Derfor får københavnerne kun en lille smule geotermisk varme i rørene
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 at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, tilbud mm via telefon, SMS og email. I nyhedsbreve og mails fra Teknologiens Mediehus kan findes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Derfor får københavnerne kun en lille smule geotermisk varme i rørene

Geotermisk varme kommer ikke til at fylde meget i varmeforsyningen i hovedstaden hverken i 2035 eller i 2050 – i hvert fald ikke, hvis man ser på scenarierne i fjernvarmeselskabernes nye varmeplan for hovedstaden.

Læs også: Københavnerne skal varme sig med biomasse og affald i mange år endnu

Ifølge varmeplanens beregninger er geotermi nemlig så dyr en energiform i forhold til kraftvarme på biomasse og affald, at den nærmest kun kommer ind i forsyningen i 2035, fordi der mangler varmekilder til de store varmepumper, som ifølge scenarierne er en langt bedre forretning for selskaberne end geotermi.

I det såkaldt 'attraktive' alternativ 1 skal store varmepumper med forskellige varmekilder – herunder et 75 MW geotermianlæg – erstatte varme fra et kraftværk frem mod 2035. Det svarer til 11 pct. af varmeproduktionen.

Planchef Thomas Hartmann fra Hofor forklarer, at man i forbindelse med rapporten har gennemregnet et geotermisk demonstrationsprojekt på 75 MW, som CTR, Veks og Hofor i 2012 blev enige om at sætte i gang i regi af deres fælles selskab, Hovedstadens Geotermi Selskab (HGS).

»Denne gennemregning gav som resultat, at investeringen ikke kunne tjene sig hjem på 25 år, og at anlægget forventes at opbygge et samlet underskud på 600-700 millioner kroner i sin levetid – sammenlignet med en varmepris, baseret på træpiller, affald og træflis,« siger han.

Han tilføjer, at CTR, Veks og Hofor i fællesskab havde udarbejdet et mere detaljeret investeringsoverslag, og så steg investeringen fra 1 til 1,4 mia. kroner – primært på grund af meget dyre boringer.

»Til gengæld er der ikke stor usikkerhed om, at det varme vand er dernede,« siger han.

Thomas Hartmann erkender, at det er meget svært for geotermi-teknologien at matche kraftvarme på biomasse, som hovedstaden satser på, mens teknologien klarer sig bedre over for for eksempel naturgasfyret kraftvarme

Stjerneanlæg i Nordhavnen

Det planlagte demonstrationsanlæg er et såkaldt stjerneanlæg, hvor man borer fem indvindingshuller og seks injektionshuller i en stjerneform. Man borer ned til 2,6 kilometers dybde og til 78 grader varmt vand og etablerer et overfladeanlæg med pumper, filtre og varmevekslere samt varmepumper på eldrevne ammoniak-kompressorer eller en ny type varmepumpe, hybridvarmepumpen.

Den kombinerer absorption og kompression – ved brug af en blanding af kølemidlerne ammoniak og vand. Derved kan hybridvarmepumpen producere op til 110 °C varmt vand ved et arbejdstryk under 25 bar.

Læs også: Norsk varmepumpeteknologi bryder grænser

Anlægget, som er tænkt placeret i Nordhavnen og skal være i drift i 2025, vil efter planen kunne producere 75 MJ fjernvarme pr. sekund og have et samlet effektforbrug til varmepumper på 11 MW og på 6 MW til pumpning af geotermivand.

»Selv hvis vi udelader investeringerne og bare ser på driften af anlægget, er økonomien skrøbelig og meget afhængig af elprisen, afgifter og varmeprisen. Primært fordi man bruger ret meget el til pumpning af geotermivandet og til varmepumperne. Både til at løfte temperaturen og til at køle vandet ned igen efter brug, før man pumper det ned i jorden igen, hvor det er med til at presse det varme vand op,« forklarer han.

I HGS fortsætter man nu med flere analyser af geotermien og prøver at billiggøre teknologien – for eksempel ved at bruge andre foringsmaterialer til boringerne og undersøge potentialet i at koble geotermianlægget til lavtemperaturfjernvarme. Dermed kan man spare el til varmepumperne på grund af en mindre forskel mellem geotermivandet og henholdsvis fjernvarmenettet og den krævede temperatur i injektionshullerne.

Geotermi billigere end naturgas

Søren Berg Lorentzen er direktør i Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab, der er stiftet af en række fjernvarmeselskaber og rådgiver værker, der overvejer geotermi.

Han mener langtfra, at konklusionerne i VPH3 er ensbetydende med, at geotermi generelt er en dårlig idé, og henviser til Thisted, hvor man har haft geotermi i 30 år og har landets tredjebilligste fjernvarme:

»Det kan være svært for geotermiteknologien at konkurrere på den korte bane med afgiftsfritaget biomasse-kraftvarme, men geotermi kan helt sikkert levere billigere varme end den, som naturgasfyrede, decentrale kraftvarmeværker kan klare,« siger han.

Han tilføjer, at geotermi har det handicap, at etablering af anlægget er investeringstungt, og risici derfor er meget synlige og nemme at forholde sig til:

»Til gengæld har man en varmepris i mange år efter, som er relativt forudsigelig,« siger han og tilføjer, at varmeprisen ved et brændsel som for eksempel træpiller eller naturgas vil være helt afhængig af de aktuelle brændselspriser, hvor man risikerer prisstigninger, efterhånden som forbruget stiger.

Følsom over for prisstigninger

Ifølge rapportens følsomhedsberegninger vil en situation med prisstigninger på 20 pct. på træpiller og 30 pct. på flis og halm bevirke, at Alternativ 1-scenariet bliver cirka 50 mio. kroner billigere end referencescenariet, hvor de ellers var lige dyre.

Hvad angår store driftsudgifter til el på geotermianlæggene, som Thomas Harmann nævner, peger Søren Berg Lorentzen på, at absorbtionsvarmepumper, der drives af hedtvand eller damp, har lavere driftsomkostninger end elvarmepumper – også selvom afgifterne på el til varmepumper for nylig blev sat ned.

I dag findes der tre geotermiske anlæg i Danmark. Et i Thisted, som i øvrigt har 30 år på bagen i år, ét på Margretheholmen, som Dong i sin tid har etableret, og ét i Sønderborg, der blev indviet i april 2013.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Det fremgår, at de 17 MW til driften er en væsentlig udgift for projektet. Men hvad betaler HOFOR mon ?
Hvis de betaler godt kr.2,15/kWh som os andre, så skal det huskes at ca. kr.1,50/kWh er afgift til staten - altså noget som kan ændres ved et pennestrøg.
At høste netto 75-17=58 MW ved at bruge 17 MW synes sund fornuft - når mellem 20 og 40% sikkert kommer fra vindmøller mv.

Hvad betaler HOFOR for energien ?

  • 4
  • 0

Hvad angår store driftsudgifter til el på geotermieanlæggene, som Thomas Harmann nævner, så peger Søren Berg Lorentzen på, at absorbtionsvarmepumper, der drives af hedtvand eller damp, har lavere driftsomkostninger end elvarmepumper – også selvom afgifterne på el til varmepumper for nylig blev sat ned

Hvis vi tager Carnot i regning, så ender vi nok med, at en direkte drevet kompressor drevet af en lavtemperaturturbine, som kondenserer i en havvandskølet (Københavns havn) kondensator er det mest energiøkonomiske. Dampen til turbinene kommer fra det koldeste turbinetrin til fjernvarmeopvarmning.

Ovenstående afviger termodynamisk ikke fra, at man udnytter eksisterende turbine til kondenskraft og elproduktion til drift af kompressoren, men ligeså snart vi producerer el, så kobler alt fra i logisk sammenhæng og vi ender i stedet med at benytte højværdig damp til drift af en absorptionsvarmepumpe - for at undgå det besværlige elmarked - med og uden afgifter!

  • 1
  • 0

Med tegning:

November 30th, 2011, Startup to Capture Lithium from Geothermal Power Plants:
http://cleantechnica.com/2011/11/30/startu...

-

September 29, 2011, Geothermal Power Plants Could Help Produce Lithium for Electric Cars.
A new process aims to extract lithium from the brines used to generate electricity in a geothermal power plant:
http://www.scientificamerican.com/article/...
Citat: "...
"We developed the technology and the process to take the brines coming out of geothermal power plants' post–power production and harvest lithium, manganese, zinc and, maybe in the future, some other materials, and we convert those into usable compounds," says Simbol CEO Luka Erceg. "We're essentially leveraging the best renewable resource and co-producing strategic materials."
...
The extraction method was developed at Lawrence Livermore National Laboratory, which is primarily funded by the U.S. Department of Energy. Simbol then adds water to make up for the lost material and sends it back to the geothermal power plant for re-injection underground.
...
"You can produce 16,000 metric tons of lithium carbonate for every 50-megawatt geothermal power plant," Erceg notes.
..."

-

MARCH 16, 2014, Lithium Producer Chases Tesla’s Bold Battery Plan:
http://www.nytimes.com/2014/03/17/business...
Citat: "...
The Simbol plant will be the first to use a unique process to extract lithium from a novel source: the waste from geothermal power plants.
Lithium demand is rising rapidly thanks to the growing need for lithium-ion batteries in electric cars, consumer electronics and energy storage. From 2000 to 2012, total lithium consumption grew an average of 6.4 percent a year, according to the United States Geological Survey.
..."

Rå lithiumkarbonat pris per tons:
http://www.generalmining.com/includes/indu...

  • 0
  • 0

Feb. 22, 2014, Simbol Materials' lithium extraction could help Salton Sea:
http://www.desertsun.com/article/20140222/...
Citat: "...
“It’s largely to do with the tectonics of the region,” said Stuart Johnson, a geologist who conducted research on the sea. “You have the San Andreas fault, you have active volcanoes, you have fractures keeping the ground open, you have minerals.”
..."

I DK i Kbh haves fx Carlsbergforkastningen - den er heldigvis ikke aktiv:
https://da.wikipedia.org/wiki/Carlsbergfor...

Men Carlsbergforkastningen har grundvand med salt i:

2005 nr. 4, Geoviden, side 8-11: Jordens indre - Geocenter København:
http://geocenter.dk/xpdf/geoviden-4-2005.pdf
Citat: "...
Der er dog ikke observeret jordskælv ved selve Carlsbergforkastningen i Københavnsområdet i den tid, man har overvåget området med seismografer
...
Dette var tegn på, at man havde ramt forkastningen, hvor salt [!] grundvand trænger op i det normale ferske grundvands niveau
..."

-

Island burde kunne udvinde fx Lithium ved deres geotermiske anlæg:

Hellisheiði geotermiske kraftværk:
http://www.orkusyn.is/index.php/dansk.html

  • 1
  • 0

Selv om der ikke var tale om eneret vedr. geotermi, så gælder geotermi altså kun der hvor der er varme, i stil med på Island og andre steder med "ægte geotermi" :-)

Hvis nogen tror på anden geotermi, så bliver de personer trods alt klogere. Hvilket kommer til gælde Energistyrelsen med videre.

  • 0
  • 0