Viborg Fjernvarme. Maj 2017 ANALYSE AF BALANCERET FJERNVARME

Transkript

1 Viborg Fjernvarme Maj 2017 ANALYSE AF BALANCERET FJERNVARME

2 PROJEKT Viborg Fjernvarme Projekt nr Dokument nr Version 2.4 Udarbejdet af HAGH/TGR Kontrolleret af JHAL/GB 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 INDHOLD 1 Resumé Indledning Baggrund Koncept Undersøgelser Forkortelser Kildehenvisning Kapitler Forudsætninger Lovgivning Varmeforsyningsloven Projektbekendtgørelsen Tekniske anlæg Varmebehov Temperatursæt Varighedskurve Afgifter Overskudsvarmeafgift 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) Investeringer Energi Viborg Kraftvarmes kraftvarmeværk Internt Apple Grund Varmepumper Transmissionsledning Lodsejer- og afgrødeerstatning Pumpestationer Transmissionsnet... 26

4 INDHOLD 5.9 Sektionering samt opgradering af distributionsnet og spidslastcentraler Sektionering Distributionsnet og spidslastcentraler Boligselskabers blokvarmecentraler Omlægning til direkte forsyning fra VF net Konklusion 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 Selskabsøkonomi Varmeproduktionspris Samlede levetidsomkostninger... 45

5 INDHOLD 9 Forbrugerperspektiv Komfort og sundhed Udfordringer ved balanceret fjernvarme og legionella Løsninger til at undgå legionella Erfaringer fra Bjerringbro Varmeværk Erfaringer fra Viborg Fjernvarme Bekæmpelse af legionella ved balanceret 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 Perspektivering Anbefaling... 63

6 INDHOLD 13 Bilag Beregningsforudsætninger Varmepumper Investeringsomkostninger COP værdi ved flere placeringer Scenarier Scenarie 1.B - 55/30 og VP ved Apple Scenarie 1.C - 55/30 og VP ved Apple med fuld opdat. af transmissionsnet Scenarie 2.A - 60/30 og VP i Viborg og ved Apple Scenarie 2.B - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple Scenarie 2.C - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 3.A - 55/30 og 2 trins VP 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 Investeringsomkostninger Transmissionsledning MW anlæg MW anlæg Transmissionsnet EVK s forslag til nødvendige ændringer Termis-beregning Alternativ forslag til nødvendige ændringer Varmeproduktion Varmetab Varmeproduktionspris Temperatursæt Fremløbstemperatur Returtemperatur Følsomhedsanalyser Anlægsinvestering Energibesparelser El-pris Naturgas-pris Varmebehov Afskrivningsperiode Samlede VP effekt Temperatursæt Placering af anlæg

7 1 RESUMÉ Undersøgelse af hvordan en stor mængde overskudsvarme fra Apples kommende datacenter ved Foulum udnyttes bedst muligt til fordel for fjernvarmeforbrugerne i Viborg. Dette omfatter en generel omstilling fra fossile brændsler - herunder naturgas - til vedvarende energikilder - herunder udnyttelse af 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 laveenergi bygninger samt det generelt reducerede energibehov. 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 svarende til 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 ved Apple, i Viborg samt en kombination 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 de selskabs- og brugerøkonomiske konsekvenser med følsomhedsanalyse ved ændringer af og hensyn til forskellige driftsøkonomiske forudsætninger. Der er desuden regnet på de samfundsøkonomiske konsekvenser samt potentielle CO 2 - besparelser. Konklusionen er, at den drifts- og samfundsøkonomiske mest fordelagtige løsning er scenariet med aftag af overskudsvarmen fra Apple vha. eldrevne varmepumper med en samlet effekt på 55 MW, ved delvis balanceret fjernvarme og kombineret placering af varmepumpeanlæg dels ved Apple og dels ved spidslastcentralerne i Viborg. Det kræver en DN600/800 transmissionsledning og et temperatursæt i fjernvarmenettet på kort sigt 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. 1

8 Der placeres et varmepumpeanlæg ved Apple til at aftage overskudsvarmen og med en begrænset hævning af overskudsvarmen til 50 C for et reduceret temperatursæt og derved minimalt varmetab i transmissionsledningen og transmissionsnettet. Der placeres desuden varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne i Viborg for yderligere hævning af fremløbstemperaturen til 55 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. Der foretages en zoneopdeling af nettet i blå zoner for bymidten og ved Houlkær med et temperatursæt i fjernvarmenettet med 60/30 C på sigt og grønne zoner med 55/30 C på sigt. Lokale varmepumpe-anlæg placeres ved spidslastcentralerne i Viborg for yderligere hævning af fremløbstemperaturen så tæt på forbrugerne i de blå zoner som muligt for at minimere varmetabet i distributionsnettet. Udskiftning eller etablering af nye 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. Den gennemsnitlige produktionspris over 25 år ved 55 MW fra varmepumper, uden overskudsvarme fra DC Tjele og uden overskudsvarme i Viborg bliver 265 kr./mwh. Til sammenligning er produktionsprisen i referencen med naturgas på 599 kr./mwh. Den totale produktionspris (TCO) over 25 år bliver 1,86 mia. kr. Til sammenligning er TCO i tilsvarende scenarie, men med temperatursæt på 80/40 C i fjernvarmnettet 2,50 mia. kr. og i referencen 4,36 mia. kr. 2

9 Den gennemsnitlige forbrugerpris over 25 år bliver 340 kr./mwh. Til sammenligning er forbrugerprisen i tilsvarende scenarie med et temperatursæt på 80/40 C i fjernvarmnettet på 412 kr./mwh og Viborg Fjernvarmes takstblad for 2017 er 443 kr./mwh eksklusiv moms. Desuden bliver besparelsen for et standard hus i forhold til Viborg Fjernvarmes takstblad for 2017 på kr./år. Til sammenligning bliver besparelsen i tilsvarende scenarie med temperatursæt 80/40 C i fjernvarmnettet på 557 kr./år. Det samfundsøkonomiske overskud i forhold til referencen bliver på 1,92 mia. kr. Til sammenligning er den 1,64 mia. kr. ved 80/40 C. Den samfundsøkonomiske CO 2 -besparelse i forhold til referencen bliver på 1,28 mio. tons CO 2. Til sammenligning er den 1,09 mio. tons CO 2 ved temperatursættet på 80/40 C. 3

10 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 være knyttet et internt, vandbåret distributionsnet. 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 overskudsvarme fra det lokale jævnstrømsanlæg (DC Tjele) svarende til 2 MW. 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 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: Fjernvarmenet og komponenter Fjernvarmeproduktion og systemintegration 4

11 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. 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. 5

12 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 september Øvrige forudsætninger er beskrevet igennem rapporten. Der er opstillet en reference situation svarende til 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 ved Apple, i Viborg samt en kombination heraf. Der er udvalgt 4 situationer som repræsentative for ovenstående variation og kombination. 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. Hvor referencen er valgt for sammenligning med den nuværende situation, scenarie 0 er valgt som en varmepumpeløsning med uændret temperatursæt og de 2 sidstnævnte er valgt 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. 6

13 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. Et af forudsætningerne til de samfundsøkonomiske beregninger er Energistyrelsens el-pris prognose, hvis årlige variation og faktiske priser er vist herunder. 700 Historisk el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser (eksklusiv afgifter) kr./mwh Faktiske Figur 2-2 Historiske el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser. 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 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. 7

14 COP DC Tjele Dt EVK GIS OVA Projekt Virkningsgrad TCO Termis VF VP 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. 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. 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. 8

15 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. 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). 9

16 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). 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 5.4. 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 (herunder muligt aftag fra DC Tjele). For virkningsgrader se afsnit 5.4. Til ovenstående er der generelt benyttet forudsætninger i henhold til Bilag 13.1 Beregningsforudsætninger, der efterfølgende refereres til som: Opdaterede beregningsforudsætninger, september 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. 10

17 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 i Energi Viborg Kraftvarmes transmissionsnet er vist i nedenstående graf, baseret på Opdaterede beregningsforudsætninger, september Grader, C Temperatursæt 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. - 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. 11

18 - 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. Fremløbstemperatur Grader Fremskrevet jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Figur 3-2 Fremløbstemperatur i Viborg Fjernvarmes distributionsnet (faktiske tal for de enkelte år). Heraf ses det, at den nødvendige fremløbstemperatur i spidslastsituationen (vinter) er faldet fra 85 C i 2002 til 73 C i Temperatursættet om sommeren er tilsvarende faldet fra 76 C i 2002 til 66 C i Indenfor få år efter planlagt og almindelig renovering af distributionsnet og installationer hos forbrugerne forventes temperatursættet yderligere sænket svarende til kurven for Fremskrevet. Tilsvarende ændringer er konstateret for returtemperaturen, som fremgår af figuren herunder. 12

19 Returtemperatur Grader Budget jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Figur 3-3 Returtemperatur i Viborg Fjervarmes distributionsnet (faktiske tal for de enkelte år). Heraf ses det, at returtemperaturen i spidslastsituationen (vinter) er faldet fra 48 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 (den røde kurve i 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 varier år for år, som beskrevet i: Opdaterede beregningsforudsætninger, september For 2020 svarer det til et totalt forventet varmebehov på ca MWh inklusiv varmetab i transmissionsledningen fra Apple, som vist i nedenstående varighedskurve. 13

20 100,0 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 Varmeeffektbehovet er på ca. 90 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, september Desuden er afgifter opdateret til 2017-priser. Førnævnte tager imidlertid ikke hensyn til overskudsvarmeafgiften, som er kommenteret i følgende afsnit Overskudsvarmeafgift Hidtil har tanken været, at Apple kunne give overskudsvarmen til fjernvarmenettet gratis og med de nuværende afgiftsregler kun betale en tidsbegrænset afgift på 33 procent af anlægsinvesteringerne. 14

21 I Rødkærsbro er overskudsvarmen fra Arla helt fritaget fra overskudsvarmeafgift i henhold til bindende svar fra Skat. Men regeringen vurderer i sin seneste Afgiftsanalyse, Udkast marts 2017 at afgiften skal erstattes med en fast afgift på 82,08 kr./mwh. Det er dog muligt, at denne afgift vil blive modsvaret helt eller delvist af en billigere elpris, som foreslået af Dansk Fjernvarme samt Skatteministeriet, i en artikel i Ingeniøren den 3. april 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. 15

22 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. 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 Scenarie Naturgas Kraftvarme X X 0 Scenarie 1.A Scenarie 2.D Naturgas Kedler X X X X VP anlæg ved Apple X X X + VP anlæg i Viborg (spidslastcentraler) X Temperatursæt 80/40 X X Temperatursæt 60/30 X Temperatursæt 55/30 X Figur 4-1 Variationer til reference og scenarier. Ovenstående betyder at fremløbstemperaturen hæves som vist på nedenstående princip. 16

23 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: I forbindelse med referencen med naturgas er der hverken varmepumpeanlæg eller transmissionsledning fra Apple og derfor først et temperatursæt fra Industrivej. I forbindelse med scenarie 0 og 1.A vil størstedelen af temperaturløftet foregå med varmepumpeanlægget ved Apple og efterfølgende temperaturløft foregår med naturgaskedlerne på spidslastcentralerne. I forbindelse med scenarie 2.D vil der kun være et mindre temperaturløft med varmepumpeanlægget ved Apple og efterfølgende temperaturløft foregår vha. naturgaskedler på spidslastcentralerne i Viborg. 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. 17

24 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 Hvor: Varmepumpeanlægget laceret 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. 18

25 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 centraler bidrager til spidslasten de få timer af året hvor det er nødvendigt. 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. 19

26 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 og installationer hos forbrugerne. 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. 20

27 Ovenstående fører frem til nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple 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. Som det ses, kører varmpumpeanlægget med maksimal effekt på 55 MW i 1700 timer, hvilket er væsentlig mere end i scenarie 0. 21

28 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. Figur 4-7 Principskitse for scenarie 2.D Hvor: Varmepumpeanlægget ved Apple (VP1) giver et temperatursæt i transmissionsledningen samt i transmissionsnettet på 50/26 C. 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. For yderligere detaljer til principskitsen henvises til bilag

29 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 ved 2.D foregår hævning af fremløbstemperaturen til zonerne med øget behov vha. lokale varmepumpeanlæg i stedet for naturgas kedler ved spidslastcentralerne i Viborg. 23

30 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 7 Ny gaskedel 2 Samlet investering 29 Figur 5-1 Kraftvarmeanlæg investeringsbehov i referencen. Desuden er der specifikt til scenarie 1.A 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 Grund Der er benyttet en pris på 200 kr./m² samt en forventet areal for den pågældende VPanlæg ved fuldt anlæg på m² som oplyst af Energi Viborg Kraftvarme, januar Varmepumper Herunder priser på varmepumper jævnfør: Notat vedr. Investeringsomkostninger for varmepumper, version 2.0, PlanEnergi, 27. januar 2017, se bilag Heraf fremgår 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. 24

31 COP ved medietemperatur 30 C 25 COP COP teoretisk ekstrapoleret COP jf. PlanEnergi COP benyttet Løft fra medietemperatur til fremløbstemperatur [ C] Figur 5-2 Varmepumpe COP værdier Derudover er der taget hensyn til en samlet COP værdi på 8,342 i tilfældet ved 2.D med placering af varmepumpeanlæg både ved Apple samt ved spidslastcentralerne i Viborg. Samt der er inkluderet omkostningerne for 8 MW ekstra varmepumpekapacitet svarende til 21,6 mio. kr. som et tillæg ved placering af varmepumpeanlæg både ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg. Se bilag 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 25

32 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. De benyttede priser er ved etablering af fjernvarme transmissionsledningen i et selvstændigt trace. Apple skal desuden bruge en vandledning fra Viborg til nødkøling i tilfælde af, at luftkøling ikke er tilstrækkelig. Men denne forventes også etableret i et selvstændigt trace og der er derfor ikke forventet reducerede omkostninger i tilfælde af at de to ledningsnet nedgraves i samme tracé. 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 70%. 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 sænkes 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. 26

33 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. 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. 27

34 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_v8.xlsx, Viborg Fjernvarme, januar 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. 28

35 - Opdatering af styring/overvågning med nye målere og følere. - 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. Det forventes derfor, at der er plads til scenarie 2.D s varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne uden at udvide bygningerne. 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 Gyldenris 7 5 Farvervej 2 0 Hamlen 2 0 Allerede budgetteret -4-4 Total Figur 5-5 Investeringer i distributionsnet og spidslastcentraler. Hvor: Gyldenris 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. Herunder principskitse for fjernvarmenettet ved overskudsvarme fra Apple. 29

36 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 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 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 Farvevej, 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. 30

37 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 ikke foretaget beregninger af, om blokcentraler kan nøjes med 60 C i fremløb, hvilket skal analyseres konkret. Der er således ikke medregnet eventuel hævning af temperaturen eller tilsætning af kemi ved blokcentralerne. Besparelsespotentialet i reduktionen af transmissionsnettet er en samlet årlig besparelse på 488 MWh á dagspris på 378 kr. pr. MWh = kr. pr. år. Hertil kommer besparelsen i den interne ledning til Fristruphøj, samt at ledningerne ikke er nye længere og dermed er isoleringsevnen mindre og varmetabet dermed større. Alt efter isoleringsgassen kan det betyde et mertab, hvilket kan opgøres, såfremt Viborg Fjernvarme modtager konkrete informationer om rør- og isoleringstype. I forbindelse med ovenstående omlægning skal enkelte dele af Viborg Fjernvarmes net opgraderes, hvilket kræver en samlet investering på ca. 1 mio. kr. svarende til en årlig afskrivning på kr Opgraderingen indeholder Ikke opsætning af større transmissionsvekslere på Østsiden, da Viborg Fjernvarme forventer, at de både kan levere fra Fristruphøj og Hamlen, når behovet overstiger de nuværende 11 MW på Fristruphøj. Da ledningstabet i dag indgår i Energi Viborg Kraftvarmes varmepris, vil reduktionen i ledningstabet komme til udtryk i en lavere varmepris herfra. 31

38 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 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 Installationer hos forbrugerne Opvarmning I forbindelse med udbredelsen af balanceret fjernvarme, kan forbrugerene være bekymret for, om husenes installationer er dimensioneret store nok til at kunne levere den 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 50 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 udformnin- 32

39 gen 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 at 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. Det er derfor ikke nødvendigt med ændringer til eller investering i husenes interne varmeinstallationer/radiatorer 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 55 C 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

40 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 5-8 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. Antal forbrugere med en given returtemperatur / Totale antal forbrugere Do. eks. Hald Ege Do. eks. Blå sektioner Heraf m. retur < 40 C Heraf m. retur < 35 C Heraf m. retur < 30 C Figur 5-9 Antal forbrugere. Det vil sige, at for at få returtemperaturen under 40 C i områder med balanceret fjernvarme, skal der udskiftes: = 1766 fjernvarmevekslere. Dette arbejde er i gang og forventes gennemført indenfor de kommende tre år. 34

41 For at få returtemperaturen under 35 C i de grønne områder (sektioner), skal der yderligere udskiftes: = 2192 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. Figur 5-10 Placering af forbrugere med returtemperatur over 35 C. Resterende udskiftning, for at få returtemperaturen under 30 C svarer til = 1653 fjernvarmevekslere, forventes gennemført over de efterfølgende to år. Således forventes alle 5611 fjernvarmevekslere at være udskiftet indenfor otte år. Investeringsmæssigt svarer det til kr./installation * 5611 installationer / 8 år = 10,2 mio. kr./år 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 95 af de største forbrugere i de grønne områder har specielle installationer, som ved udskiftning ikke umiddelbart betaler sig selv hjem. Udskiftningen af de mindre forbrugeres fjernvarmevekslere tilbydes som en lejeordning med forkøbsret. Herved er der ingen etableringsomkostninger for den enkelte forbruger, og lejeudgiften svarer til det sparede varmebehov. Derfor er ovenstående omkostningsneutral i scenarierne. 35

42 Til de 95 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 investering på 258 mio. kr. og forventes gennemført i Dette svarer til ca. 14,5 mio. kr. om året i perioden frem til Hensyn hertil er medregnet ved den senere beregning af forbrugerpriser 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, september Denne varierer dog fra scenarie til scenarie. - 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. Energibesparelser Scenarie 0 80/40 C Scenarie 1.A 60/30 C Scenarie 2.D 55/30 C Varmepumpeanlæg på overskudsvarme i stedet for naturgas Mindre varmetab i transmissions- og distributionsnet 68,7 77,0 79,0 0 1,8 3,9 Figur 5-11 Energibesparelser ved 55 MW fra Apple. 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 2.D med 55/30 C er ca MWh/år, som alene svarer til opvarmning af ca. 720 standard huse. For detaljer vedrørende varmetab ved de forskellige scenarier henvises til bilag

43 5.13 Samlet investeringsbehov Herunder det samlede investeringsbehov i forbindelse med et 55 MW varmepumpeanlæg for de udvalgte scenarier Scenarie Temperatursæt Mio. kr. Referencen - Naturgas kraftvarme 80/40 C Varmepumpe ved Apple 80/40 C A - Varmepumpe ved Apple 60/30 C D - Varmepumpe ved Apple og spidslastcentraler i Viborg 55/30 C 316 Figur 5-12 Investeringsomkostninger ved 55 MW varmepumpeanlæg. For flere detaljer for både 55 MW og 45 MW anlæg henvises til bilag Hertil kommer udgifter til allerede budgetterede renoveringer og herunder udskiftning af vekslere, men som tilbagebetales vha. det sparede varmebehov. 37

44 6 DRIFTSOMKOSTNINGER 6.1 Generelt For generelle driftsomkostninger henvises til Opdaterede beregningsforudsætninger, september Desuden er der taget hensyn til de forhold, der er beskrevet i følgende afsnit. 6.2 Brændselsomkostninger Inkluderer brændselsomkostninger til følgende: 6.3 Afgifter Naturgas til CC-anlæg Naturgas til kedler Naturgas kapacitetstillæg Elforbrug til pumpestationer Elforbrug til varmepumpeanlæg Elforbrug til de 95 storforbrugeres varmepumpe-combi anlæg med forventet ydelseskoefficient (COP) på 4,0 og som er placeret i de grønne zoner. Inkluderer omkostninger til følgende afgifter: Energiafgift Energispareafgift Nødforsyningsafgift CO2-afgift Methan-afgift NOX-afgift Svovlafgift Overskudsvarmeafgift (ikke indeholdt jævnfør afsnit 3.4.1) 6.4 Drift og vedligehold variable omkostninger Inkluderer følgende: Naturgas CC-anlæg med variable omkostninger på 31,7 kr./mwh-el 38

45 Naturgas kedler med variable omkostninger på 7 kr./mwh-varme Varmepumpeanlæg med variable omkostninger afhængig af størrelse og placering af anlæg. Der er benyttet 20 kr./mwh-varme ved placering af et større anlæg udelukkende ved Apple jævnfør Opdaterede beregningsforudsætninger, september 2016 hhv. Energi Viborg Kraftvarme (Scenarie 0 og 1.A) og 8 kr./mwh baseret på det aktuelle anlæg inklusiv placering af mindre varmepumpeanlæg ved spidslastcentralerne jævnfør PlanEnergi (Scenarie 2.D). 6.5 Drift og vedligehold faste omkostninger Inkluderer følgende: Kraftvarmeværket med 2 mio. kr./år som specificeret i Opdaterede beregningsforudsætninger, september 2016, og som inkluderer faste omkostninger til drift af kraftvarmeværket. Yderligere driftsomkostninger på 15 mio. kr./år jævnfør Energi Viborg Kraftvarme, maj Varmepumpeanlæg med faste omkostninger på 1 mio. kr./år jævnfør Opdaterede beregningsforudsætninger, september 2016 hhv. Energi Viborg Kraftvarme. Forsikringsomkostninger på 0,7 mio. kr./år jævnfør Opdaterede beregningsforudsætninger, september 2016 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, september 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. Herunder visualisering af omkostninger ved de 4 udvalgte situationer. 39

46 2,2% 0,5% 0,1% 32,3% 11,2% 53,7% Brændselsomkostninger Afgifter Drift og vedligehold Nuværende anlæg Investering Renter Figur 6-1 Omkostningsfordeling ved referencen. 3% 5% 12% 24% 10% 47% Brændselsomkostninger Afgifter Drift og vedligehold Nuværende anlæg Investering Renter Figur 6-2 Omkostningsfordeling ved scenarie 0. 3% 14% 6% 30% 6% 41% Brændselsomkostninger Afgifter Drift og vedligehold Nuværende anlæg Investering Renter Figur 6-3 Omkostningsfordeling ved scenarie 1.A 4% 18% 7% 29% 39% 3% Brændselsomkostninger Afgifter Drift og vedligehold Nuværende anlæg Investering Renter Figur 6-4 Omkostningsfordeling ved scenarie 2.D. 40

47 Af ovenstående fremgår, at 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 Reduceret varmetab ifht. referencen [MWh/år] Figur 6-5 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 og ved scenarie 2.D på MWh. 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. 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, september 2016, 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. 41

48 6.9.3 Boligselskaber Inkluderer varmetabet over veksler til boligselskaberne Overlund distributionsnet Inkluderer varmetabet i Overlund s distributionsnet 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

49 7 ORGANISERING OG STYRING I forhold til reference situationen med naturgas kraftvarme og produktionsstyret fjernvarmeforsyning til Viborg Fjernvarmes distributionsnet betyder scenarie 2.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 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 placeringen 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. Det vil betyde, at Energi Viborg personalemæssigt og organisatorisk overgår fra styring af: Kraftvarmeværket, spidslastcentralerne og transmissionsnettet, til: Varmepumpeanlægget ved Apple, transmissionsledningen fra Apple til Viborg, transmissionsnettet i Viborg samt mindre del af spidslastcentralerne. Tilsvarende overgår Viborg Fjernvarme fra styring af distributionsnettet, til også at styre de lokale varmepumpeanlæg og spidslastcentraler i Viborg. Ovenstående bør afklares i det videre forløb. Se kapitel 12.6 vedrørende anbefaling. 43

50 8 SELSKABSØKONOMI 8.1 Varmeproduktionspris Herunder den resulterende varmeproduktionspris opdateret mht. nødvendigt hævning af temperaturen i zonerne for midtbyen samt ved Houlkær i reference og de forskellige scenarier ved 55 MW fra Apple og for de angivne temperatursættet. 800 Varmeprod. pris - 55 MW 700 kr./mwh Ref. 80/40 Ngas VP 80/40 Sc. 1.A 60/30 Sc. 2.D 55/ Figur 8-1 Varmeproduktionspris i reference og scenarier ved 55 MW. Heraf fremgår, at varmeproduktionsprisen er lavest i scenarie 2.D med placering af varmepumpeanlæg ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg og med balanceret fjernvarme. For øvrige scenarier samt for 45 MW henvises til bilag

51 Herunder den gennemsnitlige produktionspris (over 25 år) for 45 hhv. 55 MW aftag fra Apple i reference og for de udvalgte scenarier. 700 Gennemsnitlig prod. pris (25 år) kr./mwh /40 60/30 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D 45 MW MW Figur 8-2 Gennemsnitlig produktionspris (over 25) for 45 hhv. 55 MW fra Apple. 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. 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. 45

52 Totale prod. pris (25 år) 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 Mia. kr. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-65/40 60/30 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D 45 MW 4,36 2,64 2,22 2,03 55 MW 4,36 2,50 2,05 1,86 Figur 8-3 Den totale produktionspris (over 25 år) ved 45 hhv. 55 MW fra Apple. 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. 46

53 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 ikke er overdimensioneret, så vandets opholdstid bliver for lang og at termostaten er 47

54 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. 48

55 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. 49

56 9.1.5 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 8 år. 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 håndtere 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. 50

57 Til mindre kunder anbefales det, at Viborg Fjernvarme selv gennemfører disse rådgivningsbesøg. Ved større kunder 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 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. 51

58 2.000 Besparelse for et standard hus ifht. VF takstblad kr./år /40 60/30 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D 45 MW MW Figur 9-2 Besparelse for et standard hus ifht. Viborg Fjernvarmes takstblad 2017 for 45 hhv. 55 MW. Største besparelse opnås ved scenarie 2.D. 52

59 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 [+/-] [+/-] ændring af varmeproduktionsprisen Ændring Ref. Ngas Sc. 0 Sc. 1.A Sc. 2.D Produktionspris [kr./mwh] El-pris 25% -9% 6% 10% 10% Ngas-pris 25% 17% 4% 1% 0% Energibesparelse-pris 25% 0% 1% 1% 2% Afskrivningsperiode 5 år 0% 1% 1% 2% Varmebehov 25% 3% 9% 10% 12% Anlægsinvestering 25% 0% 4% 4% 5% Samlede varmepumpeanlægs COP-værdi 25% 0% 9% 11% 11% Figur 10-1 Følsomhed på varmeproduktionsprisen. 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

60 11 SAMFUNDSØKONOMI 11.1 Forudsætninger De samfundsøkonomiske beregninger er foretaget vha. Samfundsøkonomisk regneark, version 1.75, januar 2017, og med Energistyrelsens samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger, april 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 herunder. 700 Historisk el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser (eksklusiv afgifter) kr./mwh Faktiske Figur 11-1 Historiske el-pris udvikling og samfundsøkonomiske prognoser. 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 0 med placering af varmepumpeanlæg udelukkende ved Apple samt et temperatursæt i transmissionsledningen på 65/40 C og 80/40 C i nettet. 54

61 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. Sammenlignet med: Referencen med nuværende naturgasbaseret kraftvarme og spidslast kedler. samt temperatursættet 80/40 C i transmissionsnettet Resultater Herunder resultaterne fra de samfundsøkonomiske beregninger. Nutidsværdi (20 år) [2017-prisniveau - mia. kr] Sc. 0 VP ved Apple 80/40 Sc. 1.A VP ved Apple 60/30 Sc. 2.D VP ved Apple og i Viborg 55/30 Samfundsøkonomisk overskud ift. referencen 1,64 1,86 1,92 Figur 11-2 Samfundsøkonomisk projektfordel. Heraf ses, at den største samfundsøkonomiske fordel findes i scenarie 2.D sammenlignet med referencen. 55

62 11.3 CO2 udledning Herunder CO2 udledningen fra naturgasforbruget ved 45 hhv. 55 MW fra Apple. CO2 udledning år 1 (fra naturgasforbruget) tco2/år /40 60/30 50/26 Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP Apple & multi VP Viborg 80/40 80/40 60/30 55/30 Ref. VP Sc. 1.A Sc. 2.D 45 MW MW Figur 11-3 CO 2 -udledning fra naturgasforbruget ved 45 hhv. 55 MW fra Apple. Her opnås den laveste CO 2 -udledning ved scenarie 2.D. Herunder resultaterne fra de samfundsøkonomiske beregninger for den totale CO 2 - besparelse over en periode på 20 år. CO 2 -besparelse [mio. tons CO 2 ] Samfundsøkonomisk CO 2 besparelse i fht. referencen Scenarie 0 VP ved Apple 80/40 C Scenarie 1.A VP ved Apple 60/30 C Scenarie 2.D VP ved Apple og i Viborg 55/30 1,09 1,13 1,28 Figur 11-4 Samfundsøkonomisk totale CO 2 -besparelse over 20 år. 56

63 11.4 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. Senest har Energistyrelsen offentliggjort nye samfundsøkonomiske priser den 5. maj 2017 og kort tid herefter udkom nyt samfundsøkonomiske regneark, som vil skulle benyttes i det videre forløb. Væsentligste ændringer i forhold til de benyttede forudsætninger og regneark er at prognosen for el er med lidt lavere forventet pris end tidligere og prognosen for naturgas er med lidt højere pris end forventet. 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. 57

64 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 go 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. 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 8 år. 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, spidslastcentralerne og blokcentralerne er endnu ikke udskiftet/ombygget og der vil fortsæt være behov for den høje fremløbstemperatur. 58

65 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. 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 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. 59

66 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 265 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 599 kr./mwh. Den totale produktionspris (TCO) over 25 år for tilsvarende scenarie bliver ca. 1,86 mia. kr. Til sammenligning er TCO i referencen 4,36 mia. kr. Forbrugerprisen for tilsvarende scenarie bliver 340 kr./mwh. Til sammenligning er forbrugerprisen i referencen på 672 kr./mwh. Det er en væsentlig lavere pris selv med forbehold for en evt. kommende overskudsvarmeafgift på 82 kr./mwh. Besparelsen for et standard hus bliver kr./år i forhold til Viborg Fjernvarmes takstblad for Til sammenligning bliver der en øget udgift på kr./år i referencen. Det samfundsøkonomiske overskud i tilsvarende scenarie er på 1,92 mia. kr. sammenlignet med referencen Miljø Den totale samfundsøkonomiske CO 2 -besparelse over 20 år sammenlignet med referencen bliver 1,28 mio. tons CO 2. 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. 60

67 12.5 Perspektivering Med en placering af varmepumpeanlæg lokalt på spidslastcentralerne giver det mulighed for at udnytte varmepumpernes overkapacitet, som vist på figuren herunder. Overkapaciteten kan benyttes til konvertering af naturgasforbruget. Dette forhold bliver udnyttet i scenarie 2.D, men kan ikke lade sig gøre i scenarie 0 og 1.A, hvor varmepumpeanlægget udelukkende er placeret ved Apple 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 til en endnu bedre løsning. Al investering er driftsøkonomisk og samfundsøkonomisk placeret i Men reelt vil der være tale om investeringer spredt over flere år, hvilket vil gøre økonomien især for scenarie 2.D 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. 61

68 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 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. 62

69 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 skitserede varmepumpeløsning ikke usandsynligt, at Viborg Fjernvarme indenfor kort tid kan levere 100 % fossilfri fjernvarme fra 100 % 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 scenarie 2.D som den bedste løsning 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 overskudsvarmen fra Apple ved hjælp af eldrevne varmepumper. 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 overskudsvarme fra Apple inkluderer det: Internt anlæg ved Apple for fremføring af 30 C overskudsvarme til lokalt varmepumpeanlæg. Transmissionsledning fra Apple til Energi Viborg Kraftvarmes central på Industrivej med tilhørende pumpestationer. Varmepumpeanlæg placeret for minimal ekstra hævning af den lokale fremløbstemperaturen på spidslastcentralerne (som opdateres) samt differentiering af fremløbstemperaturen til de blå zoner. 63

70 Det videre arbejde med ovenstående anbefales desuden at inkludere følgende: Diskussion af forudsætningerne i rapporten, som opfølgning på fremlæggelse af resultaterne på Viborg Fjernvarmes generalforsamling i starten af maj måned 2017 samt efterfølgende upload af den endelige rapport på Viborg Fjernvarmes hjemmeside. Aftale-, ejerskabs- og drifts-forhold i forbindelse med de enkelte tiltag. Prioritering, tids- og investeringsplan for gennemførelse af de enkelte tiltag. Optimering af de lokale hævninger af temperaturer samt varmepumpeanlæg ved hhv. Apple og spidslastcentralerne i Viborg. Optimering og detaljeret beregning af transmissionsledning og pumpestationer. Optimering af lokale zoner og mini varmepumpe combi-anlæg. Forhandlinger om aftag af overskudsvarme fra industrien og virksomheder i Viborg. 64

71 13 BILAG 65

72 13.1 Beregningsforudsætninger På de efterfølgende sider er vist Opdaterede beregningsforudsætninger, september 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 66

73 Opdaterede beregningsforudsætninger, september 2016 Version september 2016 Forudsætningsoversigt Brændsel, Naturgas Rå gaspris (samfundsøkonomi) kr./gj 37,807 40,246 43,573 45,858 48,047 50,135 52,123 54,016 55,807 57,512 59,167 60,142 61,047 61,891 62,680 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 63,420 Rå gaspris (driftsøkonomi) kr./m3 1,585 1,687 1,827 1,923 2,014 2,102 2,185 2,265 2,340 2,411 2,481 2,522 2,560 2,595 2,628 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 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-kvoter (ENS 2016 priser) 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 Nordpool eltarif (samfundsøkonomi) kr./mwh_el 235,23 280,92 305,62 323,15 330,90 344,58 366,80 389,03 411,25 433,48 455,70 477,93 500,15 522,38 544,60 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 566,83 Nordpool eltarif (jf. elprisscenarie) kr./mwh_el 192,00 210,60 229,20 247,80 266,40 285,00 294,40 303,80 313,20 322,60 332,00 328,00 324,00 320,00 316,00 312,00 308,00 304,00 300,00 296,00 292,00 288,00 284,00 280,00 276,00 272,00 Markedspris kr./mwh_el 156,00 168,44 193,60 206,26 213,93 219,29 223,02 Nordpool eltarif (elprisscenarie + samf.) kr./mwh_el 192,00 210,60 229,20 247,80 266,40 285,00 294,40 312,24 330,08 347,91 365,75 383,59 401,43 419,26 437,10 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 454,94 Nordpool eltarif (aktuel + elprisscenarie) kr./mwh_el 156,00 168,44 193,60 206,26 213,93 219,29 223,02 230,14 237,26 244,38 251,50 248,47 245,44 242,41 239,38 236,35 233,32 230,29 227,26 224,23 221,20 218,17 215,14 212,11 209,08 206,05 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 306,00 318,44 343,60 356,26 363,93 369,29 373,02 380,14 387,26 394,38 401,50 398,47 395,44 392,41 389,38 386,35 383,32 380,29 377,26 374,23 371,20 368,17 365,14 362,11 359,08 356,05 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 (aktuel + elprisscenarie) kr/mwh -156,00-168,44-193,60-206,26-213,93-219,29-223,02-230,14-237,26-244,38-251,50-248,47-245,44-242,41-239,38-236,35-233,32-230,29-227,26-224,23-221,20-218,17-215,14-212,11-209,08-206,05 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 67

74 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% Grundpriser Små m² 200 DKK/m² På mark 150 kr./m² Større >60000 m² 50 DKK/m² Overskudsvarme tilgængelig DC Tjele MW der påregnes pt. 10MW Apple MW Kendes pt. ikke Genan MW Evt. senere ad-on 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 68

75 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 25 år 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 69

76 13.2 Varmepumper Investeringsomkostninger 70

77 71

78 72

79 73

80 74

81 75

82 76

83 COP værdi ved flere placeringer Herunder resultatet af PlanEnergi s beregningsmodel, maj 2017 for den samlede COP værdi på 8,342 i tilfældet med placering af varmepumpeanlæg både ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg. 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. Med 2 varmepumper bliver den gennemsnitlige COP: 10,0 (vg=0,43) og med 3 varmepumper bliver den 10,75 (vg=0,46). - VP2 er varmepumpeanlæg ved naturgaskraftvarmeanlægget på Industrivej. I tilfældet med scenarie 2.D er der ingen varmepumpeanlæg her. - VP3a er varmepumpeanlæg på spidslastcentralerne i Viborg dækkende zonerne med balanceret fjernvarme i den vestlige del af Viborg. - VP3b 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. Det giver en gen- 77

84 nemsnitlig COP på 7,35 (vg=0,56). Hvis der kun regnes med et enkelt trin, bliver virkningsgraden ligesom for VP3c. - VP3c 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 varmepumpe og her bliver COP 6,56 (vg=0,5). - VP3d 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 37 MW, VP2 er på 22 MW og de fire VP3 er er til sammen på 16,4 MW. Samlet er der altså 75,4 MW varmepumper for at lave 55 MW varme. Den ekstra kapacitet elimineres dog, hvis vandstrømmene balanceres, så der bliver kun en mindre overkapacitet når VP2 udgår. Til investeringerne er der inkluderet omkostningerne for 8 MW ekstra varmepumpekapacitet svarende til 21,6 mio. kr. som et tillæg ved placering af varmepumpeanlæg både ved Apple og ved spidslastcentralerne i Viborg. 78

85 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 Scenarie 1.B er som scenarie 1.A, men for et lavere temperatursæt svarende til den balancerede fjernvarme inklusiv VP med løft fra 30 C til 55 C placeret ved Apple. Transmissionsledningen dimensioneres efter et temperatursæt på 55/30. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af EVK s transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler, fuld sektionering samt nødvendig opdatering af blokcentraler og brugerinstallationer. Figur 13-6 Scenarie 1.B+C ved 55 MW fra Apple Hvor: VP er placeret ved Apple og 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 temperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Der forventes en fuld opdatering af brugerinstallationerne, fuld zoneinddeling af nettet, nødvendige ændring af spidslastcentraler og transmissionsnettet 79

86 samt nedlæggelse af blokcentralerne for direkte opkobling på Viborg Fjernvarmes distributionsnet. Ovenstående resulterer i nedenstående varighedskurve for tilfældet med 55 MW fra Apple Varighedskurve - Scenarie 1.B (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 MW Timer Figur 13-7 Varighedskurve for scenarie 1.B ved 55 MW fra Apple Hvor: VP Apple bidrager til grundlasten over hele året ved en fast temperatur på 55 C. Naturgas kedlerne forventes at bidrage i de timer i mellem- og spidslast, hvor der er et ekstra behov. Herunder temperatur løft i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget Grundlasten er inddelt i 4 perioder som ved referencen. Som det ses kører VP-anlægget ved 55 MW maksimale effekt i 860 timer, hvilket er lidt mere end i referencen. 80

87 Scenarie 1.C - 55/30 og VP ved Apple med fuld opdat. af transmissionsnet Scenarie 1.C er som scenarie 1.B, men med fuld opdatering af transmissionsnettet, som foreslået af Energi Viborg Kraftvarme. Figur af opbygning og varighedskurve er som for scenarie 1.B. Jævnfør: Notat, Energi Viborg - Projektledelse - Apple overskudsvarme, Rambøll, 14. juni 2016, konkluderes, at hvis alle 74 MW skal leveres med 55/30 skal hele transmissionsnettet opdimensioneres én dimension og pumper skal yde 10 bars løft til en samlet investering på 90 mio. kr 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 13-8 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. 81

88 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 Varighedskurve - Scenarie 2.A (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 60 MW Timer Figur 13-9 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 Scenarie 2.B er inklusiv VP med løft fra 30 C til 40 C placeres ved Apple. Desuden VP med løft fra 40 C til 55 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. 82

89 Figur 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 55 C. Der er forventet et temperatursæt i nettet som ved balanceret fjernvarme. Der er derfor forventet behov for løft af temperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Der forventes en fuld opdatering af brugerinstallationerne, fuld zoneinddeling af nettet, nødvendige ændring af spidslastcentraler og transmissionsnettet samt nedlæggelse af blokcentralerne for direkte opkobling på Viborg Fjernvarme distributionsnet. 83

90 Varighedskurve - Scenarie 2.B (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 60 MW Timer Figur Varighedskurve for scenarie 2.B ved 55 MW fra Apple. Hvor varighedskurven reelt er den samme som for scenarie 1.B. 84

91 Scenarie 2.C - 55/30 og VP i Viborg og ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 2.C er inklusiv VP med løft fra 30 C til 40 C placeres ved Apple. Samt mulighed for at koble 2 MW overskudsvarme på fra DC Tjele. Desuden VP med løft fra 40 C til 55 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 Scenarie 2.C ved 55 MW fra Apple. Hvor: 53 MW VP-anlæg ved Apple samt 2 MW fra DC Tjele giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 40/25 C VP-anlæg i Viborg løfter fremløbstemperaturen yderligere til 55 C. Der er forventet et temperatursæt i nettet som ved balanceret fjernvarme. Der er derfor forventet behov for løft af temperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Der forventes en fuld opdatering af brugerinstallationerne, fuld zoneinddeling af nettet, nødvendige ændring af spidslastcentraler og transmissionsnettet samt nedlæggelse af blokcentralerne for direkte opkobling på Viborg Fjernvarmes distributionsnet. 85

92 Varighedskurve - Scenarie 2.C (55 MW) Naturgas kedler DC Tjele VP Apple og Viborg 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 60 MW Timer Figur Varighedskurve for scenarie 2.C ved 55 MW fra Apple. Hvor: VP-anlæggene samt DC Tjele bidrager til grundlasten over hele året ved en fast temperatur på 55 C. Naturgas kedlerne forventes at bidrage de timer i mellem- og spidslast, hvor der er et ekstra behov. Herunder temperatur løft i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Grundlasten er inddelt i 4 perioder som ved referencen Scenarie 3.A - 55/30 og 2 trins VP ved Apple inklusiv DC Tjele Scenarie 3.A er inklusiv 2-trins VP-anlæg ved Apple med først et løft fra 30 C til 40 C opkobling af 2 MW overskudsvarme med en forventet fremløbstemperatur på 40 C fra Foulum, samt derefter løft fra 40 C til 55 C til transmissionsledningen. Transmissionsledningen fra Apple til Viborg dimensioneres efter et temperatursæt på 55/30. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af EVK s transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler og sektionering samt opdatering af blokcentraler og brugerinstallationer. 86

93 Figur Scenarie 3.A ved 55 MW fra Apple. Hvor: Hele 2 trins VP-anlæg er placeret ved Apple og giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 55/30 C Der er forventet et temperatursæt i nettet som ved balanceret fjernvarme inklusiv løft af fremløbstemperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. Varighedskurve som for scenarie 1.B 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. 87

94 Figur 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. 88

95 Scenarie 4.B - 55/30 og VP i Viborg Scenarie 4 er inklusiv VP med løft fra 30 C til 55 C placeres i Viborg. Transmissionsledningen dimensioneres efter et temperatursæt på 30/25. Endvidere er der inkluderet mindre opdateringer af EVK s transmissionsnet, opdatering af spidslastcentraler og sektionering samt opdatering af blokcentraler og brugerinstallationer. Figur Scenarie 4.B ved 55 MW fra Apple. Hvor: Hele VP-anlægget er placeret i Viborg og det giver et temperatursæt i transmissionsledningen på 30/25 C Der er forventet et temperatursæt i nettet som ved balanceret fjernvarme. Der er derfor forventet behov for løft af temperaturen i zonerne for midtbyen samt omkring Houlkærvænget. 89

96 Varighedskurve - Scenarie 4 (55 MW) Naturgas kedler VP Apple 2020 Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 MW Timer Figur Varighedskurve for scenarie 2.B ved 55 MW fra Apple. Hvor varighedskurven reelt er den samme som for scenarie 1.B og 2.B 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. 90

97 13.4 Investeringsomkostninger Transmissionsledning Herunder samlet besparelse ved at gå en dimension op for udvalgte scenarier ved 55 MW anlæg. Dimension Sc. 0 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. 91

98 MW anlæg Enhedspriser VP (stempelkompressor) ved 55 MW 0,108 Mio. kr. / MW / C boost Heraf bygning 10 % Grundpriser 200 kr./m² Tillæg for 2 placeringer 21,6 Mio. kr. Transmissionsledning 10 km Gennemsnitlig lodsejererstatning 50 kr./m² COP (ved. Temperaturløft på 25 C ) 9,1 COP =5+(50-temperaturløft) / 50 * 8,2 Dog specielt for VP placeret ved spidslastcentraler 8,342 Ved samlet temp. løft 25 C Forventet pris påenergibesparelser (2017) 300 kr./mwh Afskrivningsperiode 25 år Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 1.B Sc. 1.C Sc. 2.A Sc. 2.AB Sc. 2.B Sc. 2.C Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.B Sc. 4.A Sc. 4.B Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 55/30 60/30 60/30 55/30 55/30 55/30 55/30 55/30 60/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP ved Apple VP ved Apple & fuld opgrad. af t.net VP Apple & VP Viborg VP Apple & multi VP Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP Apple & VP Viborg VP Apple & VP Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP Apple & multi VP Viborg 2 trins VP ved Apple 2 trins VP ved Apple inkl. 2 MW fra DC Tjele VP i Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP i Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 55/30 55/30 40/25 40/25 40/25 40/25 50/26 55/30 55/30 30/25 30/25 Kapacitet transmissionsledning MW Transmissionsledning (10km) DN Kappediameter mm Enhedspris for aktuelle dimension kr./m Bredde af tracé forlodsejererstatning m VP Apple MW VP Viborg MW VP boost fra Apple til transmissionsledning C VP boost fra transmissionsledning til net C ,6 24,6 COP VP Apple til transmissionsledning 100% 0,0 7,5 8,3 9,1 9,1 8,3 8,34 9,1 9,1 8,34 9,1 9,1 0,0 0,0 COP VP transmissionsledning til net 100% 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,3 8,34 9,1 9,1 8,34 0,0 0,0 8,3 9,2 Grund Apple m² Grund Viborg m² Pumpe-/veksler-anlægApple - frem - max pumpeeffekt kw Pumpe-/veksler-anlægViborg - retur - max pumpeeffekt kw Internt DCTjele Mio. kr Internt Apple Mio. kr VP Apple Mio. kr VP Viborg Mio. kr Tillæg for2placeringer Mio. kr Transmissionsledning Mio. kr Lodsejererstatning Mio. kr. 0,0 4,0 4,0 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 5,0 5,0 Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem Mio. kr Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur Mio. kr Grundkøb Apple Mio. kr Grundkøb Viborg Mio. kr ,9 4,9 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 4,8 0 4,8 Udskiftning af pumper og flowmålere Mio. kr. 0,0 0,0 1,6 2,0 0,0 1,6 1,6 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,6 2,0 Ombyg. spidslastcentraler (sektionering) Mio. kr Nedlægblokcentraler +direkte påvf distrib. net Mio. kr I alt Mio. kr Varmeproduktion VP MWh Elforbrug til VP MWh Energibesparelser VP Mio. kr. 0,0-68,7-77,0-72,2-72,2-77,0-79,9-72,2-72,2-79,0-72,2-72,2-77,0-72,3 Total Mio. kr

99 MW anlæg Enhedspriser VP (stempelkompressor) ved 45MW 0,110 Mio. kr. / MW / C boost Heraf bygning 10 % Grundpriser 200 kr./m² Tillæg for2placeringer 21,6 Mio. kr. Transmissionsledning 10 km Gennemsnitlig lodsejererstatning 50 kr./m² COP (ved. Temperaturløft på25 C ) 9,1 COP =5+ (50-temperaturløft) / 50 *8,2 Dog specielt for VP placeret ved spidslastcentraler 8,342 Ved samlet temp. løft 25 C Forventet pris på energibesparelser (2017) 300 kr./mwh Afskrivningsperiode 25 år Ref./Scenarier Ref. VP Sc. 1.A Sc. 1.B Sc. 1.C Sc. 2.A Sc. 2.AB Sc. 2.B Sc. 2.C Sc. 2.D Sc. 3.A Sc. 3.B Sc. 4.A Sc. 4.B Navn på temp.sæt i nettet 80/40 80/40 60/30 55/30 55/30 60/30 60/30 55/30 55/30 55/30 55/30 55/30 60/30 55/30 Investering i mio. kr. Ngas VP ved Apple VP ved Apple VP ved Apple VP ved Apple & fuld opgrad. af t.net VP Apple & VP Viborg VP Apple & multi VP Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP Apple & VP Viborg VP Apple & VP Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP Apple & multi VP Viborg 2 trins VP ved Apple 2 trins VP ved Apple inkl. 2 MW fra DC Tjele VP i Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele VP i Viborg inkl. 2 MW fra DC Tjele Temp.sæt i transmissionsledningen - 65/40 60/30 55/30 55/30 40/25 40/25 40/25 40/25 50/26 55/30 55/30 30/25 30/25 Kapacitet transmissionsledning MW Transmissionsledning (10km) DN Kappediameter mm Enhedspris for aktuelle dimension kr./m Bredde af tracé for lodsejererstatning m VP Apple MW VP Viborg MW VP boost fra Apple til transmissionsledning C VP boost fra transmissionsledning til net C ,6 24,6 COP VP Apple til transmissionsledning 100% 0,0 7,5 8,3 9,1 9,1 8,3 8,34 9,1 9,1 8,34 9,1 9,1 0,0 0,0 COP VP transmissionsledning til net 100% 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,3 8,34 9,1 9,1 8,34 0,0 0,0 8,3 9,2 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 VP Viborg Mio. kr Tillæg for2placeringer Mio. kr Transmissionsledning Mio. kr Lodsejererstatning Mio. kr. 0,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,0 4,0 5,0 5,0 Pumpe-/veksler-anlæg Apple - frem Mio. kr Pumpe-/veksler-anlæg Viborg - retur Mio. kr Grundkøb Apple Mio. kr Grundkøb Viborg Mio. kr ,9 4,9 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 4,8 0 4,8 Udskiftningaf pumperog flowmålere Mio. kr. 0,0 0,0 1,6 2,0 0,0 1,6 1,6 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,6 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. 0,0-63,1-70,4-66,5-66,5-70,4-75,0-66,5-66,5-74,3-66,5-66,5-70,5-66,5 Total Mio. kr

100 13.5 Transmissionsnet Herunder analyse og vurdering af EVK s bynære transmissionsledning (transmissionsnet) og dennes evne til at køre balanceret temperatursæt 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. 94

101 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. 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. 95

102 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. 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. 96

103 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 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 97