Fremtidig energiforsyning. Odsherred. Teknisk afklaringsnotat ODSHERRED VARME A/S

Transkript

1 Fremtidig energiforsyning i Odsherred Teknisk afklaringsnotat ODSHERRED VARME A/S 19. DECEMBER 2018

2 Indhold 1 Indledende bemærkninger 4 2 Forudsætninger Teknologier i overvejelse Brændselspriser 5 3 Varmeforsyningsområde Højby Nuværende fjernvarmeforsyning Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Fjernvarme fra Stårup til Højby Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpeanlæg Fjernvarme fra el-kedelanlæg 14 4 Varmeforsyningsområde Nr. Asmindrup og Svinninge Nuværende fjernvarmeforsyning Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Fjernvarme fra Stårup til Nr. Asmindrup og Svinninge 21 5 Varmeforsyningsområde Vig Nuværende fjernvarmeforsyning Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpeanlæg Fjernvarme fra solvarmeanlæg Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpe- og solvarmeanlæg 29 6 Opsamling Scenarier Konkluderende bemærkninger 33 7 Tidsplan for næste fase 34 8 Fremtidige samarbejder 35 9 Konklusion 36 2

3 3

4 1 Indledende bemærkninger Odsherred Varme ejer og driver 3 kraftvarmeværker i byerne Højby (inklusive Nr. Asmindrup), Vig og Grevinge (inklusive Herrestrup). For Odsherred Varme er det vigtigt at afklare, projektere og udføre relevante og nødvendige optimeringstiltag af kraftvarmeværkerne i Højby og Vig i løbet af 2018, så der opnås årlige besparelser svarende til 5 millioner kroner i 2019, hvor det variable grundbeløb bortfalder, og 7,5 millioner fra 2020, hvor det faste grundbeløb bortfalder. Dette for at sikre en stabil og ikke dyrere varmepris til forbrugerne. Hvad angår kraftvarmeværket i Grevinge, så blev dette i 2017 udvidet med et 1,0 MW biomassefyret kedelanlæg, så varmeprisen hér blev reduceret med ca. 30%. I forbindelse med dette har der i perioden fra april til september måned, 2018, været fokus på indledende afdækning af en række områder: - Udnyttelse af spildvarme i Stårup (Sjællands Pelsdyrsfoder); hvor meget kan dækkes og hvad er økonomien? Afhænger af eventuelle tiltag med andre brændselskilder og lovgivning? - Sammenkobling af Nykøbing Sjælland Varmeværk og Højby Kraftvarmeværk via Stårup (teknisk og selskabsmæssigt)? - Solvarme hvilken andel (mængde), økonomi og areal; placeret fx i Højby og/eller Vig? - Havvandsvarmepumper i enten de mindre havneområder eller langs kysterne (sommerhusområderne)? - Nødvendighed af ledningsrenovering i Vig og Højby, for at reducere varmetabet? - I forbindelse med dræning af det inddæmmede areal ved Lammefjorden, kan det være relevant at installere én eller flere drænvandsvarmepumper? - Undersøge jordvarmeanlæg i forbindelse med de mindre bysamfund, som får varmen fra henholdsvis Højby og Grevinge? - Hvilke muligheder er der for at benytte el som brændselskilde til dyppekoger? Odsherred Forsyning fokuserer i forbindelse med delprojekterne på følgende: Billigere varme og grøn omstilling. Hosliggende tekniske afklaringsnotat har med afsæt i ovenstående fokus på følgende: - Varmeforsyningsområde Højby - Varmeforsyningsområde Nr. Asmindrup og Svinninge - Varmeforsyningsområde Vig De i notatet beregnede varmepriser er produktionspriser, dvs. uden administrationsomkostninger etc.. Disse kan derfor ikke sammenlignes direkte med varmeprisen, som for Højby og Vig ligger på 690 kr./mwh (ekskl. moms) i Dertil kommer et årligt fast bidrag på kr. (ekskl. moms). Hvad angår beregninger af anlægsinvesteringer og driftsomkostninger, så har NIRAS baseret disse dels på input fra relevante leverandører og dels på nøgletal fra tidligere udførte projekter. Der vil derfor være en usikkerhed tilstede i forbindelse med disse beregninger en usikkerhed, som ikke er mulig at justere mere end allerede gjort i forbindelse med beregningerne. 4

5 2 Forudsætninger Odsherred Varme har udtrykt et langsigtet ønske om at fjerne alle skorstene fra Odsherred Kommune. Dette i sig selv vil være en udfordring, da afbrænding af biomasse betragtes som en grøn energiform men ikke desto mindre vurderer Odsherred Varme, at det er muligt at nå frem til et scenarie, hvor fjernvarmen leveres med udnyttelse af grøn el, dvs. el produceret på sol og vind, og hvor lokale ressourcer udnyttes til fulde, fx drænvand, luft, sol m.m Teknologier i overvejelse Der har været fokus på en række teknologier, hvor brændsler som luft, naturgas, el og vand har været i spil: 1. Luft-til-vand varmepumper, hvor grøn el fra primært vindmøller kan anvendes. Det optimale scenarie rent økonomisk vil være, at der indkøbes grøn el, når denne er billig fx ved overstrømsproduktion og så lagre denne el i form af fjernvarmevand på akkumuleringstanke placeret strategisk i Odsherred Varmes forsyningsnet. 2. Backup-kedler, hvor naturgas til en start benyttes, vil stadig være relevante, men det må afklares, om biogas skal benyttes. De nuværende gasmotorer kan konverteres til biogas enten alle 5 på de to værker i Højby og Vig, eller én hvert sted som supplement til kedlen og som potentiel elproducent i et fremtidigt elmarked. 3. Biomassekedler som alternativ til de nuværende naturgasfyrede varmeproducerende anlæg, men set i et fremadrettet scenarie passer dette ikke ind i de valg, som Odsherred Varme er ved at forberede sig på, nemlig udnyttelse af grøn el til produktion af varme. 4. Odsherred Kommune er velsignet af vand, og der har i forbindelse med en række teknologiovervejelser været fokus på udnyttelse af drænvandskanalernes omfang og placering til at levere energi til produktion af fjernvarme i samspil med udnyttelse af grøn el via varmepumper. Dette er dog indtil videre sat på standby. 2.2 Brændselspriser I forbindelse med diverse beregninger er der benyttet brændselspriser for naturgas og el (se Tabel 1 og Tabel 2): Brændselspriser for naturgas: Gaspris 1,60 kr.nm 3 1,60 kr./nm 3 Distributionsomkostninger gas 0,3731 kr./nm 3 0,3731 kr./nm 3 Samlet gaspris 1,97 kr./nm 3 1,97 kr./nm 3 Tabel 1: Brændselspriser, naturgas. Gasprisen er baseret på erfaringstal, som ligeledes anvendes i forbindelse med Energistyrelsens Grundbeløbsindsats (screeningsrapporterne). Dertil er anvendt de gældende afgifter. Brændselspriser for el: Elpris Spotpris 237,00 kr./mwh 237,00 kr./mwh Elafgift 257,00 kr./mwh 155,00 kr./mwh PSO 158,00 kr./mwh Net- og systemtarif (transmissionstarif) 83,00 kr./mwh 83,00 kr./mwh Distributionstarif (CE- RIUS) 116,90 kr./mwh 116,90 kr./mwh Samlet elpris 809,00 kr./mwh 592,00 kr./mwh Tabel 2: Brændselspriser, el. Elprisen er baseret på de gennemsnitlige spotmarkedspriser for Den forudsatte reduktion af elafgiften er besluttet som en del af Energiforliget fra 2018, og udfasningen af PSO afspejler 5

6 ligeledes den politiske aftale om at denne skal være helt udfaset i Tarifferne holdes konstante i begge beregningsår. Det er ikke på nuværende tidspunkt i projektet vurderet værende aktuelt at bruge biomasse i form af træpiller/træflis som brændsel. Skulle det blive relevant, så vil nedenstående brændselspriser blive benyttet (Energistyrelsen, Teknologikataloget, 2017), som vist i Tabel 3 og Tabel 4: Brændselspriser for træpiller: Samlet træpillepris inkl. NOX-afgift Tabel 3: Brændselspriser, træpiller ,00 kr./ton 1.400,00 kr./ton Brændselspriser for flis: Samlet flispris inkl. NOXafgift Tabel 4: Brændselspris, træflis ,00 kr./ton 1.400,00 kr./ton Der er i forbindelse med de udførte beregninger også benyttet informationer omhandlende effektivitet/virkningsgrad for det enkelte energianlæg, samt de forventede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger per MWh produceret (se Tabel 5). Enheder: Effektivitet D&V-omkostning Gaskedel, Højby * 97% 10,00 kr./mwh Gaskedel, Vig* 97% 10,00 kr./mwh Elkedel 100% 10,00 kr./mwh Tabel 5: Stamdata benyttet ved beregninger. * Data oplyst i Ansøgning til Varmepumpeordningen er benyttet. Der er ikke vurderet nærmere på effektivitet og D&V-omkostninger for biomassede anlæg. 6

7 3 Varmeforsyningsområde Højby 3.1 Nuværende fjernvarmeforsyning Højby forsynes med fjernvarme fra et naturgasfyret kraftvarmeværk beliggende på Tinghulevej 8A, 4573 Højby (se Figur 1). Anlægget forsyner desuden byerne Nr. Asmindrup og Svinninge med fjernvarme. Placering af kraftvarmeværket i Højby Figur 1: Forsyningsområde Højby, Nr. Asmindrup og Svinninge (Google Maps og NIRAS). 7

8 Behovet dækkes primært af fjernvarme produceret på den naturgasfyrede kedel, og når elpriserne er favorable, produceres fjernvarme på de naturgasfyrede motorer. Nedenstående Tabel 6 samler op på anlæggets data.antal tilsluttede forbrugere Fjernvarmeproduktion i år 2017 Anlægskonfiguration Fremløbstemperatur Returløbstemperatur MWh (graddagskorrigeret) 5,0 MW naturgaskedel 0,3 MW economizer 3 stk. naturgasmotorer, 922 kwel, kwvarme 800 m 3 akkumuleringstank 74 o C (sommer) 76 o C (vinter) 50 o C (sommer) 46 o C (vinter) Tabel 6: Data for anlægget i Højby, som oplyst i ansøgningsmateriale til Energistyrelsens Rådgivningsindsats. Varighedskurven (se Figur 2) ser således ud: Figur 2: Varighedskurve for varmeproduktion i Højby (NIRAS). 3.2 Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Såfremt den nuværende måde at producere fjernvarme på opretholdes, vil dette betyde en stigning i varmeprisen pr. forbruger på ca DKK/år alene begrundet i, at der pr. 1. januar 2019 ikke længere modtages produktionsstøtte til el-produktion i form af grundbeløb (beregnet for en standardforbruger med et årligt varmebehov på 18,1 MWh og et areal på 130 m 2 ) Fjernvarme fra Stårup til Højby Sjællands Pelsdyrfoder A.m.b.A., beliggende i Stårup, benytter kølekompressorer med ammoniak til nedkøling af minkfoder; den udviklede varme bortkøles naturligt dvs. udnyttes ikke til opvarmning, men udledes til omgivelserne. 8

9 DONG energy har i 2017 udarbejdet en analyse over den potentielle energimængde, som kan udnyttes. NIRAS har gennemgået denne analyse, og er kommet frem til en potentiel energimængde i overskudsvarmen på ca MWh/år, temperatursæt 70/40 (se Tabel 7): Resultater (leveret til fjernvarmenettet) Måned Energimængde [kwh] Effekt [kw] Januar Februar Marts April Maj Juni Juli August September Oktober November December Tabel 7: Energimængde og mængde fra køleanlægget hos Sjællands Pelsdyrfoder, baseret på produktionstal fra perioden mellem 14/ og 8/6 2017). Der har været dialog med Sjællands Pelsdyrfoder, hvilket har resulteret i en forhåndsaccept omkring placering af en teknikgrund inde på matriklen (se Figur 3); pladskrav ca. 80 m 2. Der kan eventuelt være behov for etablering af en akkumuleringstank til fjernvarme (se Figur 4), alt efter valg af løsning for afsætning af varmen. Figur 3: Placering af teknikbygning, Stårup (Google Maps og NIRAS). 9

10 Opbygningen af anlægget foreslås som nedenfor vist. Figur 4: Opbygning af varmepumpeanlæg, Stårup (NIRAS). Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Stårup er vist nedenfor i Tabel 8 og Tabel 9. Anlægsinvesteringer DKK Fjernvarmeledning, m Varmepumpe 500 kw, inklusive bygning Rør- og smedearbejde Pumper Elinstallationer Tilslutning SRO I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 8: Anlægsinvesteringer (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Varmepumpe, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh Leje af grund, Stårup I alt III Tabel 9: Driftsomkostninger (NIRAS). Med afsæt i ovenstående Tabel 9, kan der ved etablering af varmepumpen opnås en samlet varmeproduktionspris på ca. 350,00 kr./mwh i Højby; såfremt der fortsættes med naturgasdrift, som suppleres med varmepumpen. Dette er beregnet som: (4.000 MWh*207 kr./mwh MWh*391 kr./mwh)/ MWh. Antages det, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 391,00 kr./mwh, hvilket svarer til produktionsprisen for naturgaskedlen, hvorfor beregningen er ( MWh * 391 kr./mwh)/ Dette vil give en årlig varmeomkostning på kr. for en standardforbruger med et årligt varmebehov på 18,1 MWh og et areal på 130 m 2. Dette er beregnet på baggrund af førnævnte varmeproduktionspris, som antages at udgøre den variable varmepris, som tillægges et abonnementsbidrag på kr. og moms (takster 2017). I dette eksempel vil beregningen altså være (350 * 18, )*1,25. Denne beregningsmåde anvendes i alle de følgende beregninger af varmeomkostningerne for en standardforbruger, hvor kun den variable del 10

11 ændres. Dette inkluderer dog ikke administrationsomkostninger m.v., hvorfor dette ikke er direkte sammenligneligt med den nuværende varmepris på kr. for en standardforbruger. Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af overskudsvarme. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Areal hos Sjællands Pelsdyrfoder kan lejes. - Produktion af varme hele året (baseret på produktionsoplysninger fra Sjællands Pelsdyrsfoder, 2017). Vurdering Ulemper: - Overskudsvarmen er ikke gratis. - Muligvis jordkøb i forbindelse med tracé. - Ved stop i produktion hos Sjællands Pelsdyrsfoder er der ingen varme. - Hvis Sjællands Pelsdyrfoder lukkes, eller der bliver væsentlige ændringer i produktionen, er der ingen varme. - Ingen kendskab til antal potentielle tilslutninger ved nyt projekt. - Risiko for ledningstab fra Stårup til Højby, dvs. rentabiliteten af ledningens drift forringes Odsherred Varme vurderer ikke, at valg af denne løsning som supplement til Højby, giver en tilstrækkelig god økonomi p.t., men etableret som et nærvarmeprojekt vil det være økonomisk fordelagtigt for kommende forbrugere i Stårup. Odsherred Kommune arbejder, i samarbejde med Nykøbing Sjælland Varmeværk, videre med muligheden for at etablere et fjernvarmesystem i Stårup, baseret på nærvarme Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpeanlæg Behovet dækkes primært af fjernvarme produceret på det el-baserede luft-til-vand varmepumpeanlæg på 1,6 MW (76%), hvor den resterende fjernvarme produceres på den naturgasfyrede kedel eller de naturgasfyrede motorer. Varighedskurven (se Figur 5) ser således ud: 11

12 Varmeeffekt / [MW] Varighedskurve projekt 4,5 4 3,5 3 2,5 2 Gaskedel Varmepumpe 1,5 1 0,5 0 Figur 5: Varighedskurve for luft-til-vand varmepumpeanlæg (NIRAS). Som det ses af ovenstående varighedskurve, vil varmepumpens kapacitet variere henover året, hvor den om sommeren kan producere næsten 2,0 MW varme og om vinteren ned til ca. 1,2 MW. Dette skyldes, at de 1,6 MW er udregnet på baggrund af en udelufttemperatur på 0 grader, så ved højere temperaturer vil varmepumpen i praksis kunne levere mere varme. Selve luft-til-vand varmepumpeanlægget, som i ovenstående Figur 5 er udlagt til 1,6 MW, kan placeres inden for den nuværende matrikels afgrænsninger. Anlægget vil bestå af 4 kassetter med luftoptagere med en luftindtagshøjde på ca. 3 m, samt en teknikbygning på ca. 70 m 2. Det forventes ikke med den foreslåede placering at være udfordringer med støj fra luftoptagernes blæsermotorer. Dette skal dog undersøges og dokumenteres nærmere ved valg af en specifik varmepumpe. Varmepumpen forventes at kunne producere ca MWh/år, hvilket er beregnet på baggrund af en model som er udviklet til anvendelse i forbindelse med Energistyrelsens Grundbeløbsindsats. Nedenstående Figur 6 viser placering af luftoptagere og teknikbygning (orange firkanter). 12

13 Figur 6: Placering af luft-til-vand varmepumpeanlæg med luftoptagere og teknikbygning (Google Maps og NIRAS.) Hvorvidt alternative placeringer kan være relevante, vil afhænge af det konkrete projekt (varmepumpetype og mærke). Det kan være relevant at overveje, om luftoptagerne kan placeres i trekanten, dvs. arealet op mod banelegemet. Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Højby er vist nedenfor i Tabel 10 og Tabel 11. Anlægsinvesteringer DKK Varmepumpe, 1,6 MW Rør- og smedearbejde, inklusive pumper Elinstallationer Bygning Tilslutning SRO Køb af areal Lyddæmpende foranstaltninger I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 10: Anlægsinvesteringer (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Varmepumpe, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh I alt III Tabel 11: Driftsomkostninger (NIRAS). Med afsæt i ovenstående tabel 11, kan der ved etablering af luft-til-vand varmepumpen opnås en varmeproduktionspris på ca. 264,00 kr./mwh i Højby, beregnet som ( MWh*223 kr./mwh MWh*391 kr./mwh)/ MWh. Dette svarer til en årlig varmeomkostning på kr. inkl. moms for en standardforbruger med et årligt varmebehov på 18,1 MWh og et areal på 130 m 2. Såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 391,00 kr./mwh, beregnet som ( MWh * 391 kr./mwh)/ MWh, svarende til kr. inkl. moms om 13

14 Varmeeffekt / [MW] året for en standardforbruger. Disse årlige varmeomkostninger inkluderer dog ikke administrationsomkostninger m.v., hvorfor dette ikke er direkte sammenligneligt med den nuværende varmepris på kr. for en standardforbruger. Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af luftens energiindhold. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Produktion af varme hele året. Vurdering Ulemper: - Udfordringer med db(a) skal undersøges ved en defineret løsning. - Laveste virkningsgrader i vinterperioden Fjernvarme fra el-kedelanlæg Der er taget udgangspunkt i etablering af en 5,0 MW elkedel i Højby, svarende til kapaciteten på den eksisterende gaskedel, dvs. elkedlen etableres som grundlastkedel. Behovet dækkes således af fjernvarme produceret på det el-baserede kedelanlæg, se Figur 7. 4,5 Varighedskurve Projekt 4 3,5 3 2,5 2 Gaskedel 1,5 1 0,5 0 Figur 7: Varighedskurve for elkedelanlæg (NIRAS). Normalt vil en elkedel ikke blive installeret som en grundlastenhed, men derimod anvendes enten som spidsog reservelast eller til at levere systemydelser til el-nettet, hvor elkedlen vil kunne aktiveres (eller slukkes hvis den kører) for at sikre balance mellem produktionen og forbruget af el og derved sikre stabiliteten af el-nettet. I de økonomiske beregninger er der udelukkende taget driftsforhold i betragtning, som har betydning for varmeproduktionen, som skal dække varmebehovet. 14

15 Tilslutning af elkedlen skal sandsynligvis ske på 10 kv-nettet, som ejes og drives af CERIUS (tidligere SEAS- NVE). CERIUS skal sikre, at det vil være muligt at tilslutte den ønskede effekt på adressen i Højby, hvorfor en dialog mellem Odsherred Varme og CERIUS skal indledes, såfremt der viser sig et ønske om at etablere en elkedel i forbindelse med anlægget i Højby. Tidshorisonten og prisen kan dog variere betragteligt, og erfaringer viser, at dialogprocessen med et forsyningsselskab ofte skal påbegyndes op mod et år før den ønskede idriftsættelse af anlægget. For at få oplyst tidshorisont og priser for en eventuel tilslutning af elkedel i Højby har der været taget kontakt til CERIUS. NIRAS har pr. 29. oktober 2018 modtaget svar fra CERIUS, som desværre ikke medvirker til at afdække spørgsmålene omkring tidshorisont og priser i detaljer, så nedenstående er baseret på NIRAS erfaringer fra lignende projekter. Input fra CERIUS indeholder dog en vurdering af mulighederne for at tilslutte elkedler á 1,6 MW (og ikke 5,0 MW) ved henholdsvis Højby og Vig kraftvarmeværker. CERIUS tager således udgangspunkt i, at de allerede eksisterende tilslutninger til produktion også anvendes til forsyning af elkedlerne, således, at der kapacitetsmæssigt ingen problemer vil være med at tilslutte forbrug på de to kraftvarmeværker (se Figur 8 og Figur 9). Figur 8: Tilslutning af elkedel ved Højby Kraftvarmeværk (CERIUS). 15

16 Figur 9: Tilslutning af elkedel ved Vig Kraftvarmeværk (CERIUS). Bygningsmæssigt skal elkedel-installationen bruge ca m 2, hvortil kommer pumper, veksler, elinstallation m.m. som typisk skal bruge m 2. Højden på elkedlen vil være 5,0 6,5 m (Energistyrelsen, Teknologikataloget, 2017), hvorfor det bør afklares, om der vil være plads til installationen i den eksisterende bygning enten hel eller delvis ved at fjerne én af de nuværende gasmotorer og lade motorcellen overgå til varmepumpe. Umiddelbart vurderet vil der være plads nok, men dette skal endeligt afgøres af en eventuel tilbudsgiver(leverandør. På nedenstående Figur 10 ses, at der på den nuværende matrikel vil være plads til at etablere en bygning for elkedel og tilhørende udstyr; såfremt eksisterende udstyr (pumper, veksler m.m.) kan genanvendes, vil det være muligt at reducere bygningens størrelse og den tilhørende investering i såvel bygning som udstyr. Figur 10: Højby Kraftvarmeværk (Google Maps.) 16

17 Centralt for en eventuel etablering af en elkedel er omkostninger til og betingelser for tilslutningen til elnettet, som kan variere meget, da de afhænger af tilslutningspunkt, belastninger og infrastruktur i det el-net, som elkedlen skal tilsluttes. CERIUS oplyser på deres hjemmeside ( et tilslutningsbidrag på 1.293,75 kr./a. Ved tilslutning af en elkedel på 5,0 MW vil dette kræve ca A, hvilket giver en samlet tilslutningsomkostning på ca. 9,3 millioner kr. for fuld tilslutning. Dette kan gøres billigere, såfremt mulighederne for begrænset netadgang undersøges nærmere, da dette er betydeligt billigere end den fulde tilslutning, som skitseret ovenfor. Begrænset netadgang betyder, at kunden accepterer en reduceret forsyningssikkerhed, hvilket i princippet betyder, at netselskabet i perioder med høj belastning af det lokale el-net har mulighed for at udkoble eller nedregulere det givne forbrugsanlæg Der er taget udgangspunkt i, at elkedlen tilsluttes som en B-lav-kunde, hvilket bevirker, at CERIUS leverer, installerer og ejer transformerne, alternativt kan elkedlen tilsluttes som B-høj-kunde hvor Odsherred Varme selv betaler for levering og installation af transformerne, samt ejer, drifter og vedligeholder disse. Dette vil have betydning på net-tariffens og net-abonnementets størrelse, som vil være billigere ved tilslutning som B-højkunde. Dette skal holdes op imod omkostningen som er forbundet med investeringen i transformerne. Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Højby er vist nedenfor i Tabel 12. Anlægsinvesteringer DKK El-kedel, 5,0 MW Akkumuleringstank, m Tilslutning til el-net Rør- og smedearbejde, inklusive varmeveksler, pumper og tilslutninger Bygning, inkl. elinstallationer SRO I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 12: Økonomi ved etablering af elkedel (NIRAS). Nykøbing Sjælland Varmeværk har overvejelser omkring etablering af en elkedel, på afbrydelig kontrakt. Data for dette scenarie eventuelt i kombination med en varmepumpe skal afklares i dialog med Nykøbing Sjælland Varmeværk, som p.t. har drøftelser med såvel CERIUS som en potentiel leverandør. I det følgende er der gennemført en selskabsøkonomisk driftsoptimering af varmeværket i Højby, med en 5,0 MW elkedel, som vil kunne dække hele varmebehovet (ca MWh), hvis denne sættes som førsteprioritet. Dette vil dog ikke give den mest økonomisk attraktive drift af værket, hvilket vises i Tabel 13. Den prioriterede drift sikrer at grundlaster, og i forbindelse med en ekstra akkumuleringstank, at spidslaster teoretisk vil blive dækket. Driftsøkonomi, 2018 DKK El-kedel, ,00 DKK/MWh (beregnet i energypro, på baggrund af en timebaseret driftssimulation) Gaskedel, 0 391,00 DKK/MWh 0 I alt III Tabel 13: Driftsomkostninger, prioriteret elkedel (NIRAS). Med afsæt i ovenstående Tabel 13, kan der ved etablering af elkedlen opnås en varmeproduktionspris på ca. 791,00 kr./mwh i Højby, hvilket svarer til den marginale varmeproduktionspris som er beregnet for elkedlen. Denne er som tidligere nævnt beregnet i energypro, som på baggrund af det forudsatte el- og brændselspriser gennemfører en timebasseret driftsoptimering af værkets produktion. For at vise konsekvenserne af etablering af elkedlen, er denne dog defineret som havende høj prioritet, hvilket bevirker at denne vil køre fuldlast i alle årets timer, uafhængigt af hvorvidt det vil være den billigste produktionsenhed. Dette vil ikke være et realistisk 17

18 driftsscenarie, men kan påvise konsekvenserne af at køre elkekedlen som grundlastenhed. På denne baggrund er der beregnet en varmepris på kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 391,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Driftsøkonomi, 2022 DKK El-kedel, ,00 DKK/Mwh (beregnet i energypro, på baggrund af en time baseret driftssimulation) Gaskedel, 0 391,00 DKK/MWh 0 I alt III Tabel 14: Driftsomkostninger, prioriteret elkedel (NIRAS). Med afsæt i ovenstående Tabel 14, kan der ved etablering af elkedlen opnås en varmeproduktionspris på ca. 537,00 kr./mwh i Højby i 2022, hvor reduktionen af elafgiften er fuldt indfaset og PSO-afgiften er blevet udfaset. Denne beregning er gennemført på samme måde som beskrevet ovenfor og resulterer i en varmepris som svarer til kr. om året for en standardforbruger. Såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 391,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Driftsøkonomi, 2018 DKK El-kedel, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh I alt III Tabel 15: Driftsomkostninger, selskabsøkonomisk optimeret drift (NIRAS). Med afsæt i ovenstående Tabel 15 ses, at såfremt anlæggets drift optimeres i forhold til den selskabsøkonomisk optimale drift, vil elkedlen få meget få driftstimer. Denne optimering er gennemført i energypro, som for hver enkelt time har beregnet den mest optimale produktionsfordeling, basseret på de forudsatte el- og brændselspriser. Her er elkedlen ikke længere sat til at have høj prioritet hvorfor den kun vil køre i de timer, hvor den er billigst. Denne optimering giver en varmeproduktionspris, som samlet set vil blive ca. 391,00 kr./mwh i Højby, hvilket stort set svarer til varmeproduktionsprisen ved fortsat naturgasdrift (under antagelse af, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen). Dette giver en årlig varmeomkostning på kr. inkl. moms for en standardforbruger. Elkedlen vil dog have en meget lav varmeproduktionspris i de timer hvor den endelig kører, da dette hovedsageligt vil være tilfældet, når elpriserne er negative. Det skal bemærkes, at denne optimering ikke inkluderer den indtjening som elkedlen potentielt kan få ved at levere systemydelser til elnettet. På denne baggrund kan der i praksis forventes flere driftstimer på elkedlen, end denne analyse viser. Driftsøkonomi, 2022 DKK El-kedel, ,50 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh I alt III Tabel 16: Driftsomkostninger, selskabsøkonomisk optimeret drift (NIRAS). Med afsæt i ovenstående Tabel 16 ses, at såfremt anlæggets drift optimeres i forhold til den selskabsøkonomisk optimale drift, vil elkedlen få meget få driftstimer på trods af de forbedrede vilkår for elkedlen, hvorfor varmeproduktionsprisen vil blive ca. 376,00 kr./mwh i Højby, svarende til en årlig omkostning på kr. inkl. moms for en standardforbruger. Uden administrationsomkostninger. I ovenfor beskrevne beregninger er elprisen holdt konstant i perioden. Der er således indikation af, at det vil være dyrere at producere fjernvarme på elkedlen, fremfor at gøre det på gaskedlen; i 2018 ville den selskabsøkonomiske meromkostning andrage 6,9 mio. DKK ( (391*17.300)) og i 2022 vil det være 2,5 mio. DKK ( (391*17.300)), hvilket er beregnet som forskellene mellem de samlede driftsomkostninger ved at producere alt varmen på henholdsvis elkedlen og naturgaskedlen. Dette skyldes, at de marginale driftsomkostninger er væsentligt højere for elkedlen end for gaskedlen også når der tages udgangspunkt i den reducerede elafgift, som er vedtaget med Energiaftalen

19 Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 24 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m. primært pga. CERIUS behandlingstid. Vurdering Fordele: - Enkel drift. - Billig el når det blæser eller af anden grund er overskud af el i forsyningsnettet. - Mulighed for at oplade akkumuleringstanken (med varmt vand) i forbindelse med billig el. Vurdering Ulemper: - El-nettet skal sandsynligvis forstærkes, hvilket kan være tidskrævende - undersøges hos CERIUS, som afholder omkostningerne hertil. - Meget få driftstimer. 19

20 4 Varmeforsyningsområde Nr. Asmindrup og Svinninge 4.1 Nuværende fjernvarmeforsyning Fjernvarmeforbrugerne er tilsluttet produktionsanlægget i Højby via en distributionsledning, hvor der er enkelte forbrugere tilsluttet også (anslået 20 stk.). Der er i Nr. Asmindrup og Svinninge ca. 115 forbrugere tilsluttet, og potentialet er ca Ab værk sendes der ca MWh/år til Nr. Asmindrup og Svinninge fra Højby Kraftvarmeværk. En del forsvinder sm nettab, hvilket resulterer i et varmesalg på ca MWh/år. Figur 11: Transmissionsledning Højby Nr. Asmindrup Svinninge (Odsherred Varme). 20

21 4.2 Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Såfremt den nuværende måde at producere fjernvarme på i Højby opretholdes, vil dette betyde en stigning i varmeprisen pr. forbruger på ca DKK/år alene begrundet i, at der pr. 1. januar 2019 ikke længere modtages produktionsstøtte til el-produktion i form af grundbeløb (beregnet for en standardforbruger med et årligt varmebehov på 18,1 MWh og et areal på 130 m 2 ) Fjernvarme fra Stårup til Nr. Asmindrup og Svinninge Der er vurderet på en forbindelse fra Stårup og til Nr. Asmindrup se Figur 12 nedenfor. Figur 12: Kortudsnit (Google Maps og NIRAS). I Afsnit er potentialet i overskudsvarme fra Sjælland Pelsdyrfoder A.m.b.a. nærmere beskrevet for så vidt angår etablering i Stårup. Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Stårup for levering af fjernvarme til Nr. Asmindrup og Svinninge er vist nedenfor i Tabel 17 og Tabel 18. Anlægsinvesteringer DKK Fjernvarmeledning, m Varmepumpe 500 kw, inklusive bygning Rør- og smedearbejde

22 Akkumuleringstank, m Pumper Elinstallationer Tilslutning SRO I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 17: Anlægsinvesteringer (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Varmepumpe, ,00 DKK/MWh Gaskedel i Højby, 0 396,00 DKK/MWh 0 Leje af grund I alt III Tabel 18: Driftsomkostninger (NIRAS). Med afsæt i ovenstående tabel 18, kan der ved etablering af varmepumpen i Stårup leveres tilstrækkeligt varme til at dække varmebehovet på MWh i Nr. Asmindrup og Svinninge. Derved kan der opnås en varmeproduktionspris på ca. 207,00 kr./mwh, svarende til en varmeomkostning på kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 391,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms årligt for en standardforbruger. Beregningerne er gennemført efter samme metode som beskrevet i afsnit Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af overskudsvarme. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Areal hos Sjællands Pelsdyrfoder kan lejes. - Produktion af varme hele året (baseret på produktionsoplysninger fra Sjællands Pelsdyrsfoder, 2017). Vurdering Ulemper: - Overskudsvarmen er ikke gratis. - Ved stop i produktion hos Sjællands Pelsdyrsfoder er der ingen varme. - Hvis Sjællands Pelsdyrfoder lukkes, eller der bliver væsentlige ændringer i produktionen, er der ingen varme. - Ingen kendskab til antal potentielle tilslutninger ved nyt projekt. - Risiko for ledningstab fra Stårup til Nr. Asmindrup og Svinninge, dvs. rentabiliteten af ledningens drift forringes. I forbindelse med strategiske overvejelser omkring indsatsområder, så vurderes det, at Odsherred Varme på nuværende tidspunkt skal stille dette på stand by og overlade initiativet omkring Stårup til Odsherred Kommune og Nykøbing Sjælland Varmeværk. 22

23 5 Varmeforsyningsområde Vig 5.1 Nuværende fjernvarmeforsyning Vig forsynes med fjernvarme fra et naturgasfyret kraftvarmeværk beliggende på Uglekildevej 2, 4560 Vig (se Figur 13). Placering af kraftvarmeværket i Vig Figur 13: Forsyningsområde Vig (NIRAS). 23

24 Behovet dækkes primært af fjernvarme produceret på den naturgasfyrede kedel, og når elpriserne er favorable, produceres fjernvarme på de naturgasfyrede motorer. Nedenstående Tabel 19 samler op på anlæggets data. Antal tilsluttede forbrugere 485 Fjernvarmeproduktion i MWh (graddagskorrigeret) Anlægskonfiguration 4,0 MW naturgaskedel 0,3 MW economizer 2 stk. naturgasmotorer, 922 kwel, kwvarme 600 m 3 akkumuleringstank Fremløbstemperatur 70 o C (sommer) 71 o C (vinter) Returløbstemperatur 50 o C (sommer) 43 o C (vinter) Tabel 19: Data for anlægget i Vig, som oplyst i ansøgningsmateriale til Energistyrelsens Rådgivningsindsats. Varighedskurven (se Figur 14) ser således ud: Figur 14: Varighedskurve for varmeproduktion i Vig (NIRAS). 5.2 Scenarier for fjernvarmeforsyning Fjernvarme fra eksisterende anlæg Såfremt den nuværende måde at producere fjernvarme på opretholdes, vil dette betyde en stigning i varmeprisen pr. forbruger på ca DKK/år alene begrundet i, at der pr. 1. januar 2019 ikke længere modtages produktionsstøtte til el-produktion i form af grundbeløb (beregnet for en standardforbruger med et årligt varmebehov på 18,1 MWh og et areal på 130 m 2 ) Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpeanlæg Behovet dækkes primært af fjernvarme produceret på det el-baserede luft-til-vand varmepumpeanlæg (86%), og for en lille dels vedkommende på enten den naturgasfyrede kedel eller de naturgasfyrede motorer. Varighedskurven (se Figur 15) ser således ud: 24

25 Figur 15: Varighedskurve for luft-til-vand varmepumpeanlæg (NIRAS). Selve luft-til-vand varmepumpeanlægget, som i ovenstående Figur 14 er udlagt til 1,5 MW, kan placeres inden for den nuværende matrikels afgrænsninger. Anlægget vil bestå af 4 kassetter med luftoptagere med en luftindtagshøjde på ca. 3 m, samt en teknikbygning på ca. 70 m 2. Der forventes ikke med den foreslåede placering at være udfordringer med støj fra luftoptagernes blæsermotorer, men det afhænger af den konkrete løsning og det skal dokumenteres og belyses af en leverandør. Varmepumpen forventede produktion er beregnet til ca MWh/år, på baggrund af en model som er udviklet til anvendelse i forbindelse med Energistyrelsens Grundbeløbsindsats. Nedenstående Figur 16 viser placering af luftoptagere (gule firkanter) og teknikbygning (grøn firkant). 25

26 Figur 16: Placering af luft-til-vand varmepumpeanlæg med luftoptagere og teknikbygning (Google Maps og NIRAS). Odsherred Varme har mulighed for at købe nærliggende landbrugsjord til en pris på kr./m 2. For at få plads og sikre, at der ikke bliver naboer som generes af støj, udseende m.v., opkøbes hele omliggende areal på ca m 2. Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Vig er vist nedenfor i Tabel 20 og Tabel 21. Anlægsinvesteringer DKK Varmepumpe, 1,6 MW Rør- og smedearbejde Pumper Inkl. Elinstallationer Bygning Tilslutning SRO Køb af grund I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 20: Anlægsinvesteringer, Vig (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Varmepumpe, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh I alt III Tabel 21: Driftsomkostninger, Vig (NIRAS). Med afsæt ovenstående tabel 21, kan der ved etablering af varmepumpen kunne opnås en varmeproduktionspris på ca. 258,00 kr./mwh i Vig, hvilket svarer til kr. inkl. moms årligt for en standardforbruger; såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, 26

27 MW vil varmeprisen blive 383,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Beregningerne er gennemført efter samme metode som beskrevet i afsnit Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af luftens energiindhold. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Produktion af varme hele året. Vurdering Ulemper: - Udfordringer med db(a) skal dokumenteres og begrænses ved konkret valg af leverandør/varmepumpe. - Laveste virkningsgrader i vinterperioden Fjernvarme fra solvarmeanlæg Behovet dækkes primært af fjernvarme produceret på de naturgasforbrugende enheder, dvs. gaskedel og gasmotorer (75%), og for en mindre del på solvarmeanlægget. Dækningsgraden på ca. 20% for solvarmeanlægget er valgt i den lave ende af det typiske designområde for etablering af solvarmeanlæg (20-25%) med traditionelle plane flader. I forbindelse med projektet har der været dialog med firmaet ScandiMir ApS, som er en nystartet virksomhed med fokus på produktion af bevægelige solvarmeanlæg med konkave flader i stedet for plane flader; denne opbygning skulle kunne sikre en længere produktionstid dels i løbet af arbejdsdagen, men også i forbindelse med sæsonen. ScandiMir ApS har ikke leveret et fuldt anlæg endnu, men har testet en typemodel Aurora i forbindelse med fjernvarmeanlæggene i Solrød og Ringkøbing. Varighedskurven (se Figur 17) ser således ud: 3,5 Varighedskurve - Vig - Alternativ 3,0 Naturgaskedler 6500 m2 sol 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, Timer 27

28 Figur 17: Varighedskurve for solvarmeanlæg (NIRAS). Selve solvarmeanlægget, som i ovenstående Figur 16 er udlagt til at bestå af ca m 2 plane solpaneler, kan ikke placeres inden for den nuværende matrikels afgrænsninger. Det vil derfor være nødvendigt at tilkøbe ca m 2 jord til placering af solpanelerne, og den tilhørende teknikbygning på ca. 70 m 2, samt til placering af en ny akkumuleringstank på m 3. Det forventes ikke med den foreslåede placering at være udfordringer med støj fra luftoptagernes blæsermotorer, men det kræver dokumentation/undersøgelser mv ved en konkret leverandør. Solvarmeanlægget forventes at kunne producere ca MWh/år. Nedenstående Figur 18 viser placering af solvarmeanlæg (gult areal) og teknikbygning (blå firkant). Figur 18: Placering af solvarmeanlæg med teknikbygning (Google Maps og NIRAS). Odsherred Varme har mulighed for at købe nærliggende landbrugsjord til en pris på kr./m 2, men grundet fremtidig sikring af anlæg opkøbes hele areal rundt om værket, ca m 2. 28

29 Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Vig er vist nedenfor i Tabel 22 og Tabel 23. Anlægsinvesteringer DKK Solvarmeanlæg, m 2, inklusive rør- og smedearbejde, akkumuleringstank (1.000 m 3 ), varmeveksler, pumper, elinstallationer, bygning, tilslutning, SRO) Grund I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 22: Anlægsinvesteringer (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Solvarmeanlæg, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh I alt III Tabel 23: Driftsomkostninger (NIRAS). Med afsæt i ovenstående tabeller, kan der ved etablering af solvarmeanlægget kunne opnås en varmeproduktionspris på ca. 306,00 kr./mwh i Vig, hvilket svarer til en årlig varmeomkostning på kr. inkl. moms for en standardforbruger; såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 383,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Beregningerne er gennemført efter samme metode som beskrevet i afsnit Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af solens energiindhold. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Enkel drift vedligeholdelsesomkostninger bliver næsten 0. Vurdering Ulemper: - Dækning af årets produktion er lav. - Produktion af varme primært i årets varmeste måneder. - Arealkrævende. - Jordkøb nødvendigt Fjernvarme fra luft-til-vand varmepumpe- og solvarmeanlæg Kombineres de to anlæg beskrevet ovenfor (1,5 MW luft-til-vand varmepumpeanlæg og m 2 plane solpaneler), vil behovet primært dækkes af fjernvarme produceret på det el-baserede luft-til-vand varmepumpeanlæg (65%), på solvarmeanlægget (22%) og for en lille dels vedkommende på enten den naturgasfyrede kedel eller på de naturgasfyrede motorer (13 %). Varighedskurven (se Figur 19) ser således ud: 29

30 Figur 19: Varighedskurve for luft-til-vand varmepumpeanlæg og solvarmeanlæg (NIRAS). Solvarmeanlægget og luft-til-vand varmepumpeanlægget forventes at kunne producere ca MWh/år. Nedenstående Figur 20 viser placering af solvarmeanlæg (gult areal) og tilhørende teknikbygning (blå firkant), samt luft-til-vand varmepumpeanlæggets luftoptagere (gule firkanter) og tilhørende teknikbygning (grøn firkant), hvor også akkumuleringstank påtænkes opstillet. 30

31 Figur 20: Placering af solvarmeanlæg med teknikbygning, og luft-til-vand varmepumpeanlæg med teknikbygning (Google Maps og NIRAS). Økonomien i forbindelse med etablering af et anlæg i Vig er vist nedenfor i Tabel 24 og Tabel 25. Anlægsinvesteringer DKK Varmepumpe, 1,6 MW Solvarmeanlæg, m 2, inklusive relateret rør- og smedearbejde, akkumuleringstank (1.000 m 3 ), varmeveksler, pumper, elinstallationer, bygning, til- slutning, SRO) Rør- og smedearbejde, inklusive pumper Elinstallationer Bygning Tilslutning SRO Grund I alt I Uforudsete, fx 10% Rådgivning, herunder ingeniør, landmåler, revisor, jurist, etc., fx 7-10% I alt II Tabel 24: Anlægsinvesteringer (NIRAS). Driftsøkonomi DKK Varmepumpe, ,00 DKK/MWh Solvarmeanlæg, ,00 DKK/MWh Gaskedel, ,00 DKK/MWh

32 I alt III Tabel 25: Driftsomkostninger (NIRAS). Med afsæt i ovenstående tabel 25, kan der ved etablering af varmepumpen i kombination med solvarmen kunne opnås en varmeproduktionspris på ca. 214,00 kr./mwh i Vig, svarende til 7.992kr. inkl. moms årligt for en standardforbruger; såfremt der fortsættes med naturgasdrift, og såfremt det antages, at hele varmeproduktionen sker på naturgaskedlen, vil varmeprisen blive 383,00 kr./mwh, svarende til kr. inkl. moms om året for en standardforbruger. Beregningerne er gennemført efter samme metode som beskrevet i afsnit Kombinationen af solvarme og luft-til-vand varmepumper kan dog have nogle uhensigtsmæssigheder, da solvarmen vil fortrænge varmepumpen i den periode, hvor denne er mest effektiv. Byggeperiode, forventet, fra beslutning er truffet til anlægget er i drift: - 15 måneder inkl. myndighedsbehandling, udbud, indkøb, prøvedrift m.m.. Vurdering Fordele: - Grøn løsning som følge af udnyttelse af luftens og solens energiindhold. - Billigere varme til eksisterende forbrugere. - Produktion af varme hele året. - Enkel drift af solvarmeanlæg vedligeholdelsesomkostninger er næsten 0. Vurdering Ulemper: - Udfordringer med db(a) skal dokumenteres ved konkret valg af leverandør. - Arealkrævende. - Jordkøb nødvendigt. - Høj investering. - Solvarmen fortrænger varmepumpen i den periode hvor den er mest effektiv. 32

33 6 Opsamling 6.1 Scenarier Nedenstående oversigt opsummerer nøgletal for de forskellige scenarier (se Tabel 26): Naturgas, MWh/år Overskudsvarme, MWh/år Luft-tilvand varmepumpe, MWh/år Solvarme, MWh/år El, MWh/år Anlægsinvestering ekskl. uforudsete og rådgivning, DKK Drifts- og vedligeholdelsesomkostning, DKK/år Varmeproduktionspris ekskl. administrationsomkostninger m.m., DKK/MWh Højby Eksisterende anlæg Stårup Højby Luft-til-vand varmepumpeanlæg El-kedelanlæg ( ) 791 (537) Nr. Asmindrup Stårup Nr Asmindrup Svinninge Vig Eksisterende anlæg Luft-til-vand varmepumpeanlæg Solvarmeanlæg Luft-til-vand varmepumpeanlæg og solvarmeanlæg Tabel 26: Opsummering (NIRAS). 6.2 Konkluderende bemærkninger Tabellen i Afsnit 6.1 viser, med afsæt i driftsøkonomien, at det vil være attraktivt at etablere luft-til-vand varmepumpeanlæg i henholdsvis Højby og Vig. Samtidig viser tabellen også, at det vil være interessant at se nærmere på et kombinationsanlæg bestående af en luft-til-vand varmepumpe og et solvarmeanlæg. Hvad angår betragtningerne om den sande varmepris, så skal skemaet i Afsnit 6.1 udfyldes med yderligere oplysninger fra Odsherred Varme: - Administrationsomkostninger, DKK/MWh - Afskrivninger på eksisterende anlæg, DKK/MWh - Afskrivninger på nye anlæg (15/25 år), DKK/MWh - Servicekontrakt med Nykøbing Sjælland Varmeværk, DKK/MWh 33

34 7 Tidsplan for næste fase Odsherred Varme har besluttet følgende tidsplan: - Primo november 2018: Indsendelse af ansøgninger til Varmepumpeordningen for støtte til etablering af luft-til-vand varmepumper i Højby og Vig. - Ultimo 2018: Prækvalifikation til totalentreprise leverandører/entreprenører for levering af luft-til-vand varmepumper : Etablering af varmepumper med start anlægsarbejde medio 2019 og idriftsætning ultimo 2019 af luft-til-vand varmepumper i Højby og Vig. 34

35 8 Fremtidige samarbejder Odsherred Varme har i en intern workshop haft fokus på hvilke mulige varmeklunser -projekter, som ville kunne vise som værende realistiske indenfor kommunegrænsen. Nedenstående Figur 21 viser disse overvejelser. Figur 21: Potentielle varmeprojekter i Odsherred Kommune (Odsherred Varme). 35

36 9 Konklusion Baseret på dette notats gennemgang af forskellige scenarier og teknologier, har Odsherred Varme valgt at udarbejde et udbud for indkøb af luft-til-vand varmepumper til placering ved henholdsvis Højby Kraftvarmeværk og Vig Kraftvarmeværk. Udbuddet udformes som en totalentreprise, og vil foregå efter princippet Udbud med forhandling. Odsherred Varme er åben overfor alternative forslag til energiteknologier, så længe det sikres, at varmeprisen sænkes; dette kunne fx være elkedler og solvarmeanlæg. 36