Transitioning the District Heating System of Greater Copenhagen: The Role of Centralised versus Decentralised Heat Pumps in the Transition to 4th Generation District Heating
Authors
Røpke, Jonas Emil ; Nielsen, Kasper Stendorff ; Zeuthen, Jonas Aagaard
Term
4. term
Education
Publication year
2026
Pages
107
Abstract
In Greater Copenhagen, district heating mainly comes from large, central combined heat and power (CHP) plants that burn solid biomass. Current use exceeds sustainable levels, so biomass should be treated as a scarce resource. To cut biomass consumption, key options are power-to-heat solutions—large district heating heat pumps, electric boilers, and thermal energy storage—and lowering network temperatures toward 4th-generation district heating (4GDH), where cooler water in the pipes makes electric technologies more efficient. This thesis examines future designs with either centralised heat pumps (a few large plants) or decentralised heat pumps (many smaller, local units) and the shift from 3rd- to 4th-generation temperatures. The core questions are: How can Greater Copenhagen move toward sustainable biomass use, and what are the consequences of centralised heat pumps compared with the currently planned decentralised approach? What technical alternatives exist and what are their techno-economic outcomes? What technical, market, and institutional barriers could slow the transition? Methodologically, the Choice Awareness framework guides the work. An energy system analysis using the energyPRO model evaluates four scenarios for 2030, 2040, and 2050: business-as-usual and centralised heat pumps at 3rd-generation temperatures, and centralised and decentralised heat pumps at 4GDH temperatures. A barrier analysis identifies market-economic and institutional obstacles. Findings show that lower network temperatures markedly improve heat pump performance: more heat per kWh of electricity (higher COP) and lower annual marginal costs. Decentralised heat pumps further improve techno-economic results. Under 4GDH, both centralised and decentralised heat pump scenarios increasingly outcompete biomass-fired CHP, reducing both biomass and electricity use. In 2040 and 2050, heat pump scenarios also have lower annual marginal investment needs and a lower marginal levelised cost of heat (cost per unit of heat) than the 2025 system once biomass CHP are depreciated; this is not the case in 2030, when those plants still operate. Without operational limits on biomass CHP or other regulatory measures, biomass use is not reduced to sustainable levels by 2030. Lowering temperatures from 3rd to 4th generation does not create significant hydraulic issues in the network; only minor bottlenecks occur and heat demand is fully met. The barrier analysis highlights several challenges. Market-economic barriers include the need to retrofit building heating systems, lock-in and sunk costs in large CHP plants, uncertainty about infrastructure costs and heat pump integration, and concerns about security of supply and electricity grid connections. Institutional barriers include low perceived public interest in district heating, data quality and availability, limited stakeholder engagement and strategic planning, technical challenges in lowering temperatures and integrating heat pumps, lack of suitable sites for decentralised units, and the integration of excess heat sources.
I Storkøbenhavn leveres fjernvarme primært fra store, centrale kraftvarmeværker, der fyrer med fast biomasse. Forbruget ligger dog over bæredygtige niveauer, så biomasse bør betragtes som en knap ressource. For at nedbringe forbruget peger løsninger på såkaldt power-to-heat (store fjernvarmevarmepumper, elkedler og varmelagre) og på at sænke nettemperaturerne mod 4. generations fjernvarme (lavere temperaturer i nettet, som gør el-drevne løsninger mere effektive). Specialet undersøger, hvad det betyder at indføre fremtidige systemdesign med enten centraliserede varmepumper (få, store anlæg) eller decentraliserede varmepumper (mange, mindre anlæg tæt på forbrugerne) og at skifte fra 3. til 4. generations fjernvarme. De centrale spørgsmål er: Hvordan kan Storkøbenhavns fjernvarme bevæge sig mod et bæredygtigt biomasseforbrug, og hvilke konsekvenser har centraliserede varmepumper sammenlignet med den nu planlagte overgang til decentraliserede? Hvilke tekniske alternativer findes, og hvad er deres tekno-økonomiske konsekvenser? Hvilke tekniske, markedsmæssige og institutionelle barrierer kan bremse omstillingen? Metodisk anvendes Choice Awareness som teoretisk ramme. En energisystemanalyse med modellen energyPRO vurderer fire scenarier for årene 2030, 2040 og 2050: business-as-usual og centraliserede varmepumper ved 3. generations temperaturer samt centraliserede og decentraliserede varmepumper ved 4. generations temperaturer. Derudover gennemføres en barrieranalyse, hvor markedsøkonomiske og institutionelle barrierer identificeres. Resultaterne viser, at lavere nettemperaturer markant forbedrer varmepumpernes ydeevne: mere varme pr. kWh el (højere COP) og lavere årlige marginalomkostninger. Det gælder også for decentraliserede varmepumper, som yderligere forbedrer tekno-økonomien. Ved 4. generations temperaturer kan både centraliserede og decentraliserede varmepumper i stigende grad udkonkurrere biomassefyrede kraftvarmeværker, hvilket reducerer både biomasse- og elforbrug. I 2040 og 2050 har varmepumpescenarierne desuden lavere årlige marginale investeringsbehov og lavere marginal niveauiseret varmeomkostning (omkostning pr. produceret varmeenhed) end det nuværende system i 2025, når biomasseanlæggene er afskrevet; dette gælder ikke i 2030, hvor de stadig er i drift. Uden driftsbegrænsninger på biomasseanlæggene eller andre reguleringer reduceres biomasseforbruget ikke til bæredygtige niveauer i 2030. Overgangen fra 3. til 4. generations temperaturer medfører ikke væsentlige hydrauliske udfordringer i nettet; der opstår kun mindre flaskehalse, og hele varmebehovet dækkes. Barrieranalysen peger på flere udfordringer. Markedsøkonomisk: behov for at efterse og opgradere bygningers varmeanlæg, lock-in og sunk costs i store kraftvarmeværker, usikkerhed om infrastrukturomkostninger og integration af varmepumper samt forsyningssikkerhed og elnettilslutning. Institutionelt: begrænset offentlig interesse for fjernvarme, datakvalitet og -tilgængelighed, utilstrækkelig interessentinddragelse og strategisk planlægning, tekniske udfordringer ved lavere temperaturer og varmepumpeintegration, mangel på egnede arealer til decentrale anlæg samt integration af overskudsvarme.
[This apstract has been rewritten with the help of AI based on the project's original abstract]