Viborg Fjernvarme. Juni 2018 ANALYSE AF BALANCERET FJERNVARME BILAGSRAPPORT

Transkript

1 Viborg Fjernvarme Juni 2018 ANALYSE AF BALANCERET FJERNVARME BILAGSRAPPORT

2 PROJEKT Viborg Fjernvarme Projekt nr Dokument nr Version 3.6 Udarbejdet af TGR/ALB/HAGH Kontrolleret af JNIE Godkendt af HAGH NIRAS A/S Ceres Allé Aarhus C CVR-nr Tilsluttet FRI T: F: E: aarhus@niras.dk D: E: hagh@niras.dk

3 Forord Resumé Indledning Baggrund Koncept Undersøgelser Forkortelser Kildehenvisning Kapitler Forudsætninger Lovgivning Varmeforsyningsloven Projektbekendtgørelsen Tekniske anlæg Varmebehov Temperatursæt Varighedskurve Afgifter Overskudsvarmeafgift Elvarme afgiften Reference og Scenarier Naturgas kraftvarme - nuværende temperatursæt (Reference) Apple varme - nuværende temperatursæt og supplering fra naturgas kraftvarme (Scenarie 0) Apple varme - fremskrevet temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 1.A) Apple varme - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 2.D) Central luft/vand VP anlæg i Viborg - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 3.D) Central luft/vand VP anlæg i Viborg samt VP Apple - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 4.D) Central luft/vand VP anlæg i Viborg samt solvarme- og damvarme-anlæg - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 5.D) Investeringer Energi Viborg Kraftvarmes kraftvarmeværk Internt Apple

4 5.3 Grund Varmepumper Transmissionsledning Lodsejer- og afgrødeerstatning Pumpestationer Transmissionsnet Sektionering samt opgradering af distributionsnet og spidslastcentraler Sektionering Distributionsnet og spidslastcentraler Boligselskabers blokvarmecentraler Omlægning til direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes net Konklusion Forsyningssikkerhed Installationer hos forbrugerne Opvarmning Brugsvand Fjernvarmeveksler Værdi af energibesparelser Samlet investeringsbehov Driftsomkostninger Generelt Brændselsomkostninger Afgifter Drift og vedligehold variable omkostninger Drift og vedligehold faste omkostninger Nuværende anlæg El-indtægt Kapitalomkostninger Varmetab Transmissionsledningen Transmissions- og distributionsnet Boligselskaber Overlund distributionsnet Pumpedrift Organisering og styring Scenarier Værdikæde Organisation Anbefalinger

5 8 Selskabsøkonomi Varmeproduktionspris Samlede levetidsomkostninger Forbrugerperspektiv Komfort og sundhed Udfordringer ved balanceret fjernvarme og legionella Løsninger til at undgå legionella Erfaringer fra Bjerringbro Varmeværk Erfaringer fra Viborg Fjernvarme Tiltag Økonomi Følsomhedsanalyse på selskabs- og forbrugerøkonomi Samfundsøkonomi Forudsætninger Resultater CO2 udledning Samfundsøkonomisk følsomhedsanalyse Konklusion Design Placering af varmepumpeanlæg Temperatursæt Organisering og styring Økonomi Miljø Beslutningsprocesser Perspektivering Anbefaling Bilag Beregningsforudsætninger Varmepumper Investeringsomkostninger varmepumpeanlæg på overskudsvarme COP værdi ved flere placeringer Investeringsomkostninger ved luft/vand varmepumpeanlæg COP værdier ved luft/vand varmepumpeanlæg Scenarier Scenarie 1.B - 55/30 og VP ved Apple Scenarie 2.A - 60/30 og VP i Viborg og ved Apple Scenarie 2.B - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple

6 Scenarie 2.C - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 3.B - 55/30 og 2 trins VP ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 4.B - 55/30 og VP i Viborg Øvrige scenarie Scenarie 5.D Investeringsomkostninger Transmissionsledning MW anlæg MW anlæg Transmissionsnet EVK s forslag til nødvendige ændringer Termis-beregning Alternativ forslag til nødvendige ændringer Varmeproduktion Varmetab Temperatursæt Fremløbstemperatur Returtemperatur Følsomhedsanalyser Anlægsinvestering Energibesparelser El-pris Naturgas-pris Varmebehov Afskrivningsperiode Samlede VP effekt Temperatursæt Placering af anlæg og hensyn til overskudsvarme Eksempel på blokcentral Baggrund Scenarier Forudsætninger VF motivation for omlægning Resultater VF business case Oversigt over tiltag

7 FORORD Denne rapport er udarbejdet af NIRAS i samarbejde med Viborg Fjernvarme samt Plan- Energi som en opdatering af tilsvarende rapport fra foråret Opdateringen består i nye forudsætninger til brændselspriser, afgifter samt nye alternative løsningsmodeller/scenarier. Beregninger og valg af teknologier til de forskellige belyste scenarier udspringer af en varmepris, der under de nuværende anlæg, vil stige væsentlige efter bortfald af grundbeløbet med udgangen af Grundbeløbet har bestået i et årligt tilskud til driften af kraftvarmeværket. Desuden er de eksisterende anlæg baseret på naturgas med en høj brændselspris. Rapporten beskriver forudsætninger, belyste scenarier inklusiv nødvendige tiltag og valgte teknologier til opnåelse af en billig og miljømæssigt forsvarlig fjernvarmeproduktion og distribution som alternativ til det nuværende system, der er forældet og omkostningstungt. Hensigten er at synliggøre fordele og ulemper ved en mere effektiv udnyttelse af lokal vedvarende energi ved hjælp af varmepumper. Det er håbet, at rapporten kan skabe en debat mellem borgere, byplanlæggere og lokalpolitikere om mulighederne for en fremtidig prisbillig og miljømæssig forsvarlig fjernvarmeforsyning i Viborg- både i byplanmæssig sammenhæng, organisatorisk sammenhæng såvel som led i handlingsplaner for at begrænse CO2-udslippet. Der skal rettes en tak til Viborg Fjernvarme for inspiration, input og faktuelle data til rapporten samt til PlanEnergi for udredninger af kompetencer indenfor varmepumpeanlæg, herunder økonomi, drift og vedligehold samt virkningsgrader for sådanne anlæg. 1 RESUMÉ Dette er en undersøgelse af om og hvordan en stor mængde ny vedvarende energi kan udnyttes til fordel for fjernvarmeforbrugerne i Viborg samt hvilket alternativ der er billigst. Dette omfatter en generel omstilling fra fossile brændsler - herunder naturgas - til vedvarende energikilder - herunder hensyn til udnyttelse af bynært overskudsvarme. Undersøgelsen er baseret på 4. generations fjernvarme, hvor der blandt andet er potentielle besparelser ved at reducere temperaturerne i fjernvarmenettet til balanceret fjernvarme samt ved at udnytte overskudsvarme fra virksomheder ved hjælp af store eldrevne varmepumper. Herved opnås desuden hensyn til forsyning af lavenergi bygninger samt det generelt reducerede energibehov. 5

8 Der indgår en række forudsætninger i rapporten. Herunder hensyn til lovgivning, afgifter, tekniske anlæg samt temperatursæt, varmetab, effektbehov, varmebehov og disses variationen hen over året. Der er opstillet en reference situation baseret på den nuværende naturgas kraftvarmeproduktion og med naturgas spidslastcentraler, samt alternativer med varmepumpeanlæg for udnyttelse af overskudsvarmen fra Apple samt andre alternativer. Alternativerne er opdelt i en række forskellige scenarier med placering af varmepumpeanlæg henholdsvis kun ved Apple, kun i Viborg samt kombinationer heraf. For hver af ovenstående situationer er beskrevet de nødvendige investeringer for at kunne køre med varmepumpeanlæggene med forskellige effekter, forskellige placeringer af varmepumpeanlæg og ved forskellige temperatursæt i fjernvarmenettet. Herunder hensyn til installationerne hos forbrugerne. Der er regnet på selskabs- og brugerøkonomiske konsekvenser og følsomhedsanalyse ved ændringer af og hensyn til forskellige driftsøkonomiske forudsætninger samt forskellige tidspunkter for fuld last fra et eventuelt varmepumpeanlæg placeret ved Apple. Der er desuden regnet på de samfundsøkonomiske konsekvenser samt potentielle CO 2 - besparelser. Konklusionen er, at den drifts- og samfundsøkonomiske mest fordelagtige løsning er balanceret fjernvarme med bynære varmepumpeanlæg. Desuden er det mest økonomisk fordelagtigt at anvende udeluft som energikilde fremfor overskudsvarme fra Apple, såfremt fuldlast (55 MW) fra Apple først vurderes at kunne opnås efter Ovenstående omfatter følgende scenarie: På kort sigt et temperatursæt i fjernvarmenettet på 60/35 C med begrænset yderligere behov for hævning af temperaturen med naturgas i andet end spidslastsituationer. På længere sigt et temperatursæt på 55/30 C med hævning af fremløbstemperaturen vha. dels lokalt placerede varmepumper og dels naturgas i udvalgte zoner. Der placeres et større luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg med en begrænset hævning på 26 grader af det bynære transmissionsnets temperatur til 50 C og derved minimalt varmetab i transmissionsnettet. Der placeres desuden varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne i Viborg for yderligere hævning af fremløbstemperaturen til 55/60 C for minimalt varmetab i distributionsnettet. Med varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne vil muligheden for lokal udnyttelse af alternative energikilder blive fremmet ligesom supplering af temperaturen ved udnyttelse af overskudsvarmekilder inde i byen vil blive muliggjort. Herunder mulig 6

9 udnyttelse af røggastemperaturen ved spidslastcentralerne når der lokalt køres med naturgaskedlerne samt udeluftskilde. Der foretages en zoneopdeling af nettet i blå zoner for bymidten og ved Houlkær med et temperatursæt i fjernvarmenettet med 60/35 C på sigt og grønne zoner med 55/30 C på sigt. De lokale varmepumpe-anlæg på spidslastcentralerne i Viborg er placeret så tæt på forbrugerne i de blå zoner som muligt for at minimere varmetabet i distributionsnettet og for at hæve temperaturen til det absolutte nødvendige. Udskiftning af varmevekslere hos de forbrugere i de optimerede forsyningsområder med en fremløbstemperatur under 60 C, som i dag har ringeste energiudnyttelse og højeste returtemperatur. Etablering af lokale mini varmepumpeanlæg eller anlæg til kemisk behandling af det varme brugsvand ved de større forbrugere i de optimerede forsyningsområder med en fremløbstemperatur under 60 C, der er den billigste løsning til sikring mod bakterievækst (legionella). Løsningen inkluderer en mindre ombygning af spidslastcentralerne, mindre opgradering af transmissionsnettet, omlægning af forsyning til blokcentralerne fra tidligere forsyning fra Energi Viborgs transmissionsnet til direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes distributionsnet, samt fortsættelse af den igangværende udskiftning/opgradering af brugernes installationer og Projekt Virkningsgrad, som omfatter planlagt, løbende forbedring af isolering af rørstrækninger samt udskiftning af komponenter i Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Desuden en organisatorisk sammenlægning af produktionsenhederne og distributionsnettet for optimering af driften samt hensyn til nedlægning af den nuværende centrale naturgas kraftvarmeværk i Viborg. Den gennemsnitlige produktionspris over 25 år ved 55 MW fra varmepumper med opstart i 2020, uden større potentielle overskudsvarme i Viborg og uden permanent reduceret elvarmeafgift efter 2021 bliver som følgende: - Kun VP anlæg ved Apple 266 kr./mwh. - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg 286 kr./mwh. - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg 240 kr./mwh Til sammenligning er scenarie 0 på 300 kr./mwh. Den totale produktionspris (TCO) over 25 år bliver som følgende: - Kun VP anlæg ved Apple 1,92 mia. kr. - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg 2,02 mia. kr. 7

10 - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg 1,69 mia. kr. Til sammenligning er scenarie 0 på 2,25 mia. kr. Den gennemsnitlige forbrugerpris over 25 år inklusiv moms for et standard hus bliver som følgende: - Kun VP anlæg ved Apple kr./år - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg kr./år - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg kr./år Til sammenligning er scenarie 0 på kr./år. Desuden bliver besparelsen for et standard hus, med et forbrug på 18,1 MWh/år jævnfør Energistyrelsen, i forhold til Viborg Fjernvarmes takstblad for 2017 på følgende: - Kun VP anlæg ved Apple kr./år - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg kr./år - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg kr./år Til sammenligning er scenarie 0 på kr./år. Det samfundsøkonomiske overskud i forhold til referencen bliver følgende: - Kun VP anlæg ved Apple 3,1 mia. kr. - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg 2,9 mia. kr. - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg 3,1 mia. kr. Til sammenligning er scenarie 0 på 2,8 mia. kr. Den samfundsøkonomiske CO 2 -besparelse i forhold til referencen bliver følgende: - Kun VP anlæg ved Apple 1,11 mio. tons CO2 svarende til en reduktion på 94% - Luft-til-vand VP anlæg i Viborg samt multi VP anlæg i Viborg 1,12 mio. tons CO2 svarende til en reduktion på 97% - VP anlæg ved Apple samt multi VP anlæg i Viborg 1,12 mio. tons CO2 svarende til en reduktion på 97% Til sammenligning er scenarie 0 på 1,0 mio. tons CO2. Men i tilfældet med en eller flere af følgende usikkerheder: - Overskudsvarmeafgift - 25 års bindende aftale med Apple indgås først i Maksimal effekt fra et eventuelt Apple VP anlæg opnås i 2022 eller senere - Permanent nedsat elvarmeafgift fra Bortfald af energibesparelses tilskudsordningen i Mindre varmebehov på grund af udnyttet overskudsvarme i Viborg, Så bliver løsningen med central luftkølet varmepumpeanlæg i Viborg og helt uden overskudsvarme fra Apple den driftsøkonomiske og samfundsøkonomiske bedste løsning. 8

11 2 INDLEDNING 2.1 Baggrund Apple s nye datacenter ved Foulum (Apple) har et stort kølebehov. Anlægget er omgærdet af klausuler om fortrolighed, men som Viborg Fjernvarme har forstået det gennem pressen, forventes kølebehovet hovedsagelig dækket ved hjælp af luftkøling, hvortil der vil kunne knyttes et internt, vandbåret akkumuleringsnet. Som Energi Viborg Kraftvarme tidligere har tilkendegivet i pressen, vil der være en stor mængde overskudsvarme fra Apple i form af 30 C varmt kølevand, som ønskes bedst muligt udnyttet til fordel for Viborg s fjernvarmeforbrugere med skyldigt hensyn til den igangværende udvikling og udbygning af fjernvarmenettet i Viborg. Desuden forventes der på sigt muligvis overskudsvarme fra det lokale jævnstrømsanlæg (DC Tjele) svarende til 2 MW som er til rådighed ved 42 C. 2.2 Koncept Konceptet for energiudnyttelsen er en løsning med store eldrevne varmepumper (VP), der med en høj effektivitet kan løfte temperaturen i det vekslede kølevand fra Apple til det nødvendige niveau i en ca. 10 km fjernvarme transmissionsledning fra Apple til slutbrugere i Viborg. Denne løsning er blandt andet inspireret af den igangværende overgang til 4. generations fjernvarme, som eksempelvis er beskrevet af 4DH. 4DH er et internationalt forskningscenter, der er støttet af Det Strategiske Forskningsråd. Centrets formål er at understøtte udviklingen af 4. generations fjernvarmeteknologier og -systemer 4GDH. Viborg Fjernvarme har været aktiv deltager i 4DH siden 2014 og har bidraget med viden og erfaringer fra anlæg i Viborg. Udviklingen til 4GDH er fundamental både for Danmarks målsætning om et fossilfrit energisystem i 2050 og for de europæiske 2020-mål, hvor fjernvarmesektoren har et betydeligt potentiale for grøn vækst. Med en fjernvarmeandel på over 50% og en stor eksport af fjernvarmeteknologi er Danmark foregangsland inden for anvendelse af fjernvarme. Det er med baggrund i dette forspring, at 4DH-centret udvikler sin viden og designer fremtidens fjernvarmeløsninger, herunder komponentudvikling, ressourceplanlægningsredskaber baseret på Geografisk Informations System (GIS) og planlægningsredskaber til integration med el-systemet. Forskningscentret hviler på tre ben: 9

12 Fjernvarmenet og komponenter Fjernvarmeproduktion og systemintegration Fjernvarmeplanlægning og -implementering Det er de samme tre områder, som vil blive belyst i denne rapport. 4DH-centret udvikler redskaber, løsninger og teknologier i tæt samarbejde med en international referencegruppe der består af interessenter fra industrien, fjernvarmesektoren og forskningsmiljøet, som beskæftiger sig med den praktiske anvendelse af netop fjernvarmeværker og varmeplanlæggere, så som Viborg Fjernvarme. Herunder 4DH s oversigt over udviklingen og potentialet i fjernvarmesystemet. Figur 2.1 Oversigt over 1., 2., 3. og 4. generations fjernvarme (kilde: 4DH). Her skal især nævnes potentialer så som lavere temperaturniveau, mindre varmetab, lavere energibehov, optimal integration mellem energikilder, distribution og forbrug, højere energieffektivitet og brændselsfleksibilitet. Herunder fordelene og potentialerne ved at sende fjernvarmevand med lavere temperaturer rundt i transmissions- og distributionsnettet for derefter at hæve temperaturen så tæt på forbrugerne som muligt. Alt sammen uden at ændre på den høje komfort, som forbrugerne oplever i dag. 10

13 Overgangen til fjerde generation fjernvarme er allerede godt i gang og i denne rapport vil der blandt andet blive fokuseret på de lokale forhold og muligheder i Viborg for udnyttelse af industriel overskudsvarme, store varmepumper og fremme af lavenergi bygninger samt et generelt reduceret energibehov. Med andre ord inkluderer overgangen til fjerde generations fjernvarme et skifte fra det tidligere produktionsmæssige, afgifts- og brændsels-fokuserede fjernvarmesystem til et forbrugs- og behovsstyret fjernvarmesystem. Tilsvarende vil der i denne rapport blive fokuseret på de nødvendige investeringer på forbrugs-, behovs- og produktionssiden, det vil sige hele den samlede forsyningskæde. 2.3 Undersøgelser Der er benyttet en række forudsætninger inklusiv hensyn til lovgivning, afgifter, tekniske anlæg samt temperatursæt, varmetab, effektbehov, varmebehov og disses variationen hen over året. Størsteparten af forudsætningerne er fra beregningsforudsætningerne vist i bilag 13.1 fra april Dog opdateret af relevante parametre til situationen i Øvrige forudsætninger er beskrevet igennem rapporten. Der er opstillet en reference situation baseret på den nuværende naturgas kraftvarmeproduktion og med naturgas spidslastcentraler, samt alternativer med varmepumpeanlæg for udnyttelse af overskudsvarmen fra Apple. Alternativet er opdelt i en række forskellige scenarier med placering af varmepumpeanlæg henholdsvis kun ved Apple, kun i Viborg samt en kombination heraf. Der er samtidigt opstillet alternative scenarier med varmekilder som sol og udeluft. Der er udvalgt 8 situationer som repræsentative for ovenstående variation og kombination. Øvrige scenarier er vist i bilag. Referencen med naturgas og et temperatursæt som nuværende. Scenarie 0 med et varmepumpeanlæg ved Apple og et temperatursæt som nuværende. Scenarie 1.A med et varmepumpeanlæg ved Apple og et fremskrevet temperatursæt. Scenarie 2.D med varmepumpeanlæg placeret dels ved Apple og dels ved spidslastcentralerne i Viborg og et balanceret temperatursæt. Scenarie 3.A som scenarie 1.A men med et luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg i stedet for varmepumpeanlæg ved Apple. Scenarie 3.D som scenarie 2.D men med et luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg i stedet for varmepumpeanlæg ved Apple. 11

14 Scenarie 4.D som scenarie 2.D, men kun med halv størrelse varmepumpeanlæg ved Apple samt halv størrelse luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg. Scenarie 5.D som scenarie 2.D, men med solvarmeanlæg og damvarmelager i stedet for varmepumpeanlæg ved Apple. Hvor referencen er valgt for sammenligning med den nuværende situation, scenarie 0 er valgt som en varmepumpeløsning med uændret temperatursæt og de øvrige fordi de giver de laveste produktionspriser af de forskellige scenarier. Øvrige scenarier er vist i bilag For hver af ovenstående er inkluderet nødvendige investeringer for at kunne køre med varmepumpeanlæggene med forskellige effekter, forskellige placeringer af varmepumpeanlæg og ved forskellige temperatursæt i fjernvarmenettet. Herunder hensyn til installationerne hos forbrugerne. Der er regnet på selskabs- og brugerøkonomiske konsekvenser. Herunder følsomhedsanalyse ved ændringer af og hensyn til forskellige driftsøkonomiske forudsætninger. Der er regnet på de samfundsøkonomiske konsekvenser og herunder potentielle CO2 besparelser. En af forudsætningerne til de samfundsøkonomiske beregninger er Energistyrelsens el-pris prognose, hvis årlige variation og faktiske priser er vist herunder. Historisk el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser Benyttet til driftsøkonomiske beregninger Faktiske kr./mwh Figur 2.2 Historiske el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser. Benyttet elpris til de driftsøkonomiske beregninger jævnfør afsnit 6.2. Faktiske el-pris for 2018 er gennemsnittet for januar-maj måned alene. 12

15 Som det ses er der store årlige variationer dels i prognoser og dels i de faktiske priser som sammen med de driftsøkonomiske følsomhedsanalyser er kommenteret til sidst i rapporten. Undersøgelsen slutter af med en anbefaling til det videre forløb. 2.4 Forkortelser Herunder benyttede forkortelser: 4DH 4GDH Apple CC COP DC Tjele DCW Dt EVK GIS OVA Projekt Virkningsgrad TCO Termis VF Internationalt forskningscenter, støttet af Det Strategiske Forskningsråd. (DH = District Heating) Fjerde generations fjernvarmeteknologier og -systemer. Svarer til Apples nye datacenter ved Foulum. Energi Viborg Kraftvarmes eksisterende Naturgas Kraftvarmeanlæg der er af typen Combined Cycle (CC) damp-anlæg. Coefficient of Performance. Udtryk for en varmepumpes eller en kombination af varmepumpers system-virkningsgrad. For eldrevne varmepumper angiver COP-værdien hvor meget energi (varme), der kan produceres ved en given mængde tilført energi (el). Lokalt jævnstrømsanlæg placeret ved Apple. Danish Clear Water koncept for vandbehandling til fjernelse af legionella. Forskel imellem fremløbstemperatur og returtemperatur (difference i temperatur). Energi Viborg Kraftvarme. Geografisk Informations System. Overskudsvarmeafgift. Omfatter planlagt, løbende forbedring af isolering af rørstrækninger samt udskiftning af komponenter i Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Total Cost of Ownership (samlede levetidsøkonomi). Program til beregning af tryk og temperaturforhold i et fjernvarme ledningsnet. Termis kan blandt andet trække data fra forbrugerdatabase. Viborg Fjernvarme. 13

16 VP Varmepumpe svarende til de elektriske varmepumpe-anlæg, der forventes etableret ved Apple og/eller nær ved/i Viborg. 2.5 Kildehenvisning Generelt er kildehenvisning angivet med kursiv skrift. Desuden er der henvist til erfaringstal, hvilket referer til NIRAS interne erfaringstal. 2.6 Kapitler Rapporten er opdelt i følgende kapitler: Kapitel 1 med et kort resumé af rapportens konklusioner, Kapitel 2 beskriver opbygningen af rapporten, Kapitel 3 med rapportens forudsætninger, Kapitel 4 med beskrivelse af referencen og de forskellige scenarier, Kapitel 5 med investeringer, Kapitel 6 med beskrivelse af de driftsmæssige forhold, Kapitel 7 med organisation og styring, Kapitel 8 med selskabsøkonomi, Kapitel 9 med forbrugerperspektiv, Kapitel 10 indeholder følsomhedsanalyse på udvalgte parametre, Kapitel 11 med beskrivelse af de samfundsøkonomiske forhold, Kapitel 12 er konklusion og anbefaling mens Kapitel 13 indeholder bilag. 3 FORUDSÆTNINGER 3.1 Lovgivning Varmeforsyningsloven Varmeforsyningslovens formål er, at fremme den mest samfundsøkonomiske, herunder miljøvenlige, anvendelse af energi til bygningers opvarmning og forsyning med varmt vand og inden for disse rammer at formindske energiforsyningens afhængighed af fossile brændsler. For at opfylde lovens formål skal kommunerne lave plan for varmeforsyningen i kommunen. Dette skal ske i samarbejde med forsyningsselskaberne i den pågældende kommune. Kommunalbestyrelserne skal foretage en lokal planlægning for varmeforsyningen i kommunen. Varmeplanen skal herefter bruges ved godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Varmeplanen skal udarbejdes i samarbejde med de lokale forsyningsselskaber og andre berørte parter. Kommunen kan selv bestemme varmeplanens indhold og form. Den kan være en del af kommuneplanen, eller kommunen kan vælge at føre en mere aktiv kommunal varmeplanlægning, f.eks. ved at vedtage en strategisk energiplan for kommunen. Kommunalbestyrelsen skal som varmeplanmyndighed behandle ansøgninger om projektgodkendelse. For kommunerne og deres bestyrelser betyder dette, at de godkender projekter for etablering af nye kollektive varmeforsyningsanlæg eller større ændringer i eksisterende kollektive varmeforsyningsanlæg, hvilket vil være tilfældet for de projekter, som er beskrevet i denne rapport. 14

17 Desuden skal kommunalbestyrelsen sikre, at der udarbejdes projekter for de kollektive forsyningsanlæg i kommunen, som belyser mulighederne for at et anlæg forsyner et bestemt område med opvarmning, at anlægget er indrettet, så det har den mest økonomiske anvendelse af energi samt at anlægget samkøres med andre anlæg Projektbekendtgørelsen For at en kommunalbestyrelse kan godkende et projektforslag, skal ansøgeren, f.eks. et fjernvarmeselskab, indsende en skriftlig ansøgning, hvor der i henhold til projektbekendtgørelsen blandt andet skal oplyses følgende: Fastlæggelse af varmebehov, fastlæggelse af hvilke tekniske anlæg, herunder ledningsnet, der påtænkes etableret (etableringsomkostninger), samt anlæggets kapacitet, forsyningssikkerhed og andre driftsforhold. Energi- og miljømæssige vurderinger samt samfunds- og selskabsøkonomiske vurderinger. Samfundsøkonomisk analyse af relevante scenarier. Økonomiske konsekvenser for forbrugerne (varmepris). Disse forhold vil blive beskrevet i de følgende afsnit. Endvidere henvises specielt til kapitel 8 vedrørende selskabsøkonomi, kapitel 9 vedrørende forbrugerøkonomi og kapitel 11 vedrørende samfundsøkonomi. Desuden er formålet med denne rapport at belyse hvilke scenarier, der kunne være relevante at analysere nærmere i et senere projektforslag. 3.2 Tekniske anlæg De tekniske anlæg i og omkring Viborg, som vil blive berørt i denne rapport, er følgende: Installationer hos forbrugerne (herunder opvarmning/radiatorer, brugsvand, fjernvarmevekslere, nødvendigt varmebehov samt generelle renoveringsplaner) og opdelt i mindre og større ejendomme. Viborg Fjernvarmes distributionsnet (herunder muligheden for zoneopdeling samt nødvendigt temperatursæt). Blokcentraler (herunder muligheden for direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes distributionsnet). Spidslastcentraler (herunder behovet for hævning af temperaturen til udvalgte zoner) med en varmevirkningsgrad i gennemsnit på 100% for naturgaskedler og med virkningsgrader for varmepumpeanlæg som angivet i afsnit

18 Energi Viborg Kraftvarmes (EVK) transmissionsnet (herunder eventuel behov for renovering). Energi Viborg Kraftvarme s eksisterende naturgasbaserede kraftvarmeanlæg (herunder hensyn til og/eller behov for levetidsforlængelse) med en elvirkningsgrad på 41,5% og en varmevirkningsgrad på 44% for tilsvarende naturgas Combined Cycle damp-anlæg. Transmissionsledning mellem Apple og Viborg (herunder pumpestationer samt nødvendigt temperatursæt) med en erfaringsmæssig virkningsgrad for pumpestationerne på 75%. Varmepumpeanlæg i Viborg og/eller ved Apple For virkningsgrader se afsnit 5.4. Solvarmeanlæg samt damvarmelager Luft til vand varmepumpeanlæg Til ovenstående er der generelt benyttet forudsætninger i henhold til Bilag 13.1 Beregningsforudsætninger, der efterfølgende refereres til som: Opdaterede beregningsforudsætninger, april I de tilfælde, hvor førnævnte enten ikke indeholder nødvendige forudsætninger, eller der er fundet behov for yderligere forklaringer, er disse beskrevet i de følgende afsnit. 3.3 Varmebehov Den nødvendige fremløbstemperatur afhænger af fjernvarmebehovet i nettet. Returtemperaturen er en følge af afkølingen i forbrugernes installationer. Tilsammen giver det temperatursættet Temperatursæt Som beskrevet af 4DH er der store driftsbesparelser ved at kunne sænke temperatursættet. Forskellige temperatursæt fra spidslastcentralerne er vist i nedenstående graf, baseret på Opdaterede beregningsforudsætninger, april

19 Grader, C Temperatursæt fra spidslastcentraler Frem. (EVK forudsætning) Retur. (EVK forudsætning) Frem. (VF fremskrevet) Retur. (VF fremskrevet) Frem. (VF balanceret) Retur. (VF balanceret) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 14% Spidslast Sommerlast Relativ belastning Figur 3.1 Temperatursæt i Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet Hvor: - Frem. og retur. (Energi Viborg Kraftvarmes forudsætning) med en fremløbstemperatur i spidslastsituationen på 80 C og en gennemsnitlig returtemperatur på 40 C. Til sammenligning ligger nuværende temperatursæt endnu højere med en fremløbstemperatur på op til 95 C - Frem. og retur (Viborg Fjernvarme fremskrevet) med en er fremløbstemperatur i spidslastsituationen på 78 C, men i store perioder på 60 grader samt en gennemsnitlig returtemperatur på 35 C, som forventes opnået indenfor få år efter planlagt og almindelig renovering af distributionsnet og installationer hos forbrugerne. - Frem. og retur (Viborg Fjernvarme balanceret) er den forventede fremløbstemperatur på 70 C i spidslast situationen, gennemsnitlig 55 C i store perioder samt en gennemsnitlig returtemperatur på 30 C. Dette temperatursæt forventes indenfor 8-10 år efter omlægning til balanceret fjernvarme. Fremløbs- og retur-temperaturen i Viborg Fjernvarmes distributionsnet er over de sidste 15 år reduceret, som vist på graferne herunder. 17

20 C 90 Fremløbstemperatur Budget jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Figur 3.2 Fremløbstemperatur i Viborg Fjernvarmes distributionsnet med faktiske tal for de enkelte år samt budget for 2018). Heraf ses det, at den nødvendige, månedlige gennemsnitlige fremløbstemperatur i spidslastsituationen (vinter) er faldet fra 85 C i 2002 til 70 C i Temperatursættet om sommeren er tilsvarende faldet fra 76 C i 2002 til 63 C i Indenfor få år efter planlagt og almindelig renovering af distributionsnet og installationer hos forbrugerne forventes temperatursættet yderligere sænket svarende til kurven for Budget Tilsvarende ændringer er konstateret for returtemperaturen, som fremgår af figuren herunder. C Returløbstemperatur Budget jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 18

21 Figur 3.3 Returtemperatur i Viborg Fjervarmes distributionsnet med faktiske tal for de enkelte år samt budget for Heraf ses det, at returtemperaturen i spidslastsituationen (vinter) er faldet fra 47 C i 2002 til 40 C i Returtemperaturen om sommeren er tilsvarende faldet fra 54 C i 2002 til 43 C i Returtemperaturen forventes yderligere reduceret svarende til kurven for Budget Af ovenstående fremgår, at temperatursættet i Viborg Fjernvarmes distributionsnet allerede er nået et stykke mod den blå kurve i figur 3.1. Det betyder samtidig, at der i dag reelt køres med et højere temperatursæt i Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, se kommentarer til figur 3.1, end der reelt er behov for i Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Det på trods af at Viborg Fjernvarme aftager ca. 90% af varmen fra Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet Varighedskurve Der er benyttet et totalt varmebehov, der varierer år for år, som beskrevet i: Opdaterede beregningsforudsætninger, april For 2020 svarer det til et totalt forventet varmebehov på ca MWh inklusiv varmetab i transmissionsledningen fra Apple, som vist i nedenstående varighedskurve. 100,0 Varighedskurve ,0 80,0 Spidslast (vinter) 70,0 60,0 MW 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Lavlast (sommer) Timer Figur 3.4 Varighedskurve

22 Varmeeffektbehovet er på ca. 100 MW i spidslast (vinter) og ca. 10 MW i lavlast (sommer). En varighedskurve viser det nødvendige effektbehov (MW) i fjernvarmenettet på forskellige tidspunkter (timer) hen over året (som i alt har 8760 timer) sorteret efter størrelse. Der er få timer om året (spidslast situationer om vinteren), hvor der vil være behov for op til 90 MW effekt i nettet. Tilsvarende er der en periode på knap timer (fra 6760 til 8760 timer), hvor der kun er behov for ned til 10 MW effekt i nettet. Herimellem varierer behovet som vist på grafen, der er en standard fordeling af varmebehovet i Danmark. Arealet under kurven er det samlede årlige varmebehov i megawatt timer (MWh). 3.4 Afgifter Forudsætningerne er beskrevet i: Opdaterede beregningsforudsætninger, april Desuden er afgifter opdateret til 2018-priser. Førnævnte tager imidlertid ikke hensyn til overskudsvarmeafgiften, som er kommenteret i følgende afsnit Overskudsvarmeafgift Hidtil har tanken været, at Apple stiller overskudsvarme vederlagsfrit til rådighed til fjernvarmenettet og med de nuværende afgiftsregler kun betaler en tidsbegrænset afgift på 33 procent af anlægsinvesteringerne. Det vil sige ingen provenu betyder ingen afgift. Dog med Apple investeringen som alternativ til provenu. Til sammenligning er overskudsvarmen I Rødkærsbro fra Arla helt fritaget fra overskudsvarmeafgift i henhold til bindende svar fra Skat. Der forventes at kunne opnå tilsvarende afgiftslempelse til et eventuelt varmepumpeanlæg ved Apple. Derfor er overskudsvarmeafgiften fra 2020 og frem sat til 0 (nul) kr. i denne rapport. I tilfældet af, at der vil være afgift på overskudsvarmen fra Apple (og DC Tjele) i 2020 og frem, vil det skulle tillægges samtlige scenarier baseret på overskudsvarme. Der er som led i et nyt energiforlig drøftelser om at indføre en mindre fast afgift på overskudsvarme Elvarme afgiften Regeringen har sammen med Socialdemokratiet, Dansk Folkeparti, de Radikale og SF i starten af 2018 indgået en aftale om at fremrykke planlagte lempelser på elvarmeafgiften fra januar 2019 til at gælde fra 1. maj Det betyder, at elvarmeafgiften, som i dag er på 40 øre pr. kwh, nedsættes med 15 øre fra 1. maj 2018 og med yderligere 5 øre i 2020 til 20 øre pr. kwh med det formål at få 20

23 mere el ind i opvarmningen og dermed kunne reducere anvendelsen af fossile brændsler. Herunder er profilen for den godkendte elvarmeafgift. Den stiplede linje viser, hvor der pt. forhandles om en permanent afgiftsnedsættelse på 25 øre/kwh efter

24 4 REFERENCE OG SCENARIER Der er opstillet en reference svarende til den nuværende naturgasbaserede kraftvarme produktion samt et alternativ med varmepumpeanlæg til udnyttelse af overskudsvarmen fra Apple samt luft-til-vand og sol. Sidstnævnte er opdelt i en række scenarier hvortil der er vurderet og beregnet på situationen, hvor 45 hhv. 55 MW overskudsvarme trækkes fra Apple og ind til Viborg ved forskellige temperatursæt i fjernvarmenettet og med varmepumpe-anlæg placeret ved hhv. Apple, i nærheden af byen eller en kombination heraf. Generelt for alternativet med varmepumpeanlæg og samtlige scenarier herunder gælder, at anlæg og ændringer hertil forventes etableret i 2020 med startomkostninger i 2020 og herefter løbende i 25 år svarende til anlæggenes levetid. Herunder er vist de forskellige variationer, der er beregnet. Variationer Reference Sc. 0 Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Naturgas Kraftvarme indtil Uændret Naturgas Kedler Uændret Uændret Uændret Uændret Uændret Uændret Uændret Uændret VP anlæg ved Apple Solvarmeanlæg og damvarmelager etableret + VP anlæg i Viborg (spidslastcentraler) etableret Central luft/vand VP anlæg i Viborg etableret Temperatursæt 80/40 X X Temperatursæt 60/30 X X Temperatursæt 55/30 X X X X Figur 4.1 Variationer til reference og scenarier. Årstal angiver 1. produktionsår samt 1. år for renter og afdrag på etableringsomkostningerne. På grund af den igangværende og endnu uafsluttede forhandling om aftaler med Apple er det dog yderst urealistisk at udnytte overskudsvarme fra Apple i 2020 ligesom arbejdet skal i gang såfremt de øvrige scenarier skal kunne levere varme i Hensynet hertil vil blive belyst senere. Fremløbstemperaturen hæves i de enkelte scenarier som vist på nedenstående princip. 22

25 Grader Princip fremløbstemperatur Ref. Ngas Sc. 0 VP Apple Sc. 1.A VP Apple Ngas Boost Sc. 2.D Multi VP VP og Ngas Boost Km Figur 4.2 Princip for hævning af fremløbstemperaturen. Hvor princippet for Sc. 2.D efter Industrivej er det samme for Sc. 3.D, dog således at vand-til-luft varmepumperne etableres nær akkumuleringstanken på Industrivej. Hvor: I referencen med naturgas er der hverken varmepumpeanlæg eller transmissionsledning fra Apple og derfor først et temperatursæt fra Industrivej. I scenarie 0 og 1.A vil størstedelen af temperaturløftet foregå med varmepumpeanlægget ved Apple og efterfølgende temperaturløft foregår med naturgaskedlerne på spidslastcentralerne. I scenarie 2.D vil der kun være et mindre temperaturløft med varmepumpeanlægget ved Apple og efterfølgende temperaturløft foregår vha. naturgaskedler og lokale varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg. I scenarie 3.D vil der tilsvarende kun være et mindre temperaturløft fra placeringen af luft-til-vand varmepumpeanlæg centralt i Viborg og efterfølgende temperaturløft foregår vha. naturgaskedler og lokale varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg. I scenarie 4.D sker der et delvist temperaturløft ved Apple svarende til ½ størrelse af anlægget i scenarie 2.D samt et temperaturløft i Viborg svarende til ½ størrelse af anlægget i scenarie 3.D. 23

26 I scenarie 5.D sker temperaturløftet ved solvarmeanlægget med en kapacitet svarende til 55 MW, men med en fordeling af årsproduktionen afhængig af solen/årstiden samt kapaciteten i damvarmelageret. I det følgende er referencen og de udvalgte scenarier beskrevet. For yderligere beskrivelse samt flere scenarier henvises til bilag Naturgas kraftvarme - nuværende temperatursæt (Reference) Referencen er business as usual, det vil sige fortsat drift og produktion fra Energi Viborg Kraftvarmes eksisterende naturgasbaseret kraftvarmeanlæg samt eksisterende naturgasbaserede spidslastcentraler. Det er desuden baseret på det nuværende temperatursæt i Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, hvor fremløbstemperaturen fra centralerne i korte spidslastsituationer i dag kan være op til 95 C, men som vist i figur 3.1 fremover forventes at vil ligge på 80 C - i det efterfølgende kaldet 80/40 C. 4.2 Apple varme - nuværende temperatursæt og supplering fra naturgas kraftvarme (Scenarie 0) Som alternativ til referencen er der opstillet et scenarie 0 med samme temperatursæt som i referencen samt med et varmepumpeanlæg placeret ved Apple, og hvor Energi Viborg Kraftvarmes eksisterende naturgasbaserede kraftvarmeanlæg og naturgasbaserede spidslastcentraler benyttes til at hæve fremløbstemperaturen til transmissionsnettet. Herunder er scenariet skitseret. Figur 4.3 Scenarie 0 ved 55 MW fra Apple 24

27 Hvor: Varmepumpeanlægget placeret ved Apple og med et temperatursæt i transmissionsledningen på 65/40 C. Temperatursættet hæves yderligere til det nuværende nødvendige temperatursæt i transmissionsnettet vha. Energi Viborg Kraftvarmes eksisterende naturgasbaserede kraftvarmeværk i Viborg. Der forventes ikke andre ændringer af hverken installationerne hos forbrugerne, distributionsnettet, transmissionsnettet eller spidslastcentralerne, der alle forventes drevet som nuværende. Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple Varighedskurve - Scenarie 0 (55 MW) Naturgas kedler Naturgas Kraftvarme CC-anlæg VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW Timer Figur 4.4 Varighedskurve for Scenarie 0 ved 55 MW fra Apple Hvor: Energi Viborg Kraftvarmes naturgasbaserede kedelcentraler bidrager til spidslasten de få timer af året hvor det er nødvendigt. 25

28 Energi Viborg Kraftvarmes CC-anlæg bidrager til mellemlasten i den del af året hvor der er behov. Herunder nødvendigt hævning af temperaturen fra 65 C i transmissionsledningen fra Apple til de nødvendige op til 80 C i Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet i Viborg. Varmepumpeanlægget ved Apple bidrager til grundlasten over hele året med hævning af temperaturen ved Apple fra 30 C til de 65 C i transmissionsledningen. Grundlasten er inddelt i 4 perioder med henblik på den videre beregning. Dette gøres for at tage hensyn til varmepumpeeffekten til eksempelvis beregning af varmetab og nødvendig pumpekapacitet ved henholdsvis: Periode timer, hvor varmepumpeanlægget kører på maksimum 55,0 MW, Periode timer, hvor varmepumpeanlægget kører på gennemsnitligt 43,5 MW, Periode timer, hvor varmepumpeanlægget kører på gennemsnitligt 23,1 MW og Periode timers sommerlast, hvor varmepumpeanlægget kører på 11,1 MW. Som det fremgår af figuren kører varmepumpeanlægget kun maksimale effekt på 55 MW i 720 timer (periode 1). I følsomhedsanalysen i kapitel 10 er indregnet hensynet til drift ved maksimale effekt samt til ændret effekt fra Apple. 4.3 Apple varme - fremskrevet temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 1.A) Scenarie 1.A er inklusiv varmepumpe med hævning af temperaturen fra 30 C til 60 C placeret ved Apple. Transmissionsledningen dimensioneres efter et temperatursæt på 60/30 C. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler og begrænset sektionering samt tilsvarende begrænset opdatering af blokcentraler samt ændring af forbrugerinstallationerne for at opnå returtemperaturen på 30 grader. 26

29 Figur 4.5 Scenarie 1.A ved 55 MW fra Apple Hvor: Varmepumpe er placeret ved Apple og giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 60/30 C Der er forventet et temperatursæt i nettet som fremskrevet. Der er derfor kun begrænset behov for yderligere hævning af temperaturen. Der forventes en begrænset ændring af installationerne hos forbrugerne, en begrænset zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple. 27

30 Varighedskurve - Scenarie 1.A (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW Timer Figur 4.6 Varighedskurve for scenarie 1.A ved 55 MW fra Apple Hvor: Energi Viborg Kraftvarmes naturgas-centraler bidrager til spidslasten de timer af året, hvor det er nødvendigt. Varmepumpeanlægget ved Apple bidrager til både mellem- og grundlasten over hele året. Heri indgår hævning af temperaturen ved Apple fra 30 C til 60 C i transmissionsledningen. Grundlasten er, som i referencen, inddelt i fire perioder med henblik på den videre beregning. Dette gøres for at tage hensyn til varmpumpeeffekten ved eksempelvis beregning af varmetab og nødvendig pumpekapacitet i de forskellige perioder. Blokvarmecentralerne nedlægges og der etableres direkte opkobling på distributionsnettet, da det ellers ikke er muligt at nøjes med de 60 grader. Som det ses, kører varmpumpeanlægget med maksimal effekt på 55 MW i 1700 timer, hvilket er væsentlig mere end i scenarie 0. 28

31 4.4 Apple varme - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 2.D) Scenarie 2.D er inklusiv varmepumpeanlæg med hævning af temperaturen fra 30 C til 50 C placeret ved Apple. Desuden varmepumpeanlæg med hævning fra 50 C og til den nødvendige fremløbstemperatur placereret på spidslastcentraler i Viborg. Transmissionsledningen fra Apple til Viborg dimensioneres efter et temperatursæt på 50/26. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler, sektionering samt opdatering af blokcentraler og installationer hos forbrugerne. VP2a VP2b VP2c VP2d Figur 4.7 Principskitse for scenarie 2.D i tilfældet med 30 graders overskudsvarme fra Apple og som køles til 20 grader. Hvor opbygningen er som til scenarie 1A dog med følgende ændringer: Varmepumpeanlægget ved Apple (VP1) giver et temperatursæt i transmissionsledningen samt i transmissionsnettet på 50/26 C. Varmepumpeanlæggene ved spidslastcentralerne i Viborg (VP2) hæver fremløbstemperaturen yderligere til det nødvendige ved at køle på returen på bynettet. 29

32 Der forventes en ændring af brugerinstallationerne, en zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. For yderligere detaljer til principskitsen henvises til bilag Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple Varighedskurve - Scenarie 2.D (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW Timer Figur 4.8 Varighedskurve for Scenarie 2.D ved 55 MW fra Apple. Varighedskurven er stort set den samme som for scenarie 1.A, men er reduceret grundet mindre ledningstab. Ved 2.D foregår hævning af fremløbstemperaturen til zonerne med øget behov vha. lokale varmepumpeanlæg i stedet for naturgas kedler ved spidslastcentralerne i Viborg. 4.5 Central luft/vand VP anlæg i Viborg - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 3.D) Scenarie 3.D er inklusiv varmepumpeanlæg med hævning af udeluft til 50 C placeret centralt i Viborg. Desuden varmepumpeanlæg med hævning fra 50 C og til den nødvendige fremløbstemperatur placereret på spidslastcentraler i Viborg. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler, sektionering samt opdatering af blokcentraler og installationer hos forbrugerne. 30

33 VP2a VP2b Udeluft VP2c VP2d Figur 4-9 Principskitse for scenarie 3.D. Gennemsnitlige COP 3,85. Hvor: Luft/vand varmepumpeanlægget centralt i Viborg (VP1) giver et temperatursæt i transmissionsnettet på 50/26 C. Varmepumpeanlæggene ved spidslastcentralerne i Viborg (VP2) hæver fremløbstemperaturen yderligere til det nødvendige. Der forventes en ændring af brugerinstallationerne, en zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra centralt luft/vand varmepumpeanlæg. 31

34 Varighedskurve - Scenarie 3.D (55 MW) Naturgas kedler VP Luft/vand AppleVP i Viborg 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW COP 3,35 COP 3,85 COP 4,55 COP 4, Timer Figur 4-10 Varighedskurve for Scenarie 3.D ved 55 MW fra centralt luft-til-vand varmepumpeanlæg i Viborg. Inklusiv angivne COP værdier efter hensyn til den gennemsnitlige udetemperatur i de angivne perioder. Varighedskurven er stort set den samme som for scenarie 2.D. 4.6 Central luft/vand VP anlæg i Viborg samt VP Apple - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 4.D) Scenarie 4.D er inklusiv varmepumpeanlæg med hævning af temperaturen fra 30 C til 50 C placeret centralt i Viborg samt VP anlæg ved Apple med tilsvarende hævning. Desuden varmepumpeanlæg med hævning fra 50 C og til den nødvendige fremløbstemperatur placereret på spidslastcentraler i Viborg. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler, sektionering samt opdatering af blokcentraler og installationer hos forbrugerne. 32

35 VP2a VP2b VP1 26,5 MW VP0 26,5 MW 20 VP2c Udeluft VP2d Figur 4-9 Principskitse for scenarie 4.D Hvor: Varmempumpeanlægget ved Apple (VP0) som i scenarie 2.D, blot mindre. Luft/vand varmepumpeanlægget centralt i Viborg (VP1) giver et temperatursæt i transmissionsnettet på 50/26 C. Varmepumpeanlæggene ved spidslastcentralerne i Viborg (VP2) hæver fremløbstemperaturen yderligere til det nødvendige. Der forventes en ændring af brugerinstallationerne, en zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra centralt luft/vand varmepumpeanlæg. 33

36 Varighedskurve - Scenarie 4.D (55 MW) Naturgas kedler VP anlæg Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW Luft/vand VP anlæg i Viborg VP Apple Timer Figur 4-10 Varighedskurve for Scenarie 4.D ved 55 MW fra dels VP anlæg ved Apple og dels centralt luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg. Varighedskurven er stort set den samme som for scenarie 2.D. 4.7 Central luft/vand VP anlæg i Viborg samt solvarme- og damvarme-anlæg - balanceret temperatursæt og supplering fra naturgas kedler (Scenarie 5.D) Scenarie 5.D er inklusiv varmepumpeanlæg med hævning af temperaturen fra 30 C til 50 C placeret centralt i Viborg samt solvarme og damvarmelager med tilsvarende hævning. Desuden varmepumpeanlæg med hævning fra 50 C og til den nødvendige fremløbstemperatur placereret på spidslastcentraler i Viborg. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler, sektionering samt opdatering af blokcentraler og installationer hos forbrugerne. 34

37 MWh Damvarmelager Direkte prod. Varmebehov Jan Feb Mar Apr Maj Juni Juli Aug Sep Okt Nov Dec Figur 4-9 Principskitse for scenarie 5.D Hvor: Solvarmeanlægget med damvarmelageret leverer ca. 45% af varmebehovet. Luft/vand varmepumpeanlægget centralt i Viborg (VP1) giver et temperatursæt i transmissionsnettet på 50/26 C og leverer ca. 50% af varmebehovet. Varmepumpeanlæggene ved spidslastcentralerne i Viborg (VP3a-d) hæver fremløbstemperaturen yderligere til det nødvendige. Der forventes en ændring af brugerinstallationerne, en zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra centralt luft/vand varmepumpeanlæg. 35

38 MWh Sol prod. Ngas eller VP Varmebehov Jan Feb Mar Apr Maj Juni Juli Aug Sep Okt Nov Dec Figur 4-10 Varighedskurve for Scenarie 5.D ved 55 MW fra centralt luft/vand varmepumpeanlæg i Viborg. 5 INVESTERINGER 5.1 Energi Viborg Kraftvarmes kraftvarmeværk Referencen kræver følgende nødvendige investeringer, som er oplyst af Energi Viborg Kraftvarme, januar Investeringer Mio. kr. Levetidsforlængelse 20 Større inspektioner 6 Ny gaskedel 3 Samlet investering 29 Figur 5.1 Kraftvarmeanlæg investeringsbehov i referencen. Desuden er der specifikt til scenarie 0 forventet hævning af fremløbstemperaturen ved Energi Viborg Kraftvarmes kraftvarmeværk og der er derfor inkluderet en mindre levetidsforlængelse på 17 mio. kr., som oplyst af Energi Viborg Kraftvarme, januar Internt Apple Der er forudsat nødvendige omkostninger til kølere og interne ledninger på datacenteret ved placering af varmepumpeanlæg ved Apple på 38 mio. kr. jævnfør: Fremtidig fjernvarmeforsyning i Viborg - Analyser af varmeproduktion, august

39 5.3 Grund Der er benyttet en grundpris på 200 kr./m² for anlæg udenfor Viborg som oplyst af Energi Viborg Kraftvarme, januar 2017 samt 300 kr./m² for anlæg indenfor Viborg by som oplyst af Viborg Kommune, april 2018 for mulige arealer. Arealbehovet for et fuldt VP-anlæg er på m², som oplyst af PlanEnergi, april Varmepumper Herunder priser på varmepumper jævnfør: Investeringsomkostninger for varmepumper, version 4.0, PlanEnergi, 12. april 2018 samt Investeringsomkostninger ved luftvarmepumper, PlanEnergi, 26. marts 2018, se bilag 13. Heraf fremgår blandt andet en investering på 0,107 Mio. kr. / MW varme / temperaturløft i C for en serie-koblet stempelkompressor løsning for et 55 MW anlæg. Varmepumpernes virkningsgrad er differentieret til de forskellige temperaturløft som vist herunder. 25 COP ved medietemperatur 30 C COP COP teoretisk ekstrapoleret COP jf. PlanEnergi COP benyttet Løft fra medietemperatur til fremløbstemperatur [ C] Figur 5.2 Varmepumpe COP værdier for eksempel med en medietemperatur på 30 C Hertil kommer hensyn til de mindre løft på varmepumpeanlæggene ved spidslastcentralerne. Model opstillet af PlanEnergi viser en samlet system COP værdi på 7,55 i tilfældet ved 2.D med placering af varmepumpeanlæg både ved Apple samt ved spidslastcentralerne i Viborg. Der er desuden inkluderet omkostningerne for 8 MW ekstra varmepumpekapacitet svarende til 33 mio. kr. som et tillæg ved placering af varmepumpeanlæg både ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg. Se bilag

40 En tilsvarende modelberegning giver en samlet system COP værdi for luft/vand varmepumpeanlægget ved løft fra 30 til 50 C samt med placering af varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne i Viborg er på 3,85. Se bilag I scenarie 4D bliver det vægtede gennemsnit COP: COP 7,55 i 62% af tiden og COP 3,6 i 38% af tiden = COP 5,3 5.5 Transmissionsledning Budgetpriser for rør, jord- og smedearbejde for transmissionsledninger uden bygværker eller væsentlige hindringer hovedsagelig i ubefæstet areal og eksklusiv lodsejer- og afgrødeerstatning er baseret på: NIRAS erfaringstal. Rørpris er inklusiv forventet rabat i forhold til listepriser samt nedenstående angivne isoleringsklasser. Herunder meterpris for rør, jord- og smedearbejde i kr. per løbende kanalmeter (cirkatal): DN Pris [Kr./lbm] Serie Kappedia. [mm] Figur 5.3 Specifikationer til transmissionsledning Transmissionsledningens dimensioner og isoleringsklasse er optimeret i de forskellige scenarier. Det er muligt at spare anlægsomkostninger ved at gå en dimension ned, men dimensionerne er fastsat for at sikre et aftag på op til 55 MW fra Apple. Samtidig er der taget hensyn til muligheden for at øge kapaciteten ved at placere en ekstra pumpestation midt på strækningen. For yderligere detaljer vedrørende optimeringen se bilag Lodsejer- og afgrødeerstatning Lodsejer- og afgrødeerstatning er inkluderet med fast m²-pris jævnfør: NIRAS erfaringstal, samt for et bælte over transmissionsledningen i en bredde svarende til: 4 x kappediameter + 4 meter arbejdsareal + 1,5 meters aflægningsareal. 38

41 De benyttede priser er ved etablering af fjernvarme transmissionsledningen i et selvstændigt trace. 5.7 Pumpestationer Der er beregnet den maksimale nødvendige pumpeaksel-effekt for alle scenarier. Der er forudsat et internt tryktab på 1,0 bar på hver af centralerne plus differenstrykket for fastlæggelse af pumpeløft. Pris på pumpestationer er vurderet ud fra erfaringstal og baseret på en fast pris til bygning, teknik og styring/overvågning + variabel pumpepris afhængig af dimension og maksimale pumpeeffekt. Der er benyttet en forventet virkningsgrad for pumpeanlæggene på 75 %. 5.8 Transmissionsnet Herunder analyse og vurdering af Energi Viborg Kraftvarmes bynære transmissionsledning (transmissionsnet) og dennes evne til at køre balanceret temperatursæt. Som alternativ er der udført hydrauliske beregninger af transmissionsnettet vha. programmet Termis. Med nuværende lastfordeling fremgår det at grundlasten kan flyttes til Hamlen. Herved bliver grundlasten 8,1 MW ved Hamlen og 0 MW ved Fristuphøj. Hvis Viborg Fjernvarmes forsyningsområde forsynes fra Hamlen, kan trykket hæves til ca. 12 bar uden at transmissionsnettet skal ændres. Dog skal der omkobles, så Viborg Fjernvarmes lokale distributionsledning (DN200) benyttes som lokalt transmissionsnet i stedet for Energi Viborg Kraftvarmes lokale underdimensionerede transmissionsledning (Ø139). Derfor forslås følgende ændringer, som alternativ til Energi Viborg Kraftvarme forslag om at opdimensionere hele transmissionsnettet. Nye pumper på Industrivej, da løftehøjde og flow er øget med ovenstående ændring. Der gennemføres en begrænset ombygning af centralerne, og hvor Viborg Fjernvarme etablerer et blandesystem. Blandesystemet forsynes af balanceret fjernvarme fra transmissionsledningen og nødvendig hævning af fremløbstemperaturen med naturgaskedlerne og ved scenarie 2.D endvidere med supplement fra lokale varmepumpeanlæg. Derefter leveres den blandede varme ud i sektionerne ud fra det differentierede behov. Viborg Fjernvarmes hovedledning mellem Fristruphøj og Hamlen erstatter Energi Viborg Kraftvarmes underdimensionerede transmissionsledning. Omkostninger til udskiftning af pumper er vurderet ud fra erfaringstal. 39

42 Opdimensionering af transmissionsledningen fra Hamlen dedikeret til Overlund. Blokcentralerne konverteres fra forsyning fra Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet til direkte fra Viborg Fjernvarmes hoved distributionsnet. Ovenstående svarer til de øvrige scenarier og yderligere specificering fremgår af de følgende afsnit. For yderligere detaljer i forbindelse med Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet henvises til bilag Sektionering samt opgradering af distributionsnet og spidslastcentraler Sektionering I stedet for et direkte forbundet og samlet distributionsnet, hvor der leveres samme fremløbstemperatur i hele nettet, kan nettet med fordel opdeles i sektioner. Ved en sektionering er behovet for fremløbstemperaturen forskellig i de forskellige sektioner. Der er områder af nettet, hvor der kun kræves få ændringer, for at der kan køres med balanceret temperatursæt og der er områder, der kræver flere ændringer. NIRAS har i samarbejde med Viborg Fjernvarme gennemført en sådan vurdering og beregning for sektionering af distributionsnettet i Viborg. Resultatet er nedenstående sektionering, hvor farverne er direkte sammenlignelige med farverne angivet i figur 3-1 Temperatursæt hvor: - Blåt angiver det fremskrevne temperatursæt. - Grønt angiver det balancerede temperatursæt. 40

43 Figur 5.4 Sektionering af Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Ved balanceret temperatursæt forventes det, at fremløbstemperaturen skal hæves i de blå områder (svarende til det fremskrevne temperatursæt), da det i disse områder (Viborg centrum samt ved Houlkær) vurderes, at det er for dyrt at udskifte installationerne hos forbrugerne, for at kunne håndtere et balanceret temperatursæt. Der vil være for mange store forbrugere, som har brug for et højere temperatursæt, herunder især boligselskabernes blokcentraler. Selve sektioneringen etableres ved en opgradering af distributionsnettet og spidslastcentralerne som beskrevet i det følgende afsnit Distributionsnet og spidslastcentraler Priser på omlægning af spidslastcentraler og tilhørende ledningsnet er baseret på: Tiltag til lavtemperatur i Viborg_v11.xlsx, Viborg Fjernvarme, april De generelle krav til centralerne og distributionsnettet er: - Ny flowmåler samt tryk- og temperaturføler til nye hovedledninger til de forskellige sektioner. - Nye pumper eller opdeling af pumpemanifold. - Opdatering af styring/overvågning med nye målere og følere. 41

44 - Op-dimensionering af kritiske ledningsstræk Desuden er der forventet en forbedring af gaskedlerne på spidslastcentralerne, hvor nogle af naturgaskedlerne vil blive helt taget ud af drift og fjernet. Således der kun bibeholdes de naturgaskedler, der er nødvendige til spidslast. I alt er de nødvendige opgraderinger af distributionsnet og spidslastcentraler budgetteret som vist i nedenstående. Nødvendig investering 55/30 Mio. kr. 60/30 Mio. kr. Distributionsnet Gyldenrisvej 7 5 Farvervej 2 0 Hamlen 2 0 Allerede budgetteret -4-4 Total Figur 5.5 Investeringer i distributionsnet og spidslastcentraler. Hvor: Gyldenrisvej inkluderer udskiftning af pumpe til ca. 1 mio. kr. Farvervej inkluderer kun omkostninger til pumperum i ny bygning til ca. 2 mio. kr. idet der allerede er planlagt et nyt pumperum uanset løsning. Hamlen inkluderer kun ombygning af shunt da pumper forventes at kunne genbruges. Allerede planlagte og budgetterede investeringer medregnes ikke i scenarierne og er trukket fra totalen. Specielt for scenarierne med 60/30 temperatursæt forventes færre sektioner og dermed lavere investeringer. For oversigt over tiltag henvises til bilag Ud over ovenstående er der medtaget varmepumper på spidslastcentralerne (til boost af fremløbstemperaturen fra 50 grader til grader) svarende til 33 mio. kr. inklusiv bygning, tilslutning, styring og regulering, se afsnit

45 Varmepumpe Pumpe Ventil Figur 5.6 Principskitse for fjernvarmenet ved overskudsvarme fra Apple, balanceret temperatursæt og varmepumper placeret på spidslastcentraler Boligselskabers blokvarmecentraler Herunder beskrivelse af omlægning af blokvarmecentraler fra direkte forsyning fra Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet til direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes distributionsnet. For eksempel på Ringparken blokvarmecentral henvises til bilag Omlægning til direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes net Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsledning forbinder Industrivej med byen og forsyner centralerne Farvervej, Gyldenrisvej, Fristruphøj og Hamlen, som danner spidslast og samtidig er forsyningspunkterne til Viborg Fjernvarme. Endvidere forsynes Overlund Fjernvarme henholdsvis fra transmissionsnettet og Hamlen og blokcentralerne direkte fra transmissionsnettet. Transmissionsledningen er dimensioneret til at forsyne byen med i alt 60 MW-effekt fra kraftvarmeværket. Der ligger et potentiale i forsyning direkte fra Viborg Fjernvarmes hovednet fremfor gennem Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet via blokcentralerne Farvervej, Gyldenrisvej, Fristuphøj og Hamlen. Ifølge: Notat vedr. blokcentraler, 29. juni 2016, er der en nødvendig omkostning på ca. 1 mio. kr. og med simple tilbagebetalingstider (TBT) jævnfør nedenstående. 43

46 Ledning til Længde som kan Reduceret Tab Længde som Tab i nyt net Samlet besparelse Besparelse opgjort Nødvendig investering TBT År nedlægges MWh/år 1) skal etablere MWh /år opgjort i MWh/år i kr./år 2) Digterparken 283 m 71, , ,5 Vestervang 359 m 93,5 15 m 2,4 91, ,2 Ringparken 107 m 29,8 10 m 1,6 28, ,8 Klostervænget 901 m 181, , ,5 Houlkærvænget 438 m 126,3 290 m 26,0 100, ,5 I alt m 502,1 315 m 30,0 472, ,4 Figur 5.7 Investeringsbehov og tilbagebetalingstider ved omlægning til direkte forsyning fra Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Hvor: 1) Beregningerne er baseret på nyværdi af isoleringsevne. Transmissionsledningen blev anlagt i løbet af 1995, hvilket var overgangen mellem CO2 og Cyklupentan som isoleringsgas. Såfremt røret er isoleret med CO2, vil den ældede isoleringsevne være væsentlig forskellig fra nyværdien, hvorved besparelsen vil være større. 2) Besparelsen er beregnet ud fra en varmepris for ledningstabet i transmissionsledningen på 413 kr./mwh som forbrugerpris jævnfør Viborg Fjernvarmes takstblad for 2017 hhv. 378 kr./mwh som produktionspris fra Energi Viborg Kraftvarme. Der er forudsat at blokcentralerne efter omlægningen kan nøjes med temperatursættet i distributionsnettet fra Viborg Fjernvarme, hvilket skal analyseres konkret i de enkelte tilfælde. Der er således ikke medregnet eventuel hævning af temperaturen eller tilsætning af kemi ved blokcentralerne. Da ledningstabet i dag indgår i Energi Viborg Kraftvarmes varmepris, vil reduktionen i ledningstabet komme til udtryk i en lavere varmepris herfra Konklusion Blokcentralerne kan med fordel kobles direkte på Viborg Fjernvarmes distributionsnet da den samlede investering fra Viborg Fjernvarmes side er tilbagebetalt på under 6 år. Besparelsen i det interne net afhænger af fordelingen i blokkene. Undersøgelser fra Hovedstadens Forsyningsselskab (HOFOR) viser, at der internt i bygningerne er en besparelse på 30 % inkl. afskrivninger, hvis det 5 strengede system kan ændres helt op i 44

47 lejlighederne med produktion af varmt vand i lejligheden. Såfremt der også kan spares på fordelingsnettet, hvis det går parallelt med det interne system, vil besparelsen inkl. afskrivninger være større. Ovenstående kan indfases i flere tempi evt. med forskellig tillægspris (afhængig af entreprisegrænse/investor) til den nuværende varmeindkøbspris fra Energi Viborg Kraftvarme tillagt et Viborg Fjernvarme tillæg, der bidrager til evt. yderligere ledningstab og administration. For at Viborg Fjernvarme kan afdække de konkrete muligheder, er det nødvendigt med mere viden om de faktiske forhold i hver blokcentral. Viborg Fjernvarme ønsker derfor information om hovedledningsnet, varmerum, vekslerinstallationer herunder type, alder og nedskreven værdi samt nuværende driftsudgifter. Step 1 Omlægning til forsyning fra Viborg Fjernvarmes hovedledningsnet. Herved reduceres Energi Viborg Fjernvarmes ledningstab samt drift- og vedligeholdelsesudgift til Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet. Samtidig kan temperaturkravet til Energi Viborg Kraftvarme reduceres. Step 2 Optimering af de enkelte blokcentraler under hensyntagen til de faktiske forhold Forsyningssikkerhed I referencen er forsyningssikkerheden opnået ved investering i fuld levetidsforlængelse af naturgas kraftvarmeanlægget. For scenarie 0 er der inkluderet et mindre boost at fremløbstemperaturen på kraftvarmeværket og derfor en mindre levetidsforlængelse af anlægget. I øvrige scenarier er hensyn til forsyningssikkerheden medregnet vha. udgifter til varmepumpeanlæg udelukkende placeret i Viborg og som forventes, at kunne etableres med forsyning fra Under alle omstændigheder bør de bynære varmepumpeanlæg etableres hurtigst muligt, da de kan bidrage til forsyningssikkerheden uanset hvilken anden grundlast der måtte etableres i 2022 eller tidligere og eventuelt som luft/vand varmepumpeanlæg. Desuden er der hensynet til den nødvendige kilde til produktionsanlæggene. For referencen er det udelukkende naturgas, for varmepumpeløsningerne er der dels naturgaskedlerne på spidslastcentralerne og dels el-forbruget til varmepumperne i forbindelse med enten køling på overskudsvarme eller køling på udeluft. Hvor der kan være usikkerheder forbundet med leveringssikkerheden af overskudsvarmen, men hvor anlæggene med køling på udeluft har en sikker kilde. Den største forsyningssikkerhed opnås således ved scenarie 3.D med luft/vand varmepumpeanlæg samt varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne. 45

48 Referencen kan betragtes som havende en lille og kortsigtet forsyningssikkerhed eftersom den er baseret udelukkende på naturgas, men dog med en vis overkapacitet i form at både kraftvarmeværket og kedlerne på spidslastcentralerne. Men så snart kraftvarmeværket nedlægges, er der kun kedlerne på spidslastcentralerne med en samlet kapacitet der kun til nød kan producere det nødvendige varmebehov. Ved at etablere varmepumper på spidslastcentralerne, hvilket kan gøres forholdsvis hurtigt, vil der kunne opnås en hurtigt, betydelig og langsigtet forsyningssikkerhed selvom kraftvarmeværket nedlægges. Desuden vil et bynært stort luft/vand varmepumpeanlæg, til erstatning for kraftvarmeværket, kunne etableres væsentlig hurtigere end forventet maksimal kapacitet kan opnås fra et eventuelt Apple varmepumpeanlæg. Så luft/vand varmepumpe-løsningen giver både en hurtig og langsigtet model samt den største forsyningssikkerhed. Herunder er vist kapaciteten fra et centralt varmepumpeanlæg (enten fra varmepumpeanlæg ved Apple eller i Viborg) hvor symbolet er placeret ved den forventede tilslutningen til det bynære transmissionsnet. Samt kapaciteterne på de enkelte spidslastcentraler efter hensyn til at der forventes taget en 11 MW kedel ud af drift på Farvervej og en 8,1 MW kedel ud af drift på Gyldenrisvej, som følge af ny installeret varmepumpe effekt. Samlet gældende for scenarierne med balanceret fjernvarme og med varmepumper på spidslastcentralerne. 46

49 Figur 5.8 Produktionskapaciteter Kapaciteterne kan opsummeres til følgende: Kapaciteter VP anlæg MW Naturgas anlæg MW I alt MW Centralt VP anlæg 53,0-53,0 Hamlen 2,9 19,9 42,7 Industrivej 1,3 31,4 64,1 Farvervej 6,6 24,5 77,6 Gyldenrisvej 5,5 24,1 69,9 I alt 69,2 99,9 169,1 Figur 5.9 Fordeling af kapaciteter Fremskrevet spidslastbehov er på 90 MW og hvor det ses, at der er rigelig overkapacitet. I værst tænkelige situation, hvor det centrale VP anlæg er ude af drift, kan der forsynes fra spidslastcentralerne og stadig dække spidslastbehovet. Herunder er vist situationerne, hvis de forskellige produktionsenheder falder ud og der skal forsynes fra de øvrige. 47

50 Kapaciteter Øvrige VP anlæg MW Øvrige Naturgas anlæg MW I alt MW Hvis Centralt VP anlæg falder ud 4,0 99,9 103,9 Hvis Hamlen falder ud 66,3 80,0 146,3 Hvis Industrivej falder ud 67,9 68,5 136,4 Hvis Farvervej falder ud 62,6 75,4 138,0 Hvis Gyldenrisvej falder ud 63,7 75,8 139,5 Figur 5.10 Forsyningssikkerhed og kapaciteter Hvor der tilsammen er 16,2 MW tilgængelig fra spidslastcentralernes varmepumpeanlæg baseret på boost af fremløbstemperaturen fra det centrale VP anlæg. Hvis den falder ud vil varmepumperne skulle booste returtemperaturen fra nettet i stedet, hvorved den samlede kapacitet bliver ca. 4 MW. Forsyningssikkerheden, i form af tilgængelige varmekapacitet fra de enkelte produktionsenheder, er uændret. Selv når kraftvarmeværket bliver nedlagt og hvis det centrale varmepumpeanlæg skulle være ude af drift, er der tilstrækkelig kapacitet på de øvrige spidslastcentraler, inklusiv lokale varmepumper, til forsyning af forbrugerne i en spidslastsituation (kold vinterdag). Desuden er der hensynet til den nødvendige kilde til produktionsanlæggene. Nuværende varmeproduktion er udelukkende baseret på naturgas, for varmepumpeløsningerne er der dels naturgaskedlerne på spidslastcentralerne og dels el-forbruget til varmepumperne i forbindelse med enten køling på overskudsvarme eller køling på udeluft. Hvor der kan være usikkerheder forbundet med leveringssikkerheden af overskudsvarmen, men hvor anlæggene med køling på udeluft har en sikker kilde. Den største forsyningssikkerhed, i form af tilgængelig kilde til produktionsanlæggene, opnås således ved scenarie Luft-til-vand varmepumpe og spidslastcentraler i Viborg (balanceret temperatursæt). Hverken til eksisterende anlæg eller til anlæggene i scenarierne er der el-backup. Det vil sige i de tilfælde hvor dele eller hele byen måtte miste el-forsyningen vil fjernvarmeproduktionen også stoppe. Der skal bruges el til pumper og styringsanlæg såvel som produktionsanlæg og herunder varmepumper, så der er ingen forsyningssikkerhed, i form af tilgængelig el, hvilket i øvrigt også er tilfældet i dag Installationer hos forbrugerne Opvarmning I forbindelse med udbredelsen af balanceret fjernvarme, kan forbrugeren være bekymret for, om husenes installationer er dimensioneret store nok til at kunne levere den 48

51 ønskede rumtemperatur. Det skal derfor sikres, at der kan leveres nok varme til at sikre en komfortabel rumtemperatur i husene. Forskere fra Danmarks Tekniske Universitet har undersøgt den teoretiske mulighed for at levere fjernvarme med en fremløbstemperatur på under 60 C. De bringer resultaterne i artiklen: Theoretical overview of heating power and necessary supply temperatures in typical single-family houses from the 1900s, Østergaard; Svendsen, Artiklen undersøger varmetabet for énfamiliehuse fordelt over seks perioder, der strækker sig fra tilbage fra år 1900 til år Hver periode repræsenterer udformningen af et typisk hus, hvor varmetabet er beregnet på baggrund af det teoretiske transmissions- og ventilationstab, som siden 1950 erne har været den normale måde at udregne det dimensionerede varmetab. For at de eksisterende huse kan forsynes med en lavere fremløbstemperatur, kræves at husenes radiatorer er dimensionerede store nok til at kunne levere samme effekt ved en lavere temperatur og kunne opvarme husene til 21 C. Artiklen konkluderer, at dette ikke er noget problem, da radiatorer generelt er blevet dimensioneret efter meget lave udetemperaturer, samt at der de senere år er kommet et større internt varmetilskud fra flere elektriske apparater. Derudover er mange huse løbende blevet energirenoveret ved f.eks. udskiftning af tag, vinduer og/eller døre. Resultaterne fra undersøgelserne viser, at husene omkring 97 % af året kan forsynes med en fjernvarmetemperatur under 60 C, også selvom radiatorerne i visse tilfælde var 25 % underdimensionerede. Hvis alle husene var energirenoverede, kunne man dække varmebehovet 97 % af året med en fremløbstemperatur på under 54 C. Artiklen konkluderer, at huse fra begyndelsen af 1900-tallet generelt ikke er sværere at opvarme end huse fra anden halvdel af 1900-tallet. I størstedelen af året kan et typisk dansk hus altså godt forsynes med balanceret fjernvarme med en fremløbstemperatur under 55 C, og hvis husene er energirenoverede, vil en fremløbstemperatur på under 50 C i mange tilfælde være nok til at opvarme husene. Behovet i de resterende 3 pct. af året bliver dækkes ved at fjernvarme fremløbstemperaturen fra central side bliver skruet op. Blandt andet heraf kommer den årlige variation i fremløbstemperaturen, som er vist på figur 3.2. Det er derfor ikke nødvendigt med ændringer til eller investering i husenes interne varmeinstallationer/radiatorer ud over hvad der ellers ville være naturligt i forbindelse med renovering og dermed overholdelse af nyere bygningsreglementer. Desuden er der i scenarierne inkluderet en øget energirådgivning med fokus på forbrugerinstallationerne, energiudnyttelsen samt returtemperaturen herfra. 49

52 Brugsvand I forbindelse med udbredelsen af balanceret fjernvarme skal der tages højde for risiko for legionella. Her henvises til kapitel 9 vedrørende forbrugerperspektiv, hvor det konkluderes, at det ikke er nødvendigt med ændringer til eller investering i husenes interne brugsvandsinstallationer, i de zoner hvor fremløbstemperaturen som minimum er 60 C balanceret Fjernvarmeveksler Generelt er der en økonomisk fordel ved at udskifte fjernvarmevekslere (uafhængigt af temperatursættet). Herunder ses resultaterne fra: Økonomisk konsekvensberegning af investering i unit-leje (unit-abonnement), Viborg Fjernvarme, februar Udskiftningsfordele for varmeforbruger pr. år (kr. ekskl. moms) : Årlig leasing-udgift Anslåede årlige forbrugergevinster: Ca. 10% varmeforbrugsbesparelse 506 Bedre unit-isolering, ca. 600 kwh/år 271 A-pumpe, el-besparelse 525 Sparet vedligeholdelse af anlæg 400 Bedre afkøling/incitamentstarif Samlet årlig udskiftningsfordel 100 Hertil kommer bedre varmekomfort bl.a. pga. vejrkompensering. Figur 5.11 Udskiftningsfordele for varmeforbrugere. Udskiftningsmodellen vil dog være forberedt til håndtering af balanceret fjernvarme og udskiftningen er en nødvendighed for optimeret afkøling hos forbrugeren og dermed reducere returtemperaturen. Herunder er vist oversigt over antal berørte forbrugere ved udtræk fra forbrugerdatabase. 50

53 Antal forbrugere med en given returtemperatur / Totale antal forbrugere Do. eks. Hald Ege 6717 Do. eks. Blå sektioner 4575 Heraf m. retur < 40 C 2252 Heraf m. retur < 35 C 448 Heraf m. retur < 30 C Figur 5.12 Antal forbrugere. Det vil sige, at for at få returtemperaturen under 40 C i områder med balanceret fjernvarme, skal der udskiftes: = 2142 fjernvarmevekslere. Dette arbejde er i gang og forventes gennemført indenfor de kommende tre år. For at få returtemperaturen under 35 C i de grønne områder (sektioner), skal der yderligere udskiftes: = 2323 fjernvarmevekslere. Dette arbejde pågår og forventes gennemført over de efterfølgende tre år. Herunder er vist placeringen af forbrugerne med returtemperatur over 35 C udenfor de blå zoner for midtbyen og ved Houlkær. 51

54 Figur 5.13 Placering af forbrugere med returtemperatur over 35 C. Resterende udskiftning, for at få returtemperaturen under 30 C svarer til = 1804 fjernvarmevekslere, forventes gennemført over de efterfølgende to år. Således forventes alle 6717 fjernvarmevekslere at være udskiftet indenfor fem år. Investeringsmæssigt svarer det til 110 mio. kr. / 5 år = 22 mio. kr./år, hvilket er inkluderet i finansieringsplanen, se figur 5.16 i afsnit 5.14 Samlet finansieringsbehov. Analyser har vist, at returtemperaturen kan sænkes ved indregulering. Der kan dog være ventiler, som har svært ved at håndtere balanceret fjernvarme. I disse tilfælde udskiftes vekslerne, som beskrevet ovenover. Hertil kommer, at 90 stk. af de største forbrugere i de grønne områder har specielle installationer, som ved udskiftning, alt efter løsningsmodel, har en merudgift, men samtidig en intern besparelse, der kan betale løsningen hjem over tid. Udskiftningen af de mindre forbrugeres fjernvarmevekslere tilbydes som en leje-ordning med forkøbsret. Herved er der ingen etableringsomkostninger for den enkelte forbruger, og lejeudgiften svarer til det sparede varmebehov. Derfor er ovenstående omkostningsneutral i scenarierne. Til de 90 store forbrugere er det nødvendigt med en investering på ca kr./stk., som sammen med driftsudgifterne hertil er medregnet i scenarierne, se kapitel 6. Hertil kommer Projekt Virkningsgrad, som omfatter planlagte, løbende forbedringer til isolering af rørstrækninger, udskiftning af komponenter osv. som har en samlet inve- 52

55 stering på 258 mio. kr. og forventes gennemført i Dette svarer til ca. 14,5 mio. kr. om året i perioden frem til Dette er en budgettet omkostning, som vil være tilfældet i referencen såvel som i samtlige scenarier og er derfor ikke medregnet udover i den samlede finansieringsplan Værdi af energibesparelser Der er benyttet nedenstående metode for beregning af energibesparelser: (Gns. årlig varmeproduktion - Gns. årlig energibehov ) * pris på energibesparelse Hvor: - Den gennemsnitlige årlige varmeproduktion over 25 år fra 2018 til 2043 svarer til ca. 80 % varmeproduktion fra varmepumper på ca MWh ifølge: Opdaterede beregningsforudsætninger, april Denne varierer dog fra scenarie til scenarie. Der er kun medregnet første års energibesparelse. - Det gennemsnitlige årlige energibehov udregnes vha. den samlede virkningsgrad (COP) for varmepumpeanlæggene i de forskellige scenarier. - Forventet pris på energibesparelse på 300 kr./mwh. Energibesparelsen medtages som en reduktion i det samlede investeringsbehov. Herunder en oversigt over de potentielle energibesparelser. Scenarie Temperatursæt C Varmepumpeanlæg på VE-kilde i stedet for naturgas MWh Mindre varmetab i transmissions- og distributionsnet MWh 0 - Varmepumpe ved Apple 80/ A - Varmepumpe ved Apple 60/ D - Varmepumpe ved Apple og spidslastcentraler i Viborg 55/ A Luft/vand varmepumpe i Viborg 60/ D Luft/vand varmepumpe og spidslastcentraler i Viborg 4.D Halve anlæg i hhv. Viborg og ved Apple samt spidslascentraler i Viborg 5.D 1/2 anlæg i Viborg og 45% solvarme + damvarmelager 55/ / / Figur 5.14 Energibesparelser ved 55 MW fra Apple hhv. luft/vand varmepumpeanlæg centralt i Viborg. Til sammenligning af værdien af energibesparelser fra mindre varmetab kan nævnes, at det reducerede varmetab ved at gå fra scenarie 0 med 80/40 C til scenarie 3.D med 53

56 55/30 C er MWh/år, som alene svarer til opvarmning af 854 standard huse. For detaljer vedrørende varmetab ved de forskellige scenarier henvises til bilag Samlet investeringsbehov Herunder det samlede investeringsbehov i forbindelse med de udvalgte scenarier inkl. distributionssiden. Scenarie Temperatursæt C Mio. kr. Investering før energibesparelsestilskud Energibesparelsestilskud Mio. kr. I alt Mio. kr. Referencen - Naturgas kraftvarme 80/ , Varmepumpe ved Apple 80/ , A - Varmepumpe ved Apple 60/ , D - Varmepumpe ved Apple og spidslastcentraler i Viborg 3.A Luft/vand varmepumpe og spidslastcentraler i Viborg 3.D Luft/vand varmepumpe og spidslastcentraler i Viborg 4.D Halve anlæg i hhv. Viborg og ved Apple 5.D 1/2 anlæg i Viborg og 45% solvarme + damvarmelager 55/ , / , / , / , / ,7 780 Figur 5.15 Investeringsomkostninger ved 55 MW varmepumpeanlæg. Hvor energibesparelsestilskuddet er for varmepumpeanlæg på VE-kilde i stedet for naturgas. I det omfang et projekt bliver godkendt inden 2020, så kan der forventes opnået ovenstående energibesparelses tilskud. For flere detaljer for både 55 MW og 45 MW anlæg henvises til bilag Hertil kommer udgifter til allerede budgetterede renoveringer samt udskiftning af vekslere, men som tilbagebetales vha. det sparede varmebehov. Detaljeret finansieringsbehov / -plan for scenarie 3.D er vist herunder. 54

57 Budget- / Finansierings-plan Mio. kr. I alt Central VP anlæg i Viborg VP anlæg på spidslastcentraler Grundkøb Viborg Opgradering af transmissionsnettet Combi anlæg til boligblokke (storforbrugere) Udskiftning af pumper og flowmålere Ombyg. spidslastcentraler (sektionering) Nedlæg blokcentraler + direkte på VF distrib. net Energibesparelser VP Sum scenarie 3.D Nedlægning af kraftvarmeværk Skrap-værdi forventes lig omkostninger til nedlægning. Veksler udskiftning Total Figur 5.16 Budget- / Finansieringsplan for scenarie 3.D samt vekslerudskiftning. Hvor afskrivningsperioden for scenarie 3.D er 25 år og vekslerudskiftningen er 20 år. Herunder er den årlige udvikling i anlægsinvesteringer ifht. afskrivninger illustreret. t.kr (bud.mv.) Viborg Fjernvarmes forventede årlige udvikling i materielle anlægsinvesteringer ift. afskrivninger (selvfinansiering) [1.000 kr.] Anlægsinvesteringer i alt Af- og nedskrivninger i alt Figur 5.17 Anlægsinvestering, af- og nedskrivninger for scenarie 3.D. 55

58 6 DRIFTSOMKOSTNINGER 6.1 Generelt For generelle driftsomkostninger henvises til Opdaterede beregningsforudsætninger, april Desuden er der taget hensyn til de forhold, der er beskrevet i følgende afsnit. 6.2 Brændselsomkostninger Inkluderer brændselsomkostninger til følgende: Naturgas til CC-anlæg Naturgas til kedler Elforbrug til transmissionsledningens pumpestationer Elforbrug til varmepumpeanlæg Elforbrug til de 90 storforbrugeres varmepumpe-combi anlæg med forventet ydelseskoefficient (COP) på 4,0 og som er placeret i de grønne zoner. I forbindelse med el-priserne er figur 2.2 blandt andet benyttet til at fastlægge elpris prognosen med faktiske priser så langt som muligt. Til de drifts- og forbrugerøkonomiske beregninger er således benyttet Nordpool s faktiske priser for en 10-årig periode Derefter stigning som Dansk Energi s forward elsprisscenarie (fra marts 2018) i perioden Først derefter er benyttet en stigning som Energistyrelsens samfundsøkonomiske elprisscenarie. 6.3 Afgifter Inkluderer omkostninger til følgende afgifter: Energiafgift Elvarmeafgift Energispareafgift Nødforsyningsafgift Miljøafgifter og herunder: CO2, Methan, NOX og Svovl Overskudsvarmeafgift (ikke indeholdt jævnfør afsnit 3.4.1) 56

59 6.4 Drift og vedligehold variable omkostninger Inkluderer følgende: Naturgas CC-anlæg med variable omkostninger på 31,7 kr./mwh-el Naturgas kedler med variable omkostninger på 7 kr./mwh-varme Varmepumpeanlæg med variable omkostninger afhængig af størrelse og placering af anlæg. Der er benyttet følgende jævnfør PlanEnergi: 8 kr./mwh-varme ved placering af et større anlæg udelukkende ved Apple, 9 kr./mwh specielt for scenarie 2.D baseret på det aktuelle anlæg inklusiv placering af mindre varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne samt 12 kr./mwh specielt for 3.A og 3.D for luft-vand varmepumpeanlæg grundet valgte varmepumpeteknologi. 6.5 Drift og vedligehold faste omkostninger Inkluderer følgende: Kraftvarmeværket med 2 mio. kr./år som specificeret i Opdaterede beregningsforudsætninger, april 2018, og som inkluderer faste omkostninger til drift af kraftvarmeværket. Yderligere driftsomkostninger på 15 mio. kr./år jævnfør Energi Viborg Kraftvarme, maj Herunder personaleudgifter til 12 medarbejdere Dog specielt for scenarie 2.D, 3.D og 4.D med ændret organisation (effektivisering ved sammenlægning af produktion og distribution) og faste driftsomkostninger derfor reduceret til 7 mio. kr./år. Herunder personaleudgifter til 6 medarbejdere. Varmepumpeanlæg med faste omkostninger på 1 mio. kr./år jævnfør Opdaterede beregningsforudsætninger, april 2018 hhv. Energi Viborg Kraftvarme. Forsikringsomkostninger på 0,7 mio. kr./år jævnfør Opdaterede beregningsforudsætninger, april 2018 hhv. Energi Viborg Kraftvarme. 6.6 Nuværende anlæg Inkluderer følgende: Afskrivninger på nuværende anlæg Finansielle udgifter til nuværende lån Begge er specificeret i Opdaterede beregningsforudsætninger, april

60 6.7 El-indtægt Inkluderer el-indtægt fra naturgasbaseret kraftvarmeværk i de tilfælde hvor anlægget forventes levetidsforlænget. 6.8 Kapitalomkostninger Inkluderer kapitalomkostninger for et annuitetslån med en forventet inflation på 2 % p.a., en rente på 4 % og en levetid på 25 år. Største og væsentligste ændringer fra referencen og til scenarie 2.D er at omkostningsandelen til investering naturligt bliver større, andelen til drift og vedligehold bliver større, andelen til brændsel bliver reduceret og andelen til afgifter bliver væsentlig reduceret. 6.9 Varmetab Herunder er beskrevet de særlige forhold omkring varmetab, der er taget hensyn til ved beregning af driftsøkonomien. - Varmetab i transmissionsledningen - Varmetab i transmissionsnettet - Varmetab i distributionsnettet - Varmetab ved boligselskaberne - Varmetab ved Overlund (separat net) Resultat af beregningerne er vist herunder som reduceret varmetab i forhold til referencen. Følsomhed Sc. 0 Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D Reduceret varmetab ifht. referencen [MWh/år] Figur 6.1 Reduceret varmetab ifht. referencen med naturgas. Af ovenstående fremgår, at varmetabet i scenarie 0 er MWh/år større end i referencen, det reducerede varmetab ved scenarie 1.A er på MWh/år, ved scenarie 2.D på MWh/år og ved scenarie 3.D på MWh/år. Hvor sidstnævnte ingen varmetab har i transmissionsledningen til Apple, da den ikke eksisterer. For yderligere detaljer henvises til bilag Transmissionsledningen Varmetab i transmissionsledningen er beregnet ved opdeling af varighedskurverne i fire perioder (se afsnit 4.1 og 4.2) og ved hjælp af Termis. 58

61 Ovenstående faktiske varmetab i transmissionsledningen er inkluderet i det samlede nødvendige varmebehov i de forskellige scenarier Transmissions- og distributionsnet Reduceret ledningstab ved balanceret fjernvarme (55/30 C) i forhold til eksisterende temperatursæt (80/40 C) er ud fra: Opdaterede beregningsforudsætninger, april 2018, ca. 2,9% af det samlede varmesalg til distributører i 2020, hvilket svarer til ca MWh/år. Ovenstående er inkluderet i det samlede nødvendige varmebehov i de forskellige scenarier Boligselskaber Inkluderer varmetabet til blokcentralernes cirkulationsnet svarende til 10% af varmesalget eller MWh/år Overlund distributionsnet Inkluderer varmetabet i Overlund s distributionsnet Svarende til 24,5% eller fra MWh/år i scenarierne med høje temperaturer i nettet til MWh/år i scenarierne med lave temperaturer i nettet Pumpedrift Årligt elforbrug til pumpedrift er udregnet vha. Termis for varighedskurvernes perioder i de enkelte scenarier. Faktiske elforbrug i de forskellige scenarier fremgår af bilag ORGANISERING OG STYRING I forhold til reference situationen med naturgas kraftvarme og produktionsstyret fjernvarmeforsyning til Viborg Fjernvarmes distributionsnet betyder scenarie 2.D eller 3.D med store eldrevne varmepumper samt den balancerede og behovsstyrede fjernvarmeforsyning et væsentligt ændret styringssystem og reduceret behov for driftspersonale. Det samlede driftspersonale forventes væsentligt reduceret. Dels udgår naturgas kraftvarmeanlægget på Industrivej, da grundlasten overtages af varmepumperne, dels overgår spidslast produktionen til de lokale naturgaskedler og varmepumpeanlæg placeret på spidslastcentralerne og dels forventes den samlede, nødvendige spidslast kapacitet reduceret. Der kan med fordel oprettes et samlet vagtpersonale, som skal omskoles til håndtering af varmepumpeanlæggene. Desuden forventes en del af driftspersonalet og styringen at overgå fra Energi Viborg Kraftvarme til Viborg Fjernvarme. Fremløbstemperaturen i de forskellige zoner forventes behovsstyret ved hjælp af styreprogrammet Termis. Det skal bemærkes, at varmepumpeanlæggenes samlede COP værdi vil svinge afhængigt af behovet (fremløbstemperatur). Desuden betyder placerin- 59

62 gen af varmepumperne, at hvis den overskudsvarme, der måtte komme i Viborg tilsluttes returledningen, vil temperaturforskellen mellem retur- og fremløb blive reduceret, hvorved virkningsgraden på de lokale varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne og den samlede COP værdi vil blive større/bedre. Styresystemet skal således sikre den korrekte temperatur i nettet, både fremløbs- og returløbstemperaturen, og sikre at temperaturen er differentieret i de forskellige zoner. Denne behovsstyring betyder, at Viborg Fjernvarme, dels som distributør og dels med behovsinformationerne fra forbrugerne, nødvendigvis skal kunne styre de lokale varmepumper ved spidslastcentralerne, samt styre hvornår naturgas-kedlerne skal startes og stoppes i forhold til spidslastsituationer. 7.1 Scenarier Både scenarie 2.D og 3.D omfatter dels balanceret fjernvarme i Viborg ved en zoneinddeling, dels et temperaturløft i 2 steps først vha. et større varmepumpeanlæg og dernæst ved de bynære spidslastcentraler. Denne kombination anbefales blandt andet fordi det giver den laveste varmepris, bedste samfundsøkonomi og mindste CO2 udledning. Der er undersøgt et alternativt scenarie 1A, som omfatter et højere temperatursæt i byen samt kun varmepumpe placeret ved Apple. Dette alternativ giver imidlertid en højere varmepris, dårligere samfundsøkonomi og mere CO2 udledning end de anbefalede scenarier 2D og 3D. 60

63 7.2 Værdikæde Tidligere rapporter omkring den fremtidige energiforsyning i Viborg har koncentreret sig om enten produktion eller distribution svarende til den 2-delte organisatoriske opbygning, der har være i Viborg siden Men med denne rapport er der set på hele værdikæden fra brændsel til forbruger, som illustreret på nedenstående figur. Hele værdikæden inkl. luft-vand varmepumpe i Viborg og ved spidslastcentraler Herunder kommentarer til hvert af leddene i værdikæden til scenarie VF-3D. Dette scenarie inkluderer en anbefaling om at overgå til 4. generations fjernvarme fordi det både giver den billigste varmepris, den største samfundsøkonomiske fordel, laveste CO2 udledning samt størst mulige hensyn til den fremtidige aftag af bynært overskudsvarme og/eller varme/køling samt opkobling i forbindelse med andre, fremtidige, bynære teknologier. Der arbejdes med 55 MW fra et luft-til-vand varmepumpeanlæg da det giver en billigere produktionspris end eksempelvis 45 MW. Blandt andet pga. et mindre naturgasforbrug ved 55 MW sammenlignet med 45 MW. Der arbejdes med bynære varmepumpeanlæg. Det viser det sig dels at være løsningen med den billigste produktionspris blandt andet pga. fordelene ved let opkobling på fremtidig bynært overskudsvarme mm. Der arbejdes med mindre og få nødvendige ændringer til det eksisterende bynære transmissionsnet. Naturgaskedlerne på spidslastcentralerne bibeholdes, men kun til produktion af den absolutte spidslast, som med det fuldt udbyggede scenarie reelt er få timer om året. Der arbejdes med en zoneinddeling af byen. Dels for kun at hæve temperaturen til det nødvendige i de forskellige zoner og dels for at minimere ledningstabet. 61

64 Blokcentralerne nedlægges og der etableres direkte forsyning til de tilhørende boligblokke. Dels for minimere varmetabet over blokcentralerne, dels for minimere ledningstabet og generel optimering for at muliggøre et lavere temperatursæt. Der arbejdes med lokale boost af brugsvand ved større forbrugere i de grønne zoner eller en DCW løsning. Dette for at sikre mod legionella og generel optimering for at muliggøre et lavere tempertursæt. Der arbejdes med en prioriteret udskiftning af forbrugerinstallationerne vha. en lejemodel. Hovedsagelig til sikring af så lav en returtemperatur som muligt når fremløbstemperatur sænkes. Figur 7.1 Symbolforklaring 7.3 Organisation I forbindelse med overgangen til 4. generations fjernvarme i Viborg, herunder den balancerede fjernvarme, er det nødvendigt med en generel ændring fra det tidligere produktionsstyrede system, der var på basis af kraftvarmeproduktion og reguleret efter hensyn til gaspris, elpris og det efterspurgte varmebehovet fra distributøren. Tanken bag 4. generation fjernvarme og balanceret fjernvarme er at der på et hvilket som helst tidspunkt kun er den energi i fjernvarmeledningsnettet som forbrugeren har behov for og målet er effektiv udnyttelse af energiressourcerne herunder reduktion af ledningstabet og fastholdelse af forsyningssikkerheden og den komfort som er en af fjernvarmens varemærker. Behovet for en præcis styring og regulering af varmesystemet og produktionen forudsætter et stort samspil og kontinuerlig tilpasning mellem produktion og distribution ligesom produktion til dels bliver mere decentralt og forankret dybt inde i distributionsnettet. De ændrede styringsmæssige forhold taler for en sammenlægning af produktion og distribution i en fælles organisation. Desuden forventes væsentlige organisatoriske besparelser som desuden vil sikre incitament mellem investering hhv. indsats og udbytte. Der er således åbenlyse fordele ved en sammenlægning af produktion og distribution til en samlet organisation som illustreret på nedenstående figur. 62

65 1 samlet organisation Investering Ansvar Optimering Styring Drift Vedligehold Figur 7.2 Samlet organisation 7.4 Anbefalinger NIRAS anbefaler scenarie 2.D eller 3.D afhængig af hvornår en bindende aftale kan forventes indgået med Apple, men i begge tilfælde med en fælles organisation, der har til opgave at etablere, producere og distribuere konkurrencedygtig fjernvarme ud til eksisterende og kommende slutforbrugere. Konkurrencedygtig fjernvarme udmærker sig ved at være omkostningseffektivt, forsyningssikker, miljømæssigt forsvarligt og økonomisk fordelagtigt. De parametre er vigtige at holde fast i ellers smuldrer kundegrundlaget. Desuden anbefaler NIRAS, at: VF får indsigt i forhandlingerne mellem EVK og Apple. Eventuelt som deltager i forhandlingsmøder. VF får indsigt i værdisætningen af og effekten/prisnedsættelse ifbm. afviklingen af kraftvarmværket. Eventuelt hensyn til hvordan bygningen kan indgå/udnyttes i en fremtidig organisation og/eller energiforsyning. 8 SELSKABSØKONOMI 8.1 Varmeproduktionspris I nedenstående er opgjort varmeproduktionspris for 25 årig afskrivningsperiode og med fuld produktion i 2020 for alle scenarier. Som der redegøres for senere i rapporten er det ikke realistisk at opnå 55 MW Apple varme i Konsekvensen heraf behandles i 63

66 afsnit 10 Følsomhedsanalyse på selskabs- og forbrugerøkonomi. Varmeproduktionsprisen (eller projektprisen) indeholder driftsomkostninger, etableringsomkostninger samt Energi Viborg Kraftvarme s fast omkostninger. 800 Varmeprod. pris - 55 MW /40 Ngas 80/40 VP ved Apple kr./mwh /30 VP ved Apple 55/30 VP Apple & multi VP Viborg 60/30 Luft-til-vand VP 55/30 Luft-til-vand VP & multi VP Viborg Figur 8.1 Varmeproduktionspris i reference og scenarier ved 55 MW. Det fremgår at varmeprisen i referencen og med nuværende produktion vil stige signifikant over de kommende år. For scenarie 0 med en varmpumpe ved Apple, men med samme temperatursæt i nettet som nu vil også være lidt stigende over de kommende år. Scenarie 5.D med solvarmeanlæg vil derimod være svagt faldende over de kommende år, men dog med et højt udgangspunkt på grund af den store investering. Øvrige scenarier har jævne varmeproduktionspriser, dog med det laveste niveau for scenarie 2.D med placering af varmepumpeanlæg ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg og med balanceret fjernvarme. 64

67 For øvrige scenarier samt for 45 MW henvises til bilag Herunder den gennemsnitlige produktionspris (over 25 år) for 45 hhv. 55 MW aftag fra Apple i reference og for de udvalgte scenarier Gennemsnitlig prod. pris (25 år) kr./mwh /40 60/30 50/ /26 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-tilvand VP Luft-tilvand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D 45 MW MW Figur 8.2 Gennemsnitlig produktionspris (over 25) for 45 hhv. 55 MW. Det fremgår, at der er stor spredning på de gennemsnitlige produktionspriser. Med referencesituationen væsentlig større end alle andre, scenarierne (Sc. 0 og 3.A) samt solvarme (Sc. 5.D) på et mellem niveau, samt øvrige (Sc. 1.A, 2.D, 3.D og 4.D) i den laveste ende. Den billigste produktionspris opnås ved scenarie 2.D med et temperatursæt på 55/30 C samt en placering af varmepumpeanlæg dels ved Apple og dels ved spidslastcentralerne i Viborg. Dette er dog under forudsætning af at alle scenarier har fuld drift i 2020, hvilket er urealistisk for scenarierne med Apple varmepumpeanlæg. 65

68 Gennemsnitlig projektpriser (produktion inkl. omstillingsinvesteringer på distributionssiden) kr./mwh Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-tilvand VP Luft-tilvand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Afskriv D&V Brændsel Total Figur 8.3 Gennemsnitlig produktionspris (over 25) for 55 MW inklusiv 3 hovedbidrag. Hvor brændselsudgiften er inklusiv hensyn til eventuelt el-indtægt (kun i referencen) samt afgifter. D&V er drifts- og vedligeholdelsesomkostninger og Afskriv. er de samlede afskrivninger til eksisterende og nye anlæg. Det fremgår at der er store variationer i brændselsomkostningerne hvilket skyldes store variationer i virkningsgraderne for de enkelte anlæg. Hvor naturgas anlæggene har den dårligste virkningsgrad, luft-vand varmepumperne næstbedste og varmepumperne, der køler på overskudsvarme, har de bedste virkningsgrader og dermed de laveste brændselsomkostninger. Drifts- og vedligholdelsesomkostningerne er størst for naturgasanlæggene, mellem for scenarierne med høje temperatursæt og udelukkende anlæg ved Apple (Sc. 0, 1A, 2.A og 3.A) og lavest for øvrige anlæg med en kombination af anlægsplaceringerne. Afskrivningerne afspejler anlægsinvesteringen som er højest for solvarmeanlægget (sc. 5.D), lavest for levetidsforlængelsen i referencen med uændret temperatursæt og luft-vand varmepumpeanlægget (Sc. 3.D) samt øvrige scenarier på et mellem niveau. 8.2 Samlede levetidsomkostninger Herunder de samlede omkostninger på anlæggene over hele levetiden (TCO) ved 45 hhv. 55 MW fra Apple svarende til den totale produktionspris over 25 år. 66

69 Totale prod. pris (25 år) Mia. kr. 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-65/40 60/30 50/26-50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-til-vand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 55/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D Sc. 4.D 45 MW 4,67 2,40 2,09 1,85 2,10 1,96 55 MW 4,67 2,21 1,92 1,69 2,02 1,88 Figur 8.4 Den totale produktionspris (over 25 år) ved 45 hhv. 55 MW. Det fremgår at den højeste totale produktionspris er for referencen samt for scenarie 3.A, hvilket især skyldes de høje brændselsomkostninger. På mellemniveau ligger scenarierne med enten mellem niveau brændselsomkostninger og mellem niveau drifts- og vedligeholdelsesomkostninger eller høje anlægsinvesteringer (Sc. 0, 4.D og 5.D). Den laveste totale produktionspris opnås ved scenarie 2.D med et temperatursæt på 55/30 C samt en placering af varmepumpeanlæg dels ved Apple og dels ved spidslastcentraler i Viborg. 67

70 9 FORBRUGERPERSPEKTIV 9.1 Komfort og sundhed Udfordringer ved balanceret fjernvarme og legionella Ved varmtvandsproduktion skal der sikres en vis temperatur, da der ellers vil være risiko for forringet vandkvalitet og bakterievækst, som giver kvalitetsproblemer og i sidste ende kan medføre sygdom. En af de typiske bakterieforekomster, der ønskes minimeret i det varme brugsvand, er legionella, der er en bakterie, som kan medføre forskellige lungesygdomme såsom legionærsyge. Legionella smitter typisk ved indånding af forstøvet vand ved f.eks. brusebade, og kan især være farligt for personer med nedsat immunforsvar (ældre). Legionella har særligt optimale vækstbetingelser i varmtvandsanlæg, hvor temperaturen ligger mellem 35 og 46 C, eller hvor vandet er stillestående i længere tid. Dette stiller krav til installationen og temperaturen på det varme vand, da legionella-bakterien dør, hvis temperaturen kommer over 55 C. Temperatur Temperaturens effekt på Legionella < 20 C Legionella kan overleve, men er som oftest i et hvilestadie C Legionella kan vokse, men det optimale temperaturinterval er mellem 35 C og 46 C. > 50 C Legionella kan overleve, men der sker ikke vækst. 55 C Legionella dør indenfor 5-6 timer. 60 C Legionella dør indenfor 32 minutter. Der er øget risiko for kalkdannelse. 66 C Legionella dør indenfor 2 minutter. Figur 9.1 Oversigt over temperaturers effekt på Legionella. Kilde: Vand og Afløbs Ståbi, 4. udg., Nyt Teknisk Forlag 2012 Ved balanceret fjernvarme er fremløbstemperaturen ned til 50 C. Derfor skal den interne fremløbstemperatur overføres med så lille tab som muligt til det varme brugsvand vha. lokal hævning af temperaturen eller andre foranstaltninger for at undgå legionella Løsninger til at undgå legionella Der findes flere måder at undgå legionella alt efter forbrugernes installationstype og udformning. Dette inkluderer ventiltyper og ledningslængder. Varmtvandsbeholdere Ved varmtvandsbeholder skal det sikres, at der er en god lagdeling i beholderen, hvor temperaturen i toppen skal være over 50 C. Derudover skal det sikres, at beholderen 68

71 ikke er overdimensioneret, så vandets opholdstid bliver for lang og at termostaten er indstillet korrekt, så temperaturen ikke svinger fra det ønskede. Visse ældre typer af varmtvandsbeholdere kan være udstyret med returventiler, som kan give dårlige driftsforhold og lavere temperaturer, hvilket øger risikoen for legionella. Brugsvandsvarmevekslere Varmevekslere er en god måde at undgå legionella, da der er meget lidt vand i veksleren (version med maksimalt 3 liter vand af gangen er den bedste/eneste løsning), og vandet derfor ikke er stillestående. Dog skal man være opmærksom på døde ledninger ved f.eks. cirkulation, hvor vandet kan få lov at stå i lang tid, hvis der ikke er aftapning. Yderligere løsningsmuligheder I henhold til Vand og Afløbsståbien og Rørcenter-anvisning 017, findes der yderligere muligheder for at bekæmpe bakteriedannelse i vandsystemer, herunder: - Termisk desinfektion: Øgning af temperaturen i beholderen og gennemskylning af alle tapsteder. Skal erfaringsmæssigt gentages jævnligt og op til to gange ugentligt ved kraftig bakterievækst. - Ultrafiltrering: Vandet filtreres igennem mikrofiltre med en lille porestørrelse. - UV: Bestråling med ultraviolet lys, som destruerer bakterier, da bestrålingen ødelægger DNA-strukturen. - Klorforbindelser: Desinficering af brugsvand med klor. - Ozon: Desinficering af brugsvand med ozon. Effekten falder med øget temperatur, da opløseligheden falder. - Elektrolytisk vandbehandling: Elektrolytisk dannelse af kobber-sølvioner, der ødelægger cellemembran og protein i bakterierne. I den forbindelse er Viborg Fjernvarme selv i gang med en undersøgelse om lokal tilsætning af klor. De forskellige løsninger har hver deres anvendelighed alt efter systemets opbygning og behovet for bakteriebekæmpelse. Termisk desinfektion vil ofte være nok for at bekæmpe legionella i vandbeholderen, da temperaturforøgelsen kan ske ved brug af højere fremløbstemperatur eller ved brug af en elpatron. 69

72 9.1.3 Erfaringer fra Bjerringbro Varmeværk Bjerringbro Varmeværk har i længere tid undersøgt mulighederne med balanceret fjernvarme, og der er tidligere lavet et udviklingsprojekt, som netop behandler udfordringerne ved en lavere fjernvarmetemperatur. I udviklingsprojektet blev fem forbrugere med huse fra 1990 erne forsynet med fjernvarme ned til 46 C, hvor brugsvandet blev opvarmet ekstra ude hos forbrugeren. Husene fik installeret forskellige brugsvandsinstallationer, hvor projektet redegører for hvilke komponenter og installationer, der er anvendelige ved balanceret fjernvarme. I undersøgelsen indgik både vekslerløsninger og varmtvandsbeholdere. Erfaringerne viser, at rumopvarmningen godt kan ske ved balanceret fjernvarme ned til 46 C, men at der er flere ting, man skal være opmærksom på ved den ekstra opvarmning af brugsvand, som er nødvendig f.eks. ved opvarmning af brugsvand til opvask, hvor 45 C er anbefalet jævnfør DS439 - Norm for vandinstallationer. Dels skal man være opmærksom på, at der i nogle brugsvandsvekslere er et meget højt tryktab, som kan give problemer ved levering af varmt vand til flere tapsteder på samme tid. Andre installationer har f.eks. et højt elforbrug eller fylder meget, hvilket kan gøre det svært at finde plads i eksisterende huse. Af de undersøgte installationer viste ingen af dem at være optimale i forhold til balanceret fjernvarme, men det vurderes ikke at være pga. risiko for bakterievækst og legionella Erfaringer fra Viborg Fjernvarme For erfaringer fra Viborg Fjernvarme henvises til Combi anlæg til lavtemperatur i boligblokke med cirkulation, Viborg Fjernvarme, 2017 samt Fremtidens fjernvarme, sådan lever fjernvarmeanlægget op til de nye krav, Viborg Fjernvarme, Heraf fremgår det, at Viborg Fjernvarme generelt kræver, at nye fjernvarmeanlæg dimensioneres til balanceret fjernvarme, som på brugsvandssiden i dag betyder at fremløbstemperaturen sættes til 55 C, men at den på sigt kommer ned på 50 C. Nye anlæg bør så vidt muligt udføres uden cirkulation, da dette som oftes er årsag til forhøjet returtemperatur. I stedet bør systemet opbygges, så fremføringsstrengen gøres så kort som mulig, så man kan opnå varmt vand uden væsentlig ventetid, eller også ved at anvende el-tracing på fremløbsrøret. For større, ældre boligblokke kan det dog give nogle forhøjede driftsudgifter, da anlæggets størrelse gør, at der skal tages forholdsregler mod legionella, og desuden vil ombygning til eltracing frem for cirkulation ofte være besværlig og nogle steder umulig, da der ikke altid vil være adgang til rørene. Viborg Fjernvarme har derfor set på mulighederne for at udforme anlæg, så man kan undgå ovenstående problemer blandt andet i 2 pilotprojekter i større beboelsesejendomme. 70

73 De seneste erfaringer fra pilotprojekterne i Viborg viser at et anlæg fra DCW, hvor der tilsættes lidt kemi til det varme vand, så biofilmen nedbrydes og legionella derfor ikke kan opformeres, vil kunne skabe interne besparelser, som vil kunne sænke cirkulationstabet med 33 %. En bedre styring af brugsvandsbehovet med sænkningsperioder eller slukning i perioder uden forbrug vil kunne sænke cirkulationstabet med mere end 50 %. Dette vil give besparelser, som kan betale for DCW anlægget i ejendomme med mere end ca. 30 lejligheder. Samtidigt vil en fjernelse af biofilm give mindre tryktab i anlægget og mindre tilsnavsning af ventiler. Anvendelse af DCW vil også give en bedre trykhed for, at der ikke er bakterier i vandet, end hvis der kun anvendes termisk desinfektion. Bekæmpelse af legionella ved balanceret fjernvarme For størsteparten af forbrugerne vil fremløbstemperaturen ikke være under 52 C i nettet og 50 C ved forbrugeren. Desuden vil fremløbstemperaturer mellem 52 og 55 C i nettet kun forekomme i begrænsede sektioner. Fremløbstemperaturen til midtbyen og området ved Houlkær bliver hævet til C og i de øvrige sektioner vil der hovedsagelig være varmevekslere. Desuden forventes varmevekslere og installationer hos forbrugerne med ringeste energiudnyttelse (højeste returtemperatur) udskiftet og nye installeret over de kommende 5 år. Se finansieringsplan for vekslerudskiftning i figur For de mindre forbrugere undgås bakteriedannelse ved balanceret fjernvarme ved at udskifte eller skifte til varmevekslere, da disse har en meget lille mængde stillestående vand. Disse anlæg er i denne sammenhænge omkostningsneutrale og betales hjem via det sparede varmebehov. For de større forbrugere undgås bakteriedannelsen ved lokalt at hæve temperaturen vha. lokale varmepumpe combi-anlæg. Disse anlæg kan ikke umiddelbart betales hjem via det sparede varmebehov hvorfor omkostninger og driftsudgifter hertil er inkluderet i scenarierne. 9.2 Tiltag Herunder forklaring af tiltag hos forbrugerene ved balanceret fjernvarme. FjernvarmeVækst Analyse af den økonomiske sammenhæng mellem besparelser i varmetab fra ledningsnettet og den nødvendige investering hos slutkunden, EnviDan Energy, 2015 er en analyse af hvilke investeringer der kan forventes hos slutkunden, hvis fremløbstemperaturen sænkes, samtidigt med at komfortniveau og god afkøling opretholdes, med henblik på at vurdere den samlede privat- og selskabsøkonomi. Sekundært indeholder projektet en anbefaling og model for hvordan Viborg Fjernvarme kan deltage i medfinansiering af opgraderingen af slutkundernes varmeanlæg. Anbefalingen er, at en stor andel af anlæggende i området (vurderet repræsentativt for det samlede varmeforsyningsområde i Viborg Fjernvarme) umiddelbart vil kunne hånd- 71

74 tere en lavere fremløbstemperatur og yderligere en stor andel vil kunne håndtere en lavere fremløbstemperatur efter en professionel rådgivning og indregulering af anlæg. Det anbefales, at sænke fremløbstemperaturen, men at lad den stige i kolde perioder. Dette betyder at de nuværende radiatorer anlæg vil være tilstrækkeligt dimensionerede til at opretholde en god komfort. Samtidigt vil Viborg Fjernvarme opnå en væsentlig besparelse på både varmetab og varmeproduktionspris. Desuden anbefales det, at udnytte den besparelse, der opnås i ledningsnettet, til at styrke rådgivningen af kunderne. Til mindre forbrugerinstallationer anbefales det, at Viborg Fjernvarme selv gennemfører disse rådgivningsbesøg. Ved større forbrugerinstallationer kunne det være hensigtsmæssigt at tilbyde betaling af en andel af omkostningen til eksterne rådgivere. Konklusionen er, at der ikke er behov for nogen ændringer til forbrugernes interne varmeinstallationer. Dernæst er der kun behov for mindre ændringer af vekslersystemet til visse forbrugeres brugsvandsinstallationer. Til de mindre forbrugeres brugsvandinstallationer forventes de vekslere, der har den dårligste udnyttelsesgrad, enten at blive indreguleret for optimering af udnyttelsesgraden eller at blive udskiftet. Viborg Fjernvarme vil assistere med indreguleringen og udskiftningen forventes gennemført som en lejeordning, hvor det sparede varmeforbrug forventes at tilbagebetale investeringen. Til de store forbrugeres brugsvandsinstallationer forventes enten opstillet et mini varmepumpeanlæg til lokalt at hæve fremløbstemperaturen til brugsvandet eller et kemisk anlæg til behandling af brugsvandet. Opsætningen og driften forventes betalt af fælleskabet, da anlæggene og driften heraf ikke umiddelbart kan tilbagebetales. Ved ovenstående tiltag minimeres og elimineres risikoen for legionella. 9.3 Økonomi Ud over de nødvendige udgifter beskrevet under driftsøkonomien, er der set på forbrugernes totaløkonomi. Hertil er forbrugerpriser beregnet som varmeproduktionsprisen med tillæg af følgende. Projekt Virkningsgrad, se afsnit Viborg Fjernvarmes administrationsomkostninger på ca. 6 mio. kr./år jævnfør Viborg Fjernvarmes årsregnskab Variable varmeproduktionspris inklusiv ovenstående. Fast bidrag jævnfør VF takstblad for 2018 for et standard hus på 130 m2. 72

75 Målerleje jævnfør VF takstblad for 2018 for en villamåler. kr Gns. forbrugerpriser - standard hus (inkl. moms) Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-tilvand VP Luft-tilvand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 55 MW Figur 9.2 Gennemsnitlig forbrugerpriser for standard hus inklusiv moms. Besparelsen for et standard hus (18,1 MWh/år) i forhold til Viborg Fjernvarmes takstblad for 2017 (443 kr./mwh) ved 45 hhv. 55 MW er vist herunder. 73

76 Besparelse for et standard hus ifht. VF takstblad kr./år /40 60/30 50/ /26 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-tilvand VP Luft-tilvand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D 45 MW MW Figur 9.3 Besparelse for et standard hus ifht. Viborg Fjernvarmes takstblad 2017 for 45 hhv. 55 MW. Det fremgår at der ikke vil være nogen besparelse ved referencen samt kun en begrænset besparelse for anlæg med enten høje temperatursæt eller høje anlægsinvesteringer (Sc. 0, 3.A og 5.D). Nogen besparelse opnås ved scenarierne 3.D og 4.D og største besparelse opnås ved scenarie 1.A og 2.D. 74

77 10 FØLSOMHEDSANALYSE PÅ SELSKABS- OG FORBRUGERØKONOMI Herunder resultater fra følsomhedsanalyse for referencen (naturgas), scenarie 0 (80/40 C og varmepumpeanlæg ved Apple), scenarie 1.A (60/30 C og varmepumpeanlæg ved Apple) samt 2.D (55/30 C samt varmepumpeanlæg ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg) på udvalgte parametre. Følsomhed [+/-] Ref. Ngas Sc. 0 Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D El-pris 25% 9% 2% 10% 10% 12% 16% 12% 8% Ngas-pris 25% 18% 6% 1% 1% 1% 1% 1% 0% Sc. 5.D [+/-] ændring af varmeproduktionsprisen Ændring Energibesparelsepris Afskrivningsperiode 25% 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 5 år 0% 1% 1% 2% 1% 1% 1% 3% Varmebehov 25% 3% 11% 12% 12% 9% 7% 10% 6% Anlægsinvestering 25% 0% 4% 5% 6% 3% 3% 5% 11% Samlede varmepumpeanlægs COP-værdi 25% 0% 8% 10% 12% 16% 20% 16% 10% Figur 10.1 Følsomhed på varmeproduktionsprisen ved 25% ændring af parametrene, ved benyttelse af samme beregningsmodeller som angivet i bilag. Af ovenstående fremgår, at de faktorer der giver den største ændring i varmeproduktionsprisen er el-prisen, varmebehovet og det samlede varmepumpeanlægs COP-værdi (total virkningsgrad). For referencen med naturgas kraftvarme betyder en 25% øget el-pris 9% lavere varmeproduktionspris. Men det er det eneste sted, hvor en øget ændring giver en mindre varmeproduktionspris. For alle øvrige resulterer en øget faktor i en øget varmeproduktionspris og omvendt. For yderligere detaljer til ovenstående samt hensyn til den samlede varmepumpeanlægs effekt, temperatursæt og placeringer henvises til bilag Hvis de foreslåede øgede krav til NOx udledningen til centrale anlæg med mere end 500 driftstimer godkendes vil der skulle investeres i ekstra NOx filtre i Dette vil betyde en øget udgift til gaskedlerne i samtlige scenarier, men belaste referencen og scenarie 0 mest. Dermed et øget incitament til at flytte kapacitet ud på spidslastcentralerne 75

78 hvor kravet ikke vil være gældende. Følsomhed i forbindelse med førnævnte vil i givet fald svare til følsomheden på anlægsinvesteringen. Følsomhed ifht. en eventuelt ekstrem hændelse hvor udetemperaturen et år eksempelvis er 1-2 grader lavere end et gennemsnitsår svarer til ovenstående hensyn til ændret COP-værdi for scenarie 4.D. Der er desuden set på følsomhed ifht. tidspunkt for hvornår fuld produktion fra Apple VP-anlæg starter. Med forskellige tidspunkter for Apple VP anlæg oppe at køre, er der set på situationen, hvor energibesparelserne efter nuværende aftale bortfalder i 2021 samt hensyn til følgende: 1. Der er antaget, at anlæg der etableres i 2020, men som først at oppe og køre i 2021, som de sidste kan få energibesparelsestilskud til anlægsinvesteringen. 2. Hvis bynært overskudsvarme skal kunne udnyttes er det i tilfælde med kun VP anlæg ved Apple (sc. 0 og 1.A) nødvendigt at investeres i anlæg i Viborg. Samtidig vil varmebehovet fra Apple falde. Der er antaget, at der tilsluttes 2% overskudsvarme svarende til MWh årligt i perioden fra 2021 svarende til 0,8-1,5 MW afhængig af hvor mange timer anlæggene kører. Samt at den nødvendige investering svarer til ekstra 2% af scenariets anlægsinvestering 3. Scenarierne med kombi anlæg (sc. 2.D og 4.D) samt kun VP anlæg ved Apple (sc. 0 og 1.A) vil skulle køre med priser, som i referencen i årene indtil Apple VP anlægget er oppe og køre. Der er dog benyttet de faktiske priser fra referencen de respektive år, som er lavere end gennemsnitsprisen. 4. Scenarierne uden anlæg ved Apple (sc. 3.A, 3.D og 5.D) er antaget at kunne etableres i år 0 (2020) og derved opnå energibesparelsestilskud. Herved bliver de gennemsnitlige produktionspriser for perioden som vist herunder. 76

79 kr./mwh Gennemsnitlig produktionspris ( ) Tidspunkt for Apple VP anlæg Sc. 0 Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur 10.2 Gennemsnitlige produktionspris ved forskellige tidspunkter for Apple VP anlæg. Det fremgår at den gennemsnitlige produktionspris er stigende for alle anlæg med varmepumper ved Apple eller større anlæg så som solvarme og damvarmelager jo senere anlæggene etableres. Hvorimod scenarie 3.A og 3.D er uafhængige af aftaler med Apple, kan etableres fra starten og derfor kun en svagt stigende pris afhængig af det faldende varmbehov, som resultat af tilgængeligt bynært overskudsvarme. Herunder specifikt for scenarierne 1.A, 2.D og 3.D. Gennemsnitlig produktionspris ( ) kr./mwh Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D Figur 10.3 Gennemsnitlige produktionspris for scenarie 1.A, 2.D og 3.D ved forskellige tidspunkter for Apple VP anlæg og med godkendte el-afgift. 77

80 Hvor priserne for 2020 kan genfindes i tidligere tabeller tabel for 55 MW. Det fremgår at scenarie 3.D bliver billigere end scenarie 2.D hvis Apple anlægget har fuld kapacitet senere end Samme beregning, men med permanent reduceret el-afgift efter Gennemsnitlig produktionspris ( ) kr./mwh Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D Figur 10.4 Gennemsnitlige produktionspris for scenarie 1.A, 2.D og 3.D ved forskellige tidspunkter for Apple VP anlæg og med permanent reduceret el-afgift. Det fremgår at scenarie 3.D bliver billigere end scenarie 2.D selv hvis Apple anlægget har fuld kapacitet i De kritiske år for scenarierne 2D, 3D og 4D er vist på anden vis i nedenstående figur. 78

81 Gennemsnitlig prod. pris (25 år) - Fuld kapacitet fra Apple VP D 3D 4D 2D 3D 4D 250 kr./mwh VP Apple & multi VP Viborg Godk. Elafgift Luft-til-vand VP & multi VP Viborg Godk. Elafgift halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg Godk. Elafgift VP Apple & multi VP Viborg Perma-nent sænket elafgift Luft-til-vand VP & multi VP Viborg Perma-nent sænket elafgift halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg Perma-nent sænket elafgift Figur 10.5 Gennemsnitlige produktionspriser med godkendt el-afgift og med permanent sænket el-afgift. Hvor det fremgår at 3D er den billigste løsning ved den godkendt elafgift og hvis Apple VP anlæg er på fuld drift senere end Samt hvor 3D allerede er den billigste løsning ved permanet sænket elafgift og hvis Apple VP anlæg er på fuld drift i Det er under alle omstændigheder urealistisk at Apple Varmepumpeanlæg kan levere fuld last før 2023 og dermed bliver den billigste løsning scenarie 3D. I ovenstående er der ikke taget hensyn til den mulige løsning med luft/vand VP anlæg på spidslastcentralerne i stedet for vand/vand VP anlæg, men forhold som plads og støjkrav skal undersøges for at kunne vurdere om det er en mulighed. Hvis der etableres luft-til-vand varmepumper på spidslastcentralerne må forventes, at resultere i en lidt bedre samlet COP og dermed blot sænke både 2D og 3D scenarierne i ovenstående figurer og dermed samme konklusion. 79

82 11 SAMFUNDSØKONOMI 11.1 Forudsætninger De samfundsøkonomiske beregninger er foretaget vha. Samfundsøkonomisk regneark, version 1.93,august 2018, og med Energistyrelsens samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger, august Der er normalt dette regneark og førnævnte beregningsforudsætninger, der benyttes til denne type beregninger, om end der alternativt kan benyttes lokale, veldokumenterede forudsætninger. Som eksempel kan det nævnes, at den historiske prognose for el-prisen i de enkelte års samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger afviger væsentlig fra den faktiske udvikling af el-prisen, som vist i figur 2-2. Her er beregnet de kommende års elpriser baseret på de enkelte års samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger og sammenlignet med de faktiske priser på el-spot markedet. Benyttes en alternativ model for udviklingen af el-priser, f.eks. den samme som til de driftsøkonomiske beregninger, og som forventes at være tættere på den faktiske udvikling i el-priser, vil de samfundsøkonomiske resultater blive endnu bedre end beskrevet i de følgende kapitler. Baseret på konklusionerne i tidligere kapitler er der set på følgende scenarier: Scenarie 1.A med en placering af varmepumpeanlæg udelukkende ved Apple samt et temperatursæt i transmissionsledningen og i nettet på 60/30 C. Scenarie 2.D med en kombineret placering af varmepumpeanlæg dels ved Apple og dels ved spidslastcentralerne i Viborg, et temperatursæt i transmissionsledningen og i transmissionsnettet på 50/26 C, balanceret fjernvarme i distributionsnettet og med lokal hævning af fremløbstemperaturen med varmepumper til zonerne i midtbyen og ved Houlkær baseret på Apple som varmekilde. Scenarie 3.D med en kombineret placering af varmepumpeanlæg dels central i Viborg og dels lokalt ved spidslastcentralerne i Viborg, et temperatursæt i transmissionsnettet på 50/26 C, balanceret fjernvarme i distributionsnettet og med lokal hævning af fremløbstemperaturen med varmepumper til zonerne i midtbyen og ved Houlkær baseret på udeluft som energikilde. Sammenlignet med: Referencen med nuværende naturgasbaseret kraftvarme og spidslast kedler. samt temperatursættet 80/40 C i transmissionsnettet. 80

83 11.2 Resultater Herunder resultaterne fra de samfundsøkonomiske beregninger. Nutidsværdi (20 år) [2017-prisniveau - mia. kr] Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D Samfundsøkonomisk overskud ift. referencen 3,1 3,1 2,9 Figur 11.1 Samfundsøkonomisk projektfordel. Heraf ses, at den største samfundsøkonomiske fordel findes i scenarie 2.D sammenlignet med referencen, baseret på at Apple varmepumpeanlæg kan levere 55 MW i CO2 udledning Herunder CO2 udledningen fra naturgasforbruget ved 45 hhv. 55 MW fra Apple. 4 CO2 udledning over 25 år (fra naturgasforbruget) 3 3 Mio. tco /40 60/30 50/ /26 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg luft/vand VP & multi VP Viborg luft/vand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, luft/vand VP & multi VP Viborg 45% Sol, luft/vand VP & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D 55 MW 3,13 0,17 0,09 0,04 0,09 0,04 0,04 0,04 Figur 11.2 CO 2 -udledning fra naturgasforbruget ved 45 hhv. 55 MW fra Apple. Her opnås den laveste CO 2 -udledning ved scenarie 2.D. Men da Apple ikke forventes etableret med fuld last i 2020 ender 3.D med den bedste samfundsøkonomi. Herunder resultaterne fra de samfundsøkonomiske beregninger for den totale CO 2 - besparelse over en periode på 20 år startende fra

84 CO 2-besparelse [mio. tons CO 2] Samfundsøkonomisk CO 2 besparelse i fht. referencen Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.D 1,11 1,12 1,12 Figur 11.3 Samfundsøkonomiske totale CO 2 -besparelse over 20 år Samfundsøkonomisk følsomhedsanalyse Ved et senere projektforslag vil der være krav om at det valgte projekt skal vise en robust samfundsøkonomisk fordel. Det vil sige, at der stadig skal være en væsentlig samfundsøkonomisk projektfordel ved eksempelvis følgende ændringer. +/- 10% på naturgasprisen +/- 10% på elprisen +/- 10% på anlægsinvesteringen +/- 10% på varmeproduktionen fra varmepumpeanlægget +/- 10% på overskudsvarmen I forbindelse med denne rapport er der lavet en omfattende følsomhedsanalyse på de driftsøkonomiske resultater, som også indeholder samtlige ovenstående forhold. Resultaterne viser kun små afvigelser ved ændring af ovenstående og viser en fortsat betragtelig fordel sammenlignet med referencen, se forrige kapitel. Derfor betragtes de driftsøkonomiske følsomhedsanalyser som repræsentative. Energistyrelsen forventes at offentliggøre nye samfundsøkonomiske priser sommeren 2018 og kort tid herefter udkommer sandsynligvis nyt samfundsøkonomiske regneark, som vil skulle benyttes i det videre forløb. Væsentligste ændringer i forhold til de benyttede forudsætninger og regneark forventes at være prognosen for el der pt. er lidt lavere end de faktiske priser og prognosen for naturgas sandsynligvis med lidt højere pris end tidligere. Ændring af begge forhold gør at den samfundsøkonomiske fordel bliver endnu større end beskrevet herover, men at forholdet imellem de enkelte scenarier forbliver uændret. Det vil fortsat være scenarie 2.D, der giver den største samfundsøkonomiske fordel. 82

85 12 KONKLUSION 12.1 Design Placering af varmepumpeanlæg Ved udelukkende, at placere varmepumpeanlæg ved Apple kan transmissionsledningen dimensioneres til et mindre flow, da fjernvarmen kan transporteres ved et højere temperatursæt fra Apple og ind til byen. Det giver en billigere transmissionsledning, men produktionsanlægget vil komme til at ligge langt fra byen, det er et dyrere og større enkeltstående varmepumpeanlæg, der er et højere ledningstab og senere vil det være dyrere at opkoble fremtidig overskudsvarme fra byen. Ved kun at placere varmepumpeanlæg nær byen skal transmissionsledningen dimensioneres til et større flow, da det vil være et lavere temperatursæt overskudsvarmen transporteres med fra Apple og ind til byen. Det giver en dyrere transmissionsledning, det er et dyrere og større enkeltstående varmepumpeanlæg som dog ligger nær byen, hvilket giver et lavere ledningstab og senere vil det være billigere og nemmere at opkoble fremtidig overskudsvarme fra byen. Beregningerne viser, at den laveste gennemsnitlige produktionspris, laveste totale levetidsomkostninger, laveste forbrugerpriser samt største samfundsøkonomiske fordel og største reduktions i CO 2 -udledningen opnås ved et 55 MW varmepumpeanlæg, balanceret fjernvarme med temperatursættet 55/30 C, en kombination af varmepumpeanlæg placeret delvist ved Apple og delvist ved spidslastcentralerne i Viborg på forudsætning af at Apple kan levere 55 MW allerede fra Sidstnævnte for hævning af fremløbstemperaturen lokalt til zonerne ved midtbyen samt ved Houlkær Temperatursæt Det forventes at være realistisk at opnå det fremskrevne / blå temperatursæt inden for få år samt at opnå det balancerede / grønne temperatursæt inden for 5 år (perioden fra ). Dog kræver det nødvendigt hævning af temperaturen i zonerne ved midtbyen og ved Houlkær. Det er forholdsvis let og billigt at opnå de nødvendige ændringer til det blå temperatursæt. Viborg Fjernvarme har allerede gennemført nogle af ændringerne og har budgetteret med flere af de resteredne tiltag. I driftsområdet fra % er der et stort flow i nettet, og alene med de allerede planlagte ændringer forventes det muligt at kunne sænke behovet, hvorved temperatursættet kan reduceres til 60/35 C. I spidslast situationen (ved 100% belastning) forventes behovet for temperatursættet kun at kunne sænkes marginalt til 78/35 C. Forbrugernes installationer, spidslastcentra- 83

86 lerne og blokcentralerne er endnu ikke udskiftet/ombygget og der vil fortsæt være behov for den høje fremløbstemperatur. I sommerlast situationen (ved 14% belastning) er der et forholdsvist lavt flow i nettet. Forbrugernes installationer, spidslastcentralerne og blokcentralerne er endnu ikke udskiftet/ombygget og der vil fortsat være et betydeligt varmetab disse steder, hvorfor temperatursættet kun forventes at kunne sænkes marginalt til 63/35 C. Yderligere ændringer frem mod det balancerede / grønne temperatursæt forventes muligt at opnå ved hjælp af de beskrevne ændringer, som i hovedtræk består af følgende: Grundlasten for Fristuphøj flyttes til Hamlen. Derved skal der ikke ændres på transmissionsnettet. Dog skal der lokalt omkobles mellem Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsledning og Viborg Fjernvarmes distributionsledning. Veksler mellem transmission og distribution fjernes, og der indsættes ventiler, som skal sikre mod for høje tryk. Som resultat af ovenstående er det nødvendigt at udskifte enkelt pumper og flowmålere. Opdatering af øvrige spidslastcentraler og yderligere sektionering af distributionsnettet. Omlægning af blokcentralerne. Opdatering af varmevekslerne hos forbrugerne. Herved kan behovet for temperatursættet i driftsområdet fra 25-65%, hvor der er et stort flow i nettet, sænkes yderligere til 55/30 C. Fjernvarmen til bymidten samt området ved Houlkær forventes fortsat hævet til det blå temperatursæt. Om vinteren (ved 100% belastning) kan temperatursættet sænkes yderligere til 70/30 C. Det skyldtes at brugernes installationer, spidslastcentralerne og blokcentralerne er ombygget, hvorved der vil være et lavere varmetab disse steder. Om sommeren (ved 14% belastning), hvor der er et forholdsvist lavt flow i nettet, kan temperatursættet sænkes yderligere til 58/30 grader. Det skyldes, at forbrugernes installationer, spidslastcentralerne og blokcentralerne er ombygget hvorved der, på trods af det lave flow, vil være et lavere varmetab disse steder. 84

87 12.2 Organisering og styring I forhold til referencen er behovet for driftspersonale væsentligt reduceret. Dels udgår naturgas kraftvarmeanlægget på Industrivej, da grundlasten overtages af varmepumperne, dels overgår spidslast produktionen til de lokale naturgaskedler og varmepumpeanlæg placeret på spidslastcentralerne og dels forventes den samlede, nødvendige spidslast kapacitet reduceret. Der kan oprettes et samlet vagtpersonale og en del af driftspersonalet og styringen forventes at overgå fra Energi Viborg Kraftvarme til Viborg Fjernvarme. Fjernvarmeforsyningen overgår til et behovsstyret anlæg med et styresystem, der skal sikre de korrekte temperaturer i nettet differentieret i de forskellige zoner. Det betyder, at Viborg Fjernvarme nødvendigvis skal kunne styre de lokale varmepumper ved spidslastcentralerne, samt styre hvornår naturgaskedlerne skal startes og stoppes i forhold til spidslastsituationer Økonomi Den gennemsnitlige produktionspris over 25 år ved 55 MW fra Apple bliver 240 kr./mwh under forudsætning af at varmepumpeanlæg placeres dels ved Apple og dels i Viborg ved Spidslastcentralerne. I første omgang eksklusiv overskudsvarme fra DC Tjele og uden overskudsvarme i Viborg samt for temperatursættet 55/30 grader. Til sammenligning er produktionsprisen i referencen 642 kr./mwh. Den totale produktionspris (TCO) over 25 år for tilsvarende scenarie bliver 1,69 mia. kr. Til sammenligning er TCO i referencen 4,67 mia. kr. Forbrugerprisen for tilsvarende scenarie bliver kr./år inklusiv moms. Til sammenligning er forbrugerprisen i referencen på kr./år inklusiv moms. Det er en væsentlig lavere pris selv med forbehold for en evt. kommende overskudsvarmeafgift på 82 kr./mwh eller kr./år inklusiv moms for et standard hus. Besparelsen for et standard hus bliver kr./år inklusiv moms i forhold til Viborg Fjernvarmes takstblad for Til sammenligning bliver der en øget udgift på kr./år inkl. moms i referencen. Det samfundsøkonomiske overskud i tilsvarende scenarie er på 3,1 mia. kr. sammenlignet med referencen. Desuden bliver scenarie 3.D billigst, såfremt overskudsvarmen fra Apple leveres som fuld last i 2022 eller senere Miljø Den totale samfundsøkonomiske CO 2 -besparelse over 20 år sammenlignet med referencen bliver 1,12 mio. tons CO 2. 85

88 En del af den store ændring fra referencen til scenarierne kommer af, at der i referencen er et væsentligt øget naturgasforbrug til produktion af både varme og el fra Energi Viborg Kraftvarmes CC-anlæg, som har en lavere varmevirkningsgrad end eksempelvis naturgaskedler, der kun producerer varme. I scenarierne produceres varmen i spidslasten udelukkende fra naturgaskedler, der kun producerer varme med en høj varmevirkningsgrad. Uden placering af varmepumpeanlæg lokalt på spidslastcentralerne vil der ved balanceret fjernvarme være behov for hævning af fremløbstemperaturen i zonerne for midtbyen og ved Houlkær, hvilket giver et lidt større naturgasforbrug ved 55/30 end ved 60/30. Men ved placering af varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne kan en stor del af denne hævning dækkes vha. varmpumper i stedet for naturgas kedlerne Beslutningsprocesser Selve beslutningsprocessen har stor indflydelse på hvilket scenarie der anbefales. Den nuværende ordning med anlægstilskud i form af første års energibesparelser falder bort med udgangen af Så anlæg der etableres herefter kan ikke forventes at få tilskuddet. Det kan gå hen at blive aktuelt for et større varmepumpeanlæg ved Apple, da der endnu ikke er indgået en 25 årig bindende aftale og først derefter kan der udfærdiges projektforslag, ændres lokalplaner, laves VVM anmeldelse, søges om miljøtilladelse, søges om anlægstilskud fra energiselskabernes energispareindsats, udfærdige udbudsmateriale, afholde licitation og bygges anlæg. Det er usandsynligt, at Apple varmepumpeanlæg kan levere 55 MW varme i 2022 og dermed mister alle scenarierne med Apple muligheden for anlægstilskud fra energiselskabernes energispareindsats. Hvis det er tilfældet er det en væsentlig, medvirkende årsag til, at det vil være en billigere, bedre og hurtigere løsning at forfølge scenarie 3.D helt uden Apple varmepumpeanlæg. Valg af energikilde, det vil sige enten udelukkende et el-drevet varmepumpeanlæg, der køler på overskudsvarme fra Apple eller i stedet udelukkende et el-drevet varmepumpeanlæg, der køler på udeluft placeret i Viborg samt mindre varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne, har stor indflydelse på fleksibiliteten i den valgte løsning. Udelukkende varmepumpeanlæg ved Apple betyder en stor investering i et anlæg 10 km fra Viborg, hvortil det ikke umiddelbart er muligt effektivt og billigt at udnytte bynært overskudsvarme. Hvorimod de bynære investeringer både er billigere og giver en højere fleksibilitet. Samtidig med at energikilden er mere forudsigelig ved køling på udeluft Perspektivering Med en placering af varmepumpeanlæg lokalt på spidslastcentralerne giver det desuden mulighed for at udnytte varmepumpernes overkapacitet, som vist på figuren herunder. Overkapaciteten kan eksempelvis benyttes til konvertering af naturgasforbruget i Viborg. 86

89 Varighedskurve Naturgas spids VP overkap. Naturgas VP andel MW Timer Figur 12.1 Varighedskurve med varmepumpe overkapacitet. Dertil kommer nedenstående forhold, som ved en nærmere undersøgelse forventes at kunne gøre 2.D eller 3.D til en endnu bedre løsning. Al investering er i beregningerne driftsøkonomisk og samfundsøkonomisk indregnet i etableringsåret Men reelt vil der være tale om investeringer spredt over flere år, hvilket vil gøre økonomien endnu bedre. Ved at koble den kommende overskudsvarme i Viborg på returledningen bliver behovet for temperaturløft mindre. Herved bliver virkningsgraden på de lokale varmepumper større, elforbruget hertil bliver endnu mindre hvilket vil reducere produktionsprisen yderligere. En stor del af de afsatte investeringer især i rørnettet, vil der alligevel blive behov for i forbindelse med udskiftning igennem den normale renovering. Det kan derfor diskuteres, hvorvidt disse omkostninger reelt bør taget ud af projektet, hvilket vil gøre økonomien for det isolerede projekt endnu bedre. Med de forventede energibesparelser bliver effektbehovet mindre over de kommende år. Et forhold som også vil gøre varmepumpeløsningen endnu bedre over tid. Behovet for naturgas spidslast bliver mindre og mindre over årene og med varmepumpeanlæggene er der en omstillingsparathed i nettet. Desuden er det samfundsøkonomisk bedre at ændre og tilpasse fjernvarmeforsyningen end at ændre eksempelvis klimaskærme 87

90 hos de enkelte forbrugere. De store energibesparelser i forsyningsnettet er således et væsentlig bidrag til at opnå 30% energibesparelse i 2030 jævnfør EU s målsætning. Varmepumper, og særligt de store varmepumper der anvendes i fjernvarmesektoren har i flere år været et varmt politisk emne, hvor fjernvarmebranchen har presset på for at få afgifterne tilpasset, så man kan høste de åbenlyse fordele, der er ved at udnytte spild- og overskudsvarme fra industrien, og den megen vindenergi, der er til stede i Danmark. Med den igangværende gradvise udfasning af PSO-afgiften, bliver det mere og mere attraktivt for både forsyningssektoren og industrien at investere i de store varmepumpeprojekter. NIRAS mærker denne stigende interesse både fra forsyningsvirksomhedsog industri-kunder. I de senere år har der været meget stor efterspørgsel efter biomasse som energikilde, og der bliver i dag både idriftsat og bygget mange biomasseværker både til kraftvarme og til ren varmeforsyning. Vi har svært ved at forestille os, at prisen for biomasse til afbrænding ikke vil stige. Ledende forskere inden for energiområdet påpeger, at behovet har toppet, og at der ikke bør bygges flere biomasseværker, men at der tværtimod skal satses mere på de større varmepumper og dermed muligheden for en bedre udnyttelse af den megen vindenergi, som der produceres. De senere år har vist en markant stigning i udbud og efterspørgsel af vedvarende elenergi, tendensen er, at elpriserne fortsætter med at falde. En tendens, der også viser, at det er uhyre svært at lave holdbare prognoser, når markedskræfterne er i spil, og de samfundsøkonomiske beregninger, der danner grundlag for de store beslutninger, er øjebliksbilleder, der giver det bedste bud på, hvordan virkeligheden ser ud fremskrevet 20 år. Elpriser jævnfør beregningsforudsætninger for 2020 er 741 kr./mwh, når PSO afgiften er trukket ud. Med det elforbrug, der kommer på tale til varmepumperne og til trykforøgepumperne i ledningsnettet, kommer elforbruget op i en mængde der fra elforsyningsselskaberne side vil kunne berettige til en særaftale. NIRAS har eksempler på elforbrugstunge virksomheder, der i dag har opnået priser på kr. MWh. Det anbefales derfor at afdække prispotentialet, som led i en følsomhedsanalyse til det videre forløb. Den driftsøkonomiske følsomhedsanalyse viser, at hvis elprisen falder med 25 % vil det give en 10 % lavere produktionspris på fjernvarmen svarende til 26,5 kr./mwh. Når rammebetingelserne bliver bedre for store varmepumper, falder priserne også. Med faldende investeringsomkostninger og faldende elpriser, er det med den skitsere- 88

91 de varmepumpeløsning ikke usandsynligt, at Viborg Fjernvarme indenfor kort tid kan levere 95 % fossilfri fjernvarme fra 95 % vedvarende el-energi Anbefaling Hovedformålet med denne rapport er at belyse hvilke scenarier, der kunne være relevante at analysere nærmere i forbindelse med et senere projektforslag. Med scenarierne 2.D og 3.D som de bedste løsninger går anbefalingen på dels at gennemføre de nødvendige tiltag med henblik på balanceret fjernvarme, og dels at gennemføre de nødvendige tiltag for at kunne udnytte bynært overskudsvarme ved hjælp af el-drevne varmepumper samt enten overskudsvarmepumpeanlæg ved Apple eller luft-vand varmepumpeanlæg i Viborg. Til balanceret fjernvarme inkluderer det: Opdeling af nettet i grønne zoner med balanceret fjernvarme samt hævning af fjernvarmens fremløbstemperatur i de blå zoner for Viborg bymidte og området omkring Houlkær. Lokal hævning af fremløbstemperaturen vha. separate varmepumpe combianlæg ved de største forbrugere, der ligger i de grønne zoner. Blokcentraler kobles direkte på Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Grundlasten for Fristruphøj flyttes til Hamlen. Viborg Fjernvarmes distributionsledning og Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsledning herimellem omkobles og der udskiftes nødvendige pumper og flowmålere. Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet opdimensioneret i begrænset omfang. Opdatering af nødvendige installationer hos forbrugerne i de grønne zoner. Til udnyttelse af bynært overskudsvarme inkluderer det: Varmepumpeanlæg placeret bynært for minimal ekstra hævning af den lokale fremløbstemperaturen på spidslastcentralerne (som opdateres) samt differentiering af fremløbstemperaturen til de blå zoner. 89

92 13 BILAG 90

93 13.1 Beregningsforudsætninger På de efterfølgende sider er vist Opdaterede beregningsforudsætninger, april Beregningsforudsætningerne indeholder ark med tal for følgende: Brændsel Drift og vedligehold Elsalg og elkøb Afskrivninger og renter Finansiering Grundpriser Virkningsgrader Udvikling af varmebehov Energibesparelser Fremløbs- og retur-temperaturer VP Anlægsinvesteringer 91

94 Fremtidig Fjernvarmeforsyning i Viborg Opdaterede beregningsforudsætninger, april 2018 Forudsætningsoversigt Brændsel, Naturgas Rå gaspris (samfundsøkonomi) kr./gj 39,100 42,400 45,700 48,800 51,700 54,500 57,200 59,900 62,400 64,900 67,300 69,100 70,800 72,400 74,000 75,500 76,300 77,100 77,800 78,400 79,000 79,000 79,000 79,000 79,000 79,000 Rå gaspris (driftsøkonomi) kr./m3 1,580 1,713 1,847 1,972 2,089 2,202 2,311 2,420 2,521 2,622 2,719 2,792 2,861 2,925 2,990 3,051 3,083 3,115 3,144 3,168 3,192 3,192 3,192 3,192 3,192 3,192 Variable omkostninger, gas kr./m3-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315-0,0315 Kapacitetstillæg kr./år Nødforsyning kr./m3-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157-0,0157 Distributionsafgift (gennemsnit) kr./m3-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530-0,1530 CC-anlæg CO₂-afgift til varme, VKVV kr./m3-0,403-0,407-0,411-0,415-0,419-0,423-0,427-0,431-0,435-0,439-0,443-0,447-0,451-0,456-0,461-0,466-0,471-0,476-0,481-0,486-0,491-0,496-0,501-0,506-0,511-0,516 Energiafgift til varme, VKVV kr./m3-2,263-2,286-2,309-2,332-2,355-2,379-2,403-2,427-2,451-2,476-2,501-2,526-2,551-2,577-2,603-2,629-2,655-2,682-2,709-2,736-2,763-2,791-2,819-2,847-2,875-2,904 NOX-afgift, VKVV kr./m3-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008 Gaskedler CO₂-afgift med CC-anlæg kr/mwh_varme -48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960-48,960 Energiafgift med CC-anlæg kr/mwh_varme -165, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,960 NOX-afgift kr/m³ -0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008-0,008 CO₂-afgift uden CC-anlæg kr/mwh -35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180-35,180 Energiafgift uden CC-anlæg kr/mwh -204, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,300 Træflis Tarif ekskl. afgifter (samfundsøkonomi) kr./gj 51,20 51,90 52,59 53,29 53,99 54,69 55,27 55,85 56,43 57,01 57,60 58,07 58,54 59,01 59,48 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 59,95 Tarif ekskl. afgifter (driftsøkonomi) kr./gj -48,47-49,13-49,79-50,45-51,11-51,77-52,32-52,88-53,43-53,98-54,53-54,97-55,42-55,86-56,31-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75-56,75 Statsafgifter, deflateret kr./gj -0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500-0,500 CO2-kvotepriser kr./ton Drift og vedligehold, Kraftvarmeværket, variabel kr./mwh el -31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7-31,7 Kraftvarmeværket, fast kr/år Kedel, naturgas kr./mwh Flis- og halmkedelanlæg, variabel kr./mwh Flis- og halmkedelanlæg, fast kr./år Transmissionsledning - D&V % -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2% Flisfyret hedtoliekedel, variabel kr./mwh_varme ORC-enhed, variabel kr./mwh_el ORC-enhed, fast kr/år D&V elvarmepumpe (Applevarme) kr/mwhvarme Elsalg og elkøb Energistyrelsen elprisscenarie samfundsøkonomi kr./mwh_el 217,00 227,00 238,00 249,00 259,00 270,00 280,00 291,00 302,00 312,00 323,00 333,00 344,00 355,00 365,00 376,00 386,00 397,00 408,00 418,00 429,00 429,00 429,00 429,00 429,00 429,00 Dansk Energi forward elprisscenarie indtil 2035 kr./mwh_el 290,00 294,00 298,00 302,00 306,00 310,00 304,00 298,00 292,00 286,00 280,00 280,00 280,00 280,00 280,00 280,00 287,45 295,64 303,83 311,28 319,47 319,47 319,47 319,47 319,47 319,47 Markedspris kr./mwh_el 193,20 190,70 196,60 193,10 190,20 187,40 192,20 Nordpool eltarif (elprisscenarie + samf.) kr./mwh_el 290,00 294,00 298,00 302,00 306,00 310,00 304,00 315,94 327,89 338,74 350,69 361,54 373,49 385,43 396,29 408,23 419,09 431,03 442,97 453,83 465,77 465,77 465,77 465,77 465,77 465,77 Nordpool eltarif + Dansk Energi forward + samf. kr./mwh_el 193,20 190,70 196,60 193,10 190,20 187,40 192,20 188,41 184,61 180,82 177,03 177,03 177,03 177,03 177,03 177,03 181,73 186,91 192,09 196,80 201,98 201,98 201,98 201,98 201,98 201,98 Stigning (60% af nettoprisindeks på 2%) % 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Inflation % 2,226 1,930 1,952 1,964 1,942 1,945 1,938 1,940 1,947 1,940 1,888 1,973 1,983 1,985 1,973 1,968 1,962 1,956 1,951 1,945 1,940 1,934 1,928 1,923 1,917 1,912 Realstigning % -1,026-0,730-0,752-0,764-0,742-0,745-0,738-0,740-0,747-0,740-0,688-0,773-0,783-0,785-0,773-0,768-0,762-0,756-0,751-0,745-0,740-0,734-0,728-0,723-0,717-0,712 Eltarif, ORC-anlæg (efter 45) kr./mwh_el 773,78 776,10 775,92 775,83 776,00 775,98 776,03 776,02 775,96 776,02 776,42 775,76 775,68 775,66 775,75 775,80 775,84 775,89 775,93 775,97 776,02 776,06 776,11 776,15 776,19 776,24 Eltarif, ORC-anlæg (efter 44) kr./mwh_el 343,20 340,70 346,60 343,10 340,20 337,40 342,20 338,41 334,61 330,82 327,03 327,03 327,03 327,03 327,03 327,03 331,73 336,91 342,09 346,80 351,98 351,98 351,98 351,98 351,98 351,98 Handelsomkostninger ved elsalg, variable kr./mwh_el -3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037-3,9037 Handelsomkostninger ved elsalg, faste kr./år Elkøbspris - el til varmepumpe (Applevarme) Nordpool eltarif + Dansk Energi forward + samf. kr/mwh -193,20-190,70-196,60-193,10-190,20-187,40-192,20-188,41-184,61-180,82-177,03-177,03-177,03-177,03-177,03-177,03-181,73-186,91-192,09-196,80-201,98-201,98-201,98-201,98-201,98-201,98 Spottillæg til Energi Midt kr/mwh Gebyr til Energinet.dk kr/mwh Transport, EM net 10 kv kr/mwh Transport, overordnet - Energinet.dk kr/mwh PSO-afgift (3. kvartal 2016) kr./mwh PSO udfasningsprofil (ihht plan) kr./mwh -33,8-33,8-33,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 PSO-afgift (3. kvartal 2016 samt udfaset i 2022) kr./mwh Elafgift kr/mwh Samlet elpris kr/mwh heraf elafgift kr/mwh Refusion af rumvarmeandel kr/mwh Elafgift, netto kr/mwh Samlet, netto kr/mwh Afskrivninger og renter Afskrivninger, nuværende anlæg* kr Finansielle udgifter, nuværende lån** kr * heraf afskrivning for geotermi kr. Fra 2017 til 2033 indgår en årlig afskrivning for geotermien på 5,882 mio. kr. Beløbet deflateres med 2 % om året. ** heraf finansielle udgifter for geotermi kr. Fra 2017 til 2033 indgår finansielle udgifter for geotermien oplyst af EVK. kr. Beløbene deflateres med 2 % om året. Figur 13.1 Udsnit 1/4 af beregningsforudsætninger 92

95 Finansiering: Rente 4,0% Projektrente i seks måneder i etableringsåret for nye projekter 6,0% Løbetid (VP og ORC) 25 år For VP og ORC Løbetid (trans.-ledninger) 30 år For transmissionsledninger Kurs 100 Deflation 2% Figur 13.2 Udsnit 2/4 af beregningsforudsætninger Virkningsgrad Elvarmepumpe Apple Temperatur fra og til Apple køl C Virkningsgrad varmepumpe ift Lorentz % Varme fra Apple 65 frem/40 retur COP Varme fra Apple 60 frem/40 retur COP Varme fra Apple 55 frem/40 retur COP Varme fra Apple 65 frem/30 retur COP 7,5 Temperaturløft 35 C Varme fra Apple 60 frem/30 retur COP 8,3 Temperaturløft 30 C Varme fra Apple 55 frem/30 retur COP 9,1 Temperaturløft 25 C Virkningsgrad ORC Elvirkningsgrad 14,5 % Varmevirkningsgrad 88,7 % Samlet 103,2 % Figur 13.3 Udsnit 3/4 af beregningsforudsætninger 93

96 Udvikling af varmebehov (efter energibesparelser) Nuværende varmesalg til distributører (inkl. 1% fald/år) MWh Ledningstab - transmissionsnet (svarende til 2,9% af varmesalg i 2016) MWh Reduktion af tab i distributionsnet Brutto varmebehov - nuværende kunder MWh Rest potentiale i forsyningsområdet i Viborg MWh Boligprogram - nye boliger i Viborg MWh Bydelscenter ved Asmild Centervej MWh Viborg Baneby - stigning ekskl. boligprogram MWh Tab i nye distributionledninger og stik MWh Tab i ny transmissionsledning MWh Nye områder og nye ledninger, i alt MWh Samlet varmebehov MWh Samlet varmebehov ekskl. ny transmissionsledning MWh Reduceret varmetab ved lavtemperatur MWh Samlet varmebehov ekskl. ny transmissionsledning (lav temp.) MWh Gennemsnit over 25år Energibesparelser I ovennævnte varmebehov er der indregne følgende energibesparelser 5,0% 6,0% 7,0% 8,0% 9,0% 10,0% 11,0% 12,0% 13,0% 14,0% 15,0% 16,0% 17,0% 18,0% 19,0% 20,0% 21,0% 22,0% 23,0% 24,0% 25,0% 26,0% 27,0% 28,0% 29,0% 30,0% Figur 13.4 Udsnit 4/4 af beregningsforudsætninger 94

97 13.2 Varmepumper Investeringsomkostninger varmepumpeanlæg på overskudsvarme 95

98 96

99 97

100 98

101 99

102 100

103 101

104 COP værdi ved flere placeringer Herunder resultatet af PlanEnergi s beregningsmodel, juni 2018 for den samlede COP værdi på 7,547 i tilfældet med placering af varmepumpeanlæg både ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg. VP2a VP2b VP2c VP2d Figur 13.5 Beregningsmodel for samlet COP værdi ved scenarie 2.D. Hvor: - VP1 er varmepumpeanlægget ved Apple. Når anlægget skal køre C kan den med fordel bestå af 2 eller 3 serielle varmepumper, som varmer i trin á 10 eller 7 C. De køler parallelt, da der kun er de 5 grader i temperaturforskel. - VP2a er varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg dækkende zonerne med balanceret fjernvarme i den vestlige del af Viborg. - VP2b er varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg dækkende zonen med fremskrevet fjernvarme i den vestlige del af Viborg (bymidten). Her er der regnet med to trin, som hver køler og varmer ca. 5 grader. Hvis der kun regnes med et enkelt trin, bliver virkningsgraden ligesom for VP2c. 102

105 - VP2c er varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg dækkende zonen med fremskrevet fjernvarme i den østlige del af Viborg (ved Houlkær). Da effekten kun er 1,6 MW er der regnet med en enkelt. - VP2d er varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg dækkende zonerne med balanceret fjernvarme i den østlige del af Viborg. Der er desuden taget hensyn til at den samlede varmepumpekapacitet bliver større i de scenarier, hvor vandstrømmen er større i transmissionsnettet end i distributionsnettet. Her blandes noget af det kolde vand op i temperatur og skal derfor køles ned igen flere gange i processen. VP1 er derfor på 46,2 MW og de fire VP2 er er til sammen på 16,2 MW. Samlet er der altså 62,4 MW varmepumper for at lave 55 MW varme. Den ekstra kapacitet elimineres dog, hvis vandstrømmene balanceres, så der kun bliver en mindre overkapacitet når VP2 udgår. Til investeringerne er der inkluderet omkostningerne for 16,2 MW ekstra varmepumpekapacitet i de scenarier med balanceret fjernvarme, hvor der er varmepumper på spidslastcentralerne. De skal dog kun booste fremløbstemperaturen fra 50 grader til grader, svarende til en samlet investering på 33 mio. kr. 103

106 Investeringsomkostninger ved luft/vand varmepumpeanlæg 104

107 105

108 106

109 107

110 COP værdier ved luft/vand varmepumpeanlæg For løsningen helt uden overskudsvarme fås en gennemsnitlig COP på den store varmepumpe på 4,4, når den kører både sommer og vinter. Den varmer vandet til 50 C og herfra booster de små varmepumper til hhv. 55 og 60 C, som i den tidligere beregning. De små varmepumper afkøler returen så den er 26 C og den store varmepumpe hæver altså temperaturen fra 26 til 50 C. COP for den store varmepumper spænder fra 6,2 ved 17 C udeluft og ned til 3,2 ved -8 C. Det vægtede gennemsnit ift. behovskurven bliver 4,4. Når der indregnes elforbruget fra de små boosterpumper, bliver COP for det samlede system 3,85 (ift. 8,3 med overskudsvarme). For løsning med 25 MW overskudsvarme og resten på luft, bliver den gennemsnitlige COP for luftvarmepumpen lidt lavere fordi den kun kører i de koldeste måneder. Her bliver gennemsnittet for luftvarmepumpen 4,1 og når elforbruget til boosterpumperne indregnes fås en samlet COP på 3,6. Luftvarmepumpen vil dog kun lave 38 % af varmen imens de 62 % forsynes via varmepumpen på overskudsvarme, som fortsat har en COP på 8,3. Når det hele regnes sammen for dette system fås en vægtet gennemsnits COP på: 5,5 Det vil sige følgende værdier: 100 % overskudsvarme: COP 8,3 100 % luft: COP 3,85 25 MW OV+luft: COP 5,5 I alle tilfælde vil COP kunne blive lidt højere, hvis boosterpumperne også udnytter luft i stedet for returvand. Boosterpumperne giver et lille merforbrug når de køler returen, fordi de på den måde afkøler noget af det vand, som den store varmepumpe lige har varmet op. Det betyder at en (lille) del af vandet skal opvarmes to gange, hvilket ikke ville være nødvendigt, hvis de havde en rigtig varmekilde. Til gengæld bliver installationen simpel og anlæggene kan nemmere flyttes rundt. Så hvis temperaturen gradvist kan reduceres i de forskellige områder, forsvinder dette tab i samme takt. 108

111 13.3 Scenarier Scenarierne 0, 1.A og 2.D er beskrevet i kapitel 4. Herunder beskrivelse af øvrige scenarier hvortil kapitlerne er navngivet med scenarie samt temperatursættet i fjernvarmenettet, hvor VP-anlægget er placeret samt hvorvidt overskudsvarme fra DC Tjele er med Scenarie 1.B - 55/30 og VP ved Apple Der henvises til rapporten:, Scenarie 2.A - 60/30 og VP i Viborg og ved Apple Scenarie 2.A er inklusiv VP med løft fra 30 C til 40 C placeret ved Apple. Desuden VP med løft fra 40 C til 60 C placereret i Viborg. Transmissionsledningen fra Apple til Viborg dimensioneres efter et temperatursæt på 40/25. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af EVK s transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler og sektionering samt opdatering af blokcentraler og brugerinstallationer. Figur 13.6 Scenarie 2.B ved 55 MW fra Apple Hvor: VP-anlæg ved Apple giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 40/25 C VP-anlæg i Viborg løfter fremløbstemperaturen yderligere til 60 C. 109

112 Der er forventet et temperatursæt i nettet som fremskrevet. Der er derfor ikke behov for yderligere løft af temperaturen. Der forventes en begrænset ændring af brugerinstallationerne, en begrænset zoneinddeling af nettet samt begrænset ændring af distributionsnettet og transmissionsnettet. Ovenstående resulterer i nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple MW 50 Varighedskurve - Scenarie 2.A (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode Timer Figur 13.7 Varighedskurve for Scenarie 2.A ved 55 MW fra Apple. Hvor varighedskurven reelt er den samme som for scenarie 1.A Scenarie 2.B - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple Der henvises til rapporten:,

113 Scenarie 2.C - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple inklusiv DC Tjele Der henvises til rapporten:, Scenarie 3.B - 55/30 og 2 trins VP ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 3.B er som Scenarie 3.A, men for temperatursæt svarende til balanceret fjernvarme og inklusiv 2 MW fra DC Tjele. Figur 13.8 Scenarie 3.B ved 55 MW fra Apple. Hvor: Hele 2 trins VP-anlæg er placeret ved Apple der er koblet 2 MW fra DC Tjele på og det giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 55/30 C Der er forventet et temperatursæt i nettet som ved balanceret fjernvarme. Der er derfor forventet behov for løft af fremløbstemperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Varighedskurve som for scenarie 2.C. 111

114 Scenarie 4.B - 55/30 og VP i Viborg Der henvises til rapporten:, Øvrige scenarie Der er endvidere set på en variant til scenarie 2.A (scenarie 2.AB) hvor de bynære varmepumpeanlæg er placeret ved spidslastcentralerne i stedet for ved EVK s kraftvarmeanlæg på Industrivej. Desuden er der set på et scenarie 4.A, der er som 4.B, men med temperatursættet 60/30 C Scenarie 5.D Mht. scenarie 5.D med sol, så er der herunder kommentarer til månedslig fordeling af varmebehov på ca MWh i Viborg samt produktionsfordelingen: Herunder et 20% anlæg, hvor det er muligt med direkte produktion til nettet via akkumuleringstank med begrænset lagring: Figur 13.9 Produktionsfordeling og varmebehov ved 20% solvarmeanlæg. I dette tilfælde bliver produktionen som følgende: 112

115 Figur Samlede produktionsfordeling ved 20% solvarmeanlæg. Der er i scenarie 5.D antaget et 45% anlæg som ser således ud: Figur Produktionsfordeling og varmebehov ved 45% solvarmeanlæg. Hvor der er behov for et damvarmelager for udnyttelse af overproduktionen i sommer månederne. 113

116 Figur Produktionsfordeling, varmelagring og varmebehov ved 45% solvarmeanlæg. I dette tilfælde bliver produktionen som følgende: Figur Samlede produktionsfordeling ved 45% solvarmeanlæg. Der er fortsat behov for maksimal produktionskapacitet på Ngas / VP anlæg og anlægsinvesteringen er høj, men produktionsprisen er tættere på at være konkurrencedygtig end hvis der kun etableres et 20% anlæg. Men den er fortsat højere end de øvrige scenarier, som det ses af ovenstående. 114

117 Der er tale om et voldsomt stort anlæg med et solfanger areal på m2 og tilhørende nødvendigt grundareal på m2 eller 63,2 Ha. Til sammenligning er Silkeborg anlægget på m2 solfangerareal (pt. største anlæg). Damvarmelageret er overslagsmæssigt på m3. Til sammenligning er Vojens på m3 (pt. største anlæg). Der er antaget, at der kan findes placering af både solvarmeanlæg og damvarmelager indenfor 5 km fra Viborg. Men især damvarmelageret, i den størrelse (eller 2 stk. i halv størrelse), bliver meget svært at finde lokation til. 20% anlægget er ca. det halve af ovenstående og sammenlignelig med Silkeborg. Men her er der behov for en væsentlig større produktion på naturgas / VP anlæg. Det er teoretisk muligt at gå højere op end de 45% fra solvarme og damvarmelager, men der er store/dyre udfordringer især med hensyn til lokation samt damvarmelagerets lågkonstruktion allerede ved en størrelse på m3 som i Vojens. 115

118 13.4 Investeringsomkostninger Transmissionsledning Dimension Sc. 0 Herunder samlet besparelse ved at gå en dimension op for udvalgte scenarier ved 55 MW anlæg. Sum i 20 år Besparelse drift i 20 år Varmetab Pumpeenergi Varmetab Pumpeenergi Merinvestering Samlet ydelse v. 2% annuitetslån i 20 år MWh MWh Mio. kr. Mio. kr. Mio. kr. Mio. kr. Mio. kr. Mio. kr. DN500/ ,7 3,9 93,5 Sc. 0 DN600/ ,5 1,7 64,4 29,1 30,0 36,7 Sc. 1.A DN500/ ,6 3,2 76,7 Sc. 1.A DN600/ ,3 1,4 54,2 22,5 30,0 36,7 Sc. 1.B+C DN500/ ,6 4,6 102,2 Sc. 1.B+C DN600/ ,1 2,0 62,2 39,9 30,0 36,7 Sc. 2.A DN700/ ,8 5,6 128,6 Sc. 2.A DN800/ ,8 3,3 81,2 46,4 40,0 48,9 Figur Besparelse ved skift i dimension. Hvor, der for udvalgte scenarier kan konkluderes følgende: Den samlede ydelse på merinvesteringen ved at gå op i dimension fra DN500/900 (serie 3) til DN600/800 (serie 1) er på 36,7 mio. kr. hvilket er større end besparelsen i driften på 29,1 mio. kr., så derfor er der valgt DN500/900 i referencen. Det samme gør sig gældende for scenarie 1.A. Den samlede ydelse på merinvesteringen ved at gå op i dimension fra DN500/900 (serie 3) til DN600/800 (serie 1) er på 36,7 mio. kr. hvilket er mindre end besparelsen i driften på 39,9 mio. kr., så derfor er der valgt DN600/800 for scenarie 1.B+C. Tilsvarende beregninger er udført for øvrige scenarier og for 45 MW anlægget. Resultatet er de benyttede dimensioner. 116

119 MW anlæg Enhedspriser VP (stempelkompressor) ved 55 MW 0,125 Mio. kr. / MW / C boost 0,149 0,144 Heraf bygning 5 % 3 3 Grundpriser i hhv. udenfor Viborg kr./m Transmissionsledning 10 km 5 Gennemsnitlig lodsejererstatning 50 kr./m² Forventet pris på energibesparelser (2017) 300 kr./mwh Afskrivningsperiode 25 år Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-til-vand VP Luft-til-vand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 50/ /26 50/26 Kapacitet transmissionsledning MW ,5 27,5 Transmissionsledning (10 km) DN Kappediameter mm Enhedspris for aktuelle dimension kr./m Bredde af tracé for lodsejererstatning m VP Apple MW ,5 0 VP Viborg MW ,5 27,5 VP boost fra Apple til transmissionsledning C VP boost fra transmissionsledning til net C COP VP Apple til transmissionsledning 100% 0,00 8,80 7,80 7,55 0,00 0,00 7,55 0,00 COP VP transmissionsledning til net 100% 0,00 0,00 0,00 7,55 4,20 3,85 3,60 3,60 Grund Apple m² Grund Viborg m² Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem - max pumpeeffekt kw Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur - max pumpeeffekt kw Internt DC Tjele Mio. kr Internt Apple Mio. kr VP Apple Mio. kr Central VP Viborg Mio. kr VP spidslastcentraler hhv. anlæg ved 5.D Mio. kr Transmissionsledning Mio. kr ,5 Lodsejererstatning Mio. kr. 0,0 4,0 4,0 4,5 0,0 0,0 4,0 2,0 Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem Mio. kr Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur Mio. kr Grundkøb Apple Mio. kr , ,4 0 Grundkøb Viborg Mio. kr ,5 10,5 5,7 5,7 CC-Anlæg levetidforlængelse Mio. kr Opgradering af transmissionsnettet Mio. kr Combi anlæg til boligblokke (storforbrugere) Mio. kr ,8 4,8 4,8 4,8 4,8 Udskiftning af pumper og flowmålere Mio. kr. 0,0 0,0 1,6 2,0 1,6 2,0 2,0 2,0 Ombyg. spidslastcentraler (sektionering) Mio. kr Nedlæg blokcentraler + direkte på VF distrib. net Mio. kr I alt Mio. kr Varmeproduktion VP (1. år) MWh Elforbrug til VP MWh Energibesparelser VP Mio. kr. 0,0-70,9-74,4-75,4-64,5-63,4-70,7-34,7 Total Mio. kr Figur Investeringsoversigt for 55 MW anlæg. 117

120 MW anlæg Enhedspriser VP (stempelkompressor) ved 45 MW 0,125 Mio. kr. / MW / C boost 0,152 0,145 Heraf bygning 5 % 3 3 Grundpriser (udenfor Viborg) kr./m Transmissionsledning 10 km 5 Gennemsnitlig lodsejererstatning 50 kr./m² Forventet pris på energibesparelser (2017) 300 kr./mwh Afskrivningsperiode 25 år Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-til-vand VP Luft-til-vand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 50/ /26 50/26 Kapacitet transmissionsledning MW ,5 22,5 Transmissionsledning (10 km) DN Kappediameter mm Enhedspris for aktuelle dimension kr./m Bredde af tracé for lodsejererstatning m VP Apple MW ,5 0 VP Viborg MW ,5 22,5 VP boost fra Apple til transmissionsledning C VP boost fra transmissionsledning til net C COP VP Apple til transmissionsledning 100% 0,00 8,80 7,80 7,55 0,00 0,00 7,55 0,00 COP VP transmissionsledning til net 100% 0,00 0,00 0,00 7,55 4,20 3,85 3,60 3,60 Grund Apple m² Grund Viborg m² Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem - max pumpeeffekt kw Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur - max pumpeeffekt kw Internt DC Tjele Mio. kr Internt Apple Mio. kr VP Apple Mio. kr Central VP Viborg Mio. kr VP spidslastcentraler hhv. anlæg ved 5.D Mio. kr Transmissionsledning Mio. kr ,5 Lodsejererstatning Mio. kr. 0,0 4,0 4,0 4,5 0,0 0,0 4,0 2,0 Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem Mio. kr Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur Mio. kr Grundkøb Apple Mio. kr , ,4 0 Grundkøb Viborg Mio. kr ,8 4,8 CC-Anlæg levetidforlængelse Mio. kr Opgradering af transmissionsnettet Mio. kr Combi anlæg til boligblokke (storforbrugere) Mio. kr ,8 4,8 4,8 4,8 4,8 Udskiftning af pumper og flowmålere Mio. kr. 0,0 0,0 1,6 2,0 1,6 2,0 2,0 2,0 Ombyg. spidslastcentraler (sektionering) Mio. kr Nedlæg blokcentraler + direkte på VF distrib. net Mio. kr I alt Mio. kr Varmeproduktion VP MWh Elforbrug til VP MWh Energibesparelser VP Mio. kr. 0,0-65,2-68,3-70,6-59,1-59,8-66,5-33,4 Total Mio. kr Figur Investeringsoversigt ved 45 MW anlæg Transmissionsnet Herunder analyse og vurdering af EVK s bynære transmissionsledning (transmissionsnet) og dennes evne til at køre balanceret temperatursæt. 118

121 EVK s forslag til nødvendige ændringer Jævnfør: Notat, Energi Viborg - Projektledelse - Apple overskudsvarme, Rambøll, 14. juni 2016, er der følgende konklusion. Analyserne viser, at nettet langt fra kan klare at forsyne i en maksimal situation ved temperatursættet 55/30ºC i sin nuværende form. Hvis man ønsker at køre dette sæt, kan der gøres tiltag, således at dette kan lade sig gøre. Transmissionsledningen kan med fordel tilsluttes i øverste højre hjørne af det eksisterende transmissionsnet, men for at kunne levere det nødvendige flow/effekt gennem nettet vil det være nødvendigt at opdimensionerer hele øst-strengen, samt hæve temperaturen ab kraftvarmeværket i den maksimale driftssituation. Desuden skal der etableres et pumpeanlæg, der hvor transmissionsledningen tilsluttes. Der kan være ræson i at etablerer en separat pumpestation på kraftvarmeværket med både frem og returpumper og dermed opdele nettet i 2 trykzoner. Hvis dette gøres, kan man nøjes med en DN500 transmissionsledning fra Apple og frem til kraftvarmeværket. Hvis ikke en sådan etableres, bør den opdimensioneres til en DN600. Der er i disse simuleringer ikke opdimensioneret på vest-strengen, men analyser viser, at den sidste strækning på denne streng er rimelig hårdt belastet (stort trykfald), hvorfor der bør overvejes om denne strækning bør udskiftes, især hvis der sker fortsat udbygning i området. VF opsummering og konklusion af ovenstående: Hvis nuværende drift (5,9 bar max pumpe) og afkøling på 96/46 er dimensionsgivende vil der kunne leveres 37 MW ved 55/30 fra kraftvarmeværket Hvis alle 74 MW skal leveres med 55/30 skal hele transmissionsnettet opdimensioneres én dimension og pumper skal yde 10 bars løft Samlet investering 90 mio. kr. Ovenstående svarer til denne rapports scenarie 1.C Termis-beregning Der er regnet Termis på transmissionsnettet med følgende forudsætninger: Temperatursæt på Industrivej 55/30. Grundlast effektleverance samlet 55 MW og fordeling i henhold til nedenstående figur. Styring er at pumpe på industrivej holder minimum fremtryk ved Overlund på 1,0 bar. 119

122 Desuden er nedenstående fordeling af effektbehovet på EVK s transmissionsnet benyttet. Figur Effektfordeling på EVK s transmissionsnet Resultatet af Termis beregningerne er vist i det følgende. Figur Trykfordeling i transmissionsnettet ved balanceret temperatursæt, uden ændringer på dimensioner og med nuværende fordeling af grundlast. Som det ses af ovenstående bliver fremløbstrykket over 20 bar (og det er ledning fra Fristruphøj til Hamlen, der er presset) og da nettet er udlagt til 16 bar går det ikke. Men af lastfordelingen fremgår det at grundlasten eventuelt kan flyttes til Fristruphøj. Herved bliver grundlasten 0 MW ved Fristruphøj og 8,1 MW ved Hamlen. 120

123 Flyttes grundlasten til Fristruphøj, således at hele VF s forsyningsområde forsynes fra Fristruphøj, kan trykket sænkes til ca. 12 bar uden at transmissionsnettet skal ændres. Herunder er de ændrede trykforhold vist. Figur Trykfordeling i transmissionsnettet ved balanceret temperatursæt, uden ændringer på dimensioner og grundlast flyttet til Fristruphøj. Der skal dog nye pumper til på Industrivej, da løftehøjde og flow med ovenstående ændring er øget. Herunder er vist variationen i løftehøjden langs transmissionsnettet. Figur Variation i transmissionsnettets nødvendige løftehøjde Alternativ forslag til nødvendige ændringer Der enighed om at nettet ikke kan klare at forsyne i en maksimal situation ved temperatursættet 55/30 C i sin nuværende form, men som det fremgår af temperaturkurven under kapitel 3 forventes temperatursættes i spidslast at være 70/30 C og ikke 55/30 C. Temperatursættet 55/30 C er således først gældende ved lavere belastning. Der er 121

124 således også enighed om at hvis der ønskes at køre med det lavere temperatursæt, er der nogle nødvendige ændringer der skal til for at det kan lade sig gøre. Jævnfør: Præsentation vedr. konvertering til VF hovednet, VF, 11. november 2016, er det uklart hvordan EVK er kommet frem til en halvering af effekten til kun 37 MW ved 55/30 C temperatursættet. Umiddelbart bør det være flowet som er dimensionsgivende. Flow ved 74 MW og 96/46 giver m³, hvor 37 MW og 55/30 C giver kun m³. Såfremt 55/30 C benyttes og regnes der med et flow på m³, kan der anvende 46 MW. Derfor forslås følgende ændringer, som alternativ til EVK forslag om at opdimensionere transmissionsnettet. Begrænset ombygning af centralerne og hvor VF etablerer et blandesystem. Blandesystemet forsynes af balanceret fjernvarme fra transmissionsledningen og nødvendig løft af fremløbstemperaturen fra gaskedlerne. Derefter leveres den blandede varme ud i sektionerne ud fra det differentierede behov. VF s hovedledning mellem Fristruphøj og Hamlen erstatter den underdimensionerede EVK transmissionsledning. Omkostninger til udskiftning af pumper er vurderet ud fra erfaringstal. Transmissionsledning fra Hamlen dedikeret til Overlund opdimensioneres Blokcentralerne konverteres til forsyning fra transmissionsledningen til VF s hovednet. Ovenstående svarer til de øvrige scenarier. 122

125 13.6 Varmeproduktion Varmetab Herunder del af forudsætninger til driftsøkonomiske beregninger inklusiv varmetab. Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-til-vand VP halv VP Apple, 45% Sol, halv Luft-til-vand halv VP Viborg VP Viborg & VP & multi VP & multi VP multi VP Viborg Viborg Viborg Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 50/ /26 50/26 COP VP Apple til transmissionsledning 0,00 8,80 7,80 7,55 0,00 0,00 7,55 0,00 COP VP transmissionsledning til net 0,00 0,00 0,00 7,55 4,20 3,85 3,60 3,60 Investering før energibesparelser Mio. kr. 29,0 344,7 377,0 432,3 271,3 275,6 402,5 814,6 Heraf transmssionsledning Mio. kr. 0,0 75,0 75,0 120,0 0,0 0,0 65,0 32,5 Energibesparelser VP Mio. kr. 0,0-70,9-74,4-75,4-64,5-63,4-70,7-34,7 Energibesparelser distributionsnet Mio. kr. 0,0 0,0-1,8-3,7-1,8-3,7-3,7-3,7 Investering Total 100% Mio. kr. 29,0 273,8 300,7 353,2 205,0 208,5 328,1 776,2 % Varmesalg VF (2016) 88,8 MWh Varmesalg Boligselskaber (2016) 6,8 MWh Varmesalg Overlund (2016) 4,4 MWh Totale varmesalg (EVK) ex. varmetab i transmissionsledn. MWh Varmetab i transmissionsledningen MWh Varmetab i transmissionsnet (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab i distributionsnet (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab Boligselskaber (10%) (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab Overlund (24,5%) (er inkl. i varmesalg) MWh Reduceret varmetab Samlede nødvendig Varmeproduktion (2020) 100% MWh Elforbrug i pumpestationer til transmissionsledning MWh Elforbrug hos storforbrugere i grønne zoner MWh I alt øget elforbrug MWh Figur Nøgletal og varmetab - 55 MW Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 60/30 55/30 55/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg Luft-til-vand VP Luft-til-vand VP & multi VP Viborg halv VP Apple, halv VP Viborg & multi VP Viborg Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 50/ /26 50/26 COP VP Apple til transmissionsledning 0,0 8,8 7,8 7,55 0,00 0,00 7,55 0,00 COP VP transmissionsledning til net 0,0 0,0 0,0 7,55 4,20 3,85 3,60 3,60 45% Sol, halv VP Viborg & multi VP Viborg Investering før energibesparelser Mio. kr. 29,0 313,9 339,8 397,1 230,4 235,3 352,1 688,9 Heraf transmssionsledning Mio. kr. 0,0 75,0 75,0 120,0 0,0 0,0 55,0 27,5 Energibesparelser VP Mio. kr. 0,0-65,2-68,3-70,6-59,1-59,8-66,5-33,4 Energibesparelser distributionsnet Mio. kr. 0,0 0,0-1,8-3,7-1,8-3,7-3,7-3,7 Investering Total 100% Mio. kr. 29,0 248,8 269,7 322,8 169,4 171,8 281,9 651,9 % Varmesalg VF (2016) 88,8 MWh Varmesalg Boligselskaber (2016) 6,8 MWh Varmesalg Overlund (2016) 4,4 MWh Totale varmesalg (EVK) ex. varmetab i transmissionsledn. MWh Varmetab i transmissionsledningen MWh Varmetab i transmissionsnet (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab i distributionsnet (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab Boligselskaber (10%) (er inkl. i varmesalg) MWh Varmetab Overlund (24,5%) (er inkl. i varmesalg) MWh Samlede nødvendig Varmeproduktion (2020) 100% MWh Elforbrug i pumpestationer til transmissionsledning MWh Elforbrug hos storforbrugere i grønne zoner (COP 4) MWh I alt øget elforbrug MWh Figur Nøgletal og varmetab - 45 MW 123

126 13.7 Temperatursæt Fremløbstemperatur Fremløbstemperaturen og dermed temperaturforskellen mellem fremløbstemperaturen og returtemperaturen har direkte indflydelse på VP-anlæggets varmeproduktionen i % i forhold til den samlede produktion som vist herunder. VP varmeproduktion (%) 80/40 dt 40 65/30 dt 35 60/30 dt 30 55/30 dt MW MW Figur VP varmeproduktion ved returtemperatur på 30 C. Før hensyn til VP anlæg ekstra effekt til erstatning af Ngas spidslast. Hvor: 80/40 og gennemsnitlig temperatur difference (dt) på 40 C svarer til referencen. 65/30 og gennemsnitlig dt på 35 C svarer til en situation imellem referencen og scenarierne herunder. Det skyldes, at det vil være for dyrt med større VPanlæg, der kan løfte fremløbstemperaturen yderligere 5 C ifht. 60/30. Der er derfor inkluderet et delvist større VP-anlæg som ved 60/30 samt en delvis produktion af spidslast ved EVK s eksisterende naturgas kraftvarmeanlæg, som tilfældet ved 80/40. 60/30 og gennemsnitlig dt på 30 C svarer til scenarie 1.A og 2.A. Men det svarer også til situationen ved 2.D med dt på 25 C ved brug af overkapaciteten lokalt til løft af fremløbstemperaturen. 55/30 og gennemsnitlig dt på 25 C svarer til øvrige scenarier. VP varmeproduktion under 85 % er markeret med rødt, mellem 85 og 90 % er markeret med blåt og over 90 % er markeret med grønt. Sidstnævnte som indikation af det optimale og dermed de billigste løsninger. Det fremgår umiddelbart, at det skal være 55 MW anlæg før VP produktioner i nærheden eller over 90% kan lade sig gøre. Ovenstående er herunder vist i graf herunder. 124

127 % ifht. totale varmeproduktion VP varmeproduktion (returtemp. 30 grader) 55 MW 45 MW dt 40 dt 35 dt 30 dt 25 80/40 65/30 60/30 55/30 Figur VP varmeproduktion ifht. totale varmeproduktion ved returtemperatur på 30 C. Før hensyn til VP anlæg ekstra effekt til erstatning af Ngas spidslast. Tilsvarende beregning, men efter hensyn til brug af VP overkapacitet for 55/30 bliver som vist på nedenstående figur. % ifht. totale varmeproduktion VP varmeproduktion (returtemp. 30 grader) 55 MW 45 MW dt 40 dt 35 dt 30 dt 25 80/40 65/30 60/30 55/30 Figur VP varmeproduktion ifht. totale varmeproduktion ved returtemperatur på 30 C. Efter hensyn til brug af VP overkapacitet til erstatning af Ngas spidslast. Hvor det fremgår, at den optimale udnyttelse af VP-anlægget, svarende til den største mulige varmeproduktion i forhold til den totale varmeproduktion, er ved 60/30 temperatursættet eller ved 55/30 med VP-anlæg placeret ved spidslastcentralerne. Det vil sige scenarie 1.A eller 2.D hhv. 3.D. 125

128 Det skal dog nævnes, at der til scenarierne med 55/30 temperatursæt er inkluderet et nødvendigt løft af temperaturen i zonerne for midtbyen og ved Houlkærvænget. Men i takt med vekslere også bliver skiftet i disse zoner (efter 5 år) vil behovet for løft blive væsentlig reduceret hvorved 55/30 scenarierne forventes at blive økonomisk endnu bedre end 60/30 scenarierne Returtemperatur Der er set på situationen, hvor returtemperaturen ikke kan sænkes til mere end 35 C. Højere returtemperatur betyder øget varmetab i samtlige ledninger. Der vil dog være behov for udskiftning af færre brugerinstallationer. Men største effekt, at der er mindre energiudnyttelse ved 35 C end ved 30 C i returtemperatur (med samme fremløbstemperatur), dermed behov for større flow igennem samtlige ledninger og heraf større pumpeudgifter og/eller behov for større dimensioner på enkelte af ledningsstrækningerne. Alternativ øget behov for løft af fremløbstemperaturen. Sidstnævnte betyder, at scenarierne ved 35 C i returtemperatur får behov for at hæve fremløbstemperaturen med tilsvarende 5 C. Dette svarer til behovet for at løfte temperaturen 5 C i scenarie 1.A og 2.A, så de reelt med hensyn til VP varmeproduktionen kommer til at svare til scenarie 1.B, 1.C, 2.B, 2.C, 3.A og 3.B. Samtidig med højere fremløbstemperatur øges varmetabet yderligere. Herunder VP varmeproduktionen i % i forhold til den samlede produktion ved forskellige temperatursæt. 80/40 dt 40 70/35 dt 35 65/35 dt 30 60/35 dt 25 VP varmeproduktion (%) 45 MW MW Figur VP varmeproduktion ved returtemperatur på 30 C. Før hensyn til VP anlæg ekstra effekt til erstatning af Ngas spidslast. Hvor: 80/40 og gennemsnitlig temperatur difference (dt) på 40 C svarer til referencen 70/35 og gennemsnitlig dt på 35 C svarer til en situation imellem ovenstående og nedenstående. 65/35 og gennemsnitlig dt på 30 C svarer til tilpassede scenarier som 1.A og 2.A inklusiv løft af fremløbstemperaturen. Men det svarer også til situationen 126

129 ved 2.D med dt på 25 C ved brug af overkapaciteten lokalt til løft af fremløbstemperaturen. 60/35 og gennemsnitlig dt på 25 C svarer til balanceret fjernvarme, men som de tilpassede øvrige scenarier inklusiv yderligere løft af fremløbstemperaturen. VP varmeproduktion under 85 % er markeret med rødt, mellem 85 og 90 % er markeret med blåt og 90 % er markeret med grønt. Sidstnævnte om indikation af det optimale og dermed de billigste løsninger. Det fremgår umiddelbart, at selv ved 55 MW anlæg og 65/35 temperatursæt vil VP-anlægget kunne bidrage med den største del på 88% af den totale varmeproduktion. Herunder er vist en tilsvarende graf. % ifht. totale varmeproduktion VP varmeproduktion (returtemp. 35 grader) 55 MW 45 MW dt 40 dt 35 dt 30 dt 25 80/40 70/35 65/35 60/35 Figur VP varmeproduktion ifht. totale varmeproduktion ved returtemperatur på 35 C. Før hensyn til VP anlæg ekstra effekt til erstatning af Ngas spidslast. Tilsvarende beregning, men efter hensyn til brug af VP overkapacitet for 55/30 bliver som vist på nedenstående figur. 127

130 % ifht. totale varmeproduktion VP varmeproduktion (returtemp. 35 grader) 55 MW 45 MW dt 40 dt 35 dt 30 dt 25 80/40 70/35 65/35 60/35 Figur VP varmeproduktion ifht. totale varmeproduktion ved returtemperatur på 35 C. Efter hensyn til brug af VP overkapacitet til erstatning af Ngas spidslast. Da VP varmeproduktionen generelt er lavere med en returtemperatur på 30 C er det generelt en dyrere løsning med 35 C i returtemperatur end ved en returtemperatur på 30 C. Det vil sige, at varmeproduktionsprisen og dermed også forbrugerprisen vil afhænge af hvor langt ned returtemperaturen kan komme. Men det er fortsat den billigste løsning med dt 25 C sammenlignet med referencen og de øvrige scenarier. 128

131 13.8 Følsomhedsanalyser Anlægsinvestering Herunder resultater fra følsomhedsanalyse på investeringen i anlæg. Følsomhed Anlægsinvestering kr./mwh % 100% 125% Anlægsinv. Anlægsinv. Anlægsinv. Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på anlægsinvesteringen. Hvor 25 % ændring af VP-anlægsinvestering resulterer i en begrænset ændring i de viste scenarier på kun 4-7 % af produktionsprisen, dog mindre end 1 for referencen og 11 % for sc. 5.D med solvarme og damvarmelager. 129

132 Energibesparelser Herunder resultatet af følsomhedsanalyse vedrørende prisen på energibesparelser. Følsomhed Pris på Energibesparelser kr./mwh kr./mwh 300 kr./mwh 375 kr./mwh Energib. Energib. Energib. Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på prisen for energibesparelser. Hvor 25% ændring af prisen på energibesparelser resulterer i en begrænset ændring i de viste scenarier på kun 1 % af produktionsprisen. 130

133 El-pris Herunder resultatet af følsomhedsanalyse vedrørende el-prisen. 800 Følsomhed El-pris kr./mwh % 100% 125% El-pris El-pris El-pris Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på elprisen. Hvor 25 % ændring af el-prisen resulterer i en ændring i de viste scenarier på 2-17 % af produktionsprisen. Desuden ses at referencen først ved ca. 100 % højere el-pris vil være konkurrencedygtig i forhold til scenarierne. 131

134 Naturgas-pris Herunder resultatet af følsomhedsanalyse vedrørende naturgas-prisen. 800 Følsomhed Ngas kr./mwh % 100% 125% Ngas-pris Ngas-pris Ngas-pris Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på naturgasprisen. Hvor 25 % ændring af naturgas-prisen resulterer i en ændring i de viste scenarier på 0-6 % af produktionsprisen. Desuden ses at referencen selv ved 75 % lavere naturgas-pris vil være dyrere end scenarierne. 132

135 Varmebehov Herunder resultatet af følsomhedsanalyse på varmebehovet. Følsomhed Varmebehov kr./mwh % 100% 125% Varmebeh. Varmebeh. Varmebeh. Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på varmebehovet. Hvor 25 % ændring af varmebehovet i scenarierne resulterer i 7-21 % ændring af produktionsprisen. Dog referencen kun 3-5 %. 133

136 Afskrivningsperiode Herunder resultatet af følsomhedsanalyse på afskrivningsperioden. Følsomhed Afskrivningsperiode kr./mwh år 25 år Afskrivn. Afskrivn. Ref. Ngas Sc Sc. 1.A Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.D Sc. 4.D Sc. 5.D Figur Følsomhedsanalyse på afskrivningsperioden. Hvor en ændring af afskrivningsperioden med 5 år for scenarierne resulterer i en begrænset ændring på kun 1% af produktionsprisen. 134

137 Samlede VP effekt Det er billigere med 55 MW frem for 45 MW, men grænsen for den økonomiske fordel er dog nået ved de 55 MW. Det kan ikke betale sig med større anlæg, som i givet fald ville køre med maksimale effekt under 1000 timer om året. Herunder udvalgte scenariers timedrift ved VP-anlæggenes maksimale effekt. VP makseffekt (timer) 45 MW 55 MW 65 MW Scenarie 1.A, 2.A, 2.D Scenarie 2.B og 3.A Scenarie Figur Timer drift ved maksimale effekt. Hvor: Driftstimer ved maksimale effekt under 700 timer er markeret med rødt, mellem 750 og timer er markeret med blåt og over timer er markeret med grønt. Grænsen for hvornår det kan betale sig med VP-anlæg var forventet ved ca timer og derved for 55 MW svarende til scenarierne 1.A, 2.A og 2.D som dog også er billigere end scenarie 2.B og 3.A og referencen. Desuden var det tidligere forventet at i 2020 vil der være 45 MW til rådighed fra Apple, at anlægget derefter vil blive udbygget og 55 MW ville være til rådighed fra Apple i Men udbygningsplanerne er reelt ukendte. Desuden er det muligt, at der med afslag på byggeri af tilsvarende anlæg i Irland, vil anlægget i Danmark blive udbygget hurtigere end tidligere forventet. Under alle omstændigheder bør VP-anlægget etableres for en samlet VP effekt på 55 MW Temperatursæt Fremløbstemperaturen og dermed temperaturforskellen mellem fremløbstemperaturen og returtemperaturen (dt) har direkte indflydelse på VP-anlæggets varmeproduktionen i % i forhold til den samlede produktion. Jo højere VP-andel jo lavere produktionspris. For faktiske andele ved forskellige temperatursæt og dt se bilag Største andel af VP-anlægget opnås ved 55 MW ifht. 45 MW og ved scenarie 2.D i forhold til 1.A. I 2.D kan VP anlæggenes overkapacitet benyttes lokalt til løft af fremløbstemperaturen i stedet for ved naturgas kedlerne, hvorved VP-andelen bliver større end ved 1.D. 135

138 Desuden er der hensynet til muligt aftag af overskudsvarme i Viborg der forventes afregnet til 290 kr./mwh ved et fremløb på 65 C mod kun 200 kr./mwh ved et fremløb på kun 55 C. Så ved eksempelvis aftag af MWh/år (svarende til 1,1 MW), vil der kunne spares 0,9 mio. kr./år ved at gå fra 65 C til 55 C i fremløb. Ovenstående svarer til varmeproduktionspriser som vist herunder sammenlignet med den gennemsnitlige varmeproduktionspris i de forskellige scenarier Varmeproduktionspriser kr./mwh /40 65/30 60/30 55/30 Gns. varmeprod. Pris Pris overskudsvarme Figur Varmeproduktionspriser Hvor det ses at forskellen på prisen for overskudsvarmen sammenlignet med produktionsprisen er mindre i scenarierne med 80/40 end ved 55/30. Tilsvarende resultater fremgår ved at se på returtemperaturen, se bilag Højere returtemperatur betyder øget varmetab i samtlige ledninger. Der vil dog være behov for udskiftning af færre brugerinstallationer hvis 35 C accepteres. Men største effekt er, at der er mindre energiudnyttelse ved 35 C end ved 30 C returtemperatur (med samme fremløbstemperatur). Dermed behov for større flow igennem samtlige ledninger og heraf større pumpeudgifter og/eller behov for større dimensioner på enkelte af ledningsstrækningerne. Alternativ øget behov for løft af fremløbstemperaturen. Sidstnævnte betyder, at scenarierne ved 35 C i returtemperatur får behov for at hæve fremløbstemperaturen med tilsvarende 5 C. Dette svarer til behovet for at løfte tem- 136

139 peraturen 5 C i scenarie 1.A, 2.A og 2.D, så de reelt med hensyn til VP varmeproduktionen kommer til at svare til scenarie 1.B, 1.C, 2.B, 2.C, 3.A og 3.B. Samtidig med højere fremløbstemperatur øges varmetabet yderligere. I bilag 13.7 er vist varmeproduktionen i % i forhold til den samlede produktion ved forskellige temperatursæt. Da VP varmeproduktionen generelt er lavere end med en returtemperatur på 30 C er det generelt en dyrere løsning med 35 C i returtemperatur end ved en returtemperatur på 30 C. Det vil sige, at varmeproduktionsprisen og dermed også forbrugerprisen vil afhænge af hvor langt ned returtemperaturen kan komme. Men det er fortsat den billigste løsning med temperatursættet 55/30 som i scenarie 2.D sammenlignet med referencen og de øvrige scenarier Placering af anlæg og hensyn til overskudsvarme Ved en placering af VP-anlægget udelukkende ved Apple kan transmissionsledningen dimensioneres for et mindre flow, da det er et højere temperatursæt fjernvarmen transporteres med fra Apple og ind til bynært. Det giver en billigere transmissionsledning, men produktionsanlægget vil komme til at ligge langt fra byen, det er et dyrere og større enkeltstående VP-anlæg, der er et højere ledningstab og senere vil der være en dyrere opkobling fra fremtidig bynært overskudsvarme. Ved en placering af VP-anlægget udelukkende bynært skal transmissionsledningen dimensioneres for et større flow, da det vil være et lavere temperatursæt overskudsvarmen transporteres med fra Apple og ind til bynært. Det giver en dyrere transmissionsledning, det er et dyrere og større enkeltstående VP-anlæg som dog ligger bynært, hvilket giver et lavere ledningstab og senere vil der være en billigere og nemmere opkobling fra fremtidig bynært overskudsvarme. Af bynært overskudsvarme kan nævnes: 1. Benytte røggastemperaturen fra naturgas-anlæg i Viborg som overskudsvarme, der kan løftes igennem VP-anlægget. 2. Overskudsvarme fra lokale luft/vand-anlæg i Viborg. 3. Køling af industrivand vha. VP-anlægget. Specielt vedrørende punkt 1: Herunder er de aktuelle røggastemperaturer til udnyttelse når naturgaskedlerne kører: Industrivej: ca. 38 C Hamlen: ca. 38 C Gyldenrisvej: ca. 50 C 137

140 Farvervej: ca. 50 C Røggastemperaturen vil kunne benyttes som boost af returtemperaturen (som er grader) hvorefter varmepumpeanlægget vil skulle løfte returtemperaturen mindre end uden røggastemperaturen og dermed opnås en højere virkningsgrad (COP) på varmepumperne. Herunder sammenligning af resultater ved produktionsprisen sammenlignet forskellige placeringer af VP-anlæg samt ved forskellige aftag af overskudsvarme dels på kort sigt med 45 MW og 60/30 dels på lang sigt med 55 MW og 55/30. Produktionspris kr./mwh MW Temperatursæt 60/30 Inkl ,1 2,3 MW fra DC Tjele MW i Viborg MW i Viborg VP kun Apple VP Energivej VP Spids.centr VP kun Viborg Figur Forskellige placeringer af VP-anlæg ved 60/30 temperatursæt og 55 MW. Hvor: VP-anlæg placeret ved Apple svarer til scenarie 1 hhv. 3. VP-anlæg placeret som en kombination både ved Apple og i Viborg (ved Industrivej) svarer til scenarie 2.A, 2.B og 2.C. VP-anlæg placeret som en kombination både ved Apple og i Viborg (ved spidslastcentraler) svarer til scenarie 2.AB. VP-anlæg placeret i Viborg svarer til scenarie

141 I tilfældet med placering af VP-anlægget ved Apple vil der blive behov for investering i et separat/selvstændig anlæg i Viborg til udnyttelse af overskudsvarmen i Viborg. Omkostningerne hertil er forventet som tilsvarende ved DC Tjele per MW udnyttet. Der er set på 1,1 hhv.2,3 MW potentiel overskudsvarme tilgængeligt i Viborg. Til sammenligning svarer 1,1 MW til MWh/år. En kombineret placering af VP-anlæg både ved Apple og i Viborg (ved spidslastcentraler) og inklusiv 2 MW fra DC Tjele er stort set samme lave produktionspris sammenlignet tilfældet med en placeringen af VP-anlæg udelukkende ved Apple. Men forskellene er endnu mere udpræget ved balanceret fjernvarme, som vist herunder. Produktionspris kr./mwh MW Temperatursæt 55/30 Inkl ,1 2,3 MW fra DC Tjele MW i Viborg MW i Viborg VP kun Apple VP Energivej VP Spids.centr VP kun Viborg Figur Forskellige placeringer af VP-anlæg ved 55/30 temperatursæt og 55 MW. Hvor: En kombineret placering af VP-anlæg både ved Apple og i Viborg ved spidslastcentralerne selv uden 2 MW fra DC Tjele og uden overskudsvarme i Viborg giver en væsentlig lavere produktionspris sammenlignet tilfældet med en placeringen af VP-anlæg udelukkende ved Apple. 139

142 Desuden vil en kombination af VP-anlæg betyde, at VP-anlægget i Viborg er med til at sikre 26 C i transmissionsledningens returløb selv hvis der på kort sigt kun opnås 35 C i returtemperatur fra distributionsnettet. Denne effekt kan ikke opnås, hvis hele VPanlægget er placeret ved Apple. 140

143 13.9 Eksempel på blokcentral Herunder notat fra 21. december 2017 vedrørende fremtidig varmeforsyning til Ringparken boligblok, som i dag forsynes direkte fra EKV s distributionsnet via en blokcentral Baggrund Hidtil har Ringparken haft en god aftale med betaling alene med EKV s produktionspris og i 2018 med en forventet pris på 402 kr./mwh. Dog har Ringparken haft et større forbrug på grund af det store varmetab på op til 25% af det samlede køb. Desuden må EKV s pris forventes at stige på grund af grundbeløbets bortfald og med nuværende naturgas som brændsel med risiko for stigning af produktionsprisen på op til 599 kr./mwh. Det er endvidere nødvendigt med en levetidsforlængelse af naturgasanlægget hvorved en variable varmepris kan risikere at blive op til 672 kr./mwh. Denne situation vil i det efterfølgende blive benævnt referencen. Alternativt bygges nyt centralt varmepumpeanlæg med aftag af overskudsvarme fra Apple. Det er sandsynligt at EKV i den forbindelse kan sænke den forventede produktionspris fra de 599 kr./mwh til 329 kr./mwh, men det kan blive nødvendigt at ændre tarif, så afskrivninger på anlægsinvesteringerne bliver inkluderet i varmeprisen. Forventet variabel varmepris (forventeligt fra 2020) bliver ca. 402 kr./mwh altså ca. dat samme som nu. Ringparken er opmærksom på det store varmetab i eget net og budgetter for renoveringsplaner er lavet. Herefter vil varmetabet blive reduceret, men det nødvendige varmebehov må forventes afregnet som minimum til 329 kr./mwh som beskrevet i ovenstående. Denne situation er i det efterfølgende benævnt scenarie 0. Yderligere sænkning af varmeprisen er kun muligt ved en sænkning af temperatursættet i byen transmissions- og fordelingsnet. Derved reduceres varmetabet og den nødvendige varmeproduktion. Blokvarmecentralerne er imidlertid dimensionsgivende for temperatursættet i EKV s transmissionsnet og Ringparken betaler med den nuværende produktionspris sammen med alle andre forbrugere i Viborg for det høje varmetab i nettet. EKV kan kun sænke temperatursættet og varmeprisen, hvis alle blokcentraler samtidig renoverer deres interne net. VF har arbejdet i mange år med reducering af temperatursættet i eget distributionsnet, men er nu nået til er punkt, hvor det ikke kan sænkes mere med mindre der tages hensyn til netop blokcentralerne. Da VF aftager 90% af EKV s varmeproduktion ved et reelt for højt temperatursæt, betaler alle VF s forbrugere for det unødvendigt høje varmetab. VF har derfor heller ikke mulighed for at sænke varmeprisen yderligere. Men ved en renovering af interne net og en opkobling på VF s net ved hjælp af en zoneinddeling bliver det dels muligt at sænke Ringparkens varmebehov og dels at sænke det lokale nødvendige temperatursæt. Herved kan temperatursættet i distributionsnettet også sænkes, varmetabet kan reduceres og varmeprisen kan reduceres til glæde for alle forbrugere. 141

144 VF s variable varmepris forventes i 2018 at blive 466 kr./mwh (som dækker køb af varme fra EKV + ekstra omkostninger til VF s net), et årligt fastbidrag på 14,5 kr./m 2 (som dækker afskrivninger og varmetabet i VF s net) samt et opkoblingsbidrag. Ved renovering af Ringparkens interne net og opkobling på VF s net bliver det muligt dels at sænke den variable varmepris og dels at sænke den faste afgift. Modsat hvis der fortsat kobles på EVK s net kommer alle øvrige forbrugere i Viborg til at betale for den højere pris. Der er umiddelbart 2 mulige opkoblinger til VF s net. Blokcentralen forsynes fra VF s net med en ny dedikeret hoved stikledning. Her vil der fortsat være behov for og varmetab fra selve blokcentralen samt forsyningsledningerne imellem blokkene. Til sikring af nødvendigt temperatursæt opsættes lokalt, større VPanlæg eller DCW-anlæg på blokcentralen. Denne situation vil i det efterfølgende blive benævnt scenarie 1.A. Alternativt forsynes de enkelte boligblokke selvstændigt med nye stikledninger fra VF s net (11 stk.). Her vil varmebehovet være endnu mindre og afregning af forbrug vil kunne foregå fra kælderen ved hver stikledning. Denne situation kaldes i det efterfølgende for scenarie 2.D. Scenarier er beskrevet i det følgende Scenarier Referencen Som nu udelukkende med forsyning fra EVK s net via eksisterende, dedikeret tilslutning igennem blokvarmecentralens veksler og med fjernvarme udelukkende produceret på naturgas. EVK-net Ringparken investerer selv i renovering af interne net. Scenarie 0 Som nu udelukkende med forsyning fra EVK s net via eksisterende, dedikeret tilslutning igennem blokvarmecentralens veksler og med fjernvarme produceret fra Apple vha. et VP-anlæg og boost på naturgas. EVK-net Ringparken investerer selv i renovering af interne net. 142

145 Scenarie 1A Forsyning fra VF s net via ny, dedikeret tilslutning igennem blokvarmecentralen og med fjernvarme produceret fra Apple vha. et VP-anlæg, boost på naturgas samt centralt VP boost eller DCW-løsning på blokcentralen. VF-net Ringparken investerer selv i renovering af interne net samt betaler for tilslutning svarende til ny dedikeret tilslutning fra VF-net til blokcentralen. VF investerer i større central varmepumpe eller DCW-løsning på blokcentralen. Scenarie 2D Forsyning fra VF s net via nye, multible tilslutninger hvorved blokvarmecentralen og veksler bypasses. Fjernvarmen produceres fra Apple vha. multible VP-anlæg samt boost på naturgas og lokalt VP boost eller DCV-løsning til hver af bloktilslutningerne. VF-net Ringparken investerer selv i renovering af interne net (anden type og beløb end for scenarie 1A) samt betaler for tilslutning svarende til nye multible tilslutninger fra VF-net til blokcentralen. Ringparken forventes at ligge i det der kaldes en varm zone med en fremløbstemperatur i distributionsnettet på 60 grader hvilket forventes tilstrækkelig Forudsætninger Der er taget hensyn til følgende: Ringparken - Varmekøb 2235 MWh Areal m² - Varmebehov beregnet 1725 MWh Bortfald af grundbeløb med udgangen af 2018 Reference med levetidsforlængelse af naturgas fjernvarmeforsyningen + EVK opkobling Scenarie 0 med central VP anlæg + EVK opkobling Scenarie 1A med central VP anlæg + VF opkobling + boost ved blokcentral 143

146 Scenarie 2D med decentrale VP anlæg + VF opkobling + tilslutning ved boligblokke Hensyn til lempelsen af elvarmeafgiften vedtaget i Erhvervspakken den 12. november 2017 Investeringer samt varmetab og varmebehov i de forskellige scenarier Forventede produktionspriser og variable varmepriser i de forskellige scenarier 2020 og frem 20 års levetidsomkostninger (TCO) 20 års levetids offeromkostninger (OC) Desuden følgende: Tabel 13.1: Varmekøb og varmetab 2018 Varmekøb og varmetab: 2018 Alle scenarier Varmekøb [MWh/år] 2235 Heraf varmetab [MWh/år] 510 Tabel 13.2: Varmekøb og varmetab (efter renovering/ændringer) Ref. Sc. 0 Sc. 1A Sc. 2D Varmekøb [MWh/år] Heraf varmetab [MWh/år] Tabel 13.3: Varmepriser med vedtaget elafgift Varmepris: [kr./mwh] 2019 Ref. Sc. 0 Sc. 1A Sc. 2D Produktionspris * 255 * Variable varmepris * Kræver løft af temperatur eller ombygning til individuel, da temperaturen ikke er høj nok ifht. nuværende temperaturbehov Tabel 13.4: Fastafgift Fastafgift: [kr./m 2 ] Ref. Sc. 0 Sc. 1A Sc. 2D Alle år ,5 14,5 144

147 Tabel 13.5: Ringparken investeringer Ringparken investeringer: Investering [mio. kr.] Ref. Sc. 0 Sc. 1A Sc. 2D Rør i blokvarme system 2,63 2,63 2,63 1,91 Nye anlæg * 0,84 Stikledning/-er 0 0 0,01 0,11 Energibesparelse -0,08-0,08-0,08-0,14 I alt 2,55 2,55 2,56 2,72 * Forudsat at VF installerer varmepumpe Energibesparelse: Svarende til forskellen mellem varmekøb 2018 og 2019 med en forventet pris på 350 kr./mwh. Tabel 13.6: VF investeringer VF investeringer: Investering [mio. kr.] Ref. Sc. 0 Sc. 1A Sc. 2D Stikledning/-er 0 0 0,05 0,60 Nye anlæg 0 0 0,20 0 I alt 0 0 0,25 0,60 Offeromkostninger fra Ref. til sc. 2D: (599 kr./mwh 296 kr./mwh) * MWh/år / 90% * 20 år = mio. kr. EKV producerer ca. 10% til blokcentralerne = MWh/år * 10% = MWh/år. Hvoraf Ringparkens andel udgør MWh/år ud af de ca MWh/år = ca. 7%. Det vil sige ca. 7% af offeromkostningerne skyldes Ringparken: mio. kr. * 0,07 = 94 mio. kr. over 20 år Eller Ca. 5 mio. kr. om året. Det vil sige hvis Ringparken ender i referencesituationen, så er de årsag til at alle forbrugere i Viborg betaler 5 mio. kr. mere om året end nødvendigt. Offeromkostninger fra sc. 0 til sc. 2D: (329 kr./mwh 296 kr./mwh) * MWh/år / 90% * 20 år = 147 mio. kr. EKV producerer ca. 10% til blokcentralerne = MWh/år * 10% = MWh/år. Hvoraf Ringparkens andel udgør MWh/år ud af de ca MWh/år = ca. 7%. Det vil sige ca. 7% af offeromkostningerne skyldes Ringparken: 147 mio. kr. * 0,07 = 10 mio. kr. over 20 år 145

148 Eller Ca. 0,5 mio. kr. om året. Det vil sige hvis Ringparken vælger scenarie 0, så er de årsag til at alle forbrugere i Viborg betaler 0,5 mio. kr. mere om året end nødvendigt. Offeromkostninger fra sc. 1A til sc. 2D: (318 kr./mwh 296 kr./mwh) * MWh/år / 90% * 20 år = 98 mio. kr. EKV producerer ca. 10% til blokcentralerne = MWh/år * 10% = MWh/år. Hvoraf Ringparkens andel udgør MWh/år ud af de ca MWh/år = ca. 7%. Det vil sige ca. 7% af offeromkostningerne skyldes Ringparken: 98 mio. kr. * 0,07 = 6,9 mio. kr. over 20 år Eller Ca. 0,3 mio. kr. om året. Det vil sige hvis Ringparken vælger scenarie 1A, så er de årsag til at alle forbrugere i Viborg betaler 0,3 mio. kr. mere om året end nødvendigt VF motivation for omlægning Herunder punkter til VF s motivation for omlægning: Ved at sænke temperatursættet kan varmetabet reduceres og derved kan varmeprisen reduceres Men det er kun muligt, hvis der tages hensyn til blokcentralerne, da de i dag er dimensionsgivende for temperatursættet i transmissionsnettet EKV producerer ca MWh/år, heraf ca. 90% til VF og ca. 10% til blokcentralerne Levetids offeromkostninger som nu i forhold til en alternativ, optimal løsning Varmeprisforskel * totale varmesalg * 20 år Offeromkostninger (fra scenarie 0 til 2D): (329 kr./mwh 296 kr./mwh) * MWh/år / 90% * 20 år = 147 mio. kr. Ringparkens aftager MWh/år svarende til ca. 7% af de MWh/år til blokcentralerne Ringparkens andel af offeromkostninger: 147 mio. kr. * 7% = 10 mio. kr. over 20 år Eller ca. 0,5 mio. kr. om året 146

149 Tabel 13.7: Resultater for Ringparken Resultater TCO og OC for Ringparken inklusiv hensyn til drift og vedligehold: [mio. kr.] over 20 år Ref. EVK Sc. 0 EVK Sc. 1A VF Sc. 2D VF TCO OC I alt Baseret på EVK produktionspriser Baseret på VF variable varmepriser samt fastafgift på 14,5 kr./m2 Tabel 13.8: Resultater for VF VF business case Herunder business case for VF inklusiv hensyn til følgende: + Fastafgift + VF andel af variable varmepris - Drift og vedligehold (af lokale VP eller DCW anlæg) - VF betaling af varmetab i stikledning/-er - Renter og afdrag på investering (i lokale VP eller DCW anlæg) [mio. kr.] over 20 år Ref. EVK Sc. 0 EVK Sc. 1A VF Sc. 2D VF TCO 0,4 0,2 1,6 1,1 Akkumuleret indtægt -0,4-0,2 5,8 6,2 Eksklusiv hensyn til offeromkostninger! Med ovenstående overvejer VF følgende alternativer til fastafgiften: 1. Generel opdeling af fastafgiften eventuelt som følgende: 0 m m 2 14,5 kr./m m m 2 80% 3000 m 2-60% 2. Specifikt for Ringparken: Som nu over alle årene, men eventuelt med en indfasning fra 0 til 100% over 10 år. Speciel rabat for Ringparken eksempelvis permanent på 2/3-del. Herved bliver VF s akkumulerede indtægt for scenarie 2D reduceret med 3,6 mio. kr. til en akkumuleret indtægt på 2,6 mio. kr. og Ringparkens TCO bliver for scenarie 2D på 18,4 mio. kr. og dermed en billigere løsning for Ringparken end med nuværende opkobling på og afregning med EVK. 147

150 13.10 Oversigt over tiltag Herunder oversigtskort med tiltag på distributionsnettet. Nordvest Øst Sydvest Figur Oversigtskort inklusiv signaturforklaring. Figur Nordvest. 148

151 Figur Sydvest. 149

152 Figur Øst. 150