Potensialstudie dypgeotermisk energi Siv.ing. Vidar Havellen

Transkript

1 Potensialstudie dypgeotermisk energi Siv.ing. Vidar Havellen

2 Bakgrunn Enova utlyste konkurranse om utarbeidelse av en potensialstudie for dypgeotermisk energi sist vinter. Norconsult fikk oppdraget. Ser kun på direkte varmeproduksjon på dybder større enn 1000 m (ikke elektrisitetsproduksjon eller bruk av varmepumper) Målet med studien: Levere en utredning der energipotensial, utfordringer, problemstillinger og muligheter for dypgeotermisk energi analyseres og dokumenteres med kvantitative analyser. Det skal spesielt legges vekt på å identifisere og utrede kritiske sammenhenger mellom geotermisk varmepotensial, størrelsen på varmebehovet og tekniske løsninger. Et eksempel på en kritisk sammenheng kan være akseptabelt kostnadsnivå på teknologien i forhold til varmebehov, lokal varmegradient/boredybde/temperaturnivå og lønnsomhet. Studien er utført i samarbeid med Ruden Ltd og prof. dr. Christophe Pascal, Univ. Ruhr med flere. Geologiske data er fra NGU.

3 Hovedutfordringer Lite erfaringsdata tilgjengelig på denne type teknologi på så store dyp som er nødvendig her i landet. Teknologi fremdeles på utviklingsstadiet. Lite tilgjengelige data for temperatur i berggrunnen. Geotermiske forhold må knyttes sammen med brukervarmetetthet og egenskaper i lokale energisystemer. Geotermiske anlegg kan ikke byges i småskala. Må benytte eksisterende infrastruktur. Lite tilgjengelig arealstatistikk/energibrukstatistikk på geografisk nivå.

4 Kritiske faktorer Kostnader (inkludert risikopåslag) Betalingsvillighet for varme (konkurranse med andre energibærere) Temperaturkrav hos varmemottageren (tur/returtemperatur) Forbruksprofil for vanlig oppvarmingsformål Teknologiske utfordringer Dybder for å oppnå tilstrekkelige temperaturer - må ned til dybder med initialtemperaturer på C (må ha minst K høyere initialtemperatur enn returvannet vi pumper ned) Høye kostnader medfører langsiktige leveranseavtaler - begrenser kundepotensialet. Mer problematisk å levere til industrielle formål.

5 To hovedprinsipper for varmeuttak To EGS HDR-løsninger. Til venstre tradisjonell brønn-til-brønn forbindelse ved hydraulisk sprekking. Til høyre boret brønn-til-brønn grenrør forbindelse. X er beregnet dyp til kritisk temperatur.

6 Dybde til 100 C-nivå

7 Borekostnader

8 Varmemarkedet Det vannbårne markedet er i dag ca. 12 TWh/år. Fjernvarmen dekker ca. 30% av dette (3,5 TWh). Markedspotensial fornybar varme ca. 23 TWh i 2020, hvorav 13,7 TWh vannbåren varme. Utviklingen i varmemarkedet /Xrgia 2011/

9 Varighetskurve fjernvarme Innfyrt effekt [MW] Dypgeotermisk energi Timer av året

10 Temperaturforhold i et større fjernvarmenett C Timer av året

11 Grunnlast i fjernvarmesystemer

12 Maksimal salgspris for DGTE Dypgeotermisk energi vil normalt utløse konsesjonsplikt for fjernvarme i nye anlegg. Energiloven regulerer fjernvarmeprisen - tak = strømpris Med spotpris på 45 øre/kwh, nettleie 20 øre/kwh samt forbruksavgift og Enovaøren blir maksimal salgspris ca 80 øre/kwh ekskl. mva Nye fjernvarmeanlegg: LCOE øre/kwh øre/kwh Investeringer i fjernvarmeanlegg med distribusjonsnett og energisentral 31 ±10 Spisslastenergi 10% av levert energi 6 Fortjeneste/reserve 8 Sum før energiinnkjøp 45 ±10 Maxpris (energiloven) 80 Max innkjøpspris grunnlast = max salgspris DGTE 35 ±10

13 Betalingsvillighet dypgeotermisk energi Type anlegg Konkurrerende teknologi Betalingsvillighet Kommentar (øre/kwh) Eksisterende fjernvarmeanlegg med/uten avfall Bioenergi (pellets) Bioenergi (flis) Varmepumpe, Spillvarme/avfall Virkn.grad kjel: 0,9 Virkn.grad kjel:0,85 COP = 3 Nytt fjernvarmeanlegg Som ovenfor 45

14 LCOE (Levelized Cost of Energy) Kostnadsnivå i.f.t. rapportens beregnede kostnader Brukstid (levert energi dividert på dimensjonerende effekt, anlegget forutsettes å ha en midlere effektleveranse på 5 MW) 57, % 35,9 39,3 44,9 52,4 62,8 78,5 90 % 32,8 36,0 41,1 47,9 57,5 71,9 80 % 29,8 32,6 37,3 43,5 52,2 65,3 70 % 26,8 29,3 33,5 39,1 46,9 58,7 60 % 23,8 26,0 29,7 34,7 41,6 52,0 50 % 20,7 22,7 26,0 30,3 36,3 45,4 40 % 17,7 19,4 22,2 25,9 31,0 38,8 30 % 14,7 16,1 18,4 21,5 25,7 32,2 20 % 11,7 12,8 14,6 17,0 20,4 25,6 Gjelder for styrt boring til 4000 m for injeksjonsbrønn, uten Enovastøtte, 10% rente/30 år, 2% relativ energiprisstigning.

15 LCOE (Levelized Cost of Energy) Kostnadsnivå i.f.t. rapportens beregnede kostnader Brukstid (levert energi dividert på dimensjonerende effekt, anlegget forutsettes å ha en midlere effektleveranse på 5 MW) 48, % 27,2 30,6 36,2 43,7 54,2 70,0 90 % 24,2 27,3 32,4 39,3 48,9 63,3 80 % 21,1 24,0 28,7 34,9 43,6 56,7 70 % 18,1 20,7 24,9 30,5 38,3 50,1 60 % 15,1 17,4 21,1 26,1 33,0 43,5 50 % 12,1 14,0 17,3 21,6 27,7 36,8 40 % 9,0 10,7 13,5 17,2 22,4 30,2 30 % 6,0 7,4 9,7 12,8 17,1 23,6 20 % 3,0 4,1 5,9 8,4 11,8 17,0 Gjelder for styrt boring til 4000 m for injeksjonsbrønn, 1 kr/kwh i Enovastøtte, 10% rente/30 år, 2% relativ energiprisstigning.

16 Varmetetthet

17

18 Potensial med endrede forutsetninger Reduksjon av borekostnader Styrt boring (GWh) Oppsprekking (GWh) 0 % % % PARAMETERE BASISSCENARIO Størrelse, DGTE-sentral 5 MW Brukstid for maksimal effekt, DGTE-sentral 4000 timer Økonomisk levetid, DGTE-sentral 30 år Diskonteringsrente (nominell + risiko) 10 % Relativ energiprisstigning 2 % Enovastøtte 0 kr/kwh

19 Potensial med endrede forutsetninger PARAMETERE FOR SCENARIO Størrelse, DGTE-sentral 5 MW Økonomisk levetid, DGTE-sentral 30 år Diskonteringsrente (nominell + risiko) 7 % Relativ energiprisstigning 2 % Enovastøtte 1 kr/kwh

20 Konklusjoner Det er et ubetydelig potensial for dypgeotermisk energi i Norge i dag på grunn av: Høye borekostnader/dypt til temperaturer som kan utnyttes direkte. Vanskelig konkurranse mot andre energiformer/teknologier Varmebehovene er dårlig tilpasset dypgeotermisk energi slik at DGTE må levere inn i større fjernvarmesystemer for å kunne utnyttes. Her er det igjen problemer med høye returtemperaturer som lager vanskeligheter for DGTE. Områder vest/nord for Oslofjorden og Sørvestlandet mest "potente" Teknologiutvikling/kostnadsreduksjoner og endrede rammevilkår kan gi et potensial på opp til 1,2-1,4 TWh Grunne geotermiske systemer med termisk energilagring og varmepumper vil være mer interessante fremover Betalingsvilligheten for grunnlast i fjernvarmesystemer er maksimalt øre/kwh i eksisterende anlegg og øre/kwh i nye anlegg. Elektrisitetsproduksjon med dypgeotermisk energi er ikke aktuelt her i landet i overskuelig fremtid annet enn ved å frigjøre strøm ved å stoppe varmepumper.