A.P. Møller vil bore efter grøn fjernvarme
more_vert
close

Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og du accepterer, at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, job og tilbud m.m. via telefon og e-mail. I nyhedsbreve, e-mails fra Teknologiens Mediehus kan der forefindes markedsføring fra samarbejdspartnere.

A.P. Møller vil bore efter grøn fjernvarme

Illustration: E.on.

Nu vil selveste A.P. Møller Holding puste liv i udnyttelse af geotermisk varme, som man mener, har potentiale til at blive storleverandør af grøn fjernvarme i Danmark.

Med sin store erfaring med boringer og olieindvinding og en ny forretningsmodel vil selskabet både finde det varme vand og etablere og drive geotermi-anlægget, der skal levere varme til et fjernvarmeselskab til en fast pris i 30 år. Altså helt uden økonomisk risiko for fjernvarmeselskabet selv.

Læs også: Dansk Fjernvarme: Lunkent vand kan ikke sammenlignes med olie

»Vi ser et kæmpe potentiale for geotermi i Danmark, fordi vi har så meget fjernvarme. Geotermi er en grøn energiform, som har potentiale til at dække 30 pct. af vores fjernvarmebehov, og det potentiale håber vi at kunne være med til at aktivere med dette initiativ,« forklarer Samir Abboud, der er ansvarlig for geotermi i A.P Møller Holding.

Han tilføjer, at selskabet også tror på, at geotermi hen ad vejen kan blive en eksportsucces, som vi kender det fra vindmøllerne.

Rammer branchens behov

Med det overraskende udspil fra A.P. Møller Holding rammer selskabet lige ned i et behov, som fjernvarmeværker og geotermi-eksperter flere gange har italesat: at hvis geotermi skal udvikles, så er der brug for en stor, professionel spiller, der kan løfte risiko og ansvar for etablering og drift af anlægget væk fra fjernvarmeværkernes skuldre.

Kort over potentialer for geotermi efter A.P Møllers Holdings forretningsmodel. Illustration: A.P. Møller Holding

Læs også: Direktør: Geotermi bør indsluses med forretningsmodel fra Nordsøen

»Vi har undersøgt markedet for geotermi i halvandet år – faktisk på opfordring af Danfoss’ bestyrelsesformand, Jørgen Mads Clausen – og vi mener, at vi kan løse teknologiens to hovedproblemer: at geotermisk varme i dag er for dyr, og at risikoen for fjernvarmeselskaberne for stor,« forklarer Samir Abboud fra A.P Møller Holding.

Konkret forestiller A.P Møller Holding sig en femtrins-proces i tæt samarbejde med den relevante kommune/fjernvarmeselskab.

Læs også: Danfoss-boss: Geotermi­vand er den tredje vedvarende energiform

Kan trække sig undervejs

Første trin er en projektudviklingsperiode, som gerne skal føre til en fast aftale med fjernvarmeselskabet om pris og leverance af varmen.

Så følger en efterforskningsfase, hvor man går i gang med at bore efterforskningsboringer. Hvis A.P. Møller Holding efter efterforskningsfasen må konstatere, at man ikke kan leverer til den aftalte pris, stopper projektet, uden at det har kostet fjernvarmeselskaberne noget.

Herefter følger design, indkøb og konstruktion af anlæggene, som A.P Møller Holding også står for, hvorefter man driver og vedligeholder anlæggene og sender varmen ud på distrubutionsnettene:

»Vi mener, at det er utrolig vigtigt, at det er de samme, der bygger og driver anlæggene, så man sikrer sig imod uhensigtsmæssigheder, som kan gøre driften besværlig og dyr,« siger Samir Abboud.

Læs også: Geotermianlæg på Amager igang igen - med risiko for nye fejl

Han tilføjer, at han ikke mener, at de eksisterende anlæg har tekniske problemer, man ikke kendte i forvejen fra arbejdet med olieindvinding.

Store anlæg gør forskellen

Når det gælder bestræbelserne for at få prisen for geotermisk varme reduceret markant, er A.P Møller Holdings svar at bringe de rette kompetencer i spil samt at bygge i skala.

Principskitse af et geotermisk anlæg. Til et anlæg på 100 MW skal der etableres 10-12 brøndpar, som skal placeres forskellige steder i byen for at mindske varmetabet. (Kilde: A.P. Møller Holding. 2018) Illustration: A.P Møller Holding

Derfor vil man gerne starte med de store fjernvarmesystemer i for eksempel Aarhus og Aalborg og med anlæg, der består af flere boringer og geotermiske anlæg, som tilsammen kan levere mellem 70 og 100 MW varme ind i systemet.

Det svarer til en by med 80.000-100.000 husstande.

Læs også: Dansk geotermi mangler erfaring

»Vi skal ned på en pris, der kan konkurrere med biomasse uden afgift og uden det elproduktionstilskud, der er lagt op til snart at skulle forsvinde – og det tror vi godt, at vi kan. For det er jo afgiftsfri biomasse, som i øjeblikket er alternativet for mange fjernvarmeselskaber, når de skal udvide eller udskifte et eksisterende anlæg,« siger Samir Abboud.

Forhandler med Aalborg og Århus

Han tilføjer, at den vedtagne nedsættelse af elvarmeafgiften hjælper projektøkonomien en hel del, da det varme vand fra jorden som regel skal køres op i temperatur via store varmepumper:

»Vi tilbyder faktisk at levere grøn fjernvarme helt uden tilskud, hvilket ikke er tilfældet med mange andre grønne energiformer,« påpeger han.

Læs også: Tysk selskab vil varme danske byer op med geotermi

De nødvendige investeringer i geotermi-anlæg vil alene komme fra A.P Møller Holding, der er ejet af A.P Møller Fonden, og der vil blive tale om investeringer for et tocifret milliardbeløb, hvis 30 pct. af fjernvarmen skal klares af geotermi.

A.P Møller Holding er i dialog med fjernvarmeselskaberne i Aarhus og Aalborg, hvor man også har ansøgt om koncessioner til indvinding af geotermisk varme.

Aalborg håber på aftale i år

Vicedirektør for Aalborg Energikoncern Jesper Høstgaard-Jensen er begejstret for A.P Møllers Holdings nye initiativ, som han kalder svaret på branchens bønner. Det har potentiale til at kunne sætte fart i udnyttelse af geotermisk varme, vurderer han.

Jesper Høstgaard-Jensen bekræfter, at Aalborg er i dialog med A.P Møller om udnyttelse af geotermisk varme, men også med andre selskaber i samme sag:

Læs også: Aalborg Byråd vil have grøn fjernvarme uden træflis

»Vi skal finde et alternativ til vores kulfyrede fjernvarme og vil gerne bygge et rigtig stort geotermianlæg, gerne over 100 MW, som kan levere varme til en tredjedel af fjernvarmebrugerne i Aalborg,« oplyser han.

Han håber, at man vil være klar til at indgå en aftale i indeværende år om projektudvikling med et af selskaberne.

Glædelig udmelding, mener politiker

Socialdemokratiets energiordfører, Jens Joel, tager også meget positivt imod A.P Møllers nye initiativ:

»Det er en ekstremt glædelig udmelding, som jo rummer muligheden for, at en rigtig stor del af det danske fjernvarmeforbrug kan blive dækket af grøn, geotermisk varme,« siger han.

Jens Joel tilføjer, at det matcher fint med det faktum, at en permanent lempelse af elvarmeafgiften fra 2021 er en del af regeringens energiudspil, som der er bred enighed om.

Lempelsen vil forbedre vilkårene for varmepumper – og dermed økonomien for geotermisk varme.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

APMH burde vide hvor dyrt det er at etablerer boringer selvom de nu har solgt ekspertisen. Jeg tror ikke på rentabiliteten i geotermi i Danmark. En enkelt brønd sat i 3 km dybde med en længde der sikrer stor nok “skin” vil koste i omegnen af 50-60 mio kroner (meget lavt sat - en Nordsøborimg koster nærmere 150-200 mio kr.) og der skal to brønde til for hver “produktionsbrønd”, da teknikken basalt set er den samme som når man producerer olie fra nordsøens tætte kalk.

Dansk geotermi kan ikke sammenlignes med Islandsk, hvor vand nærmest bare hældes ned i en brønd hvor det bliver kogt og derved løfter sig selv ud som damp. I Danmark vil man kun kunne få varmt vand, ikke damp. Vandet injiceres under højt tryk i en brønd og produceres (med drivtrykket fra injektoren) ud af en anden brønd. Vandet skal trykkes hele vejen igennem hvilket kræver store pumpeanlæg. Jeg mindes også at have læst at reservoirtemoeraturen ikke er over 80 grader, så med tab i produktionsbrønden er vandet knapt nok varmt nok til at gå ud i fjernvarmenettet. Skal der varmepumper til for at udnytte varmen bliver rentabiliteten således yderligere udhulet.

Dertil kommer fyordet fracking. For for at få vandet til at bevæge sig rundt i systemet, så skal der være forbindelse, og for at få forbindelsen, så skal der laves frakturer. Det er præcis samme teknik som er blevet banlyst i forbindelse med skiferboringer, og risiciene er principielt de samme; grundvandsforurening, mikroskælv osv. Personligt mener jeg ikke det er en stor bekymring, man har gjort det uden hændelser i 40 år på Nordsøen, men det ændrer ikke på at risiciene er de samme som ved skiferboringer hvor man mener det for usikkert.

Det er et spændende projekt, ingen tvivl om det, men det jeg kan ikke forestille mig at man kan opnå en rentabel drift uden store tilskud a la PSO tilskudene til vindkraft.

  • 10
  • 7

Set i f.t. pressedemdelsen fra Mærsk for mindre end et år siden:

"Maersk Oil har været guldkalven i A.P. Møller – Mærsk-konglomeratet i mange år, men i forbindelse med sidste års strategiske gennemgang af konglomeratet blev det besluttet, at man vil satse på shipping og logistik, og at man derfor ville frasælge sine energiaktiviteter. Maersk Oil er den største bid i den proces, og dagens frasalg markerer dermed A.P. Møllers helt store skridt over mod et rent logistik-konglomerat"

halter logikken meget i den nye beslutning.

  • 4
  • 5

Grafikken til artiklen er forkert.

For at den skal give mening skal varmepumpens kolde del sidde ved varmeveksleren fra pumpevandet. Varmepumpens varme del skal forbindes med fjernvarmevandet med endnu en varmeveksler. Der er også noget med farverne hvor varm normalt er rød og blå koldt.

  • 3
  • 5

Det er jo to forskellige virksomheder - APMH er familiens private firma, APMM er et offetnligt aktieselskab. Det er vidst ganske velkendt at Ane går hårdt ind for grøn energi, hvilket muligvis også har været en medvirkende faktor i at man skilte sig af med guldkalven.

  • 7
  • 0

Forskellen er vel, at der ikke er tale om en boring til Hjørring Varmeværk, der kun interesserer sig for Hjørring, men derimod APMH, der forsøger at udvikle en forretningsmodel for hele Danmark. Det gør nok Ørsted lidt mere lydhøre.

  • 1
  • 2

For at den skal give mening skal varmepumpens kolde del sidde ved varmeveksleren fra pumpevandet. Varmepumpens varme del skal forbindes med fjernvarmevandet med endnu en varmeveksler.


Jeg kan fint få illustrationen til at give mening.

Lad os forestille os, at vandflow fra boringen er lig fjernvarmeflowet, og at systemet har følgende temperaturer:
Fjernvarmevand retur: 40 °C
Fjernvarmevand fremløb: 80 °C
Vand fra boring: 62 °C

Vi starter med at køle vandet fra boringen ned til 42 °C i veksleren. Det hæver fjernvarmetemperaturen til 60 °C.

Derefter bruger vi varmepumpen til at hæve fjernvarmetemperaturen yderligere 20 °C til 80 °C. Energien kommer fra delvist fra elektricitet til varmepumpen, og hovedsageligt fra afkøling af boringsvandet. Så boringsvandet skal nok køles cirka 15 °C i varmepumpen, til 27 °C, før det sendes retur ned i jorden.

Jeg vil ikke afvise, at det kan gøres anderledes med højere effektivitet, men princippet på illustrationen vil virke. Dit forslag til en ændring kan jeg ikke forholde mig til, da det ikke er klart for mig, hvad du mener.

  • 3
  • 0

Det lyder rimeligt nok Allan, så er det kun farverne i varmepumpen som er misvisende. Varmepumpen er varmest øverst hvor den leverer varme til fjernvarmenettet og koldest nederst hvor den henter varme fra pumpevandet.

  • 3
  • 0

Når man laver Geotermi. Så borer man ned i et vandførende sandlag. Det kan sammenlignes med at bore ned i en grusgrav . Så derfor skal der ikke bruges fracking. Fracking bruges til at knuse skiferen så den frigiver gas.
Jeg har selv været med til at lave både de geotermi boringer vi har i København og Sønderborg.
Jeg har også været med at bore efter skifergas for Gas Total i Dybvad.

  • 1
  • 0

Det er ikke samme enhed.
A. P. Møller Holding er det selskab, som Mærsk-fondene foretager sine investeringer igennem. I gamle dage var det stort set kun ved aktier direkte i A.P. Møller-Mærsk A/S, men i forbindelse med at APMM (efter investerpres om at fokusere) har sat kursen mod at være en logistikvirksomhed, har APMH købt en del af de "ikke strategiske" ejerandele. Fx ejer APMH (ikke APMM) nu den historiske 20% post i Danske Bank og har også købt Mærsk Tankers ud.
Det er i dette regi (APMM, direkte og 100% ejet af Mærsk-fondene), at jordvarme-satsningen laves.
Du kan se et overblik her: http://www.apmoller.com/our-holdings

  • 1
  • 0

Normalt plejer APMM/ APMH ikke at forære penge væk og være supergrønne - er den nye ide udsprunget af, at man hænger på leasingen af x antal borerige i x-antal år, og derfor hurtigst muligt skal have fundet noget at beskæftige dem med?

For ikke at blive misforstået - jeg synes, at APMH udspillet er supergodt

  • 0
  • 1

Jeg gentager lige APMM og APMH er to HELT forskellige virksomheder. APMH ejer end del f APMM, men er derudover fuldstændig uafhængige af APMM. Desuden vil Mærsk Drilling ikke kunne bruges til ret meget med mindre de lærer deres jack-up rigge at gå, da Mærsk Drilling udelukkende arbejder med offshore borerigge. Alt boreudstyret der går ned i hullet er lejet ind fra andre virksomheder. Så det APMH kan vinde er at man kan trække viden og erfaring over fra Mærsk Drilling, ligesom de gjorde fra Mærsk Olie inden det overgik til Total.

  • 2
  • 1

APM som sådan er vant til at skulle bore en del gange forgæves før der er gevinst, og det kan de bruge ved denne geotermi.
Problemet er måske, at varmt vand ikke er nær så meget værd som olie og gas.
En liter olie kan opvarme 1 kubikmeter vand 10K.

  • 1
  • 1

Fint hvis geotermien kan flytte på dogmet om ultrahøj central fremløbstemperatur typisk 80/40, med stor varmtab i distributionssystemet.

Flere steder i Jylland er der etableret centrale jordvarmeanlæg, som forsyner decentrale husstandsvarmepumper. Herved reduceres transmissionstabet til 0.

Lignende burde være attraktivt ifjernvarmeområder, hvor temperatursætter burde kunne reduceres til 50/30, hvis varmtvandforbrug og dårligt isolerede bygninger installerede en booster varmepumpe. Herved vil spilvarmen i distributionsnettet kunne halveres . Og rentabiliteten i geotermien sikres i endnu ikke fjernvarmedækkede områder.

  • 0
  • 3

Fint hvis geotermien kan flytte på dogmet om ultrahøj central fremløbstemperatur typisk 80/40, med stor varmtab i distributionssystemet.

@Torben
Det er godt mange år siden, at der er nogen der har brugt 80 grader som fast fremløbstemperatur.
De flest har en regelering af fremløbstemperaturen efter behov, vejr, temperatur m.m. Lidt lige som vejrkompenseringsenheden på nye installationer

  • 2
  • 1

Hvor meget kan undergrunden belastes, før temperaturen falder i sandstenlaget som man har fracket ?

Middeleffekten som tilflyder fra jordens indre er i størrelsesorden 100 mW / m2 samt der er et par kilometer " isolering" ovenpå sandstenlag.

Hvis systemet skal virke over tid, så skal energien tilflyde sandstenlaget, hvordan ?

På vulkanøen Island, hvor der er en masse geotermi, fandt jeg denne artikel.

Reykjavík med 127000 indbyggere har problemer med overbelastet geotermal boring.
http://icelandreview.com/news/2015/08/24/p...

  • 1
  • 2

Hvor kommer det tal fra? Har du en kilde?


Bent.
Jeg fandt middeltal på Wikipedia : https://en.wikipedia.org/wiki/Earth%27s_in...

Heroppe hvor jeg bor, bliver en hel del geotermihuller boret ca 170 m ned i basalten som er af vulkansk oprindelse. Varmetilførslen sker hovedsaglig ved solindfald + at der er revner i undergrunden, der sikrer flow rundt om hullet.

Der er også opført frostlager som tunneler ind i fjeldet. :http://www.bergfrost.fo/default.asp?sida=629

Middeltemperaturen i fjeldet er ca 8 C og lagertemperaturen ca - 25C og det virker udmærket, uden at tunneler er yderligere isoleret indvendig.

Mit tvivl er om sandstenlaget kan belastes ret meget, uden at temperaturen falder over tid.

  • 0
  • 0

Tallet er rimeligt omend i den høje ende. Sammenlignet med olie, hvor hver liter svarer til 10kWh energi, så vil hver liter lunkent vand kun svare til måske 20Wh. Det afhænger selfølgelig af hvor meget det kan svare sig at køle vandet, før det sendes tilbage.
Man trækker nok mere end den varme der kommer fra Jordens indre, så man skal flytte boringerne fra tid til anden, når vandet bliver for koldt. Men hvor grønt og VE-agtigt er det så?

  • 1
  • 2

Man trækker nok mere end den varme der kommer fra Jordens indre, så man skal flytte boringerne fra tid til anden, når vandet bliver for koldt. Men hvor grønt og VE-agtigt er det så?

Svend.

Nedenforstående link beskriver systemet.
http://geoenergi.org/xpdf/geoviden-4-2011-...

Jeg føler mig lidt utryg ved opsættet: vil sandstenlagets porøsitet sikre tilflydning af energi i flere 100 MW klasse over tid ?

Skal man til at bore nye injektions huller med jævne mellemrum, så bliver det nogle dyre kWh, der kan høstes fra undergrunden.

  • 0
  • 2
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten