Udredning vedrørende: Indpasning af solvarme i kraftvarme

Udredning vedrørende: Indpasning af solvarme i kraftvarme Bilagsrapport Marts 2006 1

Indholdsfortegnelse Forord Solvarmens tekniske muligheder v/ Per Kristensen, Brædstrup Totalenergi og Jan Runager, Arcon Solvarmens mulige ejer og driftsforhold v/ Peder Vejsig Pedersen, Cenergia Påvirkning af el-siden v/ Thomas Engberg Pedersen, COWI Solvarme i decentrale kraftvarmeområder v/per Alex Sørensen, PlanEnergi Lovgivningsmæssige barrierer og implikationer Forhold til Bygningsreglementet v/ Klaus Ellehauge, Ellehauge & Kildemoes Forhold til afgiftsstruktur og ændringer heri v/ Ole K. Jensen, Dansk Fjernvarme 2

Forord I forbindelse med godkendelsen af indsatsområderne for udbudet af PSO F&U indenfor indpasning af miljøvenlig el-produktion i henhold til Elforsyningslovens 29 fremkom Transport- og Energiministeren med følgende ønske i brev af 4. juli 2005: Energinet.dk vil i samarbejde med relevante interessenter gennemføre et generelt udredningsarbejde, der skal belyse, hvorledes solvarme kan indpasses i kraftvarme. Udredningen skal afdække tekniske muligheder, økonomiske konsekvenser og virkninger på kraftvarmeværkernes produktionsforhold. Udredningen forventes færdig i foråret 2006. Til løsning af opgaven nedsatte Energinet.dk en arbejdsgruppe bestående af: Per Alex Sørensen, PlanEnergi Kurt Risager og Ole K. Jensen, Dansk Fjernvarme Jan Runager Arcon Per Kristensen, BTA Brædstrup Fjernvarme Thomas Engberg Pedersen, COWI Klaus Ellehauge, Ellehauge & Kildemoes Peder Vejsig Pedersen og Zahid Saleem, Cenergia Leo Holm, Marstal Fjernvarme Lise Nielson, Energinet.dk Jens Pedersen, Energinet.dk Viktor Jensen, Dansk Fjernvarmes Projektselskab Til arbejdet blev yderligere knyttet en følgegruppe af personer og firmaer med interesse i området. I følgegruppen har deltaget følgende personer: Torben Esbensen og Signe Antvorskov, Esbensen Rådg. Ing. Johannes Schmidt, Sydvest Energi Simon Furbo, Byg DTU Anders Andersen og Lotte Holmberg, EMD Hans Grydehøj, GJ Teknik Ianina Mofid, DGC Johannes Thuesen, Rambøll Arbejdsgruppens arbejde er nu færdigt og afdækker - de tekniske muligheder, - de økonomiske konsekvenser for kraftvarmeværket og varmeproducenten, - de juridiske implikationer i henhold til el og varme lovgivningen samt andre relevante regler, - de mulige påvirkninger af kraftvarmeværkets produktionsforhold, herunder påvirkning af elproduktionen. Nærværende bilagsrapport er et supplement til hovedrapporten med resumé og konklusioner. 3

Solvarmens tekniske muligheder Solvarme i forbindelse med decentral kraftvarme er en teknisk kombination der ikke er set før. Afhængig af et solvarmeanlægs størrelse og dertil hørende ydelse er der flere forskellige muligheder for tilslutning og drift af det kombinerede anlæg. De foreløbige beregninger i Brædstrup-projektet viser flere optimeringsmuligheder. Den umiddelbart bedste rentabilitet opnås ved at anvende den eksisterende akkumuleringstank på 2000 m 3 som lager for såvel motoranlæggene som for solvarmeanlægget. I den eksisterende tank kan varmen gemmes i ét eller ganske få døgn. Solvarmeanlægget i det nævnte tilfælde ca. 8000 m 2 afsætter den termiske energi direkte til lagertanken. Det fungerer helt parallelt med motoranlæggene. Dette relativt simple og prisbillige valg af lager stiller nye og større krav til de enkelte solfangermoduler, da driftstemperaturen skal matche motoranlæggenes driftstemperaturer nemlig ca. 90 0 C. Dette er et uvant temperaturniveau for eksisterende solfangere og solfangernes isoleringsevne bør derfor videreudvikles i forhold til den eksisterende teknologi, da der formentlig er basis for et bedre pris/ydelsesforhold. Det er ikke sådan, at solfangerne ikke kan virke ved temperaturer omkring de 90 grader, men de er pt. optimeret til et lavere niveau på 75-80 grader. Som det ses af databladet er effektiviteten 45 % ved en differenstemperatur på 100 grader. Datablad for HT-SA solfangeren Figur 1 Snit i solfanger. Udvendige dimensioner 2,27 x 5,96 x 0,14 m Transparent areal 12,53 m 2 Vægt 250 kg Væskeindhold 8,5 liter 4

Dæklag Antal 2 Materiale Antirefleksionsbehandlet glas + teflonfolie Tykkelse 3,3 + 0,025 mm Absorber Type Materiale Belægning Kanalsystem Kanaltværsnitsareal Pladetykkelse Tilslutning Isolering Bagside Side Anbefalet max. tryk Prøvningstryk Selektiv - ny Sunstrip Kobber/aluminium Niox α=0,95; ε=0,06 16 parallelle kanaler og to fordelerrør 60 mm2 0,5 mm 2 x φ 28 mm 75 mm mineraluld 30 mm mineraluld 4 bar 13 bar Prøvningsresultater Prøvningsbetingelser Væske 40 % glykol Væskestrøm 25 l/min Bestråling > 800 W/m 2 Effektivitet (12,53m 2 ) ( ) 2 Tm T Tm T a η= η0 a1* a2* G G hvor T a Lufttemperatur [ C] T m Middelvæsketemperatur [ C] G Bestrålingsstyrke [W/m 2 ] a Effektivitet baseret på transparentareal (12,53 m 2 ) og væskestrøm på 25 l/min.: η 0 = 0,81 a 1 = 2,86 [W/(m 2 K)] a 2 = 0,0014 [W/(m 2 K 2 )] 5

Effektivitet, [%] 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Temperaturdifferens, T m -T a, [K] Figur 2 Effektivitetskurve (G = 800 W/m 2 ) Solfangereffekt [W] Temperaturdifferens [K] Bestrålingsstyrke [W/m 2 ] T m T a 400 700 1000 10 3700 6744 9789 30 2969 6014 9058 50 2224 5269 8314 70 1465 4510 7555 Tabel 1 Solfangereffekt Indfaldsvinkelkorrektion K θ = 1 tan a ( θ / 2) hvor θ Indfaldsvinklen [ ] a a = 4,4 Koefficient Det er denne effektivitet, der ønskes op på et højere niveau. 6

Et alternativ til anvendelse af en eksisterende akkumuleringstank er at etablere en eller flere nye akkumuleringsmuligheder. Det kan være en ny konventionel tank med en veldefineret lagdeling og det kan være et sæson-lagersystem evt. i kombination med en varmepumpe. Som navnet antyder, vil varmen i et sæson-lager kunne gemmes i en længere periode, hvilket skyldes lagerets meget betydelige rumindhold kombineret med gode isoleringsforhold. Vælges denne løsning vil ydelsen fra solfangerne stige væsentligt da temperaturniveauet bliver lavere. Uanset om der vælges den ene eller den anden akkumuleringsløsning vil varmeproduktionen fra solvarmesystemet få første prioritet på et kraftvarmeværk. Herved vil varmen substituere varmeproduktionen fra enten motoranlæg eller kedelanlæg eller fra begge typer anlæg. Hvis solvarmen substituerer varmeproduktion fra motoranlæg vil der udover en reduceret varmeproduktion fra kraftvarmedelen ske en reduktion i mængden af den producerede elektricitet. Dette er et faktum, da varme- og elproduktionen hænger uhjælpelig sammen på et decentralt kraftvarmeanlæg med motordrift. I tilfælde af, at der er akut mangel på elektricitet i det samlede elsystem, vil et solvarmeanlæg tilsluttet et decentralt kraftvarmeanlæg kunne bortkøle varmen fra akkumuleringstanken om natten og derved give plads til fornyet varmeproduktion. Og da der er sammenfald mellem varme- og elproduktionen, som nævnt ovenstående, vil varmeafkølingen give anledning til, at der kan produceres elektricitet på tider, hvor dette ellers ikke ville være muligt på grund af mætning i varmeproduktionen. Vælges løsningen med et stort sæsonlager, er muligheden for el-produktion i perioder med meget høj el-pris særdeles gode. Et solvarmeanlæg tilsluttet et decentralt kraftvarmeanlæg kan med andre ord øge fleksibiliteten på værket. Påvirkning af kraftvarmeværkets drift Et kraftvarmeværk, der drives på markedsvilkår, skal døgnet før et givet driftsdøgn vurdere forskellige parametre for at sikre en teknisk/økonomisk optimal systemdrift i driftsdøgnet: 1. Varmebehovet for driftsdøgnet skal prognosticeres principielt time for time. Her skal tages hensyn til forventede udetemperaturer, vindhastigheder og solindstråling. 2. Energien i varmeakkumuleringstanken skal vurderes ved driftsdøgnets start. 3. De marginale elpriser skal være beregnet ud fra bl.a. variable driftsomkostninger på motoranlæg herunder brændselspriser og CO 2 -kvote-priser. 4. Elproduktionen skal afsættes time for time. Dette kan enten ske ved, at el-spotprisen prognosticeres og, at produktionen indmeldes i de timer, der er behov for motordrift og, hvor el-spotprisen vurderes at være på niveau med eller højere end den marginale elpris. Alternativt indmeldes et prisafhængigt bud i blokke af et antal timer. Viser spotprisen sig at være på niveau med buddene eller derover, godtages buddene. Driftspersonalet på kraftvarmeværket kender resultatet af de indmeldte bud tidligt på eftermiddagen døgnet før driftsdøgnet. 7

Tilsluttes et solvarmeanlæg som endnu en produktionsenhed, hvis produktion i udpræget grad er afhængig af en given solindstråling, skal driftsproceduren på det pågældende kraftvarmeværk revideres. Udover elementerne beskrevet i ovenstående fire punkter skal varmeproduktionen fra solvarmeanlægget prognosticeres time for time (i de lyse timer) for det driftsdøgn, der er under planlægning. Solvarmen skal prioriteres først og, når varmeproduktionen herfra er lagt ind i systemet, kan det vurderes, hvor meget varmeproduktion, der er tilbage til enten motor- eller kedeldrift. Først herefter kan produktion fra motoranlæg indmeldes som under pkt. 4. I forbindelse med installation af et konventionelt (temperaturer under 90 C) solvarmeanlæg i eksisterende kraftvarmesystem skal der nødvendigvis foretages visse ombygninger af rør-, pumpe- og styringssystemer for at sikre, at motor- og solvarmeanlæg i princippet kan drives parallelt. Det skal således sikres, at solvarmeanlæggets drift ikke virker ødelæggende på den veldefinerede lagdeling i lagertanke, hvilket er betingelsen for optimal drift af motoranlæg. 8

Solvarmens mulige ejer og driftsforhold Omfang og typer af solfangeranlæg I det følgende tages udgangspunkt i kraftvarme forsynede fjernvarmeområder, og der ses både på nye byudviklingsområder med nybyggeri samt eksisterende byområder. Samtidigt vurderes muligheden for at anvende 3 forskellige typer solfangeranlæg : 1. Solfangere placeret på den individuelle bygning, som forsyner denne direkte med solvarme 2. Solfangere placeret i store centralt placerede solfangerfelter, f.eks. på stativer på jorden i forbindelse med rekreative arealer 3. Solfangere placeret på bygninger uden at forsyne bygningen direkte med solvarme. Her kan være 2 varianter : a) Solfangeranlægget kan enten være direkte koblet til et fjernvarmeanlæg og forsyne dette med solvarme, eller b) Solfangeranlægget kan indgå i et større solvarmesystem, som forsyner flere bygninger med solvarme, f.eks. ved hjælp af en central varmt brugsvand forsyning. Når der ses på, hvordan solvarme bedst kan anvendes i kraftvarmeområder, så er det hensigtsmæssigt at dele op i solvarmeanlæg, der kan reguleres i forhold til at opnå en optimal drift af kraftvarmesystemet og så uregulerede solvarmeanlæg, f.eks. på individuelle boliger, som ikke umiddelbart er nogen fordel for kraftvarme systemet De sidstnævnte solvarmeanlæg kan dog alligevel i visse tilfælde være et plus i kraftvarmesystemet, hvis de ved hjælp af en intelligent styring kan være med til at nedsætte varmefordelingstabet i kraftvarmesystmet om sommeren. Med hensyn til ejerforhold så indgår individuelle solfangere på den enkelte bygning normalt i bygningens værdi og ejes af bygningsejeren, ligesom større centrale solfangerfelter normalt ejes af det fjernvarmeselskab, som det varmeforsyner. Den tredje solfangerløsning, hvor solfangere på bygninger ikke betjener disse direkte med solvarme, er der flere mulige ejerskabsmuligheder for. Solfangeranlægget kan her ejes af bygningsejeren, men det kan f.eks. også ejes af fjernvarmeselskabet. Alternativt kan det være ejet af en tredjepart, f.eks. et solvarmeselskab eller et solvarmelaug, der levere solvarme til fjernvarmenettet til en aftalt pris og samtidig betaler et vist bidrag for at få lov til at have solfangere på et tag. Ved f.eks. kommunale eller statsligt ejede bygninger kan man godt forestille sig, at man stiller taget til rådighed for at sikre energiforsyningen. Den her nævnte solfangerløsning kan blive en stor opgave at løse for arkitekter i fremtiden, så bygningerne placeres på en hensigtsmæssig måde af hensyn til, at solfangerplaceringsmuligheden er bedst mulig. Eksempler på dette er vist i figur 1 og 2, som viser Skotteparken byggeriet i Ballerup, hvor 600 m² solfangere blev indpasset på tagorienteringer, som lå mellem sydøst og sydvest, for at opnå den størst mulige solvarmeproduktion, samtidigt med at systemet muliggør en pulsdrift af fjernvarmenettet, så der blev opnået en betydelig besparelse på distributionsvarmetabet, og desuden Tubberupvænge bebyggelsen i Herlev, hvor lokale solfangere blev anvendt til at være selvforsynende 9

om sommeren, mens et centralt solfangerfelt i kombination med et varmelager var designet til at give en stor solvarmedækning i varmesæsonen. I de følgende afsnit gennemgås solvarmeanlægs ejer og driftsforhold både for nye byudviklingsområder og for eksisterende byområder. I nye byudviklingsområder er der i princippet den største fleksibilitet for at indpasse solvarme på en optimal måde, men en del af løsningerne her kan alligevel sagtens overføres også til eksisterende byområder. Solvarme i nye byudviklingsområder Her er det oplagt at tage udgangspunkt i EU s energiydelsesdirektiv for byggeri, som danner baggrund for helt nye energiregler i bygningsreglementet i Danmark, samtidigt med at det fremhæves, at man dels skal fremme brugen af vedvarende energi og dels skal fremme brug af fjernvarme og kraftvarme. De nye energiregler betyder, at der pr. 1. april 2006 skal spares 25 30% af energiforbruget i nyt byggeri, samtidigt med at der indføres to nye lavenergiklasser 2 og 1, som er pejlemærker for de kommende stramninger i bygningsreglementet, som skal ske om henholdsvis 5 år og 10 år, som der også lægges op til fra EU Kommissionen. Med lavenergiklasse 2 skal energirammen yderligere reduceres med 25%, og med lavenergiklasse 1 skal energirammen reduceres med 50%. Samtidigt er det sådan, at energirammeniveauet både omfatter varme, varmt vand og driftsel, og en af de måder energirammen kan opfyldes på, er ved hjælp af solenergi, herunder solvarme. I figur 3 og 4 er illustreret ændringerne i energiforbruget i byggeriet baseret på de nye energiregler, hvor den gamle energistandard sammenlignes med de nye energikrav og de 2 nye lavenergiklasser 2 og 1 samt såkaldt passiv hus byggeri. I den forbindelse er også vist, hvordan man f.eks. kan opfylde lavenergiklasse 2 eller 1 ved brug af lokale solvarmeanlæg. Som det ses i figur 4 vil man med lavenergiklasse 1 byggeri være i en situation, hvor energiforbruget er nede på 35% af det, der gælder frem til 1. april 2006. Hermed kan det blive meget vanskeligt at opnå en god økonomi for fjernvarmeforsyning, samtidigt med at distributionstabene i forbindelse med fjernvarmen kan blive betydelige, hvis man sammenligner med det fremtidige reducerede lokale varmeforbrug i nybyggeriet. Det er dog vigtigt at være opmærksom på, at solvarmeløsninger her kan være en hjælp til at begrænse de årlige varmetab i et fjernvarmesystem. Her er det dog vigtigt at tage udgangspunkt i f.eks. de lokale varmtvands- og rumvarmeløsninger, der anvendes i et nyt lavenergibaseret boligområde. Anvendes der f.eks. lokale varmtvandsbeholdere, så kan disse udstyres med en ekstra varmespiral og elpatron i toppen til en meget begrænset merudgift. Herved kan lokale solvarmeløsninger bruges til at gøre boligerne selvforsynende med varmt vand i det meste af sommerhalvåret, så fjernvarmenettet kan afbrydes i en del af eller i hele perioden. Udstyres boligerne f.eks. samtidigt med en lavtemperatur opvarmningsløsning som gulvvarme, kan boligerne fjernvarmeforsynes med meget lave temperaturer som f.eks. 45 C i kombination med, at det varme vand kan opvarmes det sidste stykke med en elpatron i varmtvandsbeholderen. Resultatet af en sådan driftsstrategi kan meget vel være en halvering af fjernvarmens distributionstab. Samtidigt betyder en sådan driftsstrategi, at solvarmeydelsen bliver væsentligt bedre både ved lokale og centrale solvarmeløsninger. 10

Et eksempel på praktisk brug af ovennævnte filosofi er fra Rønnebækhave II i Næstved, som er det første passiv hus byggeri, der er opført i Danmark. Her anvendes godt nok en fælles varmepumpeløsning til flere boliger, men behovet for at begrænse varmedistributionstabene er det samme. I dette tilfælde har man en fælles solfanger, som forsyner individuelle varmtvandsbeholdere med solvarme og på grund af en decentral elpatron i varmtvandsbeholderen kan man nøjes med at tilføre boligernes gulvvarme system helt ned til 35 C. Se figur (5). Analyser vedrørende brug af individuelle solvarmeanlæg til at opnå lavenergiklasse 1 og 2. En måde at nå et 25 % lavere energiforbrug til varme og varmt brugsvand i forhold til BR 2006 kan være at anvende lokale solvarmeanlæg til varmt brugsvand. Satses der på at anvende 150 liter varmtvands beholdere med ekstra spiral så de er forberedt til solvarme (merpris ca. 100 kr.) samt med elpatron i top (merpris ca. 150,- kr.), så er merudgiften til et fuldt installeret solfangeranlæg ret begrænset. Der regnes her med et varmtvandsforbrug på 12 kwh pr. m² bolig om året samt et varmetab fra varmtvandsinstallationer på 10 kwh/m² pr. år, som primært omfatter 150 liter varmtvandsbeholdere. Ved samlede større indkøb er det vurderingen, at udgiften for 3 kvm solfanger til en 155 kvm bolig ligger på 7.000 kr. (Batec Solvarme kan tilbyde solvarmeanlæg til 7.800 kr. for 3 kvm solfanger til hver af 8 rækkehusboliger, og for 2 kvm solfanger til en 100 kvm bolig kan påregnes en udgift på 5.000 kr.) Påregnes 500 kwh af varmetab i brugerinstallationer dækket af solvarmen i sommerhalvåret, og er der en årlig solvarmedækning på 60 % så spares der 1.700 kwh og 1.220 kwh for henholdsvis en 155 kvm og en 100 kvm bolig, som med en fremtidig varmepris om nogle år på 400 kr./mwh svarer til en besparelse på henholdsvis 680 kr. og 488 kr. Hvis der yderligere er mulighed for sommerstop af fjernvarmen i 3 sommermåneder ved brug af 10 % el til det varme brugsvand så kan der for energiforsyningen spares ca. 430 kwh i distributionstab pr bolig, og ved nedsættelse af driftstemperaturer fra 60/30 C til 55/25 C yderligere 200 kwh. Dette øger den årlige besparelse fra solvarmen med 252 kr. Herved kan der opnås en simpel tilbagebetalingstid på ca. 7 år for solvarmeinvesteringen. Samtidigt opnås en mere CO 2 optimal drift af fjernvarmenettet med en begrænsning af distributionstab i forhold til fremtidige boligområder med lavenergivarmeforbrug. I det her nævnte eksempel er der fokuseret på brug af individuelle solvarmeanlæg, der anvendes som basis for sommerstop af fjernvarme. Denne teknologi kræver imidlertid, at alle boliger i et større område får installeret solvarme til varmt vand. Dette kan godt kræves i forbindelse med grundsalg, men er selvfølgelig også en barriere. Samtidigt kan det måske også være et problem at stoppe fjernvarmeforsyningen om sommeren, især fordi folks brugervaner er så forskellige, og fordi nogle fjernvarmekunder måske vil insistere på at få den varmemængde, de ønsker, inkl. f.eks. brug af gulvvarme, om sommeren som et komfortelement. Ved alternativt at benytte pulsdrift af fjernvarmen kan sådanne forhold imødekommes, samtidigt med at distributionstabet i fjernvarmesystemet begrænses. I den forbindelse er helt nye fjernvarmedistributionsideer som enstrenget fjernvarme med pulsdrift interessante, fordi der her 11

forudsættes brug af individuelle bufferlagre hos forbrugerne, f.eks. i forbindelse med parcelhuse en 300 liter bufferlagertank. Her er en kombination med solvarme oplagt, da merprisen ved at bruge solvarme kun er selve udgiften til solfangerinstallationen, se også bilag /2/ herom. Anvendelse af centrale solfangerfelter til fremtidens lavenergibyggeri Et alternativ til individuelle solvarmeløsninger kan være brug af centralt placerede solfangerfelter, der i princippet også kan dimensioneres til at dække 100 % af varmtvandsforsyningen om sommeren. Her er fordelen, at investeringen f.eks. kan foretages af energiselskabet, som herved også vil have meget styr på, hvordan det fungerer. Dette belyses i det følgende ved et praktisk eksempel. Der er af Cenergia i samarbejde med Force Technology og Damgaard Rådgivende Ingeniører gennemført en analyse vedrørende fjernvarmebaserede energiforsyningsmuligheder for Ullerødbyen i Hillerød, hvor der også er set på brug af solvarme i relation til de fremtidige lavenergiklasser /1/. Det fortsatte arbejde med udvikling af optimerede energiforsyningsløsninger i Ullerødbyen i forhold til fremtidige lavenergistandarder vil fra 2006 2008 indgå i EUprojektet SECURE, hvor også Malmø, Dublin og Tallin er partnere. Planområdet er illustreret i figur 6. Detaljerede resultater kan findes i /1/. 12

Figur 6. Planområde for Ullerødbyen i Hillerød, hvor der skal bygges 1600 nye boliger. Der er i slutningen af 2005 af Cenergia og Force Technology lavet en udredning for den sydlige del af Ullerødbyen med 600 boliger samt centerfaciliteter (område 5, 6 og 7). Her skulle ca. 3.000 m² centrale solfangere kunne sikre fuld dækning med solvarme om sommeren. Spørgsmålet er om man kan placere dette solfangerfelt samlet på grund af de landskabelige forhold, eller om de skal deles op i mindre solfangerfelter, eventuelt også på bygninger i området. Her vil prisen dog nemt øges med 25 % i forhold til den centrale løsning. I figur 7 er vist, hvordan et større solfangerfelt på 3000 m², ifølge Arcon Solvarme, kan indpasses i forbindelse med et kommunalt ejet areal tæt på motortrafikvejen, der går vest om Hillerød. Ses der alene på solfangerfeltet, burde der kunne opnås en samlet pris på omkring 5 mio. kr. ifølge Arcon Solvarme. Hertil skal lægges udgiften til en transmissionsledning til fjernvarmen i område 6 og ved Ålholmområdet. 13

Figur 7. Forslag til 3000 m² centralt solfangerfelt til den sydlige del af Ullerødbyen i Hillerød. For at opnå en optimal solvarmedrift kunne det være hensigtsmæssigt at etablere en lagertank på 750 m³ til 1.3 mio. kr. til solvarmesystemet. Blandt andet af landskabelige grunde kan det dog være interessant at se på, om det kan være muligt at undvære lagertanken, som vil blive 12 m høj og 8 m i diameter. En interessant løsning kan være at udføre de af energiselskabet, El, Vand og Varme anbefalede decentrale varmtvandsbeholdere som solvarmeforberedte varmtvandsbeholdere med en ekstra varmespiral, der dækker den nederste tredjedel af varmtvandsbeholderen. Herved skulle det være muligt at opnå en lokal varmelagringseffekt af disse svarende til, hvad man ser for individuelle solvarmeanlæg. Det kan være meget interessant at se, hvad der i praksis kan opnås af solvarmeydelse ved den her foreslåede løsning, (f.eks. for de 1200 m² solfanger forbeholdt område 6), blandt andet fordi et godt resultat kunne være et godt argument for, at det skulle være tilladt også at lade centrale solfangerfelter kunne bidrage til at nye byudviklingsområder kan leve op til energirammen i forbindelse med de nye skærpede energikrav og for de nye lavenergiklasser 1 og 2. For det resterende centrale solfangerfelt tyder gennemførte beregninger på, at solvarmeproduktionen kan udnyttes direkte, hvis man medregner hele varmeforbruget på ca. 2 MW i forbindelse med den eksisterende Ullerød central inkl. det nye område 5 og det nye centerområde. Her vil en praktisk demonstration kunne vise, hvad der vil kunne opnås af solvarmeydelse for en sådan forholdsvis billig central solvarme installation, hvor man undgår investeringer i en fordyrende solvarmelagertank, og der kan sammenlignes med, hvordan driften vil være for det førnævnte nye område 6. 14

Ifølge oplysninger fra Arcon Solvarme kan der ved en gennemsnitlig driftstemperatur i solfangerfeltet på 62.5 C, svarende til sommerdriftforhold i Ullerødområdet, opnås en solfangerydelse på 500 kwh/m² på årsbasis svarende til en peakeffekt på 1.9 MW for et solfangerfelt på 3000 m². Større solfangerfelter placeret på byggeri uden at betjene dette direkte. Et alternativ til de førnævnte individuelle solfangeranlæg og centralt placerede større solfangeranlæg er solfangere, der er placeret på en bygning uden at forsyne bygningen direkte med solvarme. I f.eks. Østrig er det i mange tilfælde sådan, at man placerer større solfangerarealer på taget af et byggeri og så tilfører solvarmen direkte til fjernvarmesystemet. I dette tilfælde kan solfangeranlægget godt være ejet af bygningsejeren, men det kan også være denne, der blot stiller sit tag til rådighed og så lader f.eks. fjernvarmeselskabet stå for ejerskab og drift af solfangeranlægget. Alternativt kan man også tænke sig en tredjeparts finansiering af solfangeranlægget, f.eks. af et solvarmelaug, der sælger solvarme til fjernvarmesystemet på acceptable vilkår, lidt ligesom Københavns Solcellelaug sælger solstrøm til Københavns Energi (se www.solcellelauget.dk). De bygningsplacerede større solfangerfelter kan i nogle tilfælde være den eneste måde at muliggøre installation af større solfangerfelter i et byudviklingsområde. Så må man acceptere merprisen, som nok er minimum 25%. Fordelen kan så være, at det bedre kan være muligt at solfangeranlægget kan indgå i energirammen. Et større solfangerfelt på en bygning kan også indgå i en solvarmeforsyning af flere bygninger med solvarme, i dette tilfælde ejes solfangeranlægget normalt af bygningsejeren. Solvarme til eksisterende byområder Dette er klart det område med størst potentiale i forbindelse med solvarmeanlæg, for de eksisterende byområder udgør klart det største varmegrundlag i forhold til nybyggeriet, som kun udgør omkring 2% af dette om året. Her dækker dels individuelle solvarmeanlæg og større centrale solvarmeanlæg stort set de muligheder, der er at gøre godt med. Og på grund af muligheden for regulering og de lave installerede priser bedømmes de større centrale solvarmeanlæg, som f.eks. det velkendte solvarmeanlæg til Marstal på Ærø, at være det man skal satse på for kraftvarmeområder. Ejerskabet til større solfangeranlæg af denne type kan enten være baseret på det lokale fjernvarmeselskab, eller det kan være et solvarmeselskab, eller et solvarmelaug, der ejer solvarmeanlægget. For at opnå den højest mulige solvarmeydelse er det også her vigtigt at få optimeret brugerinstallationerne, så der opnås så meget lavtemperaturdrift som muligt. 15

Ref. : /1/ Analyse af fjernvarmebaserede energiforsyningsmuligheder for Ullerødbyen i Hillerød. Cenergia Energy Consultants, Force Technology, Damgaard Rådgivende Ingeniører /2/ Enstrenget, Pulserende Fjernvarme en ultimativ løsning Figur 1. Skotteparken bebyggelsen i Ballerup er etableret med 600 m² solfangere på taget til i alt 100 boliger. Løsningen fungerer ved hjælp af en intelligent styring i samspil med et lokalt kraftvarmeanlæg placeret på den nærliggende Ejebjergskole. Dette sker ved, at 6 lokale solvarme bufferbeholdere alene tilføres varme, når der via et CTS-anlæg kaldes på varme fra krafvarmesystemet. Fjernvarme tilføres herved ved hjælp af pulsdrift på den måde at alle bufferbeholdere efterfyldes med varme, hvorefter ledningsnettet fra skolen efterlades med koldt returvand i. Herved spares 65% af det normale fjernvarmetab på årsbasis. 16

Figur 2. Luftfoto Tubberupvænge. Kombination af lokale solvarmeanlæg og et centralt solfangerfelt med lager. 17

kwh/m² pr år 160 140 120 100 80 60 40 20 144 129 112 CO2 emission baseret rammeværdi for byggeri i kwh/m²,år - beregnet for nybyggede fjernvarmeforsynede boligområder med 110 m² rækkehuse i Danmark (delt af garager). Minimumskrav og eksempel på lavenergistandard 2 Fjernvarmetab ( værdi af besparelse bør kunne komme brugere til gode) 15 17 10 20 82 Fælles elforbrug til ventilation og pumper ( omsat til varme med en faktor på 2,5) Varmetab i bruger installationer Varmtvandsforbrug Opvarmningsforbrug 105 90 80 15 10 10 12 58 74,5 64,5 54,5 79,5 10 15 64,5 10 10 54,5 7 10 4 12 43,5 Cenergia Februar 2005 32,5 0 A) Boligprojekt efter BR 95 rammetal 129 kwh/m² pr år B) Boligprojekt efter BR 2005 rammetal 80 kwh/m² pr år C) Boligprojekt som B) baseret på D) Eksempel som C) men uden lavenergi klasse 2 rammetal 64,5 solvarme til varmt vand. Her må kwh/m² pr år excl. fjernvarmetab. opvarmningsforbrug reduceres til Her med solvarme til varmt vand 75% sammenlignet med C) for at og el supplement som basis for at opfylde rammetal på 64,5 kwh/m² kunne stoppe fjernvarmeforsyning pr år i 3 sommermåneder Figur 3. De gamle og nye energikrav og lavenergiklasse 2. 160 CO2 emission baseret rammeværdi for byggeri i kwh/m²,år - beregnet for nybyggede fjernvarmeforsynede boligområder med 110 m² rækkehuse i Danmark (delt af garager). Minimumskrav og eksempel på lavenergistandard 1 kwh/m² pr år 140 120 100 80 60 129 112 15 17 10 20 90 80 15 10 10 12 Fjernvarmetab ( værdi af besparelse bør kunne komme brugere til gode) Fælles elforbrug til ventilation og pumper ( omsat til varme med en faktor på 2,5) Varmetab i bruger installationer Varmtvandsforbrug Opvarmningsforbrug 40 20 0 82 A) Boligprojekt efter BR 95 rammetal 129 kwh/m² pr år 58 B) Boligprojekt efter BR 2005 rammetal 80 kwh/m² pr år 45 45 6 6 4 6 4 12 31 C) Boligprojekt svarende til lavenergi standard 1 med 50% af B) i rammetal. Her med solvarme til varmt vand. 21 D) Boligprojekt svarende til C) men uden solvarme til varmt vand. 36 6 15 15 E) Passiv hus byggeri Figur 4. De gamle og nye energikrav og lavenergiklasse 1. 18

Figur 5. Solvarmetegning, beholdere og solfanger, Rønnebækhave II. Man kan nøjes med en fremløbstemperatur til de individuelle varmtvandsbeholdere på helt ned til 35 C, fordi der er gulvvarme i boligerne, og en elpatron til varmt vand kan supplerer centralvarmen, når der ikke er solvarme nok. 19

Påvirkning af elsiden COWI A/S Parallelvej 2 2800 Kongens Lyngby Telefon 45 97 22 11 Telefax 45 97 22 12 www.cowi.dk Introduktion Dette notat om solvarmeanlægs påvirkning af elsiden udgør en del af arbejdet i arbejdsgruppen vedr. indpasning af solvarme i kraftvarmeområder. Arbejde er sat i gang som følge af et ønske fra Transport- og energiministeren om at Energinet.dk i samarbejde med relevante interessenter gennemfører et generelt udredningsarbejde, som belyser hvorledes solvarme kan indpasses i kraftvarmeområder. For en nærmere beskrivelse af arbejdet henvises til kommissoriet for arbejdsgruppen fra den 2. september 2005. Solvarme i KV - påvirkning af elsiden Ved etablering af solvarmeanlæg i kraftvarmeområder reduceres varmeproduktionen på kraftvarmeværkerne. Hermed reduceres også brændselsforbruget til fjernvarmeproduktion samt emissionerne. Foruden varmesiden påvirkes også elsiden. Påvirkningen af elsiden afhænger af typen af kraftvarmeanlæg. Især bør der skelnes mellem modtryksanlæg og udtagsanlæg. På et modtryksanlæg er der et fast forhold mellem el- og varmeproduktionen. Når varmeproduktionen reduceres, så reduceres også elproduktionen. Forholdet mellem el- og varmeproduktionen kaldes C m - værdien eller C m -kurven. På et udtagsanlæg er der en større grad af fleksibilitet, idet anlægget både kan køre i ren kondensdrift (dvs. ren elproduktion), fuld kraftvarmedrift (dvs. langs C m -kurven som på modtryksanlæg) samt i kombinationer af dette. I figuren nedenfor er vist hvad der sker på elsiden, når varmeproduktionen på et hhv. modtryks- og udtagsanlæg reduceres fra Q1 til Q2. Figur 3: Reduktion i varmeproduktion på hhv. modtryks- og udtagsanlæg P1 P2 P2 Q2 Q1 Q2 Q1 Modtryksanlæg Udtagsanlæg 20

Modtryksanlæg På modtryksanlægget hvor der er et fast forhold mellem el- og varmeproduktionen, medfører en reduceret varmeproduktion fra Q1 til Q2 også en reduceret elproduktion som illustreret i Figur 3. Dette kan være økonomisk efficient, både for systemet og for den enkelte anlægsejer, på tidspunkter hvor elprisen er lav, f.eks. som følge af billig import af vandkraft eller stor elproduktion fra vindmøller, mens det næppe vil være efficient på tidspunkter hvor elprisen er høj. Elprisen er typisk lav om sommeren hvilket hænger fint sammen med at produktionen fra solvarmeanlæg er størst her. Elprisen er også lav i eloverløbssituationer (her kan den være tæt på 0 kr./mwh), dvs. i situationer med stor varmebunden elproduktion i kombination med stor produktion fra vindmøller. En evt. produktion fra solvarmeanlæg i disse situationer vil kunne reducere den varmebundne elproduktion og hermed overløbsproblemet. Et problem i den forbindelse kan dog være, at der måske kun er begrænset sammenfald mellem tidspunkter med højt solindfald og tidspunkter med overløbsproblemer. I relation til overløbsproblematikken, og i det hele taget på tidspunkter med meget med lave elpriser, vil solvarmeanlæg gøre størst nytte i områder med kraftvarmeanlæg med høj C m -værdi, dvs. typisk Combined Cycle anlæg, idet de her giver anledning til den største reduktion i den varmebundne elproduktion. Omvendt så er nytten fra solvarmanlæg på tidspunkter med relativt høje elpriser mindre i disse områder end i områder med anlæg med lavere C m -værdi. Udtagsanlæg På udtagsanlæg giver en reduceret varmeproduktion ikke nødvendigvis anledning til en reduceret elproduktion, men derimod til en øget fleksibilitet på elsiden. P2 kan være både højere eller lavere end P1 som illustreret i Figur 3, afhængigt af hvor gunstigt det er at producere el på det givne tidspunkt. I overløbssituationer vil solvarmeanlæggene dermed, ligesom i områder med udtagsanlæg, kunne bidrage til at reducere den varmebundne elproduktion, afhængigt af kraftvarmeværkets C m -værdi. I perioder med høje elpriser vil solvarmeanlæggene i områder med udtagsanlæg desuden kunne bevirke at man kan skrue op for elproduktionen og dermed opnå en større gevinst på elsiden. Kedler Den fleksibilitet som solvarmeanlæggene giver på elsiden kan også opnås ved at skifte fra kraftvarmedrift til ren kedeldrift. Efter at de decentrale anlæg er kommet ud på markedsvilkår har det også vist sig, at anlæggene slår over på kedeldrift når elprisen er lav - og hermed reduceres også den varmebundne elproduktion. På tidspunkter hvor dette er aktuelt, er der altså tale om at solvarmeanlæggene fortrænger varmeproduktion fra kedler i stedet for kraftvarme med dertil hørende produktionsomkostninger og emissioner. Større nytte i fremtidigt system Solvarmeanlæg vil formentligt have en større nytte i et fremtidigt system end i dag, dels pga. stigende brændselspriser, men også pga. en øget andel af vindmøller. Det må forventes at flere vindmøller giver anledning til flere timer med lave elpriser, men også til flere timer med høje elpriser, nemlig på de tidspunkter hvor det ikke blæser og hvor der i højere grad end i dag skal produceres på spidslast- og mellemlastanlæg frem for grundlastanlæg. Som omtalt ovenfor, giver 21

solvarmeanlæggene netop størst nytte ved lave elpriser samt i de centrale områder med udtagsanlæg også ved høje elpriser. Analyser Solvarmens påvirkning af elsystemet er kompleks og afhænger af i hvilke områder solvarmeanlæggene placeres. Dels afhænger det af om solvarmeanlæggene placeres i områder med modtryks- eller udtagsanlæg, og dels afhænger det af om anlæggets C m -værdi, totalvirkningsgrad og evt. også C v -værdi. Endvidere spiller det en rolle, om der i området er store mængder industriel overskudsvarme eller varme fra affaldsanlæg som går forud for al anden varmeproduktion, idet f.eks. affald ikke kan gemmes til senere brug. I det følgende er det vha. Energinet.dk's Sivael model "Simulering af varme- og elsystemer" analyseret, hvilken nytte solvarme har i systemet, når det placeres i hhv. et centralt og decentralt kraftvarmeområde i Vestdanmark. Analyserne er gennemført for år 2006 og 2015. Analysen viser den samfundsøkonomiske nytte i systemet i form af bl.a. ændringer i brændselsforbrug og emissioner som følge af varmeproduktionsbidraget fra solvarmeanlæggene. Nytten er holdt op i mod omkostningerne til etablering af solvarmeanlæggene. Hovedforudsætninger I både den centrale og decentrale beregning er lagt en årlig solvarmeproduktion ind på 500 TJ. I den centrale beregning er solvarmen lagt ind i Århus og i den decentrale beregning er solvarmen lagt ind i de naturgasfyrede decentrale kraftvarmeområder. I de decentrale områder er det forudsat at både kraftvarmeanlægget og kedlerne kører på naturgas. For alle områder er det desuden forudsat, at der er en restkapacitet på varmeakkumulatoren, som gør det muligt at udjævne produktionen fra solvarmeanlæggene indenfor hvert enkelt døgn. Der regnes på to elprisscenarier som angivet i Tabel 2 nedenfor: Tabel 2: Gennemsnitlig systempris, hhv. Nord Pool og EEX (kr./mwh) Nord Pool EEX Lavpris scenario 270 320 Højpris scenario 400 400 De angivne elpriser er gennemsnitlige systempriser på årsbasis på hhv. den nordiske og centraleuropæiske elbørs. Elprisen i Vestdanmark vil være bundet op til disse priser afhængigt af transmissionskapaciteten på udlandsforbindelserne. En høj elpris gør det attraktivt at producere el på kraftvarmeanlæggene og derfor vil solvarmen i de decentrale områder, hvor en reduceret varmeproduktion på kraftvarmeanlægget også medfører en reduceret elproduktion, falde bedst ud i scenariet med lave elpriser. I de centrale områder med udtagsanlæg kan beregningen også falde godt ud ved høje elpriser, idet den ekstra fleksibilitet som solvarmen giver på udtagsanlæggene kan bruges til at øge elproduktionen. 22

Til brug for den samfundsøkonomiske beregning anvendes de samfundsøkonomiske brændselsprisforudsætninger som angivet i Tabel 3. Disse priser blev aftalt på et møde mellem Energinet.dk og Energistyrelsen i november 2005 i forbindelse med en diskussion af forudsætninger til brug for Energinet.dk's "Systemplan 2006". Priserne er baseret på IEA's seneste basisprognose og priserne er steget i forhold til tidligere udmeldte IEA/Energistyrelse-prisprognoser. Tabel 3: Brændselspriser, basis, kr./gj Kul Fuelolie Gasolie Gas Gas, dec. Halm Træflis 2006 14,9 30,4 53,1 31,4 37,1 33,0 32,4 2015 16,1 35,1 61,5 40,1 47,6 33,0 32,4 Det skal dog bemærkes at dagen faktisk olie- og gaspriser ligger væsentligt over dette niveau. Som gennemsnit i 2005 var gasprisen på de decentrale anlæg ca. 50 kr./gj og i de første måneder af 2006 har den været endnu højere. Der forudsættes en CO 2 -kvote pris på 150 kr./ton. Den årlige solvarmeproduktion på 500 TJ svarer til et solfangerareal på ca. 300.000 m 2. Med en forudsat pris på 1.400 kr./m 2 giver det en investering på 420 mio. kr. som med en forudsat levetid på 25 år og en rente på 6 % giver årlige kapitalomkostning på 32,9 mio. kr. De årlige drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er forudsat til 2,5 kr./mwh svarende til 350.000 kr. De samlede årlige omkostninger er således 33,3 mio. kr. 23

Resultater Analyserne viser at solvarmen giver anledning til en ændring af brændselsforbrug, emissioner og elproduktion i 2006 og 2015 som angivet i tabellerne nedenfor. Tabel 4: Ændring i brændselsforbrug, emissioner og elproduktion - Lavpris scenario 2006 Kul Olie Naturgas CO 2 SO 2 NO x Elproduktion GJ GJ GJ 1000 ton ton ton GWh Central 608,2-9,3-34,4 54,9 18,0 73,0 96,8 Decentr al 889,8-31,2-977,5 25,4 27,0 116,0 11,1 Tabel 5: Ændring i brændselsforbrug, emissioner og elproduktion - Lavpris scenario 2015 Kul Olie Naturgas CO2 SO2 NOx Elproduktion GJ GJ GJ 1000 ton ton ton GWh Central -641,7-16,8-7,6-62,5-18,0-36,0-43,7 Decentr al 357,7 5,0-971,5-21,6 14,0-1,0-41,2 Af Tabel 4 og Tabel 5 for lavpris-scenariet fremgår det, at solvarmen i år 2006 giver anledning til en øget elproduktion, mens den i 2015 giver anledning til en reduceret elproduktion. Det skyldes at elprisen på Nord Pool og EEX er forudsat at være den samme i de to år samtidigt med at der sker en stigning i brændselspriserne. De vestdanske anlæg er dermed mere konkurrencedygtige i 2006 end i 2015 og i 2006 udnyttes den ekstra fleksibilitet som solvarmen giver på elsiden derfor til at øge elproduktionen. Tabel 6: Ændring i brændselsforbrug, emissioner og elproduktion - Højpris scenario 2006 Kul Olie Naturgas CO2 SO2 NOx Elproduktion GJ GJ GJ 1000 ton ton ton GWh Central -56,3 0,2-48,8-8,2-1,0-22,0 15,3 Decentr al -202,7 2,2-910,0-71,7-6,0-35,0-115,4 24

Tabel 7: Ændring i brændselsforbrug, emissioner og elproduktion - Højpris scenario 2015 Kul Olie Naturgas CO2 SO2 NOx Elproduktion GJ GJ GJ 1000 ton ton ton GWh Central -111,2-3,7-39,9-13,2-4,0-13,0 1,3 Decentr al 214,2-6,8-912,0-33,1 15,0-12,0-73,3 Af Tabel 6 og Tabel 7 for højpris-scenariet fremgår det, hvordan solvarmen i de decentrale områder giver anledning til en reduceret elproduktion, mens den i de centrale områder giver anledning til en øget elproduktion. Af de i alt fire tabeller med ændringer i brændselsforbrug, emissioner og elproduktion fremgår det, at nogle ting går op mens andre går ned. F.eks. modsvares en reduktion i brændselsforbrug og emissioner i nogle tilfælde delvist af, at der også sker en reduktion i elproduktionen. For at få et overblik over den samlede konsekvens for el- og kraftvarmesystemet, er der i Tabel 8 nedenfor udregnet den samfundsøkonomiske nytte af solvarmen, idet ændringer i brændselsforbrug, CO 2 - emission og elproduktion er værdisat som beskrevet i afsnittet med hovedforudsætninger. Bemærk at der ikke er sat værdi på ændringer i SO 2 - og NO x -emission samt eventuelle andre miljøeffekter. Tabel 8: Samfundsøkonomisk nytte ekskl. årlige kapitalomkostninger, mio. kr. 2006 2015 Lav pris scenario - central - decentral Høj pris scenario - central - decentral 4,2 14,5 9,8 12,8 11,3 31,1 8,1 21,0 Det fremgår at solvarmeanlæggene giver anledning til en samfundsøkonomisk nytte i det samlede vestdanske el- og kraftvarmesystem på mellem 4 og 31 mio. kr. pr. år. Denne omkostningsreduktion skal holdes op imod de årlige kapitalomkostninger for solvarmeanlæggene på ca. 33 mio. kr. Heraf fremgår det, at solvarmeanlæggene ved brug af de anvendte basisforudsætninger umiddelbart ikke er profitable ud fra en snæver samfundsøkonomisk betragtning. Det fremgår desuden at nytten generelt er større i 2015 end i 2006 pga. højere brændselspriser og at nytten er større i de decentrale områder end i de centrale områder. 25

Følsomhedsanalyse - højere brændselspriser Nytten af solvarmen afhænger meget af de forudsatte brændselspriser. De anvendte brændselspriser er som nævnt i afsnittet med hovedforudsætninger baseret på IEA's basisprognose. Foruden basisprognosen opererer IEA også med to alternative brændselsprisprognoser baserer på hhv. et "Deferred Investment" scenarie og et "World alternative Policy" scenarie. Deferred Investment scenariet beskriver en situation, hvor der ikke investeres tilstrækkeligt i ny produktionskapacitet i de olie- og gasproducerende lande (MENA-landene), hvilket fører til højere kul-, olie- og gaspriser. World Alternative Policy scenariet beskriver en situation, hvor der investeres i energibesparelser og alternative brændsler (fornybar og kernekraft) som følge af politisk tiltag, hvilket fører til lavere kul-, olie- og gaspriser. Brændselspriser i 2015 baseret på Deferred Investment scenariet fremgår af Tabel 9 nedenfor. F.eks. fremgår det at gasprisen på de decentrale anlæg er 55,4 kr./gj mod 47,6 kr./gj i basisprognosen. IEA har ikke en prognose for World Alternative scenariet med lavere priser, men skønner at prisen for en tønde olie i dette scenarie vil være ca. 33 US$ mod knap 37 US$ i basisscenariet. Tabel 9: Brændselspriser, Deferred Investments, kr./gj Kul Fuelolie Gasolie Gas Gas, dec. Halm Træflis 2015 17,4 42,0 73,8 46,7 55,4 33,0 32,4 En følsomhedsberegning på scenariet med lave elpriser i 2015 med de i Tabel 9 angivne højere brændselspriser viser at nytten fra solvarmeanlæggene i den decentrale beregning øges fra 31,1 mio. kr. som angivet i Tabel 8 til 39,2 mio. kr. Sammenfatning Analysen af solvarme i det samlede vestdanske el- og kraftvarmesystem har vist at solvarmen har en påvirkning af elsiden. Solvarmen giver i mange tilfælde en øget fleksibilitet i elsystemet som kan udnyttes til enten at producere mere eller mindre el, afhængigt af priserne i elmarkedet. I perioder med meget lave elpriser, hvor kraftvarmeanlæggene har slået over på ren kedeldrift, påvirker solvarmen ikke elsiden. Men på disse tidspunkter substituerer solvarmen i stedet varme fra kedelanlæggene, som har relativt høje produktionsomkostninger og en relativ høj miljøpåvirkning. Hvis den samme analyse var gennemført på det "gamle system", hvor de decentrale anlæg kørte efter treleds-tariffen, må det forventes, at fortrængningen af kraftvarme havde været større og fortrængningen af kedelproduktion mindre, idet anlæggene dengang ikke skiftede til kedelproduktion ved lave elpriser i elmarkedet som de gør det i dag. Analysen viser at solvarmen giver den største nytte i de decentrale områder og ved lave elpriser. Analysen viser dog med de anvendte basisforudsætninger at solvarmeanlæggene umiddelbart ikke er profitable ud fra en snæver samfundsøkonomisk betragtning, idet nytten af solvarmeanlæggene på mellem 4.2 og 31.1 mio. kr. er mindre end de årlige omkostninger på omkring 33 mio. kr. Nytten af solvarmen afhænger imidlertid meget af de forudsatte brændselspriser og det skal bemærkes at de 26

samfundsøkonomiske brændselspriser som er aftale med Energistyrelsen ligger noget under dagens faktiske prisniveau. En følsomhedsberegning i 2015 viser, at med højere brændselspriser i scenariet med lave elpriser, så øges nytten af solvarmen i de decentrale områder fra 31,1 til 39,2 mio. kr. Det skal bemærkes at analysen er gennemført for to udvalgte kraftvarmeområder. Det ene er Århus og det andet er de naturgasfyrede decentrale kraftvarmeområder skåret over en kam (dvs. gennemsnitsbetragtning). En analyse af andre centrale kraftvarmeområder kunne evt. føre til andre resultater, ligesom de enkelte naturgasfyrede områder kan ligge over eller under gennemsnittet. F.eks. kan et naturgasfyret decentralt anlæg have dårligere virkningsgrad, hvilket vil trække i retning af øget nytte fra solvarmeanlægget. Endvidere skal det bemærkes at der i den samfundsøkonomiske nytte for så vidt angår miljøeffekten alene er indregnet værdien af sparet CO 2. Solvarmeanlæggene vil i nogle tilfælde også bidrage til en reduktion i SO 2 -, NO x - og partikelemissionen. Der er endvidere ikke taget hensyn til at solvarmeanlæg i tilknytning til kraftvarmeanlæg i et fremtidigt balanceret system måske kan reducere den optimale størrelse på kraftvarmeanlægget, hvormed der spares nogle kapitalomkostninger på kraftvarmeanlægget. Til sidst skal nævnes, at et øget marked for solvarme må forventes at føre til en yderligere optimering af solvarmeanlæggene og dermed en stigning i pris/ydelses-forholdet. Indenfor de seneste 10 år er dette steget med 33% og der vurderes fortsat at være et forbedringspotentiale. 27

Solvarme i decentrale kraftvarmeområder Økonomiske og miljømæssige konsekvenser for decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker. For at belyse de økonomiske og miljømæssige konsekvenser, hvis der etableres et solvarmeanlæg sammen med et decentralt naturgasfyret kraftvarmeværk er foretaget beregninger for Brædstrup Totalenergianlæg. Brædstrup Totalenergianlæg er bestykket med 2 stk. 4 MW Rolls Royce motorer og leverer i et normalår knap 43.000 MWh varme til fjernvarmenettet i Brædstrup. Der er regnet med etablering af 10.000 m 2 solfangere. Solvarmeanlægget forventes at have en levetid på 25 år. Solfangerproduktionen for et normalår er beregnet i beregningsprogrammet TRNSYS og timeværdierne er herefter anvendt i beregningsprogrammet EnergyPro for at kunne vurdere de ændringer i motorkørslen, som optræder, når solvarmeanlægget er etableret. Der er regnet med, at solfangerne skal levere varme ved samme temperatur som motorerne, 90 o C. Der anvendes variabelt flow i solfangerkredsen, og solvarmen leveres i toppen af den eksisterende varmeakkumuleringstank på 2.000 m 3. Brædstrup Totalenergianlæg leverer til det frie elmarked. Der er fortaget en grundberegning med følgende forudsætninger. Naturgaspris excl. afgift Afgifter Salgspris, varme an net CO 2 -kvotepris Elsalgspris, gennemsnit, variation som i perioden 1. aug. 2004 31. juli 2005 1,75 kr/nm3 2,24 kr/nm3 300 kr/mwh 100 kr/ton 250 kr/mwh Resultatet er i tabel 1 sammenholdt med referencen uden solfangere Reference uden solfanger Med 10.000 m 2 solfangere Varmeproduktion/år Solvarme 0 4.613 Kraftvarme 33.422 29.023 Kedel 9.295 9.082 I alt 42.717 42.717 Brændselsforbrug/år Kraftvarme Nm3 n-gas 6.424.688 5.579.285. Kedel Nm3 n-gas 846.008 825.000 I alt 7.269.697 6.404.885 CO 2 -emission, tons/år 16.343 14.443 Investering, 1000 kr. 15.927 Simpel tilbagebetalingstid 12,5 år Tabel 1: Beregningsresultat 10.000 m 3 solfangere 28

Variationer på solfangerareal og fjernvarmeværkets situation Øges solfangerarealet til 15.000 m 2 eller reduceres det til 5.000 m 2, stiger den simple tilbagebetalingstid. For at vurdere økonomien yderligere for kraftvarmeværker i forskellige situationer, er anlægget med de 10.000 m 2 solfangere gennemregnet i følgende situationer Kraftvarmeværket afregner efter treledstariffen Kraftvarmeværket medtager overskudsvarme med en konstant effekt svarende til 50% af sommerforbruget. Kraftvarmeværket forsynes med et sæsonvarmelager på 50.000 m 3. Ved beregning af CO 2 -emmission og simpel tilbagebetalingstid er hver af situationerne sammenholdt med den tilsvarende reference. Resultaterne fremgår af Tabel 2. 3-ledstarif Incl. overkudsvarme Incl. 50.000 m 3 damvarmelager Varmeproduktion Overskudsvarme 0 7.271 0 Solvarme 4.610 4.364 4.613 Kraftvarme 35.913 23.554 30.582 Kedel 2.242 7.559 7.525 I alt 42.765 42.748 42.720 Brændselsforbrug/år Kraftvarme Nm 3 n-gas 6.903.892 4.527.946 5.878.984 Kedel Nm 3 n-gas 214.529 687.148 694.084 I alt 7.110.421 5.215.144 6.563.068 CO 2 -emission, tons/år 16.052 11.760 14.800 Investering, 1000 kr. 15.927 15.927 28.427 Simpel 15 14,6 15 tilbagebetalingstid, år Tabel 2. Beregningsresultat, ændrede forudsætninger Beregningerne viser, at økonomien for sol i kraftvarme forringes i alle 3 tilfælde. Ved overgang til 3- ledstariffen erstatter solvarmeanlægget en forholdsvis billigere varme om sommeren, da der alle hverdage kan produceres el til spidslasttakst eller højlasttakst (og dermed billig varme). Hvis der modtages overskudsvarme svarer det til, at solvarmeanlæggets dækningsgrad forøges ud over det optimale om sommeren, og hvis der etableres et langtids- eller sæsonvarmelager stiger indkomsten fra salg af el ganske vist fordi produktionen kan optimeres til at finde sted når elsalgstariffen er højest, men der skal investeres så meget i lageret, at tilbagebetalingstiden øges. Det skal tilføjes, at beregningen med langtidsvarmelageret er meget summarisk og f.eks. ikke tager hensyn til varmetab fra lageret. 29