Biomasse – nok til alle gode formål? - KanEnergi AS
Biomasse – nok til alle gode formål? - KanEnergi AS
Biomasse – nok til alle gode formål? - KanEnergi AS
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
4 Store biofyrte kraftverk vs.<br />
kraftvarmeverk<br />
4.1 Kostnads- og lønnshetsvurderinger<br />
Et kraftverk på størrelse med Alholmens Kraft sitt<br />
anlegg i Finland, ville kunne produsere ca. 2 TWhel.<br />
I praksis er det ytterst få steder i Norge som kan<br />
utnytte store deler av spillvarmen fra et slikt anlegg.<br />
Det må regnes med at mer enn 50 % av energien i<br />
biomassen vil gå tapt. Dette har også konsekvenser<br />
for produksjonskostnader for el og dermed konkurranseevnen<br />
i forhold <strong>til</strong> andre energiteknologier.<br />
For å illustrere dette, er det gjennomført en beregning<br />
av betalingsevne for biobrenselet for følgende<br />
kraftverkskonsepter.<br />
a) Biokraftverk med 400 MWel<br />
b) Kogenanlegg med 45 MWel<br />
c) Kogenanlegg med 15 MWel<br />
Betalingsevne for brenselet er beregnet for ulike el-<br />
og varmepriser. Det er valgt følgende kombinasjoner<br />
av priser på el og varme:<br />
Lønnsomheten av kogenanlegg påvirkes i stor grad<br />
av kapasitetsutnyttelsen og i hvilken grad man får<br />
solgt både el og varme <strong>til</strong> <strong>gode</strong> priser. I det følgende<br />
er kapasitetsutnyttelsen uttrykt som brukstid (dvs.<br />
antall fullasttimer) . Det er derfor gjennomført<br />
beregninger for en årlig brukstid på 8000, 6000 og<br />
4000 timer. Det er forutsatt at kogenanleggene er<br />
varmestyrte, dvs. at det ikke produseres el dersom<br />
det ikke er avsetting for varmen. I praksis vil det<br />
være mange kombinasjonsmuligheter mht. drift av<br />
anlegget.<br />
Spesifikk investering for biokraftverket er basert på<br />
tall fra Alholmens kraft sitt anlegg i Finland, mens<br />
tall for kraftvarmeverkene er fra Jämtkraft og Trollhättan<br />
sine anlegg - beskrevet i kap. 3. Det er lagt<br />
<strong>til</strong> grunn 7% kalkulasjonsrente og 20 års økonomisk<br />
levetid.<br />
Fordelene med et stort biokraftverk er betydelig<br />
høyere elvirkningsgrad og vesentlig lavere spesifikke<br />
investeringskostnader. Ulempen er lavere totalvirkningsgrad<br />
som følge av at spillvarmen ikke kan<br />
utnyttes.<br />
<strong>Biomasse</strong> <strong>–</strong> <strong>nok</strong> <strong>til</strong> <strong>alle</strong> <strong>gode</strong> <strong>formål</strong>?<br />
RÅDGIVERE ENERGI OG MILJØ<br />
Med unntak av scenarioet for 15 MWel, brukstid<br />
4000 timer og elpris på hhv. 30 og 40 øre/kWh, er<br />
betalingsevnen for biomasse for et stort 400 MWel<br />
biokraftverk betydelig lavere enn for kogenanleggene.<br />
Største utfordring for kogenanleggene vil i<br />
praksis være å finne avsetning for produsert varme<br />
slik at driftstiden for kraftvarmeverket blir større enn<br />
4000 timer per år. Spisslasten kan dekkes ved hjelp<br />
av et flisfyringsanlegg som i Tranås eller ved olje eller<br />
el som er vanlig i varmeanlegg.<br />
For fjernvarmenett regnes det ofte med ca. 2000<br />
fullasttimer per år. For å sikre <strong>til</strong>strekkelig brukstid<br />
for et kraftvarmeverk, bør derfor termisk effekt ikke<br />
være større enn ca. 20-25 % av fjernvarmenettet<br />
sitt maksimale effekt. I Norge er det ikke mange<br />
fjernvarmenett som har <strong>til</strong>strekelig kapasitet <strong>til</strong> å<br />
kunne avsette de varmemengder som disse anleggene<br />
kan produsere.<br />
På den ene siden øker de spesifikke kostnader både<br />
mht. investering og drift med avtagende størrelse av<br />
anlegget, men på den andre siden blir det vanskeligere<br />
å finne avsetning for varmen dersom størrelsen<br />
øker. Utenfor kraftkrevende industri er det få,<br />
kanskje ingen, kjeler i Norge i størrelsesorden > 100<br />
MW. De fleste anlegg man derfor kan fores<strong>til</strong>le seg<br />
er i størrelsesorden med Trollhätten, dvs. opp<strong>til</strong> ca.<br />
20 MW innfyrt effekt og ca. 3,5 MWel. Som t<strong>alle</strong>ne<br />
fra Trollhättan viser, var investeringen på 108 mill.<br />
kr. dvs. en spesifikk investering på ca. 31.000 kr/<br />
kWel. For et anlegg med 45 MWel, er spesifikk investering<br />
<strong>alle</strong>rede redusert <strong>til</strong> under 10.000 kr/kWel.<br />
Dette betyr at det er lite lønnsomt med utbygging av<br />
biokraft i Norge. Dette gjelder også dersom man tar<br />
hensyn <strong>til</strong> planlagt ”feed inn”-påslag på 10 øre/kWh<br />
for biokraft. Svenskene har som kjent el-sertifikater<br />
som gir omlag 20 øre/kWh i <strong>til</strong>skudd (pr. des. 2006).<br />
4.2 Plassering av eventuelle kraftvarmeverk<br />
Sett fra et råstoffperspektiv og ønsket om å øke<br />
uttak av biomasse fra skogbruket, vil satsning på<br />
kraftvarmeanlegg i kombinasjon med nyinvesteringer<br />
i sagbruk eller andre varmeforbrukere nord på<br />
Østlandet kunne være hensiktsmessig. Her finnes<br />
overføringslinjer <strong>til</strong> Midt-Norge, og relativt korte<br />
transportavstander vil gjøre virke i denne regionen<br />
mer lønnsomt å hente ut. Varmen kan utnyttes <strong>til</strong><br />
tørkeprosesser for trelast og produksjon av biobrensel.<br />
I <strong>til</strong>legg vil det være ønskelig å opparbeide et<br />
varmemarked lokalt (by, tettsted, annet). Om det<br />
er finnes vilje <strong>til</strong> slike nyinvesteringer er et annet<br />
spørsmål, jf. konsolideringen som har skjedd innenfor<br />
sagbruksindustrien i senere år.<br />
Side 15 av 24
Change language