EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 216: Geotermi-rapporten "Landsdækkende screening af geotermi i 28 fjernvarmeområder - Beregning af geotermianlæg og muligheder for indpasning i fjernvarmeforsyningen"

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2015-16
EFK Alm.del Bilag 216
Offentligt

Landsdækkende screening af

geotermi i 28 fjernvarmeområder

Beregning af geotermianlæg og muligheder for

indpasning i fjernvarmeforsyningen

15-09-2015

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 216: Geotermi-rapporten "Landsdækkende screening af geotermi i 28 fjernvarmeområder - Beregning af geotermianlæg og muligheder for indpasning i fjernvarmeforsyningen"

Udarbejdet af: Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab, COWI og

Ea Energianalyse

2 |

Indhold

Sammenfatning ...................................................................................5

Introduktion ...................................................................................... 10

2.1 Indledning ......................................................................................... 10

2.2 Projektets baggrund og formål ......................................................... 10

2.3 Proces og arbejdsgang ...................................................................... 12

2.4 Rapportens opbygning ..................................................................... 15

Generelt om geotermi ....................................................................... 17

3.1 Det geologiske grundlag ................................................................... 17

3.2 Det tekniske koncept ........................................................................ 19

3.3 Geotermi i fjernvarmesystemerne ................................................... 21

3.4 Erfaringerne med geotermi i Danmark............................................. 21

3.5 Tidligere kortlægninger af potentialet for geotermi ........................ 22

3.6 Andre initiativer og projekter ........................................................... 23

Metoder og forudsætninger ............................................................... 24

4.1 Geologiske vurderinger .................................................................... 24

4.2 Data for fjernvarmenettene ............................................................. 25

4.3 Lokalisering af geotermianlæggene ................................................. 26

4.4 Beregninger og økonomiske vurderinger af geotermianlæg ........... 27

4.5 Scenarier og forudsætninger for indpasning i fjernvarmenettene .. 29

Resultater for de 28 screenede fjernvarmeområder ............................ 35

5.1 Resultater per område ..................................................................... 35

5.2 Resultater – geotermianlæg ............................................................. 36

5.3 Resultater – varmeproduktion og varmeproduktionsomkostninger43

5.4 Sammenligning af absorptions og el-varmepumper ........................ 54

Samlede billeder for 28 geotermianlæg .............................................. 59

3 |

6.1 Fjernvarmeproduktion ..................................................................... 60

6.2 Biomasseforbrug............................................................................... 62

6.3 CO

-udledning................................................................................... 65

6.4 Sammenhæng med det øvrige energisystem ................................... 67

6.5 Selskabsøkonomiske virkninger........................................................ 67

6.6 Samfundsøkonomiske virkninger ..................................................... 69

6.7 Følsomhedsanalyser ......................................................................... 71

Perspektivering af mulighederne for geotermi i 28 fjernvarmeområder

7.1 Geologisk grundlag de 28 områder .................................................. 76

7.2 Tekniske muligheder for geotermi ................................................... 77

7.3 Økonomiske muligheder for geotermi ............................................. 77

7.4 Kriterier for udbygning og indfasning ............................................... 78

7.5 Vurdering af barrierer for geotermi ................................................. 79

Referencer ........................................................................................ 82

Bilag 1: Generelle forudsætninger for beregning af geotermianlæg til

screening .................................................................................................. 83

Bilag 2: Scenarierammer og forudsætninger .............................................. 84

Bilag 3: Områderapporter for de 28 områder ............................................. 85

4 |

1 Sammenfatning

Geotermi er en vedvarende energikilde, der potentielt kan medvirke til at nå

de politiske mål om udfasning af de fossile brændsler i den danske

fjernvarmeforsyning. I modsætning til andre vedvarende energikilder er

energiproduktionen fra geotermi ikke afhængig af vejrforholdene, og

geotermi kan dermed bidrage til, at opretholde stabiliteten i energisystemet.

Ved at bidrage til en flerstrenget fjernvarmeforsyning, kan geotermi medvirke

til, at følsomheden for eventuelle prisstigninger på importerede brændsler

som for eksempel biomasse reduceres.

Tidligere kortlægninger har vist, at der er et potentiale for udnyttelse af

geotermisk energi i store dele af landet, men at der er betydelige regionale og

lokale forskelle på forekomsten og kvaliteten af de forskellige reservoirer. Der

er på nuværende tidpunkt etableret tre geotermianlæg i Danmark, i

henholdsvis Thisted, Sønderborg og Amager.

Baggrund for projektet

I den Energipolitiske aftale fra marts 2012 blev der afsat midler til at fremme

vedvarende energi (VE), herunder geotermi, i fjernvarmesystemerne, og på

baggrund af forslag fra en rundbordssamtale afholdt af Klima-, Energi- og

Bygningsministeren, blev det efterfølgende besluttet, at udføre en undersø-

gelse af mulighederne for indpasning af geotermi i udvalgte fjernvarmesyste-

mer i Danmark.

Dette projekt har undersøgt virkningerne af, at indføre geotermi i 28, af

Energistyrelsen udvalgte, fjernvarmeområder i Danmark. Det er dog vigtigt at

pointere, at rapporten ikke kan anses som en fyldestgørende opgørelse af

potentialet for geotermi i Danmark. Det skyldes blandt andet, at der kun er

regnet på ét geotermianlæg i hvert område, mens der i nogle områder

potentielt er plads til flere, samt at også andre områder end de 28 har

potentiale for geotermi.

Grundlag for

beregningerne

På grundlag af geologiske screeninger for de 28 områder udført af GEUS samt

kortlægninger af nuværende og forventet fjernvarmegrundlag og produktions-

kapacitet, foretages en lokalisering og beregning af ét geotermianlæg i hvert

område. Dette inkluderer en vurdering af en for lokaliteten optimal

anlægsstørrelse samt de tilhørende investeringer og driftomkostninger for

geotermianlægget, varmepumper og - i nogle områder - nye drivvarmeanlæg

til absorptionsvarmepumper. Disse vurderinger viser, at der i lang de fleste

5 |

områder formentlig findes et geologisk grundlag, som teknisk set muliggør en

udnyttelse af geotermivarmen.

Geotermis indpasning i

fjernvarmenettene

Geotermianlæggenes indpasning i fjernvarmenettene er analyseret ved hjælp

af en el- og varmemarkedsmodel, og resultatet er en selskabsøkonomisk opti-

mal lastfordeling mellem de forskellige produktionsenheder. Modelberegnin-

gerne er dels udført i et Referencescenarie, der tager udgangspunkt i den nu-

værende situation i, samt i et Alternativscenarie, hvor der også tillades inve-

steringer i ny kapacitet i de kommende årtier. I begge disse scenarier regnes

på en situation med og uden geotermi. Anvendelsen af absorptionsvarme-

pumper giver de laveste selskabsøkonomiske varmeproduktionsomkostnin-

ger, og denne løsning er derfor prioriteret hvor den er forenelig med Projekt-

bekendtgørelsen. I 7 ud af 28 områder indebærer reglerne, at der i stedet er

regnet med el-drevne kompressionsvarmepumper.

De optimale anlægsstørrelser varierer fra 1 MW til 55 MW, som afhængig af

deres drifttider og konkurrenceevne i områderne udnytter fra få TJ til mere

end én PJ, som det ses på figuren nedenfor. I de fleste tilfælde vil

geotermianlæggene i Alternativ scenariet få færre driftstimer og derved

udnytte mindre af varmen fra undergrunden end i Referencescenariet. Dette

skyldes forøget konkurrence fra ny biomasse kraftvarme kapacitet. De

reducerede driftstider for Alternativ scenariet er særligt markante for de

anlæg, der drives med el-varmepumper. De lavere driftstider fører til, at

geotermiens varmepris øges i de fleste områder i forhold til

Referencescenariet.

1,400

1,200

50%

40%

1,000

800

600

400

200

35%

30%

25%

20%

15%

10%

Ref.m.geo. (TJ)

Alt.m.geo (TJ)

Ref.m.geo. (%)

Alt.m.geo (%)

Figur 1: Geotermianlæggenes udnyttede varme fra undergrunden i 2025. Markeret med * er

områderne med el-varmepumper.

6 |

Andel områdets varmegrundlag (%)

45%

Varme fra undergrunden (TJ)

Økonomisk rentabilitet

Af de 28 geotermianlæg vil nogle få være selskabsøkonomisk fordelagtige at

bygge, mens de fleste vil øge de samlede varmeproduktionsomkostninger i

Referencescenariet. I Alternativscenariet vil geotermianlæggenes økonomi ge-

nerelt forringes sammenlignet med den øvrige varmeproduktion.

Den forringede rentabilitet i Alternativscenariet skyldes først og fremmest, at

den dyrere fossile produktion substitueres af billigere og ikke-afgiftsbelagt

biomassebaseret varme og kraftvarme, uafhængigt af geotermiproduktionen.

Samfundsøkonomisk vil også kun få af anlæggene være rentable med de be-

regnede selskabsøkonomisk optimale driftstider. Dog vil en stor del af anlæg-

gene i Alternativ scenariet have en nærmest neutral samfundsøkonomisk virk-

ning som det ses på figuren nedenfor.

600

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

2020

500

2025

2035

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 2: Akkumulerede ændringer i de samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger for

”Alternativ med geotermi”. Hvert trin på kurven repræsenterer ét geotermianlæg.

De økonomiske virkninger er i alle tilfælde meget forskellige for områderne,

således at nogle anlæg er tæt på at kunne betale sig, mens andre er meget ne-

gative. Dette skyldes både forskelle i det geologiske potentiale og forskelle i

hvilken varmeproduktion geotermien konkurrerer med.

Det skal bemærkes at disse beregninger er gennemført under de gældende

rammebetingelser.

7 |

Fortrængning af

biomasse og CO

Etablering af geotermianlæg vil være en effektiv måde at reducere biomasse-

forbruget, en tendens der øges i Alternativscenariet, hvor biomassefyrede an-

læg er mere udbredt. Evnen til at fortrænge CO

er derimod ikke markant i Al-

ternativ scenariet, da det først og fremmest er biomassemængden, der redu-

ceres, og da biomasse i tråd med de officielle definitioner regnes som CO

neutral.

Følsomhedsberegninger viser, at især prisændringer på biomasse kan ændre

økonomien, så en større del af geotermianlæggene bliver rentable. Således vil

en 50 pct. højere biomassepris bevirke, at geotermien får betydeligt flere

driftstimer og dermed en højere årlig varmeproduktion fra undergrunden, og

samtidig at en stor del af anlæggene bliver konkurrencedygtige eller meget

tæt på at være det. En lavere elpris (fastholdt på nuværende niveau) vil også

øge produktionen markant og konkurrenceevnen en del.

Den vigtigste barriere for udbygning med geotermi er konkurrencen med ikke-

afgiftsbelagte biobrændsler, som forventes at blive den dominerende fjern-

varmekilde i de kommende årtier.

Geotermivarmen kan udnyttes med enten absorptionsvarmepumper, som dri-

ves af varme fra for eksempel biomasse kedler, eller med el-drevne varme-

pumper. Sidstnævnte kan indebære en række fordele i form af øget fleksibili-

tet og mindre bindinger til anden varmeproduktion. Beregninger, der sam-

menligner disse løsninger, viser, at geotermi med el-varmepumper generelt er

mindre selskabsøkonomisk attraktiv end geotermi med absorptionsvarme-

pumper, hvorimod de to typer i mange tilfælde er samfundsøkonomisk lige-

værdige.

I et energipolitisk perspektiv må geotermiens rammevilkår derfor ses i sam-

menhæng med rammevilkårene for fjernvarme- og elproduktion med blandt

andet biomasse samt el til varmeproduktion med varmepumper.

En række forhold er med til at afgøre, hvor attraktivt geotermi er i de enkelte

områder, og overvejelser om indfasning af geotermi skal følges op af grundi-

gere undersøgelser af både de geologiske forhold og den optimale indpasning

i fjernvarmenettet i hvert konkret tilfælde. Det er afgørende for økonomien i

geotermianlæg, at de kan køre som grundlast i varmeforsyningen, så de får et

højt driftstimetal. Endvidere er meget af geotermien bundet til en tilsvarende

Følsomheder

Geotermiens

konkurrence og barrie-

rer for udbygning

8 |

drivvarmekapacitet såfremt der anvendes absorptionsvarmepumper. Da geo-

termiprojekter derudover har en relativt lang udviklingstid, er det afgørende

at de tænkes ind i en langsigtet energiplanlægning i et givet område.

9 |

2 Introduktion

2.1 Indledning

Der er på nuværende tidpunkt etableret tre geotermianlæg i Danmark, og

geotermi anses for at være en teknologi, der kan medvirke til udfasning af

fossile brændsler i fjernvarmeproduktionen. Tidligere kortlægninger har vist,

at der er et potentiale for udnyttelse af geotermisk energi i store dele af

landet, men at der er betydelige regionale og lokale forskelle på forekomsten

og kvaliteten af de forskellige reservoirer.

Dette projekt har undersøgt effekterne af at indføre geotermi i 28 udvalgte

fjernvarmeområder i Danmark. Det er dog vigtigt at pointere, at rapporten

ikke kan anses som en fyldestgørende opgørelse af potentialet for geotermi i

Danmark. Det skyldes blandt andet, at der kun er regnet på et geotermianlæg

i hvert område, mens der i nogle områder potentielt er plads til flere, samt at

også andre områder end de 28 har potentiale for geotermi.

2.2 Projektets baggrund og formål

I den energipolitiske aftale fra marts 2012 blev der afsat en pulje på 35 mio. kr

til fremme af VE-teknologi i fjernvarmesystemerne, herunder geotermi og

store varmepumper.

For at klarlægge de nærmere prioriteringer i anvendelsen af puljen til fremme

af ny VE teknologi i fjernvarme afholdt klima-, energi- og bygningsministeren

en rundbordskonference i september 2012 med nøgleinteressenter og politi-

ske ordførere. Målet var at udveksle erfaringer fra de igangværende geoter-

miprojekter, men også at få idéer til anvendelse af midlerne fra energiforliget

til fremme af geotermi.

Rundbordskonferencen opstillede flere forslag til aktiviteter, herunder en

screening af de geotermiske muligheder i en række potentielle byer, og paral-

lelt hermed en undersøgelse af mulighederne for indpasning af geotermi i ud-

valgte fjernvarmesystemer i Danmark. På den baggrund udbød

Energistyrelsen i juni 2013 to analyseopgaver med henblik på at belyse

økonomien og indpasning af relevante geotermiske anlæg i 27

fjernvarmeområder. De 27 områder var udvalgt ud fra et kriterium om et

afsætningsgrundlag større end 400 TJ/år, samt en frasortering af visse

områder med et forventet meget ringe geologisk potentiale for geotermi

(primært beliggende oven på Ringkøbing-Fyn Højderyggen, se Figur 4).

10 |

Såvel opgaven med ”Økonomiske vurderinger af relevante geotermianlæg i

fjernvarmesystemerne” som ”Indpasning af geotermi i fjenvarmesystemerne”,

er udført af en projektgruppe bestående af Ea Energianalyse, COWI og Dansk

Fjernvarmes Geotermiselskab. Begge delopgaver er behandlet i denne

rapport. Opgaven er efterfølgende udvidet til at omfatte i alt 28 områder

(Frederikshavn blev inkluderet), ligesom det aftaltes at inddrage kommunale

varmeplanmyndigheder som dialogpartnere. Endelig blev det undervejs i

arbejdet besluttet også at analysere brugen af el-drevne varmepumper til

udnyttelsen af geotermivarme i en del af områderne.

Løsning af opgaven bygger på en screening af det geologiske potentiale i de 28

områder udført af GEUS (De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark

og Grønland) for Energistyrelsen i perioden 2013-2014. Rapporterne fra

denne screening er vedlagt som bilag til denne rapport som en del af Bilag 3:

Områderapporter.

Der er også tidligere udført landsdækkende geologiske vurderinger af

potentialerne for geotermi i Danmark. Det er dog klart, at muligheden for at

udnytte den geotermiske resurse til produktion af fjernvarme er forbundet

med en lang række praktiske og økonomiske begrænsninger og store risici.

Derudover skal geotermianlægget ligge i nærheden af og kunne indpasses i et

fjernvarmenet, der kan aftage varmen. Samtidig skal afsætningsgrundlaget

have en vis størrelse, for, at anlægget kan blive økonomisk interessant, da

geotermianlæggene kræver forholdsvis store investeringer.

Det har derfor været projektets omdrejningspunkt at se det geologiske

potentiale i sammenhæng med afsætningsgrundlaget i de aktuelle og

fremtidige fjernvarmesystemer for at kunne belyse relevansen af et muligt

geotermianlæg for hvert af de 28 områder. Derefter analyseres mulighederne

for og de økonomiske virkninger af at indpasse geotermi i de 28

fjernvarmeområder.

Projektets formål

Projektets overordnede formål er, at undersøge om geotermi vil kunne

indpasses i fjernvarmeforsyningen i 28 udvalgte fjernvarmeområder i

Danmark, og hvilke økonomiske og miljømæssige virkninger dette kan tænkes

at have. Dette analyseres på baggrund af 28 gennemførte casestudier.

På baggrund af en beskrivelse af hvert enkelt fjernvarmeområdes nuværende

og fremtidige struktur, afsætningsgrundlag og produktionsanlæg samt de

relevante geologiske parametre, bestemmes størrelse, placering og andre

11 |

hovedparametre for et muligt geotermisk anlæg i de 28 udvalgte

fjernvarmeområder. Herunder bestemmes relevante parametre og løsninger

vedrørende varmepumper og eventuelle drivvarmekilder for disse. Det

bestemmes herunder, hvilken varmeeffekt fra undergrunden, der kan leveres

fra det geotermiske anlæg ved det aktuelle temperaturniveau i reservoiret og

i fjernvarmenettet. Ud fra dette bestemmes de økonomiske nøgletal for

anlægget, herunder investeringens størrelse, de faste og variable

driftsomkostninger samt COP-værdier for tilknyttede varmepumper m.v.

Dernæst foretages der på baggrund af områdespicifikke data en analyse og

vurdering af energiforhold, selskabs- og samfundsøkonomi samt CO

udledning ved investering i et muligt geotermianlæg i hvert område. Herunder

belyses implementering af geotermi i både et Reference- og

Alternativscenarie.

Ud fra de samlede billeder af geotermien i de 28 områder identificeres en

række videre perspektiver for den videre realisering af geotermi i Danmark.

2.3 Proces og arbejdsgang

Projektet har fulgt en proces som vist i Figur 3, idet de 28 fjernvarmeområder

har været opdelt i fire grupper efter geologiske provinser. Opdelingen skyldes

først og fremmest, at de geologiske data fra GEUS er leveret på forskellige

tidspunkter for de fire grupper. I det efterfølgende listes alle 28 byer dog

samlet.

I nogle af de større sammenhængende transmissions områder er det valgt at

se på delområder svarende til lokale distributionsområder.

•

Sønderborg (oprindeligt gruppe 1)

•

Aabenraa-Rødekro-Hjordkær

•

Haderslev

•

Maribo

•

Nykøbing Falster

•

Silkeborg

•

Århus

•

Aalborg

•

Herning-Ikast

•

Randers

•

Holstebro-Struer

•

Hjørring

•

Horsens

•

Grenå

12 |

•



Thisted

Skive

Brønderslev

Viborg

Frederikshavn

Roskilde (Storkøbenhavn)

Kalundborg

Helsingør (Nordøstsjælland)

Hillerød

Nyborg

Slagelse

DTU-Holte-Nærum

Ringsted

Frederiksværk

Som diagrammet neden for antyder, har der været en dialog med GEUS

angående placeringen af hvert enkelt geotermianlæg, som er udpeget med

hensyn til såvel de geologiske prognoser som mulighederne for tilslutning til

fjernvarmenettet og eventuelle drivvarmekilder.

13 |

Figur 3: Diagram for projektets proces

Som indledningsvist beskrevet, har opgaven kontraktmæssigt været delt i to,

hvor Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab har varetaget projektledelsen for

opgaven ”Økonomiske vurderinger af geotermi”, mens Ea Energianalyse har

varetaget projektledelsen for opgaven ”Indpasning af geotermi i

fjernvarmesystemerne”. I praksis har der været tale om et tæt samarbejde, da

opgaverne har haft en stor sammenhæng og er løst af den samme

projektgruppe.

El-drevne varmepumper blev tilføjet projektet i anden halvdel af år 2014.

Beregning med el-drevne varmepumper er foretaget for den del af byerne,

hvor geotermien har vist sig mest økonomisk fordelagtig og/eller i områder

med naturgasbaseret kraftvarme, hvor Projektbekendtgørelsen under

Varmeforsyningsloven pt. ikke giver mulighed for etablering af

(biomasse)kedler til produktion af drivvarme til absorptionsvarmepumper. Da

der således for en del af områderne er regnet på anlæg med begge

varmepumpetyper, er det muligt at sammenligne på tværs af

varmepumpeteknologierne.

14 |

En følgegruppe bestående af repræsentanter fra fjernvarmeselskaber og

Dansk Fjernvarme har været konsulteret undervejs i projektet.

2.4 Rapportens opbygning

Rapporten er bygget op som en hovedrapport og en række bilagsrapporter.

For hver af de 28 fjernvarmeområder findes en bilagsrapport (Bilag 3:

Områderapporter , der indeholder henholdsvis:



Geologiske data

Data for fjernvarmeforsyningerne

Beregninger af geotermianlæg

Scenarieberegninger for indpasning af geotermi

Dette sikrer, at input og beregningsresultater nemt kan findes og læses af de

enkelte fjernvarmeselskaber og kommuner. Rapporterne for de enkelte

områder skal dog læses i sammenhæng med hovedrapportens gennemgang af

generelle forudsætninger m.v. for alle 28 områder og kan således ikke stå

alene eller tages ud af denne sammenhæng.

Hovedrapporten har følgende struktur:

I kapitel 1 findes en sammenfatning af rapportens indhold og de vigtigste

resultater.

Kapitel 2 indeholder en introduktion til projektets baggrund, formål samt

arbejdsproces.

Kapitel 3 indeholder en generel beskrivelse af geotermi, de hidtidge erfaringer

samt muligheder og barrierer for geotermi til fjernvarmeproduktion i

Danmark. Dette omfatter en kort beskrivelse af de tre eksisterende

geotermianlæg og en generel gennemgang af et geotermianlægs tekniske

opbygning og virkemåde.

Kapitel 4 indeholder en samlet beskrivelse af metoder og forudsætninger for

rapportens beregninger og analyser med henvisning til de relevante bilag. Heri

defineres også de scenarier, som benyttes i analyserne af geotermiens

indpasning i de fremtidige fjernvarmesystemer.

I kapitel 5 findes en generel gennemgang og sammenligning af resultaterne

for de beregnede geotermianlæg i de 28 områder, hvilket gør det muligt at få

15 |

overblik over områdernes og anlæggenes forskelligheder såvel økonomisk

som teknisk. Dette indeholder endvidere en generel gennemgang af

usikkerheder og følsomheder ved beregningerne.

Kapitel 6 indeholder overbliksbilleder for de 28 områder, herunder

tværgående analyseresultater for fjernvarmeproduktion, samfunds- og

selskabsøkonomi, biomasseforbrug, CO

-virkninger m.v. for de forskellige

scenarier med og uden geotermi. Endvidere indgår følsomhedsvurderinger.

I kapitel 7 perspektiveres de identificerede tekniske og økonomiske

muligheder for geotermi i forhold til følsomhedsanalyser samt de barrierer og

muligheder for geotermiudbygning, som kan identificeres ud fra analyserne.

16 |

3 Generelt om geotermi

Geotermi kommer af de græske ord

geo

(jord) og

therme

(varme) og kan altså

direkte oversættes til varme fra jorden. I Danmark skelner vi dog traditionelt

mellem

jordvarme,

som indvindes fra de overfladenære lag, og

geotermi,

som

indvindes fra geologiske formationer i dybder mellem typisk 1.000 og 3.000

meter. Mens energien i de overfladenære lag helt overvejende stammer fra

solens indstråling, kommer energien i de dybere lag derimod fra Jorden selv –

dels som varme fra henfald af naturligt forekommende isotoper i jordskorpen,

dels som varme fra dannelsen af planeten for ca. 4,6 mia. år siden. Både ener-

gikilden og teknologien adskiller således geotermi fra jordvarme, der ikke be-

handles yderligere i denne rapport.

Dette afsnit indeholder en kort gennemgang af de vigtigste principper for geo-

termianlæg til fjernvarmeproduktion i Danmark og er således tænkt som en

hjælp til forståelsen af resten af rapporten. For en mere grundig gennemgang

henvises der til Drejebog om geotermi (Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab

m.fl., 2014) og

www.geotermi.dk.

3.1 Det geologiske grundlag

Den danske undergrund består af primært af sedimentære aflejringer, der

visse steder er flere kilometer tykke og aflejret oven på grundfjeldet igennem

flere hundrede millioner år og under skiftende klimatiske forhold. Det er i

disse aflejringer, at der kan findes egnede lag af sandsten, som er tilstrække-

ligt porøse og vandledende (permeable) til at kunne udnyttes til indvinding af

geotermisk energi.

Den overordnede opbygning af den danske undergrund er nogenlunde vel-

kendt. GEUS, som har adgang til samtlige data, prøver, kerner, m.v. om under-

grunden i Danmark, har udarbejdet et kort, som giver et overordnet overblik

over undergrunden og udbredelsen af de forskellige geologiske lag (formatio-

ner), som er interessante i forhold til indvinding af geotermisk energi.

17 |

Figur 4: Udbredelsen af de mulige geotermiske reservoirer i Danmark (kilde: GEUS).

Bevæger vi os fra syd mod nord, starter vi i Det Nordtyske Bassin, hvor de se-

dimentære lag er tykke, og hvor grundfjeldet ligger dybt. Det Nordtyske Bassin

afgrænses mod nord af Ringkøbing-Fyn Højderyggen, hvor grundfjeldet ligger

relativt tæt på overfladen (under 1.000 meters dybde). Her er de interessante

sedimentære lag således enten helt fraværende eller tynde, og de er under

alle omstændigheder relativt kølige på grund af den ringe dybde. Nord for høj-

deryggen ligger Det Danske Bassin, hvor dybden til grundfjeldet til gengæld

stiger til helt op til 8.000-9.000 meter. Fortsætter vi mod nord kommer vi op

på Skagerrak-Kattegat Platformen, hvor grundfjeldet gradvist kommer tættere

på overfladen, og når vi til Norge og Sverige, finder vi grundfjeldet helt på

overfladen i form af de norske og svenske fjelde. Kun på Bornholm finder vi

grundfjeldet ved overfladen i Danmark.

Grundlæggende er der to geologiske forhold, som er vigtige i forhold til mulig-

heden for at indvinde geotermisk energi. Reservoiret skal have en tilstrækkelig

høj temperatur, og dets vandledende egenskaber skal være tilstrækkeligt

høje. Temperaturen stiger med dybden – i Danmark typisk med 25-30 °C per

kilometer. De vandledende egenskaber falder derimod med dybden – som en

tommelfingerregel halveres permeabiliteten per 300 meter. Der er dog store

18 |

lokale variationer. Dette betyder, at der er et vindue mellem 1.000 og 3.000

meters dybde, hvor indvinding af geotermisk energi generelt set er relevant.

Ligger det geotermiske reservoir tættere på overfladen, vil det typisk være for

køligt, og ligger det omvendt dybere, vil de vandledende egenskaber typisk

være for ringe.

Undergrunden gennemskæres endvidere af en række større og mindre for-

kastninger, som kan bryde reservoirets kontinuitet, og som derigennem kan

gøre det umuligt at indvinde geotermisk energi over længere tid i nærheden

af disse.

Det skal understreges, at der kan være væsentlige lokale variationer i de geo-

logiske forhold, særligt i de vandledende egenskaber og i mindre grad også i

temperaturniveauerne. Det vil derfor altid være nødvendigt at analysere de

lokale geologiske forhold grundigt, inden der opstilles prognoser for potentia-

let, og etableringen af et geotermisk anlæg igangsættes. Disse analyser vil ty-

pisk være baseret på data fra eksisterende boringer og seismiske undersøgel-

ser, og de vil typisk skulle suppleres med indsamlingen af nye seismiske data.

Det endelige potentiale for indvinding af geotermisk energi kendes først, når

den første boring er udført og der er gennemført prøvepumpninger.

3.2 Det tekniske koncept

Det tekniske koncept, som danner grundlag for de tre eksisterende danske

geotermianlæg, og som derfor også er udgangspunktet for analyserne i denne

rapport, er et såkaldt dubletanlæg, som er udviklet primært i Frankrig i starten

af 1980’erne. Et dubletanlæg består af to brønde, hvoraf den ene benyttes til

produktion (oppumpning) af geotermisk vand, mens den anden benyttes til

reinjektion af det afkølede geotermiske vand. Et dubletanlæg vil være pas-

sende i størrelse til hovedparten af de fjernvarmesystemer, som er screenet i

denne rapport.

19 |

Figur 5: Princippet i geotermianlæg med 2 boringer (illustration udlånt af Sønderborg Fjern-

varme).

Er der imidlertid adgang til et større varmeafsætningsgrundlag, kan der være

mulighed for at etablere geotermiske anlæg med flere end 2 brønde. Således

er der i denne rapport i enkelte tilfælde regnet på anlæg med 4 eller 11

brønde (se afsnit 5.2). Større anlæg forventes at give en række økonomiske

stordriftsfordele, både under etableringen og under driften. Endvidere forven-

tes det, at der gennem installation af flere parallelle komponenter (for eksem-

pel pumper) kan opnås en større redundans og dermed en højere rådigheds-

faktor.

Der skal være en vis afstand mellem boringerne i reservoiret, og den nødven-

dige afstand er bestemt af kravene til det maksimale temperaturfald i produk-

tionsboringen/-erne over tid. Afhængigt af de geologiske forhold og forhol-

dene på overfladen (adgang til arealer, adgang til fjernvarmenettet, m.v.) kan

denne afstand opnås gennem en kombination af lodrette og afbøjede (devie-

rede) boringer. De geotermiske brønde bores med udstyr og teknikker, som

kendes fra olie- og gasindustrien, og afsluttes i reservoirdybden med en ud-

bygning, der tillader vandet at strømme mellem reservoiret og boringen. Der

skal typisk bruges pumper til både oppumpning og reinjektion af geotermivan-

det, som typisk er meget saltholdigt og desuden kan indeholde opløste gasser

m.v.

20 |

Boringerne forbindes til overfladeanlægget, der indeholder varmevekslere,

pumper, filtre m.v. Varmepumpeanlæg (og eventuelle drivvarmeanlæg til for-

syning af absorptionsvarmepumper) kan etableres sammen med overfladean-

lægget eller kan være adskilt på to forskellige lokaliteter.

Selvom geotermivandet i en del tilfælde er varmere end fjernvarmereturvan-

det, så en vis direkte varmeveksling er mulig, er det en fordel at benytte var-

mepumper, idet disse sikrer, at geotermivandet kan køles ned til typisk 10-

15 °C, samtidig med at fjernvarmevandet kan opvarmes til temperaturer over

geotermivandets produktionstemperatur. Derved bliver anlæggets kapacitet

større, og den geotermiske ressource udnyttes optimalt.

Rapporten omhandler geotermianlæg med to type af varmepumper: Absorpti-

onsvarmepumper, der udnytter varme fra andre processer for eksempel ke-

delanlæg, til at drive varmepumpen, samt kompressorvarmepumper, der dri-

ves af elektricitet. For en nærmere beskrivelse af teknik og økonomi i varme-

pumper henvises til drejebogen om store varmepumper i fjernvarmesystemer

(Energistyrelsen , 2014).

3.3 Geotermi i fjernvarmesystemerne

Selvom varmen i undergrunden lokalt kan findes i rigelige mængder, er der

tale om en forholdsvis stor investering i et geotermianlæg og dermed relativt

høje, faste omkostninger til finansiering. Når anlægget er i drift, vil de variable

udgifter derimod typisk være relativt lave, da der ikke er udgifter til indkøb af

brændsler. Der skal dog bruges en vis mængde energi til pumper (el) og var-

mepumper (el/procesvarme).

Geotermianlæggets samlede økonomi er derfor afhængig af et højt årligt antal

driftstimer for at opnå en gunstig varmepris. Da et geotermianlæg endvidere

ikke er egnet til hyppige start og stop, vil anlægget typisk være bedst egnet til

at levere grund- eller mellemlast.

Geotermianlæggets driftsøkonomi vil derudover til en vis grad være afhængig

af fjernvarmetemperaturerne (frem og retur). Det vil normalt være en fordel

at levere det meste eller hele den producerede energi ved distributionstem-

peratur, hvor temperaturniveauet typisk er lavere end på transmissionsnet-

tene.

3.4 Erfaringerne med geotermi i Danmark

Der er etableret tre geotermiske anlæg i Danmark i henholdsvis Thisted,

Sønderborg og på Amager. Både anlæggene og erfaringerne med driften er ret

21 |

forskellige, og en kort beskrivelse kan derfor være med til at belyse de for-

skelle, der vil være mellem de potentielle anlæg i de 28 fjernvarmeområder,

som er analyseret i denne rapport.

Thisted-anlægget blev som det første sat i drift i 1984 og fungerede i de første

år med el-varmepumper. Dette blev dog ændret i 1988 på grund af introdukti-

onen af yderligere elafgifter. Anlægget har siden kørt med absorptionsvarme-

pumper drevet af varme fra en halmkedel og fra det affaldsbaserede kraftvar-

meanlæg. Varmen hentes op fra knap 1,3 kilometers dybde ved ca. 43 °C. Der

produceres ca. 7 MW varme fra undergrunden ved anvendelse af ca. 10 MW

drivvarme, således at anlægget kan levere op til 17 MW fjernvarme. Anlægget

lukkes normalt ned i april til oktober, hvor affaldsvarme alene kan dække be-

hovet.

Anlægget på Amager (ved København) blev etableret som et demonstrations-

anlæg af Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde (HGS) i årene 2000-

2005, og udnytter varme fra et reservoir i 2,6 kilometers dybde, hvor tempe-

raturen er ca. 73

°C.

Anlægget forsyner det lokale distributionsnet på Amager

via varmevekslere og absorptionsvarmepumper drevet af damp fra det kø-

benhavnske dampnet. Der kan produceres op til 27 MW fjernvarme bestå-

ende af 14 MW fra undergrunden og 13 MW fra drivvarmen. Anlæggets pro-

duktion begrænses normalt kun i meget ringe grad af det nærliggende affalds-

forbrændingsanlæg, der som oftest kan afsætte sin fjernvarmeproduktion på

transmissionsnettet frem for distributionsnettet.

Anlægget i Sønderborg blev som det nyeste anlæg i Danmark idriftsat i 2013.

Den geotermiske varme indvindes fra ca. 1,1 kilometers dybde, hvor reservoir-

temperaturen er 48 °C. Anlægget er designet til at kunne producere op til

12,5 MW fra undergrunden, som sammen med 17 MW drivvarme fra to flis-

kedler bliver til i alt 29,5 MW fjernvarme. Der er pt. kun afsætningsgrundlag

for varmen fra undergrunden i de koldeste måneder, typisk oktober/novem-

ber til februar/marts.

3.5 Tidligere kortlægninger af potentialet for geotermi

GEUS foretog i 2009 en samlet kortlægning og vurdering af det geotermiske

potentiale i Danmark (GEUS, 2009) baseret på den tilgængelige viden om un-

dergrunden. Den viste, at der i mange områder i Danmark er et godt potenti-

ale for udnyttelse af geotermisk energi i dybder fra 800 – 3000 m, men at der

er betydelige regionale forskelle på forekomsten og kvaliteten af de forskellige

reservoirer. Samtidig er der generelt set betydelige geologiske usikkerheder,

22 |

som gør det nødvendigt at indsamle yderligere lokale geologiske og geofysiske

data for at vurdere de konkrete muligheder i et specifikt område.

HGS vurderede i en undersøgelse fra 2008, at de geotermiske reserver i ho-

vedstadsområdet teoretisk set ville være tilstrækkelige til at dække op imod

50 pct. af fjernvarmebehovet i flere tusind år ved en gennemsnitlig varmepro-

duktionspris på niveau med den nuværende gennemsnitlige fjernvarmepro-

duktionspris.

Energistyrelsen har tidligere vurderet, (Energistyrelsen, maj 2010), at økono-

mien i geotermisk varmeproduktion kan ligge på niveau med varme fra cen-

trale og decentrale kraftværker, og at geotermien i 2010 vurderedes som en

konkurrencedygtig varmeproduktionsform.

3.6 Andre initiativer og projekter

I forbindelse med den energipolitiske aftale fra marts 2012, som hovedparten

af Folketingets partier stod bag, blev der afsat en pulje til udvikling af geo-

termi til fjernvarmeproduktion i perioden 2012-2015. Denne rapport er udar-

bejdet under denne pulje, som derudover også omfatter følgende initiativer,

der alle er udført eller igangsat:



Drejebog om geotermi (Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab m.fl.,

2014)

Udredning om mulighederne for risikoafdækning i geotermiprojekter

(WellPerform & Sandroos Advokatfirma, 2013)

Etablering af en elektronisk database over kendskabet til undergrun-

den (WebGIS)

Endelig er der i forbindelse med finansloven for 2015 afsat i alt 60,9 mio. kr. til

etablering og drift af en national garantiordning for geotermi, som forventes

implementeret i løbet af 2015.

23 |

4 Metoder og forudsætninger

Dette kapitel beskriver de grundlæggende metoder og forudsætninger, der er

anvendt i henholdsvis de geologiske vurderinger, indsamling af data for fjern-

varmenettene, lokalisering og beregning af geotermianlæggene, opstilling af

scenarierne og beregning af indpasning af geotermien i fjernvarmesyste-

merne.

Rapportens bilag indeholder en mere detaljeret beskrivelse af dataindsamling

og forudsætninger.

4.1 Geologiske vurderinger

Screeningen af geotermiske anlæg i de 28 udvalgte fjernvarmeområder har

fået et omfattende input fra GEUS med hensyn til de geologiske forudsætnin-

ger for udnyttelse af geotermisk energi på de udvalgte lokaliteter. GEUS’

screening af de lokale geologiske forhold er koordineret med nærværende

screening, men er udført under en selvstændig opgave for Energistyrelsen og

blev afsluttet ved udgangen af 2014. Der er udarbejdet en geologisk scree-

ningsrapport for hver af de udvalgte lokaliteter

(se

Bilag 3: Områderapporter).

I hver af de 28 geologiske screeningsrapporter præsenteres relevante geo-

logiske data, som danner grundlag for en vurdering af de dybe geotermi-

ske muligheder ved en udvalgt lokalitet i det aktuelle fjernvarmeområde.

Der gives en generel introduktion til de regionale geologiske forhold, og

GEUS vurderer, hvilken geologisk formation, der udgør det primære poten-

tielle geotermiske reservoir ved lokaliteten. Eventuelle alternative reser-

voirer behandles således ikke i GEUS’ screening.

Geologiske nøgledata for det primære geotermiske reservoir (herunder re-

servoirets forventede udstrækning, dybde, tykkelse, vandledende egenska-

ber og temperatur) præsenteres. Til de enkelte værdier er der knyttet en

vurderet usikkerhed, hvis størrelse blandt andet afspejler områdets geolo-

giske kompleksitet samt mængden og kvaliteten af de geologiske data, der

har været til rådighed for vurderingen. Det eksisterende datagrundlag do-

kumenteres i de geologiske screeningsrapporter, og der redegøres således

for, hvilke seismiske data og boringsdata, der ligger til grund for vurderin-

gen. I mange tilfælde gives der anbefalinger til indsamling af yderligere

geologiske og geofysiske data, som vil kunne forbedre vurderingen af det

geotermiske potentiale på lokaliteten, samt hvor boringerne, der skal

24 |

indgå i et eventuelt geotermisk anlæg, kan placeres. Eksempelvis vil ind-

samling af nye seismiske data i mange tilfælde efterfølgende kunne føre til

et mere præcist estimat af dybden til, tykkelsen og udbredelsen af samt til

dels reservoiregenskaberne for det potentielle reservoir ved lokaliteten.

4.2 Data for fjernvarmenettene

Som grundlag for undersøgelsen af mulighederne for at kunne afsætte geoter-

misk energi i de 28 fjernvarmeområder er der udarbejdet beskrivelser af hvert

enkelt fjernvarmeområde. Beskrivelserne er vedlagt i Bilag 3:

Områderapporter.

Beskrivelserne af fjernvarmeområderne i Sønderborg, Aabenraa-Rødekro-

Hjordkær, Haderslev, Maribo-Sakskøbing og Nykøbing Falster-Guldborgsund

Forsyning er drøftet med de enkelte fjernvarmeselskaber på individuelle mø-

der.

For de øvrige fjernvarmeområder er der fremsendt foreløbige udgaver af be-

skrivelserne til de respektive fjernvarmeselskaber, hvorefter der har været

drøftelser/korrektioner til beskrivelserne via e-mail- og telefonkorrespondan-

cer. Langt de fleste fjernvarmeselskaber har været positive, imødekommende

og hurtige til, at levere efterspurgt data. Enkelte selskaber har ikke ønsket at

medvirke.

De udarbejdede beskrivelser tager udgangspunkt i basisåret 2015 og har føl-

gende opdeling:

Nuværende forsyningsområde:



Distributionsnet – Fysisk struktur

Transmissionsnet – Fysisk struktur

An net leverancer fordelt på produktionsanlæg

Ab net fordelt på sammenhængende distributionsnet

Temperaturforhold frem/retur – sommer /vinter

Nuværende produktionsstruktur:



Produktionsenheder – Placering, type, kapacitet, virkningsgrader

Produktionsfordeling på års- og månedsbasis

Brændselsforbrug fordelt på brændselstyper

Fremtidig forsyningsstruktur - Planer (2015/2025/2035)

Fremtidigt varmebehov via:

25 |



Øget tilslutning inden for eksisterende distributionsnet

Udbygning af distributionsnet

Tilkobling/sammenkobling af distributionsnet

På basis heraf beregnes ab net fordelt på sammenhængende distribu-

tionsnet

Ud- og nybygning af produktionsanlæg. Anlæg under opførelse eller god-

kendte projektforslag medtages:



Type, kapacitet, virkningsgrader, brændsel

Temperaturforventninger

Fjernvarmeselskabets forventede placering af geotermianlæg

Der er udarbejdet en dataskabelon som grundlag for de individuelle beskrivel-

ser. Generelt blev dataskabelonen i videst muligt omfang udfyldt, forud for

fremsendelse til de enkelte fjernvarmeselskaber. Kilder til udfyldelse var stati-

stikmateriale fra Dansk Fjernvarme (årsstatistikker og 3-årig strukturanalyse),

Energistyrelsen (Energiproducenttællingen) samt tilgængelige data fra de en-

kelte fjernvarmeselskabers hjemmesider.

Dataskabelonenen består af tabeller for varmegrundlag, produktionsstruktur

og temperaturforhold. De enkelte skemaer blev efterfølgende færdig-

gjort/korrigeret efter drøftelse med/fremsendelse til de respektive fjernvar-

meselskaber. Endvidere blev oplysninger om maksimalt effektbehov fremskaf-

fet. De udfyldte tabeller for hvert område fremgår af Bilag 3:

Områderapporter.

Det må konkluderes, at informationer og data fra forskellige lokale og natio-

nale kilder og statistikker ikke er helt fuldstændige og konsistente. Tilgænge-

ligheden af grafiske informationer fra de enkelte selskaber, herunder led-

ningsplaner m.v. er meget varierende, og det har derfor ikke været muligt at

udarbejde fuldstændigt ensartede præsentationer for alle 28 fjernvarmeom-

råder. Samlet set vurderes de udarbejdede beskrivelser af de 28 fjernvarme-

områder at være dækkende til brug for nærværende geotermiscreening.

4.3 Lokalisering af geotermianlæggene

På baggrund af de indsamlede data om fjernvarmenettene og de eksisterende

samt planlagte varmeproduktionsanlæg i hvert område, er der foretaget en

lokalisering af geotermianlæggene, som er samstemt med de geologiske vur-

deringer. Placeringen for hvert område fremgår af Bilag 3: Områderapporter.

26 |

Kriterierne for udvælgelse af geotermianlæggenes placering har været:



Muligheder for tilslutning til fjernvarmenettet, fortrinsvis på di-

stributionsniveau

Mulighed for tilslutning til eksisterende eller planlagte drivvarme-

anlæg for absorptionsvarmepumper

Hensyn til de geologiske resurser (men ikke risici) på stedet i hen-

hold til GEUS´ vurderinger.

Andre fysiske forhold, herunder en indledende vurdering af mulig-

hederne for egnede arealer

Det har ikke i alle tilfælde været muligt at forene disse kriterier. En del af an-

læggene er således placeret i en større afstand fra fjernvarmenettet og skal

derved tilkobles nettet vha. nye eller eksisterende transmissionsledning.

For nogle få anlæg er der forudsat en opdeling, så de geotermiske boringer er

placeret på et andet sted end varmepumpeanlægget og forbindelsen til fjern-

varmenettet.

I det videre arbejde med beregning af geotermianlæggene er der taget højde

for de valgte placeringer, idet omkostninger til tilslutningsanlæg er vurderet

og medregnet. Eksisterende produktionsanlæg med mulighed for at levere

drivvarme er kun forudsat udnyttet, hvor de er beliggende umiddelbart ved si-

den af varmepumperne, så tilslutning er let.

Det skal understreges, at undersøgelsen kun er en screening, der for hvert

område har udpeget én mulig placering. Der er ikke foretaget en detailanalyse

og en systematisk gennemgang af områderne for at udpege den optimale pla-

cering i hvert enkelt område, idet en sådan gennemgang ligger langt ud over

rammerne for screeningen.

4.4 Beregninger og økonomiske vurderinger af geotermianlæg

For hver af de 28 udvalgte fjernvarmeområder designes og beregnes et

geotermianlæg i prospektevalueringsmodellen geotermiPRO. I geotermiPRO

beregnes energiomsætninger og omkostninger på baggrund af input om

undergrunden og afsætningsgrundlaget. Resultatet af beregningerne er altså

en optimeret anlægsstørrelse givet som effekt fra undergrund og drivenergi

samt de tilhørende investeringer og driftomkostninger. Udskrifter af beregnin-

gen af geotermianlægget for hvert område fremgår af Bilag 3:

Områderapporter.

27 |

Principper for beregning af geotermianlæg

Anlægskoncept og dimensionering af hovedkomponenter designes ud fra

optimeringer i forhold til varighedskurven og reservoirets egenskaber.

geotermiPRO tager udgangspunkt i et geotermisk anlæg med ét boringspar

bestående af en produktionsboring og en injektionsboring. Overførsel af

varme fra geotermivand til fjernvarmevand sker i overfladeanlægget

bestående af varmepumper og eventuelt varmevekslere, eventuelt suppleret

med mulighed for om nødvendigt at hæve temperaturen yderligere

(eftervarme). Princippet for det geotermiske anlæg i geotermiPRO er vist i Fi-

gur 6.

Figur 6: Principskitse for et geotermisk anlæg. På skitsen er vist både absorptions- og elektrisk

varmepumpe.

I beregningerne er det forudsat, at der anvendes varmepumper og eventuelt

varmevekslere til at overføre mest muligt energi fra geotermivandet til

fjernvarmevandet. Selv om der i Figur 6 og i Bilag 3: Områderapporter af prak-

tiske årsager kun er vist én komponent, vil der som oftest være tale om flere

parallelt og/eller serielt forbundne enheder. Varmepumperne kan vælges som

enten varmedrevne absorptionsvarmepumper eller elektriske

kompressorvarmepumper. Se afsnit 4.5 om valget af varmepumper. For

28 |

absorptionsvarmepumper forudsættes drivvarme at være til rådighed ved 160

°C.

De årlige omkostninger i realpriser beregnes baseret på kapaciteter og

anlægsomkostninger og omfatter:



Ydelse på indekslån

Driftsomkostninger uden energikøb

Køb af proces-el til pumper mm.

Køb af drivenergi til varmepumper

Køb af eftervarme

For yderligere detaljer om tekniske og økonomiske forudsætninger for

anlægsberegninger henvises til Bilag 1: Generelle forudsætninger for bereg-

ning af geotermianlæg til screening.

4.5 Scenarier og forudsætninger for indpasning i

fjernvarmenettene

Balmorel-modellen

Geotermianlæggenes indpasning i de lokale fjernvarmenet beregnes ved

hjælp af Balmorel, der er en el- og varmemarkedsmodel.

Modellen sættes op til, for hvert af de 28 udvalgte fjernvarmeområder, at be-

stemme den fjernvarme- og elproduktion, der giver de laveste selskabsøkono-

miske systemomkostninger under de givne forudsætninger om brændsels- og

elpriser, afgifter, tilskud m.v. Modellens resultat er således en selskabsøkono-

misk optimal lastfordeling mellem de forskellige produktionsenheder henover

året, samt de tilhørende værdier for brændselsforbrug m.v.

For scenarierne med geotermianlæg vil resultatet for hvert område således

være et årligt fuldlasttimetal, hvor det er økonomisk attraktivt at producere

geotermivarme i konkurrence med de øvrige produktionsenheder.

Modelforudsætninger

Balmorel-modellen benytter de i Bilag 3: Områderapporter fremsatte data for

hvert af de 28 områder, hvor prognoserne for varmeforbruget for det enkelte

område er angivet. Modellen forudsætter desuden, at de eksisterende

produktionsanlægs levetid strækker sig til og med 2035 uden reinvesteringer i

levetidsforlængelse m.v.

29 |

I scenarierne med mulighed for investeringer i nye produktionsanlæg

(Alternativscenarierne med og uden geotermi), er der givet mulighed for

investering i biomasse kraftvarmeanlæg (halm, flis og træpiller), solvarme, el-

varmepumper, el-patroner og varmelagre. Se nærmere i Bilag 1: Generelle

forudsætninger for beregning af geotermianlæg til screening og Bilag 2:

Scenarierammer og forudsætninger.

Sammenhæng med

elmarkedet

Da modellen undersøger specifikke forhold i Danmark, er interaktionen med

elproduktionssystemerne i de omkringliggende lande ikke undersøgt

nærmere. I stedet benyttes en forudsat elpris time for time for hvert af de tre

beregningsår til at beskrive elprisens udvikling over årene. Elprisen er

beregnet i et parallet studie, der havde fokus på elprisen i det

nordeuropæiske elmarked

. I Balmorel-modellen anses elmarkedet således

som ét stort internationalt marked, hvorimod fjernvarmeproduktion kun kan

benyttes lokalt i hver af de 28 områder, dog med mulighed for import og

eksport via varmetransmissionsledninger, hvor de findes i dag.

De fossile brændselspriser er baseret på Energistyrelsens

samfundsøkonomiske brændselspriser fra december 2014, der igen er baseret

på IEA’s World Energy Outlook 2013 (scenariet New Policies). Da priserne i

markedet i dag og de kommende år er noget lavere end vurderet i december

2014, er der dog på kort sigt (2020) foretaget en justering af priserne ud fra

forwardpriser i markedet frem til 2020 for at tilpasse det nuværende

prisniveau til IEA’s langsigtede brændselspriser. Biomassepriserne følger

Energistyrelsens seneste prisforudsætninger.

For at sikre konsistens med øvrige prisforudsætninger i IEA’s WEO2013 er der

i denne rapport anvendt langsigtede CO

-priser fra IEA WEO2013 (New

Policies scenariet). På kortere sigt er priserne tilpasset de aktuelle spot- og

forward priser for CO

i markedet.

Håndtering af

affaldsanlæg

Det er forudsat, at den eksisterende forbrændingskapacitet bevares frem til

2035. Affaldsmængden er modelteknisk antaget at være ubegrænset, og det

antages at forbrændingsanlæggene modtager 250 kr./ton for at aftage affald

jævnfør Ea Energianalyses affaldsanalyse for Dansk Affaldsforening

(”Samfundsøkonomisk værdi af Affaldsimport”, 2014). Dermed sikres, at

forbrændingskapaciteten typisk vil blive fuldt udnyttet i det omfang

varmemarkedet tillader det.

Brændsels- og CO

-priser

“Economic and climate effects of increased integration of the Nordic and German electricity systems -

OUTLOOK FOR GENERATION AND TRADE IN THE NORDIC AND GERMAN POWER SYSTEM”, Ea Energianalyse

og DTU for Agora Energiewende, 2015.

30 |

I nedenstående tabel er vist projektets nøgleforudsætninger for

brændselspriser, elpriser og afgifter.

Tabel 1: Analyseforudsætninger. Priser er angivet i 2014-kr. * El til pumper m.v. i geotermianlæg

regnes som et procesforbrug og betaler derfor lavere elafgift på 0,4 øre/kWh (indregnet i varia-

bel D&V omkostninger). Der er antaget samme elpris i Øst- og Vestdanmark.

2020

Brændselspriser:

Kul

Naturgas

Fuelolie

Let olie

Halm

Træpiller

Træflis

Affald

Afgifter på fossile

brændsler

Afgift på el til op-

varmning*

PSO el

Nettariffer el

-kvoter

Elpris

21 kr./GJ

59 kr./GJ

88 kr./GJ

114 kr./GJ

44 kr./GJ

71 kr./GJ

53 kr./GJ

-24 kr./GJ

64-70 kr./GJ brænd-

sel

38 øre/kWh el

20 øre/kWh el

12 øre/kWh el

55 kr./ton

301 kr./MWh

2025

26 kr./GJ

69 kr./GJ

114 kr./GJ

137 kr./GJ

46 kr./GJ

73 kr./GJ

55 kr./GJ

-24 kr./GJ

64-70 kr./GJ

brændsel

38 øre/kWh el

20 øre/kWh el

12 øre/kWh el

112 kr./ton

376 kr./MWh

2035

26 kr./GJ

77 kr./GJ

127 kr./GJ

157 kr./GJ

50 kr./GJ

76 kr./GJ

60 kr./GJ

-24 kr./GJ

64-70 kr./GJ brændsel

38 øre/kWh el

20 øre/kWh el

12 øre/kWh el

247 kr./ton

410 kr./MWh

Analysens scenarier

Screeningen består af i alt fire scenarier, som undersøges i Balmorel. I

scenarierne ses på udviklingen i energisystemet i de 28 fjernvarmeområder og

i Danmark som helhed frem mod 2035. Scenarierne er valgt for at kunne

belyse geotermiens konkurrencedygtighed i to situationer: 1) fortsættelse af

det eksisterende fjernvarmeproduktionssystem 2) udbygning af

fjernvarmeproduktionssystemet til det billigst mulige ud fra de nuværende

rammevilkår og tilgængelige teknologier.

Referencescenarier

To scenarier dækker over situationen, hvor der ikke investeres i yderligere

produktionsanlæg, og der ikke oprettes andre end de besluttede nye

produktionsanlæg. Disse scenarier kaldes ”Reference” og ”Reference med

geotermi”, hvor det sidste scenarie dækker over en situation, hvor det

antages, at alle områder har opført de beregnede geotermianlæg.

De tilsvarende scenarier ”Alternativ” og ”Alternativ med geotermi” dækker

over situationer, hvor modellen har mulighed for at investere i yderligere

produktionskapacitet. Kriterierne for disse investeringer er, at de ud fra en

systemmæssig betragning er selskabsøkonomisk rentable, når også

Alternativscenarier

31 |

kapitalomkostninger og faste omkostninger indregnes. Der er også regnet

med, at modellen kan nedlægge eksisterende kapacitet.

Tabel 2 viser en oversigt over scenarierne.

Tabel 2: Balmorel scenarier for screeningen

Scenarie

Reference

Reference med geotermi

Alternativ

Alternativ med geotermi

Modelinvesteringer

Nej

Geotermi

Nej

For hvert scenarie analyseres situationen i årene 2020, 2025 og 2035.

Beregningen for hvert år er afhængig af udfaldet af beregningerne i de

foregående år. Det vil blandt andet sige, at modellens investeringer i ny

produktionskapacitet overføres til de følgende år.

Valg af varmepumpeteknologi

Som beskrevet i 3.2 om de tekniske koncepter kan geotermivarmen udnyttes

med enten varmedrevne absorptionsvarmepumper eller med el-drevne kom-

pressionsvarmepumper. Kriteriet for valg af varmepumpeteknologi er, at opnå

den billigste selskabsøkonomiske varmeproduktionspris med de gældende af-

giftsniveauer, idet de gældende regler og retningslinjer i Projektbekendtgørel-

sen samtidig overholdes.

Det indebærer, at der fortrinsvis er regnet med absorptionsvarmepumper dre-

vet af eksisterende affalds- eller biomassekedler, eller af nye biomassekedler.

Energistyrelsen har i den forbindelse præciseret tolkningen af Projektbekendt-

gørelsens kriterier. På baggrund heraf har projektet forudsat følgende:



I områder med allerede eksisterende/planlagt kedelkapacitet, der er

egnet til at producere drivvarme til absorptionsvarmepumper, er disse

prioriteret. Det kan være i form af affaldsforbrænding, - eller biomas-

sebaserede anlæg.

I de resterende områder er valget truffet ud fra Projektbekendtgørel-

sens retningslinjer. Det er således forudsat, at der i centrale kraftvar-

meområder samt i naturgasforsynede decentrale kraftvarmeområder

ikke kan etableres rent varmeproducerende biomassekedler til pro-

duktion af drivvarme. I disse områder er der derfor valgt el-varme-

pumper.

I de øvrige decentrale områder er der valgt at forudsætte opførelse af

ny kedelkapacitet baseret på træflis svarende til drivvarmebehovet i

absorptionsvarmepumperne. Dette omfatter også områder, som i dag

er naturgasbaserede, men hvor der allerede er truffet beslutning om



32 |

opførelse af biomassebaseret kraftvarme til erstatning for naturgas-

sen.



For de centrale områder er det forudsat, at der kan opnås dispensa-

tion til at opføre geotermianlæg, men ikke nye biomassekedler for

drivvarme, idet der i disse områder i henhold til Varmeforsyningslo-

ven kun må opføres kraftvarmeanlæg til grund- og mellemlast.

En oversigt over valget af varmepumpeteknologi ud fra ovennævnte kriterier

fremgår af tabellen nedenfor.

Tabel 3: Oversigt over valg af varmepumpeteknologi til modellering af geotermianlæg

Område

Aalborg

Frederikshavn

Haderslev

Hjørring

Holstebro

Maribo

Nyborg

Nykøbing Falster

Ringsted

Roskilde (Storkøbenhavn)

Slagelse

Sønderborg

Thisted

Aabenraa-Rødekro-Hjordkær

Helsingør (Nordøstsjælland)

Brønderslev

Frederiksværk

Grenå

Hillerød

Randers

Skive

Silkeborg

DTU

Herning

Horsens

Kalundborg

Viborg

Aarhus

Varmepumpe / drivvarme

Absorptionsvarmepumper med eks. drivvarme

Absorptionsvarmepumper med ny biomassekedel

El-varmepumper

33 |

Det bemærkes, at prioriteringen af varmepumpeteknologien ikke

nødvendigvis afspejler det samfundsøkonomisk optimale valg. I de byer, hvor

der er valgt geotermianlæg med absorptionsvarmepumper kunne en el-

varmepumpe for eksempel vise sig at være mere samfundsøkonomisk

fordelagtig.

Investeringer i varmepumpeanlæggene er indregnet i estimater udført af

Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab. Investeringer i nye drivvarmeanlæg

(fliskedler) er også indregnet, idet investeringerne er antaget til 6 mio. kr.

(2015) per installeret MW varmekapacitet jævnfør Energistyrelsens

Teknologikatalog (Energistyrelsen, 2013, update March 2015).

Ud over de nævnte økonomiske og lovgivningsmæssige kriterier for valg af

varmepumper til geotermianlæggene kan der være forskellige tekniske og

systemmæssige fordele og ulemper ved de to type af varmepumper, som dog

ikke er analyseret i dette projekt.

Da valget af varmepumpeteknologi kan være afgørende for projektøkono-

mien, er der endvidere udført en sammenligning af økonomien for 12 områ-

der, hvor der er regnet med både absorptions- og el-varmepumper.

Data for geotermianlæg

Geotermianlæggene modelleres med de beregnede økonomiske og tekniske

data beregnet for hvert område jævnfør Bilag 3: Områderapporter, tillagt de

vurderede investeringer i tilslutninger til el- og fjernvarmenet og eventuelle

transmissionsledninger. Under drift er det forudsat, at geotermianlæggene

kan nedreguleres til 20 pct. af den fulde ydelse. Endvidere er det forudsat, at

drivvarme til absorptionsvarmepumper er driftsmæssigt låst til geotermien.

Der regnes med en rådighedsfaktor på 90 pct. I praksis ville visse anlæg blive

stoppet, for eksempel i sommermånederne, men af modeltekniske grunde er

det valgt, at geotermianlæggene ikke kan stoppes, men kun nedreguleres til

de nævnte 20 pct. last.

En uddybende gennemgang af forudsætninger og metoder for beregningerne

med Balmorel-modellen fremgår af Bilag 2.

34 |

5 Resultater for de 28 screenede

fjernvarmeområder

5.1 Resultater per område

Økonomiske og produktionsmæssige resultater for hvertaf de 28 udvalgte

fjernvarmeområder i screeningen findes i Bilag 3: Områderapporter. For hvert

område er indeholdt:



Resultaterne af GEUS’ geologiske screening,

beskrivelse af fjernvarmeområdet og den fremtidige

forsyningsstruktur,

beregninger af de økonomiske og tekniske forhold i et geotermianlæg

i fjernvarmeområdet,

resultater fra Balmorel-modellen med varmeproduktionskapaciteter,

fjernvarmeproduktion og -omkostninger over året for de fire scenarier

i årene 2020, 2025 og 2035.

Resultaterne i områderapporterne skal tages med en række forbehold.

Først og fremmest skal det understreges, at der er tale om en screening med

det formål at give en indikation af mulighederne for geotermi. Der er ikke fo-

retaget en fuldstændig analyse af den optimale fremtidige fjernvarmeforsy-

ning i området.

Den geologiske vurdering er alene foretaget for en enkelt lokalitet, svarende

til en umiddelbart vurderet fordelagtig placering af geotermianlægget. Der

kan derfor ikke drages konklusioner om hele områdets geologisk potentiale og

den optimale placering for et eventuelt geotermianlæg.

Modellering af områdets nuværende og forventede fremtidige fjernvarmepro-

duktion og -struktur er sket ud fra de data, som de var oplyst og forelå i år

2013. Endvidere indeholder optimeringsmodellen en række forudsætninger

og forsimplinger, som ikke nødvendigvis afspejler de aktuelle forhold præcist.

Der tages således for eksempel ikke hensyn til kapitalomkostninger for

eksisterende produktionsenheder, kun for enheder modellen investerer i.

Eksisterende anlæg forudsættes at kunne levetidsforlænges indtil år 2035

uden væsentlige reinvesteringer ud over normalt vedligehold. Der skal

endvidere tages højde for, at resultaterne ikke er baseret på optimeringer for

hver enkelt by, men en optimering for hele systemets energiomkostninger.

Der er ikke udført usikkerheds- og følsomhedsberegninger for hvert område,

men derimod lavet et generelt eksempel på geotermianlæggets følsomhed

35 |

overfor ændringer af de vigtigste inputparametre, se afsnit 5.2 i

hovedrapporten.

5.2

Resultater – geotermianlæg

Dette afsnit indeholder en sammenligning af de screenede geologiske

potentialer samt resultaterne for de beregnede geotermianlæg.

Geologiske potentialer

De geologiske potentialer for lokaliteterne bygger på GEUS’ vurderinger af det

mest gunstige reservoir for hver lokalitet. Dette udelukker ikke, at der kan

være andre (sekundære) reservoirer til stede, men dette er ikke undersøgt

nærmere i forbindelse med denne screening.

De geologiske potentialer afhænger først og fremmest af

reservoirtemperaturen, t samt transmissiviteten (de vandledende

egenskaber), D i reservoiret, der tilsammen har stor betydning for, hvilken

varmeeffekt der vil kunne udnyttes fra et brøndpar.

Reservoirkvalitet

Den teoretisk opnåelige varmeffekt vil være tilnærmelsesvis proportional med

et tal for reservoirets kvalitet, RK der i denne rapport defineres som:

�� = √�� × (�� − 15

��)

hvor det forudsættes, at den mængde vand, der kan pumpes op af

reservoiret, er proportional med kvadratroden af transmissiviteten, og at

geotermivandet kan afkøles fra reservoirtemperaturen til 15

C, inden det

reinjiceres.

Figuren neden for viser en sammenligning af temperatur og transmissivitet for

hvert område, idet der er lagt kurver ind, der markerer niveauer for

reservoirkvaliteten RK.

36 |

Figur 7: Sammenligning af geologiske parametre for de 28 lokaliteter.

Der er indlagt niveaukurver for henholdsvis RK= 50, 100, 150, 200, 300, 400.

Som det ses, er der ret store forskelle på reservoirernes geologiske parametre,

men det er ikke nødvendigvis de varmeste reservoirer, der kan forventes af

yde mest. Det hænger bland andet sammen med, at transmissiviteten normalt

falder med dybden, mens temperaturen stiger med dybden.

Effekt af geotermianlæg

De beregnede varmeeffekter af geotermianlæggene eksklusiv eventuel

drivvarme samt de tilhørende investeringsomkostninger for anlæggene er vist

i nedenstående tabel. Der angives dels effekten per brøndpar og dels den

samlede geotermiske effekt, idet der for nogle områder er regnet med et

anlæg med flere brøndpar.

37 |

Tabel 4: Oversigt over nøgletal for de beregnede geotermianlæg

Effekt fra

undergrunden

(MW)

Helsingør

Hjørring

Randers

Sønderborg

Hillerød

Roskilde

Thisted

Kalundborg *)

Skive

Ringsted

Herning *)

Holstebro

Aarhus *)

DTU *)

Silkeborg *)

Aalborg

Viborg *)

Slagelse

Horsens *)

Frederiksværk

Brønderslev

Maribo

Nykøbing F.

Grenå

Frederikshavn

Haderslev

Nyborg

Aabenraa-Rødekro-

Hjordkær

16,3

14,7

14,0

11,7

12,9

25,1

12,3

12,2

11,9

11,8

23,1

11,5

55,5

11,0

10,5

42,2

10,3

9,8

9,1

8,5

8,2

7,2

6,6

5,9

3,7

3,1

1,1

Effekt fra

undergrunden

(MW pr

brøndpar)

16,3

14,7

14,0

11,7

12,9

12,5

12,3

12,2

11,9

11,8

11,6

11,5

11,1

11,0

10,5

10,3

9,8

9,1

8,5

8,2

7,2

6,6

5,9

3,7

3,1

1,1

Investeringer

geotermi

(mio. kr.)

Tilslutning

(mio. kr.)

101

Eventuelle

drivvarme-

anlæg

(mio.kr.)

366

301

240

386

210

222

320

465

206

420

200

245

180

194

180

216

202

300

164

295

196

132

253

266

247

243

249

503

114

239

246

234

433

223

621

243

228

787

225

232

224

204

206

217

203

190

175

161

164

146

*): Byer regnet med el-varmepumper.

Effekten fra undergrunden afhænger dels af reservoirkvaliteten, der angiver

en øvre grænse, men er også optimeret i forhold til hvilken varmeeffekt, der

vil kunne aftages i hvert enkelt område.

38 |

En sammenligning af anlæggenes beregnede størrelser ses i figuren nedenfor.

Antal anlæg

0-2

2-4

4-6

6-8

8-10

10-12

12-14

>14

Geotermieffekt, MW varme fra undergrunden

Figur 8: Sammenligning af anlægsydelser for geotermianlæg

Af figuren fremgår det, at de fleste af de beregnede geotermianlæg har en

effekt på 6 MW varme fra undergrunden og større. Fem anlæg vil dog have en

beregnet effekt fra undergrunden på mindre end 6 MW.

Områder med lav reservoirkvalitet

Som det ses af Figur 9 (på næste side) er der en generel sammenhæng

mellem vurderingen af reservoirparmetrene her repræsenteret ved RK-

værdien og den beregnede ydelse fra et brøndpar, således at høj

reservoirkvalitet resulterer i høj ydelse. Dog begynder afsætningsgrundlaget

på et tidspunkt at blive begrænsende i den høje ende, hvilket også kan ses af

figuren, hvor punkterne falder mere spredt og kurven flader ud.

39 |

GeoEffekt pr brøndpar [MW]

100

200

300

Reservoirkvalitet RK

400

500

Figur 9: Sammenhæng mellem reservoirkvalitet og beregnet optimal geotermieffekt per brønd-

par.

Disse områder er:



Aabenraa-Rødekro-Hjordkær

Nyborg

Frederikshavn

Haderslev

Det kan derfor ud fra de vurderede geologiske forhold forventes, at det vil

være svært at opnå en gunstig økonomi i disse anlæg, da ydelsen vil være lav i

forhold til de investeringer, der skal foretages i de geotermiske anlæg. Det

skal dog bemærkes at en lokal geologisk analyse og optimering af

anlægsplacering muligvis kan forbedre vurderingen af reservoirkvaliteten (her

repræsenteret ved RK), som så også vil give en forbedret anlægsydelse i en

revideret anlægsberegning.

Øvrige resultater for de beregnede geotermianlæg fremgår af Bilag 3:

Områderapporter.

Generelle usikkerheds- og følsomhedsberegninger for geotermianlæg

Konsekvenser af usikkerheder og deres betydning for energiomsætninger og

økonomi er i det følgende belyst via generelle følsomhedsberegninger.

De er udført for et fiktivt fjernvarmeområde med en transmissivitet på 36 Dm,

en reservoirtemperatur på 60 °C og en fjernvarmereturtemperatur på 42 °C.

Se illustration af basisberegningen for følsomhedsanalyserne i

Figur 10.

40 |

Figur 10 – Basis-beregning

Vandledende egenska-

ber og reservoirtempe-

ratur

De største usikkerheder omkring opførelsen af et geotermisk anlæg knytter

sig normalt til reservoirets vandledende egenskaber og reservoirtemperatu-

ren. Der er derfor udført følsomhedsberegninger for ændringer af vandle-

dende egeskaber og temperatur i reservoiret med påvirkning på anlægskapa-

citet og vejledende varmepris. Der kan erfaringsmæssigt under driften opstå

problemer i injektionsboringen, der i perioder kan kræve større pumpeeffek-

ter og/eller begrænse anlægskapaciteten. Denne risiko er ikke belyst separat,

men den beregnede følsomhed for reducerede vandledende egenskaber og

reservoirtemperatur kan være med til at belyse mulige konsekvenser for drift

ved højere injektionstryk eller en faldende produktionstemperatur – i begge

tilfælde under forudsætning af, at anlægskomponenter da tilpasses behovet.

Afkøling af geotermivandet og fordeling af varmeoverførsel på varmevekslere

og varmepumper med et drivenergibehov påvirkes af fjernvarmenettets retur-

temperatur, som nogen gange kan påvirkes af valgt tilslutningspunkt og mu-

lige forbedringer af forbrugerinstallationerne. Der er derfor endvidere udført

følsomhedsberegninger for fjernvarmereturtemperaturen, der også kan være

med til at give en indikation af konsekvenser for driften ved senere ændringer.

Resultaterne fra udregningerne med flow optimeret efter lavest mulig vejle-

dende varmepris under hensyntagen til eventulle kapacitetsbegrænsninger fra

Fjernvarme-

returtemperatur

41 |

for høje vandspejlssænkninger, injektionstryk eller dykpumpeeffekter er vist i

nedestående figurer.

120

Varmepris

Geoeffekt

110

Relativ [%]

100

Transmissivitet [% relativt til 36 Dm]

150

200

120

Varmepris

Geoeffekt

110

Relativ [%]

100

110

120

Reservoir-temperatur [% relativt til 60 °C]

120

Varmepris

Geoeffekt

110

Relativ [%]

100

110

120

Fjernvarme-returtemperatur [% relativt til 42 °C]

Figur 11: Følsomhed på vejledende varmepris og effekt fra undergrunden ved variationer i hen-

holdsvis transmissivitet, reservoir-temperatur og fjernvarme-returtemperatur.

42 |

De vandledende egenskaber (transmissiviteten) har den største betydning for

ydelse og økonomi. Af følsomhedsanalysen ses det, at følsomheden er størst

ved lave transmissiviteter. Det vil sige, at lokaliteter med en lavt vurderet

transmissivitet er mest følsomme over for usikkerhed på transmissivitetsvur-

deringen.

Med de valgte usikkerhedsintervaller ses samme indflydelse på varmeproduk-

tionspris og optimeret geotermisk effekt fra transmissivitet og reservoirtem-

peratur, mens følsomheden for variationer i fjernvarmereturtemperatur er

mindre. Det skal dog bemærkes, at væsentlig større variationer i transmissivi-

tet end det viste interval vil kunne forekomme. Det er valgt at vise følsomhed

for transmissivitet ± 50 pct., hvor usikkerheden kan være helt op til en faktor 7

jævnfør GEUS’ vurderinger.

Denne følsomhedsanalyse illustrerer de mest betydende faktorer. Mange an-

dre faktorer har også indflydelse på ydelse og økonomi, men mindre betyd-

ning end de nævnte.

5.3 Resultater – varmeproduktion og

varmeproduktionsomkostninger

Dette afsnit viser resultaterne af de udførte beregninger af geotermianlægge-

nes energiproduktion og økonomi for de 28 fjernvarmeområder. Beregnin-

gerne er udført i el- og varmemarkedsmodellen Balmorel for de fire scenarier

frem mod 2035.

Det er vigtigt at forstå, at grundigere analyser af konkrete geotermianlæg i de

enkelte områder godt kan give mere positive resultater med hensyn til varme-

produktion og varmeproduktionsomkostninger end de resultater, som præ-

senteres i denne rapport. Dette skyldes, at der i forbindelse med denne scree-

ning kun i meget begrænset omfang er optimeret på placeringen af anlæg-

gene i forhold til den lokale geologi. Endvidere er der heller ikke taget hensyn

til, at der i en del tilfælde kan være mere end ét potentielt reservoir.

Beregnede driftstider

Beregningen af driftstider tager udgangspunkt i en situation, hvor alle 28

geotermianlæg er bygget i scenarierne ”Reference med geotermi” og

Alternativ med geotermi”. I den situation vil geotermianlæggene producere

varme når deres marginale produktionsomkostninger er lavere end

alternativernes, samtidig med at der er behov for varmen.

43 |

De nedenstående figurer viser for hvert område det beregnede antal årlige

fuldlasttimer for geotermianlæggene. Fuldlasttimetallet udtrykker hvor meget

geotermianlæggene vil producere i forhold til den maksimalt mulige

produktion. Fuldlasttimer på 8760 timer svarer til at anlægget kører med

maksimal kapacitet i alle årets 8760 timer. Da anlæggenes rådighed er sat til

90 pct. vil det maksimalt mulige fuldlasttimetal dog være knap 8.000 timer per

år. Ligeledes vil den minimale antal fuldlasttimer være ca. 1750 timer/år, da

det er forudsat at anlæggene ikke kan stoppes men kan reguleres ned til en

minimumslast på 20%. Søjlernes farve viser scenarierne ”Reference med

geotermi” (blå) og ”Alternativ med geotermi” (rød). Bemærk at byerne er vist i

forskellig rækkefølge i figurerne 11, 12 of 13.

9,000

Fuldlast timer for geotermianlæg

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

Ref.m.geo.

Alt.m.geo

Figur 12: Fuldlaststimer for geotermianlæg i 2020. Markeret med * er områderne med el-

varmepumper.

44 |

9,000

Fuldlast timer for geotermianlæg

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

Ref.m.geo.

Alt.m.geo

Figur 13: Fuldlasttimer for geotermianlæg i 2025. Markeret med * er områderne med el-

varmepumper.

9,000

Fuldlast timer for geotermianlæg

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

Ref.m.geo.

Alt.m.geo

Figur 14: Fuldlaststimer for geotermianlæg i 2035. Markeret med * er områderne med el-

varmepumper.

Driftstider i scenariet

”Reference med

geotermi”

Figurene viser, at geotermianlæggene i scenariet ”Reference med geotermi” i

alle årene driftsmæssigt er ret konkurrencedygtige med de alternative

produktionsenheder, idet der i 23 ud af 28 områder opnås fuldlasttimetal

højere end 5.000 timer/år, og 6-7 af anlæggene vil køre uafbrudt. Dette svarer

til en situation, hvor geotermianlæggene kører som grundlast i

fjernvarmeproduktionen. Det bemærkes, at også byer med et ringe

45 |

geotermisk potentiale og tilsvarende meget små geotermianlæg (for eksempel

Haderslev og Aabenraa) også opnår høje fuldlasttimetal, hvilket hænger

sammen med, at der alene ses på de variable omkostninger og ikke på

kapitalomkostningerne ved beregning af driftstiden. Sådanne anlæg vil dog

næppe nogensinde blive etableret, da de næppe samlet set vil være selskabs-

eller samfundsøkonomiske fordelagtige.

Generelt er der i øvrigt ikke større forskelle på de driftstimetal, der beregnes f

i 2020, 2025 og 2030, hvilket hænger sammen med, at der ikke i

beregningsmodellen kan investeres i andre teknologier. Der ses dog stigende

driftstider frem mod år 2035 for en del områder.

Driftstider i ”Alternativ

med geotermi”

I scenariet ”Alternativ med geotermi” foretages investeringer i andre

teknologier end geotermi, hvilket sænker de marginale

varmeproduktionsomkostninger. Derfor får geotermianlæggene i mange af

områderne markant lavere driftstider end i scenariet ”Reference med

geotermi”. I ca. halvdelen af områderne vil geotermianlæggene dog stadig

opnå driftstider svarende til 5.000 fuldlasttimer eller derover. I områder, hvor

der ikke er forskel på driftstiderne i de to scenarier hænger det typisk sammen

med, at de allerede i scenariet ”Reference med geotermi” har etableret

biomassebaseret kapacitet og derfor ikke investerer i nye anlæg i scenariet

”Alternativ med geotermi”.

De reducerede driftstider for scenariet ”Alternativ med geotermi”er særligt

markante for de syv anlæg, der drives med el-varmepumper

. I disse områder,

der hovedsageligt i referencen er naturgas og kulkraftbaserede, får geotermi

med el-varmepumper for alvor svært ved at konkurrere på de marginale

produktionspriser, når der investeres i billigere alternativer, og driftstiderne

bliver derfor typisk mere end halveret. Dette hænger sammen med, at de

variable varmeproduktionsomkostninger er højere for anlæggene med el-

varmepumper.

Geotermisk

varmeproduktion

Nedenstående figur viser en sammenligning af byerne med hensyn til den

varmemængde, der vil blive udvundet fra undergrunden med de beregnede

driftstider i de to scenarier i år 2025. Samtidig angives den procentdel af hvert

områdes samlede varmeproduktion, som vil være dækket af varme fra under-

grunden.

Silkeborg, DTU, Herning, Horsens, Kalundborg, Viborg og Aarhus.

46 |

1,400

1,200

50%

40%

1,000

800

600

400

200

35%

30%

25%

20%

15%

10%

Ref.m.geo. (TJ)

Alt.m.geo (TJ)

Ref.m.geo. (%)

Alt.m.geo (%)

Figur 15: Geotermianlæggenes udnyttede varme fra undergrunden i 2025. Markeret med * er

områderne med el-varmepumper.

Som det ses, har nogle af områderne store variationer i geotermiproduktio-

nen i de to scenarier. Kalundborgs geotermianlæg vil for eksempel i Referen-

cescenarieret stå for næsten halvdelen af varmebehovet, mens denne andel

faldet til 15% i Alternativscenariet, hvor naturgas er skiftet ud med biomasse.

Der er også store forskelle mellem byernes geotermiandel. I Aalborg vil selv et

meget stort geotermianlæg med en produktion fra undergrunden på ca.

1,2 PJ/år kun dække ca. 16% af varmebehovet, mens et anlæg i Ringsted, der

producerer 220 TJ vil kunne dække over 40% af varmebehovet.

Geotermiens varmeproduktionsomkostninger

Med de fundne driftstider for geotermianlæggene kan deres

varmeproduktionsomkostninger beregnes. Disse omkostninger medtager

såvel variable som faste omkostninger, herunder kapitalomkostningerne. Da

geotermianlæggene med absorptionsvarmepumper vil være bundet til

drivvarmeproduktionen, indregnes også drivvarmeanlæggenes variable

omkostninger. Kapitalomkostninger for drivvarmeanlæggene medtages hvor

der forudsættes nyinvesteringer i fliskedelanlæg, men ikke hvor eksisterende

anlæg forudsættes udnyttet til drivvarme.

Det, at drivvarmeanlæggene medtages giver en gearing af

varmeproduktionsprisen, som både kan være positiv (drivvarme billigere end

varme fra undergrunden) og negativ (drivvarme dyrere end varme fra

undergrunden).

47 |

Andel områdets varmegrundlag (%)

45%

Varme fra undergrunden (TJ)

350

Varmeproduktionsomk. (kr./GJ)

300

250

200

150

100

Ref.m.geo.

Alt.m.geo

Figur 16: Selskabsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger for geotermianlæg i 28 områder

2025 (eventuelle drivvarmeanlæg indregnet). Markeret med * er områderne med el-

varmepumper.

Som det ses, er der stor forskel på, hvilke varmeproduktionsomkostninger, der

kan opnås for geotermianlæggene i de forskellige områder.

Varmeproduktionspriser

i scenariet ”Reference

med geotermi”

Omkring halvdelen af områderne kan opnå varmeproduktionsomkostninger

på omkring 100 kr. eller mindre per GJ fjernvarme leveret fra

geotermianlæggene. En vis del (ca. 5) af byerne har høje

varmeproduktionsomkostninger på 150 kr./GJ og derover for geotermi inkl.

drivvarme.

De relativt høje beregnede varmepriser i nogle områder kan forklares med

kombinationen af især tre faktorer:

•

Ringe geologiske forhold (Aabenraa, Nyborg)

•

Lave driftstider, for eksempel på grund af billigere alternativer i form

af overskudsvarme (Nyborg) eller biomassebaseret kraftvarme

(Herning, Aarhus og Randers).

•

Områder med el-varmepumper (Horsens, DTU-Holte-Nærum og

Aarhus).

Det er dog ikke alle byerne i de nævnte katagorier, som har høje beregnede

varmepriser. Visse byer med el-varmepumper kan opnå forholdsvis moderate

varmepriser (Viborg og Silkeborg) i kraft af en god geologi og høje driftstider.

48 |

Anlæggene med el-varmepumper har dog generelt varmepriser i den høje

ende i scenariet ”Reference med geotermi”, hvilket først og fremmest hænger

sammen med elafgifterne.

Samtidig kan visse byer med forholdsvis ringe geologi opnå forholdsvis lave

varmepriser i kraft af høje driftstimetal (for eksempel Nykøbing Falster).

Områderne med de laveste beregnede varmeproduktionsomkostninger er

især der, hvor der findes billig affaldsbaseret varme, som i forvejen kører som

grundlast og kan udnyttes til drivvarme i absorptiopnsvarmepumper.

Varme-produktions-

omkostninger i scenariet

”Alternativ med

geotermi”

I scenariet ”Alternativ med geotermi” stiger geotermiens

varmeproduktionsomkostninger generelt, men ikke lige meget for områderne.

Geotermi- og drivvarmeanlæggets investeringer og faste omkostninger er ens

for de to scenarier i et givet område, og forskellene mellem

varmeproduktionsomkostninger i de to scenarier skyldes derfor først og

fremmest, at anlæggene har forskellig driftstid i de to scenarier. Da der i

scenariet ”Alternativ med geotermi” generelt (men ikke for alle anlæg) er

beregnet lavere driftstider, vil varmeproduktionsomkostningerne derfor

generelt være højere i dette scenarie, da der er færre timer at fordele de faste

omkostninger over. Der bliver med andre ord færre timer, hvori den relativt

store investering i et geotermianlæg kan tjenes hjem.

Anlæggene med el-varmepumper får særligt høje varmeproduktions-

omkostninger i scenariet ”Alternativ med geotermi”, da deres driftstid her er

væsentlig lavere. Det skyldes hovedsageligt, at de i dette scenarie skal

konkurrere med billigere biomassebaseret kraftvarme i stedet for

naturgasbaseret kraftvarme.

Ændring af samlede varmeproduktionsomkostninger med geotermi

I det følgende vises for hvert område forskellen i de samlede

varmeproduktionsomkostninger (altså de totale omkostninger for alle

produktionsenheder) for scenarierne med og uden geotermi. De samlede

varmeproduktionsomkostninger indeholder de variable og faste

driftsomkostninger, herunder brændsler, elsalg, drift og vedligehold, afgifter

samt tilskud for nye og eksisterende produktionsanlæg.

Kapitalomkostningerne for geotermianlæggene og de nye anlæg i scenarierne

”Alternativ med geotermi” og ”Alternativ uden geotermi” er ligeledes

indregnet. De samlede omkostninger sættes i forhold til den samlede

varmeproduktion i området. Dette skal dog ikke forveksles med den samlede

varmepris, som forbrugeren betaler, idet kapitalomkostninger på eksisterende

49 |

anlæg inkl. eventuelle omkostninger til levetidsforlængelse, administration,

distribution m.v. ikke er medregnet.

Gennemngangen af resultaterne tager udgangspunkt i de selskabsøkonomiske

tendenser, efterfulgt af en sammenligning for de samfundsøkonomiske

forhold.

Ændring af

varmeproduktions-

omkostninger -

”Reference med

geotermi”

Figur 17-Figur 19 viser den beregnede ændring af hvert områdes samlede

varmeproduktionsomkostninger, der følger af at etablere geotermianlægget

for scenariet ”Reference med geotermi”. Til sammenligning er vist de

tilsvarende ændringer i de samfundsøkonomiske omkostninger.

I 2020 ses, at varmeproduktionsomkostningerne generelt vil blive højere med

end uden geotermi, for de fleste områder 0-15 kr./GJ, men i fire områder

stiger prisen med mere end 20 kr./GJ. Der er dog også seks områder, hvor

prisen vil falde.

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabsøkonomi

Samfundsøkonomi

Figur 17: Ændringer i varmeproduktionsomkostning for ”Reference med geotermi” sammenlig-

net med ”Reference uden geotermi” i 2020.

I 2025 ses der stadig en generel tendens til højere varmeproduktionsomkost-

ninger, hvis geotermianlæggene bygges.

50 |

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabsøkonomi

Samfundsøkonomi

Figur 18: Ændring i varmeproduktionsomkostning for ”Reference med geotermi” sammenlignet

med ”Reference uden geotermi” i 2025.

I 2035 ses stadig højere varmeproduktonspriser på op til 28 kr./GJ for ca. to

tredjedele af byerne, mens den sidste tredjedel får op til 30 kr./GJ lavere

varmeproduktionspriser.

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabsøkonomi

Samfundsøkonomi

Figur 19: Ændring i varmeproduktionsomkostning for ”Reference med geotermi” sammenlignet

med ”Reference uden geotermi” i 2035.

I scenariet ”Reference med geotermi” vil geotermien altså blive mere

konkurrencedygtig fra 2020 frem mod 2035. I alle årene ses en tendens til, at

geotermianlæggene giver konkurrencedygtige varmepriser for en del af de

områder, hvor varmeproduktionen er bundet til naturgas, og hvor geotermi-

anlæggene drives med el-varmepumper (for eksempel Viborg og Silkeborg).

I øvrigt ses en stor og meget jævn spredning af ændringerne i

varmeproduktionspriserne for områderne. Dette skal blandt andet forstås ud

fra, at geotermiens konkurrencedygtighed på varmeprodutionsprisen

51 |

afhænger af såvel geologien, områdets afsætningsgrundlag som den

eksisterende produktionskapacitet.

Som nævnt er det i Referencescenarierne med og uden geotermi forudsat, at

eksisterende produktionsanlæg kan køre videre frem til 2035, og

kapitalomkostninger til disse anlæg medtages ikke. I realiteten vil der skulle

investeres i levetidsforlængelser og ny kapacitet, hvilket vil give højere

omkostninger i scenariet uden geotermi. Derfor vil de ovennævnte

beregninger have skævhed, der favoriserer situationen uden geotermi,

navnlig på det lange sigt frem mod 2035. En indregning af dette forhold ville

således forstærke tendensen til stigende konkurrencedygtighed for

geotermien frem mod 2035.

Ændring af

varmeproduktionspris –

”Alternativ med geo-

termi”

I Alternativscenariet vil de samlede selskabsøkonomiske varmeproduktions-

omkostninger for samtlige områder være højere med end uden geotermi.

Denne tendens er ret klar for alle årene.

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabøkonomi

Sasmfundsøkonomi

Figur 20: Ændring i varmeproduktionsomkostning for ”Alternativ med geotermi” sammenlignet

med ”Alternativ uden geotermi” for 2020.

52 |

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabøkonomi

Sasmfundsøkonomi

Figur 21: Ændring i varmeproduktionsomkostning for ”Alternativ med geotermi” sammenlignet

med ”Alternativ uden geotermi” for 2025.

Øget varmeomkostning (kr./GJ.)

-10

-20

-30

Selskabøkonomi

Sasmfundsøkonomi

Figur 22: Ændring i varmeproduktionsomkostning for ”Alternativ med geotermi” sammenlignet

med ”Alternativ uden geotermi” for 2035.

I ca. halvdelen af byerne vil prisstigningen ligge mellem 10 og 20 kr. per GJ

produceret varme. Mens tendensen til højere varmepriser med geotermi end

uden er meget klar, skal det dog huskes, at geotermiproduktionen har

forskellig andel i de forskellige områder, mens prisstigningerneforøgelsen af

varmeproduktionsprisen er fordelt på den samlede produktion. Tallet kan

derfor ikke direkte bruges til at sammenligne, hvor

konkurrencedygtigkonkurrencedygtig geotermien er i de forskellige områder.

Sammenfattende kan der ses en klar tendens til, at geotermi ikke vil være

selskabsøkonomisk konkurrencedygtig med de anvendte forudsætninger og

nugældende rammevilkår, idet resultaterne for Alternativscenariet viser, at

53 |

der for alle områder vil kunne opnås lavere varmepriser ved at investere i

andre teknologier end geotermi.

I Referencescenariet vil geotermien dog være konkurrencedygtig særligt i de

områder, hvor varmeforsyningen er baseret på naturgas som brændsel. De

lavere varmepriser i scenarierne uden geotermi opnås generelt ved hjælp af

biomassebaseret kraftvarme.

Tendensen til at geotermien selskabsøkonomisk ikke kan konkurrere øges

dermed i Alternativscenariet, hvor den generelle tendens er, at naturgas

erstattes med billigere biomasse.

Ændring af

Samfundsøkonomisk

varmeproduktionspris -

Som vist med skraverede søjler i de ovenstående seks figurer vil også de

samfundsøkonomiske varmeproduktionspriser generelt stige i scenarierne

med geotermi. De samfundsøkonomiske virkninger forstås i denne sammen-

hæng som de selskabsøkonomiske virkninger fraregnet alle afgifter og tilskud.

I Referencescenariet vil de samfundsøkonomiske omkostninger generelt øges

mere end de selskabsøkonomiske. Det skyldes typisk, at geotermien erstatter

afgiftsbelagte brændsler. I tilfælde hvor geotermien drives med el-

varmepumper erstattes således naturgasbaseret varme, og selvom el-

afgifterne til varmepumper fraregnes vil de fraregnede varmafgifter på

naturgas veje tungere.

I Alternativscenariet vil forøgelsen af varmeproduktionsomkostningerne

generelt set være sammenlignelig for selskabs- og samfundsøkonomi, dog

med forskelle mellem områderne. For områder med el-varmepumper vil den

samfundsøkonomiske fordyrelse typisk være mindre end den

selskabsøkonomiske, hvilket skyldes at der fratrækkes flere afgifter i

”Alternativscenariet med geotermi” (el afgifterne) end i ”Alternativscenariet

uden geotermi”, som især er baseret på ikke-afgiftsbelagte brændsler samt

tilskudsberettiget kraftvarme.

5.4 Sammenligning af absorptions og el-varmepumper

Som nævnt har projektet taget udgangspunkt i en prioritering af

geotermianlæg med absorptionsvarmepumper drevet af varme fra biomasse

eller affald ud fra selskabsøkonomiske kriterier. Der er dog i syv områder i

stedet regnet med el-varmepumper, da absorptionsvvarmepumper ikke i

disse områder ville være indenfor rammerne af den gældende lovgivning

(Projektbekendtgørelsen).

54 |

Som supplement til hovedanalysen, er der udført en sammenligning af de to

varmepumpetyper for 12 områder, hvori det generelle geotermipotentiale

vurderes positivt.

Dette gør det muligt at lave en generel sammenligning af økonomien for de to

teknologier, idet geotermianlæggene i øvrigt er ens.

Data for geotermianlæg med de to typer varmepumpeanlæg for hvert af

områderne fremgår af Bilag 3: Områderapporter.

Beregningen er udført for ”Alternativscenariet med geotermi” for år 2025.

Sammenligning af

driftstider med

henholdsvis el- og

absorptionsvarmepump

Figuren nedenfor viser de med Balmorel-modellen beregnede antal

fuldlasttimer for geotermianlæggene i 12 områder med hver

varmepumpetype.

8,000

7,000

Fuldlast timer for geotermianlæg

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

Absorptions-VP

El-VP

Figur 23: Sammenligning af fuldlasttimer for geotermi med absorptionsvarmepumper og el-var-

mepumper.

Som det ses har anlæggene med absorptionsvarmepumper generelt højere

driftstider, men der er stor forskel på hvor stor indflydelse varmepumpevalget

har. De lavere driftstider for geotermianlæggene med el-varmepumper

hænger generelt sammen med, at varmeprisen her belastes af elafgifter for

den el, der bruges til varmepumperne. Derimod er drivvarmen til

absorptionsvarmepumper typisk omkostningsneutral, idet den produceres

med ikke afgiftbelagte brændsler og blot ”lånes” til at drive absorptions

varmepumperne. At varmepumpevalget har forskellig indflydelse i områderne

skyldes dels forskelle i konkurrencesituationen med andre varmekilder, dels

de geologiske forskelle. I områder, hvor geotermivandets temperatur er

begrænset opnås en forholdsvis ringere COP for el-varmepumperne, hvorved

55 |

el-andelen og dermed omkostningen er relativt højere. Det gælder særligt hvis

fjernvarmen skal leveres ved høj temperatur, for eksempel til et

transmissionsnet.

I områder som Aalborg og Maribo hænger den store forskel i timetallene for

eksempel både sammen med, at drivvarmen er billig varme fra allerede

eksisterende affaldsforbrænding hendholdvis biomasseanlæg, samt at de

begge har et relativ koldt reservoir og dermed en relativt ringe COP for el-

varmepumpen. Her vil anden varmeproduktion altså udkonkurrere et

geotermianlæg med el-varmepumpe.

I andre byer, som for eksempel Helsingør og Frederiksværk, er el-

varmepumperne væsentlig mere konkurrencedygtige, hvilket blandt andet

hænger sammen med, at de har en bedre virkningsgrad (COP). Dette skyldes

flere forhold, herunder reservoirtemperaturen samt fjernvarmens frem- og

returløbstemperatur.

Sammenligning af

selskabsøkonomi

Den selskabsøkonomiske beregning af varmeprisen er udført med de ovenfor

viste fuldlasttimetal, idet både kapitalomkostninger, samt fast og variable

driftsomkostninger er indregnet. For situationen med

absorptionsvarmepumper er der beregnet to forskellige priser: Dels en pris for

geotermivarmen alene, idet drivvarmen ikke medregnes. Dels en pris, hvor

både drivvarme og geotermivarme indgår. I tilfælde, hvor der investeres i nye

drivvarmeanlæg indgår kapitalomkostningerne for disse også i sidstnævnte

pris.

Beregningerne viser, at anvendelse af el-drevne varmepumper i større eller

mindre grad vil hæve varmepriserne, men at der er store forskelle på hvor

meget. Endvidere ses det, at varmeproduktionsomkostningerne for geotermi

uden drivvarme typisk er højere end varmeproduktionsomkostningerne for

geotermi og drivvarrme slået sammen. Dette hænger sammen med, at

drivvarmen typisk er billigere end geotermivarmen.

56 |

400

Varmeproduktionsomk. (kr./GJ)

350

300

250

200

150

100

-50

Absorptions-VP m. drivarme

Absorptions-VP u. drivarme

El-VP

Figur 24: Sammenligning af selskabsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger for geotermi-

anlæg ved anvendelse af absorptionsvarmepumper og el-varmepumper i 2025. (”Alternativ med

geotermi”).

Såfremt geotermien kan udnyttes med absorptionsvarmepumper, hvor

drivvarmen kan skaffes tilstrækkeligt billigt, vil det altså generelt medføre

lavere varmepriser end hvis der anvendes el-varmepumper.

Sammenligning af

samfundsøkonomi

Når varmeproduktionsomkostningerne i stedet sammenlignes uden at

indregne afgifter og tilskud fås et mere blandet billede. I de fleste tilfælde

medfører anvendelse af el-varmepumper også her højere varmepriser, men

forskellen er i en del områder marginal, og i nogle områder kan el-

varmepumpen give lavere varmeproduktionsomkostninger end

absorptionsvarmepumpen. Dette gælder særligt i områder hvor

driftstimetallene for de to varmepumpetyper er forholsvis ens.

400

Varmeproduktionsomk. (kr./GJ)

350

300

250

200

150

100

-50

Absorptions-VP m. drivarme

Absorptions-VP u. drivarme

El-VP

Figur 25: Sammenligning af samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostningerne for geoter-

mianlægget ved anvendelse af absorptionsvarmepumper og el-varmepumper.

57 |

Hovedårsagen til at varmeproduktionsprisen bliver højere med el-varmepum-

per i den selskabsøkonomiske beregning, er at elektricitet til varmeproduktion

er belagt med relativt høje afgifter, navnlig når der sammenlignes med, at al-

ternativet er ikke afgiftsbelagt drivvarme.

I den samfundsøkonomiske beregning ses derfor ikke den samme store forskel

imellem varmeproduktionsomkostningerne med de to varmepumpetyper.

Når der stadig er forskelle på varmeproduktionsomkostningerne skyldes det

blandt andet, at el-varmepumperne har lavere driftstider, og dermed færre ti-

mer at fordele de faste omkostninger over.

Selvom selskabsøkonomien for el-varmepumper med den nuværende

afgiftsstruktur er ringere, kan de således samfundsøkonomisk være et

ligeværdigt eller bedre alternativ. Dette vil dog afhænge af en lang række

lokale forhold, herunder områdets geologi, øvrige varmeproduktion, samt

temperaturforholdene i fjernvarmenettet.

Der kan også være andre forhold, der påvirker valget at varmepumper i et

givet projekt. Herunder vil et geotermianlæg med el-varmepumper typisk

være mere fleksibelt, da produktionen ikke er bundet til drivvarmen. Dertil

kan der være andre regulerings- og lokaliseringsmæssige fordele ved el-

varmepumperne.

58 |

6 Samlede billeder for 28 geotermianlæg

Dette kapitel indeholder de samlede billeder for udbygning med geotermi i de

28 områder. Herunder sammenlignes analyseresultaterne for de forskellige

scenarier med og uden geotermi for følgende parametre:



Brændselsforbrug og geotermiens andel af fjernvarmeproduktionen

Biomasseforbrug

-udledninger

Sammenhængen med det øvrige energisystem

Selskabsøkonomiske virkninger

Samfundsøkonomiske virkninger

Gennemgangen af resultaterne bidrager til en vurdering af de tekniske og

økonomiske muligheder for udbygning med geotermi i de 28

fjernvarmeområder samt barriererne for en sådan udbygning.

Som beskrevet i kapitel 5 har geotermianlæggene indbyrdes meget forskellige

ydelser og økonomi, ligesom de implementeres i forskellige områder, hvor de

erstatter forskellige alternative produktionsenheder. Derfor vil nogle af dem

som vist, være attraktive at etablere, mens andre er åbenlyst urentable, for

eksempel på grund af ringe geologiske betingelser for geotermi.

Totale tal og

trappekurver

Det vil derfor være forsimplet kun at vise de samlede billeder som totaler og

gennemsnitstal for alle 28 områder. Vi har valgt at vise resultaterne med

kurver, der adderer resultaterne trinvist, efterfølgende kaldet ”trappekurver”.

Hvert trin på trappekurven svarer til et geotermianlæg. Det enkelte trappetrin

svarer således til, at et geotermianlæg lægges i forlængelse af de øvrige.

Længden af trappetrinnet svarer til den beregnede årsproduktion fra

undergrunden fra det pågældende anlæg, målt på den vandrette akse. Højden

på trinnet svarer til stigningen i den værdi, der afbildes (for eksempel den

økonomiske virkning). Anlæggenes rækkefølge er sorteret efter stigende (eller

faldende) hældning af trappetrinene, dvs. forholdet mellem stigning og brede

af trinnene.

Det skal bemærkes, at rækkefølgen på områderne ikke nødvendigvis er ens

for kurverne for forskellige parametre. Dette betyder, at rækkefølgen af anlæg

bestemmes af de parametre, der trækkes frem. For eksempel er det anlæg,

der har bedst økonomi, ikke nødvendigvis det samme som det, der frigør mest

biomasse.

59 |

Det er vigtigt at understrege, at disse samlede billeder ikke udgør et samlet

teknisk eller øknomisk potentiale for geotermi i Danmark. Dette er først og

fremmest en konsekvens af, at der er set på ét geotermianlæg i hvert af de 28

udvalgte fjernvarmeområder. Der er således ikke taget højde for, at nogle

områder såsom Aalborg og Hovedstadsområdet har så stort et varmemarked,

at der vil være plads til mere end ét geotermianlæg. Ligeledes er der heller

ikke set på mulighederne for at etablere geotermiske anlæg i andre områder i

resten af landet. Således indgår igangværende projekter under udvikling i

blandt andet Tønder og Rønne ikke i denne screening.

6.1 Fjernvarmeproduktion

Fjernvarmeproduktionens sammensætning i de 28 områder, og dermed

geotermianlæggenes mulighed for at konkurrere, vil være forskellig i

Referencescenariet og Alternativscenariet.

Sammenligning af

fjernvarmeproduktion i

scenarierne

Dette illustreres ved at se på modelresultaterne for brændselsforbruget til

den samlede fjernvarmeproduktion i ”Reference uden geotermi” og

”Alternativ uden geotermi”, som vist i figuren nedenfor.

60 |

Fjernvarme fordelt på brændsler (PJ)

2020

0.03

2025

Ref.

0.03

2035

0.03

2020

0.03

0.04

2025

Alt.

0.06

2035

0.62

Solvarme

Elektricitet

Bioolie

0.01

0.18

0.15

0.04

0.14

0.20

0.13

0.14

0.21

Olie

Geotermi

0.82

1.20

0.82

1.20

0.82

1.20

0.80

0.58

0.79

0.47

0.79

0.34

Overskudsvarme

Biogas

Kul

0.23

4.72

6.42

0.23

4.73

7.16

0.23

4.59

8.16

0.23

1.08

1.59

0.23

0.28

1.25

0.23

0.03

0.81

Naturgas

Halm

Træpiller

5.31

7.77

5.34

8.17

5.35

8.29

10.40

3.31

10.74

2.03

10.94

1.51

Træflis

Affald

10.14

12.15

10.12

12.07

10.17

12.06

19.08

11.42

22.53

10.14

24.37

11.02

Figur 26: Fjernvarme fordelt på brændsler i for de 28 områder for år 2020, 2015 og 2035 for

”Referencescenariet uden geotermi” samt Alternativscenariet uden geotermi”.

Det ses for det første, at biomasse allerede i ”Referencescenariet uden

geotermi”, dvs med de eksisterende og besluttede anlæg, udgør knap

halvdelen af brændselsforbruget. En stor del af den forventede omstilling til

biomasse er altså allerede sket eller besluttet. Endvidere ses det, at de fossile

energikilder (kul, olie og naturgas), som i Reference scenariet udgør over en

femtedel af brændselsforbruget, vil være stort set udfaset i

Alternativscenariet allerede i år 2020, hvor de kun udgør godt 2 %.

De fossile kilder erstattes i Alternativscenariet især af de ikke-afgiftsbelagte

biobrændsler træflis og halm, hvilket giver generelt lavere varmeproduktions-

omkostninger. Det bemærkes, at det viste mindre bidrag fra geotermi

stammer fra de tre allerede etablerede geotermianlæg.

Geotermiproduktion i

scenarierne

Søjlediagrammerne i Figur 12 til Figur 14 i afsnit 5.3 viser de beregnede

fuldlasttimer fordelt på anlæg for scenarierne ”Reference med geotermi” og

61 |

”Alternativ med geotermi”. Den producerede geotermivarme og totale varme-

produktion for hvert område fremgår af Figur 15 samt af Bilag 3:

Områderapporter.

Figurerne illustrerer, at der er store forskelle på, hvor meget varme der produ-

ceres på geotermianlæggene. Forskellene i årsproduktioner hænger som

nævnt sammen med flere forhold. Dels har visse områder lave forventninger

til de geologiske reserver. Dels har en del af anlæggene forholdsvist få fuld-

lasttimer, og vil derfor ikke bidrage meget til den samlede produktion. Endelig

er nogle få anlæg ”opskaleret”, så de omfatter mere end to boringer, hvorved

de bidrager med en højere produktion. Således vil nogle få af anlæggene i

begge scenarier stå for en ret stor del af varmeproduktionen, mens andre kun

bidrager ubetydeligt.

Når de to kurver sammenlignes ses det endvidere, at geotermianlæggenes

produktion generelt er betydeligt mindre i Alternativscenariet end i

Referencescenariet.

Konkurrencen fra biobrændslerne er overordnet set den vigtigste forklaring

på, at geotermianlæggene får sværere ved at konkurrere i Alternativ

scenariet.

6.2 Biomasseforbrug

Biomasse er den største fjernvarmekilde i de 28 områder allerede i dag, idet

der som illustreret i Figur 26 allerede er udbygget og besluttet en stor biomas-

sekapacitet i mange områder.

Dette forstærkes yderligere i scenarierne ”Alternativ med geotermi” og ”Alter-

nativ uden geotermi”, hvor biomassen bliver helt dominerende som kilde til

fjernvarmeproduktion i de 28 områder.

Energistyrelsens bioenergianalyse (Energistyrelsen, 2014) peger på, at Dan-

marks forbrug af biomasse i fremtiden kan indebære risici for negative miljø-

og klimapåvirkninger, samt en øget følsomhed for prisudsving desto større vo-

lumen af biomasse, der på længere sigt anvendes i forbindelse med den dan-

ske klima- og energipolitik, selvom et energisystem baseret på import af bio-

masse ikke nødvendigvis er et problem for forsyningssikkerheden

. Rapporten

peger endvidere på, at ”Forbruget af biomasse i et VE baseret energisystem

minimeres mest effektivt ved anvendelse i de sektorer, hvor der ikke findes

Side 8.

62 |

andre alternative til fossile brændsler som f.eks. tung transport og visse for-

mer for procesenergi.” Det er derfor relevant at belyse, i hvor høj en grad en

udbygning med geotermi vil kunne nedsætte biomasseforbruget i fjernvarme-

sektoren.

Figuren nedenfor viser forskellen i biomasseforbruget til fjernvarme- og elpro-

duktion i de 28 områder for Referencescenariet med og uden geotermipro-

duktion.

3,500

Total sænkning af biomasse forbrug (TJ)

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

2020

500

2025

2035

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 27: Trappekurve for sammenligning af sænkning af biomasse-forbruget mellem ”Refe-

rence uden geotermi” og ”Reference med geotermi”.

Reduktion af biomasse i

”Reference med geo-

termi”

I Referencescenariet vil produktion af geotermi i 14 af de 28 analyserede byer

kunne frigøre biomasse op til ca. 3.000 TJ/år, svarende til 10 pct. af det sam-

lede forbrug i områderne. Her svarer reduktionens størrelse stort set til var-

men produceret med geotermi. I de øvrige byer vil der ikke ske en biomasse-

fortrængning, eller der vil være et svagt forøget forbrug. Et øget forbrug af

biomasse kan forekomme, hvor geotermiproduktion med biomassebaseret

drivvarme fortrænger for eksempel naturgasbaseret varme.

63 |

9,000

8,000

Total sænkning af biomasse forbrug (TJ)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2020

2025

2035

7,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 28: Trappekurve for sammenligning af sænkning af biomasse-forbruget mellem ”Alterna-

tiv uden geotermi” og ”Alternativ med geotermi”.

I Alternativscenarierne, hvor der i langt de fleste områder er udbygget med

biomassebaseret fjernvarme, viser modelberegningerne, at fortrængningen af

biomasse er mere end dobbelt så stor som i Referencescenariet, idet der vil

kunne fortrænges op til knap 8.000 TJ biomasse (ca. 13 pct.).

Evnen til at fortrænge biomasse er tilnærmelsesvis uafhængig af, hvilket års-

tal, der ses på, dog med en markant forskel i mellem 2020 og 2025/2035 i Al-

ternativscenarierne.

Når biomassefortrængningen i visse områder er større end den producerede

fjernvarme fra geotermianlæggene, hænger det sammen med, at den biomas-

sebaserede elproduktion også reduceres. Dette er særlig tilfældet i områder,

hvor geotermien produceres ved hjælp af el-varmepumper.

Omvendt ses også områder, hvor geotermi ifølge beregningerne giver et hø-

jere biomasseforbrug (disse ses som ”trin nedad” yderst til højre på Figur 27

og Figur 28). Dette skyldes, at drivvarme til geotermianlæggets absorptions-

varmepumper er forudsat at stamme fra biomasse, der derfor i visse tilfælde

med de anvendte beregningsforudsætninger kan fortrænge for eksempel af-

faldsbaseret produktion.

I en situation, hvor der sker og fortsat forventes en stor omstilling til biomasse

i energisektoren, vil en udbygning med geotermi altså i de fleste områder

64 |

være en måde at reducere det samlede biomasseforbrug. Dér, hvor geoter-

mien benytter biomassedrevne absorptionsvarmepumper, som det er tilfæl-

det i de fleste af de modellerede anlæg, vil det svare til, at udnyttelsen af

brændslet øges fra typisk 100 til 170 pct. Biomassen kan således ikke undvæ-

res, men udnyttelsen af den kan strækkes længere ved hjælp af geotermien.

I de anlæg, hvor geotermien udnyttes ved hjælp af el-drevne varmepumper,

vil der ske en endnu større reduktion i biomasseforbruget.

Det bemærkes, at tallene angiver den samlede reduktion i biomasse, og såle-

des også inkluderer den andel, der ellers ville gå til elproduktion.

6.3 CO

-udledning

Varmen fra undergrunden kan medvirke til at nedbringe CO

-emissionerne

ved at fortrænge fossile brændsler til fjernvarme. Beregningen af dette omfat-

ter brændselsbesparelserne i fjernvarme- og elproduktionen, men medtager

af beregningstekniske grunde ikke bidrag fra den elektricitet, som geotermian-

læggene anvender til pumper m.v., og for nogles vedkommende også til elek-

triske varmepumper. Det skal nævnes, at al biomasse regnes CO

-neutral, hvil-

ket forudsætter, at gendyrkningen af træ, halm m.v. optager ligeså meget

, som der frigives ved afbrændingen. Denne forudsætning indebærer der-

for, at det antages, at der kan skaffes de nødvendige mængder af bæredygtig

biomasse. Endvidere medtages bidrag fra transport og forarbejdning af

brændsler ikke, hverken for biomasse eller fossile brændsler.

Figurerne herunder viser en sammenligning mellem scenarierne med og uden

geotermi, dvs. hvor meget CO

-udledningerne kan sænkes, hvis alle 28 geoter-

mianlæg i de 28 fjernvarmeområder etableres.

65 |

500

450

400

Total sænkning af CO₂ (kton)

350

300

250

200

150

100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2020

2025

2035

Geotermi produktion (TJ)

Figur 29: Trappekurve for sammenligning af sænkning af CO

-udledning ved fjernvarme- og el-

produktion mellem ”Referencescenariet uden geotermi” og ”Referencescenariet med geotermi”.

-fortrængning i ”Re-

ference med geotermi”

Det ses af Figur 29, at CO

-fortrængningen i ”Reference med geotermi” i for-

hold til ”Reference uden geotermi” vil være på maksimalt 400.000-500.000

tons CO

i 2020 og 2025, og lidt mindre i 2035. Godt en tredjedel af anlæggene

bidrager ikke til sænkningen, da de allerede i ”Reference uden geotermi” er

omstillet til hovedsageligt at anvende biomasse som brændsel.

150

2020

2025

100

Total sænkning af CO₂ (kton)

2035

-50

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

-100

-150

-200

Geotermi produktion (TJ)

Figur 30: Trappekurve for sammenligning af sænkning af CO

-udledning mellem ”Alternativsce-

nariet uden geotermi” og ”Alternativscenariet med geotermi”.

66 |

-fortrængning i ”Al-

ternativ med geotermi”

Figur 30 viser, at geotermianlæggenes CO

-fortrængning er væsentligt mindre

i Alternativscenarierne, hvor der i 2020 kun kan fortrænges ca. 90.000 tons,

og i 2025 – 2035 kun knap 70 tusinde tons. Dette skyldes, at der i ”Alternativ

uden geotermi” er sket en økonomisk optimering af fjernvarmeproduktionen,

som medfører, at de fossile brændsler erstattes af biomasse. Derved erstatter

geotermianlæggenes produktion i højere grad en anden varmeproduktionpro-

duktion, der regnes for at være klimaneutral.

Den meget store stigning i CO

-udledning, der ses for den sidste by, skyldes, at

der her er påtvunget et geotermianlæg med affaldsvarme som drivvarme. På

grund af den specifikke struktur i dette område (Aalborg), vil der i scenariet

med geotermi i modellen blive produceret en stor mængde el med kondens-

drift på et kulkraftværk. Dette er en vilkårlig effekt, som næppe skal tolkes

som nødvendig.

6.4 Sammenhæng med det øvrige energisystem

Virkninger for elproduk-

tionen

I alle årene og i både Reference og Alternativ scenariet ses en tendens til, at

den samlede elproduktion i de 28 områder falder lidt, når man sammenligner

scenarierne med og uden geotermi. Dette kan hovedsageligt forklares ved, at

geotermivarmen i mange områder erstatter kraftvarmeproduktion.

Det skal her huskes, at analysen forudsætter, at drivvarmen til geotermi i

mange områder kommer fra nye biomassekedler. Hvis der i stedet var forud-

sat drivvarme fra kraftvarmeværker, ville reduktionen være mindre.

Samtidig vil der være et øget elforbrug til el-varmepumper og geotermivands-

pumper i forbindelse med etablering af geotermianlæg i områderne.

-effekt af ændret el-

produktion og -forbrug

I scenarierne med geotermi skal den reducerede elproduktion samt den el,

der anvendes i el-varmepumper i stedet produceres på andre anlæg i det

nordeuropæiske elsystem, hvilket – alt andet lige – vil føre til en forøget CO

emission andre steder end i de 28 områder. Virkningen af dette er ikke nær-

mere kvantificeret og vil afhænge af CO

-emissionen fra de elproducerende

anlæg, som fortrænges.

6.5

Selskabsøkonomiske virkninger

Her beskrives de selskabsøkonomiske virkninger af at udbygge med geotermi-

anlæggene, hvor såvel kapitalomkostninger, faste og variable driftsomkostnin-

ger, brændsler, afgifter og indtægter fra el-salg er indregnet. Beregningen for-

67 |

udsætter, at de nuværende niveauer for afgifter og tilskud fortsætter uænd-

rettil 2035. De beregnede selskabsøkonomiske virkninger for hvert område

fremgår af Bilag 3: Områderapporter.

Store forskelle på områ-

derne

Da de 28 områder har meget forskellige geologiske resurser, varmegrundlag

og produktionsstruktur, er det relevant, at se på anlæggenes bidrag i sorteret

rækkefølge.

Figurerne nedenfor viser trappekurver for, hvordan de samlede selskabsøko-

nomiske varmeproduktionsomkostninger vil blive påvirket af geotermianlæg-

genes produktion. De akkumulerede varmeproduktionsomkostninger udtryk-

ker altså her den økonomiske forskel på scenarierne med og uden geotermi,

og trinnene for hvert område angiver, hvor meget det enkelte anlæg bidrager

selskabsøkonomisk i relation til geotermiproduktionens størrelse.

500

2020

2025

300

2035

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

400

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

-200

Geotermi produktion (TJ)

Figur 31: Trappekurve for sammenligning af de ekstra selskabsøkonomiske varmeomkostninger

mellem ”Reference uden geotermi” og ”Reference med geotermi”.

Selskabsøkonomi i ”Re-

ference med geotermi”

I ”Reference med geotermi” vil der i år 2020 for fem af områderne være en

selskabsøkonomisk gevinst ved geotermi, mens de resterende anlæg i sti-

gende grad vil øge de samlede varmeproduktionsomkostninger. Visningen kan

jævnføres med kurverne, der viser forøgelsen i varmepris per område, se Fi-

gur 17 m.fl. i kapitel 5.3.

Henover årene beregnes det, at geotermianlæggene vil blive mere og mere

konkurrencedygtige, så der i år 2035 vil kunne produceres godt 2.000 TJ

varme på de syv anlæg, som hver for sig sænker de samlede omkostninger.

68 |

700

2020

600

2025

2035

500

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

400

300

200

100

1,000

2,000

Geotermi produktion (TJ)

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Figur 32: Trappekurve for sammenligning af de selskabsøkonomiske varmeproduktionsomkost-

ninger mellem ”Alternativ uden geotermi” og ”Alternativ med geotermi”.

Selskabsøkonomi i ”Al-

ternativ med geotermi”

I Alternativscenariet, hvor der foretages yderligere investeringer i ny produkti-

onskapacitet ud fra en selskabsøkonomisk optimering, vil geotermien i ingen

af områderne kunne sænke de samlede varmeproduktionsomkostninger. Det

skyldes først og fremmest, at den dyrere fossile produktion fortrænges af billi-

gere ikke-afgiftsbelagt biomassebaseret varme og kraftvarme.

Der ses dog også her en stor forskel på, hvor konkurrencedygtige geotermian-

læggene er, idet ca. halvdelen af den samlede geotermiproduktion på knap

6.000 TJ vil kunne opnås for ca. en femtedel af omkostningsforøgelsen.

Denne forskel kan jævnføres med kurverne i Figur 20-Figur 22 i afsnit 5.3.

6.6 Samfundsøkonomiske virkninger

Simpel samfundsøko-

nomi

De samfundsøkonomiske virkninger forstås i denne sammenhæng som de sel-

skabsøkonomiske virkninger fraregnet alle afgifter og tilskud. Denne ”simple

samfundsøkonomi” indregner altså ikke skatteforvridningstab og andre af-

ledte effekter. Det skal også bemærkes, at beregningen bygger på de samme

driftstider for geotermianlæggene samt, for Alternativscenariets vedkom-

mende, investeringer, som er fundet ud fra den selskabsøkonomiske optime-

ring. Der er altså ikke foretaget en samfundsøkonomisk optimering, men i ste-

det set på de samfundsøkonomiske konsekvenser af den selskabsøkonomiske

optimering.

69 |

Nedenfor vises de tilsvarende trappekurver, der område for område viser de

akkumulerede forskelle i samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostnin-

ger mellem scenarierne med og uden geotermi.

600

2020

500

2025

2035

400

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 33: Akkumulerede ændringer i de samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger

for ”Reference med geotermi”.

Samfundsøkonomi i ”Re-

ference med geotermi”

Beregningen viser, at ingen anlæg vil være samfundsøkonomisk rentabele i

2020 og 2025.Som for selskabsøkonomien ses dog også her en tendens til, at

geotermien med årene bliver mere konkurrencedygtig, idet 2 af anlæggene vil

være samfundsøkonomisk fordelagtige, og et større antal anlæg vil være næ-

sten neutrale i 2035.

Der er endvidere stor forskel på, hvor rentable anlæggene vil være.

70 |

600

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

2020

500

2025

2035

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 34: Akkumulerede ændringer i de samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger

for ”Alternativ med geotermi”.

Samfundsøkonomi i ”Al-

ternativ med geotermi”

I Alternativscenarierne er der ikke stor forskel på de samfundsøkonomiske

omkostninger i 2020, 2025 og 2035. Tendensen er, at nogle få geotermianlæg

har en positiv samfundsøkonomisk effekt eller er næsten neutrale, mens de

fleste har en negativ samfundsøkonomisk effekt.

Der ses en markant forskel på, hvordan geotermianlæggene i de forskellige

områder bidrager. Således vil over halvdelen af den totale geotermiproduk-

tion (ca. 3.000 TJ) kunne opnås med ca. en ottendedel af omkostningsforøgel-

sen (godt 60 mio. kr./år). Da denne forskel skal holdes op imod de samlede år-

lige varmeproduktionsomkostninger i de 28 områder på ca. 6 mia. kr. per år,

kan det ses som en meget begrænset forøgelse af omkostningerne, der mulig-

vis ligger inden for usikkerhederne i beregningerne.

6.7 Følsomhedsanalyser

Følsomhedsvurderingerne udføres for Alternativscenarierne i 2025. Der ses

således på, hvordan forskellene mellem ”Alternativ uden geotermi” og

”Alternativ med geotermi” ændres, når der varieres på en række forskellige

nøgleforudsætninger.

Følsomhedsvurderingerne udføres for følgende parametre:

•

Biomassepriser høj:

Der forudsættes en 50 pct. prisforøgelse.

71 |

•

Elpriser høj:

Elprisen forudsættes at udvikle sig som Energistyrelsens

samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger 2014, tabel 7, dvs en

gennemsnitlig spotpris på 452 kr./MWh mod 370 kr./MWh i basis.

(Energistyrelsen, Dec 2014).

Elpriser lav:

El-priserne fastholdes på et niveau svarende til det nuværende

niveau, dvs. en gennemsnitlig spotpris på 280 kr./MWh mod 370

kr./MWh i basis.

Anlægspriser geotermi høj/lav:

Anlægsinvetseringen for geotermianlægget varieres +/- 25 pct.

Realrente lav:

Realrenten sættes til 2 pct. i stedet for 4 pct.

•

For de tre førstnævnte nævnte parameterændringer genberegnes

geotermianlæggenes driftstimetal i Balmorel-modellen. For de to

sidstnævnte fastholdes de i udgangspunktet beregnede driftstimetal og

investeringer.

6.7.1 Følsomhed for biomasse- og elpriser

Virkningerne af ændringer i biomasse- og elpriser vises i de følgende trappedi-

agrammer.

72 |

900

Basis

800

Højere biomasse pris

Lavere elpris

Højere elpris

Akkumuleret varmeomkostninger (mio.kr.)

700

600

500

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur

35:

Øget selskabsøkonomisk varmeproduktionsomkostning ved indførsel af geotermi i Al-

ternativscenariet, år 2025.

800

Basis

700

Højere biomasse pris

Lavere elpris

Højere elpris

Akkumuleret varmeomkostninger (mio.kr.)

600

500

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 36: Øget samfundsøkonomisk varmeproduktionsomkostning ved indførsel af geotermi i

Alternativscenariet, år 2025

Højere biomassepriser

De ovenstående figurer viser, at især biomasseprisen har en stor virkning på

hvor konkurrencedygtig geotermien vil være. I tilfælde af 50 pct. højere bio-

massepris, vil en forholdsvis stor del af geotermianlæggene i år 2025 produ-

cere væsentligt mere og vil gå fra at være urentable til at være samfundsøko-

nomisk konkurrencedygtige.

73 |

Lave elpriser

Der ses især en større følsomhed for kørslerne med lave el-priser. De lavere

elpriser vil bevirke, at geotermiproduktionen i de 28 områder samlet set øges

med ca. 25 pct., og at den samlede selskabsøkonomi for alle 28 anlæg bliver

mindre negativ.

Dette skal forklares med, at geotermivarmen bliver mere konkurrencedygtig i

forhold til kraftvarmeproduktion, ikke mindst for anlæggene med el-

varmepumper.

Høje elpriser

Følsomheden for høje el-priser er langt mindre, idet de kun vil påvirke

geotermiproduktionen og selskabsøkonomien meget lidt.

6.7.2 Følsomhed for renter og investeringsomkostninger

Nedenfor vises følsomhedsanalysen over geotermianlæggenes investerings-

omkostninger og realrentens indflydelse på økonomien i områderne. Ændrin-

gerne i realrenten påvirker både geotermianlæggene og de øvrige investerin-

ger i alternativ kapacitet.

Det ses at virkningen af en lavere realrente er begrænset. Dette skyldes som

nævnt at det påvirker både geotermianlæggene og de teknologier som de

konkurrerer med. Derved bliver forskellen mellem de to scenarier begrænset.

En højere eller lavere investeringsomkostning for geotermianlæggene har ti

gengæld en større påvirkning på forøgelsen af varmeproduktionsomkostnin-

gerne. En 25% lavere investeringsomkostning er dog generelt ikke nok til at

gøre geotermianlæggene konkurrencedygtige.

800

Basis

700

600

500

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Lavere rente

Højere investeringsomk.

Lavere investeringsomk.

Akkumuleret øget varmeomkostninger (mio.kr.)

Geotermi produktion (TJ)

74 |

Figur 37: Selskabsøkonomiske varmeproduktonsomkostninger, ”Alternativ uden geotermi” vs.

”Alternativ med geotermi”.

800

Basis

700

Lavere rente

Højere investeringsomk.

600

Lavere investeringsomk.

Akkumuleret varmeomkostninger (mio.kr.)

500

400

300

200

100

-100

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Geotermi produktion (TJ)

Figur 38: Samfundsøkonomiske varmeproduktionsomkostninger, ”Alternativ uden geotermi” vs.

”Alternativ med geotermi”.

75 |

7 Perspektivering af mulighederne for

geotermi i 28 fjernvarmeområder

Delvis

potentialeopgørelse for

udvalgte områder i

Danmark

Rapporten beskriver virkningerne ved at indføre geotermi i 28 udvalgte

fjernvarmeområder i Danmark. De 28 fjernvarmeområder har et

fjernvarmegrundlag på ca. 50 PJ/år ud af et samlet fjernvarmegrundlag i

Danmark på ca. 135 PJ i år 2025

. Disse områder er på forhånd udvalgt af

Energistyrelsen ud fra, at der findes et passende stort varmegrundlag, samt at

geologien ikke på forhånd kunne antages at udelukke geotermi. Det har ikke

været en del af analysen at udpege samtlige mulige områder for

geotermianlæg. Rapporten kan derfor ikke ses som en fuldstændig opgørelse

af potentialet for geotermi i Danmark, i det der kun ses på 28 udvalgte

områder.

For flere af de store områder vil der endvidere formentlig være et væsentlig

større potentiale end denne screening viser. Dette skyldes blandt andet, at

der i undersøgelsen kun er regnet på ét geotermianlæg per område, uanset at

flere områder består af flere separate distributionsområder, der for fleres

vedkommende hver især kunne være store nok til et eller flere

geotermianlæg. I det storkøbenhavnske fjernvarmesystem er der for

eksempel kun set på ét anlæg på basis af varmegrundlaget i

distributionsområdet i Roskilde. Der er heller ikke set detaljeret på

mulighederne for at koble geotermianlæggene til eksisterende

transmissionledninger, hvilket kan udvide afsætningsgrundlaget og dermed

øge antallet af fuldlasttimer betragteligt. Endvidere er der ikke foretaget en

grundig geologisk optimering af anlæggenes placering, ligesom der for hvert

anlæg kun er set på ét reservoir, selvom der i hovedparten af områderne vil

være flere mulige reservoirer.

7.1 Geologisk grundlag de 28 områder

De geologiske screeninger viser, at der i de fleste af de 28 områder findes et

geologisk grundlag, der egner sig til udnyttelse af geotermisk varme. Dog er

der som beskrevet i afsnit 5.2 ca. fem ud af de 28 områder, hvor

vurderingerne af geologien gør det tvivlsomt, om der kan etableres et

geotermianlæg med en rimelig ydelse i forhold til omkostningerne. Da der kun

er tale om en screening kan det dog ikke udelukkes, at der findes bedre

geologiske resourcer andre steder i disse områder.

Energistyrelsens Basisfremskrivning, Endeligt energiforbrug og nettab.

76 |

7.2 Tekniske muligheder for geotermi

Geotermivarmen forudsættes udnyttet ved hjælp af

absorptionsvarmepumper i 21 ud af 28 områder. Heraf antages det muligt at

udnytte drivvarme fra eksisterende anlæg i 14 områder, mens der kan opføres

nye kedelanlæg i 7 områder. I de sidste 7 områder vurderes det ikke

umiddelbart muligt ud fra gældende lovgivning at etablere ny

drivvarmeproduktion baseret på biomasse, og derfor forudsættes i

beregningerne, at der benyttes el-drevne varmepumper til at udnytte

geotermivarmen.

7.3 Økonomiske muligheder for geotermi

Selskabsøkonomi

Geotermianlæggene i de 28 områder vil med de anvendte beregningsforud-

sætninger kun i få områder være selskabsøkonomisk rentable at etablere.

Anlægsøkonomien er imidlertid meget forskellig fra de billigste til de dyreste

anlæg, og en stor del af anlæggene er forholdsvis tæt på at være selskabsøko-

nomisk konkurrencedygtige.

Således vil der i de mest rentable områder med selskabsøkonomiske merom-

kostninger på ca. 100 mio. kr./år kunne realiseres en geotermiproduktion på

ca. 3.000 TJ/år, svarende til halvdelen af den totale geotermiproduktion i alle

28 områder i Alternativscenariet.

Samfundsøkonomi

Med de beregnede selskabsøkonomisk optimale driftstider vil kun få af anlæg-

gene være samfundsøkonomisk rentable at bygge, men ligeledes med store

forskelle på de enkelte områder. I de mest rentable områder vil der med sam-

fundsøkonomiske meromkostninger på ca. 60 mio. kr./år kunne realiseres en

geotermiproduktion på ca. 3.000 TJ/år, svarende til halvdelen af den totale

produktion i alle 28 områder i Alternativscenariet.

En sammenligning viser, at anlæg med el-varmepumper i mange tilfælde kan

være et samfundsøkonomisk ligeværdigt alternativ til anlæg med

absorptionsvarmepumper, hvorimod de selskabsøkonomisk ikke kan

konkurrere på grund af el-afgifterne.

Følsomhedsberegningerne viser, at ændringer i især priserne på biomasse og

el samt den anvendte kalkulationsrente hver især kan ændre økonomien, så

en større del af geotermianlæggene bliver rentable.

77 |

7.4 Kriterier for udbygning og indfasning

Det ligger uden for rammerne af denne analyseopgave at opstille en plan for,

hvor og hvornår, der skal udbygges med geotermi i de danske fjernvarmesy-

stemer, men resultaterne kan bruges til at udlede nogle generelle forhold af

betydning for en eventuel fremtidig udbygning med geotermi i fjernvarmesy-

stemerne.

Store forskelle på områderne

For det første viser analysen, at områderne er meget forskellige med hensyn

til geologi, varmegrundlag og eksisterende fjernvarmeproduktionskapacitet,

hvilket vil være meget afgørende for økonomien ved geotermi i hvert enkelt

område. Da der i denne rapport kun er tale om en screening, er det afgø-

rende, at eventuelle overvejelser om geotermi i hvert område følges op af

grundige forundersøgelser af både de geologiske forhold og indpasningen i

fjernvarmesystemet.

Driftstid er afgørende

Det er afgørende for økonomien i et geotermianlæg, at det får en høj driftstid,

hvor det kører som grund- eller mellemlast. I områder, hvor der i forvejen er

fuldt udbygget med omkostningseffektiv varmeproduktionskapacitet vil geo-

termien have svært ved at konkurrere. Forskellene mellem Reference- og Al-

ternativscenarierne indikerer dermed vigtigheden af, at overvejelser om geo-

termianlæg i hvert område tænkes ind i en langsigtet plan for investeringerne

i ny varmeproduktionskapacitet.

Sammentænkning med drivvarmeanlæg

Udnyttelsen af geotermi skal ses i sammenhæng med drivvarmeanlæg til ab-

sorptionsvarmepumper, hvis det er denne varmepumpeteknologi, der også

fremadrettet skal satses på. I screeningen er der gjort nogle overordnede an-

tagelser om, hvilke eksisterende anlæg der kan udnyttes til drivvarme, men

det er nødvendigt, at dette vurderes mere konkret i de enkelte områder. Ved

investeringer i nye kedler og/eller kraftvarmeanlæg kan det for eksempel

være afgørende, at de fra starten designes, så senere udtag til drivvarme i

form af hedtvand eller damp kan etableres nemt og billigt.

Følsomhed for biomasse- og elpriser

Geotermiens rentabilitet er ret følsom over for variationer i biomassepriser og

elpriser. Herunder vil eventuelle ændringer i afgifter og tilskud være af stor

betydning for selskabsøkonomien ved geotermi. Flere tidligere analyser har

vist at el-varmepumper ikke er rentable med det nuværende tilskuds- og af-

giftsforhold. Analyserne i denne rapport viser, at også for geotermien har el-

78 |

varmepumper svært ved at opnå en attraktiv selskabsøkonomi med de nuvæ-

rende tilskuds- og afgiftsforhold.

Sammenhæng med rammevilkår

I et energipolitisk perspektiv må geotermiens rammevilkår derfor ses i sam-

menhæng med de samlede rammevilkår for fjernvarme- og elproduktion med

biomasse samt el til varmeproduktion med varmepumper.

I fjernvarmeproducenternes perspektiv taler følsomhedsanalyserne for, at

overvejelser om valg mellem alternative investeringer baseres på risikovurde-

ringer, hvor disse pris- og afgiftsudviklinger tages i betragtning.

Indfasning af geotermi

Referencescenarierne viser en tendens til, at geotermi bliver både selskabs-

og samfundsøkonomisk mere og mere attraktiv med årene, hvilket blandt an-

det skyldes forventningen om stigende CO

kvotepriser for de fossile kilder.

Geotermien vil altså i stigende grad kunne konkurrere med den eksisterende

og besluttede produktionskapacitet. I Alternativscenarierne, hvor der løbende

investeres i ny kapacitet, ses denne tendens ikke, og der kan derfor ikke peges

på et tidspunkt, hvor det vil være mest fordelagtigt at udbygge med geotermi.

Som nævnt ovenfor, vil det imidlertid i hvert enkelt område være vigtigt, at

overvejelser om geotermi tænkes ind i en samlet, langsigtet udbygnings- og

investeringsplan for ny produktionskapacitet, herunder for eksempel med

hensyn til mulighederne for at udnytte drivvarme fra eksisterende og nye ke-

del- og kraftvarmeanlæg. Det skal her tages i betragtning, at geotermianlæg er

en langsigtet investering, hvor udviklings- og projekteringsfasen er relativt

lang, og hvor den store investering kræver en lang årrække for at kunne for-

rentes. Da der eksisterer en betydelig skalafordel skal det endvidere overvejes

at tænke på tværs af områderne, således at flere forsyningsselskaber går sam-

men om geotermianlæg.

7.5 Vurdering af barrierer for geotermi

Analysens resultater peger på en række vigtige barrierer for udbygning med

geotermi, som gennemgås neden for. Der er dog også andre barrier, som ikke

er behandlet nærmere i denne analyse, nemlig den geologiske

efterforskningsrisiko og risikoen for driftsproblemer relateret til især

reinjektion i sandstensreservoirer. Der er i branchen er en stigende erkendelse

af, at vi med kun tre danske anlæg befinder os et stykke nede på

læringskurven.

79 |

Konkurrence med andre varmekilder

I analysen ses en tendens til, at geotermianlæggene får markant lavere

driftstid i scenariet ”Alternativ med geotermi” sammenlignet med ”Reference

med geotermi”. Dette er især et udtryk for, at biomassebaseret fjernvarme og

kraftvarme (især baseret på halm og træflis) med de nuværende tilskuds- og

afgiftsforhold kan producere varmen billigere og dermed gør det svært for

geotermien at konkurrere. Sådanne anlæg kan endvidere etableres væsentlig

hurtigere og med lavere risiko end geotermianlæg.

Følsomhedsanalysen viser dog, at en stigning i fjernvarmeselskabernes

omkostninger til indkøb af biomasse kan ændre konkurrenceforholdet mellem

geotermi- og biomassebaseret fjernvarmeproduktion afgørende.

Høje investeringsomkostninger

I forhold til visse andre varmeproduktionsteknologier har geotermianlæg

meget høje investeringsomkostninger. Bidraget fra kapitalomskostningerne er

derfor et afgørende bidrag til varmeproduktionsprisen ved geotermi. Den

beregnede selskabsøkonomi vedøkonomi i forbindelse med geotermi bliver

tilsvarende følsom ovefor den kalkulationsrente, der benyttes (4 pct. % realt i

denne analyse).

Da der indtil videre er bygget forholdsvis få geotermianlæg i Danmark, kan

man forestille sig, at en modning af teknologien på sigt kan medvirke til at

nedbringe investeringsomkostningerne i takt med, at der bygges flere anlæg.

Kobling til drivvarmeanlæg

I analysen forudsættes det, at der for 21 ud af 28 anlæg kan benyttes

drivvarme fra eksisterende og nye kedelanlæg til at drive anlæggenes

absorptionsvarmepumper. Det indebærer en afgørende binding til samdrift af

anlæggene, hvad enten de er baseret på affaldsforbrænding, halm eller

træflis, som bevirker en forringet fleksibilitet. I tilfælde, hvor drivvarmen

kommer fra kraftvarmeanlæg, vil det endvidere betyde et tab af elproduktion.

Afgifter på el til varmeproduktion

Med brug af el-varmepumper kan der opnås en højere andel geotermivarme

og en mere fleksibel produktion, da sådanne anlæg ikke er bundet til

drivvarmeproduktion og også vil have andre reguleringsmæssige fordele.

Mens samfundsøkonomien i mange tilfælde kan sidestilles for geotermianlæg

med de to varmepumpetyper, vil selskabsøkonomien dog være markant

ringere for anlæg med el-varmepumper, hovedsageligt på grund af de

80 |

nuværende tilskuds- og afgiftsforhold, herunder især afgifterne på el til

varmeproduktion.

81 |

8 Referencer

Dansk Fjernvarmes Geotermiselskab m.fl. (2014).

Drejebog om geotermi.

Energistyrelsen.

Energistyrelsen . (2014).

Drejebog til store varmepumper i

fjernvarmesystemet.

Energistyrelsen.

Energistyrelsen. (2013, update March 2015).

Technology Data for energy

plants, Generation of Electricity and District Heating, Energy Storage

and Energy Carrier Generation and Conversion.

Energistyrelsen. (2014).

Analyse af bioenergi i Danmark.

Energistyrelsen.

Energistyrelsen. (Dec 2014).

FORUDSÆTNINGER FOR

SAMFUNDSØKONOMISKE analyser på energiområdet.

Hentet fra

http://www.ens.dk/undergrund-forsyning/anvendelse-

undergrunden/geotermi

Energistyrelsen. (maj 2010).

Geotermi - varme fra jordens indre.

GEUS. (2009).

Vurdering af det geotermiske potentiale i Danmark.

GEUS.

WellPerform & Sandroos Advokatfirma. (2013).

Udredning om mulighederne

for risikoafdækning i geotermiprojekter.

Energistyrelsen.

82 |

Bilag 1: Generelle forudsætninger for bereg-

ning af geotermianlæg til screening

De generelle forudsætninger for beregning af geotermianlæggene i de 28

områder er vedlagt som ekstern .pdf dokument som kan downloades fra

Energistyrelsens hjemmeside. Bilaget indehold:

Forudsætninger om afsætning

Økonomiske forudsætninger

Forudsætninger om undergrunden

Forudsætninger om koncept

Værktøjet geotermiPRO

83 |

Bilag 2: Scenarierammer og forudsætninger

Bilag 2 om scenarier, forudsætninger og Balmorel-modellen er vedlagt som

ekstern .pdf-dokument. Dokumentet kan downloades på Energistyrelsens

hjemmeside. Bilaget indeholder:

- Indledning

- Modelværktøj

- Geografisk repræsentation af fjernvarmemarkedet i Danmark

- Scenarier

- Udvikling af det omgivende energisystem

- Forudsætninger for brændsler, afgifter og teknologier

84 |

Bilag 3: Områderapporter for de 28 områder

Bilaget består af 28 områderapporter, der hver indeholder

–

Introduktion

–

Data for fjernvarmeområder (COWI)

–

Beregning af geotermianlæg (DFG)

–

Beregningsresultater vedr. indpasning af geotermi (Ea)

–

Geologisk vurdering (GEUS)

Områderapporterne kan eksisterer som selvstændige .pdf filer til

downloadning fra Energistyrelsens hjemmeside.

Bilaget dækker følgende områder i alfabetisk rækkefølge:

–

Brønderslev

–

DTU - Holte - Nærum

–

Frederikshavn

–

Frederiksværk

–

Grenå

–

Haderslev

–

Helsingør

–

Herning-Ikast

–

Hillerød - Farum - Værløse

–

Hjørring

–

Holstebro

–

Horsens

–

Kalundborg

–

Maribo

–

Nyborg

–

Nykøbing Falster

–

Randers

–

Ringsted

–

Storkøbenhavn

–

Silkeborg

–

Skive

–

Slagelse

–

Sønderborg

–

Thisted

–

Viborg

–

Aabenraa - Rødekro - Hjordkær

–

Aalborg

–

Aarhus

85 |