Grundigt analysearbejde viser en balanceret økonomisk businesscase og positive energipolitiske perspektiver i et fælles transmissionsnet i det sønderjyske. ”Hønen og ægget”-problemstillingen er dog en barriere for den praktiske implementering.
ANALYSE Med Apple og Googles køb af grunde til hyperscale datacentre ved Kassø vest for Aabenraa i 2017 blev der i de sønderjyske kommuner skudt gang i et analysearbejde. Kunne datacentrene levere billig og bæredygtig overskudsvarme til store dele af de sønderjyske varmeforsyninger og være et robust grundlastalternativ efter biomasse.
Potentielt kan en stor del af Sønderjylland opvarmes med overskudsvarme, men det første samarbejde mellem kommuner og varmeforsyninger i 2018 viste, at casen ikke helt hang sammen – særligt som følge af overskudsvarmeafgift, PSO og elvarmeafgift. For systematisk at arbejde videre med resultaterne fra det første arbejde og i mere generel sammenhæng arbejde med planlægning på energiområdet etablerede kommunerne SEP Sønderjylland 1. januar 2019. Den underliggende erkendelse i kommunerne var, at effektiv udnyttelse af energiinfrastrukturer på tværs af el, gas og fjernvarme og attraktive varmepriser kan være en driver for vækst og udvikling. Det er ikke nok at have en motorvej tæt på.
I juni 2019 valgte Apple så at indstille byggearbejdet ved Kassø og flytte aktiviteterne til Viborg. Det blev tydeligt, særligt for kommunerne, at et transmissionssamarbejde baseret på én eller få kommercielle aktører er risikabelt. Efter dialog med varmeforsyningerne og Region Syddanmark valgte SEP Sønderjylland at reorientere projektet til en risikomæssigt mere balanceret tilgang i fortsat forventning om, at der på et tidspunkt etableres et datacenter ved Kassø. I praksis at ét datacenter leverer 35 MW med tilhørende varmepumper for at hæve temperaturen tilstrækkeligt. Resten af varmen skulle produceres på de lokalt mest konkurrencedygtige teknologier inklusive de eksisterende anlæg. Hovedvægten skulle ligge på elektrificering og varmepumper baseret på forskellige kilder som spildevand, havvand og luft. Det faldt tidsmæssigt også sammen med, at rammevilkårene for varmepumper og overskudsvarme er ændret markant siden analyserne i 2018, så nye analyser var på sin plads.
Strategisk tilgang med forsyningsselskaber
Et fælles transmissionsnet griber dybt ind i hver enkelt forsynings strategiske grundlag. For kommunerne, der skal give kommunegaranti, har en beslutning om et fælles net også strategisk betydning. Hvis et strategisk partnerskab mellem kommuner og forsyninger skal lykkes, skal det baseres på en tilstrækkeligt stærk businesscase. Altså en varmepris, som for hver forsyning er attraktiv holdt op imod en optimeret ødrift uden transmission. Den grundlæggende tilgang har derfor været, at analysearbejdet skulle ske i tæt koordination og dialog mellem forsyninger og kommuner med SEP-sekretariatet som primus motor. Ud over deltagelse med ledende repræsentanter fra varmeforsyningerne har Grøn Energi bidraget med faglig sparring i hele forløbet. I tillæg er der
etableret et advisory board med knap 20 repræsentanter fra energisektoren, hvor resultater løbende er præsenteret og drøftet. Endelig har der været en række lokale forhold, som også har kunnet skabe rationale i at gå sammen om et transmissionsnet. Den politiske aftale om reduktion af forbrændingskapaciteten i Danmark skaber usikkerhed om affaldskraftvarmeværket i Sønderborg, øget varmegrundlag i Haderslev gennem omfattende gaskonverteringer, risikoen for en biomasseafgift og muligheder for samarbejde over grænsen til Flensborg. Der er mange bolde i spil, så hvordan har det været grebet an?
Forudsætninger målrettet til analyserne
Formålet med analyserne er at beregne kvantificerede konsekvenser for et fremtidigt setup med et fælles transmissionsnet i det sønderjyske, en oversigt over mulige koblinger er vist i figur 1. Den mest sandsynlige positive businesscase vil være en sammenkobling af de tre største byer, Haderslev, Aabenraa og Sønderborg, samt placering af et datacenter i Kassø – markeret med røde pile i figur 1.
Et fremtidigt setup skal kunne konkurrere med den bedste alternative øløsning og skal også kunne bære de omkostninger, som transitionen hen mod et fuldt implementeret sammenkoblet koncept medfører. Udgangspunktet har derfor været en verificeret teknisk/ økonomisk model af det nuværende øsetup, som i tilstrækkelig grad afspejler driftsegenskaber, økonomi og miljø for de nuværende anlæg.
Ud fra økonomiske og miljømæssige kriterier har modellen mulighed for at investere i nye anlæg i henholdsvis et ø-setup og et fælles transmissionssetup, så de to optimerede situationer kan benchmarkes mod hinanden. Der er primært fokuseret på den del af porteføljen, som skal levere varme i grund- og mellemlastområdet. Investeringsmulighederne har derfor været afgrænset til at være transmissionsledninger, biomassefyrede kedler og varmepumper, hvor sidstnævnte kan kombineres med forskellige varmekilder. Med de nuværende markeds- og rammebetingelser er varmepumper generelt
særdeles konkurrencedygtige med andre teknologier, så det har været vigtigt at inkludere forskellige typer af varmekilder (datacenter, luft, havvand og spildevand) og at medtage varmepumpernes vigtigste driftsegenskaber mht. effektivitet og kapacitet. Her er også en tidligere kortlægning af mulige overskudsvarmekilder inddraget. Alle forudsætninger og modellens bud på hver enkelt forsynings driftsmønster i ø-drift er løbende drøftet med varmeforsyningerne.
Langt hen ad vejen er Energistyrelsens forudsætninger for teknologier og markeder anvendt. De lokale driftsegenskaber for anlæggene er anvendt, men det har været nødvendigt at anvende harmoniserede afskrivningsprincipper og markedspriser på brændsler og teknologier for at kunne foretage en fair sammenligning på tværs af lokalområder og på tværs af scenarier. Beregningerne medtager på disse præmisser alle økonomiske faktorer, så den totale varmepris kan sammenlignes.
Resultater peger på en balanceret businesscase
Modellen giver en række forskellige output, herunder kapacitetsudviklingen (roadmap) hen over beregningshorisonten (2021-2040), varmeproduktionsudviklingen hen over de samme år, produktionsprofil ned på timebasis for hvert år samt økonomiske og miljømæssige nøgledata.
Samlet er disse output grundlag for at kunne vurdere konsekvenserne mht. både økonomi/miljø og praktisk gennemførlighed af roadmappet. Et eksempel på kapacitets- og driftsudvikling for samdrift hen over perioden er vist i figur 2. Som det ses, tenderer roadmappet til at blive domineret af forskellige typer varmepumper, men også med en vedblivende mindre andel af biomassefyrede anlæg, som sikrer robusthed over for blandt andet høje elpriser.
Overskudsvarme fra et potentielt datacenter i Kassø vil blive fuldt udnyttet på grund af den høje konkurrenceevne i forhold til andre teknologier. Et datacenter i Kassø på cirka 35 MWq er medtaget som et realistisk eksempel, og netop denne type anlæg, som også kunne have været placeret et andet sted eller være en anden type, for eksempel PtX-anlæg, viser sig afgørende for en brugbar businesscase for et fælles transmissionsnet. Derfor er det ekstra ærgerligt, at der endnu ikke er kendskab til, hvornår datacenteraktører med grunde ved Kassø går i gang med at etablere datacentre. De overordnede konklusioner på analyserne er:
- Et setup med datacenteroverskudsvarme i Kassø vil bringe økonomisk balance i et fælles transmissionsnet sammenlignet med det bedste ø-alternativ (se varmeprisudvikling i figur 3).
- En løsning uden Kassø-datacenter vil gøre transmissionsløsningen dyrere end ø-situationen – i størrelsesordenen +15 kr./MWhq.
- Robustheden over for ændringer i markeds- og rammebetingelser er god for transmissionsløsningen, blandt andet fordi distribuerede anlæg bedre kan udnyttes på tværs af områder selv med hydrauliske begrænsninger.
- Gevinsten ved et fælles transmissionsnet kommer primært via driftssynergier og i mindre grad via investeringsbesparelser – her er eventuelle besparelser på S&R-kapacitet dog ikke medtaget.
- Sektorkobling, specielt balanceydelser til elnettet, vil have et større potentiale med et transmissionsnet på grund af adgangen til et større net og varmelager.
Hønen eller ægget
Samlet set er businesscasen låst af, at transmissionsnettet forudsætter et datacenter eller lignende – og omvendt. Det vil sige en ”hønen eller ægget”- situation.
I lyset af de omfattende investeringsplaner i energiøer og VE-elproduktionskapacitet og ønsket om øget sektorkobling for at høste de samfundsmæssige gevinster vil støtte til etablering af varmeinfrastruktur i det sønderjyske måske kunne bane vejen for øget energieffektivitet og samtidig sikre attraktive varmepriser, der ikke er dyrere end de bedste lokale alternativer. En videreførelse af fælles transmission til henholdsvis Tønder og Flensborg er ligeledes undersøgt. Tønderforbindelsen kan ikke forrentes på grund af den store afstand og allerede eksisterende overskudsvarmekilder lokalt i Tønder.
Med de nylige investeringer i gasbaseret produktionskapacitet i Flensborg har det vist sig svært at integrere Flensborg i et sammenhængende net over grænsen. Ud over de teknisk-økonomiske analyser er der også udarbejdet en vurdering af strategiske risikofaktorer og fordele ved et transmissionsnet holdt op imod fortsat ø-drift. Vurderingen viser, at en businesscase med fælles transmission skal give en lidt lavere varmepris end optimal ø-drift. Dels for at kunne retfærdiggøre omkostningerne i en etablerings- og overgangsfase, til de fulde synergier i driften er opnået, dels som buffer for eksempelvis de hydrauliske begrænsninger, der kan give et afledt behov for at etablere ekstra varmelagerkapacitet. Dertil kommer også andre faktorer, ligesom projektet ikke nåede så vidt, at vi kunne drøfte konkrete varmepriser efter omkostningsfordeling på transmissionsdelen med varmeforsyningerne.
Gode perspektiver, men …
Det er positivt for varmeforsyningerne, at rammevilkårene for varmepumper er
forbedret. En afledt effekt viser sig at være, at incitamentet til at udnytte bedre varmekilder end udeluft reduceres. Når der samtidig er flere barrierer, for eksempel leveringsgaranti og driftsfleksibilitet, der skal håndteres i samarbejdet mellem
industri og varmesektoren, skal der gøres en ekstra indsats for at realisere projekter med overskudsvarme.
Det er en udfordring at finde en rimelig balance mellem varmetransmission med store kilder med billig varme og lokal udnyttelse af produktionsanlæg i mindre skala, når de store kilder samtidig ikke må blive for dominerende. Et bæredygtigt miks af begge typer i det sønderjyske, som samtidig skaber høj forsyningssikkerhed og høj energieffektivitet med det lavest mulige ressourceforbrug uden større brug af biomasse, vil kræve støtte til transmission. Endelig er der behov for en risikomæssigt balanceret tilgang i designet af fremtidige produktionskapaciteter, så man ikke ender med at skifte en tung afhængighed af biomasse ud med en (for) tung afhængighed af el.
