VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY

Transkript

1 Til Vestforbrænding Dokumenttype Rapport Dato September 2016 VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY

2 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 1-37 Revision 1 Dato Udarbejdet af AD Kontrolleret af KLF Godkendt af Beskrivelse LEHL Projektforslag Etape B2 for konvertering fra gas til fjernvarme i Lyngby-Taarbæk Kommune Ref

3 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 2-37 INDHOLD 1. Indledning og resume Formål Plangrundlag Organisation Forundersøgelser Kort Bebyggelse Arealafståelse og servitut Myndigheder Forhold til anden lovgivning Normer og standarder 8 2. Anlægsbeskrivelse Anlæggets hoveddisposition Udstrækning Kapacitet og belastningsforhold Valg af spids- og reservelastkapacitet Forsyningssikkerhed Tekniske specifikationer Dimensionering Materialevalg og konstruktionsprincipper Projektets gennemførelse Tidsplan Anlægsudgifter for projektforslaget Vurdering af projektet Driftsforhold Samfundsøkonomi og miljøvurdering Projektforslaget Øvrige miljøforhold Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab Følsomhedsvurdering Udvidet forsyningsområde Følsomhed for CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet Varmesalgets udvikling Stigende anlægsinvesteringer Ændret VEKS pris Prisen på gaskedler til enfamiliehuse Prisforhold mellem øvrige fjernvarme- og naturgasinstallationer Virkningsgrader for gennemsnitsgaskedler Selskabsøkonomi for HMN og kompensation Brugerforhold 29

4 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 3-37 FIGUR- OG TABELFORTEGNELSE Figur 2-1 Illustration af B2 i samspil med B1 og øvrige godkendte anlæg Figur 2-2 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget Figur 3-2 Samfundsøkonomi B1+B Figur 3-3 Samfundsøkonomien i afhængighed af CO 2 prisen udenfor kvotemarkedet Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 209 kr/mwh Figur 3-5 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 209 kr/mwh Figur 3-6 Samfundsøkonomi for B1+B2 med VEKS pris 265 kr/mwh Figur 3-7 Samfundsøkonomi for B1 med VEKS pris 265 kr/mwh Figur 4-1 Oversigtskort over samkøringsforbindelse og forsyningsområdet Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning... 9 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet i B1 og B Tabel 2-3 Oversigt over spidslastkapacitet i B Tabel 2-4 Oversigt over investeringer og finansiering i B1 og B2 samlet Tabel 2-5 Oversigt over investeringer og finansiering i B Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag B1 +B2 og i reference Tabel 3-2 Oversigt over den marginale lastfordeling til B2 set i forhold til B Tabel 3-3 Samfundsøkonomi B Tabel 3-4 Samlet selskabsøkonomi ved B1 og B Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere BILAG Bilag 1 Forsyningsområdet Bilag 2 Beregninger, resume Bilag 3 Kundeliste Bilag 4 Matrikler, der ventes pålagt servitut Bilag 5 Kompensation til HMN Bilag 6 Forudsætninger

5 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY INDLEDNING OG RESUME 1.1 Formål I/S Vestforbrænding (Vestforbrænding) anmoder hermed Lyngby-Taarbæk Kommune (LTK) om at behandle og godkende dette projektforslag etape B2 for konvertering fra naturgas til fjernvarme i LTK i henhold til bekendtgørelse nr. 825 af 24. juni 2016 om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Ideen til projektforslaget stammer fra Vestforbrændings Varmeplan 2015 og den Strategiske Energiplan for LTK, juni 2013, og det er udarbejdet i en naturlig forlængelse af det godkendte projektforslag etape A, for fjernvarme til Kgs. Lyngby. Desuden skal dette projektforslag etape B2 for konvertering ses i sammenhæng med projektforslag B1 for samkøring. De to projektforslag udgør et samlet hele (etape B), men er adskilt administrativt, da etape B1 for samkøring er hastende og afklaret i forhold til HMN, medens der endnu ikke er opnået fuld enighed mellem Vestforbrænding og HMN om visse forudsætninger for konvertering fra gas til fjernvarme i etape B2. Projektforslaget viser: At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at skifte fra naturgas til fjernvarme i områder med meget tæt bebyggelse i de udvalgte områder nord for Etape A, som er markeret på bilag 1, men at fordelen afhænger noget af visse forudsætninger, herunder især fordelen ved at erstatte naturgasfyrede fjernvarmecentraler i LTK med kraftvarme fra Avedøreværket og Amagerværket via Vestforbrændings net. At projektforslaget dog er rimelig robust i forhold til de mest betydende forudsætninger. At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de planlagte nye bebyggelser indenfor disse områder med fjernvarme set i forhold til både naturgaskedler i kombination med supplerende energi og individuelle varmepumper. At en del af den samfundsøkonomiske fordel opstår ved at udnytte den overskydende produktionskapacitet, der ejes af DTU-HF og DC, til spidslast og reserveforsyning i LTK, så projektforslaget kan gennemføres uden, at der skal etableres flere nye store fyringsanlæg i LTK og i Rudersdal Kommune. Det udelukker dog ikke, at der på et senere tidspunkt kan fremsendes projektforslag for sådanne. At yderligere dele af den samfundsøkonomiske fordel består i, at man med projektforslaget udnytter de anlæg, der forudsættes etableret i projektforslag B1 for samkøring, herunder varmepumper til at udnytte overskudsvarme fra spildevand og fjernkøling. At der er potentiale til, at de resterende bygninger i kommunen kan tilsluttes til fjernvarmenettet på lang sigt, ligesom projektforslaget baner vejen for, at varmeforsyningen kan blive helt uafhængig af fossile brændsler, hvis det bliver aktuelt for at leve op til kommende energipolitiske målsætninger. Desuden belyses i projektforslaget, at hovedstrukturen for fjernvarmenettet i etape B2 gør det muligt at forsyne kommende nye bebyggelser samt udnytte varmen fra evt. kommende varmeproduktionsanlæg, herunder overskudsvarmekilder fra processer og køling.

6 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Plangrundlag Områderne med individuel forsyning er forsynet med naturgas iht. et godkendt projektforslag. DTU-Kraftvarmeværk, Norfors og DTU s naturgaskedler forsyner DTU-HF iht. projektforslag godkendt for fjernvarme. Projektforslag B1 for samkøring mellem Vestforbrænding og DTU-HF forudsættes godkendt senest samtidig med, at projektforslag B2 behandles. 1.3 Organisation Projektforslag B2 er baseret på, at Vestforbrænding og DTU-HF i forbindelse med projektforslag B1 har aftalt at arbejde for at realisere et projektforslag, der udnytter synergierne i samkøring af nettene og samtidig åbner for at udnytte kapacitet og energi i eksisterende og kommende varmeproduktionsanlæg, herunder anlæg på Mølleåværket, Norfors, DTU og DTU-Kraftvarmeværk. Projektforslagets analyser for selskabsøkonomi er opstillet som en samlet selskabsøkonomi både B1 og B2 for alle de involverede aktører: Vestforbrænding, DTU-HF, Norfors, DC, Mølleåværket samt de kunder, der planlægges tilsluttet fjernvarmen. Desuden er selskabsøkonomien opdelt på de involverede aktører ud fra en foreløbig fordeling af investeringer og priser på kapacitet og energi, som vil skulle tilpasses i de afsluttende forhandlinger mellem parterne. I denne forbindelse anses DTU-HF som repræsentant for alle aktiviteter på DTU og hos Holte Fjernvarme. Derved er der lagt et grundlag for, at selskaberne kan aftale priser på kapacitet og energi, som er acceptable for alle og indenfor rammerne af Varmeforsyningslovens krav om omkostningsbestemte priser. Den foreløbige fordeling af investeringer er baseret på følgende: Vestforbrænding er i projektforslaget ansvarlig for ledningsprojektet, driften af fjernvarmeforsyningen og for tilslutninger af alle slutforbrugerne. DTU-HF og Vestforbrænding er i fællesskab ansvarlig for driften samkøringsforbindelsen og tryksektionering samt to-vejsmåler mellem DTU-HF og Vestforbrænding samt mellem transmissionsledningen og Mølleåværket, som er etableret i B1. DC vil være ansvarlig for ændringer på DC s anlæg. I projektforslaget er det indtil videre forudsat, at DC vil investere i en elkedel på DTU, men der er set bort fra mulige investeringer på kraftvarmeværket. Der etableres et stik med måler til hver ejendom med individuel forsyning. Vestforbrænding er ligeledes ansvarlig for at etablere spidslast og reservekapacitet i det øvrige forsyningsområde i Virum-Sorgenfri. Vestforbrænding vil være ansvarlig for at etablere spids- og reservelastkapacitet i form af elkedler i Virum-Sorgenfri, og Radius vil være ansvarlig for at etablere ekstra elkabler til elkedlerne. Vestforbrænding har drøftet projektforslaget med HMN, og HMN har bidraget med oplysninger om naturgassalg i projektforslagets område, som indgår i projektforslagets analyser og for beregning af kompensation til HMN. For kunder med gasmotorer er varmebehovet estimeret ud fra HMN s oplysninger om gassalg til hhv. kedler og gasmotor.

7 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 6-37 Da der har været uklarhed omkring andelen af procesenergi og rumvarme til en stor virksomhed med flere afsætningssteder har Vestforbrænding fået detaljerede oplysninger fra virksomheden om hvilket naturgasforbrug, der er medgået til opvarmning. Vestforbrænding har desuden været i dialog med enkelte store varmekunder med henblik på at forsyne med fjernvarme snarest, herunder forsyning til Sorgenfri Vang, hvor varmecentral og skorsten skal nedlægges i forbindelse med bygningsrenovering. Vestforbrænding har ligeledes været i dialog med LTK om placering af spids-/reservelastcentraler og forsyning af nyt byggeri, bl.a. Sorgenfri Stationscenter og Hempel Kollegiet mv. Vestforbrænding har været i dialog med Radius (tidlingere DongEnergy, elnet) om, hvor man mest hensigtsmæssigt kan placere elkedler i Virum-Sorgenfri og tilslutning på enten A-niveau eller B-niveau. Vestforbrænding og DTU-HF har indgået en samarbejdsaftale om at arbejde for den mest samfundsøkonomisk fordelagtige udnyttelse af den samkøringsforbindelse, der etableres iht. projektforslag B1 og udvikling af fjernvarmeforsyningens struktur på lang sigt, samt arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabsøkonomiske gevinster mellem alle parter. De selskabsøkonomiske analyser vil lede frem til modeller, som sikrer, at alle de nævnte aktører vil få en fordel ved projektforslaget indenfor Varmeforsyningslovens rammer. Det vil sige, at størstedelen af fordelen vil tilfalde varmeforbrugerne i LTK og Rudersdal Kommuner samt en mindre del til Mølleåværket og DC. Derudover vil DC i kraft af det større varmemarked og samspil mellem kraftvarmeværk og elkedler, alt andet lige, kunne få en lidt større gevinst som kommerciel aktør på elmarkedet med regulerkraft mv. 1.4 Forundersøgelser Kort Bilag 1 giver en oversigt over forsyningsområdet og lokalisering af fjernvarmeledninger og fjernvarmeproduktionsanlæg. Bilaget inkluderer også anlæg i projektforslag B1, så det giver et samlet overblik over begge projektforslag Bebyggelse Projektforslaget omfatter alle bebyggelser i de områder, som er markeret som en del af projektforslaget på bilag 1. Det samlede opvarmede areal og potentielle varmebehov uden besparelser og ved 100 % tilslutning er angivet i tabellen nedenfor. Der er foretaget en afrunding af områdeafgrænsningen, som ligger naturligt indenfor fjernvarmeområdet. Områdeafgrænsningen er dog efter samråd med HMN afgrænset, så små varmeforbrugere så vidt muligt ikke planlægges forsynet med fjernvarme, ligesom det meste af område 1B er taget ud af projektforslaget, da det ikke er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne det i forhold til den forudsatte pris på CO 2 udenfor kvotemarkedet. Det samlede potentiale med alle områder, der kan konverteres til fjernvarme, er anslået til 120 GWh på grundlag af oplysninger pr. august 2016 fra HMN og energidata fra BBR. Oplysningerne fra HMN er korrigeret, så varmeproduktion fra gasmotorer er medregnet. Desuden er det samlede naturgasforbrug til en stor virksomhed med procesenergiforbrug opdelt på gasforbrug til proces og gasforbrug til opvarmning, som derfor kan fjernvarmeforsynes. Hertil kommer 3,8 GWh fra planlagte nye bebyggelser og byfortætning, primært i Virum-Sorgenfri.

8 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 7-37 Behov i Heraf ny Heraf Nr Lyngby-Taarbæk Kommune Antal Areal alt bebyg. konvert. Behov Energiområde kunder m2 MWh MWh MWh kwh/m2 1 15A Rørdamshave A B A B + 3C A Virum, zone 0,1,2, A + 5B + 5i A Ravnholm, Lundtofte øst D Traceet Kom. Plan til.14/ A Sorgenfri Slot mv A A Lyngby Stadion mv C Bondebyen syd B Ravnholm og Lundtofte vest DTU-HF VF samkøring Kunder, der tilsluttes Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B2 I tabellen er kun medtaget kunder, der tilsluttes til fjernvarmen i område 1-8 og 10-14, idet område 9 og 15 er omfattet af projektforslag B1. Projektforslaget er optimeret således, at der kun medtages områder, der er samfundsøkonomisk fordelagtige. Til gengæld inkluderer projektet alle større bebyggelser i den resterende del af LTK, som endnu ikke er planlagt for fjernvarme i henhold til den strategiske energiplan, idet det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne disse bebyggelser. Varmebehovet er beregnet ud fra forbrug af gas og olie, der er indberettet til energidata, og ikke ud fra nøgletal og det opvarmede areal. Derved er man på den sikre side, ved ikke at have medregnet varmebehov, som er dækket med energikilder, der ikke er indberettet til energidata. Eksempelvis brændeovne og el ovne eller varmebehov fra bygninger, der står tomme. Samlet set er varmebehovet i gennemsnit ca. 10 % lavere pr m 2 i forhold til tidligere opgørelser, der var baseret på BBR s oplysninger om arealer og nøgletal med varmebehov pr m 2, svarende til, at alle bygninger er opvarmet. Der er ikke medregnet forventet varmebehov for ny bebyggelse og byfortætning i områderne, bortset fra planlagt byggeri, der er markeret på bilaget, herunder især områder omkring Sorgenfri Station samt Hempelkollegiet på DTU. Det antages, at den yderligere fortætning af byområderne, som kan forventes indenfor de kommende 20 år vil blive modsvaret af varmebesparelser i den gamle boligmasse Arealafståelse og servitut Det påregnes, at fjernvarmeledningerne som hovedregel etableres i vejarealer, da der er for lidt plads på de fleste grunde, og da det letter tilgængeligheden for drift af nettet. Det tracé, der er markeret i projektforslaget, er baseret på en foreløbig vurdering, og det vil blive justeret ved detailprojekteringen og dermed tage højde for øvrige ledningsanlæg og kundernes ønske om indføring af stik. Herunder vil Vestforbrænding drøfte med kunderne, hvor ledningen kan etableres på private matrikler. Der skal tinglyses en deklaration for alle fjernvarmedistributionsledninger, der er beliggende på private matrikler. Der er principielt ikke behov for, at stikledninger deklareres, med mindre de

9 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 8-37 påtænkes ført videre til nabomatrikler. I bilag 4 er angivet en liste med adresser og matrikelnumre for de matrikler, hvor det umiddelbart vil være en fordel, at tracéet placeres på private matrikler. 1.5 Myndigheder Forhold til anden lovgivning Projektet er omfattet af VVM bekendtgørelsen, og skal derfor anmeldes til kommunen Normer og standarder Projektet udføres efter relevante normer og standarder, og arbejdet udføres efter almindelige etablerings- og anlægsprincipper. Afhængigt af de lokale forhold vurderer vejmyndigheden, om der skal stilles særlige krav i forbindelse med anlægsarbejdet.

10 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY ANLÆGSBESKRIVELSE 2.1 Anlæggets hoveddisposition Udstrækning I bilag 1 er vist det fjernvarmeforsynede område med de distributionsledninger, større stikledninger og bebyggelser, der er omfattet af projektforslaget. Samtidig er vist de eksisterende fjernvarmeledninger, som tilhører Vestforbrænding, Holte Fjernvarme, DTU og DTU-HF i de tilgrænsende områder, herunder projektforslag B1, der er godkendt iht. tidligere projektforslag. Desuden er vist placering af energiproducerende anlæg og større områder for ny bebyggelse Kapacitet og belastningsforhold Det samlede potentielle varmebehov, som er omfattet af projektforslaget for konvertering og forsyning af ny bebyggelse, er som vist i tabel 1-1 anslået til 124 GWh primært på grundlag af faktiske energiforbrug, der fremgår af de nyeste oplysninger fra HMN og energidata i BBR samt oplysninger fra kunderne. I nedenstående tabel er redegjort for det forventede varmebehov og kapacitetsbehov inkl. et beregnet nettab på 4 % for projektforslagets fjernvarmeområder, som det vil være i 2035 ved 97 % tilslutning og 0 % besparelse. Omr. Forudsat tilslutning og salg i slutår Tilslutning 97% Besparelse 0% nr. Vestforbrænding Årssalg Årsprod. An kunder An net Grundlast Benyttelsestid, timer Områder MWh MWh MW MW MW 1 15A Rørdamshave ,7 0,5 0,3 2 1A ,6 0,4 0,3 3 1B ,1 0,1 0,0 4 3A ,3 5,0 3,0 5 3B + 3C ,9 2,0 1,2 6 4A Virum, zone 0,1,2, ,1 8,4 5,0 7 5A + 5B + 5i ,1 5,1 3,0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst ,3 3,6 2, D Traceet Kom. Plan til.14/ ,0 0,0 0,0 10 6A Sorgenfri Slot mv ,0 0,8 0,5 11 7A ,5 3,8 2,3 12 8A Lyngby Stadion mv ,9 2,7 1,6 13 9C Bondebyen syd ,3 0,2 0, B Ravnholm og Lundtofte vest ,6 9,3 5,6 15 DTU-HF VF samkøring 0 0 0,0 0,0 0, I alt uden samkøring Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning Projektets fjernvarmenet og kundeinstallationer udlægges efter det potentielle varmebehov ved 100% tilslutning, medens økonomiske analyser, og beregning af spidslastbehov baseres på det forventede varmebehov, som vist i tabellen ovenfor. I basisforudsætningerne dimensioneres nettet til det aktuelle varmebehov. Desuden indgår ekstra investeringer i de yderste grene af nettet på 3 mio.kr for at forberede hovedstrukturen i fjernvarmenettet til, at det umiddelbart kan udvides til resten af ejendommene i kommunen, hvis det skulle blive aktuelt på lang sigt.

11 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Der er her tale om en beskeden omkostning til opdimensionering, som i øvrigt kan spare driftsudgifter i projektet. Ved fortætning af den eksisterende bygningsmasse vil bebyggelsesgraden øges, ældre bygninger vil blive erstattet af nye bygninger med større areal, men med mindre specifikt varmebehov og lavere returtemperatur. Desuden vil nettotilvæksten i ny bebyggelse formentlig ikke overstige den forudsatte besparelse for den eksisterende bygningsmasse. Derfor antages det, at fjernvarmenettet vil have kapacitet til også at kunne forsyne ny bebyggelse i området. Der er således umiddelbart behov for at levere 42 MW til området, der konverteres til fjernvarme, på den koldeste dag, når 97 % af kunderne er tilsluttet. Tilsvarende er den optimale dækning med grundlast og mellemlast ca. 25 MW. På diagrammet nedenfor er vist, hvordan projektforslag B2 principielt er koblet sammen med projektforslag B1 og de øvrige godkendte anlæg. Der er her vist den første af 3 varianter, som er belyst i projektforslag B1. Forsyningen af område 12 B Ravnholm og Lundtofte Vest, som kan ske på to forskellige måder, (enten via en ledning fra Lyngby Stadion eller via en ledning fra varmecentralen på Hempelgrunden), er ikke vist i diagrammet.

12 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY NORFORS 12 MW DTU-HF 33 MW GAS MØLLEÅVÆRKET DC 30 MW KV 15 MW AKK V 30 MW 9 MW 7 MW GAS 33 MW GAS 6 bar <95 C T 60 MW 30 MW HF 100 GWh 16 bar <105 C VF VF 0,5 MW OV M 5 MW VP 5 MW GAS (5 MW) VP DTU 51 GWh M 10 MW EK VF 15 MW EK 16 bar <105 C 5 MW VP Novozymes og Traceet VF VF Etape B2 Virum/Sorgenfri KV: Kraftvarmeanlæg AKK: Akkumuleringstank T: Tryksektionering M: Måler V: Veksler EK: Elkedel VP: Varmepumpe Rød indikerer projektforslag Lyserød indikerer andet projektforslag VF Etape A Kgs. Lyngby Trongårdsskolen Figur 2-1 Illustration af B2 i samspil med B1 og øvrige godkendte anlæg

13 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY I nedenstående tabel er angivet, hvordan det samlede kapacitetsbehov på 100 MW i projektforslag B1+B2 inkl. DTU-HF foreslås dækket i projektforslagene. Desuden vises det kapacitetsbehov, der indgår i B1. Behov for kapacitet til net Etape B1+B2 MW 100 Eksisterende spidslast udnyttes HF afbrydelige kedler lokale kedler MWh MW 33 DTU kedler på DTU med overskud til nettet 33 MW 1,0 MW 33 DTU-HF Hempel kedel 7 MW 1,0 MW 7 DTU Kraftvarmeværk, op til 30 MW 15 MW 1,0 MW 15 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 11 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 100 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag MW 0 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 Ny spidslast i projektforslaget VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 1,0 MW 5 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 1,0 MW 15 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 1,0 MW 10 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 Ny spidslastkapacitet i alt MW 40 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden timer MW 20 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden timer MW 17 Samlet mak. kapacitet fra DTU tryksektionering til nettet typisk vinterdag, 50% last MW 51 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 75 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet i B1 og B2 Behov for kapacitet til net Etape B1 MW 58 Eksisterende spidslast udnyttes HF afbrydelige kedler lokale kedler MWh MW 33 DTU kedler på DTU med overskud til nettet 33 MW 1,0 MW 33 DTU-HF Hempel kedel 7 MW 1,0 MW 7 DTU Kraftvarmeværk, op til 30 MW 7 MW 1,0 MW 7 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 7 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 88 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag MW -30 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 Ny spidslast i projektforslaget VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 0,0 MW 0 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 0,0 MW 0 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 0,0 MW 0 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 Ny spidslastkapacitet i alt MW 10 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden timer MW 20 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden timer MW 17 Samlet mak. kapacitet fra DTU tryksektionering til nettet typisk vinterdag, 50% last MW 39 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 55 Tabel 2-3 Oversigt over spidslastkapacitet i B1

14 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Forskellen mellem tallene i tabellerne viser den yderligere spidslastkapacitet, der forudsættes tilvejebragt for at forsyne områder med gaskonvertering med i alt 42 MW i projektforslag B2. Det drejer sig om følgende: DTU kraftvarmeværk, yderligere Akkumuleringstanken, yderligere Eremitageparken Elkedel i Virum Sorgenfri Elkedel på DTU I alt 8 MW 4 MW 5 MW 15 MW 10 MW 42 MW Det ses også, at den maksimale kapacitet, der med de forudsatte kapaciteter, skal kunne leveres fra DTU-HF mod syd gennem samkøringsforbindelsen en typisk vinterdag, er 75 MW. Denne kapacitet kan kun leveres ved en fremløbstemperatur 95 grader. Derfor vil der være kapacitetsbegrænsninger i hovedledningen fra DTU gennem området ved Fortunen, hvor der er anlagt en DN350 i projektforslag A. Derfor planlægges to alternative ledningsføringer: Kun ledning mod syd: Der etableres en DN400 samkøringsforbindelse i B1, som kan overføre kapaciteten ved 40 graders afkøling og forhøjet vandhastighed svarende til 25 mm/m. Ringledning nord om DTU: Der planlægges en DN350 samkøringsforbindelse i B1 og en DN200 ledning fra Hempelgrunden mod vest til område 7A i B2, så de to ledninger tilsammen kan overføre kapaciteten med forhøjet vandhastighed. Den samlede investering er stort set ens i de to alternativer. Vestforbrænding og DTU-HF vil således i forbindelse med projektforslag B1 vurdere, om der kan etableres en mindre samkøringsforbindelse fra varmecentralen på Hempelgrunden til forsyningsområdet vest for centralen som alternativ til projektforslagets hovedledning fra Lyngby Stadion mod nord. Ved en sådan ekstra forbindelse vil kapaciteten i den store samkøringsforbindelse blive aflastet, og dimensionen kan som nævnt sænkes fra DN400 til DN Valg af spids- og reservelastkapacitet Der er som vist ovenfor lagt vægt på, at den primære spidslastkapacitet til hele Lyngby kommer fra de eksisterende anlæg, der ejes af DTU-HF og DC. Denne kapacitet er til rådighed uden ekstra investeringer i forhold til referencen, da anlæggene benyttes endog mere i referencen. Der er derfor ikke i samfundsøkonomien indregnet beløb til vedligeholdelse og reinvesteringer i disse anlæg, da de beløb, der måtte være, er ens i projekt og reference. I selskabsøkonomien er indregnet, at Vestforbrænding betaler leje, så parterne deles om at dække vedligeholdelsesomkostninger og eventuelle reinvesteringer, som ellers også ville skulle afholdes i referencen. Disse kapaciteter vil kunne udnyttes som reserve ved udfald af største enhed i Vestforbrænding s områder syd for LTK, ligesom VF vil kunne levere 30 MW mod LTK og DTU-HF som reserve ved udfald af største enhed på DTU. Området øst for motorvejen forsynes iht. projektforslag B1 via en underboring mellem Novozymes og DTU. Derved erstattes den underføring ved Trongårdskolen, der var planlagt i etape A. Da der bør være reserve for områder, der forsynes via en sådan underføring, planlægges en mindre reservekapacitet på Eremitageparken i dette projektforslag B2, idet den eksisterende kedel og evt. også gasmotoren kan bevares. Der skal blot etableres en ny brænder, som kan overholde miljøkravene, og veksleren skal udformes, så forsyningen kan vendes i tilfælde af, at der bliver behov for reserve- eller spidslastkapacitet.

15 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Virum-Sorgenfri forsynes fra en lang transmissionsledning, og den maksimale kapacitet i området er 20 MW. Derfor planlægges i alt 15 MW reservekapacitet i området fordelt på 1-3 elkedler. Disse skal primært yde reservekapacitet, men vil også kunne producere i perioder med meget lave elpriser og få indtægter på regulerkraftmarkedet. Sidstnævnte er dog ikke medregnet i økonomien. Der er flere muligheder for at placere elkedler alt afhængig af elnettet, fjernvarmenettet og de boilerrum, der bliver ledige efter konvertering. Efter samråd med eldistributøren Radius anbefales i projektforslaget, at der etableres en op til 15 MW elkedel ved Geelsgårdskolens LKV anlæg, når der er behov for det og, at den tilsluttes 10 kv som A-kunde. Derved kan regnes med A- kundetarif, og elprisen vil i samfundsøkonomien være lig med nordpoolprisen. Til gengæld skal betales for 3 km 10 kv kabel, som Radius vil etablere. Elkedlen vil kunne tilsluttes som afbrydelig elkunde og samtidig opfylde sin funktion som reservecentral, da det er meget usandsynligt, at en afkobling bliver på mere end 24 timer i træk og samtidig med et muligt havari af hovedforsyningen til Virum-Sorgenfri. Der er imidlertid flere muligheder for at opdele kapaciteten på 2 eller flere enheder på andre lokaliteter. Spidslastfunktionen af elkedler skal ses i sammenhæng med kraftvarmeværket, som med stor sandsynlighed vil skulle levere maksimal varmeproduktion på 30 MW med økonomisk fordel i perioder med meget høje elpriser, hvor elkedlerne ikke bør producere eller vil blive afkoblet. Vestforbrænding vil planlægge den præcise placering af elkedler i Virum-Sorgenfri i samarbejde med Radius og ejere af større varmecentraler, hvortil der er etableret el-net med tilstrækkelig kapacitet, eksempelvis til LKV-anlæg Forsyningssikkerhed Området planlægges forsynet med samme forsyningssikkerhed som Vestforbrændings øvrige områder. Der er således taget højde for, at der er en høj reservekapacitet i områder, der forsynes af ledninger, som ikke kan bringes i drift indenfor 24 timer ved et brud, eksempelvis ledninger, der krydser et større trafikanlæg. Der er også i kraft af forsyningsstrukturen taget højde for, at kunder, der bidrager med egen kapacitet, også har krav på første prioritet i tilfælde af nedbrud. Hvis der skulle ske et større nedbrud og mangle mere kapacitet end der er til rådighed, vil DTU eksempelvis blive forsynet 100 % og kun den aktuelle overskydende kapacitet sendt til nettet. Tilsvarende vil HF have 100 % reserve med egne kedler, som ikke kan levere til nettet. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmen i LTK, vil Vestforbrænding fra boosterpumpestationen i Gladsaxe kunne levere 20 MW mere til LTK end de 10 MW, der er forudsat. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmen fra Lyngby centrum mod Virum Sorgenfri, vil dette område have reservekapacitet på mindst 75 % af det maksimale behov. I tilfælde af nedbrud af ledningen under motorvejen, vil Eremitageparken kunne levere en del af kapaciteten til området. De centrale dele af Kgs. Lyngby vil på en gennemsnitsdag kunne blive forsynet fuldt ud enten fra tryksektioneringen på DTU eller fra Vestforbrænding. Dette indebærer, at der som minimum vil være varmeproduktionskapacitet til rådighed til forsyning af kunderne i den dimensionerende situation, som er defineret ved udetemperatur C, vindhastighed 11m/s og overskyet. Hvis der er meget høje elpriser de koldeste dage, kan det blive problematisk at forlade sig på elkedlerne i Sorgenfri ved normal drift. I denne situation er der imidlertid stor sandsynlighed for,

16 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY at DTU kraftvarmeværk udnytter de høje elpriser til at producere el med tilhørende 30 MW varme til nettet (ud over den kapacitet, der er regnet med). Denne ekstra varme vil kunne erstatte den samlede elkedelkapacitet, fordelt med 10 MW på DTU og 15 MW i Virum-Sorgenfri. Denne kapacitet på 15 MW vil kunne overføres til Virum-Sorgenfri ud over kapaciteten til Kgs. Lyngby, da ledningen fra Fortunen til afgreningen mod Virum-Sorgenfri er opdimensioneret til DN350. I den strategiske energiplan blev der peget på, at nogle af de største blokvarmecentraler kunne indgå som afbrydelige kunder og udbygges til at levere spidslast og reservelast til nettet. Det har imidlertid vist sig, at dette ikke er hensigtsmæssigt, selv på de to største centraler, Sorgenfrivang I og II. Den største central, der forsyner højhusene, planlægges nedlagt, når fjernvarmeforsyning er mulig. 2.2 Tekniske specifikationer Dimensionering Hele nettet anlægges som et varmtvandsnet med maksimal temperatur på 110 grader, med et maksimalt tryk på 16 bar og med vekslerinstallation mellem fjernvarmenettet og kundernes anlæg. Ved dimensioneringen af nettet er der som udgangspunkt anvendt en benyttelsestid på timer an kunder og timer for hovedledningsnettet. Dimensioner af stik skal dog vurderes individuelt. For erhvervsvirksomheder med stort ventilationsbehov er der dog regnet med timer. Ved dimensioneringen af nødvendig spids-/reservelastkapacitet er der antaget en benyttelsestid på timer. Projektforslagets investeringsoversigt i ledningsnet og understationer er baseret på, at nettet er dimensioneret til det maksimale varmemarked i projektforslaget. Der er forudsat en afkøling på 40 grader, eksempelvis med 95 grader i fremløb og 55 grader i returløb. Kapaciteten fra tryksektioneringen vil kun kunne overføres ved en temperatur på 95 grader, men der vil være mulighed for at hæve fremløbstemperaturen til 105 grader på øvrige enheder, når der er behov for det, eksempelvis for at øge kapaciteten i transmissionsledningen fra Vestforbrænding til Lyngby. På længere sigt ventes returtemperaturen at falde hvorved det, alt andet lige, bliver muligt at sænke fremløbstemperaturen tilsvarende eller tilslutte flere kunder til samme ledning. I projektforslaget indgår et forslag om, at nogle af de yderste ledninger kan opdimensioneres, så der er kapacitet til, at der kan overføres grundlast til alle villaområderne på lang sigt. Ved denne dimensionering er derfor regnet med en afkøling på 50 grader, og det er forudsat, at der kan etableres en boosterpumpe på hovedledningen i Sorgenfri. Nettet er således dimensioneret for to alternativer: Det dimensioneres til kun at forsyne de kunder, der indgår i projektforslaget med en afkøling på 40 grader Det dimensioneres, så hovedledningerne til den centrale del Lyngby og Virum-Sorgenfri er forberedt til, at alle bygninger i LTK skal kunne forsynes med fjernvarme på længere sigt, når returtemperaturen er reduceret, dog således, at halvdelen af det ekstra varmebehov dækkes med lokal spidslast. Prisen for at opdimensionere ledningen er som nævnt ovenfor 3 mio.kr i B2, men denne forhåndsinvestering vil med stor sandsynlighed medføre større besparelser i investeringer på længere sigt. Heri er taget højde for, at der allerede er sket en vis opdimensionering i B1 og, at ledningen mod Geelsgårdskolen er opdimensioneret med en dimension for at kunne aftage kapaciteten fra den planlagte elkedel. Vestforbrænding anbefaler, at projektforslaget godkendes med opdimensionering for derved at imødekomme den langsigtede energipolitiske målsætning, jf. den Strategiske Energiplan for LTK

17 Varmebehov GWh PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY og dermed spare samfundet for omkostninger til spidslast og forstærkningsledninger på længere sigt Materialevalg og konstruktionsprincipper Ledningsnettet udføres i et præisoleret rørsystem, der lever op til kravene i EN 253. Der vælges twinrør for mindre dimensioner, hvor det er fordelagtigt. 2.3 Projektets gennemførelse Tidsplan Tidsplanen anslås til følgende: September 2016 Oktober 2016 Januar 2017 Februar 2017 Projektforslaget sendes endeligt til LTK Projektforslag behandles og sendes i høring Projektforslag behandles Projektstart Ledningsanlæg afsluttes senest efter 5 år i Ledningsanlæg etableres kun, hvis der er en starttilslutning på mindst 40 %. Hvis dette ikke nås inden 2022 for et område, bortfalder projektforslaget for dette område, og der skal udarbejdes et nyt projektforslag. Kurven nedenfor viser den forudsatte tilslutningstakt og det forudsatte varmebehov for områdets kunder. Det antages ud fra erfaringer, at de større kunder tilsluttes fra starten og, at de sidste små kunder først vil være tilsluttet i 2026, ligesom det forudsættes, at 3 % af varmebehovet, der skulle konverteres, ikke tilsluttes indenfor tidshorisonten. Den detaljerede tidsplan for, hvornår investeringerne starter i hvert område, og hvor hurtigt det forventes udbygget, fremgår af beregningsbilaget. Samkøringsforbindelsen mellem Vestforbrænding og DTU-HF samt tryksektioneringen, der er inkluderet i projektforslag B1, anlægges sommeren 2017, så samkøringen er klar inden december Denne samkøring danner grundlag for, at projektforslag B2 kan etableres Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme fra Vestforbrænding Figur 2-2 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt Udbygningen tilrettelægges strategisk, så de største kunder, som det er mest fordelagtigt at tilslutte, tilsluttes de første år.

18 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Anlægsudgifter for projektforslaget I de følgende to tabeller er vist anlægsudgifterne i prisniveau 2016 og ekskl. moms for begge projektforslag B1 og B2 samlet inkl. opdimensionering af nettet samt for projektforslag B2 alene. Investeringer B1+B2 Fordelt i projektforslag Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr Stik maksimal 1000 kr Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr Afpropning realiseret 1000 kr Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler m1000 kr VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN kr VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN kr 0 0 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr VF Afsat beløb i etape A 1000 kr 0 0 VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr Manglende/ekstra spidslast 1000 kr Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr Energisparetilskud til røggaskond kr Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr Energisparetilskud til VP 1000 kr Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv kr Øvrige investeringer i alt 1000 kr Netto investeringer for alle 1000 kr Kompensation iht. Projektbekendtgørelsen kr I alt inkl. Kompensation 1000 kr Fradag af kundeinstallationer 1000 kr I alt uden kundeinstallationer 1000 kr VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr Tabel 2-4 Oversigt over investeringer og finansiering i B1 og B2 samlet

19 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Investeringer B2 Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr Stik maksimal 1000 kr Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr Afpropning realiseret 1000 kr Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler m1000 kr VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN kr VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN kr VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr VF Afsat beløb i etape A 1000 kr VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr Manglende/ekstra spidslast 1000 kr Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr Energisparetilskud til røggaskond kr Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr Energisparetilskud til VP 1000 kr Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv kr Øvrige investeringer i alt 1000 kr Netto investeringer for alle 1000 kr Kompensation iht. Projektbekendtgørelsen kr I alt inkl. Kompensation 1000 kr Fradag af kundeinstallationer 1000 kr I alt uden kundeinstallationer 1000 kr VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr Tabel 2-5 Oversigt over investeringer og finansiering i B2 Forskellen mellem tal i de to tabeller er således de tilsvarende data for projektforslag B1, som fremgår af projektforslag B1. Investeringer, som er angivet med 0 i tabellen ovenfor men har en værdi i tabel 2-4, er således med i projektforslag B1. Det bemærkes, at fordelingen af finansieringen endnu ikke er endelig aftalt.

20 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY VURDERING AF PROJEKTET Siden varmeplanen for LTK blev udarbejdet for snart 35 år siden, er mange forhold ændret, som betyder, at det bør overvejes, at revurdere planerne og justere områdeafgrænsningen mellem fjernvarme og naturgas. Der kan bl.a. peges på følgende forhold: Vestforbrænding havde, da varmeplanen blev udarbejdet, ikke overskydende affaldsvarme i vinterhalvåret, men har nu (på grund af stigende affaldsmængder til forbrænding og øget brændværdi) overskydende affaldsvarme hele året. Denne sælges til CTR og VEKS Der er siden Avedøreværkets blok 2 (AVV2) blev etableret kraftvarmekapacitet til rådighed, især i den vestlige del af CTR-VEKS systemet. Det er reelt denne varme, som (netto) bruges til at forsyne de nye kunder i Lyngby-Taarbæk Kommune. Vestforbrænding har etableret røggaskondensering og planlægger yderligere røggaskondensering. Vestforbrændings kunder har sparet på varmen, og returtemperaturen sænkes, så der i de kommende år vil være overskydende kapacitet i Vestforbrændings forsyningsledninger. I områder med ny tæt lav bebyggelse, der kan forsynes fra eksisterende fjernvarmeområder, viser det sig, at fjernvarmen fra Vestforbrænding er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end naturgasforsyning med en intern forrentning over 4 %, ligesom fjernvarmen er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end varmepumper til typisk nyt lavenergibyggeri, der etableres som tæt lav bebyggelse eller tættere. Danmark har en udfordring med at reducere CO 2 emissionen udenfor kvotemarkedet. En af de mest effektive måder at reducere CO 2 udslippet på er at konvertere fra naturgaskedler til fjernvarme, når det kan ske med relativt små investeringer i tilslutning af nye kunder. Det er tilfældet i det aktuelle projektforslag. Da Danmark har indgået en bindende aftale med EU om at reducere denne emission kan det meget vel vise sig, at projektforslaget har en væsentlig større samfundsøkonomisk gevinst. Der regnes således med en pris på emission udenfor kvotemarkedet. I energiaftalen af 22. marts 2012 er der opnået bred enighed om, at Danmark skal være uafhængig af fossile brændsler inden Energistyrelsens analyser bekræfter, at der bliver behov for at udbygge fjernvarmeforsyningen primært i områder i tilknytning til eksisterende fjernvarme. Derved er projektforslaget meget aktuelt, da det bidrager til at nå målsætningen på lang sigt på den mest samfundsøkonomiske måde. Indtil videre er det imidlertid ikke samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de større villaområder med fjernvarme med de givne rammebetingelser. Derfor er projektforslaget afgrænset, så det så vidt muligt ikke inkluderer villaområder.

21 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Driftsforhold De nye forbrugere vil modtage fjernvarme fra Vestforbrænding på lige fod med de eksisterende forbrugere i forsyningsområdet. Vestforbrænding vil selv producere den ekstra varmeleverance til dækning af mersalget og varmetabet i de nye ledninger. Det betyder, at der bliver et tilsvarende mindre salg af overskydende varme til CTR og VEKS. Nedenfor vises resultatet af lastfordelingen for projektforslag B, opdelt på B1 og B2. Etape A plus reference for projektforslaget MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af timerne mellemlast 5, % Norfors, sommerlast 12, % Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,0 Produktion fra DTU varmepumpe fra fjernkøling 0, % 50 MW Elkedler i 17% af timerne 0,0 Gaskedler til rest, primært DTU-HF % DTU-HF i referencen % Individuelle varmepumper til ny bebyggelse % Individuelle gaskedler, der konverteres % Marked, der kan fjernvarmeforsynes % VF etape A 40, % Etape A plus reference for projektforslag, i alt % Projektforslag med etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5, % Norfors, sommerlast 12, % Overskudsvarme fra slamforbrænding 0, % Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9, % 25 MW Elkedler i 17% af timerne % VF, grundlast overskud efter etape A 40, % Gaskedler til rest 40, % Projektforslag med etape A % Spidslast i A og projektforlag i alt 120, % Grundlast i A og projektforslag i alt 80, % Projektforslag marginalt ift etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5, % Norfors, sommerlast 12, % Overskudsvarme fra slamforbrænding 0, % Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9, % 25 MW Elkedler i 17% af timerne 25, % VF, grundlast overskud efter etape A 40, % Gaskedler til rest 40, % Projektforslag inkl. DTU-HF % Spidslast i projektforlslag i alt 120, % Grundlast i projektforslag fra VF samt overskudsvarme 80, % Varmepumper og elkedler i projektforslag % I alt % Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag B1 +B2 og i reference

22 MW PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY I projektforslag B1 er vist en tilsvarende tabel og nedenfor er vist forskellen mellem det samlede projektforslag B1+B2 og projektforslag B1, som svarer til den marginale produktion til B2. Marginal lastfordeling for B2 B1 B1+B2 Marginal B2 MWh MWh MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden % Norfors, sommerlast % Overskudsvarme fra slamforbrænding % Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl % 25 MW Elkedler i 17% af timerne % VF, grundlast overskud efter etape A % Gaskedler til rest % I alt % Tabel 3-2 Oversigt over den marginale lastfordeling til B2 set i forhold til B1. Lastfordelingen er beregnet ved simuleringer af produktionen i systemet EnergiPro time for time, hvor meget varme der marginalt set leveres ekstra til etape B1 og B2 i forhold til den varme, der leveres til etape A ved fuld udbygning. Der er i referencen og i projektforslaget set bort fra, at kraftvarmeværket på DTU kan producere varme i perioder, hvor elprisen er meget høj. Det er også en forudsætning, at der er varme i CTR-VEKS systemet til rådighed til den samfundsøkonomiske pris i de perioder, hvor Vestforbrænding leverer ekstra varme til etape B2. På varighedskurven nedenfor visualiseres lastfordelingen, dels i referencen for DTU-HF, dels for projektforslag B1 og B2 Skematisk Varighedskurve for udbygning af B1 og B MWh VF etape A MWh +DTU-HF samkøring B1 uden ny bebyggelse MWh + tilslutning af ny bebyggelse i B1 i MWh + B2 konvertering + ny øvrig bebyg MW elkedler i gennemsnit fra 25 MW installeret effekt 10 MW Mølleåværket spildevandsvarmepumpe og fjernkøl MW VF MW Affaldsvarme fra Norfors MWh Overskudsvarme slam MWh Timer Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget Forskellen mellem den grønne og den blå kurve er markedstilvæksten ved at udbygge med projektforslag B2.

23 PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY Her ses, hvordan den marginale lastfordeling medfører øget levering fra Vestforbrænding og øget produktion fra varmepumper og elkedler. 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering Projektforslaget De samfundsøkonomiske beregninger er i dette projektforslag baseret på Energistyrelsens forudsætninger af 25. april 2016, suppleret med notat om variable elpriser. Der er taget højde for, at den marginale varmepris, der er beregnet i et samarbejde mellem VEKS og HMN, er lavere end hidtil. Den samlede pris for et normalt årsforbrug er 265 kr/mwh i beregningspriser, idet værdien af el fra de store biomassefyrede kraftvarmeværker er ansat til nordpoolprisen i Energistyrelsens forudsætninger. I dette projektforslag aftages ikke et normalårsprofil, men en profil med størst afsætning i overgangsperioderne forår og efterår, se varighedskurven. Det er anslået, at den marginale pris på den varme, der er til overs primært i overgangsperioderne, hvor Vestforbrænding marginalt set leverer varme til projektforslaget, er 198 kr/mwh. Vestforbrænding afventer, at VEKS får beregnet en pris ud fra samme forudsætninger for værdien af varme og el fra biomassekraftvarmeværkerne. Vestforbrænding vil imidlertid sætte spørgsmål ved, om dette er en rimelig antagelse. Ud fra en helt overordnet samfundsmæssig betragtning om, at elproduktionen skal blive CO2 neutral i en passende takt ved at udbygge med havvindmøller og biomassebaseret el, så vil den ekstra el, som produceres med biomassekraftvarme som følge af ekstra aftag i LTK skulle værdisættes i forhold til prisen på dyreste havvindmølle. Det vil sige selve produktionsprisen plus et tillæg, der tager højde for, at stabil el fra et kraftvarmeværk med akkumulator er mere værd end fluktuerende vindenergi. Hvis man ansætter værdien af den biomassebaserede el til dette niveau, bliver den marginale varmeproduktionspris lavere end 198 kr/mwh. Omvendt har HMN fastholdt, at prisen på denne varme også må være 265 kr/mwh. Derfor gennemføres en følsomhedsberegning i et efterfølgende afsnit. Der tages højde for, at det har stor værdi, at projektforslaget erstatter varme udenfor kvotemarkedet. Derfor regnes som grundforudsætning med en pris på CO 2 for naturgas udenfor kvotemarkedet på 500 kr/ton. Denne værdi har Energistyrelsen har angivet som et godt middelskøn (mellem 90 kr/ton og kr/ton). Vestforbrænding er af den opfattelse, at det har en yderligere værdi for samfundet, at projektforslaget udnytter det sammenhængende fjernvarmesystem, hvorved ny bebyggelse kan forsynes med fjernvarme og overskudsvarme fra fjernkøling og køling fra større bygninger i projektforslagets område LTK derved kan udnyttes. For eksisterende bebyggelse er i projektforslagets reference regnet med individuelle naturgaskedler, idet det er antaget, at eksisterende kedler udskiftes med i gennemsnit 5 %. For kunder med oliefyr antages, at de alternativt ville have skiftet til naturgas senest det år, hvor de tilsluttes fjernvarmen. Det antages, at den gennemsnitlige årsvirkningsgrad for gaskedler stiger fra 90 % i 2015 til 95 % i 2035 i takt med, at kedlerne udskiftes og returtemperaturen sænkes, så kondenserende drift bliver mulig. For ny bebyggelse antages, at kunderne alternativt i referencen etablerer varmepumper, da der er forbud mod naturgas til ny bebyggelse i nye områder og, da ny bebyggelse ventes opført efter BR2015 eller BR2020, hvor naturgas ikke er konkurrencedygtig som følge af faktorer på fjernvarme og varmepumper. Det antages, at hele distributionsnettet anlægges med ledninger frem til hver bygning, at ledningsnettets udbygning er afsluttet senest i 2021 og, at den forventede sluttilslutning opnås i år 2025.