Farstrup-Kølby Kraftvarmeværk Designprojekt Aalborg Optimering af fremtidig varmeproduktion NORDJYLLAND Jyllandsgade 1 DK 9520 Skørping Tel. +45 9682 0400 Fax +45 9839 2498 MIDTJYLLAND Vestergade 48 H, 2. sal DK 8000 Århus C Tel. +45 9682 0400 Fax +45 8613 6306 Version 3, april 2011 SJÆLLAND Aggerupvej 1 DK 4330 Hvalsø Tel. +45 4646 1229 Fax +45 4640 8287 www.planenergi.dk planenergi@planenergi.dk CVR: 7403 8212
Indholdsfortegnelse Indholdsfortegnelse... 2 1 Indledning... 3 1.0 Referencen... 3 1.1 Drift i el-spotmarkedet... 3 1.2 Konsekvens af afgiftsændring fra juni 2011... 3 1.3 Supplerende halmkraftvarme... 3 1.4 Supplerende halmvarme... 4 1.5 Grundvandsvarmepumpe - lille... 4 1.6 Grundvandsvarmepumpe - stor... 4 1.7 Dobbelt varmelager... 4 1.8 Biogas... 5 1.9 Returvandsvarmepumpe... 5 2 Resultater og anbefalinger... 6 2.0 Resultater med udgangspunkt i 3-ledstariffen... 6 2.1 3-ledtarif og spot med 2010-tariffer... 7 2.2 Resultater med udgangspunkt i spotafregning... 8 2.3 Elmarkeder... 9 2.4 Anbefalinger... 9 3 Metode... 11 4 Forudsætninger og baggrund... 12 4.0 Referencen... 12 4.1 Drift i el-spotmarkedet... 12 4.2 Konsekvens af afgiftsændring fra juni 2011... 13 4.3 Supplerende halmkraftvarme... 13 4.4 Supplerende halmvarme... 13 4.5 Grundvandsvarmepumpe - lille... 14 4.6 Grundvandsvarmepumpe - stor... 14 4.7 Dobbelt varmelager... 14 4.8 Biogas... 15 4.9 Returvandsvarmepumpe... 16 4.10 Samfundsøkonomi... 17 Bilag 1: Forudsætninger... 18 Bilag 2: Udskrifter fra energypro... 19 Bilag 3: Varmebehov... 69 Bilag 4: Samfundsøkonomi... 70 Bilag 5: Alternativ 3 og 4; varmeoverskud fra halmkedel... 72 Rekvirent Designprojekt Aalborg Ved FORSYNINGS VIRKSOMHEDERNE Aalborg Kommune Kontaktperson Bjarne Holm Afsnitsleder Tlf.: +45 9931 4860 e-mail: bjhforsyning@aalborg.dk Rapport udarbejdet af PlanEnergi, Nordjylland Jakob Worm Tlf.: +45 9682 0400 Mob.: +45 2972 6845 e-mail: jw@planenergi.dk Kvalitetssikret af Niels From Tlf.: +45 9682 0404 Mob: +45 2064 6084 Projekt ref. 601 Side 2 af 72
1 Indledning Farstrup-Kølby Kraftvarmeværk (FKKV) er et naturgasfyret kraftvarmeværk med to motorer, en kedel og et varmelager. Værket er etableret i 1993. Værket blev i 2009 lagt ind under Forsyningsvirksomhederne, Aalborg Kommune, Varmeforsyningen. Værket er beliggende på Nymøllevej 155, 9240 Nibe. Forsyningsvirksomhederne ønsker at undersøge mulige alternativer til naturgas som energikilde, dels for at reducere varmeprisen, dels for at reducere brugen af fossile brændsler. I nærværende rapport undersøges 2 driftsmæssige forhold samt derudover 6 forskellige løsningsforslag som alternativ eller supplement til den nuværende naturgas kraftvarme. 1.0 Referencen Referencen er valgt som den optimale drift af værket i el-markedet på den oprindelige 3-ledstarif. 1.1 Drift i el-spotmarkedet Drift af værket på den oprindelige 3-ledstarif var den normale for denne type værker, da de blev startet op i 1990-erne. Imidlertid har mange af de tilsvarende værker valgt at skifte til elspotmarked-afregning. Derfor er dette alternativ regnet igennem som sammenligning. Alternativerne regnes primært ud fra prisniveau 2009, men vurderingen af valg af elmarked foretages også med 2010 priser - ligeledes vurderes indflydelsen af en eventuel højere gaspris. 1.2 Konsekvens af afgiftsændring fra juni 2011 I forbindelse med vedtagelse af finansloven for 2011 blev en række afgifter reguleret. FKKV afregnes efter E-formlen og i dette alternativ er konsekvensen af de kommende afgiftsændringer gennemregnet. 1.3 Supplerende halmkraftvarme Fjerkræavler Mark Rokkedal har tilbudt at levere overskudsvarme fra kyllingefarmens halmfyr. Biomasse-varme må ifølge varmeforsyningsloven ikke fortrænge naturgas-kraftvarme, og det er derfor nødvendigt at ombygge halmfyret til kraftvarme, hvis Mark Rokkedal skal levere varme til FKKV. Dette kan gøres ved at investere i en el-producerende ORC (Organic Rankine Cycle), som drives af hhv. varmt (ca. 100 C) og koldt (ca. 40 C) vand. Imidlertid har Energiklagenævnet i marts afgjort en klage fra HMN over et lignende projekt med at etablere et halmfyret anlæg med ORC-kraftvarme ved kraftvarmeværket i Øster Hurup. Energiklagenævnet har afvist at give varmeværket tillade til at bygge det nye anlæg. Afslaget begrundes med, at omlægningen fra naturgas til halmfyring vil betyde en stor reduktion af værkets elproduk- Side 3 af 72
tion. Dermed vil der reelt kun tale om varmeproduktion på værket, som dermed ikke kan betegnes kraftvarmeværk, og det er i strid med varmeforsyningsloven. Løsningen med ORC-kraftvarme i Farstup er således ikke relevant mere, men er beregningsmæssigt taget med for at kunne sammenligne med de øvrige alternativer. 1.4 Supplerende halmvarme Overskudsvarme fra Fjerkræavler Mark Rokkedal er stadig en mulighed ved direkte udnyttelse fra halmfyret. I regeringens Energistrategi 2050 stå: Regeringen vil Give værker op til 20 MW mulighed for frit brændselsvalg, hvilket vil give en række naturgasfyrede værker mulighed for at skifte til produktion på biomasse. Hvis dette forslag besluttes i et energipolitisk forlig vil det blive muligt at udnytte overskudsvarmen. Det er muligt at der skal betales en kompensation til HMN. Da det beløb ikke kendes er det ikke taget med i beregningerne. 1.5 Grundvandsvarmepumpe - lille Hvis FKKVs el-producerende motorer kombineres med en el-forbrugende varmepumpe, forbedres værkets muligheder for at stabilisere el-markedet markant, idet motorerne vil producere el når elpriserne er høje og varmepumpen vil bruge el når el-priserne er lave. Dermed vil værkets varmeproduktion bidrage med el-produktion når efterspørgslen på el er høj og med el-forbrug når eludbuddet er højt, f.eks. når el-produktionen fra vindmøller er høj. En lille varmepumpe vil have relativt mange driftstimer og det gør værkets elreguleringsmuligheder mindre, det betyder, at varmepumpen i betydelig grad kommer til at køre på tidspunkter, hvor der ikke er overskud af vindmøllestrøm derfor er der i det efterfølgende regnet på en større varmepumpe. Begge varmepumpeløsninger anvender grundvand som varmekilde. Kombinationen af motorer og elektriske varmepumper er ikke før set i Danmark. Løsningsforslaget har en række fordele, hvoraf bl.a. kan nævnes at det fortrænger naturgas som primært brændsel, samt at værkets el-regulerings-potentiale forbedres markant. 1.6 Grundvandsvarmepumpe - stor I forlængelse af ovenstående regnes der i dette alternativ med en stor varmepumpe, som vil få færre driftstimer, men større mulighed for at kunne indgå i el-spotmarkedet og regulerkraftmarkedet jf. ovenstående i afsnit 1.4. Der er tillige regnet med en afgiftsreduktion, således at der betales samme elafgift som for elkedler for de første 2500 driftstimer. 1.7 Dobbelt varmelager Det kunne være en mulighed at udnytte el-tarifferne bedre. Derfor undersøges hvad det vil betyde med større varme-akkumuleringskapacitet. Side 4 af 72
1.8 Biogas Der regnes på en løsning med ombygning af den ene motor til biogas, samt en række varianter af afregningsforhold. Der arbejdes i dette projekt også sideløbende med at undersøge mulighederne for etablering af et biogasanlæg i nærheden. 1.9 Returvandsvarmepumpe Fra værket ved Farstrup er der en transmissionsledning til Kølby. Der regnes på et alternativ hvor der pumpes retur -vand til Kølby i fremløbsledningen. Der etableres en varmepumpe ved indgangen til Kølby som køler vandet i transmissionsledningen og opvarmer vandet til Kølby. Side 5 af 72
2 Resultater og anbefalinger 2.0 Resultater med udgangspunkt i 3-ledstariffen Der er i nærværende rapport (foruden referencen) regnet på 9 situationer / alternativer. Alt. Værdier i tabel i Kr./år Produktionsomkostninger PO Kapitalomkostninger KO PO + KO Forbedring af omkostninger Tabel 1: De samlede driftsresultater for beregningerne i de 9 situationer. Investering i kr. Simpel tilbagebetalingstid i år 0 Referenceberegning 982.285 982.285-1 Drift i el-spotmarkedet 2009 681.235 12.950 694.185 288.100 100.000 0,3 2 Afgiftsændringer 1.017.562 1.017.562-35.277-3 Halm-kraftvarme 926.030 168.895 1.094.925-112.640 1.540.000 27 4 Halmvarme 928.108 75.651 1.003.759-21.474 820.000 15 5 Grundvands VP 1 MW 945.188 377.294 1.322.482-340.197 4.100.000 111 6 Grundvands VP 2 MW 747.060 714.466 1.461.526-479.241 7.700.000 33 7 Dobbelt lagertank 897.849 52.158 950.007 32.278 650.000 8 8 Biogas; M1 fast og M2 i 3-led 958.154 135.980 1.094.134-111.849 1.050.000 44 8c Biogas; M1 ny lavere biogaspris 596.972 135.980 732.952 249.333 1.050.000 3 9a ReturvandsVP 659.174 659.174 9b ReturvandsVP 497.675 328.071 825.746 9a+9b ReturvandsVP 1.156.849 328.071 1.484.920-502.635 3.300.000-19 Som det fremgår er der, ud over handel på elspotmarkedet, to af alternativerne der betyder forbedringer; biogas (med ny høj elafregning) og fordobling af varmelager. Vedrørende 1; drift i el-spotmarkedet: Denne beregning er et tilbageblik på, hvordan drift og økonomi kunne havde set ud, hvis man i 2009 havde valgt at handle el på el-spotmarkedet frem for 3- ledstariffen. Dette valg kan sammenlignes med, om man skal placere sin opsparing i sikre obligationer (3-leds tariffen), eller i mere usikre og måske givtige aktier (spotmarkedet). At spotmarkedet ville have været en god ide at satse på i 2009, med en beregnet gevinst på 268.009 kr., betyder ikke, at det også vil være det fremover. Der er fremadrettet stor usikkerhed omkring prognoser på spot mm. Det skal endvidere tages i betragtning, at EnergyPRO regner med, at der indmeldes rimeligt ideelt i spotmarkedet. I praksis kan dette være vanskeligt at opnå. Derfor har Forsyningsvirksomhederne efter løbende vurderinger sammen med Nordjysk Elhandel A/S (NEAS), valgt ikke at flytte over på spotmarkedet. Hvis værket fremover skal fortsætte med en markant elproduktion på naturgas, bør elhandelpartneren (NEAS) fortsat konsulteres for at vurdere markedssituationen. Vedrørende 2; konsekvens af afgiftsændringer: De øgede afgifter, som træder i kraft 1. juni 2011 vil betyde en ekstra udgift på 35.277 kr./år fremover (med referencens drift). Vedrørende 8c; biogas: Denne løsning er meget interessant under forudsætning af flere forhold; Dels skal Folketinget beslutte at hæve tilskuddene til biogas, og der er regnet med at det kan resultere i at biogasprisen kan nedsættes fra 2,50 kr./m 3 til 2,20 kr./m 3. Dels, at der i lokalområdet etableres et biogasanlæg, som kan levere de forudsatte mængder biogas til FKKV. Løsningen vil give et forbedret driftsresultat på 249.333 kr./år. Hvis løsningen realiseres, vil denne økonomi være meget stabil i årerne fremover. Dels fordi biogasprisen kan låses rimeligt fast i en aftale med leverandøren, og dels vurderes det, at det nødvendige tilskud til biogas vil være politisk sikkert i Side 6 af 72
årene fremover. I Regeringen Energistrategi 2050 er der nævnt flere forskellige tilskudsformer. Fælles for dem er at de udbetalte til biogasanlægget, så der er ikke tale om at ændre på elafregningen, som det tidligere har været nævnt. PlanEnergi skønner at disse tilskud til biogasanlægget kan resultere i en lavere biogaspris overfor FKKV. Vedrørende 7; dobbelt varmelager: Den driftsøkonomiske forbedring på 32.278 kr./år er i meget høj grad afhængig af valget omkring elhandel. I denne situation tjener det ekstra varmelager sig hjem ved at motorerne kan flytte elproduktion fra lavlast til højlast, således at værket får en bedre pris for den producerede el. Det betyder således også, at det ekstra varmelager ikke nødvendigvis er en god ide sammen med nogle af de andre alternativer i rapporten her. Det ses for eksempel i det efterfølgende, hvor ideen vurderes med salg af el i spotmarkedet. Vedrørende 3; halmkraftvarme: Alternativet giver i denne beregning en forringelse af den årlige drift med 112.640 kr. Dette er et meget lavere resultat end de foreløbige beregninger, der er udført i version 1 af denne rapport. Det skyldes dels at alternativet vurderes i 3-leds-elmarkedet, og dels at naturgasprisen i disse beregning er sat ned fra 2,56 kr/m 3 til 2,11 kr/m 3, og da der samtidig ikke er ændret på økonomien i drift af halmkraftvarmen har løsningen dermed fået hårdere konkurrence. Det resulterer i at FKKV nu har en økonomisk fordel i at producere el i spidslastperioderne, og det øger motorernes varmelevering fra 28,8 % i de tidligere beregninger, til nu 58,4 % i denne beregning. Det betyder således også, at halmkraftvarme går fra at skulle levere 70,7 % til nu 41,5 % af varmebehovet. En beregning viser at driften skifter markant hvis gasprisen kommer op på 2,53 kr/m 3. Ved det niveau vil varme fra halmkraftvarmen blive billigere end fra gasmotorerne når de kører i spidslast. 2.1 3-ledtarif og spot med 2010-tariffer For at vurdere om der er sket en ændring i konkurrenceforholdet mellem 3-leds og spotmarkedstariffer er referenceberegningen gennemregnet med 2010-tarifferne. For 3-ledstariffen er der beregnet et vægtet gennemsnit på samme måde som for 2009. Alt. Værdier i tabel i Kr./år Produktions- Kapitalomkostninger omkostninger PO KO PO + KO Forbedring af omkostninger Investering i kr. Simpel tilbagebetalingstid i år 0a Referenceberegning 2010 1.063.091 1.063.091 1a Drift i el-spotmarkedet 2010 852.529 12.950 865.479 197.612 100.000 0,5 0b Referenceber. 2010 høj gaspris 1.412.369 1.412.369 1b Drift i el-spot 2010 høj gaspris 1.201.784 12.950 1.214.734 197.635 100.000 0,5 Tabel 2: Sammenligning af driftsresultater vedrørende valg mellem elafregning i hhv 3- ledsmarkedet og spotmarkedet for dels eltariffer i 2010 i 0a og 1a, samt højerer gaspris i 0b og 1b. Elafregning på 3-ledstariffen var lidt laver i 2010 end i 2009, mens spotmarkedspriserne var lidt højere. Imidlertid falder det produktions-uafhængige tilskud mere end stigningen i spotafregningen. Alt i alt har indbyrdes forskel mellem 3-led og spotmarkede ikke ændret sig, så det ville også med disse priser havde været en fordel at skifte elmarked. Ligeledes kan det ses, at også med højere gaspriser ændrer det ikke på konkurrenceforholdet mellem drift i 3-ledsmarkedet og spotmarkedet. Som tidligere nævnt bygger disse vurderinger på tilbageblik på tarifferne som de var tidligere, men der er en klar tendens i retning af, at med erfaringerne fra 2009 og 2010, at det også fremover kan være en fordel med drift i spotmarkedet. Et valg af skift skal dog også ses i sammenhæng med hvordan drift af værket i øvrigt skal ændres. Side 7 af 72
2.2 Resultater med udgangspunkt i spotafregning For at vurdere en mulig overgang til elafregning i elspotmarkedet er en række af alternativerne gennemregnet ud fra denne præmis. Alt. Værdier i tabel i Kr./år Produktions- Kapitalomkostninger omkostninger PO KO PO + KO Forbedring af omkostninger Investering i kr. Simpel tilbagebetalingstid i år 1 Drift i el-spotmarkedet 681.235 12.950 694.185 2a Afgiftsændringer i spotmarkedet 682.531 12.950 695.481-1.296 3a Halm-kraftvarme i spotmarkedet 218.835 181.845 400.680 293.505 1.640.000 4 4a Halmvarme i spotmarkedet 225.548 88.602 314.150 380.036 920.000 2 5a Grundvands VP 1 MW i spot 652.235 390.244 1.042.479-348.294 4.200.000 145 6a Grundvands VP 2 MW i spot 20.142 727.417 747.559-53.373 7.800.000 12 7a Dobbelt lagertank i spot 670.719 65.108 735.827-41.642 750.000 71 8a Biogas; M1 fast og M2 spot -737.111 148.930-588.181 1.282.366 1.150.000 1 8b M1; blandgas og spot 422.689 148.930 571.619 122.566 1.150.000 4 8d Biogas; M1 ny lavere biogaspris -1.150.880 148.930-1.001.950 1.696.135 1.150.000 1 Tabel 3: De samlede driftsresultater for beregningerne af 7 af de 8 situationer med udgangspunkt i at el sælges på spotmarkedet. Som det fremgår, er der, med forudsætningen om handel på elspotmarkedet, to af alternativerne der betyder markante forbedringer; biogas og halmvarme fra Rokkedal. Vedrørende 3a; halmkraftvarme: Alternativet giver en forbedring af den årlige drift med 293.505 kr. Grunden til denne markante ændring i forhold til alt.3 er blandt andet, at motorerne i spotafregning også får et produktions-uafhængigt tilskud. Derfor er der mulighed for at kunne levere ca. 75% af varmebehovet fra Rokkedal. Det er dog meget tvivlsom om kraftvarmeløsningen med en ORC-turbine kan godkendes efter den nuværende lov om varmeforsyning. Vedrørende 4a; halmvarme: Alternativet giver en forbedring af den årlige drift med 380.036 kr. Og da investeringen er meget lavere er tilbagebetalingstiden nede på to år. Om dette alternativ kan godkendes afhænger af om Folketinget beslutter at lempe kravene til kraftvamre ved brændselsskift på de mindre naturgasfyrede kraftvarmeværker. Det er foreslået i Regeringens Energistrategi 2050, men endnu ikke vedtaget i Folketinget. Hvis det sker er der mulighed for at kunne levere ca. 74% af varmebehovet fra Rokkedal. Vedrørende 8a-8d; biogas: Der er regnet på fire muligheder for afregning ved biogas alternativet. Mest interessant er løsning 8d, hvor biogasprisen sænkes fra 2,50 kr./m 3 til 2,20 kr./m 3. Denne løsning giver en forbedring af driftsresultatet på 1.696.135 kr./år. Dette er selvfølgelig under en række forudsætninger; at det er muligt at etablere et biogasanlæg i området, samt at folketinget vedtager forøgede tilskud (se tidligere bemærkninger og afsnit 4.7). Yderst interessant er dog også alt. 8a, der giver en driftsforbedring på 1.282.366 kr./år. Alternativet forudsætter ikke øgede tilskud, men selvfølgelig at en gruppe landmænd vil etablere et biogasanlæg. Vedrørende alternativ 6a; grundvandsvarmepumpe på 2 MW: En grundlæggende forudsætning for dette alternativ er, at man følger elpatron loven og lægger afgift på 208 kr/mwh på varmepumpens elforbrug. Det er således en tænkt fremtidig situation, der ikke er godkendt af Skat i dag. En tilbagebetalingstid på 12 år kan i øvrigt ikke konkurrere med de ovenfor nævnte alternativer med biogas eller halmkraftvarme. Ligeledes er de øvrige alternativer (5 og 9) med varmepumper helt uinteressante under de anvendte forudsætninger. Side 8 af 72
2.3 Elmarkeder Elkedel Installering af en elkedel på et decentralt kraftvarmeværk kan ske på grund af ét af følgende argumenter eller en kombination af flere: Varmeproduktion Agere på elmarkedet som primær reserve Agere på elmarkedet som sekundær reserve Agere på elmarkedet som manuel reserve Varmeproduktion Elkedler kunne muligvis være interessante til varmeproduktion i situationer med meget lave elpriser. Selv ved meget lave elpriser skal der dog stadig betales afgift og eltariffer af den el, der forbruges, og selve elkedlen skal afskrives. Det viser sig, at elprisen kun i meget få timer om året er tilstrækkelig lav til, at varmeproduktion på en elkedel kan konkurrere med varmeproduktion på en naturgaskedel. Dette er langt fra tilstrækkeligt til, at elkedlen kan afskrives over en fornuftig årrække. Reserve- og regulerkraftmarkedet Den fremtidige udvikling på markedet for reserve- og regulerkraft er svær at forudsige noget om, hvilket gør det svært at vurdere indtjeningsmulighederne med en elkedel. Der synes dog at være en tendens til, at markedet for reserve er faldet meget i forhold til markedets introduktion, og priserne synes at være stagneret. Desuden er der tiltag på vej for yderligere at reducere behovet for reservekapacitet. Forrentningen af investeringen skal således ske ved indtjening på det lidt mere usikre regulerkraftmarked eller ved indtjening på nye markeder som eksempelvis primær reservemarkedet. Øvrige forhold En række forhold, som nævnt nedenfor, er medvirkende til at vanskeliggøre en vurdering af, hvor store økonomiske indtægter der kan være ved en elkedel: Udbygning af produktionen på vindmøller Nye elkabler til Norge Nye elkabler til Holland og Tyskland Kabelforbindelse over Store Bælt Installering af flere elkedler Udviklingen i de omkringliggende elmarkeder Konklusion Risikoen ved at installere elkedlen er begrænset til selve investeringen, og projektet er således betinget af udviklingen på elmarkedet og udviklingen i naturgaspriserne. Der skal afsættes mandskabstimer til at følge markederne og melde ind mv. Der kan forekomme situationer, hvor det enkelte værk kan tjene penge på installation af en elkedel, men situationen må vurderes som værende meget usikker. 2.4 Anbefalinger På grundlag af udregningerne i denne rapport skal det anbefales, at der arbejdes videre med alternative varmeforsyninger til at supplere den nuværende drift på naturgas. Uanset hvilke nye brændsler man vælger, ser det ud til at være en fordel at skifte til elafregning i elspotmarkedet. Det vil sige, at man i sammenhæng med skift af brændsel/drift bør konsultere elhandelparteren (NEAS) for at få en aktuel vurdering af, hvordan det kommende brændselsvalg kan fungerer økonomisk bedst i elspotmarkedet, samt eventuelt overveje hvilke andre elmarkeder, der eventuelt kunne være relevante. Side 9 af 72
Ud fra beregningerne med begge de to elafregningstyper er det relevant at se nærmere på mulighederne for at etablere et biogasanlæg i området nær Farstrup. Der tegner sig en meget fornuftig økonomi, hvis FKKV forsynes med biogas på mindst den ene af de to motorer. Selv med de nuværende tariffer er biogasmuligheden interessant. Alternativet med halmvarme fra Rokkedal er også interessant, men en smule svagere økonomisk end biogas-løsningerne. Etablering af et biogasanlæg tager lang tid (3-4 år) og kræver opbakning blandt landmænd i området derfor kunne man overveje en alliance med Mark Rokkedal om, i en overgangsperiode, at levere varme fra hans halmfyr, indtil en løsning med biogas er etableret. Etablering af varme fra Rokkedal kan ske i løbet af kort tid, men kræver en ændring af varmeforsyningsloven. Der er ingen grund til at overveje en ORC-løsning yderligere, da den heller ikke kan godkendes efter den nuværende lovgivning. På længere sigt bør man sammentænke biogas-produktion og varmebehov i Farstrup-Kølby samt Rokkedals fjerkræfarm, således at der opnås det optimale brændselsmix af biogas, halm og naturgas. Side 10 af 72
3 Metode De forskellige løsningsforslag beregnes i simuleringsprogrammet energypro, som beregner værkets optimale drift time for time gennem et år. Først opstilles en model af det nuværende værk på baggrund af oplysninger fra værket. Denne model kaldes referencen. Reference-modellen bruges herefter som udgangspunkt for løsningsforslagene. EnergyPRO-modellerne bygger på en række forudsætninger, hvoraf en del er oplistet i bilag 1. Varmeproduktionen er opgjort udfra leveringen af varme ab værk i 2010 (se bilag 3). Der er indregnet en forbedring af varmetabet i fjernvarmenettet med 167 MWh/år. Sammen med en korrektion for graddage giver det en fremtidigt normalårsproduktion på 5.937 MWh og en rumvarmeandel (GAF) på 58,7%. Finansieringen er baseret på annuitetslån. Alle beløb er excl. moms. Hovedresultaterne fra energypro er hhv. den årlige energiomsætning og det årlige driftsresultat (excl. indtægter fra salg af varme). I bilag 2 findes udskrifter fra energypro fra hhv. referencen og løsningsforslagene. I bilag 4 er vist resultaterne af en samfundsøkonomisk beregning. Side 11 af 72
4 Forudsætninger og baggrund 4.0 Referencen I referencen er der regnet på en optimal drift af værket i 3-ledstarif-elmarkedet, samt ud fra de givne forudsætninger, beskrevet i bilag 1. Tarifferne i 3-leds-elafregningen, er sat som et vægtet gennemsnit af de 4 kvartalspriser i 2009. Spidslast afregnes med 633 kr./mwh, højlast med 480 kr./mwh og lavlast med 225 kr./mwh. Gasprisen er nedskrevet fra de tidligere beregninger til årets gennemsnit (2009); 1,7328 kr/m 3 og distribution 0,3767 kr/m 3 således at der benyttes en naturgaspris på 2,11 kr/m 3. Udetider er lagt ind; for motor 1 med udvalgte dage i januar, maj og oktober samt for motor 2 med dage i februar, juni og november. Rådighedsbetaling er nedsat fra 34 kr/mwh til 1 kr/mwh som afspejler markedet. Som en ekstra vurdering er der i alternativ 0a regnet på hvordan resultatet påvirkes når eltarifferne for 2010 anvendes. Her de vægtede 3-ledstariffer beregnet udfra kvartalstarifferne udregnet til: Spidslast; 621 kr./mwh, højlast; 454 kr./mwh og lavlast; 191 kr./mwh. Ligeledes er der i alternativerne 0b og 1a regnet på hvordan det påvirker resultat hvis gasprisen desuden hæves fra de 2,11 kr/m 3 til 2,50 kr/m 3. 4.1 Drift i el-spotmarkedet I denne rapport er referencen valgt som den optimale drift af værket i 3-leds-elmarkedet. Denne driftsstrategi var den normale for denne type værker da de blev startet op i 1990-erne. Imidlertid har mange af de tilsvarende værker valgt at skifte til el-spotmarked-afregning. Derfor er dette alternativ regnet igennem som sammenligning. Der er i beregningen indlagt omkostninger til omlægning, styreboks, elarbejder, SRO m.m. pris ca. 100.000 kr. Desuden er det vurderet, at den daglige indmelding på el-spotbørsen kan entreres via NEAS og årlig drift af dette er anslået til 60.000 kr. Alternativt skulle Aalborg Forsyning afsætte egne folk året rundt incl. weekender og helligdage. 2 timer i 365 dage a 450 kr/time i alt kr. 328.500 kr./år. Imidlertid forventes det at 3-ledstariffen glider ud som en mulighed inden for få år, da elmarkedet i dag og fremover vil efterspørge større fleksibilitet. Der er således fremadrettet stor usikkerhed omkring prognoser og muligheder på elmarkederne; spot-, regulerkraft-, frekvens- og spændingsmarkederne. Derfor har Forsyningsvirksomhederne, efter løbende vurdering sammen med NEAS valgt ikke at ændre på den nuværende drift på 3-ledtariffen. Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Ændret SRO 5% 100.000 10 12.950 I alt 100.000 12.950 Tabel 4: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 1. Som en ekstra vurdering er der, (som også beskrevet i afsnit 4.0) i alternativerne 0a og 1a regnet på hvordan resultatet påvirkes når eltarifferne for 2010 anvendes. Ligeledes er der i alternativerne 0b og 1a regnet på hvordan det påvirker resultat hvis gasprisen desuden hæves fra de 2,11 kr/m 3 til 2,50 kr/m 3. Side 12 af 72
4.2 Konsekvens af afgiftsændring fra juni 2011 I forbindelse med vedtagelse af finansloven for 2011 blev en række afgifter reguleret. Fra omtalen af ændringerne lyder det: Finansloven vil gøre varme fra kraftvarmeværker med fossile brændsler et par kroner pr. GJ dyrere, svarende til 100-200 kr. dyrere for fjernvarmeforbrugerne årligt i et standard hus. Det sker ved at justere reglerne for opgørelse af afgift på kraftvarme. Kraftvarmeværker fordeler brændselsforbruget mellem afgiftsfritaget el og afgiftsbelagt varme, på grundlag af, enten en lovbestemt virkningsgrad for el (e-formel) eller for varme (v-formel). Varmeafgiften for kraftvarmeværker ved enten den producerede varme divideret med 125 % (v-formlen), eller ved at beregne den afgifts fritagne brændselsmængde efter elproduktion divideret med 65 %. Afgiftsgrundlaget er herefter brændselsforbruget fratrukket el-produktionen delt med 65 %. I Finansloven ændres de 125 % til 120 %, mens 65 % ændres til 67 %. De nye regler træder i kraft 1. juni 2011. FKKV afregnes efter E-formlen og i dette alternativ er konsekvensen gennemregnet med øvrige priser og forhold fastholdt. 4.3 Supplerende halmkraftvarme Ifølge varmeforsyningsloven må FKKV ikke umiddelbart købe varme fra Rokkedal. Det er dog tilladt, hvis Rokkedals varmecentral ombygges til kraftvarmedrift. Produktionen af kyllinger forløber i faste perioder, hvor kyllingerne har forskellige varmebehov. Varmeoverskuddet, som Rokkedal kan sælge til FKKV, er udregnet uge for uge gennem et år. Resultatet af beregningen viser, at varmen fra Rokkedal vil kunne dække en pæn del af det årlige varmebehov. Varmeoverskuddet fremgår af bilag 4. Vigtige faktorer for økonomien ved at købe varme fra Rokkedal er hhv. den pris, som FKKV skal betale for varmen fra Rokkedal og investeringen, som primært afhænger af længden på transmissionsledningen og ombygningen til kraftværk. Desuden, som det ses af resultaterne, hvor billig den konkurrerende naturgas er. Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Ombygning af halmkedel for ORC tilslutning 5% 170.000 10 22.016 ORC, 3,5 kw inkl. montering 5% 250.000 10 32.376 Smede/rør arbejde 5% 350.000 10 45.327 Pumpe, div. udstyr 5% 150.000 10 19.426 Transmissionsledning 310 m a 2.000 kr/m 5% 620.000 20 49.750 I alt 1.540.000 168.895 Tabel 5: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 3. 4.4 Supplerende halmvarme Overskudsvarme fra Fjerkræavler Mark Rokkedal er stadig en mulighed ved direkte udnyttelse fra halmfyret. Tabellen nedenfor svare til tabel 5, men er renset for alle investeringer vedrørende påbygning af kraftvarmeenheden. Side 13 af 72
Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Smede/rør arbejde 5% 50.000 10 6.475 Pumpe, div. udstyr 5% 150.000 10 19.426 Transmissionsledning 310 m a 2.000 kr/m 5% 620.000 20 49.750 I alt 820.000 75.651 Tabel 6: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 4. 4.5 Grundvandsvarmepumpe - lille I dette forslag regnes på en varmepumpe, som bruger grundvand som varmekilde. Der bores to huller til grundvandet, ét til fremløb og ét til retur. Grundvandets temperatur er ca. 8 C, og dette køles ned til ca. 4 C, inden det returneres til undergrunden. Varmepumpen vil med en fordampningstemperatur på 0 C samt (fjernvarme-) vandtemperaturer på 40 C ind i og 80 C ud af gaskøleren have en COP på ca. 3, hvilket vil sige at varmepumpen producerer en varme-effekt, som er 3 gange større end den forbrugte el-effekt. Dette betyder, at 33% af energien kommer fra elektriciteten, og at de resterende 67% stammer fra grundvandet. Der er regnet på en varmepumpe på 1 MW varme. Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Varmepumpe; 1 MWvarme, COP=3 5% 3.000.000 15 289.027 Boring, pumper mm. (+10%) 5% 300.000 20 24.073 El tilslutning 5% 300.000 20 24.073 Indkobling på værket 5% 500.000 20 40.121 I alt 4.100.000 377.294 Tabel 7: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 5. 4.6 Grundvandsvarmepumpe - stor I dette forslag anvendes en varmepumpe, som er større end det maksimale varmebehov på 1,8 MW. Der er regnet på en varmepumpe på 2 MW varme. Dette alternativ er kun relevant, hvis elafgifterne ændres i forhold til, at reglerne for afgiftsnedsættelse knyttes an til, at en varmepumpe må have max. 2.500 driftstimer pr år. Man kunne forestille sig, at man følger elpatron loven og lægger afgift på 208 kr/mwh på varmepumpens elforbrug. Det er således en tænkt fremtidig situation, der ikke er godkendt af Skat i dag. Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Varmepumpe; 2 MWvarme, COP=3 5% 6.000.000 15 578.054 Boring, pumper mm. (+10%) 5% 600.000 20 48.146 El tilslutning 5% 600.000 20 48.146 Indkobling på værket 5% 500.000 20 40.121 I alt 7.700.000 714.466 Tabel 8: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 6. 4.7 Dobbelt varmelager Der beregnes, om det kunne være fornuftigt at øge kapaciteten af varmelageret. Referencen er derfor blevet beregnet med en fordobling af den nuværende lagerkapacitet på 2 205 m 3 til 4 205 m 3 altså 820 m 3. Det vil give større mulighed for at kunne agere mere fleksibelt i elmarkedet. Side 14 af 72
Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år 2 stk tanke a 205 m3 5% 600.000 20 48.146 Tilslutning 5% 50.000 20 4.012 I alt 650.000 52.158 Tabel 9: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 7. 4.8 Biogas I dette løsningsforslag ombygges den ene af de to eksisterende motorer til at kunne køre på biogas. Prisen for dette er sat til 1 Mkr. Det er forudsat, at FKKV kan købe biogas til 2,50 kr/nm 3 i en mængde, der kan dække maksimalt 65 % af det årlige varmebehov, samt at de resterende 35 % dækkes af naturgas. Brændværdien for biogassen er sat til 6,5 kwh/nm 3. Der er regnet med et tillæg til elspotprisen på 41,9 øre/kwh (som bruges ved anlæg der anvender under 94 % biogas). Tillægget gives til den elproduktion, der stammer fra biogas (motor 1). Hvis man i stedet udelukkende anvender biogas ville man få en fast elpris på 77,2 øre/kwh. Afregning er således enten spotpris + 41,9 øre/kwh eller 77,2 øre/kwh. Hvis biogassen udgør mindst 94 % af brændslet på et anlæg (f.eks. Motor 1 med egen el-måler), så gælder de 77,2 øre/kwh. Desuden er det regnet på alternativer hvor den faste elafregning hæves fra de 77,2 øre/kwh til 115 øre/kwh. Det skyldes at det forlyder at energiforligspartierne i folketinget er enige om en forøgelse, og vi forventer at denne ændring vil være trådt i kraft når et eventuelt biogasanlæg står klar. For eksempel skriver Dagbladet Holsterbro-Struer:»Vi bliver nødt til at se på en højere afregningspris for biogas. Ellers når vi simpelthen ikke målene,«siger fødevareminister Henrik Høegh (V). Regeringens plan er angiveligt, at hæve betalingen fra 78,1 øre pr. kilowatt-time (kwh) i dag til 115 øre pr. kwh. Brændseler Elmarked Motor 1 Motor 2 Motor 1 Motor 2 7 Biogas N-gas fast 3- leds 7a Biogas N-gas fast spot 7b Blandgas N-gas spot+tilskud spot 7c Biogas N-gas fast, ny høj 3- leds 7d Biogas N-gas fast, ny høj spot Tabel 10: Oplistning af baggrund for beregninger ved alternativ 8. Hvis der benyttes en blanding af biogas og naturgas (blandgas) til motor 1, vil man have muligheden af at være frit stillet med brændslet, hvis for eksempel biogassen skulle svigte nogle dage. Ombygningen af motoren til blandgas er lidt anderledes, men det forventes at ville koste det samme som ombygning til biogas. Biogas indeholder svovl. Hvis røggassen køles ned under 160 C, risikerer man derfor at danne svovlsyre i røggaskøleren, hvorved dennes levetid reduceres. Inden FKKV blev overtaget af Forsyningsvirksomhederne blev de oprindelige røggasvekslere påmonteret ekstra vekslere således at røgen bliver kølet ekstra ned fra ca. 160 C til 50 C. Der er separate røggassystemer til de to motorer og der er desuden indbygget et spjæld mellem den gamle og nye veksler således at den nye veksler kan by-passes når motoren kører med biogas. I beregningerne er motor 1 s elvirkningsgrad Side 15 af 72
1 % dårligere og varmevirkningsgraden er reduceret således, at der regnes med den oprindelige ydelse på 810 kw for at kompensere for det forøgede røggas tab. Den reducerede varmevirkningsgrad medfører flere driftstimer på motoren, hvilket medfører en øget el-produktion og dermed en forbedret driftsøkonomi(!). Hvis der skal arbejdes videre med dette alternativ skal det undersøges om begge motorer skal bygges om til både natur- og biogas. Dette vil give en større fleksibilitet i forhold til at kunne agere på de nuværende og fremtidige gas- og elmarkeder. Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Ombygning af en motor 5% 1.000.000 10 129.505 Smede/rør arbejde 5% 50.000 10 6.475 I alt 1.050.000 135.980 Tabel 11: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 8. 4.9 Returvandsvarmepumpe I dette alternativ skilles de to byer ad således, at der etableres en varmepumpe til forsyning af Kølby. Varmepumpens varmekilde, som den skal afkøle, tages fra transmissionsledningen fra Farstrup. Denne ledning ændres således, at der på værket sendes returvand ved ca. 40 C i transmissionsledningens fremløb. Det køles således i en varmepumpe i Kølby ned til ca. 20 C. Dette vil spare en del af varmetabet i transmissionsledningen. Varmetabet i den nuværende transmissionsledning er udregnet ud fra et tab på 35 W/m og ledningen er 1,1 km. Det giver et årligt varmetab i ledningen på 337 MWh. Varmeproduktionen til de to byer er delt i forhold til de budgetterede varmesalg til forbrugerne i de to byer. Ved udregning af det nye varmetab, er der taget udgangspunkt i, at temperaturforholdene i ledningen ændres fra 80/40 til 40/20, og med en jordtemperatur på 10 C udregnes det nye varmetab til 135 MWh/år. Varmepumpen sættes til en COP på 3,6. Energifordelingen ses i tabellen nedenfor. Referencen i MWh/år Kølby Transmissions ledning, tab Farstrup FKKV varme ab værk Varmefordeling 1.556 337 4.043 5.937 GAF 969 2.518 3.488 GUF 587 337 1.525 2.449 Varme og el i alternativ 8 i MWh/år Kølby El til VP Varme til VP Transmissions ledning, tab Farstrup FKKV varme ab værk Energifordeling 1.556 432 1.124 135 4.043 5.302 GAF 969 700 2.518 3.218 GUF 587 424 135 1.525 2.084 GAF% 62,3% 60,7% Tabel 12: Varmefordeling ved etablering af returvandsvarmepumpe. Desuden vil det kolde vand, der sendes retur til værket givetvis forbedre værkets virkningsgrader, men der er ikke foretaget undersøgelser hos leverandørerne. For dog at give dette alternativ optimale forudsætninger er det forudsat, at elvirkningsgraden på motorerne stiger fra 37,8% til 38,8 % og varmevirkningsgraden stiger fra 60,3% til 65,3%. (Indfyret: 1.701 kw, varmeydelse: 1.110,8 kw og elydelse: 660 kw) Side 16 af 72
Rente Investering Løbetid KO p.a. kr år kr/1.år Varmepumpe, 800 kw 5% 2.400.000 15 231.221 Akkumuleringsbeholder, 100 m3 5% 300.000 20 24.073 Smede/rør arbejde 5% 200.000 10 25.901 Pumpe mv. 5% 300.000 10 38.851 Stikledning 50 m a 2.000 kr/m 5% 100.000 20 8.024 I alt 3.300.000 328.071 Tabel 13: Investering og kapitalomkostninger (KO) for alternativ 9. Den angivne stikledning er til en nabo til værket, som i dag forsynes via transmissionsledningen. I dette alternativ forsynes han direkte fra værket. 4.10 Samfundsøkonomi I bilag 4 ses resultaterne af den samfundsøkonomiske beregning på løsningen med halmvarme (alt.4a). Den viser et overskud på 151.482 kr. Det svarer til en intern rente på 13 %. Den positive samfundsøkonomi er en forudsætning for godkendelse af projektforslag i forhold til eventuel kommende sagsbehandling i henhold til varmeforsyningsloven. Der er ikke regnet på samfundsøkonomi for en biogasløsning, da der i lovgivninger ikke er noget egentligt krav om at en biogasløsning skal udvise positiv samfundsøkonomi. Side 17 af 72
Bilag 1: Forudsætninger Parameter Forudsætning Planperiode 1 år Ude temperaturer Dansk normal år (døgnbasis) El-markeder Vægtet 3-ledtarif 2009 samt i alt. 1; Elspotmarked DK-Vest 2009 Naturgas Brændværdi (nedre): 11 kwh/nm 3 Halm Brændværdi (nedre): 3.900 kwh/ton Biogas Brændværdi (nedre): 6,5 kwh/nm 3 Varme ab værk 5.937 MWh/år, hvor 58,7% afhænger af udetemperaturen (GAF) Sommer Fremløbstemperatur: 75 C Retur-temperatur: 42 C Vinter Fremløbstemperatur: 80 C Retur-temperatur: 40 C Motorer 2 stk. Jenbacher 316. Indfyret effekt: 1.746 kw/stk, Varme-effekt: 1.052 kw/stk(η=60,3%). El-effekt: 660 kw/stk(η=37,8%) Kedel, naturgas Indfyret effekt: 1.604 kw Varme-effekt: 1.500 kw (η=93,5%) Kedel, halm inkl. ORC Indfyret effekt: 1.500 kw Varme-effekt: 1.275 kw. EL-effekt: 3,5 kw Kedel, halm Indfyret effekt: 1.500 kw, Varme-effekt: 1.275 kw Varmepumpe til grundvand Elektrisk, COP=3 Hhv. 1 MW varme & 2 MW varme Varmepumpe til returvand Elektrisk, COP=3,6, 0,8 MW varme Varmelager Volumen: 410 m 3 Kapacitet: 19 MWh Driftstrategi Minimér netto varmeproduktionsomkostninger Økonomi Grundbeløb 1.163.546 kr (ved spotmarked) 3-leds el tarif Spidslast; 633 kr./mwh, højlast; 480 kr./mwh, lavlast; 225 kr./mwh EL-produktionstilskud 80 kr/mwh (max. 8.000 MWh/år) Rådighedsbetaling 1 kr/mwh Naturgaspris excl. afgifter 1,7328 kr/m 3 + distribution 0,3767 kr/m 3 = 2,11 kr / Nm 3 CO 2 kompensation Er oplyst af Forsyningsvirksomhederne til 222.177 kr/år Biogas 2,50 kr / Nm 3 Halmpris 500 kr/ton Afgifter, motorer Energi-, CO2- og NOX-afgifter: 2,649 kr/nm3 (2010) Afgiftsrefusion: E-formel (2,27 kr/nm3) Afgifter, kedler Afgiftslempelse: 207,72 kr/mwh (2010) El til varmepumper Ved elsalg på 3-ledstarif sættes indkøbsprisen på el til 250 kr/mwh Drift-og vedligehold.omk. Motorer: 66 Kr/MWh EL Kedel, naturgas: 5 kr/mwh varme Kedel, halm: 30 kr / MWh varme +1/2 arbejdsmand Kedel, halm: 40 kr/mwh EL Varmepumpe: 10 kr/ MWh varme Side 18 af 72
Bilag 2: Udskrifter fra energypro Side 19 af 72
Side 20 af 72
Side 21 af 72
Side 22 af 72
Side 23 af 72
Side 24 af 72
Side 25 af 72
Side 26 af 72
Side 27 af 72
Side 28 af 72
Side 29 af 72
Side 30 af 72
Side 31 af 72
Side 32 af 72
Side 33 af 72
Side 34 af 72
Side 35 af 72
Side 36 af 72
Side 37 af 72
Side 38 af 72
Side 39 af 72
Side 40 af 72
Side 41 af 72
Side 42 af 72
Side 43 af 72
Side 44 af 72
Side 45 af 72
Side 46 af 72
Side 47 af 72
Side 48 af 72
Side 49 af 72
Side 50 af 72
Side 51 af 72
Side 52 af 72
Side 53 af 72
Side 54 af 72
Side 55 af 72
Side 56 af 72
Side 57 af 72
Side 58 af 72
Side 59 af 72
Side 60 af 72
Side 61 af 72
Side 62 af 72
Side 63 af 72
Side 64 af 72
Side 65 af 72
Side 66 af 72
Side 67 af 72
Side 68 af 72
Bilag 3: Varmebehov 2010 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Ialt 2010 Normal år Varmeproduktion i MWh 1.022 850 762 524 417 282 222 245 320 498 709 953 6.804 Antal dage 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 365 Gradage 603,00 510,60 423,30 304,80 199,90 58,40 2,50 22,80 104,50 252,10 381,70 626,30 3.490 2.906 Grundlast (GUF) i MWh 2.616 2.616 Rumvarme (GAF) i MWh 4.188 3.488 Ovenfor er oplistet varmeleveringen (varmeproduktionen) fra FKKV pr. måned i 2010. Beregningen af grundlast tager udgangspunkt i varmeproduktionen for juli hvor rumvarmebehovet er forsvindende. Denne grundlast regnes ens hele året og består af varmetabet fra ledningsnettet samt forbruget af brugsvand i husstanden. Denne antagelse er i virkeligheden ikke helt rigtig, da nettabet variere i forhold til jordtemperaturerne omkring rørene, og de er højere om sommeren end om vinteren. Desuden vil forbruget af brugsvand givetvis være lidt lavere i juli på grund af ferie. Men som grundlast i beregningerne er det juli 2010 der tages udgangspunkt i. I beregningerne er også lagt ind at en del af ledningsnettet renoveres med nye rør og dette vil spare 167 MWh/år (oplyst af Aalborg Forsyning). Fastlæggelsen af fordelingen af varmeleveringen på; nettab, og solgt varme kompliceres af at der afregnes i m 3. Denne afregningsform er rigtig god for at tilskynde til bedst mulig afkøling, men det gør det svært at få en præcis viden om varmefordelingen i MWh. I nedenstående tabel er forudsat at brugsvandsforbruget er 18% af varmesalget - det giver så et net tab på omkring 30%. Ændringerne giver en fremtidig normalårsproduktion på 5.937 MWh og en GAF på 58,7%. Brugsvand Nuværende nettab Forbedring af nettab Fremtidigt nettab Rumvarme GAF Fremtidigt varmeproduktion 766 1.850 167 1.683 3.488 5.937 MWh 18% 30,3% 28,4% 58,7% Side 69 af 72
Bilag 4: Samfundsøkonomi Beregning af samfundsøkonomisk underskud PlanEnergi, den 16. april 2011,JW Samfundsøkonomiske meromkostninger År Investeringer + D&V Brændsler Faktorpriser El-forbrug minus elproduktion Invest. + D&V + brændsler + el Projekt minus reference Invest. + D&V + brændsler + el Forvridningstab Beregningspriser CO 2 - omkostninger SO 2 - og NO X - omkostninger I alt I alt, nutidsværdi - 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2009-kr 2010 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2011 756.890-683.059 851.008 924.840 1.082.062 129.706-228.616 222.082 1.205.235 1.093.184 2012-49.181-742.624 893.975 102.170 119.539 129.706-245.435 226.275 230.086 198.757 2013-49.181-807.009 798.803-57.387-67.143 129.706-263.515 225.467 24.516 20.169 2014-49.181-869.991 819.530-99.642-116.581 129.706-282.939 228.449-41.365-32.410 2015-1.032.195-934.584 859.934-1.106.845-1.295.009 129.706-301.719 234.252-1.232.770-919.912 2016-49.181-971.122 891.306-128.998-150.927 129.706-315.502 222.779-113.944-80.978 2017-49.181-1.006.943 947.298-108.826-127.326 129.706-329.891 223.716-103.796-70.253 2018-49.181-1.053.360 1.020.062-82.479-96.500 129.706-344.936 224.355-87.376-56.323 2019-49.181-1.100.780 1.079.392-70.569-82.565 129.706-360.673 226.402-87.130-53.490 2020-49.181-1.149.847 1.107.833-91.195-106.698 129.706-377.133 227.732-126.393-73.899 2021-49.181-1.175.400 1.149.956-74.625-87.311 129.706-396.210 231.832-121.983-67.925 2022-49.181-1.200.152 1.195.603-53.730-62.864 129.706-416.256 235.538-113.876-60.391 2023-49.181-1.229.928 1.178.060-101.049-118.227 129.706-437.353 219.614-206.260-104.175 2024-49.181-1.261.504 1.156.665-154.019-180.203 129.706-459.464 218.170-291.791-140.356 2025-49.181-1.292.159 1.196.631-144.709-169.310 129.706-482.700 220.290-302.013-138.356 2026-49.181-1.319.493 1.192.836-175.838-205.731 129.706-502.181 219.336-358.869-156.573 2027-49.181-1.345.548 1.229.644-165.085-193.149 129.706-522.444 220.785-365.102-151.707 2028-49.181-1.373.586 1.219.322-203.445-238.031 129.706-543.549 216.028-435.846-172.479 2029-49.181-1.401.772 1.219.971-230.983-270.250 129.706-565.490 216.863-489.170-184.363 Nutidsværdi -568.476-12.020.436 11.675.312-913.600-1.068.912 1.492.897-4.163.609 2.588.142-1.151.482-1.151.482 Side 70 af 72
Forudsætninger for beregning af samfundsøkonomi Udarbejdet af: PlanEnergi, den 16. april 2011,JW Grundlag: Værk: Projekt: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet Energistyrelsen, april 2010 Farstrup-Kølby Supplerende halmvarme Samfundsøkonomisk overskud: 1.151.482 2009-kr 1 4a Energiomsætning Reference Projekt Brændselstype Varme ab værk MWh/år 5.937 5.937 Brændsel 1 MWh/år 9.847 2.547 Naturgas, motor Brændsel 2 MWh/år 4 3 Naturgas, kedel Brændsel 3 MWh/år 0 5.163 Halm Brændsel 4 MWh/år El-produktion MWh/år 3.722 970 El-forbrug MWh/år Brændsel 1 GJ 35.451 9.169 Brændsel 2 GJ 14 11 Brændsel 3 GJ 0 18.588 Brændsel 4 GJ 0 0 Prisniveau 2012 Intern rente 5,00% Økonomi Reference Projekt Drift og vedligehold 2012-kr/år 305.697 255.666 Afgifter minus tilskud 2012-kr/år 670.449 10.711 År 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Investering, reference 2012-kr 1.000.000 Investering, projekt 2012-kr 820.000 Gennemførelsesgrad - 0% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Side 71 af 72
Halm leverance [MW] Bilag 5: Alternativ 3 og 4; varmeoverskud fra halmkedel 1.18 1.16 1.14 1.12 1.1 1.08 1.06 1.04 1.02 1 0.98 0.96 0.94 0.92 0.9 0.88 0.86 0.84 0.82 0.8 0.78 0.76 0.74 0.72 0.7 0.68 0.66 0.64 0.62 0.6 0.58 0.56 0.54 0.52 0.5 0.48 0.46 0.44 0.42 0.4 0.38 0.36 0.34 Tor 01/01/09 Søn 01/02/09 Søn 01/03/09 Ons 01/04/09 Fre 01/05/09 Man 01/06/09 Ons 01/07/09 Tid Lør 01/08/09 Tir 01/09/09 Tor 01/10/09 Søn 01/11/09 Tir 01/12/09 Fre 01/01/10 Side 72 af 72