Af Wiebke Brix Markussen, faglig leder i Center for Køle- og Varmepumpeteknik på Teknologisk Institut, og Thomas Enghave Olsen, marketingspecialist hos Danvak
En ny techno-økonomisk analyse sammenligner teknologier til grøn procesvarme i Europa og konkluderer, at højtemperaturvarmepumper giver den laveste varmepris i langt de fleste scenarier – også sammenlignet med hydrogen, biomasse og elkedler.
Industriel procesvarme udgør omkring 66 % af det samlede energiforbrug i europæisk industri og er ansvarlig for ca. 20 % af EU’s samlede CO₂-udledninger. Over 80 % af denne varme produceres fortsat ved afbrænding af fossile brændsler, primært naturgas. Trods årtiers klimapolitik er CO₂-udledningerne fra industriel procesvarme i Europa stort set uændrede siden 2000, og sektoren betragtes ofte som svær at omstille.
Spørgsmålet om, hvilke teknologier der mest omkostningseffektivt kan erstatte fossil varme, er derfor afgørende – både for klimamålsætningerne og for industriens konkurrenceevne. En ny undersøgelse, publiceret i Cell Reports Sustainability af Markussen et al. (2025), bidrager med en systematisk techno-økonomisk analyse (TEA) af fire centrale teknologier til dekarbonisering af lav- og mellemtemperatur procesvarme (op til 150 °C) under europæiske rammevilkår.
Metode og afgrænsning
Studiet anvender en top-down tilgang, hvor de samlede levetidsomkostninger for hver teknologi opgøres som levelized cost of heat (LCOH). LCOH beregnes på baggrund af investeringsomkostninger (CAPEX), drifts- og vedligeholdelsesomkostninger (OPEX), brændsels- eller elpris samt eventuelle omkostninger til varmekilde og lagring, fordelt over anlæggets levetid på 20 år.
Følgende teknologier indgår i sammenligningen:
For varmepumper og elkedler er scenarier med termisk energilagring (TES) også undersøgt, hvor anlægget kan udnytte perioder med lave elpriser til at producere og lagre varme. For hydrogen er der ud over et referencescenarie også opstillet et best-case-scenarie med optimeret elektrolysedrift og antagelse om gratis og ubegrænset hydrogenlagring.
Analysen er primært gennemført for 2030, men inkluderer også fremskrivninger til 2050. Den antager en årlig industriel varmeefterspørgsel på 36.000 MWh, fordelt jævnt over enten 4.000 eller 8.000 driftstimer. Elpriser er varieret mellem 70 og 130 €/MWh, mens gas- og biomassepriser er fastsat til henholdsvis 39,3 og 43,6 €/MWh.
Varmepumpens ydelse er modelleret med en varmeaftager-temperatur på 150 °C, en varmekilde på 80 °C (afkølet til 60 °C) og en Lorenz-virkningsgrad på 0,5, hvilket resulterer i en COP på 2,8. Denne virkningsgrad er i overensstemmelse med data fra IEA HPT Annex 58 for varmepumper ved det relevante temperaturløft.
Resultater for 2030
Teknologier uden lagring
Analysen viser, at højtemperaturvarmepumper i næsten alle scenarier opnår den laveste LCOH blandt de undersøgte teknologier. Hydrogenkedler er konsekvent den dyreste løsning.
Varmepumper med gratis varmekilde (f.eks. overskudsvarme fra industrielle processer) opnår en LCOH op til 40 % lavere end naturgaskedler med CO₂-afgift, 30–60 % lavere end hydrogenkedler og op til 37 % lavere end biomassekedler. Selv varmepumper med en varmekildepris er konkurrencedygtige i størstedelen af de undersøgte scenarier.
Elkedler nærmer sig varmepumpens økonomi ved lave elpriser, men overstiger den i de fleste tilfælde. Elkedlen opnår kun en lavere LCOH end varmepumpen med gratis varmekilde ved elpriser under ca. 12 €/MWh ved 8.000 driftstimer.
Brændselsprisen er den dominerende omkostningskomponent for alle teknologier undtagen varmepumper og biomassekedler, hvor investeringsomkostningerne udgør en væsentlig andel – særligt ved lavere driftstimetal.
Betydningen af termisk lagring
Når varmepumper eller elkedler kombineres med daglig termisk energilagring, kan driften forskydes til timer med lave elpriser. Det påvirker LCOH i varierende grad:
For varmepumperne er termisk energilagring særlig værdifuld for anlæg med færre driftstimer.
Hydrogen: Fortsat ukonkurrencedygtigt
Selv i et best-case-scenarie, hvor elektrolysen kun kører i de timer på året med de billigste el-priser og hydrogenlagring samtidig antages gratis og ubegrænset, forbliver hydrogenkedlens LCOH højere end eller på niveau med varmepumper og elkedler med lagring. Ved en gennemsnitlig elpris på 130 €/MWh blev den optimale driftsandel for elektrolysen fundet til 24 % af årets timer, med en resulterende hydrogenpris på 3,1 €/kg. Ved 70 €/MWh var den optimale driftsandel 32 % og hydrogenprisen 2,2 €/kg.
Det skal desuden bemærkes, at beregningen af hydrogenprisen ikke inkluderer transport- eller distributionsomkostninger, som i praksis kan udgøre en væsentlig del af den samlede brændselspris. Prisen for investering i selve hydrogenkedlen er samtidig sat lig med prisen for en konventionel gaskedel, hvilket må anses for en optimistisk antagelse.
Perspektiver for 2050
I 2050-scenarierne antages lavere investeringsomkostninger for varmepumper, termisk lagring og elektrolyseanlæg samt lidt højere virkningsgrader. For varmepumper øges Lorenz-virkningsgraden til 0,6, og investeringsomkostningen for en HTHP reduceres til niveauet for en nuværende standard, industriel varmepumpe til 80 °C.
Under disse forudsætninger falder LCOH for varmepumper med 18–23 % sammenlignet med 2030-scenarierne ved en elpris på 70 €/MWh. Den største reduktion ses for varmepumper med lagring og færre driftstimer. Hydrogenkedlens LCOH falder ligeledes med ca. 15 %, men forbliver 2–3 gange højere end varmepumpens. Kun i best-case-scenariet med gratis hydrogenlagring og optimeret elektrolysedrift nærmer hydrogenkedlen sig LCOH-niveauet for varmepumper med varmekildepris.
Usikkerheder og begrænsninger
Som ved enhver TEA er resultaterne forbundet med usikkerheder. Investeringsomkostninger for nye teknologier som højtemperaturvarmepumper kan ændre sig i takt med, at markedet modnes. Elpriser er i sagens natur vanskelige at forudsige, som energipriskrisen i 2022–2023 demonstrerede. Hydrogenpriser er særligt usikre, da de afhænger af både elpriser, elektrolysens virkningsgrad og transport- og lagringsomkostninger.
Studiet anvender forenklede antagelser om flade varmeprofiler og ideel lagringseffektivitet (ingen varmetab). Forskerne bemærker dog, at tidligere studier har vist, at varmetab fra termisk lagring ved temperaturer under 200 °C kun påvirker LCOH marginalt (op til ca. 3 %). Ligeledes er elprisens afhængighed af industrikundens samlede forbrug ikke inddraget, hvilket kan have betydning for den faktiske pris i specifikke tilfælde.
Trods disse usikkerheder konkluderer forfatterne, at det overordnede billede er robust: Varmepumper giver den laveste LCOH for procesvarme op til mindst 150 °C under europæiske vilkår.
Politiske implikationer
Selv om de økonomiske resultater taler tydeligt for varmepumper, understreger undersøgelsen, at markedskræfterne alene næppe vil drive omstillingen hurtigt nok. Forskerne henviser til andres studier, der har identificeret flere barrierer som høje up-front investeringer, vidensmangel om ny teknologiers modenhed og integrationsmuligheder samt usikre rammevilkår.
Forfatterne anbefaler målrettede politiske virkemidler, herunder:
Konklusion
Studiet leverer et stærkt evidensbaseret argument for, at højtemperaturvarmepumper er den mest lovende og omkostningseffektive teknologi til dekarbonisering af lav- og mellemtemperatur industriel varme i Europa. Teknologien overgår konsekvent hydrogenkedler og er i de fleste scenarier også billigere end elkedler og biomassekedler. Kombinationen af varmepumper med overskudsvarme og termisk lagring styrker yderligere den økonomiske fordel.
Hydrogen, trods stor politisk bevågenhed, fremstår som en væsentligt dyrere løsning – selv under de mest optimistiske forudsætninger. Resultaterne tyder på, at hydrogen til lav- og mellemtemperatur procesvarme snarere bør betragtes som en nicheløsning end et bredt alternativ til direkte elektrificering.
For virksomheder, der står over for investeringsbeslutninger, og for politiske beslutningstagere, der skal prioritere støtteinstrumenter og regulering, bidrager undersøgelsen med et klart og velunderbygget beslutningsgrundlag.
Kilde: Markussen, W.B., Rosenow, J., Christensen, M.H., Zühlsdorf, B. & Elmegaard, B. (2025). Techno-economic analysis of technologies for decarbonizing low- and medium-temperature industrial heat. Cell Reports Sustainability, 2, 100560
