Varmepumper Kurset sigter mod at øge deltagernes forståelse for de muligheder og udfordringer, der knytter sig til anvendelse af varmepumper i fjernvarmeproduktionen. kort kursistpræsentation og spørgsmål
Visioner og virkemidler Vi er allerede en del af en vision, som skal videreføre dansk innovation indenfor udviklingen af et bæredygtigt energisystem, en vision, hvor fjernvarmen kan få central betydning - eller miste sin betydning. Det afhænger af de mål vi sætter os, de beslutninger vi træffer. Enhver vision kræver handlekraft og mod. Men ikke halvblind impulsiv handlekraft, men velovervejede og modne vurderinger og beslutninger. Mit håb er, at vi i dag kan styrke hinandens vurderingsevne og beslutningsdygtighed i forhold til elanvendelse i fjernvarmeproduktion, og især i forhold til muligheden for anvendelse af varmepumper i forbindelse med eksisterende kraftvarmeproduktion.
Et bæredygtigt energisystem en dansk model der regnes med Wind etc. Fluctuating power Exchange Electricity Electricity Fuels Combustion Cooling Solar etc. Heat Fluctuating heat Heating Resources Conversion Exchange Demand
1G Bæredygtigt Energisystem Wind etc. Fluctuating power Electricity Exchange Electricity Fuels Combustion Cooling Solar etc. Heat Fluctuating heat Heating Resources Conversion Exchange Demand
2G Bæredygtigt Energisystem
3G Bæredygtigt Energisystem Storage Wind etc. Fluctuating power Fuel cell Electrolyser Exchange Mobility Electricity Electricity Fuels Combustion Mechanical El. boiler Heat pump Refrigerator Cooling Storage Storage Cooling Heat Heating Solar etc. Fluctuating heat Resources Conversion Relocation and hybrid conversion Exchange and system storage Demand
8 minutter med Al Gore
Program 09.00 Velkomst v/morten Blarke, Aalborg Universitet 09.30 Introduktion til varmepumpeteknologien v/ Claus Poulsen, Teknologisk Institut 10.30 Industrielle varmepumpeunits med naturligt kølemiddel ammoniak v/ Kenneth Sørensen, Sabroe 11.15 Økonomiske perspektiver for elanvendelse v/morten Blarke, Aalborg Universitet 12.00 Frokost 13.00 Workshop v/ Torben Hansen og Kim Christensen, Advansor 15.45 Evaluering 16.00 Afslutning
Økonomiske perspektiver for elanvendelse i fjernvarmeproduktionen
L1417 (Vedtægt baseret på L81) Elanvendelse til fjernvarmeproduktion, også egenproduceret el, beskattes som udgangspunkt med 57,6 øre/kwh plus 9 øre/kwh (CO2-afgift), ialt 66,5 øre per kwh. Med L1417 er afgiften lempet til 45 kr/gj fjernvarme, uden samtidig kraftvarmeproduktion. Dette svarer til 16,2 øre per kwh for elpatroner og 61,5 øre per kwh for varmepumpe (med en COP på 3,8). Jo mere effektiv elanvendelse jo højere afgift!
Løsning A-1: Mekanisk dreven, samtidig drift Flue gas condensing Evaporator Transcritical heat pump Gas cooler Engine room and intercooling District heating Heat Storage Mechanical / Hydraulic Exchange
Løsning A-2: El-dreven, samtidig drift Flue gas condensing Evaporator Transcritical heat pump Gas cooler Engine room and intercooling District heating Heat Storage Electric Power
Afgiftsregler forhindrer el-dreven udveksling Derfor foreslår vi at : 1. Folketinget ved lov giver adgang til godtgørelse af afgift af op til 10 % af egenproduceret elektricitet anvendt i varmepumper til fremstilling af fjernvarme. Dette vil gøre det attraktivt at etablere en elektrisk-dreven varmepumpe med henblik på mere effektiv kraftvarmeproduktion, opnået ved røggaskondensering og samtidig drift af varmepumpe og kraftvarmeenhed. På sigt nødvendigt - men den umiddelbare løsning afhænger IKKE af afgiftsændring
Løsning B: El-dreven, koldt varmelager, forskudt drift Compressor Expansion
For både Løsning A og B gælder: Et løfte om mere effektiv brændselsudnyttelse i forbindelse med kraftvarmeproduktion. Ved røggaskondensering øges værkets totalvirkningsgrad signifikant, i et konkret skitseprojekt fra 91,8 % til 96,8 %, altså 5 % -point For Løsning B gælder desuden : En mulighed for systemindregulering af vindkraft og kraftvarme. Med et koldt varmelager til lagring af kondenseret røggasvarme, og dertil evt. et alternativt lav-temperatur varmeoptag, gives mulighed for effektiv elanvendelse i fjernvarmeproduktionen ved drift af varmepumpe uden samtidig drift af kraftvarmeenhed.
Men hvordan ser økonomien så ud? En god beslutning starter med en god risikovurdering! Brændselspriser, elmarkedet, herunder balancemarkedet, produktionstilskud, afgiftsregler Introduktion af nye brændsler (el) reducerer følsomhed overfor svingninger i markedet.
Naturgasprisen historisk - løbende priser Oktober 2004 - September 2006, Kilde: DONGs listepris 3,00 2,75 2,50 2,25 2,00 1,75 DKK/m3 1,50 1,25 1,00 0,75 0,50 0,25 0,00 okt- 04 nov- 04 dec- 04 jan- 05 feb- 05 mar- 05 apr- 05 maj- 05 jun- 05 jul- 05 aug- 05 sep- 05 okt- 05 nov- 05 dec- 05 jan- 06 feb- 06 mar- 06 apr- 06 maj- 06 jun- 06 jul- 06 aug- 06 sep- 06
2025 2026 2027 2028 2029 2030 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Naturgasprisen i fremtiden - realpriser An værk, 2006 = Index 100, Kilde: Energistyrelsen, juni 2006 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2006 = Index 100
3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 2,84 Naturgasprisen an værk i fremtiden? Energistyrelsens fremskrivning med udgangspkt. i DONGs aktuelle listepris incl. distributionsafgift, realpriser 2,69 2,38 2,08 1,86 1,86 1,86 1,82 1,82 1,83 1,83 1,84 1,84 1,86 1,86 1,87 1,88 1,90 1,91 1,93 1,94 1,95 1,97 1,98 1,99 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2006 DKK/m3
2025 2026 2027 2028 2029 2030 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Elprisen i fremtiden - realpriser NordPool Spot, 2006 = Index 100, Kilde: Energistyrelsen, juni 2006 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2010 2009 2008 2007 2006 2006 = Index 100
Risikovurdering Udsigt til evt. faldende gaspriser kan udhule en gevinst ved skift til andre brændsler. Udsigt til evt. periodisk faldende elpriser kan give en relativ gevinst ved periodisk køb af elektricitet på spotmarkedet, frem for salg af elektricitet. Udsigt til evt. bortfald af produktionstilskud kan gøre samtidig drift af kraftvarmeenhed og varmepumpe mere fordelagtig.
Foreløbige driftstekniske og økonomiske resultater Baseret på skitseprojekt for Anonymiseret Fjernvarme amba. Under 5 MWe, treledstarif (gammel ordning), udenfor CO2 kvote ordningen. Gasmotoranlæg: Naturgas, 4 stk. Caterpillar x 870 kwe. Elvirkningsgrad (årsnytte) 33,24 % (nominelt 35,15 %, egetforbrug andrager 5,8 % af elproduktion), Varmevirkningsgrad (årsnytte) 58,57 %. Kedelanlæg: Rapsolie, Varmeeffekt 15,1 MW, Virkningsgrad (årsnytte) 93,0 % Varmelager: 500 m3 (nominelt 870 m3), 20,9 MWh (90-50 ) Løsning A: 4,3 mill. kr. for transkritisk CO2 varmepumpe med COP på 3,7 Løsning B: 5 mill. kr. incl. koldt varmelager på 500 m3 (20,9 MWh (60-20 )
Omkostningselementer Evt. fælles ny LT veksler 14% Evt. udskiftning af skorstenskerne 10% Mekanisk kapacitetsregulering / generator 2% Koldt varmelager 14% Varmepumpe 60%
Varmeproduktionsomkostning for gasmotoranlæg - naturgas- og elpriser, samt produktionstilskud konstant i faste priser COMPEED Levelized Financial Production Costs Per kwh Heat (DKK/kWh) 0,700 0,618 0,600 0,500 0,431 I højlast er varmepris på kedel under varmepris på motor, men i praksis drives gasmotoranlægget som førsteprioritet i spidsog højlast 0,400 0,300 0,339 0,330 0,200 0,179 0,100 0,000 Boilers CHP Reference CHP Peak CHP High CHP Low
Varmeproduktionsomkostning for varmepumpe - som funktion af spotpris COMPEED Levelized Financial Production Costs Per kwh Heat (DKK/kWh) 0.500 0.462 0.445 0.450 0.428 0.411 0.394 0.400 0.377 0.360 0.343 0.350 0.326 0.3090.291 0.300 0.250 0.200 0.150 0.100 0.274 0.2570.240 0.223 0.206 Ved en spotpris på 0,00 kr per kwh er varmepumpen stadig ikke konkurrencedygtig med gasmotoranlæg. Til gengæld er varmepumpepumpen konkurrencedygtig i højlast helt op til 0,65-0,70 kr per kwh, i lavlast helt op til 0,55-0,60 kr per kwh 0.050 0.000 HP: 0.75 HP: 0.70 HP: 0.65 HP: 0.60 HP: 0.55 HP: 0.50 HP: 0.45 HP: 0.40 HP: 0.35 HP: 0.30 HP: 0.25 HP: 0.20 HP: 0.15 HP: 0.10 HP: 0.5 HP: 0.0
Eksisterende drift i uge 39 8 Heat [MW] 6 4 2 0 Mon 25/09 Tue 26/09 Wed 27/09 Thu 28/09 Fri 29/09 Sat 30/09 Sun 01/10 GE 1 GE 2 GE 3 GE 4 Boilers Heat consumption Mon 02/10 Thermal store [MWh] 20 15 10 5 0 Mon 25/09 Tue 26/09 Wed 27/09 Thu 28/09 Fri 29/09 Sat 30/09 Sun 01/10 Mon 02/10 Storage capacity Storage content
Løsning A i uge 39: Samtidig drift, uden koldt varmelager 8 Heat [MW] 6 4 2 0 Mon 25/09 Tue 26/09 Wed 27/09 Thu 28/09 Fri 29/09 Sat 30/09 Sun 01/10 GE 1 GE 2 GE 3 GE 4 HP Direct Boilers Heat consumption Mon 02/10 Thermal store [MWh] 20 15 10 5 0 Mon 25/09 Tue 26/09 Wed 27/09 Thu 28/09 Fri 29/09 Sat 30/09 Sun 01/10 Mon 02/10 Storage capacity Storage content
Løsning B i uge 39: Forskudt drift, med koldt varmelager 8 7 Bemærk: HP drift er optimeret efter faktisk kedelomkostning. Heat [MW] 6 5 4 3 2 1 0 Mon 25-09 Tue 26-09 Wed 27-09 Thu 28-09 Fri 29-09 Sat 30-09 Sun 01-10 Mon 02-10 GE 1 GE 2 GE 3 GE 4 HP Low HP High Boilers Heat consumption 20 18 Bemærk: Her vises koldt varmelager Cold Storage storage [MWh] 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Mon 25-09 Tue 26-09 Wed 27-09 Thu 28-09 Fri 29-09 Sat 30-09 Sun 01-10 Mon 02-10 Storage capacity Storage content
Teknisk resultat for case Reference Løsning A Løsning B Note CHP virkningsgrad % 91,8% 96,8% 97,4% a Elsalg MWh 10.167 9.269 10.167 Elkøb MWh 602 Kedelandel af v-prod. % 53,5% 50,4% 47,8% Gasforbrug 1000 Nm3 2.780 2.674 2.780 b Note a: Løsning B: Kræver systemanalyse, antages opsparet. Note b: E, V for pris? Tilskrives gasmotoren røggasudnyttelsen?
Driftsbesparelse størst for Løsning A pga. afgift Økonomisk hovedresultat for case (grundberegning) COMPEED Levelized Financial Production Costs Per kwh Heat (DKK/kWh) Note: 10% p.a. diskontering realt 0.400 Driftsbesparelse: 333,575 DKK/år Driftsbesparelse: 104,300 DKK/år 0.350 0.334 0.338 0.348 0.300 0.250 0.200 0.150 0.100 0.050 0.000 CHP Reference CHP-HP A CHP-HP B (Cold Storage)
Konklusion Løsning A og B giver mere effektiv kraftvarmeproduktion, en årlig driftsbesparelse, men en højere balanceret varmepris i det konkrete tilfælde. Løsning A giver den største driftsbesparelse, da Løsning B s elforbrug er belagt med elafgift. Løsning B giver mulighed for indregulering af vindkraft og et mere fleksibelt energisystem. Løsning B er samfundsøkonomisk (herunder ressourcemæssigt og miljømæssigt), selskabsøkonomisk, og erhvervsudviklingsmæssigt særlig interessant, og potentielt væsentlig mere hensigtsmæssig end Løsning A. En afgiftsændring (10%-forslaget) vil give mindst Løsning A s økonomi i Løsning B s skikkelse. Og har man sagt B må man også sige C: for med Løsning B og 10%- ændringen skaber vi fremtidens kraftvarme med statsgaranti
Afgiftsændring vil understøtte den ultimative løsning Løsning C: El-dreven, uafhængig drift, koldt varmelager, jordvarme Compressor Expansion