav (eller negativ) for at varmepumperne kan konkurrere med flisvarmen. Der henvises til afsnit 5.6 for selskabsøkonomi, afsnit 5.7 for samfundsøkonomi samt bilag 4 for yderligere beregningsdetaljer. Side 47 af 125

48 5.5 Brædstrup Totalenergianlæg Brædstrup Totalenergianlæg er et naturgasfyret kraftvarmeværk med 2 motorer, 2 gaskedler og en akkumuleringstank. Værket har desuden et nyere solvarmeanlæg på m 2. Det graddøgnskorrigerede varmebehov ab værk er ca MWh/år. Der er regnet på følgende situationer for værket: Referencen (med 91% naturgas og 9% solvarme) Reference m 2 solvarme Reference m 2 solvarme + 4 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift A Reference m 2 solvarme + 8 MW varme varmepumpe (grundvand) med afgift B Reference m 2 solvarme m 3 borehulslager + 4,5 MW varme varmepumpe Varmeproduktionsfordelingerne fremgår af figur 5.4. Varmeproduktion / [Mwh/år] Solvarme Varmepumpe Kedler Motor 1+2 Motor 1+2 med 8 øre Figur 5.4: Varmeproduktionsfordelinger for Brædstrup Totalenergianlæg. (*) BTES = Borehole Thermal Energy Storage = borehulslager. VP = varmepumpe. Det bemærkes, at varmeproduktionen fra varmepumperne viser den energimængde, som tilføres systemet v.h.a. varmepumperne. I søjlerne 3 og 4 er dette summen af el-forbrug og varme fra grundvandet, og i søjle 5 er dette kun el-forbruget. Det fremgår af figuren, at naturgaskedlerne står for ca. 67% af varmeproduktionen i referencen. at solvarmen dækker ca. hhv. 9%, 17% og 34% af det årlige varmebehov. at varmepumperne dækker ca. hhv. 48%, 43% og 2% af det årlige varmebehov. at den del af motordriften, som modtager el-produktionstilskud, ikke fortrænges af hverken solvarme eller varmepumper. at varmepumpen på 4 MW varme har over dobbelt så mange driftstimer som varmepumpen på 8 MW varme, og at førstnævnte derfor anvender en del el fra kulkondens. Der henvises til afsnit 5.6 for selskabsøkonomi, afsnit 5.7 for samfundsøkonomi samt bilag 5 for yderligere beregningsdetaljer. Side 48 af 125

49 5.6 Selskabsøkonomi Selskabsøkonomien vurderes på baggrund af den simple tilbagebetalingstid, som beregnes som investeringen divideret med den årlige besparelse. Solvarme Areal STBT m 2 år Vildbjerg ,2 Rye ,0 Ry ,2 Brædstrup ,7 Tabel 5.2: Simple tilbagebetalingstider (STBT) for etablering af solvarmeanlæg. Tabel 5.2 viser de simple tilbagebetalingstider for løsningsforslagene med etablering af solvarmeanlæg. De simple tilbagebetalingstider er mellem 8 og 11 år for de naturgasfyrede kraftvarmeværker (Vildbjerg, Rye og Brædstrup). Dette skal ses i forhold til en forventet levetid på solvarmeanlæg på mindst 25 år. Selskabsøkonomien i solvarmeanlæg på de naturgasfyrede kraftvarmeværker vurderes på denne baggrund at være god. Den simple tilbagebetalingstid for et solvarmeanlæg i Ry er ca. dobbelt så lang som for de naturgasfyrede kraftvarmeværker. Dette skyldes at referenceprisen på flisvarmen i Ry er væsentligt lavere end referencepriserne på naturgasvarmen på kraftvarmeværkerne. Selskabsøkonomien i et solvarmeanlæg i Ry er dermed mindre attraktiv. Selskabsøkonomien vil dog forbedres, hvis prisen på træflis stiger, og hvis der indregnes levetidsforlængelse på træfliskedlen som følge af sommerstop. Afgiftsform Varmepumper A B Effekt Driftstimer STBT Effekt Driftstimer STBT MW varme timer/år år MW varme timer/år år Vildbjerg 1 4, ,9 8, ,3 Rye 1 1, ,3 2, ,9 Ry 1 2, , Brædstrup 1 4, ,0 8, ,5 Vildbjerg 2 0, ,7 0, ,2 Ry 3 1, , ) Varmekilde = Grundvand 2) Varmekilde = Spildvarme fra Herning Varmforzinkning 3) Varmekilde = Røggas fra fliskedel Tabel 5.3: Simple tilbagebetalingstider (STBT) for etablering af varmepumpeanlæg. Afgiftsformerne A og B er forklaret i afsnit 5.1. Side 49 af 125

50 Tabel 5.3 viser de simple tilbagebetalingstider for løsningsforslagene med etablering af varmepumpeanlæg. Det bemærkes, at der i den selskabsøkonomiske beregning for varmepumpen med spildvarme i Vildbjerg ikke er indregnet betaling for varmekilden til Herning Varmforzinkning. De simple tilbagebetalingstider er mellem 5 og 8 år for de naturgasfyrede kraftvarmeværker (Vildbjerg, Rye og Brædstrup). Dette skal ses i forhold til en forventet levetid på varmepumpeanlæg på mindst 15 år. Selskabsøkonomien i varmepumpeanlæg på de naturgasfyrede kraftvarmeværker vurderes på denne baggrund at være fornuftig. Dette gælder dog ikke for Vildbjerg med spildvarme. Den simple tilbagebetalingstid for et varmepumpeanlæg i Ry er over 50 år. Dette skyldes at elspotprisen skal være meget lav før varmeprisen fra varmepumpen kan konkurrere med varmeprisen på flisvarmen, og at varmepumperne derfor får meget få driftstimer. Der er derfor ikke selskabsøkonomi i at etablere et el-drevet varmepumpanlæg i Ry. Det fremgår endvidere af tabel 5.3, at de simple tilbagebetalingstider for varmepumper til de naturgasfyrede kraftvarmeværker er ca. 1 år kortere med afgiftsform B sammenlignet med A på trods af at antallet af driftstimer er mindre end det halve (dette gælder dog ikke for Vildbjerg med spildvarme). Afgiftsform B medfører derfor, at behovet for el fra kulfyrede kondensværker reduceres væsentligt, uden at selskabsøkonomien påvirkes negativt. Beregninger på energisystemer hvori der indgår sæsonlagre er noget mere omfattende end beregninger på energisystemer uden sæsonlagre. Borehulslageret i Brædstrup er derfor simuleret i det dynamiske simuleringsprogram TRNSYS version Ud fra simuleringerne er de simple tilbagebetalingstider beregnet til ca. hhv. 19,0 år og 17,8 år med hhv. afgiftsform A og B. Afgiftsformens relativt beskedne betydning på tilbagebetalingstiden skyldes det forholdsvist beskedne elforbrug på 783 MWh/år. Til gengæld er tilbagebetalingstiderne noget længere end for rene solvarmeanlæg eller rene varmepumpeanlæg. Den primære årsag til dette er at den gennemsnitlige årlige ydelse pr. m 2 solfanger (kwh/m 2 /år) aftager desto større årlig solvarmedækningsgrad man forsøger at opnå. 5.7 Samfundsøkonomi Det er kommunalbestyrelsen, der godkender projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Som udgangspunkt kræves en positiv samfundsøkonomi for at et projekt kan godkendes. Samfundsøkonomien er derfor beregnet for de 16 forskellige løsningsforslag for de 4 værker. Samfundsøkonomien er beregnet efter Energistyrelsens Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, juli 2007, samt Energistyrelsens Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, april Samfundsøkonomien er vurderet ved at bestemme den interne samfundsøkonomiske rente, som får samfundsøkonomien til at balancere, d.v.s. som medfører en samfundsøkonomisk nutidsværdi på 0 kr. Energistyrelsens forudsætning for den interne samfundsøkonomiske rente er, at den skal være mindst 6% p.a. for at samfundsøkonomien er positiv. Side 50 af 125

51 Solvarme Areal ISØR m 2 p.a. Vildbjerg ,2% Rye ,0% Ry ,6% Brædstrup ,6% Tabel 5.4: Interne samfundsøkonomiske renter (ISØR) for etablering af solvarmeanlæg. Tabel 5.4 viser de interne samfundsøkonomiske renter for løsningsforslagene med etablering af solvarmeanlæg. Forudsætninger for og resultater af de samfundsøkonomiske beregninger for solvarmeanlæggene findes i bilagene 2 5. Det fremgår, at den interne samfundsøkonomiske rente i alle 4 tilfælde er under 6% p.a., svarende til en negativ samfundsøkonomi. Energistyrelsens krav om en relativt høj intern rente på 6% p.a. er meget ugunstig for solvarmeanlæg, idet disse er karakteriserede med en stor investering i starten af perioden og meget lave driftsomkostninger i anlæggenes levetid. Dette er i modsætning til brændselsbaseret varmeproduktion, idet denne er karakteriseret ved at hovedparten af omkostningerne ligger i brændselsforbruget, hvis samfundsøkonomiske nutidsværdi reduceres med 6% år for år. Afgiftsform Varmepumper A B Effekt Driftstimer ISØR Effekt Driftstimer ISØR MW varme timer/år p.a. MW varme timer/år p.a. Vildbjerg 1 4, ,5% 8, ,3% Rye 1 1, ,8% 2, ,8% Ry 1 2,5 24 n/a 2, ,4% Brædstrup 1 4, ,3% 8, ,1% Vildbjerg 2 0, ,1% 0, ,1% Ry 3 1,18 7 n/a 1, n/a 1) Varmekilde = Grundvand 2) Varmekilde = Spildvarme fra Herning Varmforzinkning 3) Varmekilde = Røggas fra fliskedel Tabel 5.5: Interne samfundsøkonomiske renter (ISØR) for etablering af varmepumpeanlæg. Afgiftsformerne A og B er forklaret i afsnit 5.1. Tabel 5.5 viser de interne samfundsøkonomiske renter for løsningsforslagene med etablering af varmepumpeanlæg. Det fremgår, at de interne renter er over 6% p.a. (svarende til positiv samfundsøkonomi) for varmepumpeløsningerne til de naturgasfyrede kraftvarmeværker (Vildbjerg, Rye og Brædstrup) med afgiftsform A. For de grundvandsbaserede varmepumper er de interne renter endvidere meget høje (> 19% p.a.), svarende til en meget robust samfundsøkonomi. For Ry er samfundsøkonomien så dårlig, at den ikke kan bringes i balance med den interne rente. Side 51 af 125

52 Med afgiftsform B er de interne renter markant lavere sammenlignet med afgiftsform A. Dette betyder at afgiftsform A medfører en bedre samfundsøkonomi. Da kommunalbestyrelsen skal godkende det samfundsøkonomisk mest fordelagtige projekt, betyder dette, at Energistyrelsens forudsætninger resulterer i varmepumpeløsninger, der medfører øget anvendelse af el fra kulfyrede kondensværker med deraf følgende emissioner af CO 2 m.m. Grunden til dette er, at Energistyrelsens beregningsforudsætninger som udgangspunkt ikke differentierer el-priser og emissioner fra el-forbrug. Der er derfor ingen samfundsøkonomisk belønning for at bruge el på de rigtige tidspunkter, og dermed en forringet samfundsøkonomi i at reducere antallet af årlige driftstimer pr. investeret krone. 5.8 Følsomhedsberegninger I afsnit 5.1 oplistes en række forudsætninger for de udførte beregninger. To af disse forudsætninger har meget stor betydning for fordelingen af den årlige varmeproduktion mellem naturgasmotorer og -kedler; henholdsvis naturgasprisen og el-spotpriserne. Med de valgte forudsætninger (en naturgaspris på 2,50 kr/nm 3 og el-spotpriser fra DK-Vest 2009) opnås en meget høj andel af kedelproduktion, jf. referencerne i figurerne 5.1 (Vildbjerg) og 5.4 (Brædstrup), og til dels også i figur 5.2 (Rye). For at vise betydningen af naturgasprisen og el-spotpriserne, er der i dette afsnit lavet nogle følsomhedsberegninger med disse parametre. Rye Kraftvarmeværk er valgt som beregningseksempel Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Kedel Motor 2 Motor 1 Varmepris 0 0 Naturgaspris / [kr/nm3] Figur 5.5: Følsomhedsberegning med naturgasprisen. Figur 5.5 viser følsomheden overfor naturgasprisen. Hvis gasprisen er lav (under 2,00 kr/nm 3 ) står motorerne for mere end 94% af den årlige varmeproduktion. Hvis gasprisen er høj (over 3,00 kr/nm 3 ) står kedlerne for mere end 82% af den årlige varmeproduktion. Naturgasprisen har samtidig en voldsom indflydelse på varmeprisen. Øges gasprisen f.eks. fra 2,00 kr/nm 3 til 3,00 kr/nm 3 øges varmeproduktionsprisen fra 191 kr/mwh til 330 kr/mwh. Dette viser Side 52 af 125

53 hvor følsom økonomien på de naturgasfyrede kraftvarmeværker er overfor ændringer i naturgasprisen Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Kedel Motor 2 Motor 1 Varmepris El-spotpris relativt til DK-Vest 2009 Figur 5.6: Følsomhedsberegning med el-spotpriserne. Figur 5.6 viser følsomheden overfor el-spotpriserne. Hvis el-spotpriserne er lave (under 80% af niveauet i 2009) står kedlerne for mere end 89% af den årlige varmeproduktion. Hvis elspotpriserne er høje (over 120% af niveauet i 2009) står motorerne for mere end 93% af den årlige varmeproduktion. I modsætning til naturgasprisen har el-spotpriserne til gengæld ikke den store indflydelse på varmeprisen. Dette skyldes primært, at den negative indflydelse fra lave el-spotpriser kompenseres af det produktionsuafhængige tilskud. Figur viser de tilsvarende følsomheder for et koncept med solvarme og varmepumpe. Som det ses er følsomheden over for variationer i gasprisen betydeligt reduceret. Kapitalomkostningerne til etableringen er ikke indregnet i varmeproduktionsprisen. Side 53 af 125

54 Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 2 Motor Varmepris Naturgaspris / [kr/nm3] Figur 5.7: Følsomhedsberegning med naturgasprisen for Rye Kraftvarmeværk med solvarme og varmepumpe på 1,2 MW-varme Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 2 Motor 1 Varmepris El-spotpris relativt til DK-Vest 2009 Figur 5.8: Følsomhedsberegning med el-spotpriserne for Rye Kraftvarmeværk med solvarme og varmepumpe på 1,2 MW-varme Side 54 af 125

55 Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 2 Motor Varmepris Naturgaspris / [kr/nm3] Figur 5.9: Følsomhedsberegning med naturgasprisen for Rye Kraftvarmeværk med solvarme og varmepumpe på 2,4 MW-varme Varmeproduktion / [MWh/år] Varmepris / [kr/mwh] Solvarme Varmepumpe Kedel Motor 2 Motor 1 Varmepris El-spotpris relativt til DK-Vest 2009 Figur 5.10: Følsomhedsberegning med el-spotpriserne for Rye Kraftvarmeværk med solvarme og varmepumpe på 2,4 MW-varme Side 55 af 125

56 Side 56 af 125

57 6 Potentiale for reduktion af naturgasforbruget og forøgelse af elreguleringsmulighederne Formålet med dette kapitel er at kortlægge det samlede potentiale for fortrængning af naturgas på regionens naturgasfyrede kraftvarmeværker ved udbredt anvendelse af solvarme og varmepumper. Desuden ønskes solvarme og varmepumpers betydning for energisystemets samlede fleksibilitet analyseret. Særligt en elforsyning som den danske, der i høj grad bliver baseret på vindkraft, er en stor udfordring, da der hvert eneste sekund skal være balance i elsystemet. Forstærkning af eltransmissionskapaciteten mod udlandet kan være en del af løsningen, men kan vise sig at blive meget kostbar og vil ikke kunne stå alene, da også landene omkring Danmark har ambitiøse planer for særligt vindkraftudbygningen. I forlængelse af vindkraftudbygningen er der i Danmark fokus på teknologier, der kan reducere eloverløb. Dette gælder også for Region Midtjylland, der i 2007 havde en elproduktionen fra vindkraft svarende til ca. 28% af det årlige elforbrug i regionen. Dertil kommer, at der særligt i regionens vestlige del, men også i den østlige del, er vedtaget meget ambitiøse planer for vindkraftudbygningen. 6.1 Beregningsmetode I dette afsnit beskrives kort den anvendte beregningsmetode samt de væsentligste af de tilknyttede beregningsforudsætninger. Begge dele er nærmere beskrevet i bilag 6. PlanEnergi har i 2008 opstillet en energibalance for Region Midtjylland, der for kalenderåret 2007 giver et samlet overblik over regionens energiforsyning. Energibalancen viser det sammenhængende energisystem for Region Midtjylland i tidsskridt på et år ad gangen. Energibalanceanalysen er særdeles velegnet som grundlag for energiplanlægning på kommunaltog regionalt niveau, men viser selvsagt ikke alle de udfordringer, der kan være i energisystemet time for time. I EnergyPLAN ( er det muligt at lave avancerede tekniske- og økonomiske simuleringer af regionens energisystem. Simuleringerne viser hvorledes energisystemets produktionsenheder dækker energibehovet i hver eneste time af kalenderåret. Herved bliver det muligt at analysere de tekniske konsekvenser for el- og varmeforsyningen ved en storskala udrulning af varmepumper, vindkraft og solvarme. EnergyPLAN er udviklet af Aalborg Universitet Datagrundlag De udførte beregninger bygger på Energibalance 2007 for Region Midtjylland med tilhørende bilag (PlanEnergi, 2008). Side 57 af 125

58 Det drejer sig bl.a. om: Energiproducenttællingen (Energistyrelsen, 2008) Lokal industristatistik (Danmarks Statistik, 2008) Lokale gassalg (DONG og Naturgas Midt-Nord, 2008) Stamdataregister for vindmøller (Energistyrelsen, 2008) Skorstensfejerdata 2008 For nærmere beskrivelse af datagrundlag henvises til Baggrundsnotat til udarbejdelse af energibalance for Region Midtjylland 2007 (PlanEnergi, 2008). EnergyPLAN-beregningen bygger desuden på en række timeværdier, som er hentet fra baggrundsdata til Aalborg Universitets arbejde med IDAs Energiplan 2030 samt Varmeplan Danmark Driftsstrategi EnergyPLAN baserer sine energisystemberegninger på en optimeringsstrategi for driften af regionens kraftvarmeværker. I denne analyse vælges driftsstrategi 4 (se nærmere om driftsstrategier i bilag 6), der time for time vil forsøge at balancere varme- og elproduktionen efter det aktuelle el- og varmeforbrug. Systemet vil således reducere decentral kraftvarmeproduktion og erstatte den med kedeldrift, elpatron eller varmepumpe i situationer med eleksport Levering af systemydelser til stabilisering af elnettet Et velfungerende elsystem kræver at dele af elsystemets produktions- og forbrugsenheder kan levere såkaldte systemydelser. Systemydelserne sikrer, at der til hver en tid er balance mellem elproduktion og elforbrug. Såfremt denne balance ikke opretholdes, vil der opstå frekvensafvigelser på nettet, som kan føre til systemnedbrud. Krav vedrørende systemydelser er nærmere beskrevet i bilag 6. Sammenfattende kan en række af de systemydelser, der tidligere var forbeholdt de centrale kraftvarmeværker i dag leveres af decentrale kraftvarmeværker. På trods af dette skal der dog ifølge Energinet.dk holdes minimum tre centrale værker kørende for at sikre en stabil elforsyning i det vestdanske elsystem i dag. I EnergyPLAN-simuleringen forudsættes det, at de decentrale kraftvarmeværker alle kan levere systemydelser, samt at Studstrupværket til hver en tid holdes rullende ved sin minimale elproduktion i modtryksdrift. Grundet en programbegrænsning i EnergyPLAN er der i referenceberegningen og i de efterfølgende analyser indsat kedelkapacitet på Studstrupværket for at undgå optimeringsfejl. Det betyder, at referencen kunstigt forbedres, idet simuleringen ikke tager hensyn til det uhensigtsmæssige forhold, at Studstrupværket om vinteren er tvunget til at producere el for at dække varmebehovet i Århus. Dette sker uanset, at der på disse tidspunkter kan være en meget lav elpris grundet stor elproduktion fra vind- og/eller vandkraft. Side 58 af 125

59 6.2 Beregningsresultater I analysen kortlægges det samlede potentiale for fortrængning af fossile brændsler på regionens naturgasfyrede kraftvarmeværker ved udbredt anvendelse af solvarme og varmepumper. Desuden analyseres de introducerede teknologiers betydning for bl.a. det samlede brændselsforbrug og eleksporten (eloverløbet). Beregningerne er opbygget således, at der til referenceberegningen i nævnte rækkefølge tilføjes mere vindkraft i energisystemet samt solvarme og varmepumper på regionens decentrale kraftvarmeværker. For varmepumper indsættes det kortlagte potentiale for grundvandsvarmepumper på 290 MW el, fra tabel 4.3. Der foretages følgende beregninger: 1. Referenceberegning (tilpasset simulering af dagens energisystem) 2. Som punkt 1 + Fordobling af vindkraftkapaciteten 3. Som punkt % solvarme på decentrale kraftvarmeværker 4. Som punkt 3 + varmepumper på decentrale kraftvarmeværker 5. Som punkt % soldækning på decentrale kraftvarmeværker, hvor sæsonlager kan placeres ifølge tabel Udviklingen i det årlige brændselsforbrug Figur 6.1 viser hvilken betydning ændringer i energiforsyningen har på det samlede forbrug af brændsler på centrale- og decentrale kraftvarmeværker i Region Midtjylland. Det ses, at værkerne vil kunne dække hele el- og varmebehovet med en reduktion af det samlede brændselsforbrug på ca. 25%, såfremt det regionale potentiale for vindkraft, solvarme og store varmepumper på regionens kraftvarmeværker udnyttes. I de røde søjler er brændselsforbruget korrigeret for eleksport. Dette gør programmet ved at antage, at eleksporten erstatter gennemsnitlig kondensproduktion i Region Midtjylland. TWh/år Brændselsforbrug Brændselsforbrug, korrigeret for eleksport Figur 6.1: Udviklingen i det samlede årlige brændselsforbrug på regionens kraftvarmeværker. Side 59 af 125

60 6.2.2 Udviklingen i forbruget af brændsler fordelt på produktionsenheder Figur 6.2 viser hvorledes brændselsforbruget vil udvikle sig ved udnyttelse af det regionale potentiale for vindkraft, varmepumper og solvarme. Det ses, at kedelproduktionen på de decentrale værker forsvinder og at også decentral kraftvarmeproduktion reduceres til fordel for solvarme og varmepumper. Dette sker mod forøget central elproduktion. Det samlede brændselsforbrug er som nævnt faldende. TWh/år Central, kondens Central, kedel Central KV, dampturbine Decentral KV, kedel Decentral KV, motor Figur 6.2: Udviklingen i det årlige brændselsforbrug på kraftvarmeværker fordelt på anlægstyper Udviklingen i den regionale eleksport Det er væsentligt at undersøge tiltagenes effekt på det samlede systems elbalance, da indregulering af mere vindkraft i elsystemet er en af fremtidens store udfordringer. GWh/år Eksport Import Figur 6.3: Udviklingen i den samlede årlige elimport og eleksport ved implementering af tiltag. Side 60 af 125

61 Figur 6.3 illustrerer hvilken betydning ændringer i energiforsyningen har på samlede årlige import og eksport af el. Det fremgår af figuren, at en fordobling af vindkraften fører til stor eleksport. Udnyttelse af det kortlagte potentiale på 290 MW el for store varmepumper til varmeproduktion på decentrale kraftvarmeværker kan reducere dette problem betydeligt. Figur 6.4 viser, at en fordobling af den årlige vindkraftproduktion vil føre til mere end en tredobling af den maksimale eleksport i timer med stor vindkraftproduktion og et relativt lavt elforbrug. Dette problem vil kunne reduceres betydeligt ved udnyttelse af potentialet for store varmepumper på de decentrale kraftvarmeværker. Konkret vil varmepumperne i denne energisystemsimulering give plads til godt 200 MW ekstra vindkraft i elsystemet uden udbygning af transmissionskapaciteten for det regionale/nationale elnet. Antallet af timer med eleksport kan reduceres betydeligt med store varmepumper fra ca timer til godt timer MW Reference +Fordobling vindkraft +Varmepumper Timer Figur 6.4: Varighedskurver for el-eksporten. Det fremgår også af figuren, at varmepumperne alene ikke kan fjerne de mest radikale elspidser. Fleksibelt elforbrug, store elpatroner til varmeproduktion, udnyttelse af overskudsdel til produktion af transportbrændstoffer mv. kan yderligere reducere problemet. Tilbage er selvsagt også en mulighed for at reducere elproduktionen fra vindkraft i nogle få driftstimer. Side 61 af 125

62 MW Timer Reference +Fordobling vindkraft +15% sol +Varmepumper +Ekstra sol og lager Figur 6.5: Varighedskurver for el-importen. Figur 6.5 viser at elimport ikke bliver dimensionsgivende for transmissionskapaciteten i nogle af scenarierne. 6.3 Følsomhedsberegninger Der er anvendt en række forudsætninger i opstillingen af energimodellen i EnergyPLAN. I bilag 6 er der udarbejdet en række beregninger, der viser usikkerhederne ved relevante ændringer i reference og analyser. Beregningerne viser, at det samlede brændselsforbrug samt eleksporten vil falde, såfremt systemkravene vedrørende Studstrupværket kan reduceres. Dertil kommer, at beregningerne er opbygget således, at et implementeringsinitiativ lægges oven i det forrige. Hermed vil det forrige initiativ influere på effekten af det næste initiativ. I den aktuelle implementeringsrækkefølge vil solvarme eksempelvis reducere varmepumpernes elreguleringspotentiale i sommerhalvåret. Såfremt alle initiativer realiseres bliver resultatet dog det samme. Side 62 af 125

63 Barrierer for udbredelsen af løsningerne (og forslag til løsninger) 6.4 Tekniske barrierer Det tekniske udviklingsstade for de teknologier, som indgår i konceptet til Naturgassens afløser er på forskellige stader, og som følge deraf er der tekniske barrierer, som skal overvindes. Solvarmeanlæggene er udviklede og i kommerciel drift. Varmepumperne. Advansors varmepumpe med CO 2 som kølemiddel er udviklet og et demonstrationsanlæg er opsat i Frederikshavn med spildevand som varmekilde. Anlægget har været i drift fra sommeren Et mindre anlæg er opsat ved Han Herred Havbåde med grundvand som varmekilde, og knap 100 anlæg er opsat som kølemaskiner i supermarkeder mv. Johnson Controls varmepumpe er under udvikling og et demonstrationsanlæg forventes opsat i Brædstrup i sommeren 2011 i forbindelse med fase 1 i et nyt projekt med varmelagring i et borehulslager. Derudover er en hybridvarmepumpe på markedet. Der mangler således færdigudvikling og demonstration af varmepumper. Herunder demonstration af reguleringsmuligheder i forhold til elnettet. Varmelagrene. Borehulslagre er endnu ikke etableret i Danmark. Det første pilotlager etableres i Brædstrup i sommeren Endvidere har Strandby Fjernvarme fået udført forundersøgelser for et borehulslager. Damvarmelagre er etableret i Ottrupgård (1.500 m 3 ) og Marstal ( m 3 ). Desuden er planlagt etablering af nye damvarmelagre på m 3 i Dronninglund og m 3 i Marstal. Etablering forventes i sommeren Varmelagrene er således fortsat i en udviklings- og demonstrationsfase. Varmekilderne. Anvendelse af grundvand til varmepumper er der erfaringer med i mindre skala. Der mangler imidlertid erfaringer med anvendelse af store grundvandsmængder. Anvendelse af spildevand er der svenske erfaringer med, og anvendelse af overskudsvarme samt varme fra hav, fjorde, søer og åer er der nordiske erfaringer med. Samlede koncepter. Koncepter med naturgasfyret kraftvarme og solvarme kombineret med eldrevne varmepumper er endnu ikke etableret. Koncepter med naturgasfyret kraftvarme og solvarme, varmepumper og lagring er planlagt etableret i Brædstrup (2011) og Dronninglund (2011). Der mangler således i høj grad erfaringer med anlæg og drift af det samlede koncept. Side 63 af 125

64 6.5 Miljømæssige barrierer Som anført i afsnit 4.2 er der en række miljømæssige forhold, som konceptet vil være underlagt. Der er imidlertid ikke umiddelbart behov for ændringer i miljølovgivningen for at etablere konceptet. Der er dog det miljømæssige problem, at varmepumper vil give anledning til et forøget elforbrug, og hvis dette øgede elforbrug ikke placeres på tidspunkter med en stor andel af vindmøllestrøm vil effekten blive en forøget elproduktion på kulfyrede kraftværker uden varmeudnyttelse. Problemet foreslås løst ved en afgiftsændring, som motiverer fjernvarmeværkerne til at investere i større varmepumper med færre driftstimer. Afgiftsændringen kan ske ved at der indføres dynamiske elafgifter, så afgiften følger el-spotprisen. Dette har imidlertid lidt lange udsigter. Derfor er der i Varmeplan Danmark 2010 foreslået en løsning, hvor fjernvarmeværkerne i 10 år får lov til at betale samme elafgift som for elkedler (208 kr./mwh) for el anvendt til varmepumper, mod til gengæld at begrænse varmepumpens driftstimer til under timer/år. 6.6 Selskabsøkonomiske barrierer Når et fjernvarmeværk skal tage stilling til etablering af solvarme/varmepumpe/lagring er rentabiliteten under de nuværende økonomiske rammer naturligvis en afgørende parameter. Men udviklingen af nye teknologier, konkurrerende løsninger og i brændselspriser og -afgifter spiller en så stor rolle, at beregninger af følsomheden over for ændringer i forudsætningerne skal medtages i beslutningsprocessen. Konceptet med kombination af naturgasfyret kraftvarme med solvarme, varmepumper og lagring er imidlertid forholdsvist robust over for ændringer da: Høje elpriser kan udnyttes ved motordrift. Lave elpriser kan udnyttes ved varmepumpedrift. Andelen af vedvarende energi er høj og kan øges mod de 100%, som er det nationale mål. Konceptet passer ind i en fremtidig energistrategi, hvor andelen af elektricitet fra vindmøller øges betydeligt. Den umiddelbare økonomiske motivation for de naturgasfyrede kraftvarmeværker er imidlertid ikke voldsom stor. De simple tilbagebetalingstider, beregnet i dette projekt, ligger på 5-8 år for løsningen med sol + varmepumpe, hvor biomasse og biogasløsninger typisk vil ligge et stykke under. Regnes på andre vilkår end for 2009 vil dette kunne ændre sig i begge retninger. Der vil derfor være en vis usikkerhed over for konceptet, hvorfor yderligere økonomisk motivation vil være nødvendig, hvis markedet skal udvikle sig. Dansk Fjernvarme har i Varmeplan Danmark 2010 foreslået en reduceret afgift, et maksimalt årligt driftstimetal på og anlægstilskud de første år (f.eks. 20%, 15%, 10%, 5%, som nedtrappes år for år). Anvendelse af overskudsvarme fra industrielle processer er normalt ikke rentabelt, hvis det forudsætter varmepumpedrift, idet den nyttiggjorte varme vil blive afgiftsbelagt. Beskatningsforholdene for anvendelse af overskudsvarme bør derfor ændres, så ressourcen udnyttes. Side 64 af 125

65 6.7 Lovgivningsmæssige barrierer Et anlægsprojekt med solvarme, varmepumper og lagring skal godkendes i henhold til Bekendtgørelse om godkendelse af projekter for kollektiv varmeforsyning af Anlægsprojektet kan godkendes, såfremt der er en positiv samfundsøkonomi, beregnet efter Energistyrelsens forudsætninger. Dette giver imidlertid et par problemer. Energistyrelsen anbefaler, at beregning af nutidsværdier udføres med en realrente på 6% - altså at investeringen forrentes med 6% p.a. ud over inflationen. For vedvarende energianlæg med en meget stor startinvestering og lave driftsomkostninger betyder det stort set ingenting fordi nutidsværdien stort set svarer til investeringen. Men når der sammenlignes med alternativer med lave anlægsomkostninger og store driftsomkostninger til f.eks. fossile brændsler, bliver disse anlægs fremtidige omkostninger reduceret betydeligt, således at anlæg med høje driftsomkostninger får en fordel. I Energistyrelsens forudsætninger er elprisen konstant over året og al el er marginalel produceret på kulkraft, mens de virkelige elpriser svinger og andelen af vindmølleel varierer stærkt. Derved får varmepumper med korte driftstider (og dermed lave elpriser og høj andel af vindmølleel) ikke godskrevet fordelene herved. Energistyrelsens forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi for projekter for kollektiv varmeforsyning bør ændres på disse punkter, f.eks. som gjort i Varmeplan Danmark Forudsætningskatalog for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Side 65 af 125

66 Side 66 af 125

67 7 Formidling 7.1 Projektets anvendelse i Varmeplan Danmark 2010 Dansk Fjernvarmes Varmeplan Danmark 2010 udarbejdedes af Aalborg Universitet og Rambøll i løbet af sommeren Opgaven var bl.a. at beskrive et økonomisk optimeret fremtidigt 100% VE-baseret varmeproduktionssystem, samt at opregne hindringer for etablering af de foreslåede løsninger. Sol, varmepumper og varmelagre er et af de væsentligste koncepter til den fremtidige varmeforsyning i Varmeplan Danmark 2010, hvorfor resultaterne fra projektet Naturgassens afløser var direkte anvendelige. Der afholdtes derfor 2 møder med Aalborg Universitet herom, og efterfølgende anvendtes beregningsresultaterne fra de 4 værker som eksempler i Varmeplan Danmark 2010, og der opstilledes løsningsforslag til at fjerne hindringerne for etableringen: en ligestilling af varmepumper med el-patroner for de første 2500 driftstimer/år, således at der betales 208 kr/mwh i elafgift (2010 prisniveau) tilskud til de første anlæg, f.eks. 20% første år, 15% andet år o.s.v. Alternativt en værdibaseret elafgift, som stiger og falder i takt med el-spotprisen I begyndelsen af december 2010 forelagdes problemstillingen for Skatte- og Afgiftsminister Troels Lund Poulsen, som efterfølgende har nedsat et embedsmandsudvalg til at komme med forslag til løsning af problemstillingen. 7.2 Workshops Projektets delresultater og konklusioner blev sammen med projektet Remote Services for CHP forelagt på en workshop den 6. januar 2011 hos Energinet.dk. Workshoppen, hvortil der var tilmeldt 80 deltagere, var opdelt således, at formiddagen var forbeholdt projektet Remote Services for CHP medens nærværende projekt blev forelagt og kommenteret om eftermiddagen. Program for workshoppen er vedlagt som bilag 7. Udover ovennævnte workshop er projektet formidlet på i alt 4 projektgruppemøder med deltagelse af projektdeltagerne, samt i forbindelse med præsentationer af Varmeplan Danmark Referencer 1. Varmeplan Danmark 2010, Dansk Fjernvarme, september Varmeplan Danmark Forudsætningskatalog for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, Dansk Fjernvarme, september Energi 2050, Udviklingsspor for energisystemer, Energinet.dk, september Grøn energi vejen mod et dansk energisystem uden fossile brændsler, Klimakommissionen, september 2010 Side 67 af 125

68 Side 68 af 125

69 Bilag 1 Gennemgang af de relevante fjernvarmeværker i relation til miljø og grundvand Bilag 1 findes i et selvstændigt dokument Side 69 af 125

70 Side 70 af 125

71 Bilag 2 Vildbjerg Kraftvarmeværk Side 71 af 125

72 Forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi Udarbejdet af: PlanEnergi, den 27. november 2010 / Niels From Grundlag: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet Investering Investering Gennem- Energistyrelsen, april 2010 Reference Projekt førelses- År 2010-kr 2010-kr grad Værk: Naturgassens afløser % Projekt: Vildbjerg med solvarme ,727,421 0% % Samfundsøkonomisk overskud: kr % % Energiomsætning Reference Projekt Brændselstype % Varme ab værk MWh/år 45,050 45, % Brændsel 1 MWh/år 26,078 24,252 Naturgas, motor % Brændsel 2 MWh/år 31,176 25,462 Naturgas, kedel % Brændsel 3 MWh/år Flis % Brændsel 4 MWh/år Træpiller % El-produktion MWh/år 10,692 9, % El-forbrug MWh/år % % Prisniveau % Intern rente 3.24% % % Økonomi Reference Projekt % Drift og vedligehold 2010-kr/år 680, , % Afgifter minus tilskud 2010-kr/år 9,990,503 8,428, % Samfundsøkonomiske meromkostninger År Investeringer + D&V Brændsler Faktorpriser El-forbrug minus elproduktion Invest. + D&V + brændsler + el Projekt minus reference Invest. + D&V + Forvridningstab brændsler + el Beregningspriser CO 2- omkostninger SO 2- og NO X- omkostninger I alt I alt, nutidsværdi kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr ,307, ,307,391 28,439, ,439,648 26,681, ,250-1,503, ,100-1,288,861-1,507, , ,570-55,147-1,486,644-1,350, ,250-1,598, ,220-1,409,943-1,649, , ,546-55,420-1,645,558-1,448, ,250-1,697, ,856-1,502,424-1,757, , ,775-54,439-1,771,009-1,509, ,250-1,801, ,843-1,596,209-1,867, , ,427-52,568-1,896,519-1,566, ,250-1,839, ,374-1,624,970-1,901, , ,366-56,394-1,946,934-1,557, ,250-1,875, ,600-1,646,261-1,926, , ,889-56,098-1,985,071-1,537, ,250-1,929, ,387-1,679,864-1,965, , ,029-55,854-2,038,282-1,529, ,250-1,983, ,521-1,718,140-2,010, , ,816-55,198-2,097,196-1,524, ,250-2,039, ,255-1,766,625-2,066, , ,279-54,767-2,168,956-1,526, ,250-2,071, ,709-1,787,183-2,091, , ,207-53,404-2,209,574-1,506, ,250-2,102, ,122-1,806,122-2,113, , ,043-52,195-2,249,359-1,485, ,250-2,137, ,351-1,845,277-2,158, , ,842-56,982-2,319,756-1,484, ,250-2,173, ,534-1,887,435-2,208, , ,629-57,426-2,390,313-1,481, ,250-2,209, ,402-1,911,963-2,236, , ,469-56,715-2,440,139-1,464, ,250-2,241, ,370-1,944,988-2,275, , ,770-56,941-2,497,306-1,451, ,250-2,271, ,379-1,965,775-2,299, , ,809-56,451-2,540,174-1,430, ,250-2,304, ,572-2,001,259-2,341, , ,622-58,001-2,603,055-1,419, ,250-2,337, ,748-2,033,905-2,379, , ,231-57,746-2,661,605-1,406,105 Nutidsværdi 22,447,604-24,873,586 3,578,320 1,152,338 1,348,236 3,881,997-4,528, , Side 72 af 125

73 Side 73 af 125

74 Side 74 af 125

75 Bilag 3 Rye Kraftvarmeværk Side 75 af 125

76 Forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi Udarbejdet af: PlanEnergi, den 27. november 2010 / Niels From Grundlag: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet Investering Investering Gennem- Energistyrelsen, april 2010 Reference Projekt førelses- År 2010-kr 2010-kr grad Værk: Naturgassens afløser % Projekt: Rye KV med solvarme ,624,954 0% % Samfundsøkonomisk overskud: kr % % Energiomsætning Reference Projekt Brændselstype % Varme ab værk MWh/år 9,325 9, % Brændsel 1 MWh/år 8,600 7,923 Naturgas, motor % Brændsel 2 MWh/år 5,438 4,781 Naturgas, kedel % Brændsel 3 MWh/år Flis % Brændsel 4 MWh/år Træpiller % El-produktion MWh/år 3,432 3, % El-forbrug MWh/år % % Prisniveau % Intern rente 2.02% % % Økonomi Reference Projekt % Drift og vedligehold 2010-kr/år 333, , % Afgifter minus tilskud 2010-kr/år 1,500,127 1,319, % Samfundsøkonomiske meromkostninger År Investeringer + D&V Brændsler Faktorpriser El-forbrug minus elproduktion Invest. + D&V + brændsler + el Projekt minus reference Invest. + D&V + Forvridningstab brændsler + el Beregningspriser CO 2- omkostninger SO 2- og NO X- omkostninger I alt I alt, nutidsværdi kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr ,546, ,546,392 5,319, ,319,279 5,110, , ,998 87, , ,402 35,470-42,529-9, , , , ,838 78, , ,043 35,470-45,661-9, , , , ,195 80, , ,968 35,470-49,024-8, , , , ,728 84, , ,009 35,470-52,280-8, , , , ,325 87, , ,122 35,470-54,667-9, , , , ,785 93, , ,245 35,470-57,161-9, , , , , , , ,933 35,470-59,768-9, , , , , , , ,375 35,470-62,496-9, , , , , , , ,742 35,470-65,348-8, , , , , , , ,527 35,470-68,654-8, , , , , , , ,770 35,470-72,128-8, , , , , , , ,903 35,470-75,782-9, , , , , , , ,882 35,470-79,615-9, , , , , , , ,615 35,470-83,642-9, , , , , , , ,673 35,470-87,018-9, , , , , , , ,817 35,470-90,529-9, , , , , , , ,766 35,470-94,185-10, , , , , , , ,484 35,470-97,987-10, , ,784 Nutidsværdi 4,061,999-5,042,941 1,482, , , , , , Side 76 af 125

77 Side 77 af 125

78 Side 78 af 125

79 Bilag 4 Ry Varmeværk Side 79 af 125

80 Forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi Udarbejdet af: PlanEnergi, den 27. november 2010 / Niels From Grundlag: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet Investering Investering Gennem- Energistyrelsen, april 2010 Reference Projekt førelses- År 2010-kr 2010-kr grad Værk: Naturgassens afløser % Projekt: Ry med mere solvarme ,973,896 0% % Samfundsøkonomisk overskud: kr % % Energiomsætning Reference Projekt Brændselstype % Varme ab værk MWh/år 57,784 57, % Brændsel 1 MWh/år Naturgas, motor % Brændsel 2 MWh/år Naturgas, kedel % Brændsel 3 MWh/år 50,138 44,752 Flis % Brændsel 4 MWh/år 3,015 2,502 Træpiller % El-produktion MWh/år % El-forbrug MWh/år % % Prisniveau % Intern rente 0.63% % % Økonomi Reference Projekt % Drift og vedligehold 2010-kr/år 2,765,170 2,501, % Afgifter minus tilskud 2010-kr/år 154, , % Samfundsøkonomiske meromkostninger År Investeringer + D&V Brændsler Faktorpriser El-forbrug minus elproduktion Invest. + D&V + brændsler + el Projekt minus reference Invest. + D&V + Forvridningstab brændsler + el Beregningspriser CO 2- omkostninger SO 2- og NO X- omkostninger I alt I alt, nutidsværdi kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr ,515, ,515,707 31,023, ,023,377 30,635, ,621-1,044, ,304,322-1,526,056 3,570-5, ,026-1,684,306-1,652, ,621-1,075, ,335,049-1,562,007 3,570-6, ,026-1,720,684-1,677, ,621-1,109, ,369,356-1,602,147 3,570-6, ,026-1,761,281-1,706, ,621-1,118, ,378,549-1,612,902 3,570-7, ,026-1,772,480-1,706, ,621-1,125, ,384,637-1,620,026 3,570-7, ,026-1,779,929-1,703, ,621-1,135, ,394,694-1,631,792 3,570-7, ,026-1,792,035-1,704, ,621-1,145, ,404,814-1,643,632 3,570-8, ,026-1,804,230-1,704, ,621-1,155, ,415,080-1,655,643 3,570-8, ,026-1,816,613-1,705, ,621-1,165, ,425,471-1,667,801 3,570-8, ,026-1,829,159-1,706, ,621-1,176, ,436,048-1,680,176 3,570-9, ,026-1,841,985-1,708, ,621-1,185, ,445,279-1,690,977 3,570-9, ,026-1,853,259-1,707, ,621-1,195, ,454,645-1,701,935 3,570-10, ,026-1,864,714-1,707, ,621-1,204, ,464,086-1,712,981 3,570-10, ,026-1,876,283-1,707, ,621-1,213, ,473,618-1,724,133 3,570-11, ,026-1,887,984-1,707, ,621-1,223, ,483,304-1,735,465 3,570-11, ,026-1,899,776-1,707, ,621-1,233, ,492,954-1,746,756 3,570-12, ,026-1,911,546-1,707, ,621-1,243, ,502,672-1,758,126 3,570-12, ,026-1,923,413-1,706, ,621-1,252, ,512,528-1,769,658 3,570-13, ,026-1,935,463-1,706,767 Nutidsværdi 21,834,846-19,518, ,316,193 2,709,946 59, ,791-2,613, Side 80 af 125

81 Side 81 af 125

82 Side 82 af 125

83 Bilag 5 Brædstrup Totalenergianlæg Side 83 af 125

84 Forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi Udarbejdet af: PlanEnergi, den 28. november 2010 / Niels From Grundlag: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet Investering Investering Gennem- Energistyrelsen, april 2010 Reference Projekt førelses- År 2010-kr 2010-kr grad Værk: Naturgassens afløser % Projekt: Brædstrup med solvarme ,787,742 0% % Samfundsøkonomisk overskud: kr % % Energiomsætning Reference Projekt Brændselstype % Varme ab værk MWh/år 45,239 45, % Brændsel 1 MWh/år 22,498 21,998 Naturgas, motor % Brændsel 2 MWh/år 30,569 27,078 Naturgas, kedel % Brændsel 3 MWh/år Flis % Brændsel 4 MWh/år Træpiller % El-produktion MWh/år 9,446 9, % El-forbrug MWh/år % % Prisniveau % Intern rente 0.57% % % Økonomi Reference Projekt % Drift og vedligehold 2010-kr/år 460, , % Afgifter minus tilskud 2010-kr/år 9,246,627 8,382, % Samfundsøkonomiske meromkostninger År Investeringer + D&V Brændsler Faktorpriser El-forbrug minus elproduktion Invest. + D&V + brændsler + el Projekt minus reference Invest. + D&V + Forvridningstab brændsler + el Beregningspriser CO 2- omkostninger SO 2- og NO X- omkostninger I alt I alt, nutidsværdi kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr ,485, ,485,593 20,458, ,458,143 20,228, , ,179 68, , , , ,793-30, , , , ,586 60, , , , ,612-30, , , , ,536 62, , , , ,081-30, , , , ,011 65, ,722-1,040, , ,253-29,621-1,047,943-1,013, , ,756 68, ,072-1,061, , ,974-30,695-1,076,038-1,034, , ,091 72, ,131-1,078, , ,001-30,612-1,100,601-1,052, ,372-1,021,359 77, ,844-1,105, , ,348-30,543-1,134,453-1,078, ,372-1,050,168 82, ,122-1,133, , ,031-30,359-1,170,357-1,106, ,372-1,079,934 84, ,717-1,166, , ,065-30,238-1,210,557-1,137, ,372-1,096,884 87,806-1,010,451-1,182, , ,380-29,855-1,235,557-1,154, ,372-1,113,484 91,291-1,023,565-1,197, , ,166-29,516-1,260,348-1,171, ,372-1,131,690 89,952-1,043,110-1,220, , ,451-30,860-1,294,845-1,196, ,372-1,150,931 88,318-1,063,985-1,244, , ,252-30,985-1,330,195-1,222, ,372-1,169,673 91,370-1,079,675-1,263, , ,601-30,785-1,359,700-1,242, ,372-1,186,612 91,080-1,096,905-1,283, , ,109-30,849-1,389,430-1,262, ,372-1,202,918 93,891-1,110,400-1,299, , ,001-30,711-1,414,974-1,278, ,372-1,220,220 93,102-1,128,490-1,320, , ,294-31,146-1,446,868-1,299, ,372-1,237,598 93,152-1,145,819-1,340, , ,001-31,075-1,477,778-1,320,032 Nutidsværdi 17,266,160-17,867,813 1,366, , ,380 2,867,324-3,247, , Side 84 af 125

85 Side 85 af 125

86 Side 86 af 125

87 Bilag 6 Potentialet for reduktion af naturgasforbruget og forøgelse af elreguleringsmulighederne Side 87 af 125

88 Formålet med dette bilag er at kortlægge det samlede potentiale for fortrængning af naturgas på regionens naturgasfyrede kraftvarmeværker ved udbredt anvendelse af solvarme og varmepumper. Desuden ønskes solvarme og varmepumpers betydning for energisystemets samlede fleksibilitet analyseret. Særligt en elforsyning som den danske, der i høj grad bliver baseret på vindkraft, er en stor udfordring, da der hvert eneste sekund skal være balance i elsystemet. Forstærkning af eltransmissionskapaciteten mod udlandet kan være en del af løsningen, men kan vise sig at blive meget kostbar, og vil ikke kunne stå alene, da også landene omkring Danmark har ambitiøse planer for særligt vindkraftudbygningen. I forlængelse af vindkraftudbygningen er der i Danmark fokus på teknologier, der kan reducere eloverløb fra særligt vindmøller. Dette gælder også for Region Midtjylland, der i 2007 havde en elproduktionen fra vindkraft svarende til ca. 28% af det årlige elforbrug i regionen. Dertil kommer, at der særligt i regionens vestlige del, men også i den østlige del, er vedtaget meget ambitiøse planer for vindkraftudbygningen. Side 88 af 125

89 Modellering af Region Midtjyllands samlede energisystem i EnergyPLAN PlanEnergi har i 2008 opstillet en energibalance for Region Midtjylland, der for kalenderåret 2007 viser regionens energiforsyning. Sagt på en anden måde, så viser energibalancen det sammenhængende energisystem for Region Midtjylland i tidsskridt på et år ad gangen. Energibalanceanalysen er velegnet som grundlag for energiplanlægning på kommunalt- og regionalt niveau, men viser selvsagt ikke de udfordringer, der kan være i energisystemet time for time. I EnergyPLAN er det muligt at lave avancerede tekniske og økonomiske simuleringer af regionens energisystem. Simuleringerne viser hvorledes energisystemets produktionsenheder dækker energibehovet i hver eneste time af kalenderåret. Herved bliver det muligt at se nærmere på de tekniske konsekvenser for el- og varmeforsyningen ved en storskala udrulning af varmepumper, vindkraft og solvarme. I EnergyPLAN indlæses der timeværdifordelinger for: Vindkraftproduktion Solvarmeproduktion Varmeforbrug Elforbrug Derefter oplyses årsproduktion/-forbrug og brændselsforbrug for bl.a.: Vindkraft Solvarme Fjernvarmeproduktion Elproduktion som kraftvarmeproduktion og kondensproduktion (ren elproduktion) Individuel opvarmning Industrielt brændselsforbrug Varmeforbrug Elforbrug Data for el- og varmeproduktion i konverteringssektoren behandles i modellen i tre overordnede grupper: 1. Varmeværker uden elproduktion 2. Decentrale kraftvarmeværker 3. Centrale kraftværker For hver gruppe angives bl.a.: Brændselsfordeling (naturgas, biomasse, kul mv.) Installeret el- og varmekapacitet Kapacitet for varmelagre Virkningsgrader for produktionsanlæg Side 89 af 125

90 Beregningsforudsætninger I de tekniske driftssimuleringer i EnergyPLAN vil særligt følgende påvirke beregningsresultaterne: 1. Datagrundlag 2. Valg af driftsstrategi 3. Systemkrav vedr. stabilisering af elnettet Datagrundlag De indsatte data i beregningen bygger på Energibalance 2007 for Region Midtjylland med tilhørende bilag (PlanEnergi, 2008). Det drejer sig bl.a. om: Energiproducenttællingen (Energistyrelsen, 2008) Lokal industristatistik (Danmarks Statistik, 2008) Lokale gassalg (DONG og Naturgas Midt-Nord, 2008) Stamdataregister for vindmøller (Energistyrelsen, 2008) Skorstensfejerdata 2008 For nærmere beskrivelse af datagrundlag henvises til Baggrundsnotat til udarbejdelse af energibalance for Region Midtjylland 2007 (PlanEnergi, 2008). EnergyPLAN-beregningen bygger desuden på en række timeværdier, som er hentet fra baggrundsdata til Aalborg Universitets arbejde med IDAs Energiplan 2030 samt Varmeplan Danmark Valg af driftsstrategi EnergyPLAN baserer sine energisystemberegninger på en optimeringsstrategi for driften af regionens kraftvarmeværker. Den tekniske analyse kan udarbejdes med udgangspunkt i følgende driftsstrategier: 1. Balancering af produktion ift. varmeforbrug 2. Balancering af produktion ift. varmeforbrug under inddragelse af treledstarif 3. Balancering af produktion ift. varmeforbrug og elforbrug 4. Balancering af produktion ift. varmeforbrug og elforbrug, hvor kraftvarmeproduktion ikke reduceres når dette er nødvendigt i forhold til stabilisering af elnettet Ad 1) Denne driftsstrategi er ikke relevant, da kraftvarmeanlæg i Danmark producerer el under hensyn til det aktuelle elforbrug. Ad 2) Denne driftsstrategi er ved at miste sin relevans, da de fleste decentrale kraftvarmeværker i dag producerer el på markedsvilkår og ikke treledstarif. Selvom værker under 5 MW kan vælge at producere til treledstarif overgår de fleste til markedsvilkår, og treledstariffen må forventes udfaset i de kommende år. Ad 3) I denne driftsstrategi optimeres varme- og elproduktionen time for time efter det aktuelle el- og varmeforbrug. Systemet vil således reducere decentral kraftvarmeproduktion og erstatte den med kedeldrift, elpatron eller varmepumpe i situationer med eloverløb. Side 90 af 125

91 Ad 4) Denne driftsstrategi er den samme som strategi 3, med den ene undtagelse at produktionen på kraftvarmeanlæg ikke kan erstattes med varmepumper, når kraftvarmeanlæggene skal være i drift af hensyn til stabiliteten i det samlede elnet. Driftsstrategi 3 og 4 svarer til dagens situation i Danmark med undtagelse af nogle få værker på treledstarif. Strategi 4 vælges i alle analyser, da der i projektet er fokus på introduktion af nye produktionsformer under hensyntagen til både elnetstabilitet og begrænsning af eloverløbet. Generelle forudsætninger for levering af systemydelser til stabilisering af elnettet i Vestdanmark I EnergyPLAN-simuleringen er det muligt at definere nogle krav til elproduktionsenhederne af hensyn til stabiliteten af elnettet. Disse systemkrav skal afspejle det faktum, at der til hver en tid skal være balance mellem elproduktion og elforbrug. Hvis denne balance ikke opretholdes i enhver tænkelig situation vil der opstå frekvensafvigelser på nettet, som kan føre til systemnedbrud. For at forhindre frekvensafvigelser indkøber den systemansvarlige systemydelser fra elforbrugere og elproducenter. Behovet for reguleringsreserver er dynamisk hen over året både med hensyn til mængder og karakteren af systemydelser. I det følgende beskrives følgende systemydelser for Vestdanmark jf. bl.a. Systemydelser til levering i Danmark Udbudsbetingelser (Energinet.dk, 2009): 1. Primær reserve 2. Sekundær reserve, LFC (Load Frequency Control) 3. Manuelle reserver 4. Kortslutningseffekt, reaktive reserver og spændingsregulering Ad. 1) Ved frekvensafvigelser sikrer reguleringen af primær reserve, at balancen mellem produktion og forbrug genskabes, mens frekvensen stabiliseres omkring 50 Hz. Det vil normalt være ca. 49,8-50,2 Hz. Primær reserven reguleres automatisk og leveres af produktions- eller forbrugsenheder, der via reguleringsudstyr reagerer på nettets frekvensafvigelser. Halvdelen af reserven skal leveres indenfor 15 sek., mens den øvrige effekt skal leveres indenfor 30 sek. Reguleringen skal kunne opretholdes i op til 15 min. De decentrale kraftvarmeværker kan deltage på dette marked, såfremt de har installeret reguleringsudstyr, der kan reagere på frekvensafvigelser. Ad.2) Den sekundære reserve har to formål. Det ene er at frigøre den primære reserve, hvis den er blevet aktiveret, det vil sige at bringe frekvensen tilbage til 50,00 Hz. Det andet formål er at bringe ubalancen på udlandsforbindelserne tilbage til den aftalte plan. Sekundær reserven består af en op- og nedreguleringsreserve, der rekvireres som en samlet, symmetrisk ydelse. Ydelsen skal kunne leveres indenfor 15 min. og opretholdes kontinuerligt. De decentrale kraftvarmeværker kan deltage på dette marked, såfremt de får installeret udstyr, så deres anlæg kan styres direkte af Energinet.dk. Side 91 af 125

92 Ad.3.) Manuel reserve er en manuel op- og nedreguleringsreserve, som aktiveres af Energinet.dk's KontrolCenter. Reserven aktiveres ved manuelt at ordre op-/nedregulering hos de aktuelle leverandører. Reserven aflaster hhv. LFC'en og primær reserven ved mindre ubalancer, og skal sikre balancen ved udfald eller begrænsninger på produktionsanlæg og udlandsforbindelser. Disse reserver udbydes på dagsauktioner, hvor auktionen finder sted om formiddagen. Den manuelle reserve anvendes til at bringe systemet i balance. Reserven aktiveres fra Energinet.dk's KontrolCenter i Erritsø via regulerkraftmarkedet. Decentrale kraftvarmeværker kan deltage på dette marked, såfremt de kan levere reserven på 15 min. Ad.4.) Kortslutningseffekt, reaktive reserver og spændingsregulering er ydelser, som sikrer en stabil og sikker drift af elsystemet. Disse reguleringsreserver kan indtil videre kun leveres fra centrale anlæg, fordi de er koblet på det overordnede højspændingsnet. I det vestdanske elsystem skal der i dag ifølge Energinet.dk køre tre centrale værker på tre forskellige kraftværkspladser i landsdelen. 6 centrale værker kan potentielt levere ydelserne. Energinet.dk kan vælge at udbyde tvangskørsel af centrale anlæg på forskellige tidspunkter for at etablere den tilstrækkelige sikkerhed i systemet. Dette håndteres af Energinet.dk's vagt via telefonisk henvendelse. I takt med at bl.a. udbygningen med vindkraft øges og de decentrale kraftvarmeværker har overtaget en del af systemydelserne, vil der blive behov for at betale centrale værker for at stå til rådighed, så der er tilstrækkelige systembærende egenskaber i elsystemet, der sikrer mod potentielle systemnedbrud. Dette sker allerede i dag. Med relativt få driftstimer på de centrale værker fremover bliver det nødvendigt at finde billigere alternativer. Det kunne være konverterbaseret elproduktion fra bl.a. vindkraft, brændselsceller og solceller, eller konverterbaseret elforbrug fra f.eks. elbiler. Konvertere omsætter el fra jævnstrøm til vekselstrøm eller omvendt. De kan styres elektronisk således at faseviklen for henholdsvis forbrug og produktion tilpasses nettets behov for fasekompensering. På den måde kan de reducere behovet for systemydelser fra de centrale værker. Side 92 af 125

93 Forudsætninger for levering af systemydelser i EnergyPLAN-simulering De decentrale kraftvarmeværker kan i dag levere en lang række af de systemydelser på regulerkraftmarkedet, der tidligere var forbeholdt de centrale kraftværker. I EnergyPLAN-beregningen antages det, at de decentrale kraftvarmeværker i vid udstrækning bidrager til levering af systemydelser. Tilbage står dog stadig nogle ydelser, som kun de centrale værker i dag kan levere, da de er koblet direkte på det overordnede højspændingsnet. EnergyPLAN-simuleringen bygger på følgende forudsætninger vedrørende systemydelser: 1. Studstrupværket holdes til enhver tid kørende så værket står til rådighed for levering af reaktive reserver, spændingsregulering og frekvensregulering. Dette kræver ifølge Studstrupværket en eleffekt i modtryk på minimum 50 MW. 2. Systemydelser, der ikke er omfattet af punkt 1 kan leveres af de øvrige aktører på elmarkedet, via bl.a. elforbrug, decentrale motoranlæg, elpatroner, varmepumper, vindmøller mm. Det kan være i form af primær-, sekundær- og manuel regulering. Særligt den sekundære regulering foretages i dag af de centrale værker, men vil ifølge Energinet.dk kunne varetages af andre aktører. De decentrale værker er på dette marked i dag. Øvrige forudsætninger for EnergyPLAN-simulering 1. Store varmepumper leverer maksimalt 50% af den producerede varmeeffekt. Baggrunden for denne beregningsforudsætning er, at der jf. tabel 4.3. er potentiale for at installerede varmepumper på kraftvarmeværker i gruppe 2, svarende til ca. halvdelen af spidslast for hele gruppen. Spidslast for hele gruppen er jf. EnergyPLAN beregning på MW, mens den for gruppen af værker med varmepumpepotentiale er beregnet til ca. 870 MW på basis af værksdata fra energiproducenttælling. 2. Transmissionskapaciteten ud af området er uendelig stor. I EnergyPLAN er det muligt at analysere om systemændringer giver anledning til såkaldt kritisk eloverløb. Dette vil i praksis sige en situation, hvor eleksporten overstiger transmissionskapaciteten i det vestdanske elsystem. Det vil sige, at eleksporten overstiger den samlede kapacitet mod Norge, Sverige, Tyskland og Sjælland. Kritisk eloverløb optræder ikke i elsystemet, da det i givet fald ville føre til systemnedbrud. I denne analyse kan transmissionskapaciteten sættes til et vilkårligt niveau, da vi udelukkende ønsker at analysere ændringer i eloverløbets størrelse i forhold til en referencetilstand og ikke interesserer os for, hvorvidt eloverløbet kan eksporteres eller ej. En analyse med en specifik transmissionskapacitet ville ikke give megen mening på regionalt niveau, da elsystemet er tæt forbundet med den øvrige del af det vestdanske elsystem. 3. Af hensyn til en programbegrænsning i EnergyPLAN indsættes 756 MW kedelkapacitet til substitution for kraftvarme (modtryk) på Studstrupværket. I EnergyPLAN opdeles stationær forbrænding med tilhørende fjernvarmeproduktion i 3 grupper: a. Fjernvarmeværker b. Decentrale kraftvarmeværker c. Centrale kraftvarmeværker/elværker I den valgte reguleringsstrategi vil EnergyPLAN optimere el- og varmeproduktionen på centrale- og decentrale kraftvarmeværker, således at det lokale varmebehov i en given time dækkes på den måde, der giver anledning til det lavest mulige eloverløb. Det bety- Side 93 af 125

94 der, at programmet i timer med eloverløb vil erstatte kraftvarmeproduktion med enten kedel- eller varmepumpedrift. I gruppe C (Studstrupværket) er der imidlertid ikke installeret kedelanlæg. Dette kan programmet ikke håndtere, da det i situationer med eloverløb vil kalde på kedel- eller varmepumpedrift, der ikke er til stede i gruppe C. Den manglende kedelkapacitet betyder, at simuleringen viser et udækket varmebehov i hele vinterhalvåret. Programmet burde selvsagt registrere, at der ikke er kedelkapacitet til rådighed og herefter dække varmebehovet med kraftvarmeproduktion, også selvom dette måtte give anledning til forøget eleksport. En referenceberegning, hvor varmebehovet ikke kan dækkes time for time er ikke retvisende og kan give anledning til utilsigtede skævheder i analysen. For at udgå dette indsættes der supplerende kedelkapacitet i gruppe C, svarende til den estimerede spidslast for Spidslasten udregnes på følgende måde: Årlig varmeproduktion på Studstrupværket: Middel effektbehov: Spids brugsvand: Spids rumvarme: Samlet spidslast: GWh GWh / h = 274 MW 274 MW x 0,2 = 55 MW 274 MW x 0,8 x 4 x 0,8 = 701 MW 55 MW MW = 756 MW Der indsættes i referencen 756 MW biomassebaseret kedelkapacitet i gruppe C, som ikke er til rådighed i dag, men som er nødvendig for en meningsfuld systemanalyse. Det betyder, at referencen kunstigt forbedres, idet der ikke tages hensyn til det uhensigtsmæssige forhold, at Studstrupværket om vinteren er tvunget til at producere el for at dække varmebehovet i Varmeplan Aarhus. Dette sker uanset, at der på disse tidspunkter kan være en meget lav elpris grundet stor elproduktion fra vindkraft. Side 94 af 125

95 Beregningsresultater I EnergyPLAN-analysen kortlægges det samlede potentiale for fortrængning af fossile brændsler på regionens naturgasfyrede kraftvarmeværker ved udbredt anvendelse af solvarme og varmepumper. Desuden analyseres de introducerede teknologiers betydning for bl.a.: Det samlede brændselsforbrug Fortrængningen af fossile brændsler Elproduktionen på centrale kraftvarmeværker Eleksporten (eloverløbet) Beregningerne er opbygget således, at der til referenceberegningen i nævnte rækkefølge tilføjes mere vindkraft samt solvarme og varmepumper på regionens decentrale kraftvarmeværker: 1. Referenceberegning 2. Som punkt 1 + Fordobling af vindkraftkapaciteten 3. Som punkt % solvarme på decentrale kraftvarmeværker 4. Som punkt 3 + varmepumper på decentrale kraftvarmeværker 5. Som punkt % soldækning på decentrale kraftvarmeværker, hvor sæsonlager kan placeres, jf. tabel 4.1. På de følgende sider præsenteres først beregningernes hovedresultater for et kalenderår. Derefter vises en række timeværdiberegninger fra henholdsvis en vinteruge og en sommeruge. Timeværdiberegningerne afslører sammenhænge, som ikke altid fremgår direkte af analysens hovedresultater. Udviklingen i det årlige brændselsforbrug Figur 1 illustrerer hvilken betydning ændringer i energiforsyningen har for det samlede forbrug af brændsler på centrale- og decentrale kraftvarmeværker i Region Midtjylland. Det ses at værkerne vil kunne dække el- og varmebehovet med en reduktion af det samlede brændselsforbrug på ca. 25%, såfremt det regionale potentiale for vindkraft, solvarme og store varmepumper på regionens kraftvarmeværker udnyttes. I de røde søjler er brændselsforbruget korrigeret for eleksport. Denne beregning foretages under antagelse af at eleksporten erstatter gennemsnitlig kondensproduktion, som i tilfældet Region Midtjylland er kulbaseret. TWh/år Brændselsforbrug Brændselsforbrug, korrigeret for eleksport Figur 1: Udviklingen i det samlede årlige brændselsforbrug på regionens kraftvarmeværker. Side 95 af 125

96 Udviklingen i forbruget af brændsler fordelt på produktionsenheder Figur 2 viser hvorledes brændselsforbruget vil udvikle sig ved udnyttelse af det regionale potentiale for vindkraft, varmepumper og solvarme. Det ses at kedelproduktionen på de decentrale værker forsvinder, og at også decentral kraftvarmeproduktion reduceres til fordel for solvarme og varmepumper. Dette sker mod forøget central elproduktion. Det samlede forbrug brændselsforbrug er som sagt faldende. TWh/år Central, kondens Central, kedel Central KV, dampturbine Decentral KV, kedel Decentral KV, motor Figur 2: Udviklingen i det årlige brændselsforbrug på kraftvarmeværker fordelt på anlægstyper. Side 96 af 125

97 Udviklingen i den regionale eleksport Det er væsentligt at undersøge tiltagenes effekt på det samlede systems elbalance, da indregulering af mere vindkraft i elsystemet er en af fremtidens store udfordringer. Figur 3 illustrerer hvilken betydning ændringer i energiforsyningen har på den samlede årlige import og eksport af el. Det fremgår af figuren, at en fordobling af vindkraften fører til stor eleksport. Udnyttelse af potentialet for store varmepumper til varmeproduktion på decentrale kraftvarmeværker kan reducere dette problem betydeligt. GWh/år Eksport Import Figur 3: Udviklingen i den samlede årlige elimport og eleksport ved implementering af tiltag. Figur 4 viser at en fordobling af den årlige vindkraftproduktion vil føre til mere end en tredobling af den maksimale eleksport i timer med stor vindkraftproduktion og et relativt lavt elforbrug. Dette problem vil kunne reduceres betydeligt ved udnyttelse af potentialet for store varmepumper på de decentrale kraftvarmeværker. Konkret vil varmepumperne i denne energisystemsimulering give plads til godt 200 MW ekstra vindkraft i elsystemet uden udbygning af transmissionskapaciteten for det regionale/nationale elnet. Antallet af timer med eleksport kan reduceres betydeligt med store varmepumper fra ca timer til godt timer. Det fremgår også af figuren, at varmepumperne alene ikke kan fjerne de mest radikale elspidser. Fleksibelt elforbrug, store elpatroner til varmeproduktion, udnyttelse af overskudsel til produktion af transportbrændstoffer mv. kan yderligere reducere problemet. Tilbage er selvsagt også en mulighed for at reducere elproduktionen fra vindkraft i nogle få driftstimer. Figur 5 viser at elimport ikke bliver dimensionsgivende for transmissionskapaciteten i nogle af scenarierne. Side 97 af 125

98 MW Reference +Fordobling vindkraft +Varmepumper Timer Figur 4: Varighedskurver for eleksporten MW Timer Reference +Fordobling vindkraft +15% sol +Varmepumper +Ekstra sol og lager Figur 5: Varighedskurver for elimporten. Side 98 af 125

99 Beregningsudtræk på timeværdier - Vinteruge i februar I dette afsnit sammenlignes referenceberegningen med forskellige tiltag på udvalgte timer i vinterhalvåret. Der foretages følgende beregninger: 1. Referenceberegning 2. Som punkt 1 + Fordobling af vindkraftkapaciteten 3. Som punkt % solvarme på decentrale kraftvarmeværker 4. Som punkt 3 + varmepumper på decentrale kraftvarmeværker 5. Som punkt % soldækning på decentrale kraftvarmeværker, hvor sæsonlager kan placeres For de udførte beregninger vises for en uge i februar: Elforbrug og el-eksport Elproduktion fordelt på decentral og central kraftvarme (CHP), vindkraft (RES12) og central kondens (PP+) Varmeproduktion fordelt på kraftvarme (CHP), solvarme (solar), varmepumpe (HP) og kedel (boiler) Side 99 af 125

100 Reference, februar Referencemodellen viser en teknisk optimering af det regionale energisystem, hvor områdets produktionsenheder kører, så de så vidt muligt producerer i overensstemmelse med varme- og elforbruget time for time. Figur 6: Elforbruget (gul) og eleksporten (sort). Figur 7: Fordelingen af elproduktionen på centrale- og decentrale kraftvarmeværker (mørkerød) samt el-produktionen fra vindkraft (rød). Side 100 af 125

101 Figur 8: Varmeproduktionen fordelt på henholdsvis kraftvarme (mørkerød) og kedelanlæg (grå). Kedelanlæggene tager over, når vindkraften kan dække elforbruget og der ikke er behov for elproduktion fra kraftvarmeanlæg. Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, februar I 2007 er der i Region Midtjylland installeret 841 MW vindkraft med en årlig elproduktion på 4,16 TWh. Dette svarer til ca. 29% af regionens samlede elforbrug. Der er dog meget ambitiøse udbygningsplaner for vindkraft i regionen som betyder, at en fordobling af den installerede effekt indenfor en årrække er sandsynlig. Denne simulering viser effekten af MW vindkraft i elsystemet. Figur 9: Eleksporten (sort) stiger kraftigt sammenlignet med referenceberegningen (figur 6) på udvalgte timer sidst på ugen. Side 101 af 125

102 Figur 10: Vindkraft (rød) står for hovedparten af elproduktionen i størstedelen af ugens driftstimer. Figur 11: Den megen vindkraft betyder øget kedeldrift (grå) sammenlignet med referencen (figur 8). Side 102 af 125

103 Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet samt 15% solvarme på decentrale kraftvarmeværker, februar I denne beregning tilføjes solvarme på decentrale kraftvarmeværker, svarende til 15% af den årlige varmeproduktion. Figur 12: Varmeproduktionen fra solvarme er meget begrænset i denne uge i februar. De røde spidser viser solvarmeproduktionen. Figur 13: Elproduktionen påvirkes ikke af den meget begrænsede solvarmeproduktion. Hermed påvirkes eleksporten heller ikke. Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, 15% solvarme samt store varmepumper på decentrale kraftvarmeværker, februar I denne beregning tilføjes store varmepumpeenheder på de decentrale kraftvarmeværker, svarende til det fulde varmepumpepotentiale på 290 MW el. Side 103 af 125

104 Figur 14: Eleksporten (sort) reduceres via varmepumpernes elforbrug (hvid). Figur 15: Varmebehovet i hele perioden ligger på godt MW. Figur 16: Varmeproduktionen fra varmepumper (grøn) udgør en stor del af varmeforsyningen. Varmepumperne erstatter kedeldrift (grå) i situationer med overskydende elproduktion fra vindkraft. Sammenlign med figur 12. Side 104 af 125

105 Figur 17: Elproduktionen på kraftvarme (mørkerød) stiger en smule. Det skyldes, at varmepumperne også kører i situationer uden eloverløb, når deres merforbrug kan dækkes af kraftvarmeenheder. Dette øger systemets samlede brændselseffektivitet, eftersom den samlede virkningsgrad er væsentlig større i et energisystem med varmepumper. Systemets samlede brændselseffektivitet stiger med ca. 70%. Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, 15% solvarme, store varmepumper samt 50% solvarme og sæsonlagre på udvalgte decentrale kraftvarmeværker, februar I denne beregning tilføjes yderligere solvarme med sæsonlagre på de kraftvarmeværker, hvor de lokale forhold tillader sæsonlagre. Figur 18: Varmeproduktionen fra solvarme er meget begrænset i denne uge i februar. De røde spidser viser solvarmeproduktionen. Side 105 af 125

106 Figur 19: Elproduktionen påvirkes ikke af den meget begrænsede solvarmeproduktion. Hermed påvirkes eleksporten heller ikke. Beregningsresultater på timeværdier - Sommeruge i juni I dette afsnit sammenlignes referenceberegningen med forskellige tiltag på udvalgte timer i sommerhalvåret. Der foretages følgende beregninger: 1. Referenceberegning 2. Som punkt 1 + Fordobling af vindkraftkapaciteten 3. Som punkt % solvarme på decentrale kraftvarmeværker 4. Som punkt 3 + varmepumper på decentrale kraftvarmeværker 5. Som punkt % soldækning på decentrale kraftvarmeværker på værker, hvor sæsonlager kan placeres For de udførte beregninger vises for en uge i juni på timeværdier: Elforbrug og el-eksport El-produktion fordelt på decentral og central kraftvarme (CHP), vindkraft (RES12) og central kondens (PP+) Varmeproduktion fordelt på kraftvarme (CHP), solvarme (solar), varmepumpe (HP) og kedel (boiler) Reference, juni Referencemodellen viser en teknisk optimering af det regionale energisystem, hvor områdets produktionsenheder kører, så de så vidt muligt producerer i overensstemmelse med varme- og elforbruget time for time. Side 106 af 125

107 Figur 20: Elforbruget (gul) og eleksporten (sort). Det ses, at elforbruget er væsentligt lavere end i vinterhalvåret (figur 6). Figur 21: Elproduktionen på centrale- og decentrale kraftvarmeværker (mørkerød) vindkraft (rød) samt central kondensproduktion (blå). Des ses, at en del af elforbruget i sommerhalvåret dækkes af kondenskraft i modsætning til om vinteren (figur 7), hvor kraftvarmeværkerne dækker elforbruget. Figur 22: Varmeproduktionen fordelt på henholdsvis kraftvarme (mørkerød) og kedelanlæg (grå). Varmeproduktionen er ret beskeden og dækkes i vid udstrækning af kraftvarmeenheder. Varmeproduktionen er ca. 1/3 af produktionen i vinterhalvåret (figur 8). Side 107 af 125

108 Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, juni I 2007 er der i Region Midtjylland installeret 841 MW vindkraft med en årlig elproduktion på 4,16 TWh. Dette svarer til ca. 29% af regionens samlede elforbrug. Der er dog meget ambitiøse udbygningsplaner for vindkraft i regionen som betyder, at en fordobling af den installerede effekt indenfor en årrække er sandsynlig. Denne simulering viser betydningen af MW vindkraft i elsystemet. Figur 23: Eleksporten (sort) stiger kraftigt sammenlignet med referenceberegningen (figur 20). Figur 24: Vindkraft (rød) står for hovedparten af elproduktionen i størstedelen af ugens driftstimer. Vindkraften fortrænger både kondens- og kraftvarmeproduktion i forhold til referenceberegningen (figur 21). Side 108 af 125

109 Figur 25: Den megen vindkraft betyder øget kedeldrift (grå) sammenlignet med referencen (figur 22). Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet samt 15% solvarme på decentrale kraftvarmeværker, juni I denne beregning tilføjes solvarme på decentrale kraftvarmeværker, svarende til 15% af den årlige varmeproduktion. Figur 26: Det ses at solvarmen ikke får indflydelse på eleksporten (sort). Side 109 af 125

110 Figur 27: Varmeproduktionen fra solvarme (rød) dækker store dele af sommerforbruget, så både kedeldrift (grå) og kraftvarmeproduktion (mørkerød) begrænses i perioden sammenlignet med figur 25. Figur 28: Elproduktionen påvirkes af solvarmeproduktionen. En større del af elproduktionen sker på kondenskraft, da solvarmen fortrænger kraftvarmeproduktion. Sammenlign med figur 24. Side 110 af 125

111 Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, 15% solvarme samt store varmepumper på decentrale kraftvarmeværker, juni I denne beregning tilføjes store varmepumpeenheder på de decentrale kraftvarmeværker, svarende til det fulde potentiale på 290 MW el. Figur 29: Varmepumperne (hvid) ikke kan reducere eleksporten (sort) nævneværdigt i sommerperioden, da det beskedne varmebehov er dækket med solvarme. Figur 30: Varmeproduktionen fra varmepumper (grøn) udgør en mindre del af varmeforsyningen. Varmepumperne erstatter kedeldrift i situationer med overskydende elproduktion fra vindkraft, hvor der ikke er tilgængelig solvarmeproduktion. Side 111 af 125

112 Figur 31: Elproduktionen på kraftvarme (mørkerød) stiger en smule. Det skyldes, at varmepumperne også kører i situationer uden eloverløb, når deres merforbrug kan dækkes af kraftvarmeenheder. Dette øger systemets samlede brændselseffektivitet, eftersom den samlede virkningsgrad er væsentlig større i et energisystem med varmepumper. Systemets samlede brændselseffektivitet stiger med ca. 70%. Fordobling af den installerede vindkraftkapacitet, 15% solvarme, store varmepumper samt 50% solvarme og sæsonlagre på udvalgte decentrale kraftvarmeværker, juni I denne beregning tilføjes yderligere solvarme på de kraftvarmeværker, hvor der kan etableres sæsonlagre. Figur 32: Den ekstra solvarmeproduktion i forhold til figur 30 er ret begrænset. De røde spidser viser solvarmeproduktionen. Side 112 af 125

113 Figur 33: Elproduktionen ikke påvirkes af den meget begrænsede ekstra solvarmeproduktion. Figur 34: Eleksporten påvirkes heller ikke. Side 113 af 125