Dansk Fjernvarme Kraftvarmegruppen 2/6-15: Fremtidsmuligheder for gasfyret kraftvarme

Transkript

1 Dansk Fjernvarme Kraftvarmegruppen 2/6-15: Fremtidsmuligheder for gasfyret kraftvarme Tommy Mølbak, AddedValues,

2 Disposition 1. Ultrakort om AddedValues 2. Baggrunden for projektet vedr. gasfyret spidslast 3. Analyser og erfaringer overblik 4. på spidslastundersøgelse 5. Hvad gør vi her fra? 2

3 Baggrund for spidslastanalysen De gasfyrede decentrale kraftvarmeværker repræsenter en væsentlig el-og varmemæssig kapacitet, og ikke mindst en fleksibel elproduktion, ca MW motorer, ca. 150 MW gasturbiner (simple cycle) og ca. 500 MW CCGT anlæg. Kapacitets-og teknologioverblik findes i DGC-rapport (2013) Analyse af den gasfyrede kraftvarmesektor. Markedsvilkåreneer gennem de seneste få år blevet særdeles pressede elpriser og gaspriser er begge faldet, hvor forholdet mellem disse har udviklet sig ugunstigt for disse anlæg. Økonomiske scenarie analyser findes i DGC-rapport (2011) Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid Grundbeløbs-ordningen, som udløber med udgangen af 2018 (dog er grundbeløbet garanteret i mindst 20 år) har de senere år holdt økonomien oppe. Dette sammenholdt med markedsudviklingen er de væsentligste årsager til, at anlæggene for de flestes vedkommende højst sandsynligt vil blive taget ud af markedet med udgangen af 2018 eller kort tid efter. Allerede i 2016 vil de første gasfyrede anlæg lukke pga. Store Fyr (Bekendtgørelse om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg) dette gælder dog kun få af de ældste GT/CCGT-anlæg, som ikke sidenhen er opgraderet. 3

4 Formål, projektforløb og leverancer Formål: At vurdere mulighederne for at kunne anvende gasfyret kraftvarme som spidslast efter 2018 Projektforløb: Anvendelse af erfaringer med teknisk og økonomisk optimering af produktionsanlæg i Danmark og udland Arbejdsmøder afholdt møder med Energinet.dk og Chefkonsulent John Tang fra Dansk Fjernvarme Udvalgte anlægsejere er inddraget direkte i forløbet, og har bidraget med tekniske og økonomiske input Leverancer: En vurdering af mulighederne for at tilpasse anlæggenes økonomi til en spidslastdriftsform, dvs. meget få driftstimer ( h/år) En vurdering af mulighederne for at udnytte alternative anlægskoblinger til at forbedre den fremtidige konkurrenceevne En anbefaling om, hvilke muligheder der bør arbejdes videre med i flere detaljer 4

5 Gasmotorer Resumé 1/2 Emne Drift Vedligehold Kapacitetsbetaling til gasleverandører fylder meget -> Dynamisk afregning vil forbedre dette Start/stop betyder ikke voldsomt på brændselsomkostninger Hurtig start/stop (< 10 min) kræver varmholdelse til nuværende niveau lille andel af omkostninger Har god lastfleksibilitet mht. minimumsproduktion og gradienter, dog med virkningsgradspåvirkning Automatiseringsniveau nogle steder helt i top PBA starter og stopper selv Generel driftstabsforsikring er dyr og allerede generelt fravalgt De flestekører præventivt vedligehold-> Potentiale ved tilstandsbaseret vedligehold (skibsbranchen gør det) Maskinkaskoer nødvendig, men ikke voldsom omkostningstung (anslået: kkr/mwe/år) -> Mindre potentiale i driftstimeafhængighed Start/stopog volatildrift kan øge levetidsforbrugpå motor og generator (ikke en del af serviceaftaler) Reduktion af maxlast kan måske forlænge levetid og reducere vedligehold Ingen detailvurderinger af restlevetid foreligger formentlig stærkt undervurderet Overgang til havaribaseret vedligehold er begrænset af personskadeforsikring Den nedre grænse for D&V omkostninger er højstsandsynligt sat af personsikkerhed og rådighedsbehov 5

6 Gasmotorer Resumé 2/2 Emne Økonomi PBA kontrakt/indmelding koster ca. 100 h/år -> Ca kr/år Typisk kortsigtet marginalprispå el ca. 250 kr/mwhe(kilde1 2014, 9 MWe), andre højere (330 kr/mwhe) Gaskapacitetsbetalinger eksempelvis kr/år for Kilde1 (4000 m3/h gas til ca. 40 MW indfyring) Rundering, minimum koster ca. 300 h/år -> Ca kr/år Materiel vedligehold 60 kr/mwhe, ved 500 driftstimer/år, 10 MWe gasmotor -> i alt kr/år Samlet intern D&V: ca kr/år for Kilde1 gasmotor, fastholdes nok ved 500 h/år Samlet ekstern vedligehold: ca kr/år uden stor eftersyn -> sænkes evt. til ved 500 h/år Langsigtet marginalomkostning ved 500 h/årca kr/mwhe(+ forsikring + konservering + fjernvarmetab) Gode (= billige) muligheder for at forbedre teknisk/økonomiske forhold på anlæggene Værdipotentialet er sandsynligvis større end forventet pga. undervurderet restlevetid Gennemsnitlig lille anlægsstørrelse (2,5 MW) og stor variation giver et differentieret potentiale Ny kobling, fx kompressionsvarmepumpe, kan komplementere eksisterende gasmotor og akkutank og give samdriftssynergier 6

7 Gasturbiner- Resumé Emne Drift Vedligehold Økonomi Kapacitetsbetaling til gasleverandører fylder meget -> Dynamisk afregning vil forbedre dette Start/stop koster forholdsvist meget på brændselsomkostninger Hurtig start/stop kan gennemføres (designet til 5-15 min), men forcerede starter har yderligere omkostninger Har god lastfleksibilitet mht. minimumsproduktion og gradienter, dog med stor elvirkningsgradspåvirkning NOx udfordringer kan være til stede på ikke opgraderede anlæg Automatiseringsniveau er højt (i hvert fald på kraftvarmeværker) Inspektion og service er præventiv (tids/drifts-baseret) Inspektioner og service afhænger stærkt af driftsform og repræsenterer en tung udgift Typisk repræsenterer major overhaul % af samlet vedligehold over levetiden Slitage, og dermed vedligehold, kan højst sandsynligt reduceres ved at reducere last Generelt dyrere i vedligehold end gasmotorer pga. major overhaul Langsigtede marginalomkostning dermed også højere end gasmotorer Gennemsnitlig anlægsstørrelse på 9 MW giver et betydeligt potentiale pr anlæg Restlevetiden er en ret ubekendt størrelse for disse anlæg (de fleste er industrielle) Driftsbindinger på industrielle anlæg udhuler potentialet væsentligt 7

8 CCGT Resumé1/2 Emne Drift Vedligehold Generelt som gasturbiner, dog: Opstartstid er væsentlig længere pga. udstødskedel, men kan reduceres via optimering (ned til < 1 time til fuldlast) Minimumslasten typisk 50-60% (på ældre anlæg) Aktivering af konserveringer dyrt og vil være et trade-offi forhold til varmholdelsesom medfører markedstab Bypass mulighed omkring dampturbine kan styrke driftsfleksibilitet Generelt som gasturbiner, dog: Restlevetiden er generelt undervurderet specielt på tykvæggede komponenter Spidslastlignende driftsform veksle krybebelastning til udmattelse Forcerede starter har store omkostninger på inspektion og vedligehold Nogle anlæg har ikke servicekontrakt, men kører udbudsbaseret (fx Kilde2) GT overhauludgør stor delaf samlede D&V udgifter over levetiden 8

9 CCGT Resumé2/2 Emne Økonomi Vedligeholdstarterved ca. 30 kr/mwhe, inkl. reservedele (15-20 kr/mwhe) og mandskab (10-15 kr/mwhe) Typisk kortsigtet marginalpris på el ca. 260 kr/mwhe(kilde2 2014, 60 MWe), andre nok højere Mandskab til kontrolrum og rundering ca. 2 mandeår svarende til ca kr/år Mandskab til vedligehold og planlægning ca. 2 mandeår svarende til ca kr/år Marked/PBA andrager ca. 1½ h/dag, dvs. 550 h/år svarende til kr/år Samlet intern D&V: ca kr/år for Kilde2 CCGT -> ved 500 h/år ca kr/år Langsigtet marginalomkostningved 500 h ca kr/mwhe(+ forsikring + ekstern service + gaskapacitet + konservering + fjernvarmetab) Gennemsnitlig anlægsstørrelse på ca. 50 MWe giver et betydeligt potentiale pr anlæg Gode (= billige) muligheder for at forbedre teknisk/økonomiske forhold på anlæggene Værdipotentialet er sandsynligvis større end forventet pga. undervurderet restlevetid Ny kobling, fx biomassefyret kedel, kan komplementere eksisterende CCGT og akkutank 9

10 De store tals lov på tværs af teknologier (ved 500 h/år) Område Karakteristika %-andel Brændselsomkostning Gaskapacitetsomkostninger svære at flytte Variablebrændselsbestemte omkostninger, gode muligheder for flexibilisering, og afhænger af det samlede anlægs-setup % % Intern D&V Mest betydende for mindre enkeltstående anlæg % Ekstern D&V Storvariation i anvendt koncept, kan sandsynligvis reduceres i forhold til nu % Forsikringer Maskinkasko fylder mindre del (anslået), kan reduceres 5 10 % Andre omkostninger Samledelangsigtede marginalomkostninger Konserveringsomkostninger, afhænger af driftsprofil Udskiftning/renovering af dyre komponenter Tab til fjernvarme, afhænger meget af set-up og marked Anslået: kr/mwhe(+ ikke medtagne) Gasmotorer dyrest, CCGT billigst Ikke medtaget Ikke medtaget Ikke medtaget 10

11 Samlede konklusioner på spidslastanalyse Overordnede konklusioner: Decentrale gasfyrede kraftvarmeanlæg, specielt motorer og CCGT, repræsenterer en betydelig værdi som fleksibel el-produktionsenhed indtil anlægges levetid er forbrugt. Levetidsforbruget på anlæggene er højst sandsynligt overvurderet, dvs. vedligeholdelsesomkostningerne er overvurderet og restlevetiden er dermed større end formodet. Udnyttelsen af denne værdi afhænger af både teknisk/økonomisk tilpasning af anlæggene og af tilpasning af ramme-/markedsbetingelser. Teknisk og økonomisk optimering af anlæg Tilpasning af rammeog markedsbetingelser Anbefalinger: 1. Detailundersøgelse af det teknisk/økonomiske værdipotentiale i D&V, herunder undersøgelse af vedligeholdelsesmæssige konsekvenser og muligheder i nye driftsforhold med fokus på restlevetid, service og driftsinstruktioner (start/stop, gradienter, konservering, varmholdelse, etc.). 2. Detailundersøgelse af potentiale i eksisterende og nye anlægskoblinger som udnytter restlevetiden og som understøtter politiske mål (varmepumper, biokedler, biogas, etc.). Fokus på driftssimuleringer af koncepter under varierende markeds- og rammebetingelser. 3. Identifikation af nye markeds-og rammebetingelser som kan understøtte udnyttelsen af gasfyret kraftvarme. Udføres af TSO og gennemføres i tæt samspil med punkt 2. 11

12 Hvad gør vi herfra? Et spadestik dybere på: Kvantificering af restlevetid -> Hvad er den reelle restlevetid på anlæggene? -> Hvor meget kan vindes yderligere via nedgradering og intelligent udnyttelse? -> Hvor stor en værdi repræsenterer anlæggene? Optimering af D&V principper -> Hvor meget kan der rykkes på udgifter til service og forsikring? -> Hvordan ser slid og udgifter ud ved ændret (mere dynamisk) driftsprofil? -> Kan driftsstøtteværktøjer gøre en forskel ved ændret driftsprofil? Synergipotentiale ved koblede/integrerede koncepter -> Hvilke koncepter passer bedst til Fjernvarmeforeningens medlemmer? -> Hvad kræves af investeringer i nye anlæg? Dimensionering? -> Hvordan kommer driften til at se ud? Markedspotentiale? Nye risici? Beregning af økonomiske konsekvenser -> Hvordan ser det samfundsøkonomiske regnestykke ud? -> Hvordan ser det selskabsøkonomiske regnestykke ud? Hvor meget mangler? -> Er der generelle tendenser blandt anlægsejerne? 12