Notat Dato: 13.03.2013 Sagsnr.: 2013-9081 Dok. nr.: 2013-59937 Direkte telefon: Initialer: jml Aalborg Forsyning Forsyningsvirksomhederne Stigsborg Brygge 5 Postboks 222 9400 Nørresundby Varmeplan Aalborg 2030 - Specifikke forudsætninger for scenarieanalyser Sydvest-korridoren - Nibe Nærværende forudsætningsnotat danner grundlag for de konkrete analyser og vurderinger af mulighederne for afgrænsning og udvidelse af det centrale kraftvarmeområde i retningen af Nibe. Notatet er baseret på principperne beskrevet i det generelle forudsætningsnotat for Varmeplan Aalborg 2030, fase 1. Nærværende specifikke forudsætningsnotat består af en beskrivelse af det nuværende og kommende varmebehov i korridoren (prognose), en kort beskrivelse af de nuværende varmeforsyningsløsninger, herunder varmeproduktionsanlæg (kapacitet, virkningsgrader mv.), relevante forsyningsalternativer samt øvrige forudsætninger relevante for scenarieanalyserne. Forudsætningerne, der fremgår af det generelle forudsætningsnotat, vil som udgangspunkt ikke blive gentaget i de specifikke forudsætninger. Nuværende varmeforsyning Nibe-korridoren Udvidelsen af det centrale fjernvarmeområde i retningen mod Nibe vest for Aalborg giver mulighed for forsyning af indtil flere byområder. Relevante byer er vist i nedenstående oversigt, inkl. nuværende primære forsyningsform. Nibe Sønderholm St. Restrup Nørholm 1 Naturgasbaseret decentralt kraftvarmeværk Decentralt kraftvarmeværk med naturgasmotor og -kedel samt biomassekedel. Individuel naturgasforsyning Individuel forsyning For Sønderholm og bebyggelser ved St. Restrup regnes på forsyning via en transmissionsledning mellem Aalborg og Nibe, mens Nørholm forudsættes tilkoblet det centrale kraftvarmeområde direkte via en distributionsledning fra Gl. Hasseris. Aalborg Forsyning, Varme vil af bl.a. tekniske årsager ikke kunne koble fritliggende forbrugere på transmissionsledningerne, og disse indgår således ikke analyserne. 1 Ved Nørholm regnes i praksis på byområderne Nørholm og Restrup Enge samlet. 1
Fjernvarme Oliefyr Naturgasfyr Elvarme Varmepumpe Fastbrændselsfyr Område total Enkelte bebyggelser med individuel forsyning baseret på el, naturgas og olie vest for Nibe kunne være relevante at vurdere med henblik på at konvertere disse til fjernvarme evt. fra det det centrale system på et senere tidspunkt. En vurdering af disse muligheder vil ske som et led i varmeplanlægningens fase 2 og behandles således ikke nærmere her. Varmebehov Nuværende I det følgende er nettovarmebehovene 2 for de udvalgte byer anført. Nettovarmebehovene, der dækkes af fjernvarme i Nibe og Sønderholm, er baseret på faktiske opgørelser fra fjernvarmeværkerne. For ejendomme, hvor det ikke har været muligt at få forbrugsdata, er opgørelsen baseret på erfaringstal kombineret med oplysninger om bygningernes alder, type, størrelse og forsyning fra BBR 3. Nettovarmebehov (MWh/år) Nibe 33.427 4.923 1.161 1.199 84 215 41.009 Sønderholm 5.823 870 0 128 40 0 6.861 St. Restrup 0 1.137 1.277 89 7 169 2.680 Nørholm 0 3.286 0 108 206 274 3.875 Nettovarmebehovene er opgjort som klima-/graddøgnskorrigerede årsvarmebehov for et normalår. En oversigt over de anførte områder kan ses i bilag 4. Det bemærkes, at områderne ved Nibe og Sønderholm ikke er sammenfaldende med fjernvarmeværkernes forsyningsområder, men omfatter hele den bymæssige bebyggelse ved byerne. Derfor vil f.eks. flere bygninger være forsynet med individuel naturgas i området ved Nibe. 2 Behovet for varmeenergi til opfyldelse af en bygnings komfortbehov til opvarmning (rum) og varmt brugsvand. 3 Metoden kendes også som varmeatlasmetoden og er udviklet af SBI hhv. Aalborg Universitet. 2
Fjernvarme Oliefyr Naturgasfyr Elvarme Varmepumpe Fastbrændsel I alt Fordelingen af antallet af registrerede opvarmede huse på de enkelte forsyningsformer i de pågældende byområder fremgår af nedenstående tabel. Tilslutninger/forsyningsanlæg opgjort pr. område Nibe 1.865 144 15 122 4 11 2.161 Sønderholm 300 42 0 10 2 0 354 St. Restrup 0 48 45 5 1 8 107 Nørholm 0 156 0 8 11 14 189 En del af husene beliggende i/ved byerne består af store bygninger. I bilag 5 findes en oversigt over bygninger på mere end 500 m 2, opgjort på hvert forsyningsområde. Størrelsen af bygningerne har især betydning for udgifterne forbundet med konverteringer til andre forsyningsformer samt reinvesteringer i opvarmningsanlæg. Prognose Grundlag Udviklingen af varmebehovet i byerne har stor betydning ved analyserne af konsekvenserne ved alternative forsyningsscenarier. Der er opstillet en prognose for udviklingen af varmebehovet over de kommende 20 år (analyseperioden) i ovenstående områder. Fremskrivningen er foretaget på grundlag af principperne beskrevet i det generelle forudsætningsnotat for scenarieanalyser, herunder: - En udvidelse af bygningsmassen, jf. boligprognosen for Aalborg Kommune - Besparelser i nettoenergibehovet svarende til 1,43 % p.a. Selve prognosen for udviklingen af varmebehovet, jf. ovenstående principper, kan findes i bilag 1. I bilag 2 findes en oversigt over antallet af nye boliger og størrelser af erhverv, der forventes etableret over prognoseperioden i de enkelte byområder. Ifølge boligprognosen for Aalborg Kommune forventes i alt 524 nye bygninger etableret i/ved Nibe over de kommende 10 år. En del af bygningerne formodes at være uopvarmede erhvervsbygninger og i prognosen for Nibe forudsættes således kun 75 % af bygningerne/arealerne svarende til ca. 50.000 m 2 realiseret med et tilknyttet varmebehov. I Sønderholm, St. Restrup og Nørholm forventes der ikke udvidet med nye bygningsarealer i prognoseperioden jf. boligprognosen. Resultatet af varmebehovets udvikling som følge af boligprognosen fremgår ligeledes af bilag 2. Omstilling af forsyning Ved vurderingerne af omstillingen fra de individuelle anlæg til fjernvarme hhv. individuel varmepumper, forudsættes følgende principper, som beskrevet i det generelle forudsætningsnotat, anvendt: 3
- Ved fastsættelsen af varmebehovene i fjernvarmeområderne ved Nibe og Sønderholm forudsættes individuelt forsynede ejendomme (restpotentialet og tilgrænsende områder) konverteret til fjernvarme efter følgende model: Oliefyrede og naturgasforsynede ejendomme tilsluttes over en 10 års periode. Elvarmeforsynede ejendomme tilsluttes over en 15 års periode. Øvrigt forsynede ejendomme (varmepumper og fastbrændselsfyr) fastholdes med oprindelig forsyning. - I St.Restrup og Nørholm forudsættes individuelt forsynede ejendomme konverteret til varmepumper eller fjernvarme i de respektive analyser efter følgende model: Naturgas- og olieforsynede ejendomme tilsluttes over en periode på 10 år, for fjernvarme med en starttilslutning på 60 %. Ejendomme opvarmet med elvarme konverteres over en periode på 15 år, for fjernvarme med en starttilslutning på 60 %. Øvrige individuelt forsynede ejendomme forudsættes ikke konverteret. Prognoserne for udviklingen af varmebehovet efter ovenstående konverteringsmodel er angivet i bilag 3. Analyser I scenarieanalyserne gennemføres analyser for hvert af områderne Nibe, Sønderholm, St. Restrup og Nørholm. Resultaterne af analyserne vil fremgå særskilt for hvert område. I analyserne af mulige omstillinger af varmeforsyningen i de skitserede byer regnes på scenarierne oplistet i følgende tabeller. Nibe og Sønderholm Mulighederne for at omlægge varmeproduktionen på varmeværkerne i Nibe og Sønderholm belyses. En oversigt over de scenarier, der analyseres i projektet, er angivet i nedenstående tabel. Type Produktionsenhed Brændsel/energikilde 1a Decentral naturgaskraftvarme (reference) Motor Kedel 1b Decentral naturgaskraftvarme og storskalasolvarme Solvarmeanlæg Motor Kedel Naturgas Naturgas, sol 2 Central fjernvarme Aalborg Portland Nordjyllandsværket (NJV) 3 Central fjernvarme NJV med 40% biomasse Aalborg Portland NJV 4 Decentral biomassekraftvarme (Nibe) Kraftvarmeanlæg Naturgaskedel 5 Decentral biomassekedel Biomassekedel Flis 6 Decentral biogas Biogasmotor Kedel Overskudsvarme Kul Overskudvarme Biomasse Kul Flis Naturgas Biogas Naturgas 4
Resultaterne fra tidligere gennemførte beregninger i varmeplanrevisionens fase 1 viser, at storskalavarmepumper er markant dyrere at producere varmen på såvel samfundsøkonomisk som selskabsøkonomisk end de øvrige alternativer, selv under forudsætning af, at afgifterne på el til fremstilling af varme evt. reduceres som led i et nyt energiforlig. Der regnes således ikke yderligere på dette scenarie i Nibe hhv. Sønderholm. I tillæg til ovennævnte scenarier vil det være muligt at sammenbinde fjernvarmeområderne i Nibe og Sønderholm og derved opnå stordriftsfordele ved én af de skitserede decentrale løsninger. Sammenbindingen af forsyningsområderne med en transmissionsledning vil være forbundet med en betydelig investering i størrelsesordenen +20 mio. kr., ekskl. moms. Investeringen skal i givet fald modsvares af omkostningsbesparelser ved etablering og drift af et fælles anlæg. En sammenbinding af områderne analyseres ikke nærmere i varmeplananalyserne, men bør i givet fald belyses i forbindelse med et evt. senere projektforslag, hvor detailkendskabet til produktion hhv. investeringerne i projekterne kendes bedre. Det bemærkes i øvrigt, at Sønderholm Varmeværk siden påbegyndelsen af varmeplanrevisionen har fået godkendt projektforslag for etablering af en biomassekedel med en indfyret effekt på 1 MW. Anlægget er etableret iht. de nye muligheder i projektbekendtgørelsen fra 2012, der giver udvalgte barmarksværker mulighed for at etablere en biomassekedel med en indfyret effekt op til 1 MW for derigennem at kunne sænke varmeprisen for forbrugerne. St. Restrup og Nørholm/Restrup Enge For de individuelt forsynede områder regnes på følgende scenarier: Type Produktionsenhed (lastfordeling %) Brændsel/energikilde 0a Individuel forsyning reference Oliefyr, naturgasfyr, elvarme Olie, naturgas, el 0b Individuel forsyning varmepumpe Varmepumpe El 2 Central fjernvarme Aalborg Portland NJV 3 Central fjernvarme NJV med 40 % biomasse Aalborg Portland NJV Overskudsvarme Kul Overskudvarme Biomasse Kul Beskrivelse af teknologier De enkelte teknologier/scenarier er uddybet i det følgende. 0a - Individuel forsyning - reference (kun individuelt forsynede byer) Den nuværende forsyning i de individuelt forsynede byer forventes bibeholdt. 0b - Individuel forsyning - varmepumper (kun individuelt forsynede byer) De nuværende individuelt forsynede ejendomme forudsættes konverteret til individuel forsyning baseret på varmepumper efter konverteringstakten beskrevet i afsnit om Prognose. Der forudsættes anvendt væskebaserede varmepumper med individuelle jordledninger ved hver bygning. 5
1a - Nuværende naturgasbaserede produktionsanlæg på varmeværker (reference) Sønderholm Sønderholm Varmeværk blev etableret som et naturgasfyret barmarksværk i 1991. Kraftvarmeværket består af en Caterpilar-gasmotor med en eleffekt på 1 MW og en varmeeffekt på 1,4 MW. Derudover er der installeret naturgasfyret spids- og reservelastkedler med en varmeeffekt på 2,2 MW på værket. Anlæggene er tilsluttet to varmeakkumuleringstanke på 320 m 3. Varmeproduktionen fordelte sig i varmeåret 2010/2011 med 6.816 MWh (89 %) på motoranlægget og 872 MWh (11 %) på kedelanlægget. I referencescenariet for Sønderholm forudsættes en produktionsfordeling mellem kraftvarmeanlæg og kedelanlæg på 90/10, svarende til de dimensionsgivende krav til anlægget. Den faktiske drift af anlægget vil dog afhænge af en kombination mellem el og naturgasprisen. Det nuværende årlige maksimale effektbehov for Sønderholm Varmeværk er beregnet til ca. 2,1 MW, hvilket de to produktionsenheder kan dække. Fortsat drift af de nuværende naturgasbaserede motor- samt kedelanlæg forudsætter, at der i analyseperioden foretages nødvendige reinvestering/renoveringer af anlægget. I analyserne forudsættes gasmotoren udskiftet i 2012. Der regnes med reinvesteringer på 5 mio. kr., ekskl. moms til motoranlæg (1 MW el ) 4 samt 1,65 mio. kr., ekskl. moms til kedelanlæg (2,2 MW varme ). Sønderholm Varmeværk har som beskrevet ovenfor i 2012 etableret en ny biomassekedel med en indfyret effekt på 1 MW. Kedlen forventes at afbrænde træpiller, men kan i praksis ombygges til både at fyre med flis og træpiller. Nibe Nibe Varmeværk blev etableret i 1961. Det nuværende kraftvarmeværk var ejet af Elsam/DONG Energy frem til 2007 og blev efterfølgende overtaget af Nibe Varmeværk. Kraftvarmeværket består i dag af 5 naturgasfyrede motorer (2 Jenbacher 320 fra 2010 hhv. 2011 og 3 Deutz TBG 604 fra 1990) med en samlet varmeeffekt på ca. 8 MW. Derudover råder værket over naturgasfyrede reserve- og spidslastkedler med en samlet varmeffekt på 21 MW. Værket har en varmeakkumuleringstank på 3.000 m 3. I referencescenariet for Nibe forudsættes en produktionsfordeling mellem kraftvarmeanlæg og kedelanlæg på 90/10, ligeledes svarende til de dimensionsgivende krav. Det nuværende årlige maksimale effektbehov for Nibe Varmeværk er estimeret til 19,6 MW, hvilket kan dækkes med det nuværende produktionsanlæg. Fortsat drift af de nuværende naturgasbaserede motor- samt kedelanlæg forudsætter, at der i analyseperioden foretages nødvendige reinvestering/renoveringer af anlægget. I analyserne forudsættes halvdelen af produktionskapaciteten udskiftet i 2016, hvor motoranlægget (3 ud af 5 motorer) vil være 25 år gamle. Der regnes med reinvesteringer på 14 mio. kr., ekskl. moms til motoranlæg (4 MW varmeeffekt) samt 7,5 mio. kr., ekskl. moms til kedelanlæg (10 MW). 4 Pris oplyst af Sønderholm Varmeværk, jf. tilbud fra leverandør. 6
1b - Solvarme samt nuværende produktionsanlæg Der regnes på konsekvenserne ved etablering af storskala-solfangere til medproduktion af varmen på varmeværkerne. Teknisk set vurderes solvarme uden yderligere varmelagringsmuligheder at kunne dække i størrelsesordenen 20 % af varmeleverancen i det eksisterende system. Solvarme indregnes i scenarie 1b som supplement til de nuværende øvrige varmeproduktionsanlæg. Der regnes med samme reinvesteringer som i referencen. Solvarme vurderes ikke at være attraktivt i tilfældet med etablering af et nyt og omkostningstungt biomassekraftvarmeanlæg, da økonomien i denne type anlæg afhænger af, at anlæggene kan få mange driftstimer. Ligeledes vurderes solvarmen som udgangspunkt ikke at være attraktiv ved anvendelse af biogas, da de nuværende afregnings- og tilskudsordninger for biogas fordrer så mange fuldlasttimer på anlægget som muligt, herunder også i sommermånederne, hvor et solfangeranlæg vil skulle dimensioneres til at dække 100 % af varmegrundlaget (eller mere) i længere perioder. Storskala-solvarmeenheder kan erfaringsmæssigt producere i størrelsesordenen 500 kwh/m 2 solfanger/år. I opgørelsen af nødvendige anlægsinvesteringer tages der højde for såvel tekniske anlæg, grundkøb, rådgivningsydelser etc. I Nibe belyses konsekvenserne ved etablering af et solfangeranlæg på ca. 19.000 m 2 og i Sønderholm et anlæg på 3.000 m 2. I begge byer/systemer forudsættes solfangeranlæggene at kunne dække 20 % af varmegrundlaget. I begge byer reduceres dækningsgraden for kraftvarmeenhederne til 70 % til fordel for solvarmen. 2 og 3 - Central fjernvarme For varme leveret fra Aalborg Forsyning, Varmes net regnes på to forsyningsalternativer. Et hvor varmen marginalt set produceres efter nuværende principper (samme anlæg og brændsler, jf. Aalborg Forsyning, Varmes langtidsbudget) og et VE-alternativ, hvor produktionen af varme på Nordjyllandsværket omstilles med op til 40 % biomasse. En uddybning af produktionsforholdene findes i det generelle forudsætningsnotat. Nøgletal for etableringen af transmissionsledningen fra det centrale kraftvarmesystem i Aalborg til Nibe er nærmere beskrevet i afsnit om ledningsanlæg samt bilag 6. De eksisterende motoranlæg og kedelanlæg kan i givet fald bibeholdes til regulærkraft hhv. reservekapacitet. Der er ikke regnet med værdien hhv. omkostningerne til disse anlæg, idet det forudsættes, at varmegrundlaget i byerne kan dækkes 100 % af varmetransmissionsledningen. I analyserne regnes på konsekvenserne ved dels at etablere en transmissionsledning mellem Skalborg og Nibe og dels en transmissionsledning, hvor Nibe ikke forsynes. I sidstnævnte alternativ forudsættes ledningen udelukkende at forsyne Sønderholm og St. Restrup, der således skal bære den samlede investering. 7
4 Biomassebaseret kraftvarme på varmeværkerne Der regnes på konsekvenserne ved omstilling af den nuværende produktion decentralt på værkerne til kraftvarme baseret på biomasse. Etablering af ny varmeproduktionskapacitet baseret på afgiftsfrie brændsler til et anlæg, der i forvejen forsynes med naturgaskraftvarme, kan efter gældende regler som udgangspunkt udelukkende ske, såfremt anlægget etableres som et kraftvarmeanlæg. Anlægget forudsættes dimensioneret til en kraftvarmedækningsgrad på 90 %, jf. projektbekendtgørelsen fra Klima- og Energiministeriet. I scenarium 4 forudsættes således etableret en kraftvarmeenhed med en varmeeffekt på 11 MW varme i Nibe og en kraftvarmeenhed på 1,3 MW varme i Sønderholm. Estimerede nøgletal for etablering af dampbaserede kraftvarmeenheder fyret med træflis på Nibe hhv. Sønderholm Varmeværk fremgår af det følgende (priser ekskl. moms): Etablering af fliskraftvarmeenhed Nibe Varmeværk (11 MW): 107 mio. kr. 5 Etablering af fliskraftvarmeenhed Sønderholm Varmeværk (1,3 MW): 12,8 mio. kr. 6 Prisoverslagene er baseret på tal fra Energistyrelsens Teknologikatalog 2010 for medium hhv. små dampbaserede kv-anlæg. Etableringen af et biomassefyret ORC-anlæg, hvor dampsystemet er udskiftet med et hedt-olie system, vil være forbundet med en mindre investering for værket. ORC-anlæggene vil dog i henhold til Energiklagenævnets hidtidige prasksis ikke altid kunne klassificeres som kraftvarmeanlæg grundet de lave elvirkningsgrader samt ringe sammenhæng mellem el- og varmekredsløbene. De eksisterende naturgaskedler på varmeværkerne forudsættes at kunne fungere som spidslast-/reserveproduktion og dermed at kunne dække de sidste 10 % af varmebehovet på årsplan. Halvdelen af kedlerne forudsættes reinvesteret/udskiftet i analyseperioden (som i referencen). Etableringen af kraftvarmeenhederne på biomasse kan muligvis med fordel ske på ét af værkerne, hvorfra der etableres en transmissionsledning til det andet fjernvarmesystem. Ved at etablere anlægget på én lokalitet vil det være muligt at opnå visse stordriftsfordele ved såvel investering som drift, herunder især fælles indkøb, levering og håndtering af biomasse (flis, piller, halm) ligesom driften af ét anlæg frem for to vil være enklere. Hvorvidt besparelserne på driften kan opveje meromkostningerne til etableringen af en transmissionsledning, der overslagsmæssigt koster i størrelsesordenen +20 mio. kr. (afhængigt af kapaciteten), bør i givet fald belyses nærmere i forbindelse med et evt. projektforslag. 5 Energistyrelsens Teknologikatalog, Medium Steam Turbine, Wood chips >10 MW. Elvirkningsgrad 44 %, totalvirkningsgrad 100 %. 6 Energistyrelsens Teknologikatalog, small steam turbine, wood chips, 0,6-4,3 MW, el-virkningsgrad 25 %, total virkningsgrad 100 %. 8
5 - Fliskedler på varmeværkerne Omstilling af varmeproduktionen på varmeværkerne til biomasse kan som udgangspunkt efter gældende regler ikke ske, såfremt brændslet anvendes i kedler. I forbindelse med forhandlinger om den nye energiaftale blev muligheden for et friere brændselsvalg på varmeproduktionsenheder under en vis størrelse drøftet. I den endelige energiaftale fra marts 2012 og efterfølgende ændring af projektbekendtgørelsen er det dog endt med, at kun de 35 værker med den højeste varmepris, får mulighed for at etablere en biomasse-fyret kedel på maksimalt 1 MW. Da nærværende scenarieanalyser er lavet inden den nye Energiaftale, er der dog regnet på konsekvenserne ved etablering af biomassekedler på varmeværkerne. Fliskedler vurderes at være én af de billigste varmeproduktionsteknologier pt. ikke mindst i landområder, hvor adgangen til biomassen er god. Overslag over størrelser og investeringspriser for etablering af nye biomassekedler på Nibe hhv. Sønderholm Varmeværk fremgår af det følgende (priser ekskl. moms): Etablering af fliskedelanlæg Nibe Varmeværk (19 MW): Etablering af fliskedelanlæg Sønderholm Varmeværk (2,2 MW): 60 mio. kr. 12 mio. kr. Investeringsoverslagene er baseret på erfaringstal i Energistyrelsens Teknologikatalog 2010 og omfatter udgifter til totalanlægget inkl. projektering. Størrelsen af anlæggene er estimeret på baggrund af den forventede udvikling af varmebehovene på værkerne. 6 - Biogasbaseret kraftvarme Der regnes på konsekvenserne ved omstilling af kraftvarmeenhederne til biogas. Udnyttelse af biogas til kraftvarmeproduktion forudsætter, at der kan sikres den fornødne levering af biogas fra et biogasanlæg i området. Beregninger af biogasressourcen i regionen viser, at der ud fra en ressourcemæssig betragtning er potentiale for etablering af 1-2 større biogasanlæg i Aalborg Kommune syd for fjorden, hvoraf den største koncentration af husdyrhold netop findes i forlængelse af Nibe-korridoren. Biogas bør ud fra et overordnet forsyningsmæssigt og økonomisk synspunkt prioriteres til kraftvarmeproduktion eller alternativt opgraderes og benyttes i naturgasdistributionssystemet. Såfremt biogas udgør en fornuftig løsning på lokalt plan, kan et alternativ på kort sigt være fortsat anvendelse af naturgas til varmeproduktion, hvorfra en forholdsvis simpel omstilling til biogas kan gennemføres, når anlæg til fremstilling og fremføring af biogas er etableret. Usikkerheden omkring biogasleveringen betyder dog, at scenariet kan være svært at gennemføre i praksis især inden for en kortere tidshorisont. I beregningerne af konsekvenserne tages der højde for usikkerheden ved, at biogassen indfases efter en 3-5 års periode, således at motorenheden de første år drives på naturgas og herefter omstilles til biogas. Der regnes i projektet ikke med investeringer i et decideret biogasanlæg, men køb af biogas fra et anlæg der etableres af eks. landmænd eller andre i området. Biogasprisen fastsættes til differensen mellem naturgasprisen og prisen for opgradering af biogassen 9
til naturgaskvalitet. Metoden begrundes med, at biogassen alternativt til udnyttelsen i kraftvarmeproduktionen kan opgraderes og benyttes i naturgasnettet. Metoden indebærer i øvrigt, at prisen for biogassen forventes at ville følge udviklingen i naturgasprisen jf. Energistyrelsens prognoser (basisfremskrivning). Opgraderingsprisen er i beregningerne estimeret til 26 kr./gj 7. Selskabsøkonomisk er biogasprisen fastsat til 2,5 kr./nm 3 metan i udgangsåret og ligeledes efterfølgende korrigeret for udviklingen i naturgasprisen i prognoseperioden. Ledningsnet Tilslutningen af et øget antal forbrugere til fjernvarme forudsætter, at der sker en udvidelse af fjernvarmenettet. Tilslutningen af restpotentialet inden for de nuværende fjernvarmeforsynede områder forudsættes at kunne ske gennem almindelig tilslutning med en stikledning, mens de individuelt varmeforsynede byer kræver større investeringer i form af 1) en transmissionsledning og 2) varmedistributionssystem. Sammenbinding af forsyningssystemerne i Nibe og Sønderholm med det centrale fjernvarmeområde kræver ligeledes en transmissionsledning. Transmissionsledninger I analyserne forudsættes etableret en transmissionsledning til sammenbinding af Nibe hhv. Sønderholm med det centrale fjernvarmeområde i Aalborg. I analyserne medtages investering og drift (nettab og pumpeudgifter) forbundet med transmissionsledningen. Ved opgørelsen af de økonomiske konsekvenser forbundet med etableringen af og tilslutningen til transmissionsledningen medtages for hvert byområde en andel af de samlede omkostninger. Prisen for en transmissionsledning fra det centrale system (Frejlev) til Nibe/Sønderholm via St. Restrup er indledningsvist beregnet til ca. 82 mio. kr., ekskl. moms. Ledningen vil dog samtidigt have en funktion for det eksisterende system i og med, at tilslutningspunktet for Frejlev flyttes fra Svenstrup til Skalborg i det centrale kraftvarmesystem. Omlægningen betyder bl.a., at der frigøres kapacitet i den sydlige del af det centrale kraftvarmesystem, hvorved evt. yderligere udvidelser i denne retning muliggøres. En fordeling af investeringen efter varmebehov giver herefter en samlet investering på 2,2 mio. kr., ekskl. moms, for St. Restrup, 6,8 mio. kr., ekskl. moms, for Sønderholm og 66,9 mio. kr., ekskl. moms, for Nibe. Derudover vil det være nødvendigt at etablere en yderligere forsyningsledning, såfremt Nørholm og Restrup Enge skal forsynes med varme fra det centrale kraftvarmesystem. En sådan varmeforsyningsledning, vil i praksis skulle fungere som distributionssystem med direkte tilkoblinger og kan ud fra nøgletal estimeres til i størrelsesordenen 14 mio. kr., ekskl. moms. Oversigt over anlægsoverslag og trace for de foreslåede ledninger fremgår af bilag 6. 7 DGC, Planenergi (Lemvig Biogas mv.) 10
Distributions- og stikledninger For tilslutning af nye forbrugere til fjernvarme regnes der med enhedspriser (gennemsnitlige) for de enkelte ejendomme. Den gennemsnitlige længde af de nødvendige stikledninger i området ved Restrup Enge vurderes at udgøre 35 meter. I Nørholm regnes specifikt på gadeledningsnettet, da det er væsentligt mindre end gennemsnitsværdierne i det generelle forudsætningsnotat, mens stikledningerne vurderes at være de samme. Resultatet fremgår ligeledes af bilag 6. I opgørelsen af de økonomiske konsekvenser forbundet med konverteringer af bygninger større end 500 m 2 regnes med specifikke tilslutningspriser. En liste over bygninger større end 500 m 2 og estimeret pris for tilslutning af disse opdelt på de enkelte områder fremgår af bilag 5. Tilslutningsprisen er opdelt i omkostninger til ledningsnet (stikledning) samt brugeranlæg (fjernvarmeunit). Brugerinstallationer I opgørelsen af de økonomiske konsekvenser forbundet med omstillingen af varmeforsyningen medtages ligeledes omkostninger knyttet til varmeinstallationerne i de enkelte huse. I opgørelsen af de samfundsøkonomiske konsekvenser og den balancerede varmeproduktionspris benyttes udelukkende faktiske anlægs- og driftsomkostninger, og der tages således ikke højde for tariffer, tilskud, rabatter mv. Ved afkoblingen af bygninger fra naturgasnettet regnes dog med et afkoblingsgebyr pr. ejendom på 5.520 kr., ekskl. moms (konvertering til individuel forsyning) hhv. 3.600 kr., ekskl. moms (ved konvertering til kollektiv forsyning). Afkoblingsgebyret dækker udgifter til nedtagning af installationer og selve frakoblingen af naturgasnettet og benyttes ved såvel konverteringer til fjernvarme som varmepumper. For huse, der i forvejen forsynes med fjernvarme, vil der i praksis ske løbende reinvesteringer i nye komponenter til brugerinstallationerne, men da levetiden og etableringstidspunktet for eksisterende anlæg ikke kendes, regnes der med løbende drift og vedligeholdelsesudgifter i disse tilfælde. For bygninger mindre end 500 m 2 regnes med standardpriser for brugerinstallationer, mens omkostninger knyttet til bygninger større end 500 m 2 fremgår af bilag 5. I nye huse regnes med direkte kobling til fjernvarmen uden veksler og anvendelse af gennemstrømningsvandvarmere til varmt brugsvand, da det anses for normal praksis i dag. Ved konverteringer til fjernvarme i de individuelt naturgasforsynede byer regnes med en starttilslutning på 60 % i alle byer og efterfølgende konvertering over 10-15 år afhængigt af den eksisterende forsyningstype. I referencescenariet for de individuelt forsynede ejendomme regnes med reinvesteringer i de respektive installationer (naturgasfyr mv.) over hele konverteringsperioden - altså op til 15 år. 11
Øvrige forudsætninger Energistyrelsens forudsætninger for samfundsøkonomiske beregninger benyttes. Der gennemføres dog beregninger af resultaternes følsomhed for ændringer af forudsætningerne, jf. bl.a. Varmeplan Danmark 2010 - forudsætningskatalog for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Følgende forudsætninger belyses i følsomhedsberegningerne: - En reduktion af kalkulationsrenten til 3 % - Den nuværende naturgaspris for forbrugerne hhv. varmeværket 8 8 Der regnes i følsomhedsanalyserne af den realistiske gaspris med løbende gennemsnit for naturgasprisen af de seneste 5. kvartalers prisstatistik fra Dansk Fjernvarme. For beregninger gennemført januar 2012 benyttes en gennemsnitspris på 70,32 kr./gj. 12
Bilag 1 Prognose for udviklingen af nettovarmebehov korrigeret for udbygning og energibesparelser Varmebehovprognose (referencen 0a) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nibe Fjernvarme MWh 37.681 37.492 37.305 37.121 36.939 36.760 36.584 36.410 36.239 36.070 35.555 35.047 34.546 34.053 33.567 33.087 32.615 32.149 31.690 31.237 Oliefyr MWh 4.853 4.783 4.715 4.648 4.581 4.516 4.451 4.388 4.325 4.263 4.203 4.143 4.083 4.025 3.968 3.911 3.855 3.800 3.746 3.692 Naturgas MWh 1.144 1.128 1.112 1.096 1.080 1.065 1.050 1.035 1.020 1.005 991 977 963 949 936 922 909 896 883 871 Elvarme MWh 1.182 1.165 1.148 1.132 1.116 1.100 1.084 1.069 1.053 1.038 1.024 1.009 995 980 966 953 939 925 912 899 Varmepumpe MWh 83 82 80 79 78 77 76 75 74 73 72 71 70 69 68 67 66 65 64 63 Fastbrændsel MWh 212 209 206 203 200 197 194 192 189 186 184 181 178 176 173 171 168 166 164 161 Sønderholm Fjernvarme MWh 5.740 5.659 5.580 5.503 5.429 5.356 5.286 5.217 5.151 5.086 5.024 4.963 4.904 4.847 4.792 4.738 4.687 4.637 4.588 4.542 Oliefyr MWh 858 845 833 821 810 798 787 775 764 753 743 732 722 711 701 691 681 672 662 653 Naturgas MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 126 124 123 121 119 117 116 114 112 111 109 108 106 105 103 102 100 99 97 96 Varmepumpe MWh 39 39 38 38 37 37 36 36 35 35 34 34 33 33 32 32 31 31 30 30 Fastbrændsel MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 St. Restrup Fjernvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Oliefyr MWh 1.121 1.105 1.089 1.073 1.058 1.043 1.028 1.013 999 985 971 957 943 930 916 903 890 878 865 853 Naturgas MWh 1.259 1.241 1.223 1.206 1.188 1.171 1.155 1.138 1.122 1.106 1.090 1.075 1.059 1.044 1.029 1.014 1.000 986 972 958 Elvarme MWh 88 86 85 84 83 82 80 79 78 77 76 75 74 73 72 71 70 69 68 67 Varmepumpe MWh 7 7 7 7 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 Fastbrændsel MWh 167 164 162 160 157 155 153 151 148 146 144 142 140 138 136 134 132 130 129 127 Nørholm Fjernvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Oliefyr MWh 3.239 3.193 3.147 3.102 3.058 3.014 2.971 2.929 2.887 2.846 2.805 2.765 2.726 2.687 2.648 2.610 2.573 2.536 2.500 2.465 Naturgas MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 106 105 103 102 101 99 98 96 95 94 92 91 90 88 87 86 85 83 82 81 Varmepumpe MWh 203 200 197 194 192 189 186 184 181 178 176 173 171 168 166 164 161 159 157 155 Fastbrændsel MWh 270 266 262 259 255 251 248 244 241 237 234 231 227 224 221 218 215 211 208 206 13
Bilag 2 Prognose for nybyggeri opgjort på byområder Udbygningsprognose - nybyggeri 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nibe stk. 39 39 39 39 39 39 39 39 39 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sønderholm stk. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 St. Restrup stk. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nørholm stk. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Udbygningsprognose - nybyggeri 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nibe m 2 4.754 4.754 4.754 4.754 4.754 4.754 4.754 4.754 4.754 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sønderholm m 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 St. Restrup m 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nørholm m 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Udbygningsprognose - nybyggeri 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nibe MWh 262 262 262 262 262 262 262 262 262 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sønderholm MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 St. Restrup MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nørholm MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14
Bilag 3 Prognose for nettovarmebehov korrigeret efter konverteringer til varmepumper hhv. fjernvarme Prognoser for varmeforbrug ved konvertering til fjernvarme er udelukkende opstillet for de individuelt forsynede byer. Varmebehovsprognose Varmepumpe 0b) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 St. Restrup Fjernvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Oliefyr MWh 1.121 994 871 751 635 521 411 304 200 98 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 1.259 1.117 978 844 713 586 462 341 224 111 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 88 81 74 67 61 54 48 42 36 31 25 20 15 10 5 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 7 247 480 707 927 1.141 1.348 1.549 1.745 1.934 2.117 2.092 2.067 2.042 2.018 1.994 1.966 1.937 1.910 1.883 Nørholm Fastbrændsel MWh 167 164 162 160 157 155 153 151 148 146 144 142 140 138 136 134 132 130 129 127 Fjernvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Oliefyr MWh 3.239 2.874 2.518 2.172 1.835 1.507 1.188 879 577 285 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 106 98 90 82 74 66 59 51 44 37 31 24 18 12 6 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 203 526 841 1.146 1.442 1.729 2.008 2.279 2.541 2.796 3.042 3.005 2.968 2.932 2.896 2.860 2.819 2.779 2.739 2.700 Fastbrændsel MWh 270 266 262 259 255 251 248 244 241 237 234 231 227 224 221 218 215 211 208 206 15
Varmebehovprognose (fjernvarme 2+3) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nibe Fjernvarme MWh 41.989 42.005 42.016 42.020 42.019 42.013 42.003 41.987 41.967 41.943 41.566 40.986 40.413 39.848 39.289 38.873 38.318 37.771 37.231 36.700 Oliefyr MWh 1.941 1.722 1.509 1.301 1.100 903 712 527 346 171 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 458 406 356 307 259 213 168 124 82 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 473 435 400 368 339 312 287 264 243 223 205 189 174 160 147 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 83 82 80 79 78 77 76 75 74 73 72 71 70 69 68 67 66 65 64 63 Fastbrændsel MWh 212 209 206 203 200 197 194 192 189 186 184 181 178 176 173 171 168 166 164 161 Sønderholm Fjernvarme MWh 6.330 6.277 6.224 6.170 6.117 6.064 6.011 5.958 5.906 5.853 5.801 5.719 5.639 5.560 5.482 5.419 5.341 5.265 5.190 5.116 Oliefyr MWh 343 304 267 230 194 160 126 93 61 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 50 46 43 39 36 33 31 28 26 24 22 20 19 17 16 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 39 39 38 38 37 37 36 36 35 35 34 34 33 33 32 32 31 31 30 30 Fastbrændsel MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 St. Restrup Fjernvarme MWh 1.480 1.555 1.628 1.698 1.765 1.830 1.893 1.953 2.011 2.067 2.121 2.092 2.063 2.035 2.006 1.988 1.960 1.932 1.904 1.877 Oliefyr MWh 448 398 348 301 254 209 164 122 80 39 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 504 447 391 338 285 234 185 137 90 44 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 35 32 30 27 25 23 21 20 18 17 15 14 13 12 11 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 7 7 7 7 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 Fastbrændsel MWh 167 164 162 160 157 155 153 151 148 146 144 142 140 138 136 134 132 130 129 127 Nørholm/Restrup Enge Fjernvarme MWh 2.007 2.109 2.208 2.302 2.394 2.482 2.568 2.650 2.729 2.805 2.879 2.839 2.799 2.761 2.722 2.696 2.658 2.620 2.582 2.546 Oliefyr MWh 1.296 1.149 1.007 869 734 603 475 351 231 114 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Elvarme MWh 43 39 36 33 31 28 26 24 22 20 18 17 16 14 13 0 0 0 0 0 Varmepumpe MWh 203 200 197 194 192 189 186 184 181 178 176 173 171 168 166 164 161 159 157 155 Fastbrændsel MWh 270 266 262 259 255 251 248 244 241 237 234 231 227 224 221 218 215 211 208 206 16
Bilag 4 Oversigtskort over områder omfattet af notatet på områderne er eksisterende områdegrænser med kollektiv forsyning markeret. Nibe 17
Sønderholm 18
St. Restrup 19
Nørholm (Indgår i BBR/statuskortlægning sammen med Restrup Enge) 20
Restrup Enge (Indgår i BBR/statuskortlægning sammen med Nørholm) 21
Bilag 5 oversigt over bygninger >500 m 2 Nibe (ikke fjernvarme) Anvendelse År Areal m2 Installation Opvarmningsmiddel Nettovarmebehov (MWh/år) Stikledning (kr.) Fjernvarmeunit (kr.) Kedel- Reinvestering (kr.) Varmepumpe (kr.) 220 2001 3933 Fyr Naturgas 260 19.000 40.000 175.000 800.000 320 2006 3147 Fyr Olie 242 19.000 40.000 175.000 800.000 220 1960 2935 Fyr Olie 352 19.000 40.000 175.000 800.000 220 1996 2824 Fyr Olie 186 19.000 40.000 175.000 800.000 220 1988 2164 Fyr Olie 143 19.000 40.000 175.000 800.000 320 2002 2037 Fyr Naturgas 157 19.000 40.000 175.000 800.000 220 1979 1995 Fyr Naturgas 194 19.000 40.000 175.000 800.000 220 2002 1864 Fyr Olie 123 19.000 40.000 175.000 800.000 220 1995 1628 Fyr Olie 107 19.000 40.000 175.000 800.000 320 2000 1446 Fyr Naturgas 111 19.000 40.000 175.000 800.000 290 2007 1431 Fyr Olie 94 40.000 175.000 800.000 220 1978 1285 Fyr Olie 125 19.000 40.000 175.000 800.000 230 1991 1252 Fyr Naturgas 83 19.000 40.000 175.000 800.000 320 2004 1204 Fyr Naturgas 93 19.000 40.000 175.000 800.000 220 2006 1186 Fyr Olie 78 19.000 40.000 175.000 800.000 530 1979 1136 El El 116 19.000 40.000 175.000 800.000 140 1946 902 Fyr Olie 148 18.000 20.000 60.000 240.000 140 1946 902 Fyr Olie 148 18.000 20.000 60.000 240.000 140 1946 902 Fyr Olie 148 18.000 20.000 60.000 240.000 420 1988 792 Fyr Olie 78 18.000 20.000 60.000 240.000 320 1970 771 Fyr Olie 81 18.000 20.000 60.000 240.000 420 1988 697 Fyr Naturgas 68 18.000 20.000 60.000 240.000 390 1963 657 Fyr Olie 59 18.000 20.000 60.000 240.000 220 1992 597 Fyr Olie 39 18.000 20.000 60.000 240.000 320 1985 589 Fyr Naturgas 45 18.000 20.000 60.000 240.000 22
220 1990 587 Fyr Olie 39 18.000 20.000 60.000 240.000 320 2007 575 El El 44 18.000 20.000 60.000 240.000 220 1998 562 Fyr Olie 37 18.000 20.000 60.000 240.000 320 2004 536 Fyr Olie 41 18.000 20.000 60.000 240.000 330 2006 530 El El 65 18.000 20.000 60.000 240.000 140 1970 521 Fyr Olie 66 18.000 20.000 60.000 240.000 330 1976 520 Fyr Olie 101 18.000 20.000 60.000 240.000 St. Restrup Bygningsanvendelse År Areal Installation Brændsel Nettovarme (MWh/år) Hotel, restaurant, vaskeri, frisør eller 1957 1691 Fyr Olie 223,74 anden servicevirksomhed Anden bygning til fritidsformål 1980 1592 Elovne Elektricitet 41,392 Hotel, restaurant, vaskeri, frisør eller anden servicevirksomhed Avls- og driftsbygning (til landbrug, skovbrug, gartneri m.v.) Undervisning og forskning (skole, gymnasium eller lignende) 1728 1336 Fyr Naturgas 280,24 1971 660 Fyr Olie 21,78 1957 503 Fyr Olie 48,6 Nørholm / Restrup Enge Bygningsanvendelse År Areal Installation Brændsel Nettovarme (MWh/år) Avls- og driftsbygning 1923 506 Fyr Fast brændsel 22,77 23
Bilag 6 - Etablering af transmissionsledning Aalborg Sønderholm - Nibe Etableringen af en transmissionsledning fra det centrale kraftvarmesystem til Nibe er behandlet i Aalborg forsyning, Varmes Masterplan fra 2010. I det følgende er muligt trace samt investeringsoverslag for transmissionsledningen angivet. Figur 1 Forslag til placering af transmissionsledning fra det centrale kraftvarmeområde til Nibe via Sønderholm, jf. Aalborg Forsyning, Varme Masterplan 2010. I følgende tabel findes overslag over nøgletal for den foreslåede ledning. Værdier er beregnet af Aalborg Forsyning, Varme med udgangspunkt i traceet fra Masterplanen, som illustreret ovenfor. Strækning Dim. Længde i alt Pumpestation Investering mm m kr. Mio. kr. Skalborg Frejlev (4-3) 323,9 4.850 3.000.000 24,3 Frejlev Sønderholm (3-2) 273 5.850 2.500.000 24,8 Sønderholm Nibe (2-1) 273 6.700 2.500.000 25,4 24
Fordelingen af investeringsomkostningerne ved etableringen af ledningen kan ske ud fra forbrugsdataene i de involverede byer, idet investeringerne fordeles på baggrund af varmebehovene i de respektive byer (pro rata betragtning). Forbrugsdata for de involverede områder samt procentvis fordeling specificeret for de enkelte ledningsstrækninger fremgår af nedenstående tabel: Fordeling (%) Strækning 1-2 2-3 3-4 Frejlev 26 0 0 St Restrup 3 4 0 Sønderholm 10 14 0 Nibe 61 82 100 De samlede investeringerne for transmissionssystemet kan på baggrund heraf beregningsmæssigt fordeles på byerne: Nibe 61,0 mio. kr., ekskl. moms, Sønderholm 5,8 mio. kr., ekskl. moms og St. Restrup 1,9 mio. kr., ekskl. moms. Den resterende del af udgifterne til ledningen kan tilskrives varmeforbrugerne i Frejlev, der i dag er en del af det eksisterende forsyningssystem. I tillæg til ovenstående beregninger udføres en følsomhedsberegning, hvor transmissionsledningen forudsættes afkortet til Sønderholm. Investeringerne ændres i denne beregning, som følger: Sønderholm 25,0 mio. kr., ekskl. moms og St. Restrup 8,0 mio. kr., ekskl. moms. Aalborg - Nørholm Parallelt med ledningen fra Skalborg til Nibe via Ny Nibevej regnes der i varmeplananalyserne med etablering af en varmedistributionsledning fra Aalborg ved Gl. Hasseris (det centrale kraftvarmesystem) til Nørholm ad Nørholmsvej via Restrup Enge. Ledningen er skitseret på nedenstående figur. Figur 2 Mulig placering af distributionsledning (blå ledning) fra det eksisterende ledningssystem ved Gl. Hasseris/Aalborg til Restrup Enge hhv. Nørholm. Totalledningslængde 8 km. Aalborg Forsyning, Varmes eksisterende fjernvarmenet (hovedledninger) er vist med rødt. 25
Ledningen udføres i praksis som en distributionsledning, da der vil være behov for at kunne tilslutte forbrugere langs med hele strækningen. Nøgletal for ledningen i Nørholmsvej findes i nedenstående tabel: Strækning Længde Effekt Ledn.tab Investering m MJ/s GJ 1.000 kr. Hasseris - Restrup Enge 4.005 1,071 1.916 8.313 Restrup Enge - Nørholm Enge 1.115 0,504 482 3.048 Nørholm Enge Nørholm 2.040 0,504 882 3.005 I alt 7.160 2,080 3.280 14.365 Investeringerne indeholder andel til etablering af nødvendig pumpestation. Da ledningen udføres som en distributionsledning forudsættes den samlede investering i ledningen fordelt på alle bygninger/byer, der tilsluttes denne. Der vil således ikke ske en differentiering mellem byerne på ledningen. Langt størstedelen af bygningerne beliggende i Restrup Enge vil kunne tilsluttes distributionsledningen direkte med stikledninger på mellem 10-60 meter. I Nørholm er bebyggelsen mere spredt og vil kræve etablering af et mindre varmedistributionssystem. Nørholm Enge er fortrinsvist sommerhusbebyggelser og forventes ikke tilkoblet fjernvarmesystemet. Det samlede varmedistributionssystem i Nørholm by er overslagsmæssigt beregnet til 2,7 mio. kr., ekskl. moms, inkl. hoved- og stikledninger. Dertil kommer udgifter til tilslutningsanlæg i husene. I varmeplananalyserne forudsættes 85 % af distributionssystemet etableret i forbindelse med udrulningen i området, mens de resterende 15 % etableres i forbindelse med udbygningen/konverteringerne i området over en 10 års periode. 26