Til Vestforbrænding Dokumenttype Rapport Dato Juli 2017 VESTFORBRÆNDING PROJEKTFORSLAG ETA- PE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 1-30 Revision 1 Dato 2017-07-26 Udarbejdet af AD Kontrolleret af KLF Godkendt af Beskrivelse LEHL Projektforslag Etape B2 for konvertering fra gas til fjernvarme i Lyngby-Taarbæk Kommune Ref. 1100014276
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 2-30 INDHOLD 1. Indledning og resume 4 1.1 Formål 4 1.2 Plangrundlag 5 1.3 Organisation 5 1.4 Forundersøgelser 6 1.4.1 Kort 6 1.4.2 Bebyggelse 6 1.4.3 Arealafståelse og servitut 7 1.5 Myndigheder 7 1.5.1 Forhold til anden lovgivning 7 1.5.2 Normer og standarder 7 2. Anlægsbeskrivelse 8 2.1 Anlæggets hoveddisposition 8 2.1.1 Udstrækning 8 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold 8 2.1.3 Forsyningssikkerhed 9 2.2 Tekniske specifikationer 10 2.2.1 Dimensionering 10 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper 10 2.3 Projektets gennemførelse 10 2.3.1 Tidsplan 10 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget 11 3. Vurdering af projektet 12 3.1 Driftsforhold 13 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 14 3.2.1 Projektforslaget 14 3.2.2 Øvrige miljøforhold 17 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab 17 3.4 Følsomhedsvurdering 18 3.4.1 Udvidet forsyningsområde 18 3.4.2 Varmesalgets udvikling 18 3.4.3 Stigende anlægsinvesteringer 18 3.4.4 Ændret CTR-VEKS pris 19 3.4.5 Ændrede gaspriser 19 3.4.6 Ændrede elpriser for varmepumper og elkedel 19 3.4.7 Usikkerhed om varmepumper 19 3.4.8 Usikkerhed om gevinsten ved elkedlen 20 3.4.9 Reference for Hjortekærbebyggelsen 20 3.4.10 Prisen på gaskedler til enfamiliehuse 20 3.4.11 Prisforhold mellem øvrige fjernvarme- og naturgasinstallationer 21 3.4.12 Virkningsgrader for gennemsnitsgaskedler 21 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation 21 4. Brugerforhold 22
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 3-30 FIGUR- OG TABELFORTEGNELSE Figur 2-1 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt... 11 Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget... 13 Figur 3-2 Fordeling af månedsleverancer fra VF til B2... 14 Figur 3-3 Samfundsøkonomi B2 med opdimensionering... 16 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B2 med CTR-VEKS pris på 200 kr/mwh... 19 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B2... 6 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning... 8 Tabel 3-1 Forudsat produktionsfordeling... 15 Tabel 3-2 Samfundsøkonomi B2 uden opdimensionering... 16 Tabel 3-3 Samlet selskabsøkonomi ved B2... 17 Tabel 3-4 Samfundsøkonomisk gevinst ved at undlade at etablere biomassekedel... 20 Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere... 22 Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere... 23 BILAG Bilag 1 Forsyningsområdet Bilag 2 Beregninger, resume Bilag 3 Kundeliste Bilag 4 Matrikler, der ventes pålagt servitut Bilag 5 Kompensation til HMN Bilag 6 Forudsætninger
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 4-30 1. INDLEDNING OG RESUME 1.1 Formål I/S Vestforbrænding (Vestforbrænding) anmoder hermed Lyngby-Taarbæk Kommune (LTK) om at behandle og godkende dette projektforslag, etape B2 for konvertering fra naturgas til fjernvarme i LTK, i henhold til bekendtgørelse nr. 825 af 24. juni 2016 om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg. Ideen til projektforslaget stammer fra Vestforbrændings Varmeplan 2015 og den Strategiske Energiplan for LTK, juni 2013, og det er udarbejdet i en naturlig forlængelse af de godkendte projektforslag, etape A og etape B1, for fjernvarme til Kgs. Lyngby. Dette projektforslag etape B2 for konvertering skal særligt ses i sammenhæng med projektforslag B1 for samkøring. De to projektforslag udgjorde et samlet hele (etape B), men blev adskilt administrativt inden etape B1 skulle behandles, da der endnu ikke var opnået fuld enighed mellem Vestforbrænding og HMN GasNet P/S (HMN) om visse forudsætninger for konvertering fra gas til fjernvarme i etape B2. I forhold til det først fremsatte udkast til projektforslag B2 september 2016, er denne endelige version af juli 2017 beskåret væsentligt som følge af ændrede beregningsforudsætninger fra Energistyrelsen og tolkning af omkostningerne ved marginal ekstra produktion af varme fra CTR og VEKS. Projektforslaget viser: At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at skifte fra naturgas til fjernvarme i områder med meget tæt bebyggelse i de udvalgte områder nord for Etape A, som er markeret på bilag 1, At projektforslaget er rimelig robust i forhold til de mest betydende forudsætninger. At det er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de nye bebyggelser (der opføres efter BR2015 eller BR2020) indenfor disse områder med fjernvarme set i forhold til både naturgaskedler i kombination med supplerende energi og individuelle varmepumper. At den samfundsøkonomiske fordel bl.a. består i, at man med projektforslaget udnytter de anlæg, der er etableret eller forudsættes etableret i projektforslag B1 for samkøring, herunder varmepumper til at udnytte overskudsvarme fra spildevand og fjernkøling, samt muligheden for at etablere en elkedel på kraftvarmeværket på DTU til at dække spidslastbehovet. At der er potentiale til, at de resterende bygninger i kommunen kan tilsluttes til fjernvarmenettet på lang sigt, idet projektforslagets hovedledninger er forberedt på en kommende etape C og D. Dermed baner projektforslaget vejen for, at varmeforsyningen i LTK kan blive uafhængig af fossile brændsler, og særligt udnytte den fluktuerende vedvarende energi, hvis det bliver aktuelt for at leve op til kommende energipolitiske målsætninger. Desuden belyses i projektforslaget, at hovedstrukturen for fjernvarmenettet i etape B2 gør det muligt at forsyne kommende nye bebyggelser samt udnytte varmen fra evt. kommende varmeproduktionsanlæg, herunder overskudsvarmekilder fra processer og køling.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 5-30 1.2 Plangrundlag Områderne med individuel forsyning er forsynet med naturgas iht. delplan for naturgasforsyning fra 1982. Projektforslag B1 for samkøring mellem Vestforbrænding, DTU-HF og kraftvarmeværket på DTU, som ejes af Danske Commodities (DC), er godkendt og danner grundlag for, at fjernvarmen kan udbygges marginalt fra et sammenhængende fjernvarmenet. Dette net vil iht. projektforslag B1 blive forsynet af Vesforbrænding, DTU-HF, DC, Norfors og Mølleåværket. 1.3 Organisation Projektforslag B2 er baseret på, at Vestforbrænding, DTU-HF og DC har aftalt at arbejde for at realisere projektforslag B1 I dette projektforslag B2 forestår VF hele fjernvarmeudbygningen med distributionsledninger fra VF s egne ledninger, der er godkendt i etape A og B1, samt fra DTU-HF s transmissionsledning nord for DTU. Spidslast- og reservekedel på Eremitageparken ombygges af Vestforbrænding, så kedlen kan levere en rimelig reservekapacitet til anlæg øst for motorvejen. Vestforbrænding aftaler ombygningen med Eremitageparken som led i en samlet aftale om forsyning. Projektforslagets elkedel finansieres af VF, men etableres af DC i den eksisterende bygning, som rummer DC s kraftvarmeværk. Elkedlen tilsluttes via egen transformer til samme spændingsniveau som kraftvarmeværket. Projektforslagets analyser for selskabsøkonomi er opstillet som en samlet selskabsøkonomi for alle de involverede aktører: Vestforbrænding, DTU-HF, DC, Mølleåværket samt de kunder, der planlægges tilsluttet fjernvarmen. Desuden er selskabsøkonomien opdelt på de involverede aktører ud fra en foreløbig fordeling af investeringer og priser på kapacitet og energi, som vil skulle tilpasses i de afsluttende forhandlinger mellem parterne. I denne forbindelse anses DTU-HF som repræsentant for DTU og Holte Fjernvarme. Derved er der lagt et grundlag for, at selskaberne kan aftale priser på kapacitet og energi, som er acceptable for alle og indenfor rammerne af Varmeforsyningslovens krav om omkostningsbestemte priser. Vestforbrænding har drøftet projektforslaget med HMN, og HMN har bidraget med oplysninger om naturgassalg i projektforslagets område, som indgår i projektforslagets analyser og for beregning af kompensation til HMN. For kunder med gasmotorer er varmebehovet estimeret ud fra HMN s oplysninger om gassalg til hhv. kedler og gasmotor. Da der har været uklarhed omkring andelen af procesenergi og rumvarme til en virksomhed (Haldor Topsøe) med flere afsætningssteder, har Vestforbrænding fået detaljerede oplysninger fra virksomheden om hvilket naturgasforbrug, der er medgået til opvarmning. Vestforbrænding har desuden været i dialog med enkelte store varmekunder med henblik på at forsyne med fjernvarme snarest. Vestforbrænding og DTU-HF har indgået en hensigtserklæring om at arbejde for den mest samfundsøkonomisk fordelagtige udnyttelse af samkøringsforbindelsen og fjernvarmeforsyningens struktur på lang sigt, samt at arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabsøkonomiske gevinster mellem alle parter.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 6-30 De selskabsøkonomiske analyser vil lede frem til modeller, som sikrer, at alle de nævnte aktører vil få en fordel ved projektforslaget indenfor Varmeforsyningslovens rammer. Det vil sige, at størstedelen af fordelen vil tilfalde varmeforbrugerne i LTK. Derudover vil DC i kraft af det større varmemarked og samspil mellem kraftvarmeværk og elkedler, alt andet lige, kunne få en lidt større gevinst som kommerciel aktør på elmarkedet med regulerkraft mv. 1.4 Forundersøgelser 1.4.1 Kort Bilag 1 giver en oversigt over forsyningsområdet og lokalisering af fjernvarmeledninger og fjernvarmeproduktionsanlæg i projektforslag B2. Bilaget viser også anlæg i de godkendte projektforslag etape A og B1, samt mulige næste etaper C og D. 1.4.2 Bebyggelse Projektforslaget omfatter alle bebyggelser i de områder, som er markeret som en del af projektforslaget på bilag 1. Det samlede opvarmede areal og potentielle varmebehov uden besparelser og ved 100 % tilslutning er angivet i tabellen nedenfor. Der er foretaget en afrunding af områdeafgrænsningen, som ligger naturligt indenfor fjernvarmeområdet. Områdeafgrænsningen er dog efter samråd med HMN afgrænset, så små varmeforbrugere så vidt muligt ikke planlægges forsynet med fjernvarme, da det ikke er samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne dem med de nyeste beregningsforudsætninger. Det samlede potentiale med alle områder, der kan konverteres til fjernvarme, er anslået til 48 GWh på grundlag af oplysninger pr. august 2016 fra HMN og energidata fra BBR. Oplysningerne fra HMN er korrigeret, så varmeproduktion fra gasmotorer er medregnet. Desuden er det samlede naturgasforbrug til en stor virksomhed med procesenergiforbrug opdelt på gasforbrug til proces og gasforbrug til opvarmning, som derfor kan fjernvarmeforsynes. Behov i Heraf ny Heraf Lyngby-Taarbæk Kommune Antal Areal alt bebyg. konvert. Behov Energiområde kunder m2 MWh MWh MWh kwh/m2 15A Rørdamshave 2 15.441 1.350 0 1.350 87 12A Ravnholm, Lundtofte øst 8 114.104 11.193 0 11.193 98 8A Lyngby Stadion mv 11 63.395 7.183 650 6.533 113 9C Bondebyen syd 13 5.712 643 0 643 113 12B Ravnholm og Lundtofte vest 65 274.869 27.277 0 27.277 99 Kunder, der tilsluttes 99 473.520 47.645 650 46.995 101 Tabel 1-1 Bebyggelse og varmegrundlag ved 100 % tilslutning i B2 Projektforslag B2 inkluderer 3 kollegier, som er beliggende indenfor DTU s fjernvarmeområde. De to gasforsynede kollegier, Andelskollegiet Kollegiebakken og Andelskollegiet ved DTU Akademivej, er inkluderet i område 12A. Hempelkollegiet, som er under opførelse, er inkluderet i område 8A og forsynes midlertidigt med en mobilcentral, indtil fjernvarmen er fremme. Projektforslaget er optimeret således, at der kun medtages områder, der er samfundsøkonomisk fordelagtige. Varmebehovet er primært beregnet ud fra forbrug af gas og olie, der er indberettet til energidata, og ikke ud fra nøgletal og det opvarmede areal. Derved er man på den sikre side, ved ikke at have medregnet varmebehov, som er dækket med energikilder, der ikke er indberettet til ener-
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 7-30 gidata. Eksempelvis brændeovne og el ovne eller varmebehov fra bygninger, der står tomme. Samlet set er varmebehovet i gennemsnit ca. 10 % lavere pr m 2 i forhold til tidligere opgørelser, der var baseret på BBR s oplysninger om arealer og nøgletal med varmebehov pr m 2, svarende til, at alle bygninger er opvarmet. Der er ikke medregnet forventet varmebehov for ny bebyggelse og by-fortætning i områderne, bortset fra det byggeri, der er markeret på bilaget, som byudvikling. Det antages, at den yderligere fortætning af byområderne, som kan forventes indenfor de kommende 20 år vil blive modsvaret af varmebesparelser i den gamle boligmasse. 1.4.3 Arealafståelse og servitut Det påregnes, at fjernvarmeledningerne som hovedregel etableres i vejarealer, da der er for lidt plads på de fleste grunde, og da det letter tilgængeligheden for drift af nettet. Det tracé, der er markeret i projektforslaget, er baseret på en foreløbig vurdering, og det vil blive justeret ved detailprojekteringen og dermed tage højde for øvrige ledningsanlæg og kundernes ønske om indføring af stik. Herunder vil Vestforbrænding drøfte med kunderne, hvor ledningen kan etableres på private matrikler. Der skal tinglyses en deklaration for alle fjernvarmedistributionsledninger, der er beliggende på private matrikler. Der er principielt ikke behov for, at stikledninger deklareres, med mindre de påtænkes ført videre til nabomatrikler. I bilag 4 er angivet en liste med adresser og matrikelnumre for de matrikler, hvor det umiddelbart vil være en fordel, at tracéet placeres på private matrikler. 1.5 Myndigheder 1.5.1 Forhold til anden lovgivning Projektet er omfattet af VVM bekendtgørelsen, og skal derfor anmeldes til kommunen. 1.5.2 Normer og standarder Projektet udføres efter relevante normer og standarder, og arbejdet udføres efter almindelige etablerings- og anlægsprincipper. Afhængigt af de lokale forhold vurderer vejmyndigheden, om der skal stilles særlige krav i forbindelse med anlægsarbejdet.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 8-30 2. ANLÆGSBESKRIVELSE 2.1 Anlæggets hoveddisposition 2.1.1 Udstrækning I bilag 1 er vist det fjernvarmeforsynede område med de distributionsledninger, større stikledninger og bebyggelser, der er omfattet af projektforslaget. Samtidig er vist de eksisterende fjernvarmeledninger, som tilhører Vestforbrænding, Holte Fjernvarme, DTU og DTU-HF i de tilgrænsende områder, herunder projektforslag B1, der er godkendt. Desuden er vist placering af energiproducerende anlæg og større områder for ny bebyggelse. 2.1.2 Kapacitet og belastningsforhold Det samlede potentielle varmebehov, som er omfattet af projektforslaget for konvertering og forsyning af ny bebyggelse, er som vist i tabel 1-1 anslået til 48 GWh primært på grundlag af faktiske energiforbrug, der fremgår af de nyeste oplysninger fra HMN og energidata i BBR samt oplysninger fra kunderne. I nedenstående tabel er redegjort for det forventede varmebehov og kapacitetsbehov inkl. et beregnet nettab på 2,4 % for projektforslagets fjernvarmeområder, som det vil være i 2037 ved 99 % tilslutning og 0 % besparelse. Forudsat tilslutning og salg i slutår Tilslutning 99% Besparelse 0% Vestforbrænding Årssalg Årsprod. An kunder An net Grundlast Benyttelsestid, timer 2.000 3.000 5.000 Områder MWh MWh MW MW MW 15A Rørdamshave 1.350 1.375 0,7 0,5 0,3 12A Ravnholm, Lundtofte øst 10.633 10.976 5,3 3,7 2,2 8A Lyngby Stadion mv 7.183 7.452 3,6 2,5 1,5 9C Bondebyen syd 611 627 0,3 0,2 0,1 12B Ravnholm og Lundtofte vest 27.277 27.795 13,6 9,3 5,6 I alt 47.053 48.224 24 16 10 Tabel 2-1 Kapaciteter ved slutudbygning Projektets fjernvarmenet og kundeinstallationer udlægges efter det potentielle varmebehov ved 100% tilslutning, medens økonomiske analyser, og beregning af spidslastbehov baseres på det forventede varmebehov, som vist i tabellen ovenfor. Desuden indgår ekstra investeringer på 2 mio.kr i projektforslaget for at opdimensionere hovedstrukturen i fjernvarmenettet til, at det umiddelbart kan udvides til resten af ejendommene i kommunen, hvis det skulle blive aktuelt på lang sigt. Der er her tale om en beskeden omkostning til opdimensionering, som i øvrigt kan spare driftsudgifter i projektet. Ved fortætning af den eksisterende bygningsmasse vil bebyggelsesgraden øges, ældre bygninger vil blive erstattet af nye bygninger med større areal, men med mindre specifikt varmebehov og lavere returtemperatur. Desuden vil nettotilvæksten i ny bebyggelse formentlig ikke overstige den forudsatte besparelse for den eksisterende bygningsmasse. Derfor antages det, at fjernvarmenettet vil have kapacitet til også at kunne forsyne ny bebyggelse i området. Der er således umiddelbart behov for at levere 16 MW til området, der konverteres til fjernvarme, på den koldeste dag, når 99 % af kunderne er tilsluttet. Tilsvarende er den optimale dækning med grundlast og mellemlast ca. 10 MW.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 9-30 I projektforslag etape A og etape B1 blev redegjort for, hvordan det samlede kapacitetsbehov til projektforslagene dækkes med den eksisterende kapacitet hos DTU-HF og DC suppleret med 10 MW fra Vestforbrændings ledning. I det efterfølgende arbejde med at realisere projektforslag B1 er Vestforbrænding og DC blevet enige om, at det vil være en god ide at udnytte pladsforhold og el-tilslutning på niveau A i DC s eksisterende bygning. Det betyder bl.a., at der kan etableres en 20 MW elkedel, som kobles parallelt med det eksisterende kraftvarmeværk og den tilhørende varmeakkumuleringstank på DTU, som ejes af DC. Elkedlen vil kunne bidrage med kapacitet til spidslast og reserve. Dog regnes på den sikre side med, at elkedlen kun vil være til rådighed ved spidslast med 75 %, svarende til, at den kan kobles ud i 6 timer med dagens højeste elpriser. Elkedlen vil desuden kunne yde regulerkraft til elnettet i samspil med kraftvarmeværket. Kedelcentralen og det gasfyrede kraftvarmeværk på Eremitageparken forudsættes ombygget med nye miljøvenlige brændere mv., så der samlet set vil kunne leveres 5 MW gasfyret spids- og reservekapacitet til fjernvarmenettet. Centralen vil kunne levere reserve til området øst for motorvejen, og den vil også kunne indgå som en strategisk placeret spidslast, hvis fjernvarmeforsyningen skal udvides til resten af området på længere sigt. DC s varmeakkumuleringstank på DTU vil også kunne udjævne kapaciteten den koldeste dag, og det skønnes, at den derved kan reducere kapacitetsbehovet for de tilsluttede kunder med 2 MW. I dette projektforslag B2 indgår således følgende ny produktionskapacitet: 20 MW elkedel på DTU kraftvarmeværk med en effektiv kapacitet på 15 MW Ombygget gasfyret varmecentral på Eremitageparken 5 MW Ekstra udnyttelse af varmeakkumulator til lastudjævning den koldeste dag 2 MW I alt 22 MW Da den installerede kapacitet således overstiger behovet med 6 MW, vil Lyngby og DTU-HF blive mere selvforsynende den koldeste dag, og Vestforbrænding vil alt andet lige kunne spare udbygning med 6 MW kapacitet et andet sted i det sammenhængende system. 2.1.3 Forsyningssikkerhed Området planlægges forsynet med samme forsyningssikkerhed som Vestforbrændings øvrige områder. Der er således taget højde for, at der er en høj reservekapacitet i områder, der forsynes af ledninger, som ikke kan bringes i drift indenfor 24 timer ved et brud, eksempelvis ledninger, der krydser et større trafikanlæg. Som nævnt ovenfor vil der med den planlagte kapacitet i B2 samt den kapacitet, der er inkluderet i B1, være kapacitet nok i LTK til, at hele behovet kan dækkes den koldeste dag uden, at der tilføres kapacitet fra Vestforbrænding. Der er også i kraft af forsyningsstrukturen taget højde for, at kunder, der bidrager med egen kapacitet, også har krav på første prioritet i tilfælde af nedbrud. Hvis der skulle ske et større nedbrud og mangle mere kapacitet, end der er til rådighed, vil DTU eksempelvis blive forsynet 100 % og kun den aktuelle overskydende kapacitet sendt til nettet. Tilsvarende vil HF have 100 % reserve med egne kedler, som ikke kan levere til nettet. I tilfælde af et større nedbrud af fjernvarmeproduktionen i LTK, vil Vestforbrænding kunne levere op til 30 MW til LTK.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 10-30 I tilfælde af nedbrud af ledningen under motorvejen, vil Eremitageparken kunne levere en væsentlig del af det maksimale kapacitetsbehov til området ved fuld udbygning 2.2 Tekniske specifikationer 2.2.1 Dimensionering Vestforbrændings nye distributionsnet anlægges som et varmtvandsnet med maksimal temperatur på 110 grader. I område 12B udbygges nettet fra DTU-HF s ledning. I en første fase, hvor de to transmissionsnet bliver adskilt med en veksler på kraftvarmeværket, sker det med et tryktrin på 25 Bar, svarende til ledningens eksisterende tryktrin. På længere sigt forventer Vestforbrænding, at DTU- HF s transmissionsnet kobles sammen med Vestforbrændings distributionsnet, så begge net får et tryktrin på 16 bar, som er mere egnet til distribution. I alle øvrige områder udbygges fra Vestforbrændings 16 bar distributionsnet. Ved dimensioneringen af nettet er som udgangspunkt anvendt en benyttelsestid på 2.000 timer an kunder og 3.000 timer for hovedledningsnettet. Dimensioner af stik skal dog vurderes individuelt. For erhvervsvirksomheder med stort ventilationsbehov er der regnet med 1.500 timer. Ved dimensioneringen af spids-/reservelastkapacitet er der brugt benyttelsestiden 3.000 timer. Projektforslagets investeringsoversigt i ledningsnet og understationer er baseret på, at nettet er dimensioneret til det maksimale varmemarked i projektforslaget. Der er forudsat en afkøling på 40 grader, eksempelvis med 95 grader i fremløb og 55 grader i returløb. På længere sigt ventes returtemperaturen at falde, hvorved det, alt andet lige, bliver muligt at sænke fremløbstemperaturen tilsvarende eller tilslutte flere kunder til samme ledning. I projektforslaget indgår et forslag om, at hovedledninger opdimensioneres, så der er kapacitet til, at der kan overføres grundlast til alle villaområderne på lang sigt. Ved denne dimensionering er derfor regnet med en afkøling på 50 grader. Prisen for at opdimensionere hovedledningerne er som nævnt ovenfor 2 mio.kr i B2, men denne forhåndsinvestering vil med stor sandsynlighed medføre større besparelser i investeringer på længere sigt. Vestforbrænding anbefaler, at projektforslaget godkendes med denne opdimensionering for derved at imødekomme den langsigtede energipolitiske målsætning, jf. den Strategiske Energiplan for LTK og dermed spare samfundet for omkostninger til spidslast og forstærkningsledninger på længere sigt. 2.2.2 Materialevalg og konstruktionsprincipper Ledningsnettet udføres i et præisoleret rørsystem, der lever op til kravene i EN 253. Der vælges twinrør for mindre dimensioner, hvor det er fordelagtigt. 2.3 Projektets gennemførelse 2.3.1 Tidsplan Tidsplanen anslås til følgende: Juli 2017 August 2017 November 2017 Projektforslaget sendes til LTK Projektforslag behandles og sendes i høring Projektforslag godkendes Ledningsanlæg afsluttes senest efter 5 år i 2022. Ledningsanlæg etableres kun, hvis der er en starttilslutning på mindst 40 %. Hvis dette ikke nås senest i 2022 for et område, skal fjernvarmeforsyningen etableres, eller der skal udarbejdes et nyt projektforslag, der fører forsyningen tilbage til den tidligere forsyningsform.
Varmebehov GWh PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 11-30 Kurven nedenfor viser den forudsatte tilslutningstakt og det forudsatte varmebehov for områdets kunder. Det antages ud fra erfaringer, at de større kunder tilsluttes fra starten og, at de sidste små kunder først vil være tilsluttet i 2026, ligesom det forudsættes, at 1 % af varmebehovet, der skulle konverteres, ikke tilsluttes indenfor tidshorisonten. Den detaljerede tidsplan for, hvornår investeringerne starter i hvert område, og hvor hurtigt det forventes udbygget, fremgår af beregningsbilaget. 60 50 40 30 20 Ikke tilsluttet fjernvarmen Fjernvarme fra Vestforbrænding 10 0 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 Figur 2-1 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt Udbygningen tilrettelægges strategisk, så de største kunder, som det er mest fordelagtigt at tilslutte, tilsluttes de første år. Baggrunden for den forventede store starttilslutning er, at der kan udbygges parallelt fra starten til få meget store kunder, som gerne vil have fjernvarme hurtigst muligt i 4 af de 5 områder. Baggrunden for den store tilslutningsgrad er, at det er fordelagtigt for alle større kunder at tilslutte sig uanset, om der er etableret en ny gaskedel. For de få enfamiliehuse, som er med pga. en naturlig afrunding af områderne, er det ikke fordelagtigt at skifte før end gaskedlen skal udskiftes. 2.3.2 Anlægsudgifter for projektforslaget I de følgende er vist anlægsudgifterne samt fordeling af finansieringen i prisniveau 2017 og ekskl. moms inkl. opdimensionering af nettet for projektforslag B2. Fjernvarmenet og stikledninger 49 mio.kr. Kundeanlæg 12 mio.kr. Afpropning af gasnet 1 mio.kr. 20 MW elkedel 14 mio.kr. Opgradering af Eremitageparken til 5 MW 5 mio.kr. Sparet spidslastkapacitet på 6 MW -5 mio.kr. I alt netto investering 76 mio.kr. Finansiering Kunderne Små kundeanlæg Tilslutningsbidrag og byggemodning I alt Vestforbrænding Alle øvrige investeringer Finansiering i alt 1 mio.kr. 2 mio.kr. 3 mio.kr. 73 mio.kr. 76 mio.kr.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 12-30 3. VURDERING AF PROJEKTET Siden varmeplanen for LTK blev udarbejdet for 35 år siden, er mange forhold ændret, som betyder, at det bør overvejes, at revurdere planerne og justere områdeafgrænsningen mellem fjernvarme og naturgas. Der kan bl.a. peges på følgende forhold: Vestforbrænding havde, da varmeplanen blev udarbejdet, ikke overskydende affaldsvarme i vinterhalvåret, men har nu (på grund af stigende affaldsmængder til forbrænding og øget brændværdi) overskydende affaldsvarme hele året. Denne sælges til CTR og VEKS Der er siden Avedøreværkets blok 2 (AVV2) blev etableret kraftvarmekapacitet til rådighed, især i den vestlige del af CTR-VEKS systemet. Det er reelt denne varme, som (netto) bruges til at forsyne de nye kunder i Lyngby-Taarbæk Kommune. Vestforbrænding har etableret røggaskondensering og planlægger yderligere røggaskondensering. Vestforbrændings kunder har sparet på varmen, og returtemperaturen sænkes, så der i de kommende år vil være overskydende kapacitet i Vestforbrændings forsyningsledninger. I områder med ny tæt lav bebyggelse, der kan forsynes fra eksisterende fjernvarmeområder, viser det sig, at fjernvarmen fra Vestforbrænding er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end naturgasforsyning med en intern forrentning over 4 %, ligesom fjernvarmen er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end varmepumper til typisk nyt lavenergibyggeri, der etableres som tæt lav bebyggelse eller tættere. Danmark har en udfordring med at reducere CO 2 emissionen udenfor kvotemarkedet. En af de mest effektive måder at reducere CO 2 udslippet på er at konvertere fra naturgaskedler til fjernvarme, når det kan ske med relativt små investeringer i tilslutning af nye kunder. Det er tilfældet i det aktuelle projektforslag. Da Danmark har indgået en bindende aftale med EU om at reducere denne emission kan det meget vel vise sig, at projektforslaget har en væsentlig større samfundsøkonomisk gevinst. Der regnes således i henhold til Energistyrelsens forudsætninger med en pris på emission udenfor kvotemarkedet. I Energiaftalen af 22. marts 2012 er der opnået bred enighed om, at Danmark skal være uafhængig af fossile brændsler inden 2050. Energistyrelsens analyser bekræfter, at der bliver behov for at udbygge fjernvarmeforsyningen primært i områder i tilknytning til eksisterende fjernvarme. Derved er projektforslaget meget aktuelt, da det bidrager til at nå målsætningen på lang sigt på den mest samfundsøkonomiske måde. På grund af lavere gaspriser og usikkerhed om den reelle samfundsøkonomiske pris på ekstra varmelevering fra Vestforbrænding til Lyngby, er det imidlertid kun samfundsøkonomisk fordelagtigt at forsyne de større tæt liggende ejendomme med fjernvarme med de givne rammebetingelser. Derfor er projektforslaget afgrænset, så det så vidt muligt ikke inkluderer små kunder og kun de tætteste områder. De områder, som var fordelagtige med de rammebetingelser, der var gældende før april 2016 er vist som en mulig næste etape C. Tilsvarende er de områder, der kun vil blive aktuelle for fjernvarme på længere sigt vist som en mulig etape D.
MW PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 13-30 3.1 Driftsforhold De nye forbrugere vil modtage fjernvarme fra Vestforbrænding på lige fod med de eksisterende forbrugere i forsyningsområdet. Vestforbrænding vil selv producere den ekstra varmeleverance til dækning af mersalget og varmetabet i de nye ledninger. Det betyder, at der bliver et tilsvarende mindre salg af overskydende varme til CTR og VEKS. Nedenfor vises resultatet af lastfordelingen for projektforslag B2, og det er illustreret på varighedskurven på figur 3.1. Lastfordelingen er beregnet ved simuleringer af produktionen med systemet EnergiPro time for time. Beregningen viser, hvor meget varme der marginalt set leveres ekstra til etape B2 i forhold til den varme, der leveres til de godkendte projektforslag, etape A og etape B1, ved fuld udbygning. Simuleringen viser, at Vestforbrænding som supplement til leverancen til etape A og B1 højst kan levere 30 % af varmen til B2 som følge af kapacitetsgrænsen. Det ses på den stiliserede årsvarighedskurve på figur 3.1, hvor årets timer er sorteret efter varmebehovet. Forskellen mellem den grønne og den blå kurve er markedstilvæksten ved at udbygge med projektforslag B2. Det ses heraf, at der ikke er kapacitet nok i ledningen fra Vestforbrænding til at dække varmebehovet i B2 i den koldeste halvdel af året. Skematisk Varighedskurve for projektforslag B2 140 140000 MWh VF etape A 120 291000 MWh +DTU-HF samkøring B1 uden ny bebyggelse 316000 MWh + tilslutning af ny bebyggelse i B1 i 2025 100 364224 MWh + B2 konvertering + ny øvrig bebyg. 80 10 MW Mølleåværket spildevandsvarmepumpe og fjernkøl udnytes i 1000 timer mere 60 1,5 MW elkedler i gennemsnit fra 20 MW installeret effekt (7% af tiden) i ca. 6.000 timer 43 MW VF marginalt fra VEKS og CTR 40 20 12 MW Affaldsvarme fra Norfors uændret Overskudsvarme slam uændret 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Timer Figur 3-1 Varighedskurve for projektforslaget På den efterfølgende figur 3.2 vises mere detaljeret, hvordan fordelingen af Vestforbrændings overskydende leverance til projektforslag B2 er fordelt måned for måned. Det er på grundlag af forbrugsdata fra HMN antaget, at kunderne i LTK i gennemsnit har et varmeforbrug, hvor 60 % af forbruget er graddageafhængigt (60 % GAF) og 40 % er graddageuafhængigt (GUF).
MWh PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 14-30 18000 FORBRUG OG VF-LEVERANCE I B2 VED "GAF" PÅ 60 % 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 Marginal merprodu ktion (60 % GAF) Marginal merforbru g (60 % GAF) 0 Januar Februar Marts April Maj Juni Juli August September Oktober November December Figur 3-2 Fordeling af månedsleverancer fra VF til B2 Som følge af projektforslaget vil varmepumperne, der indgår i projektforslag B1, maksimalt kunne producere med 10 MW i yderligere ca. 1.000 timer, svarende til 10.000 MWh som følge af projektforslag B2. Tages hensyn til, at de afkobler, når elprisen er højere end 80 % af den maksimale pris, vil middelprisen ifølge Energistyrelsens forudsætninger være 90 % af planlægningsprisen. Der regnes derfor med, at varmepumperne alt andet lige vil kunne producere 8.000 MWh ekstra som følge af projektforslag B2 til en reduceret pris. Der ses bort fra, at varmepumperne med fordel ville kunne erstatte varme fra Vestforbrænding ved særligt lave elpriser. Som følge af projektforslaget vil elkedlen på 20 MW med fordel kunne udnytte lave elpriser hele året, dog mest i vinterhalvåret, hvor der ikke er overskydende varme fra Vestforbrænding. Tages hensyn til, at elkedlen vil være i drift med maksimal kapacitet ved de laveste elpriser, som forekommer i ca. 7 % af tiden, vil den gennemsnitlige elpris skulle reduceres til 30 % ifølge Energistyrelsens forudsætninger. Det svarer til en middeleffekt på 1,4 MW. Der regnes med elpriser på A-niveau. Det anslås, at elkedlen vil være i drift i 7 % af 6.000 timer svarende til 420 timer om året, hvorved kan producere 8.400 MWh. Den eksisterende varmeakkumulator på kraftvarmeværket vil indgå i lastoptimeringen og bidrage til, at den billigere varme fra Vestforbrænding, elkedler og varmepumper kan udnyttes optimalt. Der er i referencen og i projektforslag B2 set bort fra, at kraftvarmeværket på DTU kan producere varme i perioder, hvor elprisen er meget høj og, at der er større mulighed for det som følge af projektforslag B2. Der er ligeledes på den sikre side set bort fra, at elkedlen med samfundsøkonomisk fordel vil kunne levere systemydelser til elnettet i samspil med kraftvarmeværket og varmeakkumuleringstanken. 3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering 3.2.1 Projektforslaget De samfundsøkonomiske beregninger er i dette projektforslag baseret på Energistyrelsens forudsætninger af 5. maj 2017. Der er taget højde for, at den marginale varmepris, der er beregnet i et samarbejde mellem VEKS og HMN, er lavere end hidtil. Den samlede pris for et normalt årsforbrug er 310 kr/mwh i beregningspriser, i henhold til resultatet af en Balmorelmodelberegning, som EA Energianalyse har udarbejdet for VEKS og HMN.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 15-30 EA Energianalyse har desuden med Balmorelmodelberegninger beregnet prisen på månedsbasis i alle 20 år. For et jævnt aftag hele året, er den vægtede gennemsnitspris med samme nutidsværdi beregnet til 240 kr/mwh i beregningspriser. I dette projektforslag aftages ikke et normalårsprofil fra Vestforbrænding, men et profil med størst afsætning i overgangsperioderne forår og efterår, som det ses af den månedsopdelte varighedskurve i figur 3-2. Med udgangspunkt i de ovennævnte månedspriser er beregnet den vægtede marginale pris på den varme, der leveres måned for måned fra Vestforbrænding, jf. figur 3-2. Denne er beregnet til følgende: For perioden 2018-2037 230 kr/mwh. For perioden 2019-2038 225 kr/mwh På den sikre side vælges prisen 230 kr/mwh, selv om perioden 2019-2038 er mere repræsentativ. Baggrunden for, at prisen er lavere for perioden 2019-2038 er, at den vægtede månedspris er 163 kr/mwh 2038 mod 262 kr/mwh i 2018. Regneteknisk er denne leverance erstattet af en tilsvarende leverance fra biomassekraftvarme med samme pris i beregningsmodellen, hvor der lastfordeles med de øvrige anlæg i Lyngby. Til sammenligning er den marginale samfundsøkonomiske pris på varmen fra en naturgasfyret fjernvarmecentral med en marginalvirkningsgrad på 98 % og indenfor kvotemarkeder lig med 224 kr/mwh. I den samfundsøkonomiske beregning er benyttet følgende marginale lastfordeling for projektforslaget, hvor den antages uændret efter 2023: Produktion efter simulering 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Varmepumpe vinter Mølleåværket MWh 0 0 0 0 3.793 3.907 4.000 Fjernkøle VP vinter VF MWh 0 0 0 0 3.793 3.907 4.000 Elkedel i alt VF MWh 0 0 6.764 7.943 7.966 8.205 8.400 Grundlast fra VF CTR-VEKS MWh 0 7.260 11.645 13.674 13.714 14.125 14.461 DC til DTU-HF og VF, spidslast MWh 0 16.940 20.407 23.964 16.447 16.940 17.343 Produktion i alt MWh 0 24.200 38.816 45.581 45.714 47.083 48.204 Tabel 3-1 Forudsat produktionsfordeling Vestforbrænding vil imidlertid sætte spørgsmål ved, om det er rimeligt at antage, at varmen fra CTR og VEKS koster mere end varmen fra en gasfyret fjernvarmecentral. Ud fra en helt overordnet samfundsmæssig betragtning om, at elproduktionen skal blive CO 2 neutral i en passende takt ved at udbygge med havvindmøller og biomassebaseret el, så vil den ekstra el, som produceres med biomassekraftvarme, som følge af ekstra aftag i LTK skulle værdisættes i forhold til prisen på den dyreste havvindmølle. Det vil sige selve produktionsprisen fra vindmøllen plus et tillæg, der tager højde for, at stabil el fra et kraftvarmeværk med akkumulator er mere værd end fluktuerende vindenergi. Hvis man ansætter værdien af den biomassebaserede el til dette niveau, bliver den marginale varmeproduktionspris lavere end 230 kr/mwh. Omvendt har HMN den holdning, at prisen på denne varme må være bestemt af Balmorelberegningen. Derfor gennemføres en følsomhedsberegning i et efterfølgende afsnit. Vestforbrænding er af den opfattelse, at det har en yderligere værdi for samfundet, at projektforslaget udnytter det sammenhængende fjernvarmesystem, hvorved ny bebyggelse kan forsynes med fjernvarme og overskudsvarme fra fjernkøling og køling fra større bygninger i projektforslagets område i LTK derved kan udnyttes. For eksisterende bebyggelse er i projektforslagets reference regnet med individuelle naturgaskedler, idet det er antaget, at eksisterende kedler udskiftes med i gennemsnit 5 % om året. Det antages, at den gennemsnitlige årsvirkningsgrad for individuelle gaskedler stiger fra 90 % i 2018 til 95 % i 2037 i takt med, at kedlerne udskiftes og returtemperaturen sænkes, så kondenserende drift bliver mulig.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 16-30 For ny bebyggelse antages, at kunderne alternativt i referencen etablerer varmepumper, da der er forbud mod naturgas til ny bebyggelse i nye områder og, da ny bebyggelse ventes opført efter BR2015 eller BR2020, hvor naturgas ikke er konkurrencedygtig som følge af faktorer på fjernvarme og varmepumper. Det antages, at hele distributionsnettet anlægges med ledninger frem til hver bygning, at ledningsnettets udbygning er afsluttet senest i 2022 og, at den forventede sluttilslutning opnås i år 2026. Anlægspriserne for ledningsanlæg er baseret på erfaringer fra Vestforbrændings projekter for anlæg af 16 bar net til større kunder i relativ åben bebyggelse, som i projektforslagets område. Den samfundsøkonomiske nutidsværdigevinst af B2 er uden opdimensionering anslået til 37 mio.kr, og den interne rente er 8 % Projektforslag alternativ Basis år 2017 B2 Priser Maj 2017 Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering Opdimensionering nej 1000 kr 62.370 7.542 D&V 1000 kr 28.432 30.086 Brændsel og produktion 1000 kr 121.198 180.851 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -21.432-30.729 Beregningspris for CO2 emission, udenfor og indenfor kvotemarkedet 1000 kr 3.422 43.079 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 868 1.243 Pris for CO2 udenfor kvoten inkl. i totalpris 0 kr/ton beregningspris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 194.858 232.071 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 37.213 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Middelpris for varmeproduktion, beregningspriser middelpris 2018-2037 kr/mwh 177 Middelvarmepris varme fra VF med en marginal andel på: 30% kr/mwh 230 Tabel 3-2 Samfundsøkonomi B2 uden opdimensionering Det bemærkes, at der her er regnet med, at leverancen fra Vestforbrænding har en middelpris i beregningspriser på 230 kr/mwh. Som følge af lavere pris på de gasfyrede fjernvarmekedler på DTU samt en bedre udnyttelse af investeringer, der gennemføres iht. projektforslag B1 samt den elkedel, som indgår i projektforslaget, er den vægtede middelpris 177 kr/mwh i beregningspriser. Med opdimensionering fås en lidt lavere samfundsøkonomisk gevinst på 35 mio.kr., hvis opdimensioneringen viser sig aldrig at blive udnyttet. Projektforslag alternativ Basis år 2017 B2 Priser Maj 2017 Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering Opdimensionering ja 1000 kr 64.178 7.542 D&V 1000 kr 28.779 30.086 Brændsel og produktion 1000 kr 121.262 180.851 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -21.441-30.729 Beregningspris for CO2 emission, udenfor og indenfor kvotemarkedet 1000 kr 3.425 43.079 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 868 1.243 Pris for CO2 udenfor kvoten inkl. i totalpris 0 kr/ton beregningspris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 197.071 232.071 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 35.000 Samfundsøkonomisk forrentning % 8% Middelpris for varmeproduktion, beregningspriser middelpris 2018-2037 kr/mwh 177 Middelvarmepris varme fra VF med en marginal andel på: 30% kr/mwh 230 Figur 3-3 Samfundsøkonomi B2 med opdimensionering
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 17-30 I den samfundsøkonomiske nutidsværdi er i henhold til Energistyrelsens forudsætninger indregnet: miljøgevinsten ved reduktion af CO 2 indenfor og udenfor kvotemarkedet den ækvivalente drivhuseffekt af de øvrige drivhusgasser CH 4 og N 2 O. miljømæssige skadesomkostninger fra emission af SO 2, NO x og partikler PM2,5 afledte virkninger af afgiftsprovenuet med skatteforvridnings faktor 1,20 afpropningsgebyret, som dækker aktuelle omkostninger ved afpropning Nutidsværdien er i beregningspriser, hvor der er anvendt nettoafgiftsfaktor 1,17 og en diskonteringsrente på 4 % iht. gældende beregningsforudsætninger. Der henvises i øvrigt til vedlagte resume af beregningerne i bilag 2, samt et bilag 2 med beregninger, som kan rekvireres hos Vestforbrænding. Med hensyn til Balmorelberegningerne henvises til afsnit om samfundsøkonomi på VEKS s hjemmeside. 3.2.2 Øvrige miljøforhold De væsentligste miljømæssige forhold, herunder de samfundsøkonomiske omkostninger ved CO 2 emissionen er indeholdt i de samfundsøkonomiske omkostninger. Da den samfundsøkonomiske værdi af CO 2 emissionen er indregnet i samfundsøkonomien, må den ikke tillægges særskilt vægt i kommunalbestyrelsens behandling af projektforslaget. Derimod er det relevant at notere sig, at projektforslaget er en langsigtet investering, der er med til at realisere den langsigtede målsætning om at blive uafhængig af fossile brændsler på den mest samfundsøkonomiske måde. Det er i den forbindelse et vigtigt element i projektforslaget, at konverteringen af individuelle anlæg til fjernvarme både fremmer energieffektiviteten og integreringen af den fluktuerende vedvarende energi i energisystemet. I dette projektforslag konverteres naturgasforbrug på ikke kvoteregulerede virksomheder med gas-eller oliekedler til den kvoteregulerede fjernvarme. Det betyder, at CO 2 regnskabet udenfor det kvoteregulerede marked ved 99 % tilslutning forbedres med ca. 8.000 tons/år. Denne CO 2 besparelse er inkluderet i samfundsøkonomien, idet der, som nævnt ovenfor, er regnet med Energistyrelsens forudsætninger for priser på CO2 indenfor og udenfor kvotemarkedet. 3.3 Selskabsøkonomi for det samlede fjernvarmeselskab Den samlede gevinst for lokalsamfundet for projektforslag B2 er, jf. vedlagte beregninger, anslået til 84 mio. kr. som nutidsværdi med en diskonteringsrente på 2 % og med en intern forrentning på 13 %. Den endelige fordeling af denne gevinst mellem selskaberne og de nye kunder er bestemt af forskellen mellem Vestforbrændings tarif for alle kunder samt den alternative pris på naturgas og el til varmepumper for individuelle anlæg. Derved fås, at gevinsten for de nye kunder er 55 mio.kr og, at gevinsten for alle selskaber tilsammen er 29 mio.kr. Gevist fordelt på alle parter B2 Intern rente Enhed Nutidsværdi Gevinst Mølleåværket Uendelig 1000 kr 4.496 Gevinst DC Uendelig 1000 kr 1.314 Gevinst for DTU-HF Uendelig 1000 kr 8.176 Gevinst for VF 's nuværende kunder 4% 1000 kr 14.489 Gevinst for VF's nye kunder i LTK Uendelig 1000 kr 55.420 Gevinst for Norfors Uendelig 1000 kr 0 Gevinst for alle parter Forsigtig vurdering 13% 1000 kr 83.894 Samfundsøkonomisk overskud ved projektet, nutidsværdi 8% 1000 kr 37.213 Tabel 3-3 Samlet selskabsøkonomi ved B2
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 18-30 Fordelingen af gevinsten på 29 mio.kr mellem selskaberne ligger ikke fast, da de endelige aftaler endnu ikke er på plads. Tabellen ovenfor angiver blot en af mange mulige fordelinger af fordelen. I tillæg til denne fordel på 29 mio.kr er der en gevinst ved, at elkedlen kan indgå i regulermarkedet sammen med DC s kraftvarmeværk. Denne gevinst kan meget vel udgøre op til ½ mio.kr om året, men er som sagt meget usikker, da den afhænger af, hvordan vindenergien i fremtiden integreres i det samlede energisystem, og hvor mange andre udbydere af reguler-ydelser, der kommer. I den forbindelse vil kombinationen af DC s 30 MW kraftvarmeværk og VF s 20 MW elkedel, som begge er koblet til 10 kv nettet og varmeakkumuleringstanken med 100 % varmeudnyttelse være meget konkurrencedygtig set i forhold til andre anlæg i Nordeuropa, som ikke kan udnytte varmen og regulere uhindret i korte perioder i forhold til varmeaftaget. Det bemærkes, at fordelen for de nye kunder er beregnet i forhold til en naturgaspris på 5,29 kr/m 3 for individuelle kunder, som er lavt set i forhold til den langsigtede historiske pris på naturgas. 3.4 Følsomhedsvurdering I de følgende afsnit vurderes økonomiens følsomhed over for ændrede forudsætninger. 3.4.1 Udvidet forsyningsområde Projektforslag B2 er bla.a. beskåret ved, at område 7A ikke er medtaget. Hvis området medtages, falder den samfundsøkonomiske gevinst med 4 mio.kr. Det er tilsvarende vurderet, at det ikke er fordelagtigt at forsyne villaveje. Disse er derfor som hovedregel ikke medtaget med mindre, der forekommer urimeligt med en for detaljeret områdeafgrænsning. 3.4.2 Varmesalgets udvikling Man kan forvente to modsatrettede udviklingstendenser i varmemarkedet. På den ene side vil forbrugerne på længere sigt spare på varmen, og varmebehovet i ny bebyggelse vil være væsentlig mindre pr. m 2 opvarmet areal. På den anden side vil forbrugerne spare på elforbruget, hvorved varmebehovet vokser, og bebyggelserne vil desuden fortættes, så bebyggelsesgraden og dermed varmebehovet øges. Den byfortætning, der er under etablering eller planlagt er med i projektforslaget, men det er meget sandsynligt, at fortætningen fortsætter, særligt fordi der etableres en letbane. Disse forhold trækker i hver sin retning. For at vurdere følsomheden overfor faldende varmebehov antages, at det samlede behov falder med 10 % for alle kunder over 20 år. Hvis varmebehovet falder med 0,5 % om året i en periode på 20 år til i alt 10 % i slutåret, falder den samfundsøkonomiske gevinst med 2 mio.kr. 3.4.3 Stigende anlægsinvesteringer En anden følsom parameter er anlægsinvesteringerne. Hvis investeringerne i fjernvarmenet stiger med 10 %, falder den samfundsøkonomiske gevinst med 4 mio.kr.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 19-30 3.4.4 Ændret CTR-VEKS pris Da der er usikkerhed om den marginale pris på varmen, der udveksles med CTR og VEKS, belyses samfundsøkonomien med alternative priser. Hvis prisen i stedet for 230 kr/mwh er 200 kr/mwh, svarende til 90 % af prisen på varme fra en fjernvarmegaskedel, stiger den samfundsøkonomiske gevinst med 6 mio.kr. Projektforslag alternativ Basis år 2017 B2 Priser Maj 2017 Samfundsøkonomiske beregningspriser excl afgifter Projekt Reference Investering Opdimensionering nej 1000 kr 62.370 7.542 D&V 1000 kr 28.070 30.086 Brændsel og produktion 1000 kr 116.000 180.851 Afgiftsforvridningstab 1000 kr -21.347-30.729 Beregningspris for CO2 emission, udenfor og indenfor kvotemarkedet 1000 kr 3.422 43.079 Skadesomk ved SO2, Nox og PM2,5 1000 kr 848 1.243 Pris for CO2 udenfor kvoten inkl. i totalpris 0 kr/ton beregningspris 1000 kr 0 0 Samfundsøkonomi i alt 1000 kr 189.362 232.071 Samfundsøkonomisk gevinst ved projekt ift. reference 1000 kr 42.709 Samfundsøkonomisk forrentning % 9% Middelpris for varmeproduktion, beregningspriser middelpris 2018-2037 kr/mwh 168 Middelvarmepris varme fra VF med en marginal andel på: 30% kr/mwh 200 Figur 3-4 Samfundsøkonomi for B2 med CTR-VEKS pris på 200 kr/mwh Det ses, at det samfundsøkonomiske resultat kun afhænger lidt af prisen på varmen fra Vestforbrænding. Det skyldes, at det kun er 30 % af den ekstra varmeproduktion til markedet i B2, som kommer fra Vestforbrænding og dermed indirekte fra VEKS og CTR og de biomassefyrede kraftvarmeværker. Vi anser denne reducerede pris for mere sandsynlig end en tilsvarende stigning. Skulle prisen mod forventning stige med 30 kr/mwh til 260 kr/mwh, vil den samfundsøkonomiske gevinst tilsvarende reduceres med 6 mio.kr. 3.4.5 Ændrede gaspriser Hvis den samfundsøkonomiske naturgaspris ændres med +/-10 %, ændres projektforslagets samfundsøkonomiske gevinst med +/- 12 mio.kr. Der er her tale om to modsatrettede effekter: Hvis prisen til de individuelle kunder stiger +/- 10 % Hvis prisen til fjernvarmecentraler stiger +/- 10 % ændres den med +/- 18 mio.kr ændres den med -/+ 6 mio.kr Der er her set bort fra mindre ændringer i CTR-VEKS prisen. 3.4.6 Ændrede elpriser for varmepumper og elkedel Hvis den samfundsøkonomiske el-pris til store varmepumper (erhverv) ændres med +/-10 %, ændres projektforslagets samfundsøkonomiske gevinst med +/- 1,5 mio.kr. Hvis den samfundsøkonomiske el-pris til elkedlen (nordpool) ændres med +/-10 %, ændres projektforslagets samfundsøkonomiske gevinst med +/- 1,0 mio.kr. 3.4.7 Usikkerhed om varmepumper Der er en vis usikkerhed om, hvornår de planlagte varmepumpeinvesteringer iht. det godkendte projektforslag B1 realiseres, da etableringen afhænger af flere faktorer, som Vestforbrænding ikke er alene om.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 20-30 Hvis eksempelvis den ene varmepumpe aldrig etableres eller, der ikke etableres anden varmepumpeeffekt, som kan udnyttes bedre med det godkendte projektforslag, så reduceres den samfundsøkonomiske gevinst med 4,5 mio.kr. 3.4.8 Usikkerhed om gevinsten ved elkedlen Der er en vis usikkerhed om elkedlens samfundsøkonomiske værdi. I projektforslaget er taget højde for, at den tilsluttes på 10 kv niveau og derfor ikke belastes af betydelige distributionsafgifter. Desuden er det antaget, at den kun er i drift i ca. 7 % af tiden, således, at den gennemsnitlige elproduktionspris kun er 30 % af middelprisen. Desuden er der i projektforslaget set bort fra den samfundsøkonomiske værdi af, at Vestforbrænding i samarbejde med DC kan sælge systemydelser. Hvis den gennemsnitlige elpris til elkedlen stiger med +10 % falder projektforslagets samfundsøkonomiske gevinst med 1 mio.kr. Hvis prisen på salg af systemydelser forsigtigt sættes til 20.000 kr/mw/år, stiger den samfundsøkonomiske gevinst med 6 mio.kr i beregningspriser. Det svarer til omtrent 40 % af anlægsinvesteringen i beregningspriser. 3.4.9 Reference for Hjortekærbebyggelsen Der er regnet med, at Hjortekærbebyggelsen, som alternativ til fjernvarme ville vælge en ny kondenserende gaskedel. Bebyggelsen har hidtil fået varme fra et gasmotoranlæg ejet af EOn med status som fjernvarmeselskab. Som følge af meget høje varmepriser for et standardhus i Energitilsynets statistik fik værket dispensation i forhold til det samfundsøkonomiske krav i Projektbekendtgørelsen til at måtte etablere en biomassekedel. Bebyggelsen havde planer om at gøre brug af dispensationen ved at etablere en kedel, men udskød beslutningen, da der var udsigt til at blive koblet på Vestforbrændings fjernvarme. Hvis ikke der kommer fjernvarme, er det derfor ikke usandsynligt, at bebyggelsen vil udnytte dispensationen og investere i en lille biomassekedel. Hvis denne antagelse indarbejdes i referencen, vil det forringe samfundsøkonomien i referencen og dermed forbedre projektforslagets samfundsøkonomiske værdi med ca. 7 mio.kr i beregningspriser. Mulighed for at Hjortekær bruger dispensation for biomassekedel op til 1 MW Hjortekær investering i træpillekedel, 0,5 MW 1000 kr 1.000 Samfundsøkonomisk tab ved træpiller i stedet for naturgas 1000 kr 6.067 Samfundsøkonmisk tab ved ikke at forsyne med fjernvarme 1000 kr 7.067 Tabel 3-4 Samfundsøkonomisk gevinst ved at undlade at etablere biomassekedel 3.4.10 Prisen på gaskedler til enfamiliehuse Der har været stor uenighed om prisen på især de mindre kundeinstallationer for fjernvarme og naturgas. Det skyldes bla.a. at Teknologikataloget kun kommer med meget generelle priser og, at de priser, som vi ser ved anlægsprojekter, afhænger meget af de individuelle forhold. Erfaringen er, at der ofte påløber ekstraomkostninger. Derfor er for små kunder med varmebehov under 40 MWh regnet med en pris på 33.600 kr for en fjernvarmeinstallation og 34.000 kr for en gennemsnitlig naturgasinstallation. Denne prisforskel på 400 kr er efter Vestforbrændings vurdering meget lav ved en ligeværdig sammenligning, da en kedelunit koster betydeligt mere end en fjernvarmeunit.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 21-30 Hvis man antager, at prisen på naturgasinstallationen reduceres med 10 % uden, at prisen på fjernvarmeinstallationen ændres, så falder nuværdigevinsten dog kun med 0,1 mio.kr. Det skyldes, at der kun er ca. 30 små kunder med i det meget beskårne projektforslag B2. 3.4.11 Prisforhold mellem øvrige fjernvarme- og naturgasinstallationer Der er også erfaringer for, at priser for udskiftning en naturgaskedel med en ny naturgaskedel eller en fjernvarmeinstallation kan svinge meget, alt afhængig af de lokale forhold og behovet for ny skorsten og varmtvandsbeholder mv. Der er imidlertid alt andet lige en vis forskel i pris på selve enheden, som ud fra Rambølls erfaringer kan udtrykkes som en procentsats. Denne faktor er her meget konservativt i naturgassens favør sat til 1,4, jf. tabel i bilaget. Hvis faktoren skulle svinde ind til 1,2, så falder nutidsværdigevinsten dog kun med 1 mio.kr. 3.4.12 Virkningsgrader for gennemsnitsgaskedler Det er forudsat, at der sker en jævn udskiftning af naturgaskedler med 5 % om året, svarende til en typisk levetid på 20 år. Det samtidig forudsat, at den gennemsnitslige virkningsgrad stiger jævnt fra 90 % til 95 % i løbet af perioden på 20 år. For typiske erhvervsområder antager vi normalt en noget lavere værdi, fordi returtemperaturen typisk er høj og derfor udelukker kondensering. I projektforslagets områder er boliger dominerende og derfor antages, at returtemperaturen kan være under 50 grader, hvorfor en årsvirkningsgrad på op til 95 % ikke er urealistisk for de nyere bygninger. VEKS har således målt over et år på en nyere bygning fra 2005, som er bygget efter der kom krav om lav returtemperatur på maksimalt 40 grader i Bygningsreglementet, og fundet, at årsvirkningsgraden var 96 %. Det samme kan man ikke forvente med ældre bygninger og slet ikke bygninger med et-strengede anlæg, som der er en del af i området. Selv i et nyere kontorbyggeri fra 1985 i Lyngby har Vestforbrænding erfaret, at returtemperaturen var langt over 50 grader året rundt, hvorved der ikke kunne ske kondensering. Hvis vi antager, at virkningsgraden ikke stiger fra 90 % til 95 % men fra 92,5 % til 97,5 % over projektperioden, falder nutidsværdigevinsten med 2,3 mio.kr. 3.5 Selskabsøkonomi for HMN og kompensation Aftalen mellem Vestforbrænding og HMN om, at Vestforbrænding godtgør HMN de mistede distributionsindtægter, er afløst af bestemmelserne i Projektbekendtgørelsen om godtgørelse. I projektbekendtgørelse nr. 525 af 24. juni 2016 er det i 8, stk. 2-5 og bilag 2 fastlagt, at fjernvarmeselskabet skal betale en kompensation til naturgasdistributionsselskabet for ændring af forsyningsform, hvis gasselskabet ønsker det. HMN har oplyst, at man gerne modtager kompensationen. Kompensationen, som Vestforbrænding skal betale til HMN i takt med, at kunderne skifter forsyning, er på grundlag af HMN s oplysninger om de sidste 3 års naturgasforbrug anslået til omkring 0,7 mio.kr. HMN vil dog som det hidtil har været praksis kunne oplyse om det præcise grundlag forud for Kommunalbestyrelsens endelige behandling. Hvis der ikke er behov for fortsat levering af naturgas til en kunde, eksempelvis til kogebrug eller procesformål, vil der være krav om, at naturgasstikket skal afproppes. HMN opgør omkostninger til evt. afpropning af naturgasstik. Beløbet kan reduceres, hvis arbejdet koordineres for et område, så flere kunder afkobles samlet. Det er anslået, at det i gennemsnit koster 8.000 kr/kunde der tilsluttes, da der er muligheder for samlet afkobling og, at det samlede beløb udgør ca. 0,9 mio.kr. Beløbet er medtaget som en særskilt samfundsøkonomisk omkostning. Vestforbrænding betaler afkoblingsgebyr direkte til HMN og indregner det i varmeprisen.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 22-30 4. BRUGERFORHOLD Der er regnet med Vestforbrændings fjernvarmetarif pr. 1. januar 2017 samt HMN's faste 24 måneders priser fra 2017. Vestforbrænding tilbyder at give kunder med et varmebehov over 40 MWh/år, der konverterer fra olie, el eller naturgas, et kampagnetilbud i form af gratis tilslutning og gratis kundeinstallation. Enfamiliehuse og mindre ejendomme med et varmebehov under 40 MWh skal selv afholde omkostninger til kundeinstallation samt godtgøre Vestforbrænding 12.000 kr. (ekskl. moms.) som bidrag til stikledningen. For ny bebyggelse skal kunder betale tilslutningsafgift og byggemodningsafgift, der dækker de mindste distributionsledninger og stik, og der gives ikke rabat på kundeinstallation. Den samlede brugerøkonomiske gevinst som nutidsværdi er med 2 % i kalkulationsrente beregnet til 55 mio.kr. (ekskl. moms.) Den økonomiske fordel for kunderne ved at skifte til fjernvarme er det første år i gennemsnit 17 % i forhold til en alternativ ny kondenserende naturgaskedel for eksisterende bebyggelse og i forhold til en varmepumpe for ny bebyggelse. Den gennemsnitlige besparelse for alle kunder, der får fjernvarme beregnet som nutidsværdi over projektperioden er 14 %. Samlet brugerøkonomisk vurdering med konstant gaspris i faste priser Diskonteringsrente % 2,00% 2,00% Samlet brugerøkonomi 1000 kr 337.227 392.647 Brugerøkonomisk gevinst ved projekteg, nutidsværdi 1000 kr 55.420 Gennemsnitlig besparelse i.f.t. kondenserende kedler og VP % 17% Total besparelse i nutidsværdi i forhold til referencen % 14% Tabel 4-1 Brugerøkonomi for alle brugere I den efterfølgende tabel er vist brugerøkonomien for udvalgte kunder, der vælger fjernvarme frem for en ny naturgaskedel for eksisterende bebyggelse og frem for en varmepumpe for ny bebyggelse. Det ses, at fjernvarmen er konkurrencedygtig for alle kundekategorier, når kunden alternativt skal etablere eget anlæg. For kunder med et behov over ca. 40 MWh/år er der endog en fordel ved at skifte fra naturgas til fjernvarme uanset, om der lige forinden er installeret en ny kondenserende kedel med en årsvirkningsgrad på 95 % For alle kunder uanset størrelse, der allerede har installeret en varmepumpe, er der først økonomi i fjernvarmen, når kunden skal udskifte varmepumpen, men så er fordelen til gengæld stor. Der er derfor stor sandsynlighed for, at der opnås stor tilslutning fra starten, som det har været tilfældet i de øvrige områder, som Vestforbrænding har forsynet. Hvis der i et område ikke er opnået 40 % tilsagn om tilslutning 5 år efter, at projektet er godkendt, skal Vestforbrænding udarbejde et nyt projektforslag, som ophæver fjernvarmeprojektet, så forsyningen føres tilbage, som den var før projektforslaget.
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 23-30 Fjernvarme Vestforbrænding Enhed Eksisterende byggeri Nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2017 ekskl. Moms Stor kunde Ml. kunde Lille kunde Lille kunde Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Opvarmet areal m2 10.000 5.000 1.000 130 10.000 5.000 1.000 130 Enhedsbehov kwh/m2 100 100 100 139 50 50 50 40 Varmebehov MWh 1.000 500 100,0 18,1 500 250 50 5 Kapacitet an bruger kw 500 250 50 9 250 125 25 3 Udgifter/rabatter ved fjernvarmetilslutning Stikledningsafgift (sla.) kr. 0 0 0 12.000 0 0 0 12.000 Byggemodningsbidrag kr. 0 0 0 0 386.058 271.118 119.331 67.200 Anlægsbidrag i kr/mw for eks/ny beb 0 220 kr. 0 0 0 0 55.062 27.531 5.506 573 Kundeinstallation kr. 274.864 193.029 84.961 33.600 Afpropning af gasstik, betales af Vestforbrænding kr. 0 0 0 0 Kundeinstallation i alt kr. 274.864 193.029 84.961 33.600 193.029 135.559 59.665 33.600 Tilslutningsrabat kr. -274.864-193.029-84.961 0 0 0 0 0 Samlet investering ved tilslutning kr. 0 0 0 45.600 634.150 434.207 184.503 113.373 Årlig udgift til opvarmning Amortisering, 4% i 20 år 7,4% kr 0 0 0 3.374 46.927 32.131 13.653 8.390 Småkunder under årligt forbrug 40 MWh Fast betaling til fjernvarmen Fast abonnement 0 kr./inst. kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 0-40 MWh 240,36 kr./mwh 0 0 0 4.343 0 0 0 1.250 Fast varmepris 0-800 MWh 240,36 kr./mwh kr. 192.288 120.180 24.036 0 120.180 60.090 12.018 0 Fast varmepris 800-4000 MWh 192,29 kr./mwh kr. 38.458 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 4000-8000 MWh 168,25 kr./mwh kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Fast varmepris 8000-1000000 MWh 144,22 kr./mwh kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 Årlig fast afgift i alt kr. 230.746 120.180 24.036 4.343 120.180 60.090 12.018 1.250 Forbrugsafgift 242,26 kr./mwh kr. 242.260 121.130 24.226 4.378 121.130 60.565 12.113 1.260 Årlig fjernvarmeudgift kr. 473.006 241.310 48.262 8.721 241.310 120.655 24.131 2.510 Årlig fjernvarmepris kr./mwh 473 483 483 483 483 483 483 483 Drift af brugerinstallation Fast udgift 400 kr./inst. kr. 400 400 400 400 400 400 400 400 Variabel udgift 10 kr./mwh kr. 10.000 5.000 1.000 181 5.000 2.500 500 52 Drift af brugerinstallation i alt kr. 10.400 5.400 1.400 581 5.400 2.900 900 452 D&V i pct. Af invest % 4% 3% 2% 2% 3% 2% 2% 1% Årlig varmeudgift i alt kr. 483.406 246.710 49.662 12.676 293.637 155.686 38.684 11.351 Gennemsnitsomkostning kr/m2 48 49 50 98 29 31 39 87 Gennemsnitsomkostning inkl. kapitalomkostning kr./mwh 483 493 497 701 587 623 774 2.183 Variabel omkostning (inkl. fast abonnement) kr./mwh 483 493 493 493 493 493 493 493 Individuel forsyning Enhed Naturgaskedel i eksisterende byggeri Varmepumper i nyt byggeri Brugerøkonomi 1. år prisniveau 2017 ekskl. Moms Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Lille kunde Stor kunde Ml. kunde Ml. kunde Lille kunde Varmepumpe kr. 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Investering i kondenserende kedel kr. 384.810 270.241 118.945 34.000 Samlede investering kr. 384.810 270.241 118.945 34.000 1.675.602 974.456 308.829 128.000 Årlig varmeproduktion i alt MWh 1.000 500 100 18 500 250 50 5 Årlig produktion på solvarme MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Virkningsgrad for naturgasfyr % 95% 95% 95% 95% Årligt naturgasforbrug m3 95.694 47.847 9.569 1.729 COP 3,0 3,0 3,0 3,0 Årlige elforbrug til varmepumpe MWh 166,7 83,3 16,7 1,7 Årlig udgift til opvarmning 1. år Amortisering 4% 15 år 9,0% kr. 34.633 24.322 10.705 3.060 150.804 87.701 27.795 11.520 HMN's maj 2017 24 mdr. fast pris, ekskl. Moms Abonnementsafgift 300,00 kr/instal. kr. 300 300 300 300 pris 0-20.000 m3 5,29 kr/m3 kr. 105.880 105.880 50.660 9.154 0 0 0 0 pris 20.000-75.000 m3 5,26 kr/m3 kr. 289.156 146.402 0 0 0 0 0 0 pris 75.000-150.000 m3 5,03 kr/m3 kr. 104.020 0 0 0 0 0 0 0 Naturgas i alt kr. 499.356 252.582 50.960 9.454 0 0 0 0 Middel naturgaspris kr./m3 5,22 5,28 5,33 5,47 Grænse for rabat på elafgift 4 MWh Eludgifter op til 4 MWh 1.500 kr/mwh kr. 6.000 6.000 6.000 2.600 Eludgifter over 4 MWh 900 kr/mwh kr. 146.400 71.400 11.400 0 Eludgifter kr. 152.400 77.400 17.400 2.600 Drift af brugerinstallation Fast udgift D&V kr. 1.200 1.200 1.200 1.200 2.000 2.000 2.000 2.000 Variabel varmeproduktion gas 20 kr/mwh kr. 20.000 10.000 2.000 361 Variabel D&V udgift, gas 20 kr/mwh kr. 20.000 10.000 2.000 361 Variabel udgift, varmepumpe 50 kr/mwh kr. 25.000 12.500 2.500 260 Drift af brugerinstallation i alt kr. 41.200 21.200 5.200 1.923 27.000 14.500 4.500 2.260 D&V i pct. Af invest % 11% 8% 4% 6% 2% 1% 1% 2% Årlig varmeudgift i alt kr. 575.189 298.104 66.865 14.437 330.204 179.601 49.695 16.380 Gennemsnitsomkostning kr./mwh 575 596 669 799 660 718 994 3.150 Variabel omkostning kr./mwh 519 525 530 543 355 360 398 550 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg kr 91.784 51.394 17.203 1.761 36.567 23.915 11.010 5.029 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Nyt individuelt anlæg % 16% 17% 26% 12% 11% 13% 22% 31% Besparelse fjernvarme 1. år ift. Eksist. nyt indiv. anlæg kr 57.151 27.072 6.498-1.299-114.237-63.786-16.784-6.491 Besparelse fjernvarme 1. år ift. Eksist. nyt indiv. anlæg % 10% 9% 10% -9% -35% -36% -34% -40% Tabel 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere
PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 24-30 BILAG 1 FORSYNINGSOMRÅDET Kortet, som er vedlagt i et eksternt bilag, viser alle de aktuelle fjernvarmeområder i LTK, som illustrerer projektforslag B2. Samtidig er vist øvrige eksisterende og mulige fjernvarmeområder, som har været analyseret. De lysegrønne områder er Vestforbrændings eksisterende fjernvarmeforsynede områder, og de lysegrønne ledninger er eksisterende eller godkendte fjernvarmeledninger. De blå fjernvarmeledninger tilhører DTU-HF, DTU og/eller Holte Fjernvarme. De områder, som er omfattet af projektforslag B2, er markeret med blå farve. De fjernvarmeledninger, der markerer hovedstrukturen af ledningsnettet for projektforslag B2, er vist med rød farve, idet stikledninger til mindre bygninger og nogle af de mindre distributionsledninger ikke er vist. Desuden er vist en mulig efterfølgende etape C og etape D med hhv. orange og gul farve.