Energiproduksjon og energiavsetning

4.3.1 Energiproduksjon på avfallsanlegget

Et anlegg som årlig tar imot ca. 60 000 tonn blandet avfall vil på grunnlag av brennverdien beregnet i punkt 4.4.9 anslagsvis produsere energi med en kjelef-fekt på ca 21 MW og en årlig energimengde på ca. 163 GWh som varme / damp ved full kapasitetsutnyttelse. Denne energien kan benyttes på følgende alternative måter:

Ingen turbin: Energien leveres som varmtvann eller damp, og energiutnyttelsen er avhengig av mulige avtakere.

Denne formen har det største potensialet for energiutnyttelse ved at en teoretisk kan nærme seg 100 % utnyttingsgrad.

Mottrykksturbin: Maksimalt 15 % av varmepotensialet leveres som strøm, resten av potensialet leveres som varmt-vann/damp.

Kondensasjonsturbin: Bortsett fra varme til eget behov, blir all varme omdannet til strøm. Virkningsgraden ved denne energiomformingen er lav. Det kan maksimalt påregnes 30 % energiutnyttelse, men avsetningen som elektrisk energi er selvsagt uproblematisk.

Det er imidlertid mulig å gjøre spesielle "tilpasninger" i en kondensasjonsturbin slik at den alternativt kan benyttes som en avtappingsturbin. Da tar en fra uli-ke trinn i turbinen ut delstrømmer av damp som kan utnyttes til varmeforsy-ning. Strømproduksjonen vil bli høyere enn ved en mottrykksturbin, men en kan likevel forsyne enkeltkunder med damp, eller et fjernvarmenett med varme.

En slik løsning er valgt for anlegget i Bergen.

Bruk av avfallsenergien til fjernvarme eller leveranse som damp til for eksem-pel en industribedrift gir som oftest den høyeste utnyttelsesgraden og de laveste kostnadene på energisiden. Produksjon av elektrisitet gir dårligere utnytting og høyere investeringer. De tekniske energiløsningene i anlegget bør derfor tilpas-ses de avsetningsmulighetene som er mulige på kort og lang sikt for de aktuelle lokalitetene.

4.3.2 Energiavsetning

I regi av Troms Kraft Varme AS er det etablert et fjernvarmenett rundt RiT / UiT – området (Breivika varmesentral). Dagens konsesjonsområde er vist i fi-gur 14.

Figur 14: Konsesjonsområde Breivika varmesentral

I dette nettet leveres det i dag ca. 42 GWh/år med et maksimalt effektbehov på ca. 13 MW inkludert dampbehovet. Leveransen er basert på en bioenergikjel på 4,4 MW som årlig leverer ca. 22 GWh. Det resterende varmebehovet dekkes opp av oljekjeler og elektrokjeler.

Varmeplanen er under revisjon, og foreløpige resultater fra denne antyder føl-gende fremtidige energibehov (/18/):

- Innen 2010 er brutto energibehov anslått til 60 GWh/år, inkludert Skattøra.

Av dette antas at 50 GWh kan leveres fra avfallsenergi.

- Innen 2015 er brutto energibehov anslått til 98 GWh/år. Av dette antas at 65 GWh kan leveres fra avfallsenergi

- Innen 2020 er brutto energibehov anslått til 125 GWh/år. Av dette antas at 80 GWh kan leveres fra avfallsenergi. Dette årstallet gjenspeiler at området UiTø og UNN er fortettet maksimalt, at Skattøra er utviklet og utbygd

be-traktelig sammenlignet med i dag, og at større deler av Håpet/Mortensnes, samt Sentrum og deler av Sør - Tromsøya er forsynt via fjernvarme.

I det videre benyttes forutsetningene fra 2015, dvs. ca. 5 år etter forventet driftsstart for energigjenvinningsanlegget. Anlegget antas som nevnt ovenfor å levere ca. 65 GWh i 2015.

Avhengig av hvordan det resterende effektbehovet dekkes opp, vil avfallsener-gien i praksis erstatte noe av den eksisterende bruken av biobrensel. Troms Kraft Varme AS presiserer imidlertid at det er ønskelig at dagens brenselsavtale med levering av lokalt råstoff videreføres, og at en i så fall vil etablere en bio-energikjel med tilsvarende energibehov et annet sted i regionen.

4.3.3 Energiproduksjon avfallsenergi

Konklusjonen i en tidligere utredning fra 1998 (/19/) var at en mottrykksturbin synes å være mest lønnsom. Basert på nye overslag ut fra avsetningsforholdene skissert i /18/, kan vi fastholde at en mottrykksturbin er mest aktuell også i dag.

Varmeavsetningen er såpass stor at det neppe er lønnsomt med en avtappings-turbin. Spørsmålet er heller om anlegget bør bygges kun for hettvann eller med mottrykksturbin. Dette spørsmålet må avklares nærmere i detaljprosjekteringen.

Ut fra en antakelse om at muligheter for strømproduksjon gir bedre fleksibilitet og bedre inntjening ved stigende strømpriser forutsetter vi dermed at anlegget bygges med en mottrykksturbin. Foreløpige overslag gir en avsetning på 65 GWh varme og ca. 16 GWh strøm ved energigjenvinning av 60.000 tonn/år.

Inklusive internt varme- og strømbehov gir dette en total energiutnyttelse på ca.

59 % for forbrenningsanlegget. Den eksterne leveransen alene gir en utnyttelse på 50 %.

4.3.4 Nettovirkninger av et energianlegg

Avfallsenergien som kan nyttiggjøres vil konkret erstatte energi som i dag pro-duseres av biobrensel, olje og elektrisk strøm. Vi forutsetter som før nevnt at det biobrenselet som i fremtiden fortrenges av avfallsenergien, benyttes i en bioenergikjel ved en annen lokalitet og erstatter oljekjeler der. Bruken av bio-brensel regnes derfor som uendret før og etter tiltaket.

Vi kan dermed regne med at avfallsvarmen i sin helhet erstatter fyring med lettolje. Dette er det samme prinsippet som SFT har lagt til grunn i sine vurde-ringer av deponiforbudet, og dermed virkningene av økt energiproduksjon på grunn av mer avfall til forbrenning (/9/).

Mengden elektrisk strøm som produseres vil erstatte den marginale elektrisi-tetsproduksjonen som forsyner det norsk - svenske strømmarkedet. Det svenske utredningsfirmaet Profu har i bilag 4 til den svenske BRAS - utredningen /15/

konkludert med at den marginale strømproduksjonen i dag er strøm produsert i kullkondenskraftverk. I fremtiden (i rapporten konkretisert til etter ca. 2012) antas det at gasskraft vil være den marginale strømproduksjonen. Det samme

scenarioet bekreftes også av NVE/OD (/20/). I denne konsekvensutredningen forutsettes det derfor at strømproduksjonen fra avfallsenergi erstatter strøm produsert fra kullkraft. Øvrige nettovirkninger fra energianlegget vurderes nærmere i miljøregnskapet, jf. punkt 6.3.