Retaining Combined Heat and Power in Danish District Heating: Electrification, Security of Supply, and Investment Incentives
Authors
Damhus, Jonas Vorre ; Jørgensen, Mads Riisgaard
Term
4. Term
Publication year
2026
Pages
93
Abstract
Denmark is moving toward an electricity system dominated by wind and solar. This cuts emissions but makes supply more weather-dependent and raises questions about whether there will be enough electricity, especially when wind and sun are low. At the same time, district heating is shifting from combined heat and power (CHP) plants to heat pumps, electric boilers, and thermal storage. These newer options lower heat costs and support electrification, but they do not supply electricity and therefore reduce dispatchable capacity (power that can be turned on when needed). This thesis asks two questions: Do investment incentives for district heating companies diverge from the electricity system’s need for dispatchable CHP capacity, and what policy could narrow this gap toward 2040? To answer, it combines regulatory document analysis; eight semi-structured interviews with district heating companies, a motor supplier, and the sector association Dansk Fjernvarme; and techno-economic modeling with the energyPRO tool. The modeling covers 39 scenarios across three network sizes, three technology pathways, and three different climate years. The institutional analysis shows that Danish district heating companies work within a framework that prioritizes low heat prices and local heat security, with governance centered on consumers. Within these incentives, the value of being able to generate dispatchable electricity is largely unrewarded, so investments tend to favor non-CHP technologies. The techno-economic modeling quantifies this misalignment: across scenarios, reinvesting in CHP is the least cost-competitive option. Lower operating costs do not compensate for higher investment costs, leaving a viability gap of 220–1,397 kDKK per MWe per year depending on network size and scenario. Participation in the mFRR market (a balancing market for manual reserves) improves the economics of gas engine CHP for all network sizes, but this depends on uncertain future market conditions. Overall, under current market arrangements CHP reinvestment is generally unattractive, suggesting the district heating sector’s contribution to dispatchable capacity will decline toward 2040 unless the business case improves. To address this, the thesis proposes a dispatchable availability central-buyer auction. This mechanism would pay for electrical availability during periods with adequacy risk, turning a system-level need into a predictable revenue stream for companies. The core conclusion is that a misalignment exists and that a capacity remuneration mechanism is needed that supports, rather than reverses, the ongoing electrification of Danish district heating.
Danmark er på vej mod et elsystem, der domineres af vind og sol. Det sænker udledningerne, men gør også elforsyningen mere vejrafhængig og rejser spørgsmål om, hvorvidt der er el nok, især når det blæser og skinner mindre. Samtidig er fjernvarmen i gang med at skifte fra kraftvarmeværker (CHP) til varmepumper, elkedler og varmelagre. Disse løsninger sænker varmeomkostningerne og understøtter elektrificering, men de leverer ikke el og mindsker derfor den styrebare kapacitet (altså produktion, der kan startes efter behov). Afhandlingen undersøger to spørgsmål: Er der et misforhold mellem fjernvarmeselskabernes investeringsincitamenter og elsystemets behov for styrebar CHP-kapacitet, og hvilken politik kan mindske dette frem mod 2040? Til det formål kombineres analyse af reguleringsdokumenter; otte semistrukturerede interviews med fjernvarmeselskaber, en motorleverandør og brancheforeningen Dansk Fjernvarme; samt teknisk-økonomisk modellering med værktøjet energyPRO. Modelleringen omfatter 39 scenarier på tværs af tre netstørrelser, tre teknologispor og tre klimatiske år. Den institutionelle analyse viser, at danske fjernvarmeselskaber opererer i en ramme, der prioriterer lave varmepriser og lokal forsyningssikkerhed, med styring centreret om forbrugernes interesser. Inden for disse incitamenter bliver værdien af at kunne levere styrebar el i høj grad ikke belønnet, og investeringer favoriserer derfor ikke-CHP-teknologier. Den teknisk-økonomiske modellering kvantificerer dette misforhold: På tværs af scenarier er geninvestering i CHP den mindst omkostningskonkurrencedygtige vej. Lavere driftsomkostninger opvejer ikke højere investeringsomkostninger, hvilket efterlader et rentabilitetsgab på 220–1.397 kDKK pr. MWe pr. år afhængigt af netstørrelse og scenarie. Deltagelse på mFRR-markedet (balanceringsmarkedet for manuelle reserver) forbedrer økonomien for gasmotor-CHP i alle netstørrelser, men afhænger af usikre fremtidige markedsforhold. Samlet set er CHP-geninvestering under de nuværende markedsvilkår typisk ikke attraktiv, hvilket peger på, at fjernvarmesektorens bidrag til styrebar kapacitet vil falde frem mod 2040, medmindre forretningscasen forbedres. For at imødegå dette foreslås en central køber-auktion for styrebar tilgængelighed. Mekanismen vil betale for elektrisk tilgængelighed i perioder med tilstrækkelighedsrisiko og omsætte et systembehov til en forudsigelig indtægt for selskaberne. Hovedkonklusionen er, at der findes et misforhold, og at der er behov for en kapacitetsgodtgørelsesmekanisme, der supplerer, frem for at rulle tilbage, den igangværende elektrificering af dansk fjernvarme.
[This apstract has been rewritten with the help of AI based on the project's original abstract]