HOFOR gør drikkevandet blødere: Vær med til at sikre bæredygtig indvinding i stort vandforsyningsprojekt menu close Teknologiens Mediehus
person Konto arrow_drop_down
Hvordan skal esbjergenserne i fremtiden forsynes med grøn fjernvarme? Det ser de to parter i sagen, varmeproducenten Ørsted og aftageren, fjernvarmeselskabet Din Forsyning, temmelig forskelligt på.
Kort fortalt vil energiselskabet Ørsted, som ejer det eksisterende, kulfyrede Esbjergværk, helst bygge et helt nyt, mindre flisfyret kraftvarmeanlæg, kombineret med en elpatron og en mindre varmepumpe, der udnytter røggassen fra forbrændingsprocessen, samt eventuelt kombinere anlægget med et nyt varmelager-koncept. En energifabrik, kalder Ørsteds folk det.
Det kommunale fjernvarmeselskab, 'Din Forsyning', mener derimod, at det passer bedre ind i et moderne energisystem med en løsning, der bygger på en række større varmepumper (á 40 MW) med havvand og overskudsvarme som varmekilder, suppleret med et par mindre flisfyrede kedler, en gaskedel og en elpatron.
De to parter har gennem flere år arbejdet sammen om den omtalte energifabrik, ESV 4, men fjernvarmeselskabet har sideløbende kigget og regnet på varmepumpe-konceptet, som også Dansk Fjernvarmes varmepumpe-ekspertgruppe har anbefalet.
Der er dog bare det problem, at varmepumpe-konceptet ikke umiddelbart kan realiseres på grund af det såkaldte kraftvarmekrav, der påbyder samproduktion af el og varme i de store kraftvarmeområder. Det er et krav, som regeringen ellers lagde op til at sløjfe i 2030 i sit oprindelige energiudspil:
Læs også: Her er regeringens energiudspil
»Det er paradoksalt, at kraftvarmekravet tvinger os til at vælge den løsning, som er mindst smart set i forhold til fremtidens energisystem. Vi har derfor appelleret til politikerne om at få en melding om, hvorvidt de ønsker at ændre på dette,« påpeger teknisk chef i Din Forsyning Claus Nielsen.
Claus Nielsen vurderer ikke, at det er gangbart at bygge et projekt på et håb om dispensation fra loven.
»Vi skal træffe en endelig investeringsbeslutning i år, så hvis ikke politikerne reagerer, så kører vi videre med Ørsteds projekt, som på de givne præmisser er i orden, men ifølge vores beregninger bliver det 1,2 mia. kroner dyrere for vores kunder over en 20-årig periode,« siger han.
Når Ørsted helst vil bygge en energifabrik med et mindre biomassekraftværk som den centrale enhed, hænger det ifølge den operationelle direktør for Ørsteds kraftværker, Ole Thomsen, sammen med, at man gerne vil skabe en fleksibel produktionsenhed, der både indeholder kraftvarmeproduktion, varmepumper og elkedler:
»Vi vurderer ikke, at varmepumpe-teknologien er moden nok til, at vi nu vil binde an med at basere en varmeforsyning på varmepumper med flere hundrede MW i effekt,« påpeger han.
På Ørsteds såkaldte energifabrik findes der en stor varmepumpe. Den er på 12 MW og skal bruge varmen i røggassen fra kraftvarmeværker som varmekilde, hvilket vil sikre en meget høj virkningsgrad.
»Vi ser ombygningen af Esbjergværket til et mindre biomasseværk som en fantastisk mulighed for at integrere de teknologier, der er til rådighed lige nu, og dermed bygge et værk, som har den store fleksibilitet, som det moderne energisystem kræver,« siger Ole Thomsen.
Ole Thomsen forklarer, at man kan anvende alle elementer, når kraftvarmeenheden er i drift. Når værket ikke kører, kan en elkedel og varmelager-konceptet Gigastorage med varmepumpe supplere den øvrige varmeproduktion i Esbjerg, som for tiden kommer fra et affaldsforbrændingsanlæg.
Energifabrikken består som nævnt af et flisfyret varme-kraftværk med en maksimal kapacitet på 188 MW, hvis der kun produceres varme. Samtidig er der mulighed for produktion af op til 54 MW el. Til sammenligning har det eksisterende Esbjergværk en elkapacitet på 378 MW el.
Og ud over varmepumpen på 12 MW skal en stor elpatron på 30 MW kunne fyre varme ind i anlæggets store lagertank, når elprisen er lav. Ifølge Ørsted skyldes det, at en elpatron er billig og derfor kan bære at køre i kortere tid end en varmepumpe, som koster mere og derfor skal køre langt mere.
Endelig overvejer Ørsted og Din Forsyning at etablere en Gigastorage-enhed.
I Gigastorage gemmes overskudsstrøm fra sol og vind i store vandfyldte bassiner, og i Esbjergs tilfælde kan varmen gemmes i lagre af inddæmmede havområder. Det er ideen, at solceller og vindmøller skal inkluderes i anlægget.
Også Ørsted ser frem til, at man snarest kan træffe en investeringsbeslutning, da kullene skal være ude af Ørsteds kraftvarmeværker i 2023:
»Det her er vores forslag til Din Forsyning. Nu venter vi på at få deres tilbagemelding, som forhåbentlig bliver positiv,« siger Ole Thomsen fra Ørsted.
Ole Thomsen vil ikke ud med prisen på at etablere ESV-4-anlægget.
Din Forsyning i Esbjerg er et kommunalt ejet forsyningsselskab (ejet i fællesskab af Esbjerg og Varde kommuner), der forsyner 25.000 husstande, eller 100.000 forbrugere, med fjernvarme.
Heraf producerer det lokale affaldsforbrændingsanlæg halvdelen af varmen.
Lad os nu få noget fleksibilitet ind - både i elnettet - og i lovgivningen (ikke at lovgivningen skal være fleksibel - men den skal vel tilpasses samfundet og udviklingen deri).
Ville da være rart for elsystemet at have en +/- 50 MW buffer der kunne hjælpe med til at holde elnettet stabilt.
Afbrænding (lige meget hvad man brænder) synes at være "Sooo last year".
Håber på at fornuften sejrer.
Horns rev ligger tæt på Esbjerg- og med udbygningen bliver der brug for lagring af el. Procesvarmen kan gå i fjernvarmen.
Brændselsceller kan producere el. Procesvarmen kan gå i fjernvarmen.
Det vil blive et dyrt anlæg fordi det er prototype. Men på sigt kan det på verdensplan sælge vindmølleparker.
Ved ikke om det giver nogen særlig fordel med afstanden - men resten passer med denne artikel (skal bruge nogen biomasse og et bål så dem der ønsker det får også deres) http://www.biopress.dk/PDF/polygeneration-...
Desværre skriver de ikke om økonomien.
Hvis vi antager at andelen af VE i elnettet bliver langt højrere i fremtiden kan man efterhånden spørge sig selv om hvorvidt kraftvarme bliver økonomisk. Hvis vi langt det meste af tiden kan dække vores behov med 100% VE burde vi bygge peaker værker, ikke flisfyrede kraftvarmeværker. Vi kommer til at overbygge VE kapaciteten betydeligt og burde varmepumper med lager være vores primære varmekilde. Vi sparer brændsel, vi tillader en enorm udbygning af VE og de enkelte tilbageværende peakere kan bygges så billigt som muligt. Brændslet kan være biogas+gasificering af biomasse og på sigt synfuel.
Hvis I – ligesom bl.a. Claus Rudbeck herover – ser bort fra mulighederne i retning af effektiv og ”on-demand” –regulerbar kraftvarme på biomasse og div. pt. dårligt udnyttede lokale organiske restproduktstrømme, kan I og jeres vælgere forvente en række ”ekstraregninger”:
1: Restvarme fra de aktuelle kraftvarmeværker levers pt uden støtte, men ville kræve en temmelig stor støtte, hvis i stedet baseret på el fra vind og sol. 2: Evt. overgang fra fjernvarme til el-baseret opvarmning vil kræve en dyr ”afstivning” af el-distributionsnettene og/eller dyre individuelle varmelagre. (Her medtaget for fuldstændighedens skyld, selvom fjernvarme heldigvis tænkes bevaret i Esbjerg). 3: Ekstra el- og varmelagring og især langtids- ”el-lagring” er både investeringskrævende og tabsbehæftet, og hvor tabene medfører et meget stort behov for ekstra (pt. støttekrævende) primær produktion. 4: Ekstra behov for back-up –anlæg, der er meget støttekrævende pga. beskeden driftstid og behov for dyrt tilvejebragte og langtidslagrede brændstoffer. 5: Ekstra behov for investeringskrævende og tabsbehæftet el-transmission, -bl.a. til og fra ”el-lagring” samt til og fra vore nabolande. (Og masterne er ikke populære) 6: Øget tendens til, at el må importeres dyrere, end der kan eksporteres. 7: Behov for særskilte og mindre energieffektive løsninger for undgåelse af emission af stærke klimagasser fra bakteriel nedbrydning af organiske restprodukter i det fri. 8: Behov for særskilte og mindre energieffektive løsninger til nedbrydning/separation af bl.a. medicinrester, hormonlignende stoffer, smittestoffer, mikroplast og cadmium i restprodukter fra byer, landbrug/biogasanlæg og industri. 9: Behov for alternativer til kompakt askebaseret regional omfordeling af næringsstoffer for beskyttelse af følsomt vandmiljø (iltsvind og fiskedød) 10: Fortsat behov for import af livsvigtig og ressourcekritisk fosfor til (bl.a.) sjællandske planteavlere. 11: Behov for alternativer til stabil, selvforstærkende og jordforbedrende deponering af kulstof i landmændenes dyrkningslag (der billigt kan opnås ved recirkulering af næringsstof- og biokoksholdig aske). 12: Behov for øget støtte til bl.a. økonomiske yderområder, der må undvære indtægter for levering af biobrændsler, og som derfor vil kunne bidrage med færre arbejdspladser og skatteindtægter.
Så effektiv termisk udnyttelse af biomasse (og deraf resulterende organiske restproduktstrømme) er bestemt ikke "Sooo last year", men snarere en ”no-brainer”, der bl.a. kan baseres på de eksisterende højeffektive centrale KV-anlæg og lignende (om end måske knapt så store) fremtidige enheder.
For at få den bæredygtigt opnåelige bio-ressource til at række længst muligt, bør der ses kritisk på de rammebetingelser, der pt. spænder ben for sådan effektiv samt både back-up –ydende og lagrings- og back-up -behovsbegrænsende anvendelse til (primært) el-produktion. Der er selvsagt tale om markedsfejl, og det er selvsagt ikke de bedste løsninger, der vinder, når værkerne p.t. kan tjene mere på lavværdig varme end på højværdig el, og når der ikke er nogen investeringsdrivende ”belønning” for levering af back up (og/eller en back-up -afgift på den fluktuerende produktion).
Problemet vil blive tydeligere efterhånden som der ikke længere vil kunne produceres billigt (blot for opnåelse af dækningsbidrag) på aldrende og i høj grad allerede afskrevne anlæg. Og problemet adresseres naturligvis ikke gennem såkaldte ”teknologineutrale” udbud, med mindre det f.eks. forlanges af de ”fluktuerende bydere”, at de selv skal levere den fornødne back-up.
Lagring, el-transmission og fleksibelt forbrug bliver der helt sikkert brug for meget mere af, og det er noget, som vi teknisk mindede sjæle gerne forholder os entusiastisk til, men der er – ret beset - gode grunde til at undgå især den dyreste og mest generende ”ende” ved at bevare en betydelig brændselsbaseret (regulerbar) el-produktion. Ellers forestår der et stort ”VE-tilbageskridt” og hvorefter vejen til både 100% VE og opfyldelse af de i øvrigt ovennævnte behov bliver unødig vanskelig, lang og dyr.
Derfor bør det også grundigt overvejes at bevare KV-blokke som ESV3 – der stadig er i verdens-eliten mht. el- og totalvirkningsgrad og som formentlig har en betydelig restlevetid/kan levetidsforlænges(?). Dette f.eks. ved ombygning til ”en blanding” af hhv. træpiller indfyret direkte gennem kulmøllerne og lokale restprodukter indfyret indirekte gennem én eller flere forkoblede askeseparerende forgassere. Andre tænkelige muligheder for øget tilpasning til et system med større fluktuerende el-produktion er øget omfang af dellast, hyppigere og hurtigere start-stop (baseret på elektrisk varmholdelse af dampkredsen?), længere driftsstop i sommerhalvåret og tilføjelse af én eller flere store varmepumper samt varmelagring. Bio-KV går godt i spand med både centrale og decentrale varmepumper og batteribiler, som så også kan benyttes i tidsrum med utilstrækkelig vind og sol, - uden at det kræver dyr ”lagret” el eller dyr/usikker importeret el.
Dele af det anførte kan opfattes som reklame for min mangeårige ”kæphest” (brændselsfleksibel og askerecirkulerende forkoblet lavtemperaturforgasning), men det skorter altså heller ikke just på reklame fra aktører for hvem både reduceret bioenergi og store lagringstab er meget betydelige muligheder for mersalg, og som typisk forudsætter, at både lagrings-/back-up-omkostninger og det øvrige, jeg har været inde på, er noget, nogen andre betaler særskilt.
Scenarieanalytikerne bør helt klart mere "på banen" for at rede trådene ud, - huskende at få det hele med, og gerne regnende nationalt, idet der - også på BBB området - skal opfyldes nationale klimakrav.
Alle burde måske læse læse den første artikel, der henvises til, biomasse eller varmepumper, hvor fjernvarmeværket mener, at Ørsteds anlæg kommer til at koste fjernvarmebrugerne 1,2 milliarder fordelt over 20 år. Altså uden renter en ekstraudgift på 60 millioner om året. Det næste er, at man i EU har besluttet at CO2 produceret af flis (afbrænding af skove) er meget bedre en CO2 produceret af kul. Det er et kontroversielt emne. Giver vist nok en CO2 fordel om hundrede år. Så er der det, at vi i Danmark, meget fornuftigt, har anlagt en masse kraftvarmeværker, hvor el kan produceres til lave priser fordi restvarmen udnyttes til fjernvarme. Men hvad så, når vi ikke må producere CO2? Ja, der redder EUs direktiv så lige pt. kraftvarmeværkerne. Kort kan man vel sige, at ud fra et CO2 princip bør fjernvarmen forsynes fra kraftvarmeværker med affaldsforbrænding, eller via varmepumper og varmelagre, være en del af løsningen med udjævning af VE’s energiproduktion. Når Esbjergs varmeforsyning mener at deres at deres varmepumpe system er 1,2 milliarder billigere end Ørsteds flisløsning, kan en del måske skyldes en forskellig opfattelse af ,hvad Ørsted skal have pr kWh til opvarmning af varmepumpelagrene. Det sidste støder så på det problem at ingen myndigheder eller energiselskaber vil sætte økonomiske tal på energilagring, fordi det ødelægger billedet af VE’s gode økonomi. Prisen for energilagring vil imidlertid blive et hastigt voksende problem, ved en fortsat udbygning af VE. Jeg ved det ikke, men jeg kunne da godt tro, at nuværende fjernvarmeanlæg, via varmelagre og -pumper, kunne være billige energiudjævnere.
Martin - mener du, at dit indlæg får dobbelt gennemslagskraft ved, at du poster det samme 2 gange?