December 2015 HVAM - GL. HVAM KRAFTVARMEVÆRK ALTERNATIVER TIL NUVÆRENDE PRODUKTION

December 2015 HVAM - GL. HVAM KRAFTVARMEVÆRK ALTERNATIVER TIL NUVÆRENDE PRODUKTION

Analyse for Udarbejdet af NIRAS Projekt nr. 222060 Dokument nr. 1218011408 Version 1 Udarbejdet af LPP Kontrolleret af LTN Godkendt af JRJ RESUMÉ Den følgende rapport belyser en række alternativer for Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk til den nuværende produktion på naturgas (Kraftvarme). Udgangspunktet for projektet var at mulighederne for lavtemperaturfjernvarme skulle undersøges, hvilket har vist sig at være af sekundær betydning sammenlignet med investering i fx en træpillekedel. Projektet er især relevant da et barmarksværk som Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk står overfor store udfordringer når grundbeløbet frafalder. Hvis Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk beslutter at fortsætte produktionen på eksisterende kedel og motor forventes den balancerede varmeproduktionspris over 20 år at blive ca. 460 kr./mwh. Der er i beregningerne medtaget at grundbeløbet vil udgå efter 2019. Der er for de alternative opstillede scenarier ligeledes beregnet en balanceret varmeproduktionspris over 20 år. På baggrund af de udregnede balancerede varmeproduktionspriser, tyder det på at investering i en 1MW træpillekedel er det mest fordelagtige. Da Grundfos aftager en stor del af den samlede varmeproduktion, anbefales det at indgå i en tættere dialog med Grundfos for at belyse hvilket forventninger og forhåbninger de har til den fremtidige produktion af fjernvarme i Hvam. I rapporten er der opstillet et scenarie for et varmepumpe samarbejde med Grundfos, til udnyttelse af overskudsvarme. Ved projektet afslutning er der stadig en række uafklarede forhold i dette alternativ, der skal belyses nærmere for at der kan træffes en endelig beslutning. NIRAS A/S CVR-nr. 37295728 T: +45 9630 6400 D: 26339019 Vestre Havnepromenade 9 Tilsluttet FRI F: +45 9630 6474 E: lpp@niras.dk Postboks 119 E: niras@niras.dk 9100 Aalborg

INDHOLD 1 Forudsætninger... 3 1.1 Økonomiske forudsætninger... 3 1.1.1 Investeringer... 3 1.1.2 Brændselspriser... 4 2 Beskrivelse af referencen... 6 3 Solfangeranlæg... 7 4 Træpillefyret kedelanlæg... 8 5 Røggaskondensering via eldrevne varmepumper... 8 6 Varmepumpe samarbejde med Grundfos... 9 7 Træpillekedel samt varmepumpe... 11 8 Varmesamarbejde med AN Energi... 11 9 Resultater... 17 9.1 Produktionsfordeling... 17 9.2 Selskabsøkonomi ved alternative produktionsanlæg... 17 10 Følsomhedsanalyse på varmeleverancen... 21 11 Ny ledning til Gl. Hvam... 27 11.1 Forudsætninger... 27 11.2 Resultater... 28 11.2.1 Varmetab... 28 11.2.2 Økonomisk besparelse ved nedbringelse af varmetab... 30 11.2.3 Investering i ny transmissionsledning... 31 12 Temperaturoptimering... 33 13 Anbefalinger... 35 : Lavtemperaturfjernvarme

Indledning NIRAS har udarbejdet denne rapport der belyser nye mulige produktionsanlæg samt et muligt samarbejde med AN Energi. Projektet er støttet af Region Midtjyllands vækstprogram FjernvarmeVækst. Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk er beliggende mellem Aars og Viborg og har en årlig varmeproduktion på ca. 6.800MWh. Heraf leveres ca. halvdelen til Grundfos, der har produktion i byen. Figur 1 Kort der viser Hvam og Gl. Hvam Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk står over for nogle fremtidige økonomiske udfordringer, bl.a. idet grundbeløbet, som alle naturgasfyrede kraftvarmeværker får udbetalt som el-produktionstilskud for at have en samproduktion af el- og varme, bortfalder i 2018/2019. Konsekvensen bliver en høj varmepris for forbrugerne, hvorfor Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk er nødsaget til at finde alternative billigere produktionskilder eller på anden måde optimere deres drift. I rapporten er følgende alternativer belyst; - Etableringen af et 1 MW træpillefyret kedelanlæg - Etablering af en varmepumpe til afkøling af røggas på kedel - Etablering af en varmepumpe med overskudsvarme fra Grundfos som varmekilde. - Etableringen af et solfangeranlæg. - Etablering af et 1 MW træpillefyret kedelanlæg samt en varmepumpe med overskudsvarme fra Grundfos som varmekilde. - Temperaturoptimering Efter aftale med Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk er der udelukkende udarbejdet overslagsberegninger for solfangeranlægget. Derforuden er der udarbejdet analyser for det selskabsøkonomiske perspektiv ved at indgå i et varmesamarbejde med Aalestrup. Afslutningsvis er de økonomiske konsekvenser ved temperaturoptimering belyst også da forbrugerne i Hvam og Gl. Hvam alle har fået udskiftet deres fjernvarme units. 1

Indledningsvist beskrives de overordnede forudsætninger der er gjort i forbindelse med udarbejdelsen af denne rapport. Herefter beskrives referencen hvorefter de mulige alternative produktionsanlæg samt et muligt varmesamarbejde med AN Energi belyses. Afslutningsvist belyses mulige alternativer for Gl. Hvam. 2

1 FORUDSÆTNINGER Programmet EnergyPRO, udviklet af EMD International A/S, er brugt til at bestemme produktionsfordelingerne i. Der er bestemt en projektperiode på 20 år, da det er vurderet som en passende tidshorisont, når man kigger på levetider og generelle fremskrivninger. 1.1 Økonomiske forudsætninger Selskabsøkonomien er beregnet som den balancerede varmeproduktionspris. Den balanceret varmeproduktionspris er den gennemsnitlige varmepris ab værk, udjævnet over en planlægningsperiode ved en nutidsværdi beregning. Deb balancerede varmeproduktionspris ab værk er beregnet på baggrund af udgifter til brændsel, afgifter, drift og vedligehold, årlige annuiteter for lån samt indtægter fra grundbeløb og elsalg fra motor. Der er regnet i faste 2015-priser for alle scenarier hvilket betyder at priserne over tid er sammenlignelige med nuværende prisniveau. Alle omkostninger og investeringer er angivet i beløb ekskl. moms. Det forudsættes at afgiftsniveauet for 2015 bibeholdes i fremtiden. Der er dog lavet følsomhedsanalyse på de mest betydende afgifter. Det er fra værkets revisorer oplyst at værket modtager Grundbeløb 2 på ca. 380.000 kr. årligt. Det forventes at Grundbeløb 2 løber til og med 2019 hvorfor der i alle scenarier er indregnet en indkomst i form af dette grundbeløb. Det er ligeledes oplyst af værket modtager Grundbeløb 1 på 844.790 kr./år. Det forventes at Grundbeløb 1 løber til og med 2018 hvorfor der i alle scenarier er indregnet en indkomst i form af dette grundbeløb. Der er ikke indregnet omkostninger til administration og til afbetaling af lån på eksisterende produktionsenheder. Det vurderes dog at disse vil være ens i referencen og i alternativerne og derfor ikke vil have indflydelse på besparelsen. 1.1.1 Investeringer I Tabel 1 fremgår de forventede samlede kapitalomkostninger ved de forskellige teknologier. Kapitalomkostningerne er angivet som nutidsværdien af summen af de årlige annuiteter ved en realrente på 1 % og med en løbetid på 20 år. Kapitalomkostninger er for varmepumpen angivet uden tilskud fra Energistyrelsen og bliver derfor selvsagt lavere hvis der opnås støtte fra Energistyrelsens pulje til støtte til varmepumper. Drift og vedligeholdelsesomkostningerne fremgår ligeledes af figuren. Varmepumpen til røggasafkøling udkondenserer noget vanddamp fra røggassen som skal bortledes, hvorfor der indregnet en omkostning på 40 kr./mwh til dette. Priserne på brændsel er fremskrevet med Energistyrelsens forudsætninger for samfundsøkonomiske vurderinger i versionen fra 2014. Af tabellen fremgår brændselspriserne i 2015. 3

Tabel 1: Kapitalomkostninger, drift og vedligehold samt brændselspriser ved de forskellige teknologier Kapitalomkostninger Drift og vedligehold Brændselspriser [mio. kr.] [i 2015] Gasmotor - 61 kr./mwh el 2,54 kr./nm 3 Gaskedel - 8 kr./mwh varme 2,54 kr./nm 3 Træpillekedel 6,5 11 kr./mwh varme 1150 kr./ton Varmepumpe (røggasafkøling) 2,4 45 kr./mwh varme Se Tabel 2 Varmepumpe (overskudsvarme) 4,7 5 kr./mwh varme Se Tabel 2 Solfanger 6,0 5 kr./mwh varme - 1.1.2 Brændselspriser Prisen for naturgas bygger på den nuværende brændselspris for naturgas som det er blevet oplyst er gældende for værket. Der er generelt anvendt en gennemsnitlig pris for el på 260 kr./mwh-el i alle årene fx til varmepumpen. Der er flere holdninger til hvordan elprisen udvikler sig i fremtiden hvorfor det er valgt at holde denne konstant over alle år. Hvis der er anvendt en anden pris på el er dette beskrevet løbende i rapporten. Alle elindtægterne fra motoren bygger dog på resultatet fra EnergyPRO med elprisen i 2014 i de timer hvor motoren forventes i drift. Tabel 2: Kapitalomkostninger, drift og vedligehold samt brændselspriser for de forskellige teknologier. Omkostninger til el Udgifter til el 260 kr./mwh-el Nettarif, systemtarif og distributionstarif 154 kr./mwh-el PSO 218 kr./mwh-el Afgift på el efter refusion for el til rumvarme 380 kr./mwh-el Afgift på el efter refusion for el til proceskøl 4 kr./mwh-el Da det vurderes at værket ikke er egenproducent jf. 2 stk. 1 i Bekendtgørelse om nettoafregning for egenproducenter af elektricitet må værket ikke anvende egenproduceret el til varmepumpe og dermed er værket ikke fritaget for PSO. Det forventes dog at dette kan ændre sig i fremtiden. I denne analyse er PSO afgiften dog inkluderet i analyserne. 4

Tabel 3: Afgifter Naturgas Energi og CO 2 afgift kr./nm 3 Afgiftsrefusion, motor E-formel Afgiftsrefusion, kedel Maximal energiafgift 163,44 kr./mwh-varme Maximal CO2-afgift 48,6 kr./mwh-varme NOX-afgift, motor kr./nm 3 0,146 NOX-afgift, kedel kr./nm 3 0,042 NOX-afgift, motor kr./nm 3 0,066 Træpiller Svovlafgift kr./ton 46,10 Da træpillekedlen ikke har en effekt på over 1 MW skal der ikke betales NOxafgift. På nuværende tidspunkt er træpiller ikke pålagt brændselsafgiften, men har tidligere været det. Derfor er der både lavet økonomiske analyser med og uden brændselsafgift på træpiller. Den tidligere afgift på biomasse var planlagt til at stige til 29,7 kroner pr. GJ hvorfor der er lavet følsomhedsanalyser med dette beløb til afgift for træpiller. 5

2 BESKRIVELSE AF REFERENCEN Referencen dækker over en situation hvor der fortsat vil være produktion udelukkende på kedel og motor. Den nuværende produktionskapacitet fremgår af Tabel 4. Tabel 4: Eksisterende produktionsenheder i Hvam Gl. Hvam Effekt Produktionsenheder Gasmotor (Jenbacher 416) Årgang: 2013 Gaskedel Årgang: 1995 Virkningsgrader 1550 kw varme Varme: 57,17 % 1131 kw el El: 40,56 % 3250 kw varme 102 % 1 Foruden ovenstående produktionsenheder har værket ydermere en 300 m 3 akkumuleringstank. Varmeproduktionen fra Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk er beregnet på baggrund af brændselsforbruget. Der er taget udgangspunkt i fyringssæson 2014/2015 der går fra maj til april og derefter graddagekorrigeret. Graddagene i dette projekt bygger på HMN Naturgas opgørelse over graddage. HMN Naturgas regner med at et normalår har 3.906 graddage hvilket er beregnet som et gennemsnit af graddagene i perioden 1995-2005. Varmetabet er beregnet på baggrund af den faktisk producerede varmemængde og varmeleverancen i fyringssæson 2014/2015 og forventes at være nogenlunde konstant over året i hele projektperioden. Opgørelsen over varmeproduktion, varmeleverance og varmetab fermgår af Tabel 5. Tabel 5: Opgørelse over forbrugere og varmebehov i Hvam Gl. Hvam Varmeleverance graddagekorrigeret 4.932,58 MWh Varmeproduktion graddagekorrigeret 6.797,70 MWh Varmetab 1.865,12 MWh Varmeleverancen forventes at være nogenlunde konstant over projektperioden og det er derfor i beregningerne forudsat at varmeproduktionen er den samme i alle år. Der er dog udarbejdet følsomhedsanalyser for varmeleverancen, da det forventes at Grundfos vil lave optimeringer. Der er på nuværende tidspunkt ved at blive installeret nye forbrugerunits i området bestående af Germina Termix VMTD2 som dermed erstatter de gamle Gastech. Dette betyder at der er en forventning om et lavere temperatursæt i fremtiden. Den nuværende fremløbstemperatur er 82 C og returtemperaturen er 44 C. Det er svært at forudsige hvor meget det er muligt at sænke fremløbstemperaturen, samt returtemperaturen. Fremløbstemperaturen har en indvirkning på specielt ledningstabet og COP faktoren på varmepumperne og returtemperatu- 1 Det er fra værket oplyst at kedlens virkningsgrad er 98 % inkl. economizer og fra Energi Danmark at den er 107 %. Det vurderes at kedlens reelle virkningsgrad ligger et sted midt i mellem da der er kondenserende drift på kedlen. 6

ren kan øge virkningsraden på motor og kedler med en bedre kondenserende drift. Alternative produktionsanlæg 3 SOLFANGERANLÆG Der er indhentet en budget pris på et solfangeranlæg fra Arcon-Sunmark A/S. Med et årsdækningsbidrag på 20% (med akkumuleringstank men uden sæsonlager) er det estimeret at anlægget skal være på ca. 2300 m 2. Solfangeranlæggets produktionskurve fremgår af Figur 2. Figur 2: Solfangeranlæggets forventede produktion over året Der er værd at bemærke at solfangeranlægget primært producerer varme i sommermånederne hvor der er mindre varmebehov. Budget prisen lyder på 4.900.000 kr. ekskl. moms hvori omkostninger til solfanger, rørføring i terræn (maks. 100 m til teknikbygning), en vekslerunit på 1,7 MW, tilkobling til det eksisterende system på varmeværk, solvarmestyring med interface for samarbejde med værkets SRO anlæg og idriftsættelse af anlægget indgår. Foruden ovenstående kan der forventes yderligere omkostninger til eventuelle tilkørselsveje, myndighedsbehandling, museumsundersøgelser og eventuelle ændringer i værkets SRO anlæg. Det er i beregningerne forudsat at dette beløber sig til 500.000 kr. Tabel 6: Investering Investering Solfangeranlæg jf. budgetpris 4.900.000 kr. Yderligere omkostninger, anslået 500.000 kr. Omkostninger til rådgivning mv., anslået (15 %) 500.000 kr. I alt 5.900.000 kr. 7

Det er i investeringsomkostningen forudsat at vekslerunit kan placeres på værket. Det er ydermere forudsat at solfangeranlægget kan placeres i afstand til værket på maks 100 meter. Det er ligeledes forudsat at værket råder over et areal på ca. 4500 m 2 til solfangeranlægget. Hvis det besluttes at gå videre med dette alternativ anbefales dette nærmere undersøgt. 4 TRÆPILLEFYRET KEDELANLÆG Hvam Gl. Hvam har fået tilladelse til at etablere et biomasseanlæg med en indfyret effekt på 1 MW biomasse. Af de forskellige biomassebrændsler er fliskedlen og halmkedlen billigere i brændsel sammenlignet med et træpilleanlæg. Modsat er drift- og vedligeholdelsesomkostninger til gengæld ofte lidt højere ved en halm- og fliskedel bl.a. da den daglige drift er mere omfangsrig end for træpilleanlægget. Disse overvejelser vedrørende driften af anlægget understøtter et valg af træpilleløsning i dette projekt. Der er taget udgangspunkt i et tidligere tilbud på en 1MW træpillefyret kedelanlæg og de dertil angivne data om kedlen. Der er i beregningerne, på baggrund af det tidligere tilbud, regnet med at træpillekedlen har en virkningsgrad på 92,50 %. Investeringen til træpillekedlen fremgår af Tabel 7. Tabel 7: Investering Investering Budgetpris træpillekedel jf. tidligere tilbud 5.240.000 kr. Diverse tilladelser, anslået 120.000 kr. Brændselslager, anslået 200.000 kr. Byggemodning, anslået 300.000 kr. Rådgivning mv., anslået 500.000 kr. I alt 6.360.000 kr. Produktionen på træpillekedlen forventes at udgøre over 90 % af varmeproduktionen. 5 RØGGASKONDENSERING VIA ELDREVNE VARMEPUMPER I dette alternativ er afkøling af røggassen på eksisterende kedel undersøgt. Der er indhentet en overslagspris på en varmepumpe til afkøling af røggas på naturgaskedlen. Tabel 8: Investering Investering Varmepumpe 1.750.000 kr. Eltilslutning, anslået 20.000 kr. Rådgivning mv., anslået (20 %) 360.000 kr. Diverse uforudsete, anslået (10 %) 220.000 I alt 2.350.000 kr. Varmepumpen er designet til at afkøle røggastemperaturen yderligere på kedlen. Røggastemperaturen på kedel kendes ikke præcist. Det er oplyst at kedlen har en røggastemperatur på 94,6 C men dette vurderes ikke at være tilfældet da de 8

allerede har røggaskondensering. Det vurderes at røggastemperaturen efter economizer vil være omkring 45 C. Dette skal dog nærmere undersøges hvis det besluttes at gå videre med dette scenarie. Ved at afkøle røggassen forventes virkningsgraden på kedel øget med 8 %. Varmepumperne forventes at have en varme COP på ca. 4. Hvis der installeres en varmepumpe, der køler røggassen på kedlen øges kedlens kapacitet fra 3250 kw til 3450 kw. Afkølingen af røggasen ved en varmepumpe medfører at virkningsgraden på kedlen øges til 110 %. Varmepumpen bruger dog omkring 50 kw elektricitet, som også bliver til varme. Varmepumpen forvarmer blot en delstrøm af returvandet til ca. 47 grader og da varmepumpen altid vil være i drift med kedelanlæg er det ikke nødvendigt med højere temperatur da størstedelen af varmen fortsat produceres ved en væsentlig højere temperatur. 6 VARMEPUMPE SAMARBEJDE MED GRUNDFOS Grundfos opfylder i dag selv et proces kølebehov på 830 MWh-køl. Ved investeringen i en varmepumpe kan værket i fremtiden levere dette proceskøl til Grundfos. Ydermere er der på Grundfos noget overskudsvarme fra vaskeanlæg, ventilation og trykluftsanlæg som kan anvendes som varmekilde til varmepumpen: - Modtager overskudsvarme fra Grundfos (ca. 1.400 MWh/år) - Leverer årligt 830 MWh-køl til Grundfos - Varmeproduktionen på varmepumpen udgør ca. 50 % af samlet varmeproduktion. Den varmepumpe der er indhentet tilbud på er en ammoniakvarmepumpe der består af to trin hvoraf det første er lavtryksanlæg og det sidste er et højtryksanlæg. Varmepumpen er designet til en afkøling på 10 C på den kolde side. Den varme side er designet til at køre med variabelt flow hvor fjernvarmevandet opvarmes fra 40 til 60 C i perioder hvor der er drift på kedlen og fra 40 til 80 C i perioder hvor der ikke er drift på kedlen (Sommermånederne). Når der er drift på kedlen er det altså tiltænkt at opvarme fjernvarmevandet yderligere herfra. I de perioder hvor vandet føres forbi kedlen og derfor kun skal hæves til 60 C grader er samlede varmeeffekt 407 kw. I de perioder hvor vandet skal hæves til 80 C grader er den samlede varmeeffekt 426, se Tabel 9. Tabel 9: Oversigt over de samlede effekter når temperaturen på sekundær siden hæves til hhv. 60 C og 80 C Hæves til 60 C grader Hæves til 80 C grader Køleydelse 314,00 kw 313,00 kw Varmeydelse 407,00 kw 426,00 kw Effektoptag 101,60 kw 128,50 kw COP-køl 3,09 2,44 COP-varme 4,01 3,32 Det anbefales at varmepumpen placeres på værket hvorfor denne analyse også tager udgangspunkt i et sådan scenarie. Der skal derfor etableres en koldtvands- 9

ledning mellem Grundfos og værket. Koldtvandsledningen skal have dimensionen DN100. Elforbruget til pumpeanlægget på denne koldtvandsledning er medtaget i de økonomiske beregninger og er beregnet til at udgøre ca. 8 MWh/år. Varmepumpen forventes at have ca. 7400 driftstimer. Det er estimeret at der er drift på kedlen i ni måneder. Investeringsomkostningen bygger på det tilbud der er blevet indhentet på varmepumpen. I denne pris er der ikke inkluderet omkostninger til SRO, tilkobling til sprinkleranlæg der er placeret på Grundfos eller til køleflader. Disse omkostninger er estimeret på baggrund af omkostninger fastlagt sidste gang. Der er ligeledes indlagt en omkostning til rådgivning mv. på 20 % af øvrige omkostninger samt en koldtvandsledning mellem Grundfos og værket. Tabel 10: Investering Investering Varmepumpe jf. tilbud 2.350.000 kr. SRO, anslået 800.000 kr. Koldvandsledning mellem Grundfos og værk, anslået 390.000 kr. Tilkobling til sprinkleranlæg, anslået 100.000 kr. Køleflader Grundfos, anslået 180.000 kr. Omkostninger til rådgivning mv., anslået (20%) 764.000 kr. I alt 4.584.000 kr. Der er søgt om tilskud gennem Energistyrelsens tilskudsordning for investeringer i eldrevne varmepumper til produktion af fjernvarme. Støtteloftet fra tilskudsordningen er som udgangspunkt fastsat til 25 % af de støtteberettigede omkostninger. Da det samlede støttebeløb pr. projekt dog højest kan udgøre 1,5 mio. kr. pr. installeret MW- varme og da den installeret effekt i dette projekt er under 1 MW er der søgt om tilskud på 617.625 kr. tilsvarende ca. 13 %. Afgørelsen heraf forventes offentliggjort i december 2015. I beregningerne er det forudsat at Grundfos betaler 150 kr./mwh-køl. Grundfos opnår en besparelse sammenlignet med den nuværende pris på køl som er oplyst til 250 kr./mwh-køl. Derudover opnår Grundfos ligeledes en besparelse på billigere varme. Det er i beregningerne forudsat at Grundfos modtager ca. 2400 MWh-varme/år og at dette er holdt konstant over alle årene. Samlet set opnår Grundfos derved en samlet årlig besparelse på ca. 235.000 kr. ved både at få en billigere varme og billigere køl. Hvis Grundfos i fremtiden modtager mindre varme fra værket vil denne samlede besparelse dog være anderledes. I beregningerne er det forudsat værket afholder alle omkostninger ved varmepumpen, i.e. omkostninger til el (PSO, tariffer, el spotprisen og elafgifterne), drift og vedligehold samt investeringsomkostningerne. Dette alternativ bygger på de forudsætninger der var oplyst. Efter mødet med Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk, Energistyrelsen, NIRAS og Grundfos den 19/11-2015 har Grundfos givet udtryk for at de tænker mest i et retning hvor 10

deres køleløsning drives af Grundfos, hvorfor det kan være nødvendigt at indgå i et tættere samarbejde med Grundfos for at få præciseret dette alternativ. 7 TRÆPILLEKEDEL SAMT VARMEPUMPE Da varmepumpen kører som grundlast er der ligeledes undersøgt et scenarie med kombination af en varmepumpe med overskudsvarme fra Grundfos og en 1 MW træpillekedel. Forudsætningerne er de samme som beskrevet for de to scenarier ovenfor. Varmepumpen er sat til at køre alle hverdage men ikke i weekenden hvor Grundfos er lukket da der ikke er behov for køl og da der ligeledes ikke er noget overskudsvarme fra Grundfos forskellige anlæg. 8 VARMESAMARBEJDE MED AN ENERGI Som et alternativ til at producere varme på nye produktionsenheder er der også mulighed for at oprette et varmesamarbejde med AN Energi a.m.b.a. Konkret vil dette ske ved at etablere en transmissionsledning fra Aalestrup til Hvam. AN Energi har pointeret at et varmesamarbejde med Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk ikke må bevirke en højere varmepris for forbrugerene i Aalestrup. Derfor kunne en mulig løsning være at der skete en udveksling af varme hvor forbrugerne i Hvam og Gl. Hvam betaler for ledningstabet i både transmissionsledningen og i distributionsnettet i Hvam og Gl. Hvam samt har den fulde afskrivning på investeringen i transmissionsledningen. Det blev i slutningen af november oplyst at bestyrelsen i AN Energi har besluttet at opføre et solvarmeanlæg på 24.500 m 2 og at AN Energi er ved at søge byggetilladelse til en akkumuleringstank på 5.000 m 3. Dette solvarmeanlæg samt ekstra akkumuleringstank indgår ikke i denne analyse. Produktion og forbrug i AN Energi Af forskellige årsager har det ikke været muligt at indhente det præcise data for det tidligere Aalestrup Varme a.m.b.a. hvorfor analysen er udarbejdet på det data der har været tilgængeligt samt nogle estimerede værdier. Varmeproduktionen bygger på produktionen der blev oplyst ved sidste undersøgelse hvilket også er i overensstemmelse med den af Aalestrup Varme oplyste årlige produktion. Det er oplyst at varmetabet er ca. 26%. Det fremgår af regnskabet for 2014/2015 at der var 1402 forbrugere i Aalestrup. Den nuværende varmeproduktionen og det nuværende varmebehov i Nørager bygger på rapporten "Status og plan for varmeforsyningen i Rebild kommune" udarbejdet af Rambøll i samarbejde med Teknik og Miljø, Rebild kommune. Varmebehovet i AN Energi fremgår af 11

Tabel 11. 12

Tabel 11: Varmebehov i AN Energi Antal forbrugere Det tidligere Aalestrup Varme 1.402 Stk. Det tidligere Nørager Varmeværk 450 Stk. Varme ab værk Det tidligere Aalestrup Varme 44.245 MWh Det tidligere Nørager Varmeværk 10.366 MWh Varmesalg Det tidligere Aalestrup Varme 32.741 MWh Det tidligere Nørager Varmeværk 7.299 MWh Varmetab Det tidligere Aalestrup Varme 11.504 MWh Det tidligere Nørager Varmeværk 3.067 MWh Varmen i Aalestrup bliver på nuværende tidspunkt produceret primært på to biobrændselsanlæg. Brændselsfordelingen bygger på samme fordeling som det blev oplyst ved sidste undersøgelse til trods for at denne eventuelt har ændret sig en smule. Tabel 12: Eksisterende produktionsenheder i AN Energi Produktionsenheder Effekt Virkningsgrader Det tidligere Aalestrup Varme Biobrændselsanlæg (Bark) Årgang: 2007 Biobrændselsanlæg (Savsmuld) Årgang: 1992 Oliekedel 10 MW 105 % 2 4 MW 105 % 4 2,8 MW 4 MW 90 % 3 90 % 5 Det tidligere Nørager Varmeværk Gasmotor 1 (Catepillar 3516) Årgang: 1992 1500 kw varme 1035 kw el Varme: 52,8 % El: 36,1 % Gasmotor 2 (Catepillar 3516) Årgang: 1999 1500 kw varme 1035 kw el Varme: 50,6 % El: 36,9 % Gaskedel (Dan Stoker) 3150 kw varme 99,7 % Det er oplyst at der foruden disse produktionsenheder er installeret tre akkumuleringstanke i serie på total 395 m 3 ved det tidligere Nørager Varmeværk. Transmissionsledning Der er i dette projekt taget udgangspunkt i samme tracé som ved sidste undersøgelse. Der er blevet gjort opmærksom på en eventuelt mulighed for at udnytte en eksisterende ledning fra Aalestrup Varmeværk til Himmerlandsstien. Afstanden fra Aalestrup Varmeværk til Hvam- Gl. Hvam Kraftvarmeværk er 5,7 km af Himmerlandsstien. 2 Det er oplyst at den præcise virkningsgrad ikke kendes men det formodes at virkningsgraden på biobrændselsanlæggene er 105%. 3 Virkningsgraden på oliekedlerne kendes ikke men det formodes at den har en virkningsgrad på 90%. 13

Det er beregnet at ca. 95% af varmebehovet i Hvam og Gl. Hvam kan dækkes ved etableringen af et DN100 twinrør i isoleringstandard serie 3, hvilket vurderes tilstrækkeligt. Der kan forventes et varmetab på ca. 545 MWh/år for den nye transmissionsledning og at elforbruget til pumpeanlægget på denne transmissionsledning udgør ca. 80 MWh/år. Der er lavet et overslag over investeringsomkostningerne til etablering af sådan en transmissionsledning. Tabel 13: Estimeret investering for transmissionsledning og pumpeanlæg ekskl. moms Investering Transmissionsledning, anslået 7.000.000 kr. Gravearbejde og svejsning, anslået 5.700.000 4 kr. Pumpeanlæg og tilslutning, anslået 900.000 5 kr. Rådgivning mv., anslået 1.270.000 Kr. I alt 14.870.000 kr. Salgspris Den marginale produktionspris på barkkedlen er relativ høj hvilket skyldes at der er mange udgifter til f.eks. drift og vedligehold. Hvis der bliver en længere driftssæson på barkkedlen (som konsekvens af at Hvam bliver koblet på) forventer de mere slid hvilket gør produktionsprisen højere. Det er i dialog med AN Energi besluttet at regne med en salgspris på 260 kr./mwh. Det er dog relevant at påpege at hvis det besluttes at gå videre med dette projekt er det nødvendigt at indgå i en dialog med AN Energi om denne produktionspris. Da der foreligger en risiko for at der indføres brændselsafgift på biomasse, som tidligere har været ca. 100 kr./mwh, er der regnet en følsomhedsanalyse på 360 kr./mwh. Varmeproduktion Ved et varmesamarbejde vil en stor del af varmebehovet i Hvam og Gl. Hvam blive produceret på de produktionsenheder der er ved det tidligere Aalestrup. 4 Der er indlagt en omkostning til gravearbejde og svejsning på 1.000 kr./meter. 5 Der er udarbejdet et overslag over bestykning af pumper og ventiler mm., men det anbefales at lave en mere præcis analyse heraf hvis det besluttes at gå videre med dette alternativ. 14

Tabel 14: Produktionsfordeling vist som produktion på de forskellige typer af produktionsenheder Varmesamarbejde [MWh/år] Barkkedel 60.110,00 Savsmuldkedel 1.074,30 Oliekedler (2 stk) 0,00 Naturgasmotorer (3 stk) 0,00 Naturgaskedler (2 stk) 768,90 Af 15

Tabel 14 fremgår det af den største del af det samlede varmebehov i Aalestrup, Nørager og Hvam vil blive produceret på biomasseanlæggene i Aalestrup og at det primært er på barkkedlen. Det er i de selskabsøkonomiske beregninger forudsat at produktionen vil være ens over årene og at Hvam Gl. Hvam vil modtage samme årlige mængde fra AN Energi gennem hele projektperioden. 16

Enhed 9 RESULTATER 9.1 Produktionsfordeling Tabel 15: Produktionsfordelingerne i de forskellige scenarier. Reference Træpiller VP -røggas VP -Grundfos Solvarme VP +træpiller Varmesamarbejde Gasmotor [MWh/år] 2.190,2 0 1.499,4 1.433,8 3.483,6 0 0 Gaskedel [MWh/år] 4.607,5 147,9 5.298,3 2.328,3 2.079,2 0 768,9 Træpillekedel [MWh/år] - 6.649,8 - - - 3.756,3 - Varmepumpe [MWh/år] - - - 3.035,6-3.041,4 - Solfanger [MWh/år] - - - - 1.234,9 - - Fra AN Energi [MWh/år] - - - - - - 6.572,8 I alt [MWh/år] 6.797,7 6.797,7 6.797,7 6.797,7 6.797,7 6.797,7 7.341,7 6 9.2 Selskabsøkonomi ved alternative produktionsanlæg Selskabsøkonomien er udtrykt ved en balanceret varmepris som er den gennemsnitlige varmepris ab værk, udjævnet over en planlægningsperiode på 20 år. Den gennemsnitlige varmepris ab værk er beregnet på baggrund af udgifter til brændsel, afgifter, drift og vedligehold, årlige annuiteter for lån samt indtægter fra grundbeløb og elsalg fra motor. De årlige omkostninger til lån afhænger af renten og løbetiden på lånet. I dette projekt er markedsrenten sat til 3 %. Da det vurderes at der er større risiko ved at tage nogle af lånene over en længere horisont, i.e. nogle teknologier har længere levetid end andre, er løbetiderne forskellige afhængige af teknologien, se Tabel 16. Tabel 16: Oversigt over de løbetider der er forudsat i beregningerne. Investering Løbetid Solvarmeanlæg 20 år Træpillekedel 15 år Varmepumpe (røggasafkøling) 20 år Varmepumpe (Grundfos) 20 år Transmissionsledning til Aalestrup 30 år Med de beskrevne forudsætninger og produktionsfordelinger er den balanceret varmepris for de forskellige scenarier illustreret i Figur 3. 6 Dette indeholder et varmetab i transmissionsledningen til Aalestrup. 17

kr./mwh Balanceret varmepris for de forskellige scenarier 600 500 400 300 461 460 306 419 464 398 393 331 395 326 390 383 480 200 100 0 Figur 3: De balancerede varmepriser over 20 år ved en løbetid på lånet på 20 år og med en nominel markedsrente på 3 %. Ekskl. udgifter til administration samt årlige udgifter til nuværende lån. Som det fremgår af ovenstående tabel er investeringen i en 1 MW træpillekedel, en varmepumpe med overskudsvarme fra Grundfos eller en kombination heraf være den mest selskabsøkonomisk fordelagtige investering. Hvis værket beslutter at vælge varmesamarbejdet med AN Energi, anbefales det at indgå i en tættere dialog med AN Energi, da salgsprisen fra AN Energi er en vigtig faktor for selskabsøkonomien. Den primære årsag til denne undersøgelse er at Grundbeløb 1 og 2 bortfalder i udgangen af hhv. 2018 og 2019. Derfor er det interessant at se på hvordan de årlige omkostninger til brændsel, afgifter, drift, vedligehold og betalinger til lån, samt indtægter fra el fra motor og grundbeløbene fordeler sig over perioden. Dette fremgår for etablering af træpillekedel, varmepumpe eller varmesamarbejde med AN Energi af Figur 4. 18

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Tusinde kroner 4.000 Årlige omkostninger (inkl. kapitalomkostninger) 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 Træpillekedel ekskl. brændselsafgift Varmepumpe (Grundfos) uden tilskud Varmesamarbejde med AN Energi Træpillekedel inkl. brændelsafgift Varmepumpe (Grundfos) med tilskud Referencen Figur 4: De årlige omkostninger til brændsel, afgifter, drift, vedligehold og betalinger til lån, samt indtægter fra el fra motor og grundbeløbene. Angivet i 2015-priser ekskl. moms. Omkostninger til afbetaling af nuværende lån samt administrationsomkostninger fremgår ikke af figuren. Som det fremgår af figuren bliver de årlige omkostninger højere end referencen inden grundbeløbene frafalder. Dette er dog ikke nødvendigvis ensbetydende med at varmeregningen for den enkelte kunde stiger i forhold varmeregningen i dag. Dette afhænger af hvordan denne er sammensat på nuværende tidspunkt, herunder f.eks. om begge grundbeløb er indregnet i den nuværende varmepris, da man skiftede fra 3 leds tarif i sommeren 2015. Det kan også undersøges om man skal tage lånet på træpillekedlen over 20år, da det de første år vil give en lavere udgift til kapitalomkostninger. Årsagen til at de årlige omkostninger falder efter 2028 er at løbetiden på træpillekedlen, som nævnt, er sat til 15 år, mens de andre lån er sat til en længere løbetid. Det skal ligeledes bemærkes at løbetiden på transmissionsledningen til Aalestrup rækker ud over projektperioden hvorfor denne ikke vil være afbetalt hvis lånet tages som det er opstillet i beregningerne. Den årlige besparelse fremgår af Figur 5. 19

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Tusinde kroner Årlig besparelse ift. referencen (inkl. kapitalomkostninger) 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 Træpillekedel ekskl. brændselsafgift Varmepumpe (Grundfos) uden tilskud Varmesamarbejde med AN Energi Træpillekedel inkl. brændelsafgift Varmepumpe (Grundfos) med tilskud Figur 5: Den årlige besparelsen i 2015-priser ekskl. moms. Omkostninger til afbetaling af nuværende lån samt administrationsomkostninger fremgår ikke af figuren. Hvis det besluttes at gå videre med en varmepumpe løsning anbefales det at indgå i end dialog med Grundfos om hvordan varmesamarbejdet nærmere udformes. Hvis det besluttes at gå videre med en træpillekedel løsning anbefales det at der indhentes et konkret tilbud på en træpillekedel, da det vurderes at det tidligere tilbud er i den høje ende. En af de parametre der især kan ændre ovenstående resultater er hvis varmebehovet ændres over projektperioden. Der er derfor udarbejdet følsomhedsanalyse på varmeleverancen. 20

MWh 10 FØLSOMHEDSANALYSE PÅ VARMELEVERANCEN Det er i beregningerne overfor forudsat at varmeleverancen vil forblive det samme i hele projektperioden. Da det forventes at husene får større areal og samtidig energirenoveres/bygges efter nye energikrav er det almindeligt at udarbejde analyserne med denne forudsætning. I det konkrete tilfælde kan det dog tænkes at Grundfos vil have mindre forbrug i fremtiden. Den historiske varmeleverance til Grundfos ses af Figur 6. 4000 3500 3000 2500 Varmeleverance til Grundfos 2000 1500 1000 500 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 År Figur 6: Varmeleverance til Grundfos over årene i perioden 2003-2014. Varmetabet er graddagekorrigeret til et normalår så det er sammenligneligt. Årene er opgjort i kalenderår i stedet for varmeår. Som det fremgår af figuren har varmeleverancen til Grundfos været faldende de senere år hvorfor det er relevant at udarbejde analyser med et faldende varmesalg til Grundfos i træpillekedel-scenariet og i varmepumpe-scenariet. Der er derfor udarbejdet følsomhedsanalyse på 5 % årligt således at varmeleverancen til Grundfos vil udvikle sig som illustreret i Figur 7. 21

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 MWh Varmeleverance til Grundfos 2500 2000 1500 1000 500 0 År Figur 7: Varmeleverance til Grundfos over årene i projektperioden. Det er ligeledes relevant at lave følsomhedsanalyser på hvis Grundfos lukker. Hvis Grundfos lukker vil varmesalget i forsyningsområdet falde markant og det procentmæssige varmetab vil derimod stige markant i og med varmetabet til Grundfos i dag holder det samlede procentmæssige varmetab nede. Varmetabet til Grundfos udgør i dag ca. 25 MWh/år (ca. 1 % af Grundfos forbrug i dag). Der er lavet følsomhedsanalyser på hvis Grundfos lukker deres afdeling i Gl. Hvam: - Hvis det sker i starten af år 2021 (de køber varme til og med år 2020) - Hvis det sker i starten af år 2031 (de køber varme til og med år 2030) Derforuden er der lavet følsomhedsanalyse på hvis Grundfos f.eks. selv vælger varmepumpe-løsning og dermed ikke længere modtager varme fra år 2016. Det er i beregningerne af følsomhedsanalyserne for varmepumpen forudsat at mængden af køl til Grundfos og overskudsvarmen fra Grundfos er tilsvarende de nuværende mængder så længe Grundfos stadig køber varme fra værket. Disse er dog taget ud når Grundfos lukker. Der er ikke taget stilling til hvordan en afbetaling af varmepumpen kan ske hvis Grundfos lukker deres afdeling i Hvam før afbetalingen af varmepumpen på 20 år. 22

Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme til Grundfos Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme til Grundfos Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 kr./mwh Balanceret varmeproduktionspris 500 450 400 461 460 438 457 460 398 394 468 419 350 300 306 305 312 307 306 250 200 150 100 50 0 Reference Træpillekedel (ekskl. brændseslafgift) Varmepumpe (ekskl. tilskud) Figur 8: Den balanceret varmeproduktionspris er defineret ved nutidsværdien af summen af de løbende omkostninger og indtægter såsom brændselsomkostninger, afgifter, drift og vedligehold, indtægter fra motor samt årlige omkostninger til lån over 20 år fordelt ud på nutidsværdien af den producerede mængde varme over 20 år. Som det fremgår af figuren har Grundfos størst betydning på den balanceret varmeproduktionspris i scenariet hvor der installeres en varmepumpe. Dette skyldes primært at hvis Grundfos ikke længere modtager varme, vil varmen ligeledes bliv produceret på naturgas i og med at der må forventes at der ikke længere er overskudsvarme til rådighed. 23

Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme til Grundfos Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme til Grundfos Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 Uændret varmeleverance Til Grundfos falder 5% p.a. Ingen varme Grundfos efter 2020 Ingen varme Grundfos efter 2030 kr./mwh Balanceret varmesalgspris 800 700 600 500 635 671 743 706 650 421 446 528 475 432 548 575 723 591 400 300 200 100 0 Reference Træpillekedel (ekskl. brændseslafgift) Varmepumpe (ekskl. tilskud) Figur 9: Den balanceret varmesalgspris er defineret ved nutidsværdien af summen af de løbende omkostninger og indtægter såsom brændselsomkostninger, afgifter, drift og vedligehold, indtægter fra motor samt årlige omkostninger til lån over 20 år fordelt ud på nutidsværdien af den solgte mængde varme uden varmetab over 20 år. Som det fremgår af figuren har Grundfos varmeaftag stor betydning for den balancerede varmesalgspris. Dette skyldes primært at varmetabet til Grundfos ikke er særlig stort sammenlignet med resten af byen samtidig med at de aftager en stor andel. Den balanceret salgspris er ikke identisk med forbrugerprisen men giver en identifikation af Grundfos betydning for prisen. 24

Tabel 17: De balancerede varmepriser ved investering i en træpillekedel ved de forskellige følsomhedsanalyser for varmeleverancen. Der er både angivet en balanceret varmeproduktionspris baseret på den mængde der produceres og en balanceret varmesalgspris baseret på den mængde der sælges. De balancerede varmepriser er beregnet over 20 år ved en løbetid på lånet på 20 år og med en nominel markedsrente på 3 %. Ekskl. udgifter til administration samt årlige udgifter til nuværende lån. Balanceret varmeproduktionspris Balanceret varmesalgspris Hovedanalysen: (kr./mwh) (kr./mwh) Referencen 460,99 635,30 Træpillekedel 305,83 421,48 Træpillekedel inkl. brændelsafgift 418,91 577,31 Følsomhedsanalyse: Varmeleverance til Grundfos falder 5% p.a. Referencen 459,73 670,79 Træpillekedel 305,33 445,51 Træpillekedel inkl. brændelsafgift 419,58 612,21 Følsomhedsanalyse: Grundfos lukker i 2016 Referencen 438,14 742,89 Træpillekedel 311,56 528,27 Træpillekedel inkl. brændelsafgift 424,63 720,00 Følsomhedsanalyse: Grundfos lukker i 2021 Referencen 456,63 706,31 Træpillekedel 306,85 474,64 Træpillekedel inkl. brændelsafgift 420,73 650,79 Følsomhedsanalyse: Grundfos lukker i 2031 Referencen 460,12 649,90 Træpillekedel 305,64 431,70 Træpillekedel inkl. brændelsafgift 418,89 591,67. 25

Tabel 18: De balancerede varmeproduktionspris ved investering i en varmepumpe ved de forskellige følsomhedsanalyser for varmeleverancen. Der er både angivet en balanceret varmeproduktionspris baseret på den mængde der produceres og en balanceret varmesalgspris baseret på den mængde der sælges. De balancerede varmepriser er beregnet over 20 år ved en løbetid på lånet på 20 år og med en nominel markedsrente på 3 %. Ekskl. udgifter til administration samt årlige udgifter til nuværende lån. Balanceret varmeproduktionspris Balanceret varmesalgspris Hovedanalysen: (kr./mwh) (kr./mwh) Referencen 460,99 635,30 Ekskl. tilskud 397,88 548,33 Inkl. tilskud 392,73 541,24 Følsomhedsanalyse: Varmeleverance til Grundfos falder 5% p.a. Referencen 459,73 670,79 Ekskl. tilskud 393,75 574,52 Inkl. tilskud 387,85 565,91 Følsomhedsanalyse: Grundfos lukker i 2021 Referencen 456,63 706,31 Ekskl. tilskud 467,68 723,41 Inkl. tilskud 460,99 713,05 Følsomhedsanalyse: Grundfos lukker i 2031 Referencen 460,12 649,90 Ekskl. tilskud 418,62 591,28 Inkl. tilskud 413,12 583,52 26

11 NY LEDNING TIL GL. HVAM I forbindelse med en undersøgelse af forskellige mulige løsninger for fremtidig produktion er der udarbejdet nogle overslagsberegninger på om det vil være økonomisk fordelagtig at udskifte den eksisterende ledning til Gl. Hvam. Figur 10 Kort der viser Hvam og Gl. Hvam. Formålet med undersøgelsen er altså at undersøge hvordan transmissionsledningen til Gl. Hvam kan optimeres ved lavere dimension og at undersøge om etablering af en ny ledning kan finansieres ved et lavere varmetab i ledningen. 11.1 Forudsætninger Der er set på det scenarie hvor den største varmetabs reduktion kontra investering opnås. Der er udelukkende regnet på varmetab i ledningsstrækningen Kirkebyvej/Skovtoften til Hvamvej/Svinget. Det er forudsat at stikledningerne på strækningen også udskiftes. Det fremgår af udleveret data at varmebehovet i Gl. Hvam samt strækningen hertil udgør ca. 450 MWh/år. Forbrugere i Gl. Hvam samt strækningen hertil: - Hvamvej (11 forbrugere) - Haandværkervej (2 forbrugere) - Svinget (4 forbrugere) - Bækgaardsvej (8 forbrugere) Der er regnet med en fremløbstemperatur på 76 C om vinteren og 72 C om sommeren samt en returtemperatur på 44 C. Varmetabet er beregnet ved LOGSTORs beregningsprogram. Eksisterende ledningsstrækning Varmetabet er beregnet på baggrund af tilsendte ledningsdata hvoraf det fremgår at ledningerne er ABB I.C. Møller rør i isoleringsklasse fra 1995. ABB I.C. Møller er senere opkøbt af LOGSTOR. Af dimensionerne fremgår det at røret til fremløb er i isoleringsklasse 3 og røret til retur er i isoleringsklasse 1. 27

Det er i beregningerne af de eksisterende ledninger forudsat at skumblæsningsmaterialet er CO 2 da CFC blev forbudt i 1993. Ny ledningsstrækning For at opnå en acceptabel trykgradient er det vurderet at der med en spidslast på ca. 230 kw i Gl. Hvam skal anlægges en DN65. Den økonomiske gevinst ved at gå en dimension ned vurderes ikke betydelig. Hvis værket vælger at gå videre med dette projekt anbefales det dog at omstændighederne undersøges nærmere for at vurdere om det kan være nok at anlægge en DN50. For stikledningerne er der regnet med den forudsætning at de skiftes til TwinRør serie 3. Det er forudsat at hovedledningen anlægges i stål traditionel og at stikledningen er AluFlextra, da LOGSTORS program er anvendt til beregningerne. 11.2 Resultater 11.2.1 Varmetab Eksisterende ledningsstrækning Det fremgår af Tabel 19 hvilke rørlængder der er regnet med samt hvilket varmetab der er beregnet for den eksisterende ledningsstrækning. Tabel 19: Varmetab for den eksisterende rørstækning Dimension Rørlængde Varmetab [meter kanal] [MWh/år] Transmissionsledning ø114,3/250/200 740 178,13 ø88,9/225/160 270 59,63 ø76,1/200/140 110 23,39 Stikledninger ø26/77 18 2,7 ø26/77 8 1,2 ø26/77 32 4,8 ø26/77 22 3,3 ø26/77 20 3 ø60,3/125 88 19,21 ø32/77 104 19,11 ø26/77 15 2,25 I alt 1427 316,72 Varmetabet i den beregnede strækning, i.e. varmetabet i transmissionsledningen samt i stikledningerne, udgør ca. 41 % af varmebehovet i Gl. Hvam. Her er det resterende ledningsnet varmetab i Gl. Hvam ikke medregnet. Ny ledningsstrækning 28

Varmetabet beregnet ved etablering af ny ledningsstrækning i bedre isolering samt i en optimeret dimension fremgår af Tabel 20. 29

Tabel 20: Varmetab for ny rørstækning Dimension Transmissionsledning Rørlængde [meter kanal] Varmetab [MWh/år] ø114,3/250/200 1120 109,03 Stikledninger ø20/125 18 0,98 ø20/125 8 0,44 ø20/125 32 1,74 ø20/125 22 1,2 ø20/125 20 1,09 ø32/140 88 6,39 ø20/125 104 5,65 ø20/125 15 0,81 I alt 1427 127,33 Varmetabet i den nye strækning, i.e. varmetabet i transmissionsledningen samt i stikledningerne, udgør ca. 22 % af varmebehovet i Gl. Hvam. Igen er det resterende ledningsnet varmetab i Gl. Hvam ikke medregnet. 11.2.2 Økonomisk besparelse ved nedbringelse af varmetab Der er udarbejdet nogle overslagsberegninger på hvor meget varmetabs omkostningerne kan reduceres ved forskellige produktionspriser uden at tage højde for investeringen. Ved produktionspris på eksisterende kedel Der er taget udgangspunkt i en nuværende produktionspris på kedel på omkring 450 kr./mwh. Denne varme produktionspris giver en årlig besparelse på. 85.710 kr./år i omkostninger til varmetab ved at etablere en nyt rørstrækning, se Tabel 21. Tabel 21: Besparelse ved reduceret varmetab Hovedledning Stikledninger Eksisterende ledningsstrækning 261 MWh/år 56 MWh/år Ny ledningsstrækning 109 MWh/år 18 MWh/år Forskel 152 MWh/år 37 MWh/år Økonomisk besparelse 68.843 kr./år 16.867 kr./år Ved produktionspris ved etablering af træpillekedel Der er taget udgangspunkt i den beregnede produktionspris ved etablering af træpillekedel uden brændselsafgift inkl. kapitalomkostninger. Over perioden er denne i gennemsnit ca. 337 kr./mwh. Denne varme produktionspris giver en årlig besparelse på ca. 63.750 kr./år i omkostninger til varmetab ved at etablere en nyt rørstrækning, se Tabel 22. 30

Tabel 22: Besparelse ved reduceret varmetab Hovedledning Stikledninger Eksisterende ledningsstrækning 261 MWh/år 56 MWh/år Ny ledningsstrækning 109 MWh/år 18 MWh/år Forskel 152 MWh/år 37 MWh/år Økonomisk besparelse 51.203 kr./år 12.545 kr./år Ved produktionspris ved etablering af varmepumpe Der er taget udgangspunkt i den beregnede produktionspris ved etablering af varmepumpe uden tilskud inkl. kapitalomkostninger. Over perioden er denne i gennemsnit ca. 429 kr./mwh. Denne varme produktionspris giver en årlig besparelse på ca. 81.170 kr./år i omkostninger til varmetab ved at etablere en nyt rørstrækning, se Tabel 23. Tabel 23: Besparelse ved reduceret varmetab Hovedledning Stikledninger Eksisterende ledningsstrækning 261 MWh/år 56 MWh/år Ny ledningsstrækning 109 MWh/år 18 MWh/år Forskel 152 MWh/år 37 MWh/år Økonomisk besparelse 65.198 kr./år 15.974 kr./år 11.2.3 Investering i ny transmissionsledning Der er udarbejdet overslagsbetragtninger på investeringsomkostningen til en ny rørstrækning til Gl. Hvam. Tabel 24: Investering i nyt rør til Omkostning [kr.] Transmissionsledning Rørleverance 755.647 Rørarbejder 199.461 Anlægsarbejde (á 700 kr./meter) 784.000 Stikledninger Rørleverance 99.211 Rørarbejder 20.340 Anlægsarbejde (á 700 kr./meter) 214.900 I alt 2.073.559 På baggrund af udarbejdede overslagsberegninger vurderes det ikke at være økonomisk fordelagtig at investere i et nyt rør til Gl. Hvam da den simple tilbagebetalingstid vil være omkring 23-33 år alt efter produktionsprisen. I beregningen er der dog ikke taget hensyn til den eksisterende lednings levetid. Hvis det ønskes at gå videre med denne løsning anbefales der forfor at undersøge hvordan 31

tilstanden er på den nuværende ledning og undersøge hvad det vil have af betydning at skifte den før tid. 32

12 TEMPERATUROPTIMERING I beregningerne ovenfor er der taget udgangspunkt i det nuværende temperatursæt. Hvam Gl. Hvam Kraftvarmeværk har i løbet af 2015 udskiftet alle units hos deres forbrugere. Formålet hermed var bl.a. at muliggøre en sænkelse af temperaturen i fjernvarmenettet. I det nedenstående er der udarbejdet en analyse af hvilken økonomisk konsekvens dette kan have for de ovenstående resultater. Da scenariet med varmepumpen og træpillekedlen vurderes at være de mest oplagte alternativer, er der fokus på disse alternativer i den nedenstående analyse. Det er forbundet med store usikkerheder at vurdere hvilken betydning udskiftningen af alle fjernvarmeunits kommer til at få. Bruger man Logstors Calculator kan der forventes en besparelse på 20 % på ledningstabet, såfremt fremløbstemperaturen sænkes fra 80 C til 65 C. I de nedenstående beregninger er det ikke medregnet at det kan være nødvendigt at hæve denne temperatur i de koldeste timer. De potentielle øgede pumpeomkostninger, som resultat af en dårligere afkøling, er heller ikke medregnet. Udskiftningen af fjernvarmeunits har kostet ca. 2 mio. kr. som er medtaget i analysen som et 20-årigt annuitetslån med en lånerente på 3 %. Det skal bemærkes at denne investering ikke er inkluderet i resultaterne ovenfor da investeringen allerede er foretaget. Varmesalgsprisen i resultaterne nedenfor er derfor ikke den reelle varmesalgspris, men en måde at vise effekten ved at gennemføre temperaturoptimeringen inklusiv investeringen der allerede er foretaget. I forhold til produktionsenhederne vil den lavere fremløbstemperatur samt returtemperatur have en indvirkning på virkningsgraderne. - For naturgaskedel med kondenserende drift kan der opnås en øget virkningsgrad på 3 % såfremt returtemperaturen sænkes med 10 C. I det følgende vil der være regnet med en øget virkningsgrad på 1,5%. - For varmepumpen kan der ved en sænkning fra 80 C til 65 C opnås en øget teoretisk COP faktor på 1,4 og i praksis ca. 0,85. - I forhold til træpillekedlen er der ikke regnet med en øget virkningsgrad, da disse anlæg ikke er indrettet med kondenserende drift. I nedenstående figur ses resultatet af beregningerne. 33

Figur 11 Varmesalgspris henholdsvis med og uden temperaturoptimering Det ses på figur 11 at det kun er scenariet med varmepumpen, hvor det umiddelbart giver mening økonomisk set at lave en temperaturoptimering(investering i nye units). Som nævnt, er investeringen i fjernvarmeunits ikke inkluderet i varmesalgsprisen uden optimering. Af resultaterne fremgår det altså at scenariet med varmepumpen bliver mere fordelagtig ved med temperatur optimering til trods for at dette har krævet en investering i fjernvarmeunits. Det er vigtigt at pointere at beslutningen om at gennemføre investeringen også bygger på overvejelser omkring at kunne bibeholde deres kunder, og forhindre at de i stedet investerer i en individuel løsning. Da varmetabet i ledningen til Grundfos er meget begrænset, er der i Hvam Gl. Hvam et relativt lavt procentmæssigt ledningstab. Havde der været et net uden en stor aftager ville effekten af temperatursænkningen have været mere markant. Denne effekt kan eventuelt ses i fremtiden hvis Grundfos aftager mindre. Af resultaterne fremgår det altså at det er relevant at undersøge muligheden for at sænke temperatursættet, specielt da investeringen allerede er foretaget. 34