The profitability of flue gas condensation : an economical study of district heating

摘要

SammendragDenne oppgaven har et tredelt formål: Kartlegge kostnader og inntekter som påvirkes ved etableringav røykgasskondensering i fjernvarmeanlegg, tallfeste endringene gjennom en casestudie, og utvikle engenerell lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanlegg.Røykgasskondensering er en teknologi som gjør det mulig å utnytte varmeenergien i røykgassen. Ved åkondensere røykgassen reduseres utslippene fra anlegget samtidig som brenselets effektive brennverdiøker. For å oppnå røykgasskondensering i et anlegg stilles to krav: Brenselet må ha en fuktighetsgradpå mellom 40 % og 60 %, og temperaturen på returvannet i fjernvarmenettet må være lavere ennrøykgassens kondensasjonspunkt. Returvannets temperatur avhenger av energiopptak ogenergiutnyttelse i kundenes anlegg.Å inkludere røykgasskondenserende teknologi i et fjernvarmeanlegg medfører endringer i prosjektetslønnsomhet. Endringene i inntektene er minimale ettersom energisalget fra anlegget vil være detsamme uavhengig av valgt produksjonsteknologi. Investeringskostnadene og brenselskostnadene vilderimot variere med prosjektets teknologivalg. Ved å inkludere røykgasskondensering i anlegg sombygges i områder hvor kundene allerede har vannbårne oppvarmingssystemer, oppstår i tillegg enrekke ombyggingskrav knyttet til kundenes anlegg.I denne oppgaven er det utviklet en lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanleggi områder hvor kundene er eksisterende fjernvarme- eller nærvarmekunder. I forbindelse med denneutviklingen er fjernvarmeanlegget som bygges ved UMB på Ås studert og analysert. I analysen studeresfire mulige scenarier innenfor prosjektet, og scenarienes lønnsomhet studeres med tanke på følsomhetoverfor 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, lønnsomhetnår energiprisen passerer 364 kr/MWh. I beregningene er den gjennomsnittlige ukeprisen forOsloområdet i 2013 benyttet. Denne er på 327 kr/MWh.Ved å studere utfallet i prosjektlønnsomheten gjennom å endre ulike variabler konkluderes det med atprosjektets samfunnsøkonomiske nytte er større enn de kostnadene prosjektet medfører, og atavkastningskravet for prosjektet burde nedjusteres. Det anses videre som sannsynlig atfjernvarmeanlegg med røykgasskondenserende teknologi vil bli mer lønnsomme enn anlegg utendenne teknologien når energiprisen stiger som resultat av økt energiutveksling med Europa. AbstractThis thesis has a threefold purpose: Identify costs and revenues that are affected by the establishmentof flue gas condensation in district heating systems, quantify the changes through a case study, anddevelop 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 ofthe fuel increases. To achieve flue gas condensation in a facility two requirements have to be met: Thefuel must have a moisture content between 40 % and 60 %, and the return water temperature in thedistrict heating system must be lower than the condensation point of the flue gas. Return watertemperature depends on the energy utilization in the customer sites.By including flue gas condensing technology in a district heating system one changes the project’sprofitability. The changes in revenues are minimal because energy sales from the plant will be thesame regardless of the chosen production technology. The investment costs and fuel costs willhowever vary with the project’s technology choices. When flue gas condensation is included in theplant being built in areas where customers have existing hydronic heating systems, additionalreconstruction requirements related to customer sites occure.This thesis develops a profitability model for flue gas condensing heating systems in areas wherecustomers are existing customers of district or local heating. As a part of this development, the districtheating plant being built at UMB in Ås is studied and analysed. The analysis studies four possiblescenarios within the project and the scenarios profitability are studied in terms of sensitivity tochanges 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 reachesprofitability when the set rate of return for normal risk projects is used. The project achieves, underrealistic operating and maintenance costs and the distribution of these, profitability when the energyprice 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 concludedthat the project’s social benefits are greater than the social costs of the project. Hence the set rate ofreturn should be adjusted downwards. Further it is likely that district heating plant with flue gascondensing technology will become more profitable than plants without this technology when energyprices rise as a result of increased energy exchange with Europe.