Nyt fra PON POWER A/S FORNY DIT ANLÆG MED EN BÆREDYGTIG LØSNING. Gasfyret kraftvarme kan stadig være konkurrencedygtig

Transkript

1 Nyt fra Gasfyret kraftvarme kan stadig være konkurrencedygtig Af Jan de Wit, projektleder og Bjørn K. Eliasen, projektingeniør, Dansk Gasteknisk Center a/s samt Alexander B. Petersen, teknisk konsulent, Grøn Energi De seneste år har de årlige driftstimetal generelt været faldende for de gasfyrede decentrale kraftvarmeanlæg. Seneste analyser viser dog en lille stigning i driftstimetallet for I denne artikel vises både analyser og eksempler på, at der fortsat kan tjenes penge ved aktiv drift på anlæggene og investering i anlægsændringer. Visse værker har opdaget dette, har tilpasset deres anlæg og opnår høje årlige driftstimetal til glæde for deres varmekunder, der så får en lavere varmepris end ved til rådighed værende alternativ varmeproduktion. Visse af resultaterne i artiklen stammer fra et igangværende ForskEL-støttet projekt, hvor firmaerne Added Values, DGC og Grøn Energi/Dansk Fjernvarme deltager. Herudover deltager flere kraftvarmeværker aktivt i projektet. Priserne på el-markederne fluktuerer som bekendt afhængigt af en lang række tekniske, meteorologiske og transmissions/kapacitetsmæssige forhold. Elpriserne er generelt faldet over de senere år, men der er stadig mange perioder med attraktive priser. For de danske forhold gælder, at der trods etablering af strømforbindelse over Storebælt stadig er forskel på el-spotpris i Øst- og Vestdanmark - generelt med de højeste priser i Øst. Vi tilbyder: Måling af NO x og metan for evt. refusion af NO x -afgift Akkrediteret emissionsmåling på biomasse-, gas- og oliefyrede anlæg Måling af formaldehydemission fra gasmotorer Bestemmelse af virkningsgrad på kedler og motorer Analyse af naturgas og biogas Screening for metanlækager på alle gasanlæg CO 2 -verifikation Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf.: PON POWER A/S FORNY DIT ANLÆG MED EN BÆREDYGTIG LØSNING Omstilling til grøn energi gavner ikke kun miljøet, men kan også have en positiv effekt på din driftsøkonomi. Hos Pon Power tilbyder vi biogasmotorer til strømog varmeproduktion i effekterne 400 kwe kwe. Kontakt os, og hør mere om dine muligheder KRAFTVARME NYT OKTOBER

2 Figur 1 viser el-spotprisen for perioden august 2016 til maj for Øst- og Vestdanmark. Det er på dette marked, kraftvarmeværkerne hver dag indmelder den mindstepris, som skal opnås, for at KV-enhederne kaldes i drift. Den indmeldte budspris skal som minimum være lig KV-enhedens kippris. Kipprisen er den afregningspris, man mindst skal have for den producerede elektricitet, førend aktiv drift kan betale sig i forhold til produktion med andre af værkets øvrige produktionsklare enheder. Bliver man kaldt i drift baseret på sin indmelding, modtager man oftest en lidt højere pris end det indmeldte, idet alle producerende enheder afregnes med samme pris. I Danmark var el-spotprisen i 2016 gennemsnitligt 208,70 kr./mwh, men der er som vist i perioder højere elpriser. Disse højere elpriser kan fx skyldes, at teknisk elproduktionskapacitet er ude af drift, eller at der er lavere tilgang af vedvarende energi grundet vejret. Ud over el-spotmarkedet kan el-producenter også tilbyde systemydelser, såsom op/nedregulering, backupkapacitet, frekvensregulering mv. Disse systemydelser stiller fx krav til, hvor hurtigt man skal kunne regulere den indmeldte effekt. Kippris skal løbende genberegnes Kipprisen for en KV-enhed er som nævnt tidligere den Figur 1. El-spotpris for Øst- og Vestdanmark for perioden august 2016-maj. Har du overblikket over den nye LER-lov? Hvor langt er du med at digitalisere dit ledningsnet? Vi kan hjælpe dig, så du er klar, når de nye krav om digitale LER-oplysninger træder i kraft 1. januar Vil du vide mere så kontakt os på tlf Varmeværkernes eget rådgivende ingeniørfirma KRAFTVARME NYT OKTOBER 35

3 elpris, værket skal have for den producerede elektricitet, for at (varme-)produktion på KV-enheden er fordelagtig fremfor varmeproduktion på værkets andre enheder. Kipprisen er afhængig af en lang række faktorer, hvoraf flere ændres som følge af priser i markedet, andre kan påvirkes med anlægsmæssige ændringer, og også aktuelle driftsforhold kan spille ind. Kipprisen afhænger eksempelvis af følgende: KVenhedens el-virkningsgrad, KV-enhedens totalvirkningsgrad, alternative kedlers virkningsgrad, brændselspris, KV-enhedens serviceomkostninger og eventuelt CO 2 -kvotepris samt driftsforhold som fjernvarmenettets aktuelle returtemperatur. Grundet afhængigheden af priser i markedet og aktuelle driftsforhold er det nødvendigt løbende at genberegne sin kippris, se eksempel senere i artiklen. Både Foreningen Danske Kraftvarmeværker og Dansk Fjernvarme har et beregningsskema hertil. Analyse fra GE Jenbacher om danske forhold I efteråret 2016 lavede den danske afdeling af GE Jenbacher en analyse af mulige anlægsændringers indflydelse på kippris og mulige driftsmæssige konsekvenser. Man analyserede, hvad en moderat og alternativt en mere omfattende anlægsændring på et gasmotorbaseret anlæg kunne have af betydning for kippris og også potentielt mulige driftstimer i perioden august 2015 til august 2016 /1/. Den moderate anlægsændring var en investering i ekstra røgkøler (LT2-veksler), der hævede totalvirkningsgraden for KV-anlægget fra 96% til 98%. Den mere omfattende investering var etablering af røgkøling via absorptionsvarmepumpe, der hævede totalvirkningsgraden til ca. 106%. Flere danske gasmotoranlæg og et enkelt gasturbineanlæg har foretaget en sådan investering i absorptionsvarmepumpe. Resultat af analysen var, at kipprisen påvirkes markant af både den moderate og i særlig grad af den mere omfattende investering. Kipprisen kunne med de anvendte forudsætninger sænkes til 88% af den hidtidige for den moderate investering og for den mere omfattende udbygning sænkes til 66% af det hidtidige. Sammenholdt med el-spotpriserne i perioden august 2015 til august 2016 betød det, at man potentielt ville kunne få driftstimer med positivt driftsresultat for den moderate investering i forhold til udgangspunktet, som var ca potentielle årlige driftstimer med positivt udkomme for dette anlæg. Foretog man den større ombygning, ville det føre til i alt potentielt mulige driftstimer i den pågældende periode. Fuld udnyttelse kræver, at varmen kan afsættes, hvilket ikke givetvis er muligt alle de nævnte timer. indkøbsstrategi brug energien klogere og lad mig og mine kollegaer hjælpe jer med at få en strategi, der er tilpasset netop jeres behov. kontakt Vibeke kobberrød på eller vikob@dongenergy.dk 36 KRAFTVARME NYT OKTOBER

4 Ovenstående er et ganske illustrativt eksempel på muligheder for et antal af de danske gasfyrede kraftvarmeanlæg. Et praktisk eksempel I /2/ er der blandt andet udført analyser baseret på drifts- og økonomidata for to gasmotorbaserede danske KV-anlæg. Det ene værk har fire motorer samt effektive gaskedler og har ikke ændret synderligt på anlægsudformning omkring KV enhederne siden installationen. På det andet anlæg, der har to motorer, er der foretaget udbygning med ekstra røgkøling af røgen fra gasmotorerne via absorptionsvarmepumpe. Samme værk har ud over KV-enhederne og gaskedler etableret solvarmeanlæg samt installeret en elkedel, som kan anvendes i perioder med lav elpris og til at udbyde yderligere reguleringsydelser. Driftsresultaterne for disse to værker, som på hver sin måde er repræsentative for populationen af gasmotorbaserede KV-anlæg, viser store forskelle. Kipprisen er for den valgte analyseperiode lidt over 400 kr./mwh for værk 1 uden ekstra røgkøling, mens den overvejende er mellem 100 og 200 kr. for værk 2, se figur 2. At kipprisen her svinger så meget for værket med den laveste kippris (værk2), skyldes, at dette værk har variabel gaspris modsat værk 1, der har fastpris på gas. Figur 2. Kippris for to danske gasfyrede decentrale kraftvarmeværker beregnet for perioden 2010 til medio 2016 (fra /2/). Figur 3. Potentielle (beregnede) netto-indtægter for værk 2 på spot- og regulerkraftmarkedet i perioden 2010 til Se kommentarer i artikelteksten. Fra /2/. KRAFTVARME NYT OKTOBER 37

5 Den lave kippris for værk 2, hvor der er etableret absorptionskøling til slutafkøling af røggasen fra kraftvarmeenhederne, fører til mange årlige driftstimer med nettoindtægt fra både det generelle elsalg og de tilbudte reguleringsydelser. I figur 3 er udregnet, hvor stor indtægt drift på de to markeder vil give, hvis alle potentielle driftsperioder (perioder med elpotpris over kippris) udnyttes. Det ses, at de mulige nettoindtægter kan være ganske væsentlige. Pågældende værk har en samlet årlig varmeproduktion på ca MWh. En netto indtægt på 8 mill. kr. vil derfor svare til reduktion af varmeproduktionsprisen på 100 kr./mwh. Fuld udnyttelse af alle driftstimer kræver, at varmen kan udnyttes; dette vil i praksis ikke være tilfældet. I /2/ anslås det, at udnyttelse af omkring halvdelen vil være realistisk. Konklusion Det er stadig muligt at tjene penge ved aktiv drift af mange af de gasfyrede decentrale kraftvarmeanlæg. Dette er vist igennem både analyseresultater og praktisk eksempel i denne artikel. Anlæggene bør køre, lige så snart der opnås en bedre elpris på markedet end den aktuelle kippris for enhederne. Ellers påfører man faktisk sine kunder en højere varmepris end nødvendigt og dermed et tab. Når to bliver til én - Industrivarme og Verdo går sammen og bliver til Verdo Energy KV-enhederne bør i videst muligt omfang også være indmeldt på markederne for systemydelser, regulering mv. En nøgle til at opnå mange driftstimer er høj brændselsudnyttelse. Dette kan betyde installation af ekstra lavtemperaturvekslere til køling af røggassen, gerne kondenserende, hvormed varmeudbyttet kan øges betragteligt. Røgkøling med brug af kølemaskine/ varmepumpe har vundet indpas på et tocifret antal motorbaserede værker og nu senest også på et større decentralt gasturbinebaseret anlæg. På sidstnævnte opnås mere end 30 % ekstra varme på samme brændselsmængde. Dette, at varmeudnyttelse nu er så væsentlig, er en ny situation i forhold til drift- og afregningsformen da mange af anlæggene blev installeret i starten af 90 erne. Referencer /1/ Analyse ved GE Jenbacher, præsenteret ved temamøde i 2016 hos Dansk Fjernvarme samt af GE Jenbacher på stand ved Dansk Fjernvarmes Landsmøde 2016 /2/ Alexander B. Petersen: Naturgasfyret kraftvarmes fremtidige rolle i Danmarks energisystem, September, Eksamensarbejde ved Syddansk Universitet. Graddøgn i Danmark Et døgns skyggegraddøgn beregnes som 17ºC. fratrukket døgnmiddeltemperaturen. I tabellen er opgjort skygge grad døgn for 6 landsdele. Data frem til 2003 er baseret på 6 DMI målestationer. Data efter 2004 er baseret på modellerede data fra NCAR projektet NCEP Reanalysis data, stillet til rådighed af NOAA-CIRES Climate Diagnostics Center. Hele landet er et gennemsnit af værdierne for de 6 lands dele samt Bornholm. EMD- normalår bygger på DMI-målinger for perioden Kilde: NCEP Reanalysis data, EMD (Energi- og Miljø data) Niels Jernesvej 10, 9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax verdo.com/energy Nordjylland Vestjylland Øst-Midtjylland Sønderjylland Fyn Sjælland HELE LANDET August 67,9 70,0 64,2 51,2 61,3 53,5 43,0 32,8 52,9 30,9 43,6 25,6 52,7 36,1 September 155,6 129,0 141,5 116,1 146,7 118,6 116,2 97,7 134,8 104,8 130,7 105,0 133,4 110,0 38 KRAFTVARME NYT OKTOBER