Til Vestforbrænding Dokumenttype Rapport Dato September 2016 VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 1-34 Revision 1 Dato 2016-09-23 Udarbejdet af AD Kontrolleret af KLF Godkendt af Beskrivelse LEHL Projektforslag Etape B1 for samkøring af fjernvarmen i Lyngby-Taarbæk Kommune samt forsyning af ny bebyggelse i områder, der ikke er udlagt til naturgas Ref. 1100014276
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 2-34 INDHOLD 1. Indledning og resume 4 1.1 Formål 4 1.2 Plangrundlag 5 1.3 Organisation 5 1.4 Forundersøgelser 6 1.4.1 Kort 6 1.4.2 Bebyggelse 6 1.4.3 Arealafståelse og servitut 7 1.5 Myndigheder 7 1.5.1 Forhold til anden lovgivning 7 1.5.2 Normer og standarder 7 2. Anlægsbeskrivelse 8 2.1 Anlæggets hoveddisposition 8 2.1.1 Udstrækning 8 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold 8 2.1.3 Valg af spids- og reservelastkapacitet 15 2.1.4 Forsyningssikkerhed 15 2.2 Tekniske specifikationer 16 2.2.1 Dimensionering 16 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper 16 2.3 Projektets gennemførelse 16 2.3.1 Tidsplan 16 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget 18 3. Vurdering af projektet 19 3.1 Driftsforhold 20 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 22 3.2.1 Projektforslaget 22 3.2.2 Øvrige miljøforhold 23 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab 24 3.4 Følsomhedsvurdering 25 3.4.1 Stigende anlægsinvesteringer 25 3.4.2 Delprojekt uden ny bebyggelse 25 3.4.3 Delprojekter med højere VEKS pris 25 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation 26 4. Brugerforhold 26
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 3-34 FIGUR- OG TABELFORTEGNELSE Figur 2-1 Variant 1 med sektionering mellem sammenhængende net og anlæg på DTU... 10 Figur 2-2 Variant 2 med tryksektionering mellem VF og DTU-HF... 11 Figur 2-3 Variant 3 med veksler mellem VF og DTU-HF... 12 Figur 2-4 Udvikling i varmebehov for ny bebyggelse... 17 Figur 2-5 Udvikling i varmeproduktion for samkøring og nye kunder... 17 Figur 3-1 Varighedskurve for DTU-HF i referencen... 21 Figur 3-2 Varighedskurve for projektforslaget B1 og B2... 22 Figur 3-3 Samfundsøkonomi uden opdimensionering... 23 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B1, med højere VEKS pris... 25 Figur 4-1 Oversigtskort over samkøringsforbindelse og forsyningsområdet... 28 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning... 7 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning... 8 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet... 13 Tabel 2-3 Oversigt over investeringer og finansiering... 18 Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag etape B1 og i reference... 20 Tabel 3-2 Samlet gevinst for lokalsamfundet... 24 Tabel 3-3 Samlet selskabsøkonomi ekskl. Mølleåværksprojektet... 24 Tabel 3-4 Mølleåværksprojektets samlede selskabsøkonomi... 24 Tabel 3-5 Økonomien for nye fjernvarmekunder... 24 Tabel 3-6 Samfundsøkonomi af B1uden tilslutning af ny bebyggelse.... 25 Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere... 26 Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere... 27 BILAG Bilag 1 Forsyningsområdet med udsnit for etape B1 Bilag 2 Beregninger, resume Bilag 3 Kundeliste Bilag 4 Matrikler, der ventes pålagt servitut Bilag 5 Forudsætninger
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 4-34 1. INDLEDNING OG RESUME 1.1 Formål I/S Vestforbrænding (Vestforbrænding) anmoder hermed Lyngby-Taarbæk Kommune (LTK) om at behandle og godkende dette projektforslag i henhold til bekendtgørelse nr. 825 af 24. juni 2016 om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Projektforslaget sendes til orientering til Rudersdal Kommune, da forsyningen omfatter udveksling af varme med Holte Fjernvarme og Norfors. Projektforslaget henviser til Vestforbrændings Varmeplan 2015 og den Strategiske Energiplan for LTK, juni 2013, og er udarbejdet i en naturlig forlængelse af det godkendte projektforslag etape A, for fjernvarme til Kgs. Lyngby. Projektforslaget viser: At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at etablere en samkøringsforbindelse mellem Vestforbrændings net og det fjernvarmetransmissionsnet, der ejes af DTU-HF A.m.b.a (DTU-HF), idet der etableres en tryksektionering mellem det sammenhængende fjernvarmenet og varmeakkumuleringstanken med tilhørende produktionsanlæg på DTU s varmecentral og kraftvarmeværket, der ejes af Danske Commodities (DC) At en del af den samfundsøkonomiske fordel ved samkøringen skyldes udveksling af varme mellem Vestforbrænding, DTU-HF, Norfors og DC At der yderligere kan udnyttes overskudsvarme fra fjernkøling, der forventes etableret til den nye bebyggelse At en del af den samfundsøkonomiske fordel opstår ved at udnytte den overskydende produktionskapacitet, der ejes af DTU-HF og DC, til spidslast og reserveforsyning i LTK, så projektforslaget kan gennemføres uden, at der skal etableres flere nye store fyringsanlæg i LTK og i Rudersdal Kommune. Det udelukker dog ikke, at der på et senere tidspunkt kan fremsendes projektforslag for sådanne. At der er et samfundsøkonomisk potentiale for at tilkoble Mølleåværket til transmissionsnettet, med henblik på at udnytte overskudsvarme fra slamforbrænding og spildevand At der er et potentiale for yderligere at samkøre det sammenhængende fjernvarmenet med det naturgasfyrede Kraftvarmeværk på DTU, der ejes af DC. Dels for at udnytte varmeakkumuleringstanken, dels ved at kraftvarmeværket kan afsætte mere varme og udnytte kapaciteten til spidslast og reservekapacitet, når det er økonomisk fordelagtigt. At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne den planlagte nye bebyggelse i områder, som ikke er udlagt til naturgas (dvs. Novozymes og Traceet langs motorvejen) med fjernvarme fra den samkøringsforbindelse, der etableres i projektforslaget At ovenstående anlæg kan udnyttes i et efterfølgende projektforslag B2, hvor fjernvarmen udbygges yderligere til at konvertere naturgasfyrede varmecentraler udenfor kvotemarkedet til fjernvarme i LTK. Det vil være hensigtsmæssigt, hvis de to projektforslag B1 og B2 kan behandles parallelt, men om nødvendigt kan B1 behandles og gennemføres helt uafhængigt af B2, hvis der er udestående spørgsmål i B2 omkring konvertering. Omvendt forudsætter projektforslag B2, at B1 er godkendt.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 5-34 1.2 Plangrundlag DTU-Kraftvarmeværk, Norfors og DTU s naturgaskedler forsyner DTU-HF iht. projektforslag godkendt for fjernvarme. Fjernvarmen i den sydlige del af LTK er omfattet af Vestforbrænding s godkendte projektforslag etape A. I projektforslag etape A er et samlet kapacitetsbehov på 47 MW, hvoraf 10 MW er omfattet af projektforslaget for etape A, og der er afsat 27 mio.kr i den samfundsøkonomiske analyse til de resterende 37 MW. I denne etape B1 redegøres for, hvorledes denne kapacitet kan tilvejebringes ved samkøring og ved at udnytte den eksisterende kapacitet i området. Projektforslaget omfatter fjernvarme til ny bebyggelse i de områder nær DTU, som ikke er bebygget endnu. Det gælder, dels den planlagte bebyggelse til Novozymes øst for motorvejen i et område, der ikke tidligere har været udlagt til kollektiv forsyning, dels planlagte nye bebyggelser i området mellem DTU og motorvejen (Traceet), som blev udlagt til naturgasforsyning i delplanen fra 1982. DTU planlægger at udnytte overskudsvarme fra fjernkøling med grundvandskøling, som vil blive belyst i et særskilt projektforslag. 1.3 Organisation Vestforbrænding og DTU-HF har indgået en samarbejdsaftale om at arbejde for den mest samfundsøkonomisk fordelagtige samkøring og udvikling af fjernvarmeforsyningens struktur på lang sigt, samt arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabsøkonomiske gevinster mellem alle parter. Realiseringen af projektforslaget forudsætter, at der opnås et aftaleforhold der tilgodeser alle parters interesser i forhold til økonomi og forsyningssikkerhed. Projektforslaget er således baseret på, at Vestforbrænding og DTU-HF har aftalt at arbejde for at realisere et projektforslag, der udnytter synergierne i samkøring af nettene og samtidig åbner for at udnytte kapacitet og energi i eksisterende og kommende varmeproduktionsanlæg, herunder anlæg på Mølleåværket, Norfors, DTU og DTU-Kraftvarmeværk. Projektforslagets analyser for selskabsøkonomi er opstillet som en samlet selskabsøkonomi for alle de involverede aktører: Vestforbrænding, DTU-HF, Norfors, DC, Mølleåværket samt de kunder, der planlægges tilsluttet fjernvarmen. I denne forbindelse anses DTU-HF som repræsentant for alle aktiviteter på DTU og hos Holte Fjernvarme. Derved er der lagt et grundlag for, at selskaberne kan aftale priser på kapacitet og energi, som er acceptable for alle og indenfor rammerne af Varmeforsyningslovens krav om omkostningsbestemte priser. Den foreløbige fordeling af investeringer er baseret på følgende: DTU-HF, DC og Vestforbrænding er i fællesskab ansvarlig for samkøringsforbindelsen og tryksektionering samt to-vejsmåler mellem DTU-HF og Vestforbrænding samt mellem transmissionsledningen og Mølleåværket. DC har mulighed for at udvide en bygning, så den kan rumme tryksektioneringen, og DTU-HF antages i organiseringen at skulle investere i tryksektioneringen. Mølleåværket vil være ansvarlig for anlægsinvesteringer på værkets grund. DC vil være ansvarlig for ændringer på DC s anlæg.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 6-34 Der etableres et stik med måler til hver ejendom med individuel forsyning. Vestforbrænding er ligeledes ansvarlig for at etablere spidslast og reservekapacitet i det øvrige forsyningsområde i Virum-Sorgenfri. Vestforbrænding er i projektforslaget ansvarlig for ledningsprojektet videre frem til den nye bebyggelse for driften af samkøringsforbindelsen og for fjernvarmeforsyningen af ny bebyggelse Vestforbrænding har drøftet det samlede projektforslag B, som er identisk med summen af de to projektforslag B1 og B2, med HMN. HMN her ingen umiddelbare indvendinger mod de dele, der ikke omfatter konvertering fra naturgas til fjernvarme, men der udestår spørgsmål omkring visse forudsætninger for konverteringen. Derfor er projektforslaget efter samråd med LTK opdelt i dette projektforslag B1, som ikke inkluderer konvertering, samt et efterfølgende projektforslag B2, som udelukkende omfatter konvertering og dertil hørende ekstra investeringer i kapacitet. De to projektforslag skal dog ses i sammenhæng, hvorfor B1 og B2 belyses med samme beregningsmodel og data, dog således at data vedr. B2 er sat til nul i projektforslag B1, medens data for B2 flere steder fremkommer som forskellen mellem det samlede projektforslag B1+B2 og B1. Vestforbrænding, DTU-HF og Mølleåværket har været i dialog om, hvordan overskudsvarmen fra spildvandsanlægget bedst kan udnyttes i fjernvarmesystemet både i forhold til samfunds- og selskabsøkonomien. Vestforbrænding og DTU-HF har indgået en samarbejdsaftale om at arbejde for den mest samfundsøkonomisk fordelagtige samkøring og udvikling af fjernvarmeforsyningens struktur på lang sigt, samt arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabsøkonomiske gevinster mellem alle parter. DTU-HF har en aftale frem til 2020 med DC om, at DC lastfordeler varmen mellem kraftvarmeværket, Norfors og spidslastkedlerne og sælger varmen til DTU-HF til en puljepris. De selskabsøkonomiske analyser vil lede frem til modeller, som sikrer, at alle de nævnte aktører vil få en fordel ved projektforslaget indenfor Varmeforsyningslovens rammer. Det vil sige, at størstedelen af fordelen vil tilfalde varmeforbrugerne i LTK og Rudersdal Kommuner samt en mindre del til Mølleåværket og DC. Derudover vil DC i kraft af det større varmemarked alt andet lige, kunne få en lidt større gevinst som kommerciel aktør på elmarkedet med regulerkraft mv. Denne er dog ikke indregnet i økonomien. 1.4 Forundersøgelser 1.4.1 Kort Bilag 1 giver en oversigt over forsyningsområdet og lokalisering af fjernvarmeledninger og fjernvarmeproduktionsanlæg både B1 og B2 1.4.2 Bebyggelse Projektforslaget omfatter alle bebyggelser, som er markeret på bilag 1 med etape B1. Det samlede opvarmede areal og potentielle varmebehov uden besparelser og ved 100 % tilslutning er angivet i tabellen nedenfor. Det eksisterende kollegie, som er placeret på DTU, henføres i opgørelsen til område 12A, Lundtofte øst, således at projektforslag B1 er helt uden konvertering fra gas til fjernvarme. Der er medtaget de områder, som indgår i LTK s planlægning. Forsyningen af Novozymes øst for motorvejen er hastende og omfatter et relativt stort ventilationsbehov, som overstiger behovet i den øvrige bebyggelse.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 7-34 Det samlede potentiale for ny bebyggelse, som er omfattet af projektforslaget er 21 GWh fra den planlage ny bebyggelse til Traceet og Novozymes. Behov i Heraf ny Heraf Nr Lyngby-Taarbæk Kommune Antal Areal alt bebyg. konvert. Behov Energiområde kunder m2 MWh MWh MWh kwh/m2 1 15A Rørdamshave 0 0 0 0 0 0 2 1A 0 0 0 0 0 0 3 1B 0 0 0 0 0 0 4 3A 0 0 0 0 0 0 5 3B + 3C 0 0 0 0 0 0 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 0 0 0 0 0 0 7 5A + 5B + 5i 0 0 0 0 0 0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 0 0 0 0 0 0 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 33 282.115 21.389 21.389 0 76 10 6A Sorgenfri Slot mv 0 0 0 0 0 0 11 7A 0 0 0 0 0 0 12 8A Lyngby Stadion mv 0 0 0 0 0 0 13 9C Bondebyen syd 0 0 0 0 0 0 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 0 0 0 0 0 15 DTU-HF VF samkøring 1 1.510.000 151.000 0 0 100 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning Alle de aktuelle områder har en stor bebyggelsestæthed, eksempelvis 200 % i Traceet, hvorfor fjernvarme er fordelagtig i forhold til individuel forsyning med varmepumper eller med naturgas kombineret med supplerende energi. 1.4.3 Arealafståelse og servitut Det påregnes, at fjernvarmeledningerne som hovedregel etableres i vejarealer, da der er for lidt plads på de fleste grunde, og da det letter tilgængeligheden for drift af nettet. Det tracé, der er markeret i projektforslaget, er baseret på en foreløbig vurdering, og det vil blive justeret ved detailprojekteringen og dermed tage højde for øvrige ledningsanlæg og kundernes ønske om indføring af stik. Herunder vil Vestforbrænding drøfte med kunderne, hvor ledningen kan etableres på private matrikler. Der skal tinglyses en deklaration for alle fjernvarmedistributionsledninger, der er beliggende på private matrikler. Der er principielt ikke behov for, at stikledninger deklareres, med mindre de påtænkes ført videre til nabomatrikler. I bilag 4 er angivet en liste med adresser og matrikelnumre for de matrikler, hvor det umiddelbart vil være en fordel, at tracéet placeres på private matrikler. 1.5 Myndigheder 1.5.1 Forhold til anden lovgivning Projektet er omfattet af VVM bekendtgørelsen, og skal derfor anmeldes til kommunen. 1.5.2 Normer og standarder Projektet udføres efter relevante normer og standarder, og arbejdet udføres efter almindelige etablerings- og anlægsprincipper. Afhængigt af de lokale forhold vurderer vejmyndigheden, om der skal stilles særlige krav i forbindelse med anlægsarbejdet.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 8-34 2. ANLÆGSBESKRIVELSE 2.1 Anlæggets hoveddisposition 2.1.1 Udstrækning I bilag 1 er vist det fjernvarmeforsynede område med de distributionsledninger, større stikledninger og bebyggelser, der er omfattet af projektforslag B1. Desuden er til orientering vist de yderligere områder og ledninger, der er omfattet af projektforslag B2. Samtidig er vist de eksisterende fjernvarmeledninger, som tilhører Vestforbrænding, Holte Fjernvarme, DTU og DTU-HF i de tilgrænsende områder, der er godkendt iht. tidligere projektforslag. Desuden er vist placering af energiproducerende anlæg og større områder for ny bebyggelse. 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold Det samlede potentielle varmebehov, som er omfattet af projektforslaget for forsyning af ny bebyggelse, er som vist i tabel 1-1 anslået til 21 GWh primært på grundlag af oplysninger fra Novozymes og fra nøgletal for typisk nyt byggeri. I nedenstående tabel er redegjort for det forventede varmebehov og kapacitetsbehov inkl. et beregnet nettab på 4 % for projektforslagets fjernvarmeområder, som det vil være i 2035 ved 100 % tilslutning og 0 % besparelse. Der er regnet med 100 % tilslutning, da der er tale om større bebyggelser, hvor fjernvarme er fordelagtig, og hvor det i modsætning til parcelhuse, er vanskeligt at indpasse andre produktionsformer. Omr. Forudsat tilslutning og salg i slutår Tilslutning 100% Besparelse 0% nr. Vestforbrænding Årssalg Årsprod. An kunder An net Grundlast Benyttelsestid, timer 2.000 3.000 5.000 Områder MWh MWh MW MW MW 1 15A Rørdamshave 0 0 0,0 0,0 0,0 2 1A 0 0 0,0 0,0 0,0 3 1B 0 7 0,0 0,0 0,0 4 3A 0 0 0,0 0,0 0,0 5 3B + 3C 0 0 0,0 0,0 0,0 6 4A Virum, zone 0,1,2,3 0 9 0,0 0,0 0,0 7 5A + 5B + 5i 0 0 0,0 0,0 0,0 8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 0 10 0,0 0,0 0,0 9 17+12D Traceet Kom. Plan til.14/2013 21.389 22.049 10,7 7,3 4,4 10 6A Sorgenfri Slot mv 0 0 0,0 0,0 0,0 11 7A 0 0 0,0 0,0 0,0 12 8A Lyngby Stadion mv 0 5 0,0 0,0 0,0 13 9C Bondebyen syd 0 0 0,0 0,0 0,0 14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 0 0,0 0,0 0,0 15 DTU-HF VF samkøring 151.000 151.225 75,5 50,4 30,2 1-14 I alt uden samkøring 21.389 22.080 11 7 4 1-15 I alt med samkøring 172.389 173.305 86 58 35 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning Projektets fjernvarmenet og kundeinstallationer udlægges efter det potentielle varmebehov ved 100% tilslutning. Der er således umiddelbart behov for at levere 7 MW til området, der skal forsynes med fjernvarme, på den koldeste dag, når 100 % af kunderene er tilsluttet. Tilsvarende er den optimale dækning med grundlast og mellemlast ca. 4 MW.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 9-34 Dertil kommer, at hovedledningen til Novozymes skal opdimensioneres, så den kan forsyne området ved Trongårdsskolen, idet den planlagte motorvejskrydsning i etape A erstattes af krydsningen i projektforslag B1. Det samlede kapacitetsbehov i etape B1 inklusive kapacitetsbehovet til DTU-HF er i alt 58 MW med en fælles benyttelsestid på 3.000 timer an net. Det samlede varmeproduktionsbehov til nye fjernvarmekunder for projektforslag etape A og dette projektforslag etape B1 er 140 + 22 = 162 GWh. For projekt A og projektforslag B1 er det samlede kapacitetsbehov til at forsyne nye kunder således 47+7 = 54 MW ved en benyttelsestid på 3.000 timer an net. En del af behovet til projektforslag A kan overføres fra Vestforbrænding, bl.a. i kraft af en omfordeling af kapaciteten i hele Vestforbrænding s fjernvarmenet som følge af idriftsættelse af ny spidslastcentral i Måløv. Der kan i dag overføres ca. 30 MW til spidslast fra Vestforbrænding, men på længere sigt er det påtænkt, at der kun skal leveres ca. 10 MW fra Vestforbrænding til LTK den koldeste dag. Der resterer således at blive etableret yderligere ca. 37 MW til etape A på et egnet sted i nettet ved fuld udbygning af etape A. Finansiering hertil er indeholdt i økonomien, der er angivet i det godkendte projektforslag for etape A. I nedenstående diagrammer vises koblingerne mellem VF, DTU-HF, Mølleåværket, Norfors og DC. De anlægskomponenter, der er med i projektforslaget, er markeret med rød farve. Variant 1 vises i figur 2.1. Her kobles de to transmissionsnet sammen, og alle anlæg på DTU, herunder DC s anlæg sektioneres fra. Fordelen ved denne variant er, at nettene kan ringforbindes og drives som et sammenhængende net på 16 bar på længere sigt. Til gengæld skal der ændres noget ved de eksisterende anlæg på kraftvarmeværket. Variant 2 vises i figur 2.2. Det er en enklere kobling, hvor tryksektioneringen sker mellem VF s net og de eksisterende anlæg hos DTU-HF. Med denne variant skal der ikke ændres på de eksisterende anlæg på kraftvarmeværket. Til gengæld mistes muligheden for at koble nettene sammen på længere sigt. Variant 3 på figur 2.3 er magen til variant 2 bortset fra, at tryksektioneringen er erstattet af en to-vejsveksler. Ulempen ved denne variant er, at der sker et temperaturtab hver gang der udveksles varme. Alle 3 varianter af tryksektioneringsanlæg og evt. veksler kan placeres på østsiden af kraftvarmeværkets turbinebygning, idet der etableres en ny facade på bygningen 4 m mod øst uden kælder. Derved skabes et rum på 4 x 30 m med højt til loftet, som kan rumme de nødvendige anlæg og umiddelbart kobles sammen som vist. Der er desuden plads til en mulig elkedel i B2. Anlægsoverslaget er for de 3 løsninger er anslået til mellem 9 og12 mio.kr, og der regnes med 12 mio.kr i projektforslaget. Der endnu en variant, hvor tryksektioneringen i variant 1 erstattes af en to-vejsvelsler. Denne er ikke vist, men kan gennemføres indenfor samme økonomiske overslag.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 10-34 NORFORS 12 MW DTU-HF 33 MW GAS MØLLEÅVÆRKET DC 30 MW KV 15 MW AKK 9 MW 7 MW GAS 6 bar <95 C T 60 MW 30 MW HF 100 GWh 16 bar <105 C VF 0,5 MW OV M 5 MW VP V 30 MW 33 MW GAS (5 MW) VP DTU 51 GWh M VF 5 MW VP Novozymes og Traceet 16 bar <105 C VF Projektforslag B1 Samkøring VF Trongårdsskolen KV: Kraftvarmeanlæg AKK: Akkumuleringstank T: Tryksektionering M: Måler V: Veksler EK: Elkedel VP: Varmepumpe Rød indikerer projektforslag B1 Lyserød indikerer andet projektforslag Etape A Kgs. Lyngby Figur 2-1 Variant 1 med sektionering mellem sammenhængende net og anlæg på DTU
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 11-34 NORFORS 12 MW DTU-HF 33 MW GAS MØLLEÅVÆRKET DC 30 MW KV 15 MW AKK 9 MW 7 MW GAS HF 100 GWh VF 0,5 MW OV M 5 MW VP 25 bar <95 C V 30 MW 33 MW GAS (5 MW) VP DTU 51 GWh T 60 MW 30 MW M VF 5 MW VP Novozymes og Traceet 16 bar <105 C VF Projektforslag B1 samkøring VF Trongårdsskolen KV: Kraftvarmeanlæg AKK: Akkumuleringstank T: Tryksektionering M: Måler V: Veksler EK: Elkedel VP: Varmepumpe Rød indikerer projektforslag B1 Lyserød indikerer andet projektforslag Etape A Kgs. Lyngby Figur 2-2 Variant 2 med tryksektionering mellem VF og DTU-HF
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 12-34 NORFORS 12 MW DTU-HF 33 MW GAS MØLLEÅVÆRKET DC 30 MW KV 15 MW AKK 9 MW 7 MW GAS HF 100 GWh VF 0,5 MW OV M 5 MW VP 25 bar <95 C V 30 MW 33 MW GAS (5 MW) VP DTU 51 GWh V 60 MW 30 MW M VF 5 MW VP Novozymes og Traceet 16 bar <105 C VF Projektforslag B1 Samkøring VF Trongårdsskolen KV: Kraftvarmeanlæg AKK: Akkumuleringstank T: Tryksektionering M: Måler V: Veksler EK: Elkedel VP: Varmepumpe Rød indikerer projektforslag Lyserød indikerer andet projektforslag Etape A Kgs. Lyngby Figur 2-3 Variant 3 med veksler mellem VF og DTU-HF
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 13-34 I bilaget er vist diagrammer over tryksektioneringen for de 3 varianter. I nedenstående tabel er angivet, hvordan det samlede kapacitetsbehov på 58 MW i projektforslag B1 inkl. DTU-HF, foreslås dækket i projektforslaget. Kapaciteten er forudsat udnyttet i takt med behovet. Behov for kapacitet til net ved forventet inkl. samkøring, i alt MW 58 Eksisterende spidslast udnyttes HF afbrydelige kedler lokale kedler 100.000 MWh MW 33 DTU kedler på DTU med overskud til nettet 33 MW 1,0 MW 33 DTU-HF Hempel kedel 7 MW 1,0 MW 7 DTU Kraftvarmeværk, op til 30 MW 7 MW 1,0 MW 7 DC Akkumuleringstank til døgnudjævning 10% af maks i LTK+Holte MW 7 Eksisterende spidslastkapacitet, der kan udnyttes MW 88 Behov for ny spidslastkapacitet i projektforslag B MW -30 Behov for spidslast til etape A 47 MW MW 47 Eksisterende spidslast fra VF til LTK 10 MW MW 10 Behov for yderligere spidslast i etape A MW 37 Ny spidslast i projektforslaget VF Ny spidslast Eremitageparken 5,0 MW 0,0 MW 0 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 15 MW 0,0 MW 0 DC/DTU Spidslast elkedler 10 MW 0,0 MW 0 Mølleåværket røggaskondens VP 0,53 MW 1,0 MW 1 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 4,70 MW 1,0 MW 5 Fjernkølevarmepumpe marginalt 5,00 MW 1,0 MW 5 Ny spidslastkapacitet i alt MW 10 Manglende ekstra kapacitet i LTK efter projekt MW -3 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 2.500 timer MW 20 DTU aftag ved maks ved benyttelsestiden 3.000 timer MW 17 Samlet mak. kapacitet fra DTU tryksektionering til nettet typisk vinterdag, 50% last MW 39 Samlet maks kapacitet fra DTU-HF,DC og Mølleåværket til nettet ved typisk vinterdag MW 55 Tabel 2-2 Oversigt over spidslastkapacitet for B1 Det bemærkes, at de kapaciteter, som kun medtages i etape B2 er sat til nul i tabellen. DTU s kedler med en kapacitet på 33 MW, som lastfordeles med kraftvarmeværket og vil være i drift i referencen, indgår med 100 % kapacitet. DC s kraftvarmeværk på 30 MW varme, som primært byder ind i regulerkraftmarkedet eller producerer varme ved meget høje elpriser, indregnes kun med 7 MW, da der ikke er behov for mere kapacitet. Det indgår i projektforslaget, at overskudsvarmen fra en kommende fjernkølecentral, der planlægges at forsyne primært ny bebyggelse i Traceet, kan udnyttes med en kapacitet på 5 MW varme. Hvis dette anlæg udskydes, vil det alternativt være muligt at udnytte mere kapacitet på DTU Kraftvarmeværk. Varmeakkumulatoren, som i dag er nødvendig for, at kraftvarmeværket altid kan sættes i drift i nogle timer, bliver i princippet overflødig i projektforslaget, idet kraftvarmeværket i projektforsalget vil kunne afsætte hele kapaciteten på 30 MW hele året. Når kraftvarmeværket regulerer op, øger Vestforbrænding varmeleverancen til CTR og VEKS tilsvarende. Eventuelle forskelle i reguleringshastighed vil kunne opfanges af en mindre del af varmeakkumulatoren. Varmeakkumulatoren kan derfor i det væsentlige benyttes til at optimere varmeproduktionen indenfor få dage, ligesom den kan bidrage med spidslastkapacitet, som svarer til forskellen mellem det maksimale timekapacitetsbehov og middelkapacitetsbehovet den koldeste dag. Denne kapacitet er på den sikre side anslået til 10 % af den maksimale kapacitet i LTK, som forsynes fra det sammenhængende fjernvarmenet med spidslast. Dette bidrag udgør 7 MW.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 14-34 Holte Fjernvarme har kedelkapacitet, som kan forsyne de lokale distributionsnet med 100 % reserve. Disse kedler kan derfor ikke indregnes med større kapacitet, end den kapacitet, der er behov for i de lokale net, dvs. 33 MW i alt. Det bemærkes, at projektforslaget udnytter de synergier, der er ved at koble forskellige typer kunder sammen i et fællesskab. Det ses, at man ved projektforslag B1 isoleret set ikke har behov for mere end der allerede er installeret. Sammen med det manglende behov på 37 MW i forslag A giver det et nettobehov på 37 MW. Der er redegjort for, hvordan det samlede kapacitetsbehov kan dækkes. Efter Vestforbrændings erfaringstal vil DTU (betragtet som en enkeltkunde) have et maksimalt kapacitetsbehov svarende til 2.000 timers benyttelsestid på 26 MW. Tidspunktet for dette maksimale behov vil erfaringsmæssigt ikke være sammenfaldende for maksimal belastning i det øvrige net, hvor der regnes med en benyttelsestid på 3.000 timer. Der er således 33-26 = 7 MW på DTU, som kan indgå i den samlede kapacitet. Dette er bl.a. muligt, fordi man i det fælles system har fælles reservekapacitet. DTU skal have god reserve ved udfald af den ene kedel, men denne reserve kan nu deles med resten af systemet. Ved at inkludere DTU i det fælles net, vil Vestforbrænding ved kapacitetsberegningen forvente, at DTU vil bidrage til øget kapacitetsbehov for hele Vestforbrændings forsyningsområde (inkl. Udveksling med DTU-HF), på 51.000 MWh/3.000 timer = 17 MW. Derved er der vundet yderligere 8 MW, som fremkommer på grund af samtidighedsforhold for forskellige kundekategorier. Det ses, at den maksimale kapacitet, der skal kunne leveres fra DC s kraftvarmeværk og DTU s varmecentral til transmissionsnettet er 39 MW. Tryksektioneringen dimensioneres på den sikre side til at kunne overføre 60 MW til nettet, da ekstra kapacitet kun medfører en ubetydelig merinvestering. Det ses også, at den maksimale kapacitet, der med de forudsatte kapaciteter skal kunne leveres fra DTU-HF mod syd gennem samkøringsforbindelsen en typisk vinterdag er 55 MW. Denne kapacitet kan kun leveres ved en fremløbstemperatur på højst 95 grader. Derfor vil der være kapacitetsbegrænsninger i hovedledningen fra DTU gennem området ved Fortunen, hvor der er anlagt en DN350 i projektforslag A. Der planlægges med to alternative traceer for samkøringsforbindelsen mellem Vestforbrænding og DTU-HF, som det er vist på bilag 1. I hovedforslaget forslås samkøringsforbindelsen placeret på DTU s område i Kollegiebakken. Da DTU endnu ikke har taget stilling til, om dette er muligt, reserveres i projektforslaget plads til en alternativ trace i Lundtoftegårdsvej langs traceet. Det alternative trace medfører en merinvestering i hovedledningen, som stort set modsvares af, at der spares en mindre distributionsledning langs Traceet. Derfor planlægges desuden med to alternative fjernvarmenet, som skal kunne forsyne både B1 og B2: Kun ledning mod syd: Der etableres en DN400 samkøringsforbindelse i B1, som kan overføre kapaciteten ved 40 graders afkøling og forhøjet vandhastighed svarende til 25 mm/m. Ringledning nord om DTU: Der planlægges en DN350 samkøringsforbindelse i B1 og en DN200 ledning fra Hempelgrunden mod vest til område 7A det efterfølgende projektforslag B2, så de to ledninger tilsammen kan overføre kapaciteten med forhøjet vandhastighed. Den samlede investering er stort set ens i de to alternativer.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 15-34 Vestforbrænding og DTU-HF vil således vurdere, om der kan etableres en mindre samkøringsforbindelse fra varmecentralen på Hempelgrunden til forsyningsområder i projektforslag B2 vest for centralen som alternativ til projektforslagets hovedledning fra Lyngby Stadion mod nord. Ved en sådan ekstra forbindelse vil kapaciteten i den store samkøringsforbindelse blive aflastet, og dimensionen kan som nævnt sænkes fra DN400 til DN350. 2.1.3 Valg af spids- og reservelastkapacitet Der er som vist ovenfor lagt vægt på, at den primære spidslastkapacitet til hele Lyngby kommer fra de eksisterende anlæg, der ejes af DTU-HF og DC. Denne kapacitet er til rådighed uden ekstra investeringer i forhold til referencen, da anlæggene benyttes endog mere i referencen. Der er derfor ikke i samfundsøkonomien indregnet beløb til vedligeholdelse og reinvesteringer i disse anlæg, da de beløb, der måtte være, er ens i projekt og reference. I selskabsøkonomien er indregnet, at Vestforbrænding betaler leje, så parterne deles om at dække vedligeholdelsesomkostninger og eventuelle reinvesteringer, som ellers også ville skulle afholdes i referencen. Disse kapaciteter vil kunne udnyttes som reserve ved udfald af største enhed i Vestforbrænding s områder syd for LTK, ligesom VF vil kunne levere 30 MW mod LTK og DTU-HF som reserve ved udfald af største enhed på DTU. Området øst for motorvejen forsynes via en underboring mellem Novozymes og DTU. Derved erstattes den underføring ved Trongårdskolen, der var planlagt i etape A. Da der bør være reserve for områder, der forsynes via en sådan underføring, planlægges en mindre reservekapacitet på Eremitageparken i projektforslag B2, idet den eksisterende kedel og evt. også gasmotoren kan bevares. Der skal blot etableres en ny brænder, som kan overholde miljøkravene, og veksleren skal udformes, så forsyningen kan vendes i tilfælde af, at der bliver behov for reserve- eller spidslastkapacitet. Da det ikke er sikkert, at projektforslag B2 bliver godkendt samtidigt med B1, og da der formentlig er behov for byggevarme til Novozymes inden fjernvarmeledningen under motorvejen er etableret, planlægges, at der afsættes et par tilkoblingspunkter til mobilcentraler til nettet på Novozymes grund. For at kunne levere normal reserve til Novozymes på 60 % af den teoretiske maksimale belastning, planlægges tilslutningskapacitet på 5 MW, hvoraf dog kun 3 MW etableres fra starten. Når projektforslag B2 godkendes, vil 5 MW fra Eremitageparken suppleret med 3 MW mobilkedler ved Novozymes sikre tilstrækkelig dækning med 60% til alle kunder øst for motorvejen. 2.1.4 Forsyningssikkerhed Området planlægges forsynet med samme forsyningssikkerhed som Vestforbrændings øvrige områder. Der er således taget højde for, at der er en høj reservekapacitet i områder, der forsynes af ledninger, som ikke kan bringes i drift indenfor 24 timer ved et brud, eksempelvis ledninger, der krydser et større trafikanlæg. Der er også i kraft af forsyningsstrukturen taget højde for, at kunder, der bidrager med egen kapacitet, også har krav på første prioritet i tilfælde af nedbrud. Hvis der skulle ske et større nedbrud og mangle mere kapacitet end der er til rådighed, vil DTU eksempelvis blive forsynet 100 % og kun den aktuelle overskydende kapacitet sendt til nettet. Tilsvarende vil HF have 100 % reserve med egne kedler, som ikke kan levere til nettet. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmen i LTK, vil Vestforbrænding fra boosterpumpestationen i Gladsaxe kunne levere 20 MW mere til LTK end de 10 MW, der er forudsat. I tilfælde af nedbrud af ledningen under motorvejen, vil Eremitageparken og mobilkedler kunne levere en del af kapaciteten til området, som nævnt ovenfor.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 16-34 De centrale dele af Kgs. Lyngby vil på en gennemsnitsdag kunne blive forsynet fuldt ud enten fra tryksektioneringen på DTU eller fra Vestforbrænding. Dette indebærer, at der som minimum vil være varmeproduktionskapacitet til rådighed til forsyning af kunderne i den dimensionerende situation, som er defineret ved udetemperatur -12 0 C, vindhastighed 11m/s og overskyet. 2.2 Tekniske specifikationer 2.2.1 Dimensionering Hele nettet anlægges som et varmtvandsnet med maksimal temperatur på 110 grader, med et maksimalt tryk på 16 bar og med vekslerinstallation mellem fjernvarmenettet og kundernes anlæg. Transmissionsledningen, som ejes af DTU-HF skal derfor nedgraderes fra 25 til 16 bar i det første forslag til samkøring. Ved dimensioneringen af nettet er der som udgangspunkt anvendt en benyttelsestid på 2.000 timer an kunder og 3.000 timer for hovedledningsnettet. Dimensioner af stik skal dog vurderes individuelt. For erhvervsvirksomheder med stort ventilationsbehov er dog regnet med 1.500 timer. Ved dimensioneringen af nødvendig spids-/reservelastkapacitet er der antaget en benyttelsestid på 3.000 timer. Projektforslagets investeringsoversigt i ledningsnet og understationer er baseret på, at nettet er dimensioneret til det maksimale varmemarked i projektforslaget. Der er forudsat en afkøling på 40 grader, eksempelvis med 95 grader i fremløb og 55 grader i returløb. Kapaciteten fra tryksektioneringen vil kun kunne overføres ved en temperatur på 95 grader, men der vil være mulighed for at hæve fremløbstemperaturen til 105 grader på øvrige enheder, når der er behov for det, eksempelvis for at øge kapaciteten i transmissionsledningen fra Vestforbrænding til Lyngby. På længere sigt ventes returtemperaturen at falde, hvorved det, alt andet lige, bliver muligt at sænke fremløbstemperaturen tilsvarende eller tilslutte flere kunder til samme ledning. Underføringen under motorvejen og ledningen, der skal forsyne Novozymes og Trongårdsskolen mv. dimensioneres så den er forberedt til at kunne forsyne projektforslag B2. De to fjernvarmetransmissionsnet, som tilhører hhv. Vestforbrænding og DTU-HF, samt DC s anlæg, skal adskilles med enten en af to mulige tryksektioneringer eller en veksler. Begge tryksektioneringer skal dimensioners, så der ensidigt kan overføres 60 MW til Vestforbrændings transmissionsnet primært for at kunne overføre spidslast og varme fra Norfors og 30 MW den modsatte vej for at kunne overføre grundlast fra Vestforbrænding og samtidig oplade varmeakkumulatoren. Tryksektioneringen udformes med en shunt, der sikrer, at fremløbstemperaturen ikke overstiger 95 grader. Den alternative veksler dimensioneres tilsvarende til at kunne forsyne 60 MW mod Vestforbrænding og 30 MW den modsatte vej. Veksleren skal dimensioneres med lavt temperaturfald for levering til Vestforbræding. 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper Ledningsnettet udføres i et præisoleret rørsystem, der lever op til kravene i EN 253. Der vælges twinrør for mindre dimensioner, hvor det er fordelagtigt. 2.3 Projektets gennemførelse 2.3.1 Tidsplan Tidsplanen anslås til følgende:
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Varmeproduktion i GWh Varmebehov GWh PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 17-34 September 2016 Oktober 2016 Januar 2017 Februar 2017 Projektforslaget sendes til LTK Projektforslag behandles og sendes i høring Projektforslag behandles Projektstart Ledningsanlæg afsluttes principielt senest efter 5 år. Dog vil de nye ledninger i byggemodningsområderne ikke kunne etableres før end områderne skal byggemodnes. Kurven nedenfor viser den forudsatte tilslutningstakt og det forudsatte varmebehov for områdets kunder Distributionsledningen til Novozymes etableres i første kvartal 2017 som led i et koordineret ledningsarbejde. Hvis hovedledningen ikke er fremme, kan nettet forsynes med byggevarme. Transmissionsledningen mellem Vestforbrænding og DTU-HF samt tryksektioneringen anlægges sommeren 2017, så samkøringen er klar inden december 2017. 25 20 15 10 Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme fra Vestforbrænding 5 0 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 Figur 2-4 Udvikling i varmebehov for ny bebyggelse 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme DTU-HF Fjernvarme fra Vestforbrænding Figur 2-5 Udvikling i varmeproduktion for samkøring og nye kunder
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 18-34 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget Anlægsudgifterne er i prisniveau 2016 og ekskl. moms anslået til følgende for forslaget: Investeringer B1 Fordelt i projektforslag Fordeling I alt VF DTU-HF Mølleåv DC Kunder Fjernvarmenet ekskl. samkøringsforbindelse 1000 kr 19.943 19.943 Stik maksimal 1000 kr 4.884 4.884 Samkøringsledning VF til DTU-HF 1000 kr 12.587 12.587 Net og stik i alt, inkl. samkøringsforbindelse 1000 kr 37.414 37.414 0 0 0 Brugerinvesteringer maksimal alle 1000 kr 5.897 5.897 Afpropning realiseret 1000 kr 0 0 Brugerinvesteringer realiseret inkl afprop 5.897 5.897 0 0 0 Tryksektionering DTU-HF på DTU (reserve evt. veksler m1000 kr 12.000 0 12.000 VF opdim DN350 etape A minus sparet 350m DN200 1000 kr 2.700 2.700 VF opdimensionering i Vadstrupvej til DN200 1000 kr 0 0 VF opdimensionering af shunt til 60 MW 1000 kr 500 500 VF Afsat beløb i etape A 1000 kr 0 0 VF Ny spidslast Eremitageparken 1000 kr 0 0 VF 3 Elkedler i Virum-Sorgenfri 1000 kr 0 0 DC/DTU Spidslast elkedler 1000 kr 0 0 0 Manglende/ekstra spidslast 1000 kr -2.984-2.984 Mølleåværket røggaskondens VP 1000 kr 6.973 6.973 -Energisparetilskud til røggaskond. 1000 kr -2.500-2.500 Mølleåværket spildevandsvarmepumpe 1000 kr 29.000 29.000 -Energisparetilskud til VP 1000 kr -4.800-4.800 Fjernkølevarmepumpe marginalt 1000 kr 5.000 5.000 400 m DN200 til DTU-HF transmissionsledning 1000 kr 3.000 3.000 400 m DN200 til fra VP til gasmotorbygning 1000 kr 3.000 3.000 DC, DTU-HF og Vestforbrænding, SRO mv.. 1000 kr 3.000 3.000 Øvrige investeringer i alt 1000 kr 54.889 14.216 12.000 28.673 0 Netto investeringer for alle 1000 kr 98.200 57.528 12.000 28.673 0 Kompensation iht. Projektbekendtgørelsen. 1000 kr 0 0 I alt inkl. Kompensation 1000 kr 98.200 57.528 12.000 28.673 0 Fradag af kundeinstallationer 1000 kr -5.897-5.897 I alt uden kundeinstallationer 1000 kr 92.303 51.631 12.000 28.673 0 5.897 VF investerer i kundeinstallationer over 40 MWh 1000 kr 0 0 0 VF stikledningsbidrag fra kunder under 40 MWh 1000 kr 0 0 0 VF modtager byggemodningsbidrag 1000 kr -11.794-11.794 11.794 I alt inkl. Medfinansiering fra kunder 1000 kr 80.509 39.837 12.000 28.673 0 17.691 Tabel 2-3 Oversigt over investeringer og finansiering i B1 Investeringer, der er markeret med tallet 0 er omfattet af projektforslag B2. Det bemærkes, at fordelingen af finansieringen endnu ikke er endelig aftalt.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 19-34 3. VURDERING AF PROJEKTET Siden varmeplanen for LTK blev udarbejdet for snart 35 år siden, er mange forhold ændret, som betyder, at det bør overvejes at revurdere planerne og justere områdeafgrænsningen mellem fjernvarme og naturgas. Der kan bl.a. peges på følgende forhold: Vestforbrænding havde, da varmeplanen blev udarbejdet, ikke overskydende affaldsvarme i vinterhalvåret, men har nu (på grund af stigende affaldsmængder til forbrænding og øget brændværdi) overskydende affaldsvarme hele året. Denne sælges til CTR og VEKS. Der er siden Avedøreværkets blok 2 (AVV2) blev etableret kraftvarmekapacitet til rådighed, især i den vestlige del af CTR-VEKS systemet. Det er reelt denne varme, som (netto) bruges til at forsyne de nye kunder i Lyngby-Taarbæk Kommune. Vestforbrænding har etableret røggaskondensering og planlægger yderligere røggaskondensering. Vestforbrændings kunder har sparet på varmen, og returtemperaturen sænkes, så der i de kommende år vil være overskydende kapacitet i Vestforbrændings forsyningsledninger. I områder med ny tæt lav bebyggelse, der kan forsynes fra eksisterende fjernvarmeområder, viser det sig, at fjernvarmen fra Vestforbrænding er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end naturgasforsyning med en intern forrentning over 4 %, ligesom fjernvarmen er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end varmepumper til typisk nyt lavenergibyggeri, der etableres som tæt lav bebyggelse eller tættere. Danmark har en udfordring med at reducere CO 2 emissionen udenfor kvotemarkedet. En af de mest effektive måder at reducere CO 2 udslippet på er at konvertere fra naturgaskedler til fjernvarme, når det kan ske med relativt små investeringer i tilslutning af nye kunder. Det er tilfældet i det aktuelle projektforslag. Da Danmark har indgået en bindende aftale med EU om at reducere denne emission kan det meget vel vise sig, at projektforslaget har en væsentlig større samfundsøkonomisk gevinst. Der regnes således med en pris på emission udenfor kvotemarkedet. I energiforliget af 22. marts 2012 er der opnået bred enighed om, at Danmark skal være uafhængig af fossile brændsler inden 2050. Energistyrelsens analyser bekræfter, at der bliver behov for at udbygge fjernvarmeforsyningen primært i områder i tilknytning til eksisterende fjernvarme. Derved er projektforslaget meget aktuelt, da det bidrager til at nå målsætningen på lang sigt på den mest samfundsøkonomiske måde. Indtil videre er det imidlertid ikke samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de større villaområder med fjernvarme med de givne rammebetingelser. Derfor er projektforslaget afgrænset, så det så vidt muligt ikke inkluderer villaområder.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 20-34 3.1 Driftsforhold De nye forbrugere vil modtage fjernvarme fra Vestforbrænding på lige fod med de eksisterende forbrugere i forsyningsområdet. Vestforbrænding vil selv producere den ekstra varmeleverance til dækning af mersalget og varmetabet i de nye ledninger. Det betyder, at der bliver et tilsvarende mindre salg af overskydende varme til CTR og VEKS. Nedenfor vises resultatet af lastfordelingen vedrørende B1. Etape A plus reference for projektforslaget MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af timerne mellemlast 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 2.833 34.000 11% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,0 Produktion fra DTU varmepumpe fra fjernkøling 0,0 3.000 0 0% 50 MW Elkedler i 17% af timerne 0,0 Gaskedler til rest, primært DTU-HF 117.000 37% DTU-HF i referencen 151.000 48% Individuelle varmepumper til ny bebyggelse 21.389 7% Individuelle gaskedler, der konverteres 0 0% Marked, der kan fjernvarmeforsynes 21.389 7% VF etape A 40,0 3.500 140.000 45% Etape A plus reference for projektforslag, i alt 312.389 100% Projektforslag med etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 4.000 48.000 15% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,53 8.753 4.621 1% Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9,70 2.500 24.250 8% 25 MW Elkedler i 17% af timerne 0 400 0 0% VF, grundlast overskud efter etape A 40,0 5.000 200.000 64% Gaskedler til rest 10,2 3.562 36.434 12% Projektforslag med etape A 78 4.040 313.305 100% Spidslast i A og projektforlag i alt 65,6 4.779 36.434 12% Grundlast i A og projektforslag i alt 55,3 5.004 276.871 88% Projektforslag marginalt ift etape A MW timer MWh % 30 MW DTU Gas CC i 17% af tiden 5,1 0 0 0% Norfors, sommerlast 12,0 4.000 48.000 28% Overskudsvarme fra slamforbrænding 0,53 8.753 4.621 3% Spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 9,70 2.500 24.250 14% 25 MW Elkedler i 17% af timerne 0,00 0 0 0% VF, grundlast overskud efter etape A 40,00 1.500 60.000 35% Gaskedler til rest 10,23 3.562 36.434 21% Projektforslag inkl. DTU-HF 78 2.235 173.305 100% Spidslast i projektforlslag i alt 65,56 2.644 36.434 21% Grundlast i projektforslag fra VF samt overskudsvarme 55,33 2.036 112.621 65% Varmepumper og elkedler i projektforslag 24.250 14% I alt 173.305 100% Tabel 3-1 Oversigt over lastfordeling i projektforslag etape B1 og i reference
MW PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 21-34 Lastfordelingen er beregnet ved simuleringer af produktionen i EnergiPro time for time, hvor meget varme der marginalt set leveres ekstra til etape B1 i forhold til den varme, der leveres til etape A ved fuld udbygning. I referencen for projektforslaget og Etape A kommer 11 % fra Norfors, 45 % fra Vestforbrænding og resten fra DTU-HF s gaskedler samt individuelle anlæg, se oversigt ovenfor. I projektforslaget og etape A øges varmetransmissionen fra Vestforbrænding, og der udnyttes varme fra Mølleåværket mv. Derved reduceres spidslastandelen til projektforslaget og etape A til 12 %. Da etape A og ledningen fra Norfors til DTU-HF er godkendt, beregnes den marginale lastfordeling ved projektforslaget i forhold til referencen. I den marginale beregning af forsyningen til projektforslag B1 udgør grundlasten fra Vestforbrænding, Norfors og overskudsvarmen 65 %, varmepumperne udgør 14 % og spidslasten de resterende ca. 21 %. De resterende 29 % spidslast vil langt overvejende produceres på DTU s varmecentral, hvor der er economizere. Der er således i referencen og i projektforslaget set bort fra, at kraftvarmeværket på DTU kan producere varme i perioder, hvor elprisen er meget høj. Det er også en forudsætning, at der er varme i CTR-VEKS systemet til rådighed til den samfundsøkonomiske pris i de perioder, hvor Vestforbrænding leverer ekstra varme til etape B. Samkøringen betyder, at Norfors vil kunne øge leverancen af overskydende affaldsvarme fra 34.000 MWh i referencen (faktiske målte værdier af leverancer til DTU-HF) til 48.000 MWh med den eksisterende 12 MW samkøringsforbindelse, når der ikke længere er begrænset afsætning. På varighedskurverne nedenfor visualiseres lastfordelingen, dels i referencen for DTU-HF, dels for projektforslaget ved 3 stadier i udbygningen. Skematisk Varighedskurve af reference for etape B 60 50 >33 MW spidslastkedler på HF 7 MW DTU-HF kedel på Hempelgrunden 0-30 MW DTU kraftvarmeværk 51000 MWh DTU reference 151000 MWh DTU-HF reference 40 33 MW gaskedler på DTU med economizer 30 20 10 12 MW Affaldsvarme fra Norfors 34.000 MWh Potentiale for 14.000 MWh mere fra Norfors 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Figur 3-1 Varighedskurve for DTU-HF i referencen
MW PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 22-34 Skematisk Varighedskurve for udbygning af B1 og B2 160 140000 MWh VF etape A 140 120 291000 MWh +DTU-HF samkøring B1 uden ny bebyggelse 316000 MWh + tilslutning af ny bebyggelse i B1 i 2025 440000 MWh + B2 konvertering + ny øvrig bebyg. 100 80 4 MW elkedler i gennemsnit fra 25 MW installeret effekt 10 MW Mølleåværket spildevandsvarmepumpe og fjernkøl 60 43 MW VF 40 20 12 MW Affaldsvarme fra Norfors 48.000 MWh Overskudsvarme slam 5.000 MWh 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Figur 3-2 Varighedskurve for projektforslaget B1 og B2 Projektforslag B1 rækker op til den blå kurve, og projektforslag B2 udgør forskellen mellem den blå og den grønne kurve. 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 3.2.1 Projektforslaget De samfundsøkonomiske beregninger er i dette projektforslag baseret på Energistyrelsens forudsætninger af 25. april 2016, suppleret med notat om variable elpriser. Der er taget højde for, at den marginale varmepris, der er beregnet i et samarbejde mellem VEKS og HMN, er lavere end hidtil. Den samlede pris for et normalt årsforbrug er 265 kr/mwh i beregningspriser. Det er anslået, at den marginale pris på den varme, der er til overs primært i overgangsperioderne, hvor Vestforbrænding marginalt set leverer varme til projektforslaget, er 198 kr/mwh. Vestforbrænding afventer, at VEKS får beregnet prisen mere nøjagtigt. Vestforbrænding er af den opfattelse, at det har stor værdi for samfundet og lokalsamfundet i LTK og Rudersdal Kommune, at projektforslaget sammenkobler de to kraftvarmesystemer og sikrer, at al ny bebyggelse kan forsynes med fjernvarme og, at al overskudsvarme fra bl.a. Norfors, fjernkøling og køling fra større bygninger i LTK kan udnyttes. For ny bebyggelse antages, at kunderne alternativt i referencen etablerer varmepumper, da der er forbud mod naturgas til ny bebyggelse i nye områder og, da ny bebyggelse ventes opført efter BR2015 eller BR2020, hvor naturgas ikke er konkurrencedygtig som følge af faktorer på fjernvarme og varmepumper. Distributionsledningerne skal principielt være etableret senest 5 år efter godkendelsen. For ny bebyggelse vil man dog være afhængig af udbygningshastigheden, hvorfor man må dispensere eller udarbejde et tillæg til projektforslaget, hvis de sidste ledninger først kan etableres efter det 5. år. Det forudsættes i beregningerne, at hele distributionsnettet til den nye bebyggelse anlægges senest i 2023 og, at de sidste bygninger er tilsluttet i år 2027.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 23-34 For DTU-HF er der i referencen, (som vist i tabellen med lastfordeling) regnet med, at Norfors afsætter 34.000 MWh som hidtil og, at resten dækkes med store gaskedler med en samfundsøkonomisk pris for naturgas til fjernvarmecentraler. Derved er der i både reference og i projektforslaget set bort fra, at DTU kraftvarmeværk vil kunne producere til en lavere pris varmepris i perioder med meget høje elpriser som alternativ til at operere på regulerkraftmarkedet. Anlægspriserne for ledningsanlæg er baseret på erfaringer fra Vestforbrændings projekter for anlæg af 16 bar net til større kunder i relativ åben bebyggelse, som i Virum-Sorgenfri. Den samfundsøkonomiske nutidsværdigevinst er anslået til 75 mio.kr, og den interne rente er 8 % Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 82.550 86.606 D&V 1000 kr 144.273 42.764 Brændsel og produktion 1000 kr 291.575 406.190 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -43.739-12.336 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 9.050 35.952 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 2.073 1.792 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 485.781 560.967 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 75.187 Samfundsøkonomisk forrentning % 17% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 50,0% kr/mwh 198 Afsast i etape A i samfundsøkonomien til spidslast 1000 kr 27.000 Figur 3-3 Samfundsøkonomi uden opdimensionering I den samfundsøkonomiske nutidsværdi er i henhold til Energistyrelsens forudsætninger indregnet: miljøgevinsten ved reduktion af CO 2 den ækvivalente drivhuseffekt af de øvrige drivhusgasser CH 4 og N 2 O. miljømæssige skadesomkostninger fra emission af SO 2, NO x og partikler PM2,5 afledte virkninger af afgiftsprovenuet med skatteforvridnings faktor 1,20 afpropningsgebyret, som dækker aktuelle omkostninger ved afpropning Der er regnet med en pris på 500 kr/ton for CO 2 udenfor kvotemarkedet, jf. Energistyrelsens beregningsforudsætninger. Det bemærkes, at denne pris ikke får nogen betydning i projektforslaget, da det ikke fortrænger naturgas udenfor kvotemarkedet. Nutidsværdien er i beregningspriser, hvor der er anvendt nettoafgiftsfaktor 1,17 og en diskonteringsrente på 4 % iht. gældende beregningsforudsætninger. Der henvises i øvrigt til vedlagte resume af beregningerne i bilag 2, samt et bilag 2 med beregninger, som kan rekvireres hos Vestforbrænding. 3.2.2 Øvrige miljøforhold De væsentligste miljømæssige forhold, herunder de samfundsøkonomiske omkostninger ved CO 2 emissionen er indeholdt i de samfundsøkonomiske omkostninger. Da den samfundsøkonomiske værdi af CO 2 emissionen er indregnet i samfundsøkonomien, må den ikke tillægges særskilt vægt i kommunalbestyrelsens behandling af projektforslaget. Derimod er det relevant at notere sig, at projektforslaget er en langsigtet investering, der er med til at realisere den langsigtede målsætning om at blive uafhængig af fossile brændsler på den mest samfundsøkonomiske måde, herunder især, at projektforslaget baner vejen for, at der kan
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 24-34 ske en fortsat udbygning med fjernvarme til større bebyggelser i LTK, som belyst i projektforslag B2. 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab Projektets samlede gevinst for lokalsamfundet er jf. vedlagte beregninger anslået til 348 mio. kr. uden opdimensionering som nutidsværdi med en diskonteringsrente på 2 % og med en intern forrentning på 61 %. Gevinst for Vestforbrænding, Norfors, DTU-HF, DC, Mølleåværksprojektet og forbrugerne Nutidsværdigevinst for lokalsamfundet 1000 kr 348.182 Inten forrentning for lokalsamfundet % 61% Tabel 3-2 Samlet gevinst for lokalsamfundet Denne gevinst kan opdeles på delprojekter, så man kan se økonomien for eksempelvis hele fjernvarmeprojektet, for Mølleåværksprojektet og for de nye kunder særskilt: Selskabsøkonomisk vurdering for hele fjernvarmeforsyningen, ekskl. Mølleåværksprojektet Selskabsøkonomisk pris for køb fra Norfors kr/mwh 150 Selskabsøkonomisk variabel produktionspris, reduceret salg til CTR VEKS kr/mwh 240 Selskabsøkonomisk variabel produktionspris mellemlast kr/mwh 450 Spidslastproduktionspris med lokal gaskedel med olie som reserve kr/mwh 450 Alternativ værdi af ny spidslastkapacitet kr/mwh 1,1 Middelproduktionspris vægtet over hele perioden kr/mwh 0 Diskonteringsrente (real rente) % 2,0% Selskabsøkonomisk gevinst, nutidsværdi 1000 kr 302.803 Intern forrentning % 90% Tabel 3-3 Samlet selskabsøkonomi ekskl. Mølleåværksprojektet Mølleåværksprojektet, som selvstænding selskabsøkonomien, fælles for VF og Mølleåværket Gevinst til dnutidsværdi 1000 kr 8.977 Intern rente % 5% Tabel 3-4 Mølleåværksprojektets samlede selskabsøkonomi Samlet brugerøkonomisk vurdering med konstant gaspris i faste priser Diskonteringsrente % 2,00% 2,00% Samlet brugerøkonomi 1000 kr 124.924 161.326 Brugerøkonomisk gevinst ved projekteg, nutidsværdi 1000 kr 36.402 Gennemsnitlig besparelse i.f.t. kondenserende kedler og VP % 22% Total besparelse i nutidsværdi i forhold til referencen % 23% Tabel 3-5 Økonomien for nye fjernvarmekunder Selskabsøkonomien i projektforslaget er således et udtryk for, at alle parter og de eksisterende kunder kan få en gevinst ved projektforslaget. Summen af disse gevinster: 303+9+36 mio.kr er lig med 348 mio.kr. Den samlede gevinst for lokalsamfundet kan også opdeles mellem de aktører eller interessenter, som er med i projektet, idet fordelingen afhænger af de aftaler og priser der aftales: Gevinsten for Mølleåværksprojektet er således delt mellem Vestforbrænding og Mølleåværket, idet begge parter investerer i hhv. ledninger og produktionsanlæg Tilsvarende er gevinsten for fjernvarmeprojektet delt mellem Vestforbrænding, DTU-HF, DC og Norfors. Fordelingen af gevinst og risiko for alle parterne vil som udgangspunkt blive vurderet for de to projektforslag B1 og B2 samlet.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 25-34 Det bemærkes, at disse fordele er i forhold til en naturgaspris på 5,05 kr/m3 for individuelle kunder, som er lavt set i forhold til den langsigtede historiske pris på naturgas. 3.4 Følsomhedsvurdering I de følgende afsnit vurderes økonomiens følsomhed over for ændrede forudsætninger. 3.4.1 Stigende anlægsinvesteringer En anden følsom parameter er anlægsinvesteringerne. Hvis investeringerne i fjernvarmenet stiger med 10 % falder den samfundsøkonomiske gevinst med 3 mio.kr. og den selskabsøkonomiske gevinst for Vestforbrænding med 3 mio.kr. 3.4.2 Delprojekt uden ny bebyggelse Projektet er som nævnt fremkommet ved, at det samlede projekt B er opdelt i et projektforslag B1 for samkøring og ny bebyggelse samt et projektforslag B2 for konverteringen. Hvis man teoretisk set forestiller sig, at der ikke sker nogen forsyning til ny bebyggelse, så vil projektets samfundsøkonomi fortsat være tilfredsstillende med en gevinst på 36 mio.kr. Der er således en gevinst på 75-36 = 39 mio.kr ved at forlænge samkøringsforbindelsen og forsyne ny bebyggelse udenfor naturgasområderne. Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 59.811 29.207 D&V 1000 kr 131.469 30.983 Brændsel og produktion 1000 kr 243.237 348.598 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -31.106 0 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 3.116 34.479 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 1.910 1.632 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 408.437 444.900 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 36.462 Samfundsøkonomisk forrentning % 9% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 50,0% kr/mwh 198 Afsast i etape A i samfundsøkonomien til spidslast 1000 kr 27.000 Tabel 3-6 Samfundsøkonomi af B1uden tilslutning af ny bebyggelse. 3.4.3 Delprojekter med højere VEKS pris Da der er usikkerhed om den marginale pris på varmen fra VEKS som følge af uenighed om elreferencen for biomassekraftvarmen, belyses samfundsøkonomien med en VEKS-pris. Projektforslag alternativ B1 For. 25.04.16 + høj VEKS Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering 1000 kr 82.550 86.606 D&V 1000 kr 149.215 42.764 Brændsel og produktion 1000 kr 336.556 406.190 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -43.739-12.336 Beregningspris for CO2 emission 1000 kr 7.731 35.952 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 2.584 1.792 Pris for CO2 udenfor kvoten 500 kr/ton faktorpris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 534.896 560.967 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 26.072 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Andel af billig KV i VEKS system til at grundlastpris fra VEKS 25,6% kr/mwh 265 Afsast i etape A i samfundsøkonomien til spidslast 1000 kr 27.000 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B1, med højere VEKS pris
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 26-34 Det ses, at det samfundsøkonomiske resultat fortsat er godt nok selv om prisen på den varme, som Vestforbrænding vil tilføre systemet skulle være 265 kr/mwh i beregningspriser. 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation Der bliver ikke tale om kompensation eller afkoblingsgebyr til HMN, da der ikke konverteres ejendomme fra naturgas til fjernvarme i projektforslaget. 4. BRUGERFORHOLD Der er regnet med Vestforbrændings fjernvarmetarif pr. 1. januar 2016 med fradrag af 6 %, så prisen svarer til den forventede pris pr. januar 2017 samt HMN's faste 24 måneders priser fra 2016. For ny bebyggelse skal kunder betale tilslutningsafgift og byggemodningsafgift, der dækker de mindste distributionsledninger og stik (ikke endelig beregning), og der gives ikke rabat på kundeinstallation. Den samlede brugerøkonomiske gevinst som nutidsværdi er med 2 % i kalkulationsrente beregnet til 36 mio.kr. (ekskl. moms.) Den økonomiske fordel for kunderne ved fjernvarme er det første år i gennemsnit 23 % i forhold til en varmepumpe for ny bebyggelse. Den gennemsnitlige besparelse for alle kunder, der får fjernvarme beregnet som nutidsværdi over projektperioden er 22 %. Samlet brugerøkonomisk vurdering med konstant gaspris i faste priser Diskonteringsrente % 2,00% 2,00% Samlet brugerøkonomi 1000 kr 124.924 161.326 Brugerøkonomisk gevinst ved projekteg, nutidsværdi 1000 kr 36.402 Gennemsnitlig besparelse i.f.t. kondenserende kedler og VP % 22% Total besparelse i nutidsværdi i forhold til referencen % 23% Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere I den efterfølgende tabel er vist brugerøkonomien for udvalgte kunder, der vælger fjernvarme frem for en varmepumpe for ny bebyggelse. Det ses, fjernvarmen er konkurrencedygtig for alle kundekategorier, når kunden alternativt skal etablere eget anlæg. For kunder uanset størrelse, der allerede har installeret en varmepumpe, er der først økonomi i fjernvarmen, når kunden skal udskifte varmepumpen. Der er derfor stor sandsynlighed for, at der opnås stor tilslutning fra starten, som det har været tilfælde i de øvrige områder. Hvis der i et område ikke er opnået 40 % tilsagn om tilslutning efter 5 år, og der derfor ikke er etableret en ledning, bortfaldet projektforslaget, og den planlagte forsyningsform iht. Varmeforsyningsloven føres tilbage som den var før projektforslaget.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 27-34 Fjernvarme Vestforbrænding Enhed Nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2016 ekskl. Moms Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Opvarmet areal m2 10.000 5.000 1.000 130 Enhedsbehov kwh/m2 50 50 50 40 Varmebehov MWh 500 250 50 5 Kapacitet an bruger kw 250 125 25 3 Udgifter/rabatter ved fjernvarmetilslutning Stikledningsafgift (sla.) kr. 0 0 0 12.000 Byggemodningsbidrag kr. 386.058 271.118 119.331 67.200 Anlægsbidrag i kr/mw for eks/ny beb 0 217 kr. 54.304 27.152 5.430 565 Kundeinstallation kr. Afpropning af gasstik, betales af Vestforbrænding kr. Kundeinstallation i alt kr. 193.029 135.559 59.665 33.600 Tilslutningsrabat kr. 0 0 0 0 Samlet investering ved tilslutning kr. 633.392 433.829 184.427 113.365 Årlig udgift til opvarmning Amortisering, 4% i 20 år 7,4% kr 46.871 32.103 13.648 8.389 Småkunder under årligt forbrug 40 MWh Fast betaling til fjernvarmen Fast abonnement 0 kr./inst. kr. 0 0 0 0 Fast varmepris 0-40 MWh 239,73 kr./mwh 0 0 0 1.247 Fast varmepris 0-800 MWh 239,73 kr./mwh kr. 119.865 59.933 11.987 0 Fast varmepris 800-4000 MWh 191,78 kr./mwh kr. 0 0 0 0 Fast varmepris 4000-8000 MWh 167,81 kr./mwh kr. 0 0 0 0 Fast varmepris 8000-1000000 MWh 143,84 kr./mwh kr. 0 0 0 0 Årlig fast afgift i alt kr. 119.865 59.933 11.987 1.247 Forbrugsafgift 240,95 kr./mwh kr. 120.474 60.237 12.047 1.253 Årlig fjernvarmeudgift kr. 240.339 120.170 24.034 2.500 Årlig fjernvarmepris kr./mwh 481 481 481 481 Drift af brugerinstallation Fast udgift 400 kr./inst. kr. 400 400 400 400 Variabel udgift 10 kr./mwh kr. 5.000 2.500 500 52 Drift af brugerinstallation i alt kr. 5.400 2.900 900 452 D&V i pct. Af invest % 3% 2% 2% 1% Årlig varmeudgift i alt kr. 292.610 155.173 38.582 11.341 Gennemsnitsomkostning kr/m2 29 31 39 87 Gennemsnitsomkostning inkl. kapitalomkostning kr./mwh 585 621 772 2.181 Variabel omkostning (inkl. fast abonnement) kr./mwh 491 491 491 491 Individuel forsyning Enhed Varmepumper i nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2016 ekskl. Moms Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Varmepumpe kr. 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Investering i kondenserende kedel kr. Samlede investering kr. 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Årlig varmeproduktion i alt MWh 500 250 50 5 Årlig produktion på solvarme MWh 0 0 0 0 COP 3,0 3,0 3,0 3,0 Årlige elforbrug til varmepumpe MWh 166,7 83,3 16,7 1,7 Årlig udgift til opvarmning 1. år Amortisering 4% 15 år 9,0% kr. 150.804 87.701 27.795 11.520 Grpænse for rabat på elafgift 4 MWh Eludgifter op til 4 MWh 1.700 kr/mwh kr. 6.800 6.800 6.800 2.947 Eludgifter over 4 MWh 1.200 kr/mwh kr. 195.200 95.200 15.200 0 Eludgifter kr. 202.000 102.000 22.000 2.947 Drift af brugerinstallation Fast udgift D&V kr. 2.000 2.000 2.000 2.000 Variabel udgift, varmepumpe 50 kr/mwh kr. 25.000 12.500 2.500 260 Drift af brugerinstallation i alt kr. 27.000 14.500 4.500 2.260 D&V i pct. Af invest % 2% 1% 1% 2% Årlig varmeudgift i alt kr. 379.804 204.201 54.295 16.727 Gennemsnitsomkostning kr./mwh 760 817 1.086 3.217 Variabel omkostning kr./mwh 454 458 490 617 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg kr 87.194 49.028 15.713 5.386 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg % 23% 24% 29% 32% Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere
PROJEKTFORSLAG ETAPE B1 FOR FJERNVARME SAMKØRING I LYNGBY 28-34 BILAG 1 FORSYNINGSOMRÅDET MED UDSNIT FOR ETAPE B1 Figur 4-1 Oversigtskort over samkøringsforbindelse og forsyningsområdet Kortet, som er vedlagt i et eksternt bilag viser alle de aktuelle fjernvarmeområder i LTK, som illustrerer projektforslag B1 og B2. Transmissionsledningen foreslås placeret på DTU s område i Kollegiebakken, som vist ovenfor. Da DTU endnu ikke har taget stilling til, om dette er muligt, reserveres i projektforslaget plads til en alternativ trace i Lundtoftegårdsvej. De lysegrønne områder er Vestforbrændings eksisterende fjernvarmeforsynede områder, og de lysegrønne ledninger er eksisterende eller godkendte fjernvarmeledninger. De mørkegrønne områder viser planlagt ny bebyggelse, som er omfattet af projektforslag B1 De orangefarvede fjernvarmeledninger er omfattet af projektforslag B1 De områder, som er omfattet af projektforslag B2, er markeret med blå farve De fjernvarmeledninger, der markerer hovedstrukturen i ledningsnettet for projektforslag B2, er vist med rød farve, idet stikledninger til mindre bygninger og nogle af de mindre distributionsledninger ikke er vist. De to alternativer for at forsyne område 7A og dele af 8A i projektforslag B2 er vist med stiplet signatur. Valg af alternativ her har indflydelse på dimensionen af samkøringsforbindelsen i B1. Den endelige placering af spidslastenheder og DTU-HF spidslastkedel på Hempelgrunden er ikke vist. Den godkendte ledning i projektforslag A mod Trongårdskolen, som er taget ud af projektforslag etape A, og erstattet af en underboring ved DTU i projektforslag B1, er ikke vist.