vestforbrÆnding projektforslag eta- pe b2 … · projektforslag b2 er baseret på, at...

Til

Vestforbrænding

Dokumenttype

Rapport

Dato

Juli 2017

VESTFORBRÆNDING

PROJEKTFORSLAG ETA-PE B2 FJERNVARME

KONVERTERING LYNGBY

PROJEKTFORSLAG ETAPE B2 FJERNVARME KONVERTERING LYNGBY 1-30

Projektforslag for Etape B2 til Lyngby

Revision 1

Dato 2017-07-26

Udarbejdet af AD

Kontrolleret af KLF

Godkendt af LEHL

Beskrivelse Projektforslag Etape B2 for konvertering fra gas til

fjernvarme i Lyngby-Taarbæk Kommune

Ref. 1100014276



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



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



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 fjern-

varme 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 projektfor-

slag 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 mel-

lem 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 natur-

gaskedler 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, herun-

der varmepumper til at udnytte overskudsvarme fra spildevand og fjernkøling, samt mulig-

heden 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 fjernvarme-

nettet på lang sigt, idet projektforslagets hovedledninger er forberedt på en kommende eta-

pe 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.



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 le-

vere en rimelig reservekapacitet til anlæg øst for motorvejen. Vestforbrænding aftaler ombyg-

ningen 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 spændingsni-

veau 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 forhand-

linger 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 omkostningsbe-

stemte 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 be-

regning 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 sam-

fundsøkonomisk fordelagtige udnyttelse af samkøringsforbindelsen og fjernvarmeforsyningens

struktur på lang sigt, samt at arbejde for nye aftaler og priser, der fordeler de samlede selskabs-

økonomiske gevinster mellem alle parter.



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 elked-

ler, alt andet lige, kunne få en lidt større gevinst som kommerciel aktør på elmarkedet med re-

gulerkraft mv.

1.4 Forundersøgelser

1.4.1 Kort

Bilag 1 giver en oversigt over forsyningsområdet og lokalisering af fjernvarmeledninger og fjern-

varmeproduktionsanlæg i projektforslag B2. Bilaget viser også anlæg i de godkendte projektfor-

slag 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 projekt-

forslaget 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 fjernvar-

meområdet. Områdeafgrænsningen er dog efter samråd med HMN afgrænset, så små varmefor-

brugere så vidt muligt ikke planlægges forsynet med fjernvarme, da det ikke er samfundsøko-

nomisk 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 samle-

de naturgasforbrug til en stor virksomhed med procesenergiforbrug opdelt på gasforbrug til pro-

ces og gasforbrug til opvarmning, som derfor kan fjernvarmeforsynes.

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 Akade-

mivej, er inkluderet i område 12A. Hempelkollegiet, som er under opførelse, er inkluderet i om-

råde 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 energida-

ta, 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-

Lyngby-Taarbæk Kommune Antal Areal

Behov i

alt

Heraf ny

bebyg.

Heraf

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



gidata. Eksempelvis brændeovne og el ovne eller varmebehov fra bygninger, der står tomme.

Samlet set er varmebehovet i gennemsnit ca. 10 % lavere pr m2 i forhold til tidligere opgørelser,

der var baseret på BBR’s oplysninger om arealer og nøgletal med varmebehov pr m2, 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 yderli-

gere fortætning af byområderne, som kan forventes indenfor de kommende 20 år vil blive mod-

svaret 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 bli-

ve justeret ved detailprojekteringen og dermed tage højde for øvrige ledningsanlæg og kunder-

nes ønske om indføring af stik. Herunder vil Vestforbrænding drøfte med kunderne, hvor lednin-

gen 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 matrikel-

numre 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.



2. ANLÆGSBESKRIVELSE

2.1 Anlæggets hoveddisposition

2.1.1 Udstrækning

I bilag 1 er vist det fjernvarmeforsynede område med de distributionsledninger, større stikled-

ninger og bebyggelser, der er omfattet af projektforslaget.

Samtidig er vist de eksisterende fjernvarmeledninger, som tilhører Vestforbrænding, Holte Fjern-

varme, 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 be-

regnet nettab på 2,4 % for projektforslagets fjernvarmeområder, som det vil være i 2037 ved 99

% tilslutning og 0 % besparelse.

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 fjernvar-

me, på den koldeste dag, når 99 % af kunderne er tilsluttet. Tilsvarende er den optimale dæk-

ning med grundlast og mellemlast ca. 10 MW.

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



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 pa-

rallelt 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 kob-

les 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 mo-

torvejen, og den vil også kunne indgå som en strategisk placeret spidslast, hvis fjernvarmeforsy-

ningen 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 udbyg-

ning 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 led-

ninger, 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 inklude-

ret 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 ka-

pacitet, også har krav på første prioritet i tilfælde af nedbrud. Hvis der skulle ske et større ned-

brud 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.



I tilfælde af nedbrud af ledningen under motorvejen, vil Eremitageparken kunne levere en væ-

sentlig 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 tempera-

tur på 110 grader.

I område 12B udbygges nettet fra DTU-HF’s ledning. I en første fase, hvor de to transmissions-

net bliver adskilt med en veksler på kraftvarmeværket, sker det med et tryktrin på 25 Bar, sva-

rende 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 indivi-

duelt. 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 der-

ved 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 Projektforslaget sendes til LTK

August 2017 Projektforslag behandles og sendes i høring

November 2017 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 fjernvar-

meforsyningen etableres, eller der skal udarbejdes et nyt projektforslag, der fører forsyningen

tilbage til den tidligere forsyningsform.



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.

Figur 2-1 Udvikling i varmebehov og tilslutningstakt

Udbygningen tilrettelægges strategisk, så de største kunder, som det er mest fordelagtigt at til-

slutte, 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 enfamilie-

huse, 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 1 mio.kr.

Tilslutningsbidrag og byggemodning 2 mio.kr. I alt 3 mio.kr. Vestforbrænding Alle øvrige investeringer 73 mio.kr.

Finansiering i alt 76 mio.kr.

0

10

20

30

40

50

60

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037

Var

me

be

ho

v G

Wh

Ikke tilsluttet fjernvarmen

Fjernvarme fra Vestforbrænding



3. VURDERING AF PROJEKTET

Siden varmeplanen for LTK blev udarbejdet for 35 år siden, er mange forhold ændret, som bety-

der, at det bør overvejes, at revurdere planerne og justere områdeafgrænsningen mellem fjern-

varme og naturgas. Der kan bl.a. peges på følgende forhold:

Vestforbrænding havde, da varmeplanen blev udarbejdet, ikke overskydende affaldsvar-

me 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 rådig-

hed, især i den vestlige del af CTR-VEKS systemet. Det er reelt denne varme, som (net-

to) bruges til at forsyne de nye kunder i Lyngby-Taarbæk Kommune.

Vestforbrænding har etableret røggaskondensering og planlægger yderligere røggaskon-

densering.

Vestforbrændings kunder har sparet på varmen, og returtemperaturen sænkes, så der i

de kommende år vil være overskydende kapacitet i Vestforbrændings forsyningslednin-

ger.

I områder med ny tæt lav bebyggelse, der kan forsynes fra eksisterende fjernvarmeom-

råder, viser det sig, at fjernvarmen fra Vestforbrænding er mere samfundsøkonomisk

fordelagtig end naturgasforsyning med en intern forrentning over 4 %, ligesom fjernvar-

men er mere samfundsøkonomisk fordelagtig end varmepumper til typisk nyt lavenergi-

byggeri, der etableres som tæt lav bebyggelse eller tættere.

Danmark har en udfordring med at reducere CO2 emissionen udenfor kvotemarkedet. En

af de mest effektive måder at reducere CO2 udslippet på er at konvertere fra naturgas-

kedler 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 binden-

de aftale med EU om at reducere denne emission kan det meget vel vise sig, at projekt-

forslaget har en væsentlig større samfundsøkonomisk gevinst. Der regnes således i hen-

hold 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 ek-

sisterende 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 samfundsøko-

nomisk 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 fordelag-

tige 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.



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 var-

metabet 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 udbyg-

ning.

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 var-

mebehovet. Forskellen mellem den grønne og den blå kurve er markedstilvæksten ved at udbyg-

ge med projektforslag B2. Det ses heraf, at der ikke er kapacitet nok i ledningen fra Vestfor-

brænding til at dække varmebehovet i B2 i den koldeste halvdel af året.

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).

0

20

40

60

80

100

120

140

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

MW

Timer

Skematisk Varighedskurve for projektforslag B2

140000 MWh VF etape A

291000 MWh +DTU-HF samkøring B1 uden ny bebyggelse

316000 MWh + tilslutning af ny bebyggelse i B1 i 2025

364224 MWh + B2 konvertering + ny øvrig bebyg.

1,5 MW elkedler i gennemsnit fra 20 MW installeret effekt (7% af tiden) i ca. 6.000 timer

10 MW Mølleåværket spildevandsvarmepumpe og fjernkøl udnytes i 1000 timer mere

12 MW Affaldsvarme fra Norfors uændret

43 MW VF marginalt fra VEKS og CTR

Overskudsvarme slam uændret



Figur 3-2 Fordeling af månedsleverancer fra VF til B2

Som følge af projektforslaget vil varmepumperne, der indgår i projektforslag B1, maksimalt kun-

ne 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 mak-

simale pris, vil middelprisen ifølge Energistyrelsens forudsætninger være 90 % af planlægnings-

prisen. 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 varmepum-

perne 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 fore-

kommer i ca. 7 % af tiden, vil den gennemsnitlige elpris skulle reduceres til 30 % ifølge Energi-

styrelsens 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 bidra-

ge til, at den billigere varme fra Vestforbrænding, elkedler og varmepumper kan udnyttes opti-

malt.

Der er i referencen og i projektforslag B2 set bort fra, at kraftvarmeværket på DTU kan produce-

re 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 varmeakkumulering-

stanken.

3.2 Samfundsøkonomi og miljøvurdering

3.2.1 Projektforslaget

De samfundsøkonomiske beregninger er i dette projektforslag baseret på Energistyrelsens forud-

sætninger 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.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Januar Februar Marts April Maj Juni Juli August September Oktober November December

MW

hFORBRUG OG VF-LEVERANCE I B2 VED "GAF" PÅ 60 %

Marginal

merprodu

ktion (60

% GAF)

Marginal

merforbru

g (60 %

GAF)



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 nutidsvær-

di 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 va-

righedskurve 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. fi-

gur 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 repræsenta-

tiv. 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 projekt-

forslaget, hvor den antages uændret efter 2023:

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 overord-

net samfundsmæssig betragtning om, at elproduktionen skal blive CO2 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 fluk-

tuerende 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 hold-

ning, 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 projekt-

forslaget udnytter det sammenhængende fjernvarmesystem, hvorved ny bebyggelse kan forsy-

nes med fjernvarme og overskudsvarme fra fjernkøling og køling fra større bygninger i projekt-

forslagets område i LTK derved kan udnyttes.

For eksisterende bebyggelse er i projektforslagets reference regnet med individuelle naturgas-

kedler, 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 kondenseren-

de drift bliver mulig.

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



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 fjern-

varme og varmepumper.

Det antages, at hele distributionsnettet anlægges med ledninger frem til hver bygning, at led-

ningsnettets 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 an-

læg 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 %

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 beregningspri-

ser.

Med opdimensionering fås en lidt lavere samfundsøkonomisk gevinst på 35 mio.kr., hvis opdi-

mensioneringen viser sig aldrig at blive udnyttet.

Figur 3-3 Samfundsøkonomi B2 med opdimensionering

Projektforslag alternativ Basis år 2017 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

B2



Investering Opdimensionering ja 1000 kr 64.178 7.542

D&V 1000 kr 28.779 30.086











B2



I den samfundsøkonomiske nutidsværdi er i henhold til Energistyrelsens forudsætninger indreg-

net: miljøgevinsten ved reduktion af CO2 indenfor og udenfor kvotemarkedet

den ækvivalente drivhuseffekt af de øvrige drivhusgasser CH4 og N2O.

miljømæssige skadesomkostninger fra emission af SO2, NOx 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 diskonte-

ringsrente på 4 % iht. gældende beregningsforudsætninger.

Der henvises i øvrigt til vedlagte resume af beregningerne i bilag 2, samt et bilag 2 med bereg-

ninger, 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 CO2

emissionen er indeholdt i de samfundsøkonomiske omkostninger. Da den samfundsøkonomiske

værdi af CO2 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 an-

læg til fjernvarme både fremmer energieffektiviteten og integreringen af den fluktuerende ved-

varende energi i energisystemet.

I dette projektforslag konverteres naturgasforbrug på ikke kvoteregulerede virksomheder med

gas-eller oliekedler til den kvoteregulerede fjernvarme. Det betyder, at CO2 regnskabet udenfor

det kvoteregulerede marked ved 99 % tilslutning forbedres med ca. 8.000 tons/år.

Denne CO2 besparelse er inkluderet i samfundsøkonomien, idet der, som nævnt ovenfor, er reg-

net 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, anslå-

et til 84 mio. kr. som nutidsværdi med en diskonteringsrente på 2 % og med en intern forrent-

ning på 13 %.

Den endelige fordeling af denne gevinst mellem selskaberne og de nye kunder er bestemt af for-

skellen 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.

Tabel 3-3 Samlet selskabsøkonomi ved B2

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



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 regulermar-

kedet 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 væ-

re 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/m3 for individuelle kunder, som er lavt set i forhold til den langsigtede historiske pris på na-

turgas.

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 område-

afgrænsning.

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 bebyg-

gelse vil være væsentlig mindre pr. m2 opvarmet areal.

På den anden side vil forbrugerne spare på elforbruget, hvorved varmebehovet vokser, og be-

byggelserne 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.



3.4.4 Ændret CTR-VEKS pris

Da der er usikkerhed om den marginale pris på varmen, der udveksles med CTR og VEKS, bely-

ses 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.

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 Vestfor-

brænding. 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 kraft-

varmeværker.

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 samfundsøkonomi-

ske 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 % ændres den med +/- 18 mio.kr

Hvis prisen til fjernvarmecentraler stiger +/- 10 % 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 pro-

jektforslagets 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 ik-

ke er alene om.



Investering Opdimensionering nej 1000 kr 62.370 7.542

D&V 1000 kr 28.070 30.086











B2



Hvis eksempelvis den ene varmepumpe aldrig etableres eller, der ikke etableres anden varme-

pumpeeffekt, som kan udnyttes bedre med det godkendte projektforslag, så reduceres den sam-

fundsøkonomiske 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 Vestfor-

brænding i samarbejde med DC kan sælge systemydelser.

Hvis den gennemsnitlige elpris til elkedlen stiger med +10 % falder projektforslagets samfunds-

økonomiske gevinst med 1 mio.kr.

Hvis prisen på salg af systemydelser forsigtigt sættes til 20.000 kr/MW/år, stiger den samfunds-

økonomiske gevinst med 6 mio.kr i beregningspriser. Det svarer til omtrent 40 % af anlægsin-

vesteringen 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 Pro-

jektbekendtgørelsen til at måtte etablere en biomassekedel.

Bebyggelsen havde planer om at gøre brug af dispensationen ved at etablere en kedel, men ud-

skød 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 dispensatio-

nen 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 bereg-

ningspriser.

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 varmebe-

hov 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.

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



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 skyl-

des, 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 erfa-

ringer 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 lø-

bet 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 domine-

rende og derfor antages, at returtemperaturen kan være under 50 grader, hvorfor en årsvirk-

ningsgrad 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 års-

virkningsgraden 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 kontorbygge-

ri 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 distri-

butionsindtægter, 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 kom-

pensationen. 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 anslå-

et 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 områ-

de, 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.



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 kundeinstallati-

on.

Enfamiliehuse og mindre ejendomme med et varmebehov under 40 MWh skal selv afholde om-

kostninger 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 bereg-

net 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 %.

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 be-

byggelse.

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 års-

virkningsgrad på 95 %

For alle kunder uanset størrelse, der allerede har installeret en varmepumpe, er der først øko-

nomi 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 god-

kendt, skal Vestforbrænding udarbejde et nyt projektforslag, som ophæver fjernvarmeprojektet,

så forsyningen føres tilbage, som den var før projektforslaget.

Samlet brugerøkonomisk vurdering med konstant gaspris i faste priserDiskonteringsrente % 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 4-2 Brugerøkonomi for udvalgte forbrugere

Fjernvarme Vestforbrænding Enhed

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 ink l. kapitalomkostning kr./MWh 483 493 497 701 587 623 774 2.183

Variabel omkostning (ink l. fast abonnement) kr./MWh 483 493 493 493 493 493 493 493

Individuel forsyning Enhed

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%

Nyt byggeri

Varmepumper i nyt byggeri

Eksisterende byggeri

Naturgaskedel i eksisterende byggeri



BILAG 1 FORSYNINGSOMRÅDET

Kortet, som er vedlagt i et eksternt bilag, viser alle de aktuelle fjernvarmeområder i LTK, som il-

lustrerer 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 distributions-

ledninger ikke er vist.

Desuden er vist en mulig efterfølgende etape C og etape D med hhv. orange og gul farve.



BILAG 2 BEREGNINGER, RESUME

Beregningerne for B2 er vedlagt i et eksternt bilag.

Projektforslag Basisår 2017 Etape B2

Kommune

Distributionsselskab

Alle beløb er ekskl. moms Projekt Reference

Varmebehov Medtaget

Potentielt varmebehov ved maksimal tilslutning uden besparelse c MWh 47.645 47.645

Nye kunder med aktuel tilslutning og besparelseUdbygning Gas ref gl B2

1 15A Rørdamshave 3 1 MWh 1.350 1.350

8 12A Ravnholm, Lundtofte øst 3 1 MWh 10.633 10.633

12 8A Lyngby Stadion mv 3 1 MWh 7.183 7.183

13 9C Bondebyen syd 3 1 MWh 611 611

14 12B Ravnholm og Lundtofte vest 0 3 1 MWh 27.277 27.277

Varmebehov der indgår i fjernvarmeforsyningen 1 VP ny beb. MWh 47.053 47.053

Heraf samkøring med DTU-HF 2 Gas ny beb. MWh 0

Heraf ny fjernvarmeforsyning 3 Gas eks. beb. MWh 47.053

Heraf ny bebyggelse med alternative varmepumper MWh 650

Heraf konvertering fra gas til fjernvarme MWh 46.995

Heraf konvertering i Virum Sorgenfri MWh 0

Varmebehov an net for nye kunder MWh 48.204

Ekstra prod. på 10 MW VP fra projektforslag B1 8.000 1,0 MWh 8.000

Prod på 20 MW elkedel i projektforslag B2 8.400 1,0 MWh 8.400

Samlet investering i kollektive anlæg 1000 kr 63.372

Samlet investering i brugeranlæg 1000 kr 12.326 17.601

Samlet investering 1000 kr 75.662 17.601

Prisfaktor på gas, samfund og forbruger 1,00 1,00

Prisfaktor på el, nordpool, erhverv og forbruger 1,00 1,00 1,00

Samfundsøkonomisk nuværdigevinst ved fjernvarme, ved: 4,0% 1000 kr 37.213

Samfundsøkonomisk intern forrentning % 8,3%

Selskabsøkonomisk gevinst faste priser Diskonteringsrente 2,0% 1000 kr 22.906

Selskabsøkonomisk forrentning % 4,9%

Brugerøkonomisk nuværdigevinst inkl. Neutral økonomi for DTU-HF 1000 kr 55.420

Brugernes gennemsnitsbesparelse det første år ift. Ny gaskedel % 17%

Mølleåprojektets økonomiske gevinst 1000 kr 5.568

Lokalsamfundets nuværdigevinst Brutto 1000 kr 83.894

Lokalsamfundets interne forrentning % 13%

Nettet er forberedt til at forsyne alle villaområder på lang sigt, ja/nej nej

Samkøring med Mølleåværket ja

Samkøring med DTU Kraftvarmeværk med DN350 til DTU og tryksektion. ja

Investeringer i Projektforslag

Distributionsnet mio.kr 43

Stikledninger mio.kr 6

Net i alt mio.kr 49

Netto investering i spidslast mv. mio.kr 15

Øvrige mio.kr 0

Øvrige investeringer mio.kr 15

Kundeinstallationer, maksimal mio.kr 12

Afpropning af gasstik mio.kr 1

I alt investering mio.kr 76

Kompensation iht. bekendtgørelsen mio.kr 1

Lyngby-Taarbæk Kommune

Vestforbrænding



BILAG 3 KUNDELISTE

Der vedlægges en ekstern kundeliste med oplysning om adresse og matrikelnummer for de kun-

der, der er omfattet af projektforslaget.

Desuden vedlægges på digital form polygoner på matrikelniveau for de aktuelle områder med

henblik på kommunens indberetning af projektforslaget til PlansystemDK, jf. projektbekendtgø-

relsens § 28.



BILAG 4 MATRIKLER, DER VENTES PÅLAGT SERVITUT

Projektforslagets tracé forudsætter visse steder, at distributionsledningen efter aftale med kun-

derne kan placeres på private matrikler. Vestforbrænding ønsker som hovedregel ikke at ekspropriere retten til at placere ledninger på private matrikler, men vil forhandle med de aktuelle kunder. Der er flere muligheder, hvorfor projektets realisering ikke er afhængig af ekspropriation. Hvis det ikke viser sig muligt at blive enige, vil anlægsoverslaget fordyres med et mindre beløb.

Det kan blive aktuelt, at placere ledninger på en række matrikler, som derfor skal have projekt-forslaget i høring. Disse fremgår af et eksternt kort med matrikel numre. Der er tale om følgende matrikler:

Ejerlav Matrikel nr. Sogn Ejendoms nr.

Lundtofte By, Lundtofte 12fr Lundtofte 1730096461

Lundtofte By, Lundtofte 39a Lundtofte 1730149182

Lundtofte By, Lundtofte 8p Lundtofte 1730112025

Lundtofte By, Lundtofte 8au Lundtofte 1730163223

Lundtofte By, Lundtofte 10hq Lundtofte 1730178018

Lundtofte By, Lundtofte 8u Lundtofte 1730120834

Lundtofte By, Lundtofte 8ag Lundtofte 1730111908

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 15cf Lundtofte 1730123086

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 11ø Lundtofte 1730123051

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 11ch Lundtofte 1730123051

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 229 Lundtofte 1730095814

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 12p Lundtofte 1730123078

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 11r Lundtofte 1730123051

Kgs. Lyngby By, Lundtofte 11by Lundtofte 1730123205

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 9bf Kongens Lyngby 1730119569

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 2æi Kongens Lyngby 1730011814

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 205a Kongens Lyngby 1730095929

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 10aq Kongens Lyngby 1730189591

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 2cq Kongens Lyngby 1730176619

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 2n Kongens Lyngby 1730011814

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 177a Kongens Lyngby 1730114451

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 205k Kongens Lyngby 1730204698

Kgs. Lyngby By, Kgs. Lyngby 205l Kongens Lyngby 1730204836



BILAG 5 KOMPENSATION TIL HMN

Projektforslaget vedlægges i et eksternt bilag 5 en beregning af kompensationen til HMN, som indgår i Kommunalbestyrelsens godkendelse. Listen er udarbejdet af HMN på grundlag af oplysninger om de naturgasforsynede kunders sidste 3 års forbrug.



BILAG 6 FORUDSÆTNINGER Fjernvarmeledninger

Anlægsoverslaget er baseret på nedennævnte enhedspriser. De svarer til Vestforbrændings erfa-

ringspriser for at etablere 16 bar ledninger i store veje i Hovedstadsregionen, og de inkluderer

25 % tillæg til projektadministration, projektering, tilsyn og uforudsete udgifter.

Der benyttes så vidt muligt twinrør for dimensioner under DN100. Der beregnes varmetab sva-

rende til serie 2. (mellemste klasse)

Der er foretaget en samlet korrektion for investeringer i ledningsnet for at tage hensyn til, at der

er en fordyrelse ved eksempelvis krydsning af jernbane og motorvej, medens der er en prisre-

duktion for anlæg i åbne områder og ved byggemodning.

Naturgasledninger

Det antages, at alle ejendomme, som ikke har naturgaskedler, alternativt vil skifte til naturgas,

hvis der ikke etableres fjernvarme.

Der ses bort fra investeringer i yderligere naturgasdistributionsnet og stikledninger for at tilslutte

de resterende ejendomme til naturgas.

Brugerinvesteringer

Investeringer i fjernvarmeunderstationer og kondenserende naturgaskedler er baseret på neden-

stående enhedspriser. Priser på fjernvarmeunderstationer svarer til Vestforbrændings seneste er-

faringspriser for understationer med veksler til 16 bar ledningsnet, og de inkluderer 20 % tillæg

til administration, projektering, tilsyn og uforudsete udgifter.

Prisen på de større kondenserende naturgaskedler anslås på baggrund af en ligeværdig sammen-

ligning at være 40 % højere end prisen på fjernvarmeinstallation med veksler. Her er der ikke

taget hensyn til, at der erfaringsmæssigt installeres større kedelkapacitet end strengt nødven-

digt.

Dimension Enhedspris Distribution Stik Distribution Stik Investering

DN kr/m m m 1.000 kr 1.000 kr 1.000 kr

DN20 3.280 493 0 1.618 0 1.618

DN25 3.514 89 1.100 311 3.866 4.177

DN32 3.680 501 0 1.844 0 1.844

DN40 3.815 26 490 99 1.869 1.968

DN50 4.080 46 120 188 490 678

DN65 4.453 1.105 0 4.921 0 4.921

DN80 4.972 897 0 4.460 0 4.460

DN100 5.737 358 0 2.051 0 2.051

DN125 6.748 1.336 0 9.013 0 9.013

DN150 7.796 2.067 0 16.114 0 16.114

DN200 9.742 596 0 5.810 0 5.810

DN250 12.712 0 0 0 0 0

DN300 15.294 0 0 0 0 0

DN350 17.809 0 0 0 0 0

DN400 19.365 0 0 0 0 0

I alt 7.514 1.710 46.430 6.224 52.654

Korrektion for trace -3.851

I alt uden opdimensionering 48.803



Prisen på de mindre naturgaskedler er ikke opdateret, men den burde alt andet lige være mindst

6.000 kr dyrere end et tilsvarende fjernvarmekundeanlæg.

Øvrige forudsætninger:

Forventede levetider

Fjernvarmeledninger og bygninger >50 år

Levetid for kedler i varmecentral (brænder dog kortere levetid) >40 år

Scrapværdi regnes i middel for fjernvarme svarende til 40 år

Levetid fjernvarmeunderstationer 30 år

Levetid små naturgaskedler 20 år

(beregnes som løbende udskiftning af 5 % pr år)

Virkningsgrad individuelle naturgaskedler i 2015 90 %

Virkningsgrad individuelle naturgaskedler jævnt stigende til 2035 95 %

Virkningsgrad naturgaskedler til fjernvarmecentral 95 %

Marginal D&V for fjernvarmeproduktionsanlæg, naturgas 10 kr/MWh

D&V omkostninger fjernvarmebrugeranlæg : 400 kr/inst./år + 10 kr/MWh

D&V omkostninger fjernvarmedistributionsnet 1 % af anlægssummen + 15 kr/MWh

Marginal drift af transmission 5 kr/MWh

Administration og drift af fjernvarmesystemet 704.000 kr/år

Projekt administration i 5 år 350.000 kr/år

D&V omkostninger naturgaskundeanlæg: 1.200 kr/inst./år + 40 kr/MWh

Energispare point 400 kr/MWh

Der er her taget højde for, at en del af de kedler, der skal udskiftes, er kondenserende i dag og,

at der ofte kan være delvis kondensering i etageboliger.

MWh/år kW kr/kW kr kr/kW kr kr/kW kr

10 5 6.720 33.600 9.408 34.000 27.520 137.600

20 10 3.360 33.600 4.704 34.000 15.760 157.600

100 50 1.699 84.961 2.379 118.945 9.947 497.363

200 100 1.210 120.980 1.694 169.372 8.234 823.430

1.000 500 550 274.864 770 384.810 5.924 2.962.025

2.000 1.000 391 391.393 548 547.951 5.370 5.369.877

10.000 5.000 178 889.239 249 1.244.934 4.622 23.112.335

FjernvarmeinstallationVarmebehov og kapacitet Individuel varmepumpeIndividuel naturgaskedel

vestforbrÆnding projektforslag eta- pe b2 … · projektforslag b2 er baseret på, at...

Documents