Lønnsomhet i røykgasskondensering : en økonomisk studie av fjernvarme
Master thesis
Permanent lenke
http://hdl.handle.net/11250/186985Utgivelsesdato
2013-08-19Metadata
Vis full innførselSamlinger
- Master's theses (INA) [593]
Sammendrag
Sammendrag
Denne oppgaven har et tredelt formål: Kartlegge kostnader og inntekter som påvirkes ved etablering
av røykgasskondensering i fjernvarmeanlegg, tallfeste endringene gjennom en casestudie, og utvikle en
generell lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanlegg.
Røykgasskondensering er en teknologi som gjør det mulig å utnytte varmeenergien i røykgassen. Ved å
kondensere røykgassen reduseres utslippene fra anlegget samtidig som brenselets effektive brennverdi
øker. For å oppnå røykgasskondensering i et anlegg stilles to krav: Brenselet må ha en fuktighetsgrad
på mellom 40 % og 60 %, og temperaturen på returvannet i fjernvarmenettet må være lavere enn
røykgassens kondensasjonspunkt. Returvannets temperatur avhenger av energiopptak og
energiutnyttelse i kundenes anlegg.
Å inkludere røykgasskondenserende teknologi i et fjernvarmeanlegg medfører endringer i prosjektets
lønnsomhet. Endringene i inntektene er minimale ettersom energisalget fra anlegget vil være det
samme uavhengig av valgt produksjonsteknologi. Investeringskostnadene og brenselskostnadene vil
derimot variere med prosjektets teknologivalg. Ved å inkludere røykgasskondensering i anlegg som
bygges i områder hvor kundene allerede har vannbårne oppvarmingssystemer, oppstår i tillegg en
rekke ombyggingskrav knyttet til kundenes anlegg.
I denne oppgaven er det utviklet en lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanlegg
i områder hvor kundene er eksisterende fjernvarme- eller nærvarmekunder. I forbindelse med denne
utviklingen er fjernvarmeanlegget som bygges ved UMB på Ås studert og analysert. I analysen studeres
fire mulige scenarier innenfor prosjektet, og scenarienes lønnsomhet studeres med tanke på følsomhet
overfor endringer i energipriser og drifts- og vedlikeholdskostnader.
Resultatene viser at selv om prosjektet ikke er lønnsomt med det vedtatte avkastningskravet på 6,0 %,
oppnår prosjektet lønnsomhet dersom avkastningskravet for prosjekter med normal risiko aksepteres.
Prosjektet oppnår, under realistiske drifts- og vedlikeholdskostnader og fordeling av disse, lønnsomhet
når energiprisen passerer 364 kr/MWh. I beregningene er den gjennomsnittlige ukeprisen for
Osloområdet i 2013 benyttet. Denne er på 327 kr/MWh.
Ved å studere utfallet i prosjektlønnsomheten gjennom å endre ulike variabler konkluderes det med at
prosjektets samfunnsøkonomiske nytte er større enn de kostnadene prosjektet medfører, og at
avkastningskravet for prosjektet burde nedjusteres. Det anses videre som sannsynlig at
fjernvarmeanlegg med røykgasskondenserende teknologi vil bli mer lønnsomme enn anlegg uten
denne teknologien når energiprisen stiger som resultat av økt energiutveksling med Europa. Abstract
This thesis has a threefold purpose: Identify costs and revenues that are affected by the establishment
of flue gas condensation in district heating systems, quantify the changes through a case study, and
develop a general model for the profitability of flue gas condensing heating systems.
Flue gas condensation is a technology that makes it possible to utilize the heat energy of the flue gases.
By condensing the flue gas, emissions from the plant are reduced while the efficient heating value of
the fuel increases. To achieve flue gas condensation in a facility two requirements have to be met: The
fuel must have a moisture content between 40 % and 60 %, and the return water temperature in the
district heating system must be lower than the condensation point of the flue gas. Return water
temperature depends on the energy utilization in the customer sites.
By including flue gas condensing technology in a district heating system one changes the project’s
profitability. The changes in revenues are minimal because energy sales from the plant will be the
same regardless of the chosen production technology. The investment costs and fuel costs will
however vary with the project’s technology choices. When flue gas condensation is included in the
plant being built in areas where customers have existing hydronic heating systems, additional
reconstruction requirements related to customer sites occure.
This thesis develops a profitability model for flue gas condensing heating systems in areas where
customers are existing customers of district or local heating. As a part of this development, the district
heating plant being built at UMB in Ås is studied and analysed. The analysis studies four possible
scenarios within the project and the scenarios profitability are studied in terms of sensitivity to
changes in energy prices and operating and maintenance costs.
The results show that although the project is not profitable at the set rate of return of 6.0 %, it reaches
profitability when the set rate of return for normal risk projects is used. The project achieves, under
realistic operating and maintenance costs and the distribution of these, profitability when the energy
price exceeds 364 NOK / MWh. The calculations use the average weekly rate for the Oslo area in 2013.
This is 327 NOK / MWh.The calculations use the average weekly energy price for the Oslo area in 2013.
This is 327 NOK/MWh.
By studying the outcomes of project profitability through changing different variables it is concluded
that the project’s social benefits are greater than the social costs of the project. Hence the set rate of
return should be adjusted downwards. Further it is likely that district heating plant with flue gas
condensing technology will become more profitable than plants without this technology when energy
prices rise as a result of increased energy exchange with Europe.