aalborg universitet varmeplan danmark dyrelund, anders ... · 6.2 samfundsøkonomisk vurdering 47...

Aalborg Universitet

Varmeplan Danmark

Dyrelund, Anders; Lund, Henrik; Möller, Bernd; Mathiesen, Brian Vad; Fafner, Klaus;Knudsen, Søren; Lykkemark, Bjarne; Ulbjerg, Flemming; Laustsen, Tina Hartun; Larsen,Jesper Møller; Holm, Peter

Publication date:2008

Document VersionOgså kaldet Forlagets PDF

Link to publication from Aalborg University

Citation for published version (APA):Dyrelund, A., Lund, H., Möller, B., Mathiesen, B. V., Fafner, K., Knudsen, S., Lykkemark, B., Ulbjerg, F.,Laustsen, T. H., Larsen, J. M., & Holm, P. (2008). Varmeplan Danmark. Aalborg Universitet.

General rightsCopyright and moral rights for the publications made accessible in the public portal are retained by the authors and/or other copyright ownersand it is a condition of accessing publications that users recognise and abide by the legal requirements associated with these rights.

? Users may download and print one copy of any publication from the public portal for the purpose of private study or research. ? You may not further distribute the material or use it for any profit-making activity or commercial gain ? You may freely distribute the URL identifying the publication in the public portal ?

Take down policyIf you believe that this document breaches copyright please contact us at [email protected] providing details, and we will remove access tothe work immediately and investigate your claim.

Downloaded from vbn.aau.dk on: January 30, 2021

https://vbn.aau.dk/da/publications/8d4226d0-e722-11dd-b0a4-000ea68e967b

Projekt nr. 2008 – 01

Titel: Varmeplan Danmark

Udført af: Rambøll Danmark A/S i samarbejde med Aalborg Universitet

Varmeplan Danmark Bilagsrapport

Dansk Fjernvarme, F&U-Kontoen

Varmeplan Danmark Bilagsrapport

Oktober 2008

Rambøll Danmark A/S Teknikerbyen 31 DK-2830 Virum Danmark Telefon +45 4598 6000 www.ramboll.dk

Bilagsrapport

Oktober 2008 Ref 8719006 Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 Version 6 Dato 2008-10-09 Udarbejdet af Projektgruppen Kontrolleret af AD Godkendt af JO

Dansk Fjernvarme, F&U-Kontoen

Varmeplan Danmark

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 I

Indholdsfortegnelse

Forord 1

1. Bilag 1 Varmeatlas 2 1.1 Problemstilling 2 1.2 Metode 3 1.2.1 BBR-udtræk 3 1.2.2 Varmeforbrugsmodellen 4 1.2.3 Validering af varmeforbrugsmodellen 8 1.2.4 En geografisk database over varmeplanlægningen 12 1.2.5 Kortlægning af forsyningsform og forsyningsteknologi 13 1.3 Udpegning af mulige nye fjernvarmeområder 14 1.3.1 Krydstabulering af varmeforbrug og forsyningsteknologi 16 1.4 Resultater 16 1.5 Diskussion 17 1.6 Perspektiver for udviklingen 17 1.7 Referencer 18

2. Bilag 2 Potentialet for en fremtidig fjernvarmeudbygning 19 2.1 Problemstilling 19 2.2 Opbygning af et Varmeatlas 19 2.3 Opstilling af geografiske scenarier 20 2.4 Resultater 21 2.5 Konklusion og perspektivering 25

3. Bilag 3 Fjernvarmenettets karakteristika 26 3.1 Forudsætninger 26 3.2 Investering vs. varmelevering 27 3.3 Varmetab 30

4. Bilag 4 Model for fjernvarmenettene i Danmark 32 4.1 Eksisterende bebyggelse 32 4.2 Ny bebyggelse 33 4.3 Scenarier for udbygning af nettene 34 4.4 Fjernvarmenettenes udbygning 35 4.5 Fjernvarmens robusthed overfor stærkt faldende varmebehov 37

5. Bilag 5 Varmebesparelser ved merisolering 39 5.1 Samfundsøkonomi 39 5.2 Brugerøkonomi 40 5.3 Omkostninger ved sparet varme 40

6. Bilag 6 Forsyning af ny bebyggelse med fjernvarme 42 6.1 Forudsætninger 43 6.1.1 Varmeinstallationer 43 6.1.2 Varmebehov og klimaskærm 44 6.1.3 Ledningsanlæg 45

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 II

6.1.4 Varmetab fra fjernvarmenet 46 6.1.5 Produktion af fjernvarme 46 6.2 Samfundsøkonomisk vurdering 47 6.2.1 Tilslutningsgrad til fjernvarme 49 6.2.2 Kalkulationsrente på 3 % 51 6.3 Samlede investeringer – faste omkostninger 52 6.4 Resumé 53

7. Bilag 7 Forsyning af ny bebyggelse med blokvarme 55 7.1 Forudsætninger 56 7.1.1 Varmebehov og klimaskærm 56 7.1.2 Varmeinstallationer 58 7.1.3 Ledningsanlæg 60 7.1.4 Produktion af blokvarme 61 7.2 Samfundsøkonomisk vurdering og Drivhusgasemissioner 61 7.2.1 Samfundsøkonomisk vurdering 61 7.2.2 Drivhusgasemissioner 63 7.2.3 Kalkulationsrente på 3 % 65 7.2.4 2008 brændselspriser 66 7.3 Resumé og perspektivering 68

8. Bilag 8 Potentiale for affaldsvarme 70 8.1 Hovedprognose med røggaskondensering 70 8.2 Prognose uden røggaskondensering 72 8.3 Virkningsgraders afhængighed af temperaturen 72

9. Bilag 9 Potentiale for biogas 75

10. Bilag 10 Potentiale for storskala solvarme 77 10.1 Solvarmens variation 77 10.2 Solvarme i konflikt med anden sommervarme 79 10.3 Fordele ved storskalaanlæg 79 10.4 Anbefalet udbygning 81

11. Bilag 11 Brug af lokale halmressourcer 83 11.1 Udbygning til større kunder 84 11.2 Udbygning til hele byen 85 11.3 Lokal eller central udnyttelse af halm 85

12. Bilag 12 Kraftvarmeoptimering 90 12.1 Elvarighedskurven 90 12.2 Produktionsoptimering 91

13. Bilag 13 Scenarieanalyser 94 13.1 Introduktion 94 13.2 Resumé af Resultater 94 13.3 Analysemodel 97 13.4 Scenarier for udvidelse af det danske fjernvarmeområde 98 13.5 Det danske system anno 2006 samt scenario for 100 % VE-system 100 13.6 Alternative varmeforsyningsteknologier 102

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 III

13.7 Alternative energisystemer 103 13.7.1 Varmebesparelser (Varme00, Varme25, Varme50, Varme75) 103 13.7.2 Mere vindkraft (Vind33, Vind50, Vind75) 103 13.7.3 Bedre kraft- og kraft/varmeværker (KV45) 103 13.8 Fjv. nettab og time-distribution ved besparelser 104 13.9 Økonomiske forudsætninger: Anlæg og drift 105 13.10 Samfundsøkonomiske brændsels- og el-prisforudsætninger 107 13.11 Resultater: Nuværende anno 2006 energisystem 110 13.12 Resultater: 100 % VE-energisystem anno 2060 116 13.13 Resultater: Fremtidigt år 2020 energisystem 117 13.14 Bilag 13.1: Data fra GIS-model for de 3 scenariers fordeling på fjernvarme

og individuelforsyning 122 13.15 Bilag 13.2: Data fra GIS-model omregnet til input til EnergyPLAN modellen 123 13.16 Bilag 13.3: Data vedr. fjv-nettab fra Rambøll-notat omregnet til input til

EnergyPLAN modellen 124 13.17 Bilag 13.4: Fordeling af fjervarmebehov på grupper i EnergyPLAN modellen

for de forskellige besparelses-alternativer 125 13.18 Bilag 13.5: Elprisvarighedskurve for forskellige vindkraft-input 126

14. Bilag 14 Potentiale for omkostningseffektive varmebesparelser 127 14.1 Resume 127 14.2 Opsummering af klimaskærmrapporten 127 14.3 Indledning 128 14.4 Parametre 128 14.5 Metodeforskelle 128 14.5.1 Nutidsværdibetragtninger 128 14.5.2 Energiforbrug pr. m2 129 14.6 Resultater 131 14.6.1 Nutidsværdibetragtninger 131 14.6.2 Energiforbrug pr. m2 134

15. Bilag 15 Varmeplan Danmark model 136 15.1 Indledning 136 15.2 Datagrundlaget for modellen 136 15.3 Prognosticering af varmegrundlaget 138 15.3.1 Bygningsmassens udvikling 138 15.3.2 Tre alternative udviklingsforløb for varmeforsyningen 139 15.3.3 Prognose for nybyggeri 142 15.3.4 Fjernvarmemarkedet 142 15.4 Prognosticering af varmeproduktionen 145 15.4.1 Faste grundlastproduktionskilder til fjernvarmen 145 15.4.2 Nye produktionskilder til fjernvarmen 148 15.5 Prognosticering af fjernvarmens lastfordeling 148 15.6 Energiforbrug og brændselsfordelingen 152 15.7 CO2-reduktion 155 15.8 Primary Ressource Factor (PRF) 157 15.9 Samfundsøkonomiske varmepriser iht. Energistyrelsen 158 15.10 Samfundsøkonomiske vurderinger 162 15.11 Bilag med produktionsvarighedskurver 163 15.11.1 Storkøbenhavn 2006 ->2020 163

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 IV

15.11.2 Varmeplan Århus 2006 ->2020 164 15.11.3 TVIS i trekantområdet 2006 ->2020 165 15.11.4 Aalborg med omegnsbyer 2006 ->2020 166 15.11.5 Store kraftvarmeudtag 2006 ->2020 167 15.11.6 Affalds- og biomassekraftvarme 2006 ->2020 168 15.11.7 Affaldskraftvarme og Gas-combined-cycle 2006 ->2020 169 15.11.8 Gas-combined-cycle 2006 ->2020 170 15.11.9 Gasfyret modtrykskraftvarme 2006 ->2020 171

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 V

Figur- og tabelfortegnelse Figur 2-1 De kumulative omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale uden

varmebesparelser 22 Figur 2-2 De kumulative omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale med

varmebesparelser 22 Figur 2-3 De marginale omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale uden

varmebesparelser 23 Figur 2-4 De marginale omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale med

varmebesparelser 23 Figur 3-1 Sammenhæng mellem anlægsinvestering og leveret varmemængde pr. år for

distributionsledninger 27 Figur 3-2 Sammenhæng mellem anlægsinvestering og leveret varmemængde pr. år for

transmissionsledninger 28 Figur 3-3 Investering pr. leveret varmemængde som funktion af dimension for

distributionsledninger 28 Figur 3-4 Investering pr. leveret varmemængde som funktion af dimension for DN200-

DN1000 29 Figur 3-5 Marginal merpris pr. øget leveret varmmængde ved at gå en dimension op 29 Figur 3-6 Årligt varmetab som funktion af dimension for serie 2 og twinrør 30 Figur 3-7 Effektivitet pr 100 m som funktion af dimension for distributionsledninger 31 Figur 3-8 Effektivitet som funktion af dimension for henholdsvis distributionsledninger

og transmissionsledninger 31 Figur 6-1 Placering af 80 tæt/lav boliger 43 Figur 6-2 Samfundsøkonomiske omkostninger (1000 kr.) 47 Figur 6-3 CO2-emission (nutidsværdi over 20 år) for de enkelte alternativer 48 Figur 6-4 Ikke kvotereguleret CO2-emission 49 Figur 6-5 Samfundsøkonomisk omkostning ved forskellige tilslutningsgrader til

fjernvarme 50 Figur 6-6 CO2-emission ved forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme 51 Figur 6-7 Samfundsøkonomiske omkostninger (1000 kr.) 52 Figur 6-8 Samlet investering (nutidsværdi over 20 år) 53 Figur 9-1 Potentiale for biogas 76 Figur 10-1 Solvarmens variation 78 Figur 10-2 Produktionspriser for solvarme 81 Figur 11-1 Sammenligning af central og decentral udnyttelse af halm 50 % motorandel 87 Figur 11-2 Sammenligning af central og decentral udnyttelse af halm 75 % motorandel 88 Figur 11-3 Sammenligning af central og decentral udnyttelse af halm 90 % motorandel 89 Figur 12-1 Elprisvarighedskurve 90 Figur 12-2 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 150 kr/MWh 92 Figur 12-3 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 200 kr/MWh 92 Figur 12-4 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 250 kr/MWh 93 Figur 13-1 Illustrationer fra EnergyPLAN-modellen 97 Figur 13-2 Nettovarmebehov i referencen og de 3 scenarier 99 Figur 13-3 Brændsels- og fjernvarmebehov for de 3 scenarier 100 Figur 13-4 Timedistribution og varighedskurve for fjernvarme, nuværende forsyning 104

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 VI

Figur 13-5 Timedistribution og varighedskurve for fjernvarme med 75% reduktion 105 Figur 13-6 Konsekvenser for brændselsforbruget for 10 forskellige alternativer 111 Figur 13-7 Konsekvenser for CO2-emissionen af 10 alternativer 112 Figur 13-8 Konsekvenser for CO2-emissionen af 10 alternativer 113 Figur 13-9 Sammenligning af konsekvenser for de tre scenarier 115 Figur 13-10 Brændselsforbrug og samfundsøkonomi for 7 alternativer 116 Figur 13-11 Analyser i et år 2020 energisystem med eloverløb og uden el-handel 119 Figur 13-12 Analyser i et år 2020 energisystem med eloverløb og uden el-handel 120 Figur 14-1 Sammenligning af klimaskærmrapporten og følsomhedsanalysen 132 Figur 14-2 Nutidsværdinøgletal. sammenligning mellem de 2 beregninger 133 Figur 14-3 Nutidsværdinøgletal, sorteret efter værdi fra følsomhedsberegningerne 133 Figur 14-4 Besparelses andel af det samlede varmeforbrug; samt de dertilhørende

investeringer 134 Figur 14-5 Investeringen i kr. pr årlig besparelse i MWh/år ved stigende

besparelsesprocenter 135 Figur 15-1 Statistik og prognose for befolkningstal og bygningsmassens udvikling 138 Figur 15-2 Prognose for bygningsmassens udvikling fordelt på sektorer. 139 Figur 15-3 Det samlede varmebehov ved 25 % rumvarmebesparelser (år 2020) 140 Figur 15-4 Den samlede varmeforsyning ved 50 % rumvarmebesparelser i år 2040 141 Figur 15-5 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb A 143 Figur 15-6 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb B 143 Figur 15-7 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb C 144 Figur 15-8 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb A 150 Figur 15-9 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb B 150 Figur 15-10 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb C 151 Figur 15-11 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb A 152 Figur 15-12 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb B 153 Figur 15-13 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb C 153 Figur 15-14 Fordelingen af fjernvarmens primærenergi pr leveret varmeenhed

(søjlediagrammer) samt kraftvarmeandel (kurve) 154 Figur 15-15 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb A 156 Figur 15-16 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb B 156 Figur 15-17 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb C 157 Figur 15-18 Samfundsøkonomiske varmepriser for et eksisterende normalhus 161 Figur 15-19 Samfundsøkonomiske varmepriser for et typisk lavenergihus 161

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 VII

Tabel 1-1 Bygningernes aldersklasser i varmeforbrugsmodellen 5 Tabel 1-2 Det specifikke varmeforbrug (rumopvarmning og varmt vand) 6 Tabel 1-3 Bygningsmassens varmeforbrug på landsplan, nuværende (2006) og med

20% besparelser 7 Tabel 1-4 Bygningsmassen i millioner m2 fordelt på forbrugertyper 7 Tabel 1-5 Validering af Varmeatlas vha. en Varmeplan for Københavns Vestegn,

produceret af Rambøll 10 Tabel 1-6 Det beregnede varmeforbrug sammenlignet med energistatistikken 2006 11 Tabel 1-7 Feltbeskrivelser for nogle af de attributter i den geograf. database over

energidistrikter 12 Tabel 1-8 Grupper af områder med fælles forsyningsform og -teknologi 13 Tabel 1-9 Antal mulige fjernvarmeområder 14 Tabel 1-10 Tre scenarier for omlægningen af naturgasområder til fjernvarme 15 Tabel 1-11 Udvikling af nettoopvarmningsbehovet som potentielt kan tilsluttes i

scenarierne 16 Tabel 1-12 Udvikling af bygningsarealerne som potentielt kan tilsluttes i scenarierne 17 Tabel 2-1 De samlede fjernvarmepotentialer og anlægsomkostninger 21 Tabel 3-1 Benyttede anlægspriser 26 Tabel 4-1 Beregning af nettab i referencen 33 Tabel 4-2 Nettab til ny bebyggelse 34 Tabel 4-3 Nettab ved forskellige grader af udbygning og moderate besparelser 36 Tabel 4-4 Nettab ved stærkt faldende varmebehov 37 Tabel 5-1 Omkostninger ved varmebesparelser 41 Tabel 6-1 Nøgletal for varmeanlæg 44 Tabel 6-2 Energiramme og antagede varmebehov 44 Tabel 6-3 Merpris i % og kr./m² ekskl. moms i forhold til standard BR08 med

fjernvarme 45 Tabel 6-4 Anslåede anlægsomkostninger ekskl. moms 45 Tabel 6-5 Anlægsomkostninger for fjernvarmenet ved forskellige tilslutningsgrader 46 Tabel 6-6 Beregnet varmetab fra fjernvarmeledninger 46 Tabel 7-1 Energiramme og antagende varmebehov 57 Tabel 7-2 Merpris i % og kr./m² ekskl. moms ift. standard BR08 med oliefyr eller

blokvarme 58 Tabel 7-3 Oversigt over varme- og effektbehov ved forskellige hustyper 58 Tabel 7-4 Nøgletal for varmeanlæg 60 Tabel 7-5 Oversigt over det årlige varmetab fra blokvarmedistributionsledningerne

ved forskellige hustyper 61 Tabel 7-6 Oversigt over anlægsinvesteringer til solvarme og biooliefyret kedel 61 Tabel 7-7 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) 62 Tabel 7-8 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr. 62 Tabel 7-9 Akkumulerede drivhusgasemissioner over 20 år i ton CO2-ækvivalenter for

de enkelte alternativer 64 Tabel 7-10 Akkumuleret drivhusgasemissioner over 20 år i ton CO2-ækvivalenter 64 Tabel 7-11 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) 65 Tabel 7-12 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr. 66 Tabel 7-13 Oversigt over aktuelle brændselspriser (juli 2008) 66

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 VIII

Tabel 7-14 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) 67 Tabel 7-15 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr. 67 Tabel 8-1 Prognose for affaldsvarme 71 Tabel 8-2 Affaldsvarmeprognose uden kondensering 72 Tabel 8-3 Effektivitet som funktion af returtemperatur 73 Tabel 8-4 Forbedring af el- og totalvirkn.grad ved kondensering og lav returtemp. 74 Tabel 13-1 En mulig udvikling mod et 100 % VE system 101 Tabel 13-2 Fordeling af varmebehovet på varme brugsvand og tab 104 Tabel 13-3 Standardiserede værdier for individuelle anlæg 106 Tabel 13-4 Fjernvarmedata 107 Tabel 13-5 Brændselsprisforudsætning (DKK/GJ) 108 Tabel 13-6 Transport og håndteringsomkostninger for brændsler 109 Tabel 13-7 Timedistrib. og varighedskurve for Nordpool spotmarkedsprisen, 2005 110 Tabel 14-1 Stikprøve resultater fordelt på de forskellige tidsperioder 129 Tabel 14-2 Fordeling af gns. energiforbrug pr m2 ud på et- og to-plans huse 130 Tabel 14-3 procentvis størrelse af etageboliger og erhvervsbygningers energiforbrug 130 Tabel 15-1 Registreret fjernvarmeproduktionen 2006. 137 Tabel 15-2 Den samlede referencefjernvarmeproduktion (år 2006) 137 Tabel 15-3 Tre alternative udviklingsforløb: A, B og C 139 Tabel 15-4 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb A 140 Tabel 15-5 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb B 141 Tabel 15-6 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb C 142 Tabel 15-7 Fjernvarmemarkedets udvikling (ab værk) i de 3 udviklingsforløb 142 Tabel 15-8 Prognose for fjernvarmemarkedets fordeling 144 Tabel 15-9 Prognose for industrikølevarme til fjernvarme 145 Tabel 15-10 Prognose for affaldskraftvarme 146 Tabel 15-11 Prognose for biogaskraftvarme 147 Tabel 15-12 Prognose for solvarme til fjernvarme i udviklingsforløb A 147 Tabel 15-13 Prognose for solvarme til fjernvarme i udviklingsforløb B og C 147 Tabel 15-14 Prognose for store varmepumper og elkedler til fjernvarme 148 Tabel 15-15 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb A 149 Tabel 15-16 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb B 149 Tabel 15-17 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb C 149 Tabel 15-18 Nettovarmebehovet fordelt på energiart i de 3 udviklingsforløb 152 Tabel 15-19 Fjernvarmens ressourceforbrug af fossile brændsler og biomasse 155 Tabel 15-20 Udvikling i CO2-emissionstal 155 Tabel 15-21 PRF faktor inkl. elproduktion fra lokale biomassekraftvarmeværker 157 Tabel 15-22 Samfundsøkonomisk varmepris for forskellige forsyningssystemer 159 Tabel 15-23 Anlægsudgifter omregnet til ækvivalent samfundsøkonomisk varmepris. 160 Tabel 15-24 Samfundsøkonomi ekskl. anlægsinvesteringer 162

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 IX

Forsiden symboliserer de meget ”lavthængende frugter”, der kan høstes i fjernvarmesekto-ren ved at udnytte sektorens muligheder bedre, end man gør i dag.

Ref. 8719006/Varmeplan Danmark Bilagsrapport 09 10 08 1/171

Forord

Denne rapport er udarbejdet af Rambøll Danmark A/S i samarbejde med Aalborg Universitet (AAU), Institut for Samfundsudvikling og Planlægning, og med støtte fra Dansk Fjernvarmes F&U-konto. F&U-kontoen er oprettet med det formål at støtte forskning og udvikling inden for fjernvarmesektoren. Kontoens midler er tilvejebragt via et bidrag på 0,65 øre pr. GJ for alle varmeværker med en varmeproduktion eller varmekøb på over 100 TJ pr. år.


1. Bilag 1 Varmeatlas

Bernd Möller, Aalborg Universitet Dette bilag beskriver opbygningen af et detaljeret geografisk varmeatlas (Möller, 2008) til beregning af potentialet og omkostningerne for udvidet fjernvarmeforsyning i Danmark.

1.1 Problemstilling Analyser af fjernvarmesystemernes miljøeffektivitet, specielt hvis disse udvides eller hvis der gennemføres energibesparelser i den eksisterende bygningsmasse, afhænger af den lokale forsyningsteknologi. Problematikker som udbredelsen af kraftvarme, spørgsmålet om fjern-varme skal udvides eller om der skal satses på lavenergibyggeri i byernes udkant, samt ge-nerelle effektivitetsforbedringer i forsyningssystemet kræver en geografisk tilgang til pro-blemstillingen fordi energiforbrugets placering typisk bestemmer forsyningsformen og ener-giteknologien. Energiforbrugets geografi er bestemt af den måde byerne, landsbyerne og det åbne land er blevet bebygget på. Det bebyggede miljø, herunder bygningernes størrelse, alder, anvendel-se og opvarmningsform, bestemmer energiforbruget. Bebyggelsesintensitet og bebyggelser-nes form afgør, om der kan indrettes ledningsbundne forsyningsformer som fjernvarme og naturgas. Forsyningsformen er dikterende for den teknologi, som kan anvendes til produkti-on og fordeling af varme. Energisystemernes geografiske indretning er et resultat af en kommunal varmeplanlægning, som begyndte i 1970’erne. Hvis man vil gå endnu længere tilbage, kan de første kommunale fjernvarmenet fra 1950’erne og før stadig spores i byernes varmeforsyning. Den kommunale varmeplanlægning har altid været en meget decentral proces, og der har altid været store forskelle i den opmærksomhed, varmeplanlægningen har fået i de forskellige dele af landet. Siden 1970’erne har man brugt databaser og kortlægning til udpegningen af varmeforsy-ningsteknologier, og siden 1980’erne har disse oplysninger været brugt til basisoplysninger i den nationale energiplanlægning. Udviklingen af edb-baserede metoder til varmeplanlægnin-gen, derunder Energistyrelsens GIS-baserede Energidata-system, har nået højdepunktet i de sene 1990’ere. Dette notat beskriver udviklingen af et informationssystem til udtræk af beregningsforud-sætninger for videregående energisystemanalyser om fremtidens fjernvarmeforsyning kaldet et Varmeatlas. Informationssystemet skal levere det beregnede varmeforbrug til rumop-varmning og varmt vand specificeret efter bygningernes varmeinstallation og opvarmnings-form samt den kollektive forsyningsform og forsyningsteknologi i det område, hvor bygnin-gerne ligger. Derudover skal der kunne gennemføres geografiske analyser, som muliggør en kvantificering af potentialet for at skifte forsyningsform (naturgas til fjernvarme), forsynings-teknologi (fjernvarme til kraftvarme) eller brændsel (naturgas til biomasse) for ethvert givet område. Systemet kan desuden gøre overslag af omkostningerne for at etablere fjernvarme-


net, afhængigt af den eksisterende forsyningsform, varmeforbruget i nærområdet, og af-standen til eksisterende fjernvarmesystemer. Således bliver det muligt at beregne potentia-let for etableringen af nye fjernvarmeområder i kumulativt varmeforbrug og marginale om-kostninger i form af en forsyningskurve. Forsyningskurven kan tolkes således at de specifik-ke omkostninger stiger med det udnyttede potentiale, hvilket kan bruges til at prioritere ud-gifterne efter devisen ”mest fjernvarme for pengene”; eller også for at etablere en sammen-hæng mellem investeringer i fjernvarme og fjernvarmepotentialet. Det er værd at bemærke at systemet er beregnet til analyser på landsplan. På lokalt plan vil der forekomme større beregningsusikkerheder. Informationssystemet opbygges i et geografisk informationssystem for hele landet og kaldes efterfølgende for Varmeatlas.

1.2 Metode Et Varmeatlas opbygges som geografisk database bestående af fire komponenter:

• Et landsdækkende udtræk af BBR-registeret på bygningsniveau • En model til beregning af bygningernes varmeforbrug ud fra BBR-data, energiattester

og valideret efter energistatistikken • En model til at beregne omkostningerne for tilslutning af bygninger til eksisterende

og nye fjernvarmenet • En geografisk database over varmeplanlægningen

Energiatlasset kombinerer således data og informationer, som hver for sig eksisterer i sam-fundet, men som ikke findes kombineret til et sammenhængende informationssystem. Nyt-teværdien består i at kunne relatere varmeforbruget til forsyningsformen og -teknologien uafhængigt af de eksisterende varmeplaner, som ofte er forældet eller hvis geografiske af-grænsning ikke er sket ensartet i hele landet. Som ved alle former for modeller er dette Varmeatlas forbundet med usikkerheder. Usikker-hederne findes i alle komponenter. Igennem notatet vil der blive gjort opmærksom på fejlkil-der, og deres betydning for resultatet vil blive belyst.

1.2.1 BBR-udtræk Opbygningen af et Varmeatlas begynder med et landsdækkende udtræk af Bygnings- og Boligregisteret (BBR), som siden 2006 vedligeholdes af Økonomi- og Erhvervsministeriet. Dataudtrækket er fra marts 2006 og leveret til Geodatabiblioteket ved Inst. for Samfundsud-vikling og Planlægning, AAU. Der er tale om store tekstfiler på i alt 6 Gigabyte, som beskri-ver hele den danske bygningsmasse efter fysiske egenskaber, administrative forhold og ejer-skab. BBR er blevet etableret siden 1976 og registrerer det bebyggede miljø på tre niveauer: En-heden, bygningen og ejendommen. BBR bruges til dagligt til den offentlige administration af bygningsmassen, derunder ejendomsvurderingen, beskatningen samt en række miljøforhold. Hver bygning er registreret med unikke adresseoplysninger bestående af kommunenumme-ret (de gamle kommuner), vejkode, husnummer og eventuelt bogstav. Disse adresseoplys-


ninger sammensættes til en tabel, som indeholder samtlige bygningsoplysninger for alle op-varmede bygninger i landet samt et koordinatpar til geografisk placering i forhold til varme-planlægningen. Hele BBR-bygningstabellen indeholder 2.465.721 bygninger, hvoraf 2.461.010 (99,8 %) er registreret med adressekoordinater. Hver bygning har fået tilknyttet en energitype, bestående af informationer om bygningens opførelsesperiode og anvendelses-type, til brug i forbindelse med varmeforbrugsmodellen.

1.2.2 Varmeforbrugsmodellen Varmeforbrugsmodellen er baseret på en model, som er blevet udviklet af Kim Wittchen ved SBi og dokumenteret i Wittchen (2004). Modellen er oprindeligt blevet udviklet til at beregne potentialet for varmebesparelser i summen af bygningsmassen, men er blevet modificeret til at kunne beregne varmeforbruget i hver enkelt bygning. Modellen nyttiggør oplysninger fra energiattester for den eksisterende bygningsmasse, hvilke supplerer BBR med en række oplysninger, som ikke findes i registeret. Dette omfatter pri-mært beboernes adfærd, samt renoveringer og forandringer som ikke registreres, såvel som regionale forskelle i bygningsmassen. Da SBi-modellen kun omfatter boligsektoren, måtte en gammel model bygget af Rikke Næ-raa og Kenneth Karlsson ved DTU i 1996-1998 (Næraa og Karlsson, 1998) genbruges for beregningen af varmeforbruget i handel, service, industri og landbrug. Modellens tal blev justeret til 2006 gennem interpolation af modellens oprindelige årstal fra 1995 til 2015 i mo-dellens basis-scenario. Den endelige model resulterer i en specifik varmeforbrugsværdi [kWh/m2/år] bestående af opvarmningsbehovet og varmtvandsforbruget for 175 forskellige bygningstyper i 7 opførel-sesperioder (se tabel 1) og 25 forskellige BBR-anvendelseskoder (se tabel 2). For at beregne konsekvenserne af en landsdækkende energispareindsats blev der medtaget et scenario fra Wittchen (2004), som resulterer i 20 % besparelser i boligsektoren. For de andre sektorer af bygningsmassen blev der regnet med et lignende besparelsesscenario, som er fremkommet ved at interpolere data fra Næraa og Karlsson (1998). Det samlede bespa-relsesscenario for hele bygningsmassen svarer til 20 % af det nuværende opvarmningsbehov inkl. varmt vand, men da nogle bygningstyper og -aldersklasser har et bedre potentiale end andre, fordeler de endelige besparelsesmuligheder sig efter den anvendelses- og aldersmæs-sige fordeling af bygningsmassen i landet. Bygningernes anvendelseskode, bygningsareal, opvarmningsform, varmeinstallation og det beregnede varmeforbrug gemmes in en ny tabel. Tabel 3 giver en oversigt over bygnings-massens varmeforbrug. Modellens resultater er på landsplan blevet tilpasset til Energistyrel-sens energistatistik for 2006, hvor varmeforbruget er netto-varmeforbruget (uden tab i fjernvarmenet, og bygningernes forsyningsteknologi såsom kedler etc.) og korrigeret for klimavariationer. Ved at bruge nettovarmeforbruget kan bygninger overflyttes til fjernvarme-forsyningen uden først at trække et eventuelt kedeltab fra.


Nettovarmeforbruget fra Energistatistikken 2006 blev desuden brugt til validering af energi-atlassets beregnede varmeforbrug i bygningerne. Valideringen gik på tværs af forbrugerty-per, afledt af BBR-anvendelseskoderne, se tabel 3, og brændslerne til opvarmning. Nogle anvendelseskoder ligesom opvarmningsformer måtte sammenfattes. Hovedvægten blev lagt på fjernvarme, olie, naturgas og el, mens resten, bestående bl.a. af træpiller, brænde og varmepumper, ikke kunne specificeres yderligere. 81,3 % af det samlede varmeforbrug kun-ne dermed valideres direkte efter energistatistikken for 2006, mens resten blev samlet under en fællesbetegnelse ”andet”, som består af yderligere 18,4 % vedvarende energikilder og i alt 0,4 % koks, bygas etc.

Opførelsesperiode Areal [mio. m2] Areal [% af total] Før 1930 118 21 %

1931 - 1950 50 9 %1951 - 1960 43 8 %1961 - 1972 113 20 %1973 - 1978 68 12 %1979 - 1998 121 21 %1999 - 2005 50 9 %

Tabel 1-1 Bygningernes aldersklasser i varmeforbrugsmodellen Alle typer af bygninger i alle forbrugssektorer (boliger, handel og service, industri og landbrug) er inkluderet.


[kWh/m2]

Anv. <1930 1931-1950

1951-1960

1961-1972

1973-1978

1979-1998

>1998

Stuehuse til landbrugsejendom 110 211 216 207 137 103 82 73 Parcelhuse 120 209 217 204 143 117 90 72

Række-, kæde- og dobbelthuse 130 175 178 162 120 98 74 65 Etageboligbebyggelse 140 168 164 144 126 102 80 64

Kollegier 150 188 184 164 145 122 100 84 Døgninstitutioner 160 268 270 268 196 196 163 161

Anden helårsbeboelse 190 228 239 223 158 132 105 86 Avls- og driftsbygning 210 45 45 45 33 33 22 22

Fabrikker, værksteder o.l. 220 120 120 120 97 97 66 66 El-, gas-, vand- og varmeværker 230 120 120 120 97 97 66 66

Anden bygning til produktion 290 120 120 120 97 97 66 66 Transport- eller garageanlæg 310 124 124 124 100 100 68 68

Kontor, handel, lager, off. adm. 320 126 126 126 105 105 77 77 Hotel, restauration, frisør o 330 226 226 226 195 195 123 123 Uspec. transport og handel 390 112 112 112 90 90 63 63

Bibliotek, kirke, museum o.l. 410 140 140 140 98 98 78 78 Undervisning, forskning o.l. 420 162 162 162 134 134 98 98

Hospital, sygehus o.l. 430 215 215 215 152 152 120 120 Daginstitutioner 440 236 236 236 186 186 129 129

Uspecificeret institution 490 215 215 215 152 152 120 120 Sommerhuse 510 74 76 74 58 58 42 40

Uspecificeret ferieformål 520 55 55 55 44 44 27 27 Idrætshaller, klubhuse 530 132 132 132 102 102 72 72

Kolonihavehuse 540 53 53 53 42 42 26 26 Uspecificeret fritidsformål 590 53 53 53 42 42 26 26

Tabel 1-2 Det specifikke varmeforbrug (rumopvarmning og varmt vand) Det er opdelt efter anvendelsestyperne og opførelsesperioderne


Bygningsanvendelse Nettovarmebehov, nu Nettovarmebehov -20% Besparelse Stuehuse til landbrugsejendom 3.472 3.180 8 %Parcelhuse 20.200 16.416 19 %Række-, kæde- og dobbelthuse 2.999 2.393 20 %Etageboligbebyggelse 10.025 7.347 27 %Kollegier 176 149 15 %Døgninstitutioner 739 598 19 %Anden helårsbeboelse 171 140 18 %Avls- og driftsbygning 4.187 3.435 18 %Fabrikker, værksteder o.l. 4.578 3.754 18 %El-, gas-, vand- og varmeværker 287 236 18 %Anden bygning til produktion 320 262 18 %Transport- eller garageanlæg 496 395 20 %Kontor, handel, lager, off. adm. 5.346 4.257 20 %Hotel, restauration, frisør o 1.010 826 18 %Uspec. transport og handel 92 74 20 %Bibliotek, kirke, museum o.l. 487 388 20 %Undervisning, forskning o.l. 2.532 2.015 20 %Hospital, sygehus o.l. 598 476 20 %Daginstitutioner 508 404 20 %Uspecificeret institution 510 406 20 %Sommerhuse 796 696 13 %Uspecificeret ferieformål 29 23 20 %Idrætshaller, klubhuse 474 377 20 %Kolonihavehuse 10 8 19 %Uspecificeret fritidsformål 59 48 18 %Total 60.098 48.004 20 %

Tabel 1-3 Bygningsmassens varmeforbrug på landsplan, nuværende (2006) og med 20% besparelser

Type bygning Areal i mio. m2 % Boliger 279 49 %

Enfamiliehuse 200 35 % Etageboliger 79 14 %

Handel og service 107 19 % Handel 62 11 % Service 45 8 %

Industri og landbrug 188 33 % Industri 60 10 % Landbrug 129 22 %

Sum 573 100 % Tabel 1-4 Bygningsmassen i millioner m2 fordelt på forbrugertyper


Energistatistikken indeholder kun netto-rumopvarmningsbehovet for forbrugergrupperne boliger samt handel og service, mens et eventuelt opvarmningsbehov i landbrug og industri regnes med i procesenergi. Kun opvarmningsbehovet i boliger, handel og service bliver der-med direkte sammenligneligt med energistatistikken. Opvarmningsbehovet i landbrug og industri relateres til bygningsarealerne, og håndteres dermed stort set uafhængigt af indu-strielle processer. Dette vil have en betydning for udskiftning af naturgas med fjernvarme til industriens rumopvarmning og lavtemperaturprocesser i naturgasområder, mens landbrugets staldbygninger og drivhuse typisk ligger uden for arealer med kollektiv forsyning.

1.2.3 Validering af varmeforbrugsmodellen Som beskrevet overfor er der uundgåelige afvigelser mellem varmeforbruget i modellen og det klimakorrigerede varmeforbrug i energistatistikken. Valideringens mål var at tilnærme modellen til energistatistikken. Dette skete på fire niveauer:

1. Summen af netto-rumopvarmningsbehovet tilpasses til Energistatistikken for 2006 2. Netto-rumopvarmningens fordeling på forbrugergrupper tilpasses, med forbehold for

industri og landbrug 3. Netto-rumopvarmningens fordeling på energibærere tilpasses, med forbehold på af-

vigelser mellem BBR og virkeligheden (især olie, elvarme og træpillefyr) 4. Netto-rumopvarmningsbehovet og potentialet for ny fjernvarme sammenlignes med

en eksisterende varmeplan for Københavns Vestegn, gennemført af Rambøll.

Justeringen skete ved at tilpasse modellens værdier for det specifikke varmebehov (1 og 2), mens (3) ikke er mulig uden indgreb i BBR-tabellen, hvilke er ikke realistiske. Det blev fundet at BBR’s oplysninger om varmeinstallation og opvarmningsmiddel ofte ikke er opdaterede, hvilket medfører en del fejl i sammenligningen med energistatistikken. Gene-relt har der været større fejl forbundet med individuel energiforsyning end med fjernvarme- og naturgasopvarmede bygninger. Desuden har det været forbundet med væsentlig færre fejl at anvende SBi’s varmeforbrugsmodel for boligsektoren end DTU-modellen for service- og industrisektoren. Da langt den største del af varmeforbruget il handel og service dækkes med fjernvarme (66 %) og naturgas (20 %), er fejlen i de andre opvarmningsformer under-ordnet. Det samlede rumopvarmningsbehov er blevet justeret til energistatistikken. I boligsektoren er det at bemærke at oliefyr og elvarme overvurderes mens fastbrændselsfyr (halm, træpiller) undervurderes, hvis BBR-oplysninger anvendes, mens naturgas- og fjern-varmeforsyning stemmer bedre overens med det i statistikken angivne forbrug. Fjernvarme-opvarmning har den bedste overensstemmelse med energistatistikken, se tabel 5, mens tal-lene for naturgas er lidt dårligere. Især i parcelhusområder er opvarmningsbehovet for na-turgasfyrede bygninger blevet overvurderet. Dette kan enten skyldes at BBR ikke er opdate-ret, eller at brænde erstatter en del af naturgasforbruget. I en rapport af Erhvervs- og Byggestyrelsen (EBST, 2007) vurderer kommunerne (som er dataansvarlige) at fejlene i BBR er som følger: ”ved 23 % af landets enfamilieshuse findes en difference mellem BBR-arealet og det reelle boligareal på mere end 5 m2 og på mere end 25 m2 for 4 % af bygningerne. 6 % af alle beboelsesbygninger har fejl i varmeoplysningerne”. Mens fejlene i arealerne nemt kan udlignes i varmeforbrugsmodellen ved at bruge højere


specifikke E-værdier under antagelse at fejlen er ligelig fordelt over landet, er fejlene i op-varmningsform og varmeinstallation vigtige i projektets sammenhæng. Der mangler 1.656 GWh naturgasbaseret nettovarmeforbrug i modellen, svarende til en fejl på 3 % i forhold til det samlede opvarmningsbehov. Der er her tale om bygninger, som siden er gået over til naturgas. Fejlen har den betydning, at potentialet for erstatning af individuel naturgasforsyning med fjernvarme er op til 1,7 TWh mindre. Da dette manglende varmefor-brug imidlertid sandsynligvis er opgjort som oliebaseret opvarmning, er fejlen til at leve med, men skal holdes i mente. Der er 4.913 GWh for meget oliebaseret nettovarmeforbrug, hvilket sammen med 1 215 GWh elvarme ser ud til at være blevet konverteret til andre opvarmningsformer som træpil-ler, brænde og varmepumper, som der mangler 6 100 GWh af i energiatlasset. Der er såle-des en fejl i energiatlasset på op til 12 % af hele opvarmningsbehovets fordeling på de rette brændsler. Af det oliebaserede opvarmningsbehov ligger 54 % i landdistrikter uden for fjern-varmenettenes rækkevidde, mens 19 % er placeret i eksisterende fjernvarmeområder, og op til 25,4 % eller 1.251 GWh kan bidrage til direkte fejl i projektet fordi de ligger i naturgasom-råder. Varmeatlasset overvurderer boligernes fjernvarmebehov med 1.533 GWh eller 9 % i forhold til energistatistikken. Overvurderingen rammer mest enfamiliehusene, hvor den udgør 15 %, mens etagebyggeriet kun ligger 2 % over energistatistikkens tal. En grund kunne være un-dervurderingen af de energibesparelser, som er blevet gennemført i denne del af bygnings-massen, som udgør 59 % af det samlede opvarmede areal i boliger, handel og service. En anden forklaring kan ligge i forbruget af brænde, som erstatter en del af brændslet. Det er at bemærke at energiatlassets beregnede nettoopvarmningsbehov kun ligger 30 GWh ved siden af, svarende til 0,11 %. Resultatet af sammenligningen af Varmeatlassets beregnede opvarmningsbehov med varme-planen for Vestegnen er gengivet i tabel 5. For de fleste områder er der god overensstem-melse mellem det ved hjælp af Varmeatlasset fremkomne varmeforbrug og det af eksperter-ne skønnede varmeforbrug, som baserer sig på en komplet anderledes datakilde. Afvigelser findes overvejende i områder med erhvervsbyggeri. De største afvigelser er at træffe, hvor der er få og specielle erhvervsbygninger med et meget stort varmebehov grundet de indu-strielle processer i bygningerne. Dette var til at forvente, da energiforbruget i erhvervsbyg-geri sjældent baserer sig på etagearealet alene. Faktorer som procesenergiforbrug, ventilati-onsbehovet og benyttelsestiden spiller store roller her.


OmrådeOmrådebeskrivelse

Varmebehov, beregnet [MWh]

Potentiale, Beregnet [MWh]

Ikke-fjv.- tilsluttede bygninger

Potentiale iht. Varmeplanen [MWh]

2-1 Industriområde 22.029 22.029 100% 24.000 2-2 Industriområde 8.545 8.195 96% 8.000 2-3 Industriområde 21.976 20.884 95% 20.000 2-4 Industriområde 13.821 13.821 100% 24.000 2-5 Kontor 36.516 36.516 100% 36.000 2-6 Boligkvarter 7.797 6.777 87% 8.000 2-7 Boligkvarter 8.771 965 11% 11.000 2-8 Boligkvarter 2.737 2.280 83% 3.000 2-9 Bolig mv 18.155 18.077 100% 18.000 3-1 Industriområde 15.151 14.139 93% 10.000 3-2 Industriområde 11.078 5.307 48% 5.000 3-3 Industriområde 7.303 7.303 100% 8.000 3-4 Industriområde 12.606 12.447 99% 12.000 3-5 Industriområde 809 809 100% 14.000 3-6 Blandet 2.466 2.466 100% 2.000 5-1 Industriområde 17.539 17.539 100% 20.000 6-1 Industriområde 16.132 15.860 98% 13.000 6-2 Industriområde 22.837 21.427 94% 48.000 6-3 Boligkvarter 34.219 28.906 84% 37.000 Sum 280.487 255.747 91% 321.000 Tabel 1-5 Validering af Varmeatlas vha. en Varmeplan for Københavns Vestegn, produceret af Rambøll


Energistatistik

2006 Energiatlas Difference Faktisk forbrug, klimakorrigeret GWh % GWh % afvigelse GWh

Rumopvarmning (netto) i alt 50 981 50 888 0% -93

Handels- og serviceerhverv 12 318 24% 12 236 -1% -82

Olie 629 5% 1 522 142% 893

Naturgas 2 419 20% 1 912 -21% -508

El 349 3% 355 2% 5

Fjernvarme 8 134 66% 8 135 0% 1

Andet 787 6% 313 -60% -474

Handel 2 616 21% 5 934 127% 3 317

Olie 73 3% 815 1 018% 742

Naturgas 585 22% 961 64% 376

El 67 3% 168 150% 101

Fjernvarme 1 884 72% 3 909 107% 2 024

Andet 7 0% 80 1 045% 73

Service 9 701 79% 6 302 -35% -3 399

Olie 556 6% 707 27% 151

Naturgas 1 834 19% 950 -48% -884

El 282 3% 186 -34% -95

Fjernvarme 6 250 64% 4 226 -32% -2 024

Andet 780 8% 232 -70% -547

Husholdninger 38 663 76% 38 652 0% -11

Olie 4 900 13% 8 919 82% 4 020

Naturgas 6 971 18% 5 824 -16% -1 148

El 1 603 4% 2 814 75% 1 210

Fjernvarme 17 885 46% 19 418 9% 1 533

Andet 7 304 19% 1 678 -77% -5 626

Enfamiliehuse 27 682 72% 27 712 0% 30

Olie 4 520 16% 8 260 83% 3 740

Naturgas 5 860 21% 5 090 -13% -770

El 1 404 5% 2 709 93% 1 305

Fjernvarme 8 729 32% 10 057 15% 1 328

Andet 7 169 26% 1 596 -78% -5 573

Etageboliger 10 981 28% 10 940 0% -41

Olie 379 3% 659 74% 279

Naturgas 1 111 10% 734 -34% -377

El 199 2% 104 -48% -95

Fjernvarme 9 156 83% 9 361 2% 205

Andet 135 1% 82 -39% -53

Industri og landbrug 9 374

Olie 1 665

Naturgas 1 259

El 155

Fjernvarme 2 179

Andet 360 Tabel 1-6 Det beregnede varmeforbrug sammenlignet med energistatistikken 2006


Bemærk at industri og landbrug ikke kan sammenlignes, da deres nettorumopvarmningsbehov ikke fremgår af energistatistikken.

1.2.4 En geografisk database over varmeplanlægningen Energistyrelsens Energidata er en geografisk database over Danmarks energisystem (Kri-stensen og Sletbjerg, 1997). Den er ikke komplet offentlig og væsentlige dele af den er i de seneste år ikke blevet opdateret. På Energistyrelsens hjemmeside findes der et offentligt tilgængeligt Internet-GIS med geografiske data fra kommunernes og statens energiplanlæg-ning. Blandt disse findes der et landsdækkende kort over 5.203 energidistrikter, som hver især har deres forsyningsform, en tilknyttet forsyningsteknologi og en række andre oplysnin-ger. Energidistrikterne er en del af den kommunale varmeplanlægning, som op til de sene halvfemsere årligt blev opsamlet i Energistyrelsen. Det forhåndenværende datagrundlag er fra 2005. Energidistrikter er områder med homogen bebyggelse og én primær opvarmningsform. Tabel 7 viser nogle af de i forbindelsen med varmeplanlægningen indsamlede data for hvert ener-gidistrikt. Geografisk set afspejler energidistrikterne til dels den rumlige struktur, til dels er de blevet kortlagt efter energiplanlægningens behov. Landsbyer har ofte kun et enkelt ener-gidistrikt, mens større byer består af mange distrikter. Typisk kortlægges et nyt energidi-strikt når byen udvides med en række lokalplanområder. Landdistrikterne får som regel kun et energidistrikt per (gammel) kommune. Energidistrikterne afspejler den nuværende og planlagte forsyningsform, hvilket kan anvendes til at udpege nye fjernvarmeområder i nær-heden af de eksisterende. Nogle gange er energidistrikterne meget større end selve fjern-varmeforsyningsområdet, hvilket synes at være udtryk for en mere langfristet byplanlæg-ning. Dette er problematisk hvis de eksisterende varmeplaner skal bruges til at udpege muli-ge nye forsyningsområder. Desuden ser det ud til at der er blevet brugt forskellige frem-gangsmåde ved energidistrikternes afgrænsning.

Felt navn Beskrivelse

KOMED En femcifret kode: kommunenr. og energidistriktnummer

EDNAVN Navnet på energidistriktet

KOM Kommunenummer

FVNET Et entydigt nummer for hvert sammenhængende fjernvarmenet

KOLVARME_T Typen af kollektiv varmeforsyning, tekst

TILSLUTPLI Formen for tilslutningspligt, tekst

PRIMOPV Primær opvarmningsform.

EDBESKRIV Beskrivende tekst

KOLVARME En kode for kollektiv varmeforsyning

TILSLUT_PU En kode for tilslutningspligten

Tabel 1-7 Feltbeskrivelser for nogle af de attributter i den geograf. database over energidistrikter


1.2.5 Kortlægning af forsyningsform og forsyningsteknologi I Energidata er forsyningsformen (fjernvarme, naturgas) og forsyningsteknologien (kulbase-ret kraftvarme, biomassebaseret fjernvarme etc.) entydigt kortlagte for hvert energidistrikt, se tabel 7 over attributter tilknyttet til energidistrikterne. I projektet blev det nødvendigt at behandle de centrale kulkraftbaserede fjernvarmenet hver for sig. Derfor blev der tilføjet et nyt felt i energidistrikternes attributtabel. Gennem rumlig søgning blev 15 store fjernvarme-net udpeget. Alle tilhørende energidistrikter blev udpeget ved at finde energidistrikterne med det samme nummer for fjernvarmenettet. Ved at beregne feltindholdet for det nye felt ”var-metek” kan disse individuelle fjernvarmenet nu udpeges. Typisk har de fået navnet på byen de ligger i, ellers har de beholdt indholdet af feltet ”primopv”. Tabel 8 indeholder grupper af fjernvarmenet fremkommet på denne måde.

Talkode Forsyningsteknologi Forsyningskategori 101 Fjernvarme Affald Fjernvarme 102 Fjernvarme Biogas Fjernvarme 103 Fjernvarme Biomasse Fjernvarme 104 Fjernvarme Brændselsfrit Fjernvarme 105 Fjernvarme Naturgas Fjernvarme 106 Fjernvarme Olie Fjernvarme 111 Kraftvarme Affald Decentral kraftvarme 112 Kraftvarme Biogas Decentral kraftvarme 113 Kraftvarme Biomasse Decentral kraftvarme 115 Kraftvarme Naturgas Decentral kraftvarme 116 Kraftvarme Olie Decentral kraftvarme 201 København Central kraftvarme 202 Aarhus Central kraftvarme 203 Odense Central kraftvarme 204 Aalborg Central kraftvarme 205 Esbjerg Central kraftvarme 206 Frederikshavn Central kraftvarme 207 Grenå Central kraftvarme 208 Herning Central kraftvarme 209 Hjørring Central kraftvarme 210 Holstebro-Struer Central kraftvarme 211 Kalundborg Central kraftvarme 212 Randers Central kraftvarme 213 Trekantsområdet Central kraftvarme 214 Aabenraa Central kraftvarme 215 Rønne Central kraftvarme 901 Naturgas Individuel naturgas 902 Oliefyr m.m. Individuelle oliefyr etc.

Tabel 1-8 Grupper af områder med fælles forsyningsform og -teknologi


1.3 Udpegning af mulige nye fjernvarmeområder En valgt metode til udpegning af nye fjernvarmeområder baserer sig på de eksisterende varmeplaner og deres rumlige relation til hinanden. Metoden udnytter de allerede kortlagte områder og deres naboskab og indbyrdes afstand. Mange naturgasområder, især i hovedstadsområdet, ligger ved siden af et fjernvarmeforsy-net område. Gennem rumlig søgning i et GIS kan naturgasområder ved siden af eller i en given afstand til eksisterende fjernvarmeområder udpeges. Her i projektet blev mulige nye fjernvarmeområder udpeget på flere måder:

1. Alle områder, som i varmeplanerne er ført som eksisterende og planlagte fjernvar-meområder, udpeges gennem attributsøgning og der undersøges om der ikke ligger fjernvarmeforsynede bygninger i dem. Hvis dette er tilfælde, kaldes de for ”eksiste-rende fjernvarmeområder”, hvis ikke, så kaldes de for ”mulige fjernvarmeområder 1”.

2. Som ”mulige fjernvarmeområder 2” betegnes de naturgasområder som ligger ved si-den af ”eksisterende fjernvarmeområder”, fundet gennem en spatial søgning, hvor 50 m buffer tillægges for at bøde råd for spatiale fejl og det faktum at veje ofte dan-ner grænse mellem to energidistrikter, dog ikke med vejmidten som fælles grænse, men vejkanten.

3. Endnu et potentielt område ”mulige fjernvarmeområder 3” udpeges som naturgas-forsynede naboområder til områder i scenario 2 plus naturgasområder, som ligger op til 5 km væk fra de centrale fjernvarmeområder.

De nye mulige fjernvarmeområder tilknyttes de eksisterende områder ved at give dem de samme værdier til feltet ”ny_fjv”. Tabel 9 viser områder med mulighed for at etablere fjern-varme i forhold til de opstillede regler.

Scenario Beskrivelse 1 Eksisterende fjernvarme og fjernvarme/naturgas 2 Naturgasområder grænsende til fjernvarme 3 Naturgasområder op til 5 km fra central fjernvarme

Tabel 1-9 Antal mulige fjernvarmeområder


Forsyningsteknologi Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Fjernvarme: 351 407 547

Fjernvarme Affald 19 26 32 Fjernvarme Biogas 3 3 3 Fjernvarme Biomasse 300 335 429 Fjernvarme Brænd-

selsfrit 8 15 32 Fjernvarme Naturgas 18 25 48 Fjernvarme Olie 3 3 3

Decentral kraftvarme: 656 1048 1428 Kraftvarme Affald 52 96 176 Kraftvarme Biogas 18 25 29 Kraftvarme Biomasse 73 83 91 Kraftvarme Naturgas 512 843 1131 Kraftvarme Olie 1 1 1

Central kraftvarme: 616 763 1025 Esbjerg 48 49 55 Frederikshavn 6 8 15 Grenaa 10 10 10 Herning 26 31 35 Hjoerring 10 14 17 Holstebro-Struer 16 23 28 Kalundborg 18 18 18 Koebenhavn 223 316 422 Odense 33 39 74 Randers 26 30 58 Roenne 23 23 23 Trekantsomraadet 48 67 106 Aabenraa 14 16 26 Aalborg 36 40 50 Aarhus 79 79 88

Individuelt forsynet: 3580 2985 2203 Naturgas 1980 1393 611 Oliefyr m.m. 1600 1592 1592

Tabel 1-10 Tre scenarier for omlægningen af naturgasområder til fjernvarme Tabellen indeholder antallet af energidistrikter i basisscenariet med status-quo samt de tre udvidelser

Disse overvejelser resulterer i fire scenarier: basis-forløbet i scenario 1 med de eksisterende fjernvarmeområder til sammenligning med de tre udvidelser. Tabel 10 viser hvor mange energidistrikter, som går fra naturgasforsyning til fjernvarmeforsyning fra et eksisterende fjernvarmenet i nærheden med de enkelte forsyningsformer.


1.3.1 Krydstabulering af varmeforbrug og forsyningsteknologi Det er muligt at kvantificere opvarmningsforbruget i bygningsmassen for hvert energidistrikt, ligesom der kan videregives informationer tilknyttet energidistrikterne til hvert punkt med bygningsoplysninger. Dette sker i ArcGIS med værktøjet ”Spatial Join”, som resulterer i et nyt tema. Dette muliggør at krydstabulere varmeforbruget efter bygningens anvendelse og efter forsyningsteknologien i scenarierne og efter den enkelte bygnings BBR-registrerede opvarmningsform.

1.4 Resultater Tabellen 11 sammenfatter resultater i form af netto-opvarmningsbehov fordelt på bygnings-kategorier og forsyningsformer i basisscenariet og de tre udvidelsesscenarier. Plus-tegnet indikerer at det beregnede nettoopvarmningsbehov omfatter samtlige bygninger i scenariet, inklusive de bygninger, som på nuværende tidspunkt har anden opvarmningsform end fjern-varme. Nettoopvarmningsbehov [TWh/år] Scen1 Scen1+ Scen2+ Scen3+ Boliger 37,91 37,91 37,91 37,91

Fjernvarme 1,73 1,76 1,90 1,97 Dec k/v 5,80 5,78 7,51 8,15 Cent k/v 12,58 12,60 14,02 14,52 Naturgasfyr 5,54 5,54 3,58 2,85 Oliefyr etc 12,25 12,23 10,89 10,43

Handel&Service 12,82 12,82 12,82 12,82 Fjernvarme 0,61 0,62 0,71 0,75 Dec k/v 2,37 2,35 3,21 3,37 Cent k/v 5,29 5,30 5,76 6,03 Naturgasfyr 1,89 1,89 1,11 0,82 Oliefyr etc 2,66 2,66 2,03 1,86

Ind&Landbr 9,37 9,37 9,37 9,37 Fjernvarme 0,21 0,21 0,32 0,34 Dec k/v 0,58 0,58 1,30 1,47 Cent k/v 1,29 1,29 1,65 1,78 Naturgasfyr 1,11 1,11 0,51 0,37 Oliefyr etc 6,18 6,18 5,60 5,41

Alle sektorer 60,10 60,10 60,10 60,10 Fjernvarme 2,55 2,59 2,93 3,06 Dec k/v 8,75 8,70 12,02 12,98 Cent k/v 19,16 19,19 21,43 22,33 Naturgasfyr 8,55 8,55 5,21 4,04 Oliefyr etc 21,09 21,06 18,52 17,69

Tabel 1-11 Udvikling af nettoopvarmningsbehovet som potentielt kan tilsluttes i scenarierne

Tabellens indhold viser i kolonnerne opvarmningsbehovet fordelt på bygningernes opvarm-ningsform. Kolonnernes sum er den samme i alle scenarier, da modellen ikke ændrer ved opvarmningsformen, men flytter bygningsmassen med dens opvarmningsteknologi til en


anden forsyningsform, typisk fra naturgas til fjernvarme. Således kan man se ud fra tabel-lerne, at naturgasforsyning gradvist mister sin andel i opvarmningsbehovet, til fordel for de andre forsyningsteknologier. Tabel 12 viser udviklingen af det tilsluttede bygningsareal i scenarierne. Andelen af fjern-varmeforsynede arealer øges fra 43 % til 68 %, hvor det er at bemærke at forholdet mellem arealer og nettoopvarmningsbehovet ikke er proportionalt. Dette skyldes at man i scenarier-ne også tilslutter store bygninger med lav varmeforbrugsintensitet, typisk erhvervsbyggeri.

Bygningsareal [mio m2] Scenario 1 Scenario 1+ Scenario 2+ Scenario 3+ Fjernvarme 18,00 23,12 27,52 35,71 Decentral kraftvarme 66,94 79,97 116,34 142,14 Central kraftvarme 175,28 197,82 216,25 234,26 Naturgas 80,42 75,64 44,15 15,88 Olie etc. 260,95 225,04 197,63 173,91 Sum 601,59 601,59 601,89 601,89 Tabel 1-12 Udvikling af bygningsarealerne som potentielt kan tilsluttes i scenarierne

1.5 Diskussion Energiatlasset indeholder flere fejlkilder, hvis betydning for slutresultatet afhænger af an-vendelsens formål. Således blev der redegjort for den manglende opdatering af BBR, som betyder at der er for mange oliefyr og elvarmeinstallationer. Men da de fleste af disse ligger uden for projektets målområde, er fejlen uden den store betydning. I foråret 2008 lanceres en ny version af BBR, men det vurderes at fejlene i den gamle versi-on kun gradvist ændres. Den nye version udmærker sig bl.a. ved et mere moderne brugerin-terface samt at den afspejler den nye kommunestruktur. Den nye version får således ingen stor betydning for dette projekt. En anden fejl ligger i kriterierne for udvælgelsen af mulige nye fjernvarmeområder. Natur-gasforsynede områder har typisk en anden geometri og en lavere forbrugsintensitet end fjernvarmeområder, og varmeplanlægningens kortlægning afspejler dette. Det sker derfor at et simpelt naboskabskriterium for, om et område kan omlægges til fjernvarme, leverer for-kerte potentialer for udvidelsen af fjernvarme. Det samme gælder afstandskriteriet. Ved udpegningen af nye fjernvarmeområder skal der ofte træffes valg om, hvilket eksiste-rende fjernvarmeområde, det nye område skal knyttes til fordi der, især hvis man anvender afstandskriteriet, kan være flere kandidater. Så er spørgsmålet om det skal være det nær-meste, det største eller det mest miljøvenlige fjernvarmenet, som skal knyttes til det nye fjernvarmeområde.

1.6 Perspektiver for udviklingen Flere omlægninger Det er med den forhåndenværende model en mindre opgave at udpege endnu flere natur-gasområder, som kunne forsynes af eksisterende fjernvarmeområder.


Marginal vækst af fjernvarmeområder Varmeforbrugsintensiteten (varmeforbrug per arealenhed i [GWh/km2]) beregnes i et GIS. Omkring byernes grænser kan de marginale densiteter omregnes til en marginal omkostning for udvidelsen af fjernvarmeområder i tilstødende områder. Udpegning af nye fjernvarmeområder Modellen kan beregne en varmeforbrugsintensitet og forskellige geometriske oplysninger (ledningslængde, netværksforgrening) for alle områder i landet, som kunne bruges til at op-spore områder, som i fremtiden kunne udvikles til fjernvarme. Udpegning af nabovarmeområder Nabovarme er fjernvarme i en lille skala, som kan forsynes af kraftvarmeanlæg i størrelsen 50-500 kW varmeeffekt. Betingelsen er her at der findes klynger af varmeforbrugere uden for de kollektivt forsynede områder. Modellen kan indrettes sådan, at disse klynger udpeges og potentialet for små kraftvarmeværker beregnes. der gennemføres energibesparelser i den eksisterende bygningsmasse, afhænger af den lokale forsyningsteknologi. Problematikker som udbredelsen af kraftvarme, spørgsmålet om fjernvarme skal udvides eller om der skal satses på lavenergibyggeri i byernes udkant, samt generelle effektivitetsforbedringer i forsy-ningssystemet kræver en geografisk tilgang til problemstillingen fordi energiforbrugets place-ring typisk bestemmer forsyningsformen og energiteknologien.

1.7 Referencer Erhvervs- og Byggestyrelsen (2007): ”Overblik over fejl og mangler i BBR”. Økonomiminis-teriet. Kristensen, P.R., Sletbjerg, M. (1998), "Energydata – planning and analysis in a GIS", Pro-ceedings of the ESRI User Conference, München. Möller, B 2008, “A heat atlas for demand and supply management in Denmark”, Manage-ment of Environmental Quality: An International Journal, vol. 19, nr. 4, s. 467-479. Næraa, R., Karlsson, K. (1998), ”Varmetab fra Bygninger - beregnings af K-værdier til SE-SAM-beregninger. Bilagsrapport til REVEILLE-projektet”. Institut for Bygninger og Energi, Danmarks Tekniske Universitet. Wittchen, K.B. (2004), "Vurdering af potentialet for varmebesparelser i eksisterende boliger", By og Byg Dokumentation 057, Statens Byggeforskningsinstitut.


2. Bilag 2 Potentialet for en fremtidig fjernvarmeudbygning

Bernd Möller, Aalborg Universitet Dette bilag beskriver resultater af en geografisk analyse af potentialet for en fremtidig fjern-varmeforsynings baseret på estimerede anlægsomkostninger og varmebehov

2.1 Problemstilling Det er en enorm udfordring at vurdere potentialet for fremtidig fjernvarmeforsyning samt de dermed forbundne anlægsomkostninger på landsplan. Bygningsmassens opvarmningsbehov skal vurderes for den samlede eksisterende bygningsmasse, med en passende geografisk detaljering og med en beskrivelse af de nuværende opvarmningsformer. Den nuværende fjernvarmeforsyning skal beskrives og der skal opstilles scenarier for, hvilke geografiske om-råder, som kunne forsynes med nye fjernvarmenet hvis de møder bestemte kriterier. Heref-ter skal anlægsomkostninger for nye fjernvarmenet beregnes for hele den ikke fjernvarme-forsynede bygningsmasse. Også denne opgavestilling er geografisk da bebyggelsesform, varmeforbrugsdensitet, antal ikke fjernvarmeforsynede bygninger samt afstanden til eksiste-rende fjernvarmenet er bestemte af det bebyggede miljøs og energisystemets geografi. For at vurdere, hvor stort et potentiale fjernvarme har omkring eksisterende fjernvarmenet, er det nødvendigt at koble det ekstra fjernvarmebehov til de omkostninger, som følger med. Dette skal ske kontinuert for det kumulative fjernvarmepotentiale. Det skal være muligt at behandle bygningstyper og -placeringer hver for sig for at afspejle den store diversitet i byg-ningsmassen, fjernvarmeforsyningen og omkostningsniveauet i hele landet. Det ønskede resultat er forsyningskurver for ny fjernvarme, hvor det kumulative fjernvarme-potentiale sættes i forhold til de kumulative eller de marginale omkostninger for udbygningen af fjernvarmenet. Dette skal gøres for flere typer af fjernvarmeforsyning, f.eks. de store by-er, de decentrale kraftvarmesystemer, samt de mindre fjernvarmenet, som udelukkende får varmen fra kedler.

2.2 Opbygning af et Varmeatlas For at beskrive potentialet og omkostningerne for ny fjernvarme på denne måde, blev der anvendte et såkaldt Varmeatlas. Notatet i bilag 1 beskriver opbygning og anvendelsen af dette varmeatlas, som er det hidtil mest detaljerede geografiske informationssystem (GIS) for den danske bygningsmasses varmebehov og -forsyning. Varmeatlasset er blevet opbyg-get af landsdækkende udtræk af Bygnings- og Boligregisteret (BBR), en varmeforbrugsmodel baseret på en model udviklet af SBi, en omkostningsmodel leveret af Rambøll, samt varme-planlægningens geografiske grunddata fra Energistyrelsens Energidata. Varmeatlasset er således en forædlet udgave af BBR, hvor der for hvert adressepunkt bestemmes den enkelte bygnings energirelaterede oplysninger. Ud over varmeforbruget justeret efter året 2006 er det muligt at beregne et besparelsesscenario, hvor 20 % af nettoopvarmningsbehovet i hele bygningsmassen spares. Det er værd at bemærke at besparelserne er uens fordelt over byg-


ningsmassen. Typisk har ældre bygninger et specifikt besparelsespotentiale som er større end nyere bygningers. Varmeatlasset kan beregne nettoopvarmningsbehov og tilslutningsomkostninger for fjern-varme opgjort efter geografisk område, forsyningsteknologien anvendt i et fjernvarmesy-stem, bygningernes art og alder, bebyggelsens karakter og en række andre parametre. Varmeatlasset er blevet valideret på flere måder, bl.a. ved at justere netto-opvarmningsbehovet til Energistatistikken 2006 og ved at sammenligne med en detaljeret varmeplan for Københavns vestegn. Dette er med til at udligne registreringsfejl i BBR. Varmeatlasset foreligger nu i form af en omfattende relationsdatabase samt en geografisk database i et GIS, hvorfra beregningsresultater kan trækkes ud i den ønskede form og om-fang.

2.3 Opstilling af geografiske scenarier Det blev besluttet, at potentielle nye fjernvarmeområder i skulle findes i områder, hvor indi-viduel naturgasforsyning var den primære opvarmningsform i dag. Dette vil på sigt være med til at reducere landets forbrug af naturgas til kedeldrift, reducere energisystemets for-brug af brændsler gennem kraftvarmedrift, samt muliggøre indpasningen af større mængder vedvarende energi i energisystemet. Det er helt afgørende at vælge nye fjernvarmeområder efter den nuværende forsyningsform. Der er flere måder at forøge mængden af leveret fjernvarme:

• ved at fortætte eksisterende fjernvarmenet udnyttes den nuværende infrastruktur bedre;

• ved at tilslutte områder med tilpas høj varmeforbrugsdensitet (f.eks. naturgasområ-der) i nærhed af eksisterende fjernvarmenet kan der opnås en forøget fjernvarmetil-slutning, ofte uden drastiske meromkostninger; og

• ved at etablere helt nye fjernvarmeområder. Desuden kan der ved sammenkobling af eksisterende fjernvarmenet opnås bedre samdrift og tilkobling af mindre områder undervejs. I projektet blev der arbejdet med tre scenarier.

• I et første scenario 1 tilsluttes samtlige bygninger i eksisterende fjernvarmenet, så-ledes at tilslutningsprocenten når 100.

• I scenario 2 åbnes der for konvertering af naturgasforsynede naboområder som lig-ger op til 50 m fra eksisterende fjernvarmenet.

• I scenario 3, konverteres alle naturgasområder i fjernvarmeforsynede byer samt al-le naturgasforsynede områder i op til 5 km afstand fra de store og større byers fjern-varmenet. I scenario 3 er der således kun naturgasområder tilbage, som ligger i mindre byer eller i det åbne land.


2.4 Resultater Efterfølgende blev potentialet og omkostningerne for fjernvarmetilslutning i de tre scenarier beregnet i varmeatlasset. Fjernvarmepotentialet består af nettoopvarmningsbehovet i alle de bygninger, som ligger i et område med en given forsyningsteknologi og som endnu ikke er fjernvarmetilsluttet ifølge BBR-oplysningerne. Da det samlede fjernvarmepotentiale næppe udnyttes på én gang og der afgjort findes områder, om ikke er inden for økonomisk række-vidde, blev potentialet om omkostningerne visualiseret som forsyningskurver, se figurerne 1, 2 og 3.

Samlet poten-tiale

Samlede omkost-ninger

Samlet poten-tiale

Samlede omkost-ninger

uden varmebesparelser med varmebesparelser

[GWh / år] [mio Kr] [GWh / år] [mio Kr]

Scenario 1 4.746 7.742 3.803 7.723

Fjernvarme 684 1.376 552 1.360

Dec. kraftvar-me

1.664 2.875 1.337 2.873

Cent. kraft-varme

2.398 3.491 1.914 3.490

Scenario 2 10.205 31.670 8.198 30.833

Fjernvarme 1.058 3.196 855 3.041

Dec. kraftvar-me

4.602 14.367 3.717 13.990

Cent. kraft-varme

4.545 14.107 3.626 13.802

Scenario 3 15.364 78.003 12.365 72.417

Fjernvarme 1.940 12.259 1.561 11.025

Dec. kraftvar-me

6.941 33.511 5.610 31.266

Cent. kraft-varme

6.484 32.233 5.194 30.126

Tabel 2-1 De samlede fjernvarmepotentialer og anlægsomkostninger Det er opgjort ved at udnytte hele potentialet for de tre forsyningskategorierne, de tre scenarier, med og uden varmebesparelser.

Forsyningskurverne fremstilles ved at opsummere potentialet for ny fjernvarme for hver om-kostningsværdi i en tabel. Tabellen sorteres efterfølgende efter omkostningerne. Derefter beregnes det kumulative fjernvarmepotentiale, de kumulative omkostninger samt de margi-nale omkostninger i et regneark.


-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000

Kumulativt fjernvarmepotentiale [GWh/år]

Kum

ulat

ive

anlæ

gsom

kost

ning

er [m

io K

r]

Scenarie 1 u/ besp. fjernvarme Scenarie 2 u/ besp. fjernvarme Scenarie 3 u/ besp. fjernvarmeScenarie 1 u/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 2 u/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 3 u/ besp. decentral kraftvarmeScenarie 1 u/ besp. central kraftvarme Scenarie 2 u/ besp. central kraftvarme Scenarie 3 u/ besp. central kraftvarme

Figur 2-1 De kumulative omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale uden varmebesparelser

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000


Kum

ulat

ive

anlæ

gsom

kost

ning

er [m

io K

r]

Scenarie 1 m/ besp. fjernvarme Scenarie 2 m/ besp. Fjernvarme Scenarie 3 m/ besp. FjernvarmeScenarie 1 m/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 2 m/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 3 m/ besp. decentral kraftvarmeScenarie 1 m/ besp. central kraftvarme Scenarie 2 m/ besp. central kraftvarme Scenarie 3 m/ besp. central kraftvarme

Figur 2-2 De kumulative omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale med varmebesparelser


-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000


Mar

gina

le a

nlæ

gsom

kost

ning

er [m

io K

r / G

Wh

/ år]

Scenarie 1 u/ besp. fjernvarme Scenarie 2 u/ besp. fjernvarme Scenarie 3 u/ besp. fjernvarmeScenarie 1 u/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 2 u/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 3 u/ besp. decentral kraftvarmeScenarie 1 u/ besp. central kraftvarme Scenarie 2 u/ besp. central kraftvarme Scenarie 3 u/ besp. central kraftvarme

Figur 2-3 De marginale omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale uden varmebesparelser

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000


Mar

gina

le a

nlæ

gsom

kost

ning

er [m

io K

r / G

Wh

/ år]

Scenarie 1 m/ besp. fjernvarme Scenarie 2 m/ besp. Fjernvarme Scenarie 3 m/ besp. FjernvarmeScenarie 1 m/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 2 m/ besp. decentral kraftvarme Scenarie 3 m/ besp. decentral kraftvarmeScenarie 1 m/ besp. central kraftvarme Scenarie 2 m/ besp. central kraftvarme Scenarie 3 m/ besp. central kraftvarme

Figur 2-4 De marginale omkostninger og det kumulative fjernvarmepotentiale med varmebesparelser


Forsyningskurvernes giver et godt billede af fjernvarmeudbygningens økonomi og geografi:

• I scenario 1 er de samlede potentialer små da der her næsten udelukkende er tale om fortætninger

• I scenario 2 øges fjernvarmepotentialet betragteligt gennem tilslutning af naturgas-forsynede naboer til fjernvarmeområder

• I scenario 3 nås den højeste tilslutning, med et samlede potentiale svarende til at knap 75 % af Danmarks nettoopvarmningsbehov dækkes af fjernvarme i forhold til de nuværende 46 %.

Det er forbundet med de laveste samlede specifikke omkostninger at fortætte fjernvarme-nettene i områderne forsynet med fjernvarme fra kedler. Skal fjernvarmenettene derimod udvides og tilgrænsende naturgasområder konverteres til fjernvarme, så er dette lidt billige-re i de små fjernvarmebyer end i byer med decentral og central kraftvarme. Forskellene er dog markant mindre end i scenario 1. Ved udvidelsen af fjernvarme ud i stort set alle natur-gasområder i nærheden af eksisterende fjernvarmeforsyning stiger omkostningerne til nye fjernvarmeanlæg markant. Især områder forsynet med kedelbaseret fjernvarme er dobbelt så dyre at udvide i dette omfang, mens ekstraudgifterne til at levere fjernvarme til anden grads naboer til eksisterende fjernvarmenet beløber sig på lidt mere end 50 %. Kurvernes form reflekterer fjernvarmeudbygningens økonomi og geografi. Kurverne starter med lave absolutte og marginale omkostninger. Kurverne bliver stejle hvis potentialet med de laveste omkostninger er udnyttet. De afsnit af kurverne, som er flade signaliserer en lav følsomhed over for det tilsluttede potentiales omfang. Dette sker typisk i områder med tæt bebyggelse eller hvor der findes få, store forbrugere. Næsten alle kurver viser et lille opad-gående hak lige før det maksimale potentiale nås. Dette skyldes at de sidste mulige kunder ofte er de dyreste at tilslutte hvis et helt nyt fjernvarmesystem etableres. Der er desuden tale om få, enkeltstående grupper af bygninger i større afstand fra eksisterende fjernvarme-net. En sammenligning mellem forsyningskategorierne fjernvarme, decentral kraftvarme og cen-tral kraftvarme viser betydelige forskelle i potentialet, omkostningerne og forsyningskurver-nes form. Det er iøjnefaldende at fjernvarmeområdernes kurver er de stejleste, hvilket bety-der at det er dyrest at udvide de mindre byers og landsbyernes fjernvarmeværker. De høje omkostninger må skyldes en lav bebyggelsesintensitet og det faktum at fjernvarmepotentia-let ofte er komplet udnyttet. Desuden findes der relativt få naturgasområder, og dem der findes er åbenbart kendetegnet af høje omkostninger til udvidelsen af de små fjernvarmeom-råders net. Decentrale og centrale værkers udvidelsespotentiale viser ikke de store forskelle. Decentrale anlægs fjernvarmenet er lidt dyrere at udvide, hvilket skyldes en lavere varme-forbrugsdensitet og et mindre opland omkring små til mellemstore byer. Derimod er det bil-ligst at udvide fjernvarmenettene specielt omkring København, som en særskilt analyse af potentialet for hovedstadens nærområde viser. Dette skyldes at ingen anden by i landet har så store naturgasforsynede områder med tilpas høj varmeforbrugsdensitet i kort afstand til eksisterende områder, med et stort opland oven i købet.


Gennemførelsen af varmebesparelser på 20 % på landsplan betyder at potentialet for ny fjernvarme bliver mindre og at omkostningerne forbliver på samme niveau, hvilket skyldes at de specifikke omkostninger til at forsyne områder med lavere varmeforbrugsintensitet stiger.

2.5 Konklusion og perspektivering Potentialer og omkostninger for udvidelsen af eksisterende fjernvarme ind i naturgasforsyne-de områder er blevet beregnet for tre udvidelsesscenarier og for tre forskellige kategorier af forsyningsteknologier; desuden blev effekten af 20 % besparelser i opvarmningsbehovet beregnet. Til dette formål blev der udviklet et detaljeret Varmeatlas, som nu fremstår som et beregningsgrundlag for flere slags analyser af varmeforsyningens geografi og økonomi. Re-sultater fra beregninger foretaget med Varmeatlasset blev videregivet til energisystemanaly-ser med EnergyPLAN modellen. Omkostningerne for udvidelsen af fjernvarmenettet samt potentialet for ny fjernvarme i nærheden af og inden i eksisterende fjernvarmesystemer følger det bebyggede miljøs og energiforsyningens geografi. Det blev erkendt at mulighederne for ny fjernvarme er uens fordelt over landet. Mens der er gode muligheder for at udvide fjernvarme i decentrale og centrale kraftvarmeområder, så er de små fjernvarmesystemers potentiale begrænset.


3. Bilag 3 Fjernvarmenettets karakteristika

Søren Knudsen, Rambøll

I dette notat beskrives fjernvarmenettets karakteristika ved hjælp af nogle figurer med øko-nomiske og energimæssige nøgletal.

3.1 Forudsætninger Der er taget udgangspunkt i hvor meget varme hver dimension fjernvarmerør kan levere ved følgende forudsætninger:

• Relativt energiliniefald: max 10 ‰ • Fremløbstemperatur: 90 ºC • Returtemperatur: 40 ºC • Afkøling: 50 ºC

Nominel Diameter Anlægsinvestering Mio. kr./km

DN15 1,96

DN20 2,55

DN25 2,68

DN32 2,92

DN40 3,04

DN50 3,25

DN65 3,62

DN80 3,97

DN100 4,70

DN125 5,50

DN150 6,20

DN200 7,70

DN250 10,00

DN300 12,24

DN350 13,80

DN400 15,55

DN450 18,00

DN500 20,29

DN600 24,48

DN700 27,60

DN800 32,40

DN900 36,00

DN1000 40,57 Tabel 3-1 Benyttede anlægspriser


For distributionsledninger er der regnet med en benyttelsestid på 2000 timer, mens der for transmissionsledninger er regnet med en benyttelsestid på 5000 timer.

Distributionsledninger er angivet for dimensionerne DN15-DN400, og transmissionsledninger er angivet for dimensionerne DN200-DN1000.

Tabel 3-1 viser de benyttede anlægspriser for hver enkelt dimension. Anlægspriserne kan variere meget fra projekt til projekt og er også afhængig af, hvor man er henne i Danmark. Derfor vil de angivne priser typisk kunne variere +/- 30 %.

3.2 Investering vs. varmelevering Figur 3-1 viser for distributionsledninger sammenhængen mellem anlægsinvestering og var-memængde, som rørene kan levere pr. år. Tilsvarende viser Figur 3-2 for transmissionsled-ninger sammenhængen mellem anlægsinvestering og varmemængde, som rørene kan levere pr. år.

Kurverne viser hvorledes det er en fordel med fjernvarmenet med stor varmetæthed, således at der kan benyttes større dimensioner, som kan transmittere relativt mere varme end an-lægsinvesteringen stiger. Samtidig fremgår det af kurverne at transmissionsledningerne kan transmittere mere varme end distributionsledninger, hvilket er baggrunden for, at det kan betale sig at etablere transmissionsledninger over store afstande.

Distributionsledninger

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00

Investering [mio. kr./km]

Le

ve

rin

g [

MW

h/

år]

DN15

DN400

DN250

Figur 3-1 Sammenhæng mellem anlægsinvestering og leveret varmemængde pr. år for distributionsled-ninger


Transmissionsledninger

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00

Investering [mio. kr./km]

Le

ve

rin

g [

MW

h/

år]

DN200

DN1000

DN600

Figur 3-2 Sammenhæng mellem anlægsinvestering og leveret varmemængde pr. år for transmissions-ledninger

Figur 3-1 og Figur 3-2 kan også vises på en anden måde. Figur 3-3 og Figur 3-4 viser an-lægsinvestering divideret med leveret varmemængde som funktion af dimensionen.

Pris/forsyning

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Nominel diameter

Inv

est

eri

ng

pr.

le

ve

ret

MW

h

[DK

K/

km

/M

Wh

]

Distribution

Figur 3-3 Investering pr. leveret varmemængde som funktion af dimension for distributionsledninger


Pris/forsyning

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Nominel diameter

Inv

est

eri

ng

pr.

le

ve

ret

MW

h

[DK

K/

km

/M

Wh

]

Distribution Transmission

Figur 3-4 Investering pr. leveret varmemængde som funktion af dimension for DN200-DN1000

Figur 3-5 viser den marginale merpris pr. øges leveret varmemængde ved at gå en dimensi-on op.

Marginal pris

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Nominel diameter

Ma

rgin

al

pri

s [D

KK

/k

m/

MW

h]

Distribution Transmission

Figur 3-5 Marginal merpris pr. øget leveret varmmængde ved at gå en dimension op


3.3 Varmetab Figur 3-6 viser det årlige varmetab fra fjernvarmerørene som funktion af dimensionen. Var-metab er vist for traditionelle rørpar med serie 2 isolering (DN1000 er dog serie 1 isolering) samt for twinrør i DN15-DN150.

Varmetab

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 200 400 600 800 1000 1200

Nominel diameter

Va

rme

tab

[M

Wh

/å

r/k

m]

Serie 2 Tw in

Figur 3-6 Årligt varmetab som funktion af dimension for serie 2 og twinrør

Figur 3-7 viser effektiviteten som funktion af dimensionen (DN15-DN150) for distributions-ledninger. Figur 3-8 viser effektiviteten som funktion af dimensionen (DN200-DN1000) for henholdsvis distributionsledninger og transmissionsledninger. Effektiviteten er her defineret som leveret varmemængde divideret med summen af leveret varmemængde og varmetab.


60,0%

65,0%

70,0%

75,0%

80,0%

85,0%

90,0%

95,0%

100,0%

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Nominel diameter

Eff

ek

tiv

ite

t p

r. 1

00

m [

%]

Distribution - Serie 2 Distribution - Tw in

Figur 3-7 Effektivitet pr 100 m som funktion af dimension for distributionsledninger Ledninger er udført som enten serie 2 eller twin. Ved 2000 timers udnyttelse for distributionsledninger.

98,4%

98,6%

98,8%

99,0%

99,2%

99,4%

99,6%

99,8%

100,0%

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Nominel diameter

Eff

ek

tiv

ite

t p

r. k

m [

%]

Distribution - Serie 2 Transmission - Serie 2

Figur 3-8 Effektivitet som funktion af dimension for henholdsvis distributionsledninger og transmissions-ledninger Distribution ved 2000 timers udnyttelse og transmission ved 5000 timers udnyttelse.


4. Bilag 4 Model for fjernvarmenettene i Danmark

Anders Dyrelund, Rambøll

Dette bilagsnotat giver et summarisk overblik over det samlede fjernvarmenet i Danmark i de valgte scenarier.

4.1 Eksisterende bebyggelse Udgangspunktet er, at det samlede nettab er målt til 7.400 GWh og, at den samlede kanal-længde ifølge Dansk Fjernvarme er ca. 29.000 km fordelt på 40 % stik og 60 % fordelings-ledninger.

På det grundlag et skønnet en fordeling af ledningerne på dimensioner og på kategorier.

Der regnes med følgende kategorier:

• Nye ledninger, som etableres efter 2008, fortrinsvis som højisolerde twin rør i di-mensioner under DN200.

• Nyere ledninger, der er etableret efter 1980, og hvor fjernvarmerøret skønnes at ha-ve en restlevetid, der i gennemsnit rækker til 2060, idet kilemuffer, der er etableret efter 1980 enten er skiftet eller vil blive skiftet til svejste muffer.

• Dampledninger, som forventes skiftet til nye fjernvarmevand ledninger inden 2020-2030

• Ledninger fra før 1980 hvoraf størstedelen forventes udskiftet til nye ledninger og eventuelt redimensioneret inden 2020-2030.

Der opstilles følgende referencescenarier, hvor der alene ses på hvordan det eksisterende fjernvarmenet vil blive renoveret:

• Reference, som i 2006 • Renovering, hvor ledninger udskiftes og dampnettet konverteres • Renovering og temperaturrenovering, hvor ledninger udskiftes og der gøres en særlig

indsats for at sænke forbrugernes returtemperatur og kravet til maksimal fremløbs-temperatur.

Det er antaget, at den samlede ledningsrenovering og dampkonvertering kan gennemføres for 35 mia. kr, svarende til en årlig kapitaludgift på ca. 10 kr/MWh i gennemsnit for hele fjernvarmesalget. Det ses, at nettabet kan reduceres fra 21 % til 17 % som følge af normal renovering og op-timering af temperaturniveauet hos kunderne.


HovedscenarieEksisterende bebyggelser Ref Renov Temp.Antagelser om redimensionering af eksisterende ledningerBesparelse på rumvarme i eksisterende bebyggelseSamlet salg an hus i pct.Sparet investering ved redimensionering af gl. net, der renoveresBesparelse i investering i nye net pga. besparelserFjernvarmenet og stik km 29.620 29.620 29.620Nyværdi af godt eksist net mia. kr 108 73 73Renovering og dampk. mia. kr 35 35Udbygning mia. krNyværdi af hele nettet mia. kr 108 108 108Temperaturer og besparelser i nettabMaksimal temp ved design oC 105 105 90Middel fremløb oC 85 85 80Middel returløb oC 45 45 40Sparet nettab ved redimensionering af gl netSparet nettab ved redimensionering af nyt netFlow reduceres tilReduktion i dimensioner

Fjernvarmesalg og tabOpvarmet areal i referencen mio.m2 210 210 210Gennemsnitligt fjernvarmeforbrug kWh/m2 135 135 135Samlet salg an hus GWh 28.350 28.350 28.350Samlet nyt salg an hus GWhSamlet salg GWh 28.350 28.350 28.350

Tab i renoveret net uden redim. GWh 7.419 6.311 5.758Tab i nye net uden redim GWhSparet tab i renoveret net ved redim. GWhSparet tab i nyt net ved redim. GWhSamlet varmetab GWh 7.419 6.311 5.758

ResumeEksisterende bebyggelser Ref Renov Temp.Antagelser om redimensionering af eksisterende ledningerBesparelse på rumvarme i eksisterende bebyggelseSamlet salg GWh 28.350 28.350 28.350Samlet varmetab GWh 7.419 6.311 5.758Samlet produktion GWh 35.769 34.661 34.108Samlet nettab i pct. af prod % 21% 18% 17%Marg. nettab af udbyg i pct af prod %

uændret dimensioningen reduktion

Reference

Tabel 4-1 Beregning af nettab i referencen

4.2 Ny bebyggelse Erfaringen viser, at størstedelen af ny bebyggelse sker enten som en fortætning af den eksi-sterende boligmasse i byerne eller som tæt lav bebyggelse i sammenhængende byområder.

Det vil sige, at størstedelen af ny bebyggelse med stor samfundsøkonomisk fordel vil kunne forsynes med fjernvarme eller blokvarme.


På den sikre side er det derfor antaget ny bebyggelse på landsplan fordeler sig som følger:

• 40 % etableres som fortætning af eksisterende byområder og forsynes med fjern-varme

• 30 % etableres i gennemsnit som tæt lav bebyggelse og forsynes med fjernvarme

• 30 % etableres som individuelle ”passiv huse”, hvor det ikke umiddelbart er økono-misk fordelagtigt at forsyne dem med fjernvarme eller blokvarme

Det antages, at den samlede nye bebyggelse frem til 2030 udgør 60 mio.m2 og, at netto-varmebehovet udgør 50 kWh/m2 i gennemsnit.

Derved fås nedenstående skøn over samlede investeringer på 9 mia. kr.

Nettabet er anslået til 20 % i tæt lav bebyggelse og 9 % i byområder, hvor der sker en for-tætning, således at de nye bygninger kan forsynes fra eksisterende distributionsledninger.

Nye bebyggelser i gennemsnit Nye omr. Fortætn. I altNy bebyggelse frem til 2030 mio. m2Andel fjernvarme % 30% 40% 70%Fjernvarmeforsynet mio. m2 18 24 42Fjernvarmenet og stik km 3.240 1.080 4.320Nyværdi af net og stik mia.kr 6 3 9Maksimal design fremløb oC 90 90Design returløb oC 30 30Årsmiddel fremløb oC 60 70Årsmiddel returløb oC 25 25Fjernvarmebehov kWh/m2 50 50Fjernvarmesalg GWh 900 1.200 2.100Fjernvarmenettab GWh 229 112 341Fjernvarmeproduktion GWh 1.129 1.312 2.441Samlet nettab i pct. af prod % 20% 9% 14%

60

Tabel 4-2 Nettab til ny bebyggelse

4.3 Scenarier for udbygning af nettene Dernæst ses på 3 de scenarier for investeringer i udbygning af fjernvarmeforsyningen kom-bineret med 4 scenarier for investeringer i bygningsmassen. For fjernvarmen er det følgende:

• Scenario 1, hvor der udbygges med 4.700 GWh fjernvarme i eksisterende fjernvar-meområder.

• Scenario 2, hvor der udbygges med yderligere 5.000 GWh eller i alt 10.700 GWh i områder tæt ved ekstende fjernvameområder

• Scenario 3, hvor der udbygges med yderligere 4.700 GWh eller i alt 15.400 GWh For investeringerne i bygningsmassen er det følgende:

• 0 % scenariet, hvor varmebehovet er uændret svarende til, at besparelser udlignes med øget komfort og mindre gratisvarme fra elforbrugende produkter mv.


• 25 % scenariet, hvor opvarmningsvarmebehovet reduceres med 25 % svarende til at nettovarmebehovet reduceres til 79 %, samtidig med, at returtemperaturen reduce-res med yderligere 10 grader. Dette scenario betragtes som det mest realistiske

• 50 % scenariet, hvor opvarmningsvarmebehovet reduceres til 50 % svarende til, at nettovarmebehovet reduceres til 57 % og returtemperaturen reduceres yderligere. Dette scenario anses kun realistisk indenfor perspektivperioden frem til 2060, hvis investeringer i bygningsmassen forceres meget

• 75 scenariet, hvor opvarmningsvarmebehovet reduceres til 75 % svarende til at nettovarmebehovet reduceres til 36 % og returtemperaturen og kravet til fremløbs-temperatur reduceres yderligere. Dette scenario anses ikke for realistisk indenfor perspektivperioden frem til 2060, men det er medtaget som et hypotetisk tilfælde for at belyse, hvor robust fjernvarmen er i forhold til individuelle løsninger, når man samtidig tager hensyn til, at temperaturerne kan sænkes og, at der ofte er mulighed for at redimensionere fjernvarmeledningerne. Der regnes i dette scenario med, at al-le fjernvarmeledninger redimensioneres.

Der tages hensyn til, at større varmebesparelse alt andet lige giver mulighed for at sænke forbrugernes temperaturer yderligere, idet hedefladerne bliver relativt større, hvilket giver et lidt mindre nettab. Dog er der af hensyn til brugsvand og varmeanlæggenes karakteristika grænser for, hvor langt det er muligt at reducere temperaturen.

Desuden tages hensyn til, at større varmebesparelse giver mulighed for at spare på investe-ringen i nye ledninger og til en vis grad i de ledninger, der skal udskiftes. For de nye lednin-ger regnes med, at investeringen i procent reduceres med 1/3 af varmebesparelsen. For de ledninger, der udskiftes, regnes med lidt under halvdelen.

4.4 Fjernvarmenettenes udbygning I nedenstående tabel er beregnet nettets nyværdi og varmetab.

Der er i nedenstående opstilling både set på eksisterende bebyggelse alene og på den sam-lede bebyggelse inkl. den nye bebyggelse i basis scenariet og i scenariet med moderate inve-steringer.


HovedscenarieEksisterende bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Antagelser om redimensionering af eksisterende ledningerBesparelse på rumvarme i eks. bebyggelseSamlet salg an hus i pct. 100% 100% 100% 79% 79% 79%Sparet investering ved redimensionering 6% 6% 6%Besparelse i investering i nye net 0% 0% 0% 12% 12% 12%Fjernvarmenet og stik km 32.700 43.038 60.810 32.700 43.038 60.810Nyværdi af godt eksist net mia. kr 73 73 73 73 73 73Renovering og dampk. mia. kr 35 35 35 33 33 33Udbygning mia. kr 8 34 78 7 30 69Nyværdi af hele nettet mia. kr 115 141 186 112 135 174Temperaturer og besparelser i nettabMaksimal temp ved design oC 90 90 90 90 90 90Middel fremløb oC 80 80 80 70 70 70Middel returløb oC 40 40 40 30 30 30Sparet nettab ved redimensionering af gl net 2% 2% 2%Sparet nettab ved redimensionering af nyt net 5% 5% 5%Flow reduceres til 64% 64% 65%Reduktion i dimensioner

Fjernvarmesalg og tabOpvarmet areal i referencen mio.m2 210 210 210 210 210 210Gennemsnitligt fjernvarmeforbrug kWh/m2 135 135 135 106 106 106Samlet salg an hus GWh 28.350 28.350 28.350 22.330 22.330 22.330Samlet nyt salg an hus GWh 4.700 10.700 15.400 3.000 7.780 11.550Samlet salg GWh 33.050 39.050 43.750 25.330 30.110 33.880

Tab i renoveret net uden redim. GWh 5.758 5.758 5.758 4.650 4.650 4.650Tab i nye net uden redim GWh 548 2.387 5.550 443 1.928 4.482Sparet tab i renoveret net ved redim. GWh -93 -93 -93Sparet tab i nyt net ved redim. GWh -22 -96 -224Samlet varmetab GWh 6.306 8.145 11.307 4.978 6.389 8.816

ResumeEksisterende bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Antagelser om redimensionering af eksisterende ledningerBesparelse på rumvarme i eksisterende bebyggSamlet salg GWh 33.050 39.050 43.750 25.330 30.110 33.880Samlet varmetab GWh 6.306 8.145 11.307 4.978 6.389 8.816Samlet produktion GWh 39.356 47.195 55.057 30.308 36.499 42.696Samlet nettab i pct. af prod % 16% 17% 21% 16% 18% 21%Marg. nettab af udbyg i pct af prod % 10% 18% 26% 12% 19% 27%

Eksisterende og nye bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Samlet salg 35.150 41.150 45.850 27.430 32.210 35.980Samlet varmetab 6.647 8.486 11.649 5.319 6.731 9.157Samlet produktion 41.797 49.636 57.499 32.749 38.941 45.137Samlet nettab i pct. af produktion 16% 17% 20% 16% 17% 20%

uændret dimensioningen reduktion

Basis Moderat investering

50% redimensionering0% 25%

0% 25%

½ dimension ned

50% redimensionering

Tabel 4-3 Nettab ved forskellige grader af udbygning og moderate besparelser

Ved beregning af besparelserne i nye netinvesteringer er taget hensyn til at både varmebe-hovet og returtemperaturen er reduceret, medens fremsløbstemperaturen er fastholdt til 90 grader.

Det ses, at nettabet stort set er konstant i % til trods for varmebesparelserne.

Samtidig ses, at tilslutningen af de områder, der er bedst til fjernvarme i Scenario 1 reduce-rer tabet, medens de mindre fordelagtige områder i Scenario 3 øger tabet lidt.


4.5 Fjernvarmens robusthed overfor stærkt faldende varmebehov I tabellen nedenfor er fjernvarmens robusthed over for stærkt faldende varmebehov vurde-ret.

HovedscenarieEksisterende bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Antagelser om redimensionering af eksisteBesparelse på rumvarme i eks. bebyggelseSamlet salg an hus i pct. 57% 57% 57% 36% 36% 36%Sparet investering ved redimensionering 8% 8% 8% 25% 25% 25%Besparelse i investering i nye net 17% 17% 17% 25% 25% 25%Fjernvarmenet og stik km 32.700 43.038 60.810 32.700 43.038 60.810Nyværdi af godt eksist net mia. kr 73 73 73 73 73 73Renovering og dampk. mia. kr 32 32 32 26 26 26Udbygning mia. kr 6 28 65 6 25 59Nyværdi af hele nettet mia. kr 111 133 170 105 124 158Temperaturer og besparelser i nettabMaksimal temp ved design oC 90 90 90 90 90 90Middel fremløb oC 65 65 65 55 55 55Middel returløb oC 28 28 28 20 20 20Sparet nettab ved redimensionering af gl net 5% 5% 5% 15% 15% 15%Sparet nettab ved redimensionering af nyt net 10% 10% 10% 15% 15% 15%Flow reduceres til 47% 47% 48% 27% 27% 27%Reduktion i dimensioner

Fjernvarmesalg og tabOpvarmet areal i referencen mio.m2 210 210 210 210 210 210Gennemsnitligt fjernvarmeforbrug kWh/m2 78 78 78 49 49 49Samlet salg an hus GWh 16.300 16.300 16.300 10.280 10.280 10.280Samlet nyt salg an hus GWh 2.190 5.680 8.440 1.380 3.580 5.310Samlet salg GWh 18.490 21.980 24.740 11.660 13.860 15.590

Tab i renoveret net uden redim. GWh 4.263 4.263 4.263 3.266 3.266 3.266Tab i nye net uden redim GWh 406 1.768 4.097 311 1.354 3.148Sparet tab i renoveret net ved redim. GWh -213 -213 -213 -490 -490 -490Sparet tab i nyt net ved redim. GWh -41 -177 -410 -47 -203 -472Samlet varmetab GWh 4.415 5.641 7.737 3.041 3.928 5.452

ResumeEksisterende bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Antagelser om redimensionering af eksisteBesparelse på rumvarme i eksisterende bebyggSamlet salg GWh 18.490 21.980 24.740 11.660 13.860 15.590Samlet varmetab GWh 4.415 5.641 7.737 3.041 3.928 5.452Samlet produktion GWh 22.905 27.621 32.477 14.701 17.788 21.042Samlet nettab i pct. af prod % 19% 20% 24% 21% 22% 26%Marg. nettab af udbyg i pct af prod % 14% 22% 30% 16% 24% 34%

Eksisterende og nye bebyggelser Sce 1 Sce 2 Sce 3 Sce 1 Sce 2 Sce 3Samlet salg 20.590 24.080 26.840 13.760 15.960 17.690Samlet varmetab 4.756 5.982 8.079 3.382 4.269 5.794Samlet produktion 25.346 30.062 34.919 17.142 20.229 23.484Samlet nettab i pct. af produktion 19% 20% 23% 20% 21% 25%

Stor bygningsinvesteringMeget stor bygningsinv.

50% redimensionering 100% redimensionering50% 75%

50% 75%100% redimensionering

1 dimension ned 2 dimensioner ned

50% redimensionering

Tabel 4-4 Nettab ved stærkt faldende varmebehov

Det ses, at fjernvarmenettabet som helhed ikke stiger væsentligt forudsat, at temperaturer-ne sænkes og, at nettene redimensioneres i forbindelse med planlagt udskiftning.


I praksis betyder der, at de ledninger, som eksempelvis er fra perioden 1980 til 2010, ventes udskiftet og redimensioneret i perioden 2060-2100 og, at man til den tid kan tage højde for den faktiske besparelse, temperatursænkning og fortætning af de eksisterende områder.


5. Bilag 5 Varmebesparelser ved merisolering

Klaus Fafner Rambøll

Dette bilagsnotat beskriver en indledende undersøgelse af besparelsen ved merisolering.

Det er typisk for de varmebesparende foranstaltninger, at de første besparelser har en sær-deles god forrentning, medens det gradvist bliver dyrere at opnå besparelser, jo mere der i forvenen er sparet.

Rambøll har udarbejdet en rapport, som belyser de mulige besparelser og besparelsespoten-tialet i en typisk fjernvarmeforsynet by ved at gennemføre de varmebesparende foranstalt-ninger, som man typisk identificerer ved energisyn.

De mulige besparelser er listet i rangorden i forhold til deres rentabilitet, og ikke overrasken-de viser rapporten, at der er meget stor forskel på investeringen pr sparet MWh. Når investe-ringerne rangordnes ses, at investeringen pr sparet MWh stiger jo mere man ønsker at spa-re. Det viser sig, at der op til 20 % besparelse er en rimelig økonomi, hvorefter prisen for ekstra besparelse stiger voldsomt.

Et eksempel på tiltag med stigende omkostninger er vinduer.

• springet fra et lag glas til normale termoruder er meget fordelagtigt • yderligere investering i lavenergiruder giver en mindre besparelse

Endelig er det af stor betydning, om der alligevel skal foretages en udskiftning/renovering, således at investeringen i den ekstra varmebesparelse er marginal. Problematikken belyses bedst ved at se på efterisolering.

I de efterfølgende tabeller er besparelsen ved at efterisolere beregnet for loft og ydervægge med trin af 50 mm. For loftsisolering er omkostningerne også beregnet uden arbejdsløn, svarende til, at husejeren selv lægger et lag ekstra isolering på loftet i et etplanshus uden at beregne egen arbejdsløn.

Besparelsen ved isoleringen er beregnet som kapitaludgiften pr sparet MWh, som kan benyt-tes til at sammenligne med de samfunds- og brugerøkonomiske besparelser.

5.1 Samfundsøkonomi I samfundsøkonomien anvendes 6 % i kalkulationsrente og en teknisk/økonomisk levetid. For isolering kan den sættes til 80 år medens den næppe er større end 30 år for vinduer. Som variationsberegning kan man se på 3 %.

Den samfundsøkonomiske værdi af en besparelse er typisk 100-200 kr/MWh alt afhængig af det aktuelle fjernvarmesystem.


Det ses, at 200 mm på loftet medens op til 300 mm medfører et stort tab.

I ydervægge er det med den valgte forudsætning om meromkostning optimalt med ca. 100 mm. En væsentlig parameter er således meromkostningen til ekstra facadeisolering, som kan variere meget alt efter metode.

5.2 Brugerøkonomi I brugerøkonomien kan anvendes 3 % (efter skat) eller 6 % alt efter økonomisk prioritering, medens tidshorisonten næppe er længere end 30 år, svarende til et typisk kreditforenings-lån.

Den brugerøkonomiske pris for brugerne som helhed, svarende til fjernvarmeselskabets va-riable pris er typisk mellem 200 og 400 kr./MWh, medens den variable pris an forbruger nor-male er noget større, typisk 300-500 kr./MWh.

Det ses den optimale isoleringstykkelse på loftet typisk er 200 mm hvis arbejdsløn indreg-nes, medens den typisk vil være 300 mm hvis man ser bort fra arbejdsløn.

5.3 Omkostninger ved sparet varme I nedenstående tabel er opstillet en beregning af kapitalomkostningerne ved efterisolering med forskellige som funktion af isoleringstykkelse og økonomiske parametre.


Resultater

Efterisolering på et ikke-udnyttet loft

Tabel 1A - Marginal 'isoleringsvarmepris' ved merisolering på loftet ved udgangspunkt i et specifikt varmebehov på 180 kWh/m2

Lofts- Mer- U-værdi Varme Bespa-isolering isolering loft behov relse u/arb. m/arb. 3% 6% 3% 6% 3% 6% 3% 6%

80 år 80 år 80 år 80 år 30 år 30 år 30 år 30 årmm mm W/m2/K kWh/m2 kWh/m2 kr./m2 kr./m2 kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh

100 0,36 180150 50 0,25 170 9,7 16 32 0,054 0,100 0,109 0,199 0,084 0,119 0,168 0,239200 50 0,19 165 5,1 16 32 0,103 0,188 0,206 0,377 0,159 0,226 0,317 0,452250 50 0,15 162 3,2 16 32 0,167 0,306 0,334 0,611 0,257 0,366 0,515 0,733300 50 0,13 160 2,2 16 32 0,246 0,450 0,492 0,900 0,379 0,539 0,758 1,079350 50 0,11 158 1,6 16 32 0,340 0,622 0,680 1,244 0,524 0,746 1,048 1,492400 50 0,10 157 1,2 16 32 0,449 0,822 0,899 1,644 0,692 0,986 1,384 1,971

Tabel 1B - Marginal 'isoleringsvarmepris' ved merisolering på loftet ved udgangspunkt i et specifikt varmebehov på 140 kWh/m2

Lofts- Mer- U-værdi Varme Bespa-isolering isolering loft behov relse u/arb. m/arb. 3% 6% 3% 6% 3% 6% 3% 6%

80 år 80 år 80 år 80 år 30 år 30 år 30 år 30 årmm mm W/m2/K kWh/m2 kWh/m2 kr./m2 kr./m2 kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh

100 0,36 140150 50 0,25 131 9,3 16 32 0,057 0,104 0,113 0,207 0,087 0,124 0,175 0,249200 50 0,19 126 4,9 16 32 0,108 0,198 0,216 0,395 0,167 0,237 0,333 0,474250 50 0,15 123 3,0 16 32 0,176 0,323 0,353 0,645 0,272 0,387 0,543 0,774300 50 0,13 121 2,0 16 32 0,263 0,481 0,525 0,961 0,405 0,576 0,810 1,153350 50 0,11 119 1,5 16 32 0,360 0,658 0,720 1,316 0,554 0,789 1,109 1,579400 50 0,10 118 1,1 16 32 0,476 0,870 0,951 1,740 0,733 1,044 1,466 2,087

Merisolering ved facaderenovering

Tabel 2 - Marginal 'isoleringsvarmepris' ved merisolering i hele ydervægge Givet 70% ydervæg i forhold til bruttoetageareal

Akkumu Mer- U-værdi Varme Bespa- Mer-isolering isolering facade behov relse omkostn. 3% 6% 3% 6%

80 år 80 år 30 år 30 årmm mm W/m2/K kWh/m2 kWh/m2 kr./m2 kr./kWh kr./kWh kr./kWh kr./kWh

1,00 18050 50 0,44 142 37,7 100 0,088 0,161 0,135 0,193100 50 0,29 132 10,5 100 0,316 0,578 0,487 0,694150 50 0,21 127 4,9 100 0,673 1,231 1,037 1,477200 50 0,17 124 2,9 100 1,161 2,125 1,790 2,548250 50 0,14 122 1,8 100 1,800 3,292 2,773 3,949300 50 0,12 121 1,3 100 2,524 4,618 3,890 5,538350 50 0,10 120 1,0 100 3,398 6,217 5,236 7,456400 50 0,09 119 0,8 100 4,401 8,051 6,782 9,657

Marg. pris m/arb.

Marg. pris m/arb. Marg. pris u/arb.

Marginal pris

Marg. pris m/arb.Omkostninger Marg. pris u/arb.

Omkostninger Marg. pris u/arb. Marg. pris m/arb. Marg. pris u/arb.

Tabel 5-1 Omkostninger ved varmebesparelser


6. Bilag 6 Forsyning af ny bebyggelse med fjernvarme

Søren Knudsen Rambøll

Dette bilagsnotat beskriver undersøgelse vedrørende samfundsøkonomiske omkostninger og CO2-emission ved 4 udvalgte varmeforsyningsalternativer til opvarmning af 80 tæt/lav boli-ger.

Bruttolisten af relevante alternativer er:

1. Fjernvarme i centralt kraftvarmenet 2. Fjernvarme fra et halmfyret fjernvarmeværk 3. Blokvarme med halm/flis og evt. central solvarme 4. Individuel naturgasforsyning 5. Individuelle luft/vand varmepumper 6. Individuelle luft/luft varmepumper

De relevante vurderingsparametre er:

• Samfundsøkonomi (som inkluderer værdisætning af CO2 udslip for samfundet)

• CO2 udslip udenfor det kvoteregulerede marked.

• Forsyningssikkerhed, fleksibilitet og komfort

Det sidste kriterium er vanskeligt at prissætte, men ud fra en relativ kvalitativ vurdering er karakteren for alternativ 1-2 meget god, for alternativ 3 god, for alternativ 4-5 dårlig og for alternativ 6 meget dårlig. Da alternativ 6 ikke kan sammenlignes med de øvrige i en økono-misk vurdering og da det er markant dårligere ses bort fra dette alternativ.

Blokvarme, som kan være særlig relevant i alle tilfælde, hvor der er en samlet udstykning uden mulighed for fjernvarme, kan med hensyn til alle kriterier sidestilles med halmbaseret fjernvarme, hvorfor der kun medtages et af disse alternativer.

Med hensyn til CO2 emissionen udenfor det kvoteregulerede marked er denne nul for alle alternativer undtagen alternativ 4 naturgasforsyning.

De 4 alternativer der sammenlignes er:

• Fjernvarme i centralt kraftvarmenet • Fjernvarme fra et halmfyret fjernvarmeværk (hhv. blokvarme med VE) • Individuel naturgasforsyning • Individuelle luft/vand varmepumper


For hvert af disse 4 alternativer beregnes de samfundsøkonomiske omkostninger og CO2-emissionen ved, at de 80 tæt/lav opføres som henholdsvis standardhus, lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1.

6.1 Forudsætninger Området der skal varmeforsynes består af 80 nybyggede tæt/lav boliger, der kunne tænkes placeret som vist i Figur 6-1. De 80 huse er på hver 110 m².

Figur 6-1 Placering af 80 tæt/lav boliger

6.1.1 Varmeinstallationer

Der er regnet med, at boligerne opvarmes ved et vandbåret gulvvarmeanlæg.

Ved fjernvarmeforsyning er det antaget, at der er tale om indirekte fjernvarmeunit inkl. varmtvandsbeholder. Derved er valgt en forudsætning til ugunst for fjernvarmen, da der ofte kan installeres enkle og billigere units med direkte forsyning og gennemstrømningsvandvar-mer.

Ved naturgasforsyning er det antaget, at der er tale om en kondenserende gaskedel inkl. aftræk.

Luft/vand varmepumpen bruger varmen i udeluften til opvarmning af boligen samt til op-varmning af varmt brugsvand. Udover selve varmepumpen skal der også være en varmt-vandsbeholder til det varme brugsvand.

Nedenfor i Tabel 6-1 ses de i undersøgelsen anvendte omkostninger (inkl. montering, ekskl. moms) til varmeinstallationerne. Tabellen viser også teknisk levetid og antaget virknings-grad.


Fjernvarme Luft/vand varmepumpe Naturgaskedel Investering Kr. 15.000 50.000 24.000 Teknisk levetid år 20 15 15 Virkningsgrad % 100 % 320 % 100 % Tabel 6-1 Nøgletal for varmeanlæg

Virkningsgraden (COP) for luft/vand varmepumpen angiver, at der produceres 3,2 kW varme ved et elforbrug på 1 kW. Luft/vand varmepumperne er de mest pladskrævende, idet selve varmepumpen placeres udenfor huset, og inde i huset skal der være plads til akkumuleringstank. Naturgas er typisk lidt mere pladskrævende end en fjernvarmeunit. Med hensyn til komforten, så kan en luft/vand varmepumpe have problemer med at levere tilstrækkelig varme på de koldeste dage, og ofte er det nødvendigt med f.eks. elvarmepaneler som back-up eller elpatron i ak-kumuleringstank. Forskellene i komfort og pladskrav er ikke prissat i denne undersøgelse.

6.1.2 Varmebehov og klimaskærm Nyopførte huse skal overholde energirammen angivet i BR08. I energirammen indgår bl.a. elforbrug til cirkulationspumper, automatik på varmeanlæg, evt. ventilator til varmegenvin-dingsanlæg samt en ’straf’ for overtemperatur (>26 ºC) i hus. Elforbrug skal multipliceres med 2,5 i beregning af energirammen. Det er antaget, at ovenstående elforbrug og over-temperatur udgør 15 kWh/m² af energirammen. Den resterende del af energirammen udgør så boligernes varmebehov (opvarmning og varmt brugsvand)

Da luft/vand varmepumpen har en højere COP-faktor end omregningsfaktoren på 2,5 mellem el og varme, så kan boliger med varmepumper have en klimaskærm med et større varmetab (end boliger med fjernvarme og naturgas) og stadig overholde energirammen.

Tabel 6-2 viser energiramme og antagede varmebehov for 110 m² tæt/lav boliger.

Energiramme Varmebehov

Fjernvarme Naturgas Varmepumpe kWh/m² kWh/m² kWh/m² kWh/m²

(varme) kWh/m²

(el)

Standard 90 75 75 96 30 Lavenergiklasse 2 65 50 50 63 20

Lavenergiklasse 1 45 30 30 38 12 Tabel 6-2 Energiramme og antagede varmebehov

Det er forbundet med nogle ekstra omkostninger, når boligernes klimaskærm skal forbedres, så husene kan klassificeres som lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1. Samtidig vil klima-skærmen for boliger med varmepumpe i henhold til Tabel 6-2 være billigere end boliger med fjernvarme/naturgas med samme energiramme. Disse meromkostninger/besparelser til klimaskærm er medtaget i beregningerne. Der er ta-get udgangspunkt i, at et standard BR08 hus med fjernvarme eller naturgas koster 10.000 kr./m² ekskl. moms. Tabel 6-3 viser både procentmæssigt og absolut hvilke merpriser, der


er regnet med i beregningerne. Der er regnet med en teknisk levetid på 25 år for vinduer og 100 år for isolering. Der er regnet med at vinduer udgør 1/3 af meromkostninger, mens iso-lering udgør 2/3. Reduktionen i energirammen for opnå lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1 kan også op-nås ved at kombinere forbedret klimaskærm med solvarmeanlæg. Den tekniske levetid for solvarmeanlæg er 20-25 år. Dette alternativ er ikke medtaget i denne undersøgelse.

Fjernvarme %/kr. pr. m²

Naturgas %/kr. pr. m²

Varmepumpe %/kr. pr. m²

Standard 0/0 0/0 -2/-200 Lavenergiklasse 2 4/400 4/400 2/200

Lavenergiklasse 1 10/1000 10/1000 8/800 Tabel 6-3 Merpris i % og kr./m² ekskl. moms i forhold til standard BR08 med fjernvarme

6.1.3 Ledningsanlæg Både for fjernvarme og naturgas er der regnet med, at ledninger føres i jord langs boliger med selvstændig stikledning til hver bolig. Det er antaget, at stikledningerne i gennemsnit er 10 m.

Det er anslået, at det er nødvendigt med ca. 825 kanalmeter rør. Ved fjernvarmeforsyning er det nødvendigt med dimensioner mellem DN25 og DN65, og stikledninger antages udført i Cu15. Hver fjernvarmestikledning antages at koste ca. 18.000 kr. ekskl. moms.

Ved naturgasforsyning er det anslået, at distributionsledninger kan udføres for 300 kr./m, mens hver stikledning koster 6.000 kr. ekskl. moms inkl. regulatorskab.

Tabel 6-4 viser anslåede anlægsomkostninger til distributionsnet og stikledninger ved hen-holdsvis fjernvarme og naturgas.

Fjernvarme 1000 kr.

Naturgas 1000 kr.

Distributionsnet 1.578 248 Stikledninger 1.452 480

Total 3.030 728 Tabel 6-4 Anslåede anlægsomkostninger ekskl. moms

I beregningerne er der foretaget en analyse af de samfundsøkonomiske omkostninger og CO2-emission ved forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme ved alternativet med fjernvar-me i et centralt kraftvarmenet. Det antages, at de boliger, der ikke tilsluttes fjernvarmen installerer luft/vand varmepumpe i stedet. Det antages, at distributionsnettet til fjernvarmen etableres, men at der kun etableres stikledninger til de boliger, der tilsluttes fjernvarmen. Tabel 6-5 viser de anslåede anlægsomkostninger ved forskellige tilslutningsgrader til fjern-varme.


Tilslutningsgrad Anlægsomkostning fjernvarmenet 1000 kr.

75 % 2.667 50 % 2.304 25 % 1.941 Tabel 6-5 Anlægsomkostninger for fjernvarmenet ved forskellige tilslutningsgrader

For naturgasledninger er der regnet med en teknisk levetid på 30 år. For fjernvarmelednin-ger er der regnet med en teknisk levetid på 25 år for muffer og 50 år for præisolerede rør. Det er antaget at muffer udfør 1/3 af anlægsomkostninger, mens rør udgør 2/3.

6.1.4 Varmetab fra fjernvarmenet Varmetabet fra fjernvarmeledningerne er bestemt ved hjælp af LOGSTOR StaTech bereg-ningsprogram med en fremløbstemperatur på 70ºC og en returtemperatur på 35ºC. Tabel 6-6 viser det beregnede årlige varmetab fra fjernvarmeledning ved forskellige tilslutnings-grader.

Tilslutningsgrad Varmetab MWh/år

100 % 138 75 % 125 50 % 115 25 % 107 Tabel 6-6 Beregnet varmetab fra fjernvarmeledninger

6.1.5 Produktion af fjernvarme I det store centrale kraftvarmenet antages produktionen at være fordelt på nedenstående måde:

• 95 % af produktion på udtagsværk med cm-værdi på 0,15

• 5 % af produktion på oliefyret kedel med virkningsgrad på 95 %

Det centrale kraftvarmenet i beregningen svarer til de store centrale kraftvarmenet omkring store danske byer samt store decentrale combined-cycle kraftvarmeværker.

På det halmfyrede fjernvarmeværk antages produktionen at være fordelt på nedenstående måde:

• 90 % af produktionen på halmfyret kedel med virkningsgrad på 95 %

• 10 % af produktionen på træpillefyret kedel med virkningsgrad på 95 %


6.2 Samfundsøkonomisk vurdering De samfundsøkonomiske og miljømæssige konsekvenser ved de 4 varmeforsyningsalternati-ver er vurderet i henhold til energistyrelsens vejledning af april 2005 med tilhørende forud-sætninger af februar 2008.

De samfundsøkonomiske omkostninger beregnes ved en nutidsværdi med kalkulationsrente på 6 % i en planperiode på 20 år.

Ved tekniske levetider længere end 20 år er der indregnet en scrapværdi, mens der ved tek-niske levetider mindre end 20 år er indregnet reinvestering og en eventuel scrapværdi efter 20 år.

Det er beregningsteknisk antaget, at alle boliger bygges i 2008, og varmesalget starter pri-mo 2009.

Figur 6-2 viser de samfundsøkonomiske omkostninger ved de forskellige alternativer. Det fremgår af Figur 6-2, at de samfundsøkonomiske omkostninger for alle 4 forsyningsformer stiger, når kravene til varmeforbruget bliver skrappere. Samtidig fremgår det, at fjernvarme-forsyning ved central kraftvarme har de laveste samfundsøkonomiske omkostninger af de 4 alternativer ved standardhus, ved lavenergiklasse 2 hus og ved lavenergiklasse 1 huse.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Cent

ral-K

V-S

Natur

gas-

S

Varm

epum

pe-S

Halm-fj

v-S

Cent

ral-K

V-2

Natur

gas-

2

Varm

epum

pe-2

Halm-fj

v-2

Cent

ral-K

V-1

Natur

gas-

1

Varm

epum

pe-1

Halm-fj

v-1

Sa

mfu

nd

sø

ko

no

mis

k o

mk

ostn

ing

[10

00

kr.

]

Standardhus Lavenergikl. 2 Lavenergikl. 1

Figur 6-2 Samfundsøkonomiske omkostninger (1000 kr.) Betegnelserne ’-S’, ’-2’ og ’-1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavener-giklasse 1.

Det bemærkes, at disse samfundsøkonomiske omkostninger inkluderer de samfundsmæssige omkostninger til CO2. Det betyder, at den samfundsmæssige CO2 emission ikke i sig selv bør tillægges samme betydning som økonomien.


Figur 6-3 viser CO2-emissionen ved de forskellige alternativer. CO2-emissionen for luft/vand varmepumpe er beregnet på baggrund af CO2-emission ved El an husholdning som angivet i Energistyrelsens forudsætninger, CO2-emissionen for naturgas og central kraftvarme er lige-ledes bestemt ved Energistyrelsens forudsætninger.

Det fremgår af Figur 6-3, at der er de laveste CO2-emissioner forbundet med de to under-søgte fjernvarmeforsyningsformer.

Som eksempler kan nævnes at CO2-emissionen ved fjernvarmeforsyning ved central kraft-varme af et standardhus udgør 45 % af CO2-emissionen ved luft/vand varmepumpe i et standardhus samt 74 % af CO2-emissionen ved naturgasforsyning af et standardhus.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Halm-fj

v-S

Halm-fj

v-2

Halm-fj

v-1

Cent

ral-K

V-1

Natur

gas-

1

Cent

ral-K

V-2

Varm

epum

pe-1

Natur

gas-

2

Cent

ral-K

V-S

Natur

gas-

S

Varm

peum

pe-2

Varm

peum

pe-S

CO

2-e

mis

sio

n [

ton

s]

Figur 6-3 CO2-emission (nutidsværdi over 20 år) for de enkelte alternativer Betegnelserne ’-S’, ’-2’ og ’-1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavener-giklasse 1.


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Halm-fj

v-S

Halm-fj

v-2

Halm-fj

v-1

Cent

ral-K

V-S

Cent

ral-K

V-2

Cent

ral-K

V-1

Varm

peum

pe-S

Varm

peum

pe-2

Varm

epum

pe-1

Natur

gas-

1

Natur

gas-

2

Natur

gas-

SIkk

e k

vo

tere

gu

lere

t C

O2

-em

issi

on

[to

ns]

Figur 6-4 Ikke kvotereguleret CO2-emission

Figur 6-4 viser tilsvarende den ikke kvoteregulerede CO2-emission, hvor det ses, at det kun er naturgasforsyningen af de 4 alternativer, der ikke er kvotereguleret. Da det er en særlig prioritet at reducere det nationale CO2 udslip udenfor det kvoteregulere-de marked kan det være relevant at medtage dette som en særskilt beslutningsparameter.

6.2.1 Tilslutningsgrad til fjernvarme Der er foretaget en analyse af de samfundsøkonomiske omkostninger og CO2-emission ved forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme ved alternativet med fjernvarme ved central kraftvarme. Det antages, at de boliger, der ikke tilsluttes fjernvarmen installerer luft/vand varmepumpe i stedet. Det antages ligeledes, at distributionsnettet til fjernvarmen etableres, men at der kun etableres stikledninger til de boliger, der tilsluttes fjernvarmen.

Figur 6-5 viser de samfundsøkonomiske omkostninger ved de forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme i det centrale kraftvarmenet samt ved 100 % luft/vand varmepumpe. Det ses, som det også fremgår af Figur 6-2, at de samfundsøkonomiske omkostninger stiger når kra-vene til boligernes varmebehov går fra standard til lavenergiklasse 2 og en yderligere stig-ning når kravene er lavenergiklasse 1.

Det ses også, at de samfundsøkonomiske omkostninger stiger, når tilslutningsgraden til fjernvarme falder. Hvis tilslutningsgraden til fjernvarme bliver tilstrækkelig lav, så har alter-nativet med 100 % luft/vand varmepumpe lavere samfundsøkonomisk omkostning. For stan-dardhuse er grænsen ved 60 % tilslutningsgrad, ved lavenergiklasse 2 huse er grænsen om-kring 70 % tilslutningsgrad, ved lavenergiklasse 1 huse er grænsen omkring 80 tilslutnings-grad.


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0% 25% 50% 75% 100%

Fjernvarmetilslutning [%]

Sa

mfu

nd

søk

on

om

isk

o

mk

ost

nin

g [

10

00

kr.

]

Standard BR08 Lavenergikl. 2 Lavenergikl. 1

100%-varmepumpe-std. 100%-varmepumpe-kl2 100%-varmepumpe-kl1

Figur 6-5 Samfundsøkonomisk omkostning ved forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme Dette er gældende i et centralt kraftvarmenet samt ved 100 % luft/vand varmepumpe.

Figur 6-6 viser CO2-emissionen forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme i centralt kraftvarmenet samt ved 100% luft/vand varmepumpe.

Det ses, at CO2-emissionen stiger, når tilslutningsgraden til fjernvarmen falder. Det ses og-så, at CO2-emissionen er på samme niveau ved 100 % fjernvarme ved standardhuse og 50 % fjernvarme/50 % varmepumpe ved lavenergiklasse 2.

Endelig ses det, som det også fremgår af Figur 6-3, at CO2-emissionen ved fjernvarmeforsy-ning af standardhuse næsten er på niveau med luft/vand varmepumpe i lavenergiklasse 1 huse.


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0% 25% 50% 75% 100%

Fjernvarmetilslutning [%]

CO

2-e

mis

sio

n [

ton

s]

Standard BR08 Lavenergikl. 2 Lavenergikl. 1

100%-varmepumpe-std. 100%-varmepumpe-kl2 100%-varmepumpe-kl1

Figur 6-6 CO2-emission ved forskellige tilslutningsgrader til fjernvarme Dette er gældende i centralt kraftvarmenet samt ved 100 % luft/vand varmepumpe.

6.2.2 Kalkulationsrente på 3 % Der er foretaget en følsomhedsberegning, hvor kalkulationsrenten er sat til 3 %. Figur 6-7 viser resultatet af følsomhedsberegningen.

Det ses at de investeringstunge forsyningsformer sig bedre med en lavere rente:

• Central kraftvarme har stadig de laveste samfundsøkonomiske omkostninger.

• Halmfyret fjernvarmeforsyning bliver nu bedre end naturgas og har de næstlaveste samfundsøkonomiske omkostninger

Luft/vand varmepumpen har stadig de højeste samfundsøkonomiske omkostninger, og det kan bemærkes, at central kraftvarmeforsyning af lavenergiklasse 2 har lavere samfundsøko-nomiske omkostninger end luft/vand varmepumper i standardhuse.

Den lave rente har som ventet mindsket det samfundsøkonomiske tab ved at forbedre klima-skærmen, men samtidig har den øget muligheden for at udvide fjernvarmeforsyningen i om-råder med lavere varmetæthed.


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Cent

ral-K

V-S

Halm-fj

v-S

Natur

gas-

S

Varm

epum

pe-S

Cent

ral-K

V-2

Halm-fj

v-2

Natur

gas-

2

Varm

epum

pe-2

Cent

ral-K

V-1

Halm-fj

v-1

Natur

gas-

1

Varm

epum

pe-1

Sa

mfu

nd

sø

ko

no

mis

k o

mk

ostn

ing

[10

00

kr.

]Standardhus Lavenergikl. 2 Lavenergikl. 1

Figur 6-7 Samfundsøkonomiske omkostninger (1000 kr.) Beregningen er med en kalkulationsrente på 3 %. Betegnelserne ’-S’, ’-2’ og ’-1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.

6.3 Samlede investeringer – faste omkostninger Figuren nedenfor viser den samlede investering for hvert af de 4 varmeforsyningsalternati-ver. De samlede investering for hvert af de 4 varmeforsyningsalternativer er fordelt på indi-viduelle investeringer (brugeranlæg og merudgift til klimaskærm) og kollektive (distributi-onsnet) og opgjort som en nutidsværdi over planperioden på 20 år og med en rente på 6 %. En eventuelt scrapværdi er medtaget.

Det ses at fjernvarmeløsningerne er lidt mere omkostningstunge end naturgas og varme-pumpeløsningerne. Til gengæld ses det også hvorledes de faste investeringer stiger markant ved at opføre lavenergiklasse2 og lavenergiklasse1 i stedet for standardhus.


Samlet fast investering som nutidsværdi over 20 år

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Natur

gas-

S

Varm

epum

pe-S

Cent

ral-K

V-S

Halm-fj

v-S

Natur

gas-

2

Varm

epum

pe-2

Cent

ral-K

V-2

Halm-fj

v-2

Natur

gas-

1

Varm

epum

pe-1

Cent

ral-K

V-1

Halm-fj

v-1

Inv

est

eri

ng

[1

00

0 k

r.]

Individuelle Kollektive

Standardhus Lavenergikl. 2 Lavenergikl. 1

Figur 6-8 Samlet investering (nutidsværdi over 20 år) Beregningen er angivet for hvert af de 4 varmeforsyningsalternativer.

6.4 Resumé Dette notat beskriver en analyse af samfundsøkonomiske omkostninger samt CO2-emission ved 4 varmeforsyningsformer af 80 tæt/lav boliger af 110 m². De 4 forsyningsformer er

• Fjernvarme i centralt kraftvarmenet • Fjernvarme fra et halmfyret fjernvarmeværk • Individuel naturgasforsyning • Individuelle luft/vand varmepumper

Beregningerne er foretaget for de tilfælde, at boligerne opføres som standardhuse, lavener-giklasse 2 huse eller lavenergiklasse 1 huse. Der er medtaget meromkostninger til klima-skærmen ved at opføre lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1 frem for standard.

Beregningerne viser, at de samfundsøkonomiske omkostninger stiger, når de nye boliger opføres som lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1 i stedet for standard. Ved opførelse af henholdsvis standardhuse, lavenergiklasse 2 huse og lavenergiklasse 1 huse er det fjernvar-me i centralt kraftvarmenet, der har de laveste samfundsøkonomiske omkostninger.

Beregningerne viser samtidig, at de samfundsøkonomiske omkostninger stiger, hvis tilslut-ningsgraden til fjernvarme i det centrale kraftvarmenet falder, og de huse, der ikke tilsluttes fjernvarme, installerer luft/vand varmepumpe.


Beregningerne viser, at der er de laveste CO2-emissioner forbundet med de to fjernvarmeal-ternativer, der er med i undersøgelsen. Som eksempel kan nævnes, at hvis de 80 tæt/lav boliger opføres og tilsluttes et centralt kraftvarmenet, så vil CO2-emissionen blive mere end dobbelt så stor, hvis boligerne i stedet forsynes med luft/vandvarmepumper.

Når de samlede investeringer sammenlignes ses, at alternativerne med store investeringer i klimaskærm indeholder meget større investeringer og dermed faste udgifter end fjernvarme-alternativet. Forskellen er blot, at de faste udgifter til kapitalomkostninger er synlige energi-omkostninger når de er inkluderet i en fjernvarmeløsning, medens de er skjult i huslejen eller terminsbetalingen, når de er inkluderet husets anlægsudgift.


7. Bilag 7 Forsyning af ny bebyggelse med blokvarme

Jesper Møller Larsen og Peter Holm Rambøll

Dette notat beskriver analysen vedrørende samfundsøkonomiske omkostninger og drivhus-gasemission over 20 år ved 3 udvalgte varmeforsyningsalternativer til opvarmning af 1.100 nyudstykkede boliger i Vollerup ved Sønderborg. De 3 varmeforsyningsalternativer er ud-valgt således at de dækker de meste relevante alternativer, samtidig med at de dækker bredden af varmeforsyningsalternativer.

De 3 relevante varmeforsyningsalternativer er:

• Individuelle oliefyr (meget udbredt og simpel teknologi, og ”laveste fællesnævner” idet kommunerne ikke kan pålægge husejere at vælge én bestemt individuel varme-forsyningsløsning).

• Individuelle varmepumper; jord/vand(med nedgravede jordledninger, som er den fo-retrukne varmepumpeløsning ved etablering af nye huse)

• Blokvarme produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel

Den 3. løsning benævnes blokvarme, da der er tale om en kollektivt varmeforsyningsløsning, der etableres fysisk uafhængigt af Sønderborg Fjernvarme. For hvert af disse 3 alternativer beregnes de samfundsøkonomiske omkostninger og drivhusgasemissionen ved, at de 1.100 boliger a gennemsnitlig 130 m2 opføres som henholdsvis standardhuse, lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1 jf. det gældende bygningsreglement (BR-08).

De 9 relevante alternativer der sammenlignes er:

1. Standard boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med oliefyr som opvarmningskilde

2. Lavenergiklasse 2 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med oliefyr som opvarmningskilde

3. Lavenergiklasse 1 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med oliefyr som opvarmningskilde

4. Standard boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med varmepumpe som opvarmningskilde

5. Lavenergiklasse 2 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med varmepumpe som opvarmningskilde

6. Lavenergiklasse 1 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med varmepumpe som opvarmningskilde


7. Standard boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med blokvarme som opvarmningskilde; blokvarmen bliver produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel

8. Lavenergiklasse 2 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med blokvarme som opvarmningskilde; blokvarmen bliver produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel

9. Lavenergiklasse 1 boliger opført jf. Bygningsreglement 2008 - alle med blokvarme som opvarmningskilde; blokvarmen bliver produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel

De 9 alternativer bliver vurderet over en 20 års periode vha. Energistyrelsens forudsætnin-ger for samfundsanalyser på energiområdet. Følgende parameter bliver vurderet:

• Samfundsøkonomi (som bl.a. inkluderer værdisætning af drivhusgas udslip for sam-fundet samt udgifter til energianlæg og klimaskærme)

• Drivhusgasemissioner

Desuden bliver der foretaget to følsomhedsanalyser hvor der i stedet for Energistyrelsens forudsætninger, bruges dels en lavere, men også mere realistisk kalkulationsrente på 3% og dels aktuelle brændselspriser (juli 2008).

7.1 Forudsætninger Området der skal varmeforsynes er en udstykning på i alt 1.100 boliger. Det antages at boli-gerne i gennemsnit er på 130 m2 og af de bliver bygget løbende i følgende takt: 2008: 400 boliger 2009: 200 boliger 2010: 100 boliger 2011: 100 boliger 2012: 100 boliger 2013: 100 boliger 2014: 100 boliger

Beregningerne i dette notat bygger på at alle boligerne i området enten følger Bygningsreg-lement 2008 (BR08) standard huse, Lavenergiklasse 2 huse eller Lavenergi kasse 1 huse, samt at alle boligerne i området bruger samme type varmesystem: Enten oliefyr, varme-pumpe eller blokvarme.

Bemærk: Alle priser i dette afsnit er eksklusiv moms.

7.1.1 Varmebehov og klimaskærm Nyopførte huse skal overholde energirammen angivet i Bygningsreglement 2008 (BR08). I energirammen indgår bl.a. elforbrug til cirkulationspumper, automatik på varmeanlæg, evt. ventilator til varmegenvindingsanlæg samt en ’straf’ for overtemperatur (>26 ºC) i hus. El-


forbruget skal multipliceres med 2,5 i beregning af energirammen. Det er antaget, at oven-stående elforbrug og overtemperatur udgør 15 kWh/m² af energirammen. Den resterende del af energirammen udgør så boligernes varmebehov (opvarmning og varmt brugsvand)

Da jord/vandvarmepumpen har en højere COP-faktor end omregningsfaktoren på 2,5 mellem el og varme, kan boliger med varmepumper have en klimaskærm med et større varmetab end boliger med oliefyr og blokvarme og stadig overholde energirammen, som beskriver til-ført bruttoenergi. Lavenergiklasse 1 huse har kun behov for en lille varmepumpe, som har COP 2,6, Lavenergiklasse 2 huse har behov for en lidt større varmepumpe, som har COP 3,0, og Standard BR08 huse har behov for en større varmepumpe, som har COP 3,2 – Se afsnit 2.2 Varmeinstallationer for yderligere oplysninger.

Tilsvarende benyttes en virkningsgrad på 97 % for oliefyr, hvilket medfører at husene med oliefyr bør have en lidt dyre klimaskærm med lidt mindre varmetab, end husene med blok-varme, for at kompensere for det marginale konverteringstab. I disse beregninger ses der bort fra den lille forskel på 0,03, og klimaskærmen for oliefyrs huse sættes til det samme som klimaskærm for huse med blokvarme (COP 1,0).

Tabel 6-2 viser energiramme og antagede varmebehov for 130 m² boliger.

Energiramme Varmeforbrug

Oliefyr Blokvarme Varmepumpe kWh/m² kWh/m² kWh/m² kWh/m²

(varme) kWh/m²

(el)

Standard 87 72 72 92 29

Lavenergiklasse 2 62 47 47 56 19

Lavenergiklasse 1 43 28 28 29 11 Tabel 7-1 Energiramme og antagende varmebehov

Det er forbundet med nogle ekstra omkostninger, når boligernes klimaskærm skal forbedres, så husene kan klassificeres som lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1. Samtidig vil klima-skærmen for boliger med varmepumpe i henhold til Tabel 6-2 være billigere end boliger med fjernvarme/naturgas med samme energiramme. Disse meromkostninger/besparelser til klimaskærm er medtaget i beregningerne. Der er ta-get udgangspunkt i, at et standard BR08 hus med olie eller fjernvarme koster 10.000 kr./m² ekskl. moms at bygge. Tabel 6-3 viser både procentmæssigt og absolut hvilke merpriser, der er regnet med i beregningerne. Der er regnet med gennemsnitlig teknisk levetid på 50 år for klimaskærmen (gennemsnit af levetid for vinduer, isolering mm.). Reduktionen i energirammen for at opnå lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1 kan også opnås ved at kombinere forbedret klimaskærm med individuelle solvarmeanlæg. Den tekni-ske levetid for solvarmeanlæg er 20-25 år. Dette alternativ er dog ikke medtaget i denne undersøgelse, da det er dyre pr. kWh at bygge individuelle solvarmeanlæg, end det er at bygge centrale solvarmeanlæg.


Oliefyr %/kr. pr. m²

Blokvarme %/kr. pr. m²

Varmepumpe %/kr. pr. m²

Standard 0/0 0/0 -2/-200

Lavenergiklasse 2 4/400 4/400 2/200

Lavenergiklasse 1 10/1.000 10/1.000 9/900

Levetid for isolering 50 år 50 år 50 år Tabel 7-2 Merpris i % og kr./m² ekskl. moms ift. standard BR08 med oliefyr eller blokvarme

7.1.2 Varmeinstallationer

Der er regnet med, at boligerne opvarmes ved et vandbåret gulvvarmeanlæg. Desuden til-passes varmeinstallationerne til husenes energi behov: Lavenergiklasse 1 husene har et mindre varme- og effektbehov end BR08 standard husene, se oversigten i Tabel 6-1.

Hus type Varmebehov Effektbehov

Standard hus jf. BR08, 130m2 9,4 MWh/år

6 kW

Lavenergiklasse 2 hus, 130m2 6,1 MWh/år

4,5 kW

Lavenergiklasse 1 hus, 130m2 3,6 MWh/år

< 4 kW

Tabel 7-3 Oversigt over varme- og effektbehov ved forskellige hustyper

Oliefyr Ved varmeforsyning med individuelt oliefyr er det antaget, at der er tale om en kondensati-onskedel på 14,5 kW. Der findes ikke oliefyr med effekter helt nede på 4 – 6 kW, så derfor installeres der samme type oliefyr i de 3 typer huse. Type: CTC 950, kondenskedel, Energi mærke: A, 14,5 kW Årsvirkningsgrad: 97 % Oliefyr, kedel og varmvandsbeholder har en levetid på 15 år. Pris (inkl. installation): 46.700 kr. Tank: 1.500 liter jordtank (erfaringsmæssigt billigste løsning over længere periode) Levetid: 40 år Pris: 9.100 kr. + 6.000 kr. for grave arbejde. Samlet total pris for oliefyr, kedel, vandvarmer, installation, tank mm.: 61.800 kr. Vedligeholdelsesomkostninger: Et årligt eftersyn, pris: 1.000 kr./år de første 10 år, derefter 2.000 kr./år Ovenstående oplysninger stammer fra Sønderjyllands VVS og energicenter. Varmepumpe Den bedste, billigste og mest stabile virkningsgrad opnås ved at installerer en jord/vand varmepumpen, med nedgravede ledninger i jorden. Da dette er muligt, antages at der instal-


leres jord/vand varmepumper til opvarmning af boligen samt til opvarmning af varmt brugs-vand. I løsningen indgår en elpatron som reserve og til spidslast. Udover selve varmepum-pen skal der også være en varmtvandsbeholder til det varme brugsvand.

BR08 standard hus (effektbehov 6 kW) Varmepumpe DHP-H8; Nominel effekt: 7,2 kW; COP 3,2: 52.100 kr. Installation og jordslagning: 47.900 kr. Total: 100.000 kr. Lavenergi 2 hus (effektbehov 4,5 kW) Varmepumpe DHP-H6; Nominel effekt: 4,9 kW; COP 3,0: 48.600 kr. installation og jordslagning: 46.400 kr. Total: 95.000 kr. Lavenergi 1 hus (effektbehov mindre end 4 kW) Varmepumpe DHP-H4; Nominel effekt: 3,2 kW; COP 2,6: 45.100 kr. installation og jordslagning: 44.900 kr. Total: 90.000 kr. Levetid for varmepumpen er 15 år, og jordledningerne bliver afskrevet på 20 år. Vedligeholdelsesomkostninger: Et årligt eftersyn, pris: 1.000 kr./år. De angivende virkningsgrader (COP) er årsgennemsnitsværdier. I COP er der taget højde for en marginal udnyttelse af den indbyggede elpatron til reserve/spidslast. Varmepumpen kører legionellasikring een gang pr. uge, så der er ikke behov for opvarme brugsvandet til mere end 50 °C Ovenstående oplysninger stammer fra producenten Danfoss. Blokvarme Ved blokvarmeforsyning er det antaget, at der er tale om installation af indirekte fjernvar-meunit inkl. gennemstrømningsvandvarmer. Der er ved alle boliger taget udgangspunkt i etablering af en standard fjernvarmeunit samt standard stikledningsdimension (mindste di-mension på markedet). Der vil i praksis kunne opnås besparelse såvel etablerings- som driftsfasen ved LE1 og LE2 husene, ved dels at kunne etablere mere tilpassede løsninger (mindre dimensioner) og dels ved at kunne dimensionere systemet til lavtemperaturdrift. Disse besparelsesmuligheder er IKKE indregnet i projektet. Der er således anvendt same type unit og samme investeringer i de forskellige typer huse. Det er endvidere antaget at alle stikledninger er 20 meter.

Fjernvarmeunit (uden brugsvandscirkulation) 5.200 kr. Tilslutning og installation 24.800 kr. Total: 30.000 kr.

Vedligeholdelsesomkostninger: Et årligt eftersyn, pris: 610 kr./år. Ovenstående oplysninger stammer fra Sønderborg Fjernvarme.

Levetid for fjernvarmeuniten er sat lavt til kun 15 år, og tilslutning bliver afskrevet på bare 20 år. I praksis vil uniten og tilslutningen (stikledningen) formegentlig have en længere leve-tid, hvilket vil medføre en forbedret økonomi.


Varmeinstallations oversigt Nedenfor i Tabel 6-1 ses de i undersøgelsen anvendte omkostninger (inkl. montering, ekskl. moms) til varmeinstallationerne. Tabellen viser også teknisk levetid og virkningsgrad.

Investering Teknisk levetid Virkningsgrad Oliefyr - BR08 boliger 61.800 kr. 15 år / 40 år 97% Oliefyr - LE2 boliger 61.800 kr. 15 år / 40 år 97% Oliefyr – LE1 boliger 61.800 kr. 15 år / 40 år 97% Varmepumpe - BR08 boliger 100.00 kr. 15 år / 20 år 320% Varmepumpe - LE2 boliger 95.000 kr. 15 år / 20 år 300% Varmepumpe – LE1 boliger 90.000 kr. 15 år / 20 år 260% Blokvarmeunit - BR08 boliger 30.000 kr. 15 år / 20 år 100% Blokvarmeunit - LE2 boliger 30.000 kr. 15 år / 20 år 100% Blokvarmeunit – LE1 boliger 30.000 kr. 15 år / 20 år 100% Tabel 7-4 Nøgletal for varmeanlæg

Virkningsgraden (COP-værdien) for varmepumpen angiver, at der produceres henholdsvis 3,2 kW, 3,0 kW og 2,6 kW varme ved et elforbrug på 1 kW.

7.1.3 Ledningsanlæg For blokvarme er der regnet med, at ledninger føres i jord langs boliger med selvstændig stikledning til hver bolig. I blokvarmeberegningerne er det antaget, at alle boligerne i områ-det tilsluttes blokvarmesystemet efterhånden, som boligerne bygges. Udgifterne til hele di-stributionssystemet lægges det første år og udgør: 14.000.000 kr.

BEMÆRK: Selvom der skal leveres mindre varme til området hvis der bygges lavenergiklasse boliger i forhold til standard BR08 boliger, så antages det, at distributionsnet til lavenergihu-se ikke er billigere at bygge, end distributionsnettet til standard huse. I praksis vil etable-ringsomkostningerne såvel som driftsomkostningerne for ledningsnettet (varmetab og pum-peudgifter) dog være mindre, hvis anlægget dimensioneres mere præcist til et lavere energi-forbrug eller eks. lavtemperaturdrift.

For fjernvarmeledninger er der regnet med en teknisk levetid på 50 år.

Varmetabet fra blokvarmeledningerne er bestemt ud fra erfaringstal fra Sønderborg Fjern-varme, som er sat til 20 % ved varmeforsyning af BR08 standard boliger, hvilket svarer til 2.571 MWh/år. Varmetabet på 2.571 MWh fastholdes selvom der leveres mindre varme til lavenergiboliger. Tabel 6-6 viser oversigt over det årlige varmetab fra blokvarmedistributi-onsledningerne ved forskellige hustyper.


Hus type Varmetab MWh/år

Varmetab i % af blokvarme-produktionen

BR08 Standard 2.571 20 %

Lavenergiklasse 2 2.571 28 %

Lavenergiklasse 1 2.571 39 % Tabel 7-5 Oversigt over det årlige varmetab fra blokvarmedistributionsledningerne ved forskellige hus-

typer

7.1.4 Produktion af blokvarme den planlagte produktion af blokvarme er fordelt på nedenstående måde:

• 42 % af produktion vha. solfangeranlæg og akkumuleringstank

• 58 % af produktion på biooliefyret kedel med virkningsgrad på 95 %

Solfangeranlægget bliver bygget i tre faser: 28 % første år, 36 % andet år og 36 % femte år. Biooliekedlen bliver bygget første år.

Den procentvise fordeling og størrelsen af akkumuleringstanken fastholdes, men solfanger-anlægget og biooliekedlen dimensioneres mindre når der bygges lavenergi boliger i området, se Tabel 6-6, som giver en oversigt.

Område 42 % fra solvarme 58 % fra Bioolie kedel Årlige drift og vedli-geholdelses omk.

Størrelse Pris Pris Pris

BR08 Stan-dard huse

11.000 m2 27,60 mio. kr. 3,630 mio. kr. 257.125 kr./år

Lavenergi-klasse 2 huse


Lavenergi-klasse 1 huse


Tabel 7-6 Oversigt over anlægsinvesteringer til solvarme og biooliefyret kedel

7.2 Samfundsøkonomisk vurdering og Drivhusgasemissioner De samfundsøkonomiske og miljømæssige konsekvenser ved de 9 varmeforsyningsalternati-ver er vurderet i henhold til energistyrelsens vejledning af april 2005 med tilhørende forud-sætninger af februar 2008.

7.2.1 Samfundsøkonomisk vurdering De samfundsøkonomiske omkostninger beregnes ved en nutidsværdi med kalkulationsrente på 6 % i en planperiode på 20 år (2008 – 2027).

Ved tekniske levetider længere end 20 år er der indregnet en scrapværdi, mens der ved tek-niske levetider mindre end 20 år er indregnet reinvestering og en eventuel scrapværdi efter 20 år.


Figur 6-2 og tabet 7 viser de samfundsøkonomiske omkostninger ved de forskellige alterna-tiver. Det fremgår af Figur 6-2, at de samfundsøkonomiske omkostninger for alle 3 varme-forsyningsalternativer stiger, når kravene til varmeforbruget bliver skrappere. Samtidig fremgår det, at blokvarmeforsyning har de laveste samfundsøkonomiske omkostninger af de 3 alternativer ved både standardhuse, lavenergiklasse 2 huse og lavenergiklasse 1 huse.

0

50

100

150

200

250

20

08

-pri

sniv

eau

- m

io. kr.

BR08

: Olie

fyr

BR08

: Varm

epum

pe

BR08

: Blok

varm

e

LE2:

Olie

fyr

LE2:

Var

mep

umpe

LE2:

Blok

varm

e

LE1:

Olie

fyr

LE1:

Varm

epum

pe

LE1:

Blok

varm

e

Samfundsøkonomiske omkostninger

NOx-omkostninger

SO2-omkostninger

CO2/CH4/N2O-omkostninger

D&V

Selskabsinvestering

Forbrugerinvestering

Brændselskøb &afgiftsforvridningseffekt

Tabel 7-7 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) Omkostningerne er vist ved de 3 forskellige varmeforsyningsalternativer. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.

Samfundsøkonomiske omkostninger

Alternativer i mio. kr. Indekseret ift. det billigste

alternativ BR08: Oliefyr 137,0 131 BR08: Varmepumpe 128,1 123 BR08: Blokvarme 104,5 100 LE2: Oliefyr 170,4 163 LE2: Varmepumpe 161,7 155 LE2: Blokvarme 136,1 130 LE1: Oliefyr 225,9 216 LE1: Varmepumpe 230,6 221 LE1: Blokvarme 196,3 188 Tabel 7-8 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr.


Omkostningerne er indekseret i forhold til det billigste alternativ ved de 3 forskellige varmeforsyningsal-ternativer. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergi-klasse 2 og lavenergiklasse 1.

7.2.2 Drivhusgasemissioner Det bemærkes, at de samfundsøkonomiske omkostninger inkluderer de samfundsøkonomi-ske omkostninger til drivhusgasser. Det betyder, at drivhusgasemission ikke i sig selv bør tillægges samme betydning som den overordnede samfundsøkonomiske vurdering.

Figur 6-3 og tabel 8 viser drivhusgasemissionen i ton CO2-ækvivalenter ved de forskellige alternativer. Drivhusgasemissionen for jord/vand varmepumpe er beregnet på baggrund af drivhusgasemission ved elektricitet an forbruger som angivet i Energistyrelsens forudsætnin-ger, drivhusgasemissionen fra oliefyr og blokvarme vha. bioolie er bestemt ved Energistyrel-sens forudsætninger for biomasse.

Bemærk at emissionerne fra elektricitet er taget fra Energistyrelsens forudsætninger, som fremskriver ret små emissioner fra el-produktionen. Et mere realistisk alternativ er at benyt-te data for marginal el, ud fra det faktum at marginal el produktion i dag vil blive produceret på centrale kulfyrede kondensværker, hvilket vil medføre et større brændselsforbrug og dermed større emissioner. Det fremgår af Figur 6-3 og tabel 8, at der er de laveste drivhusgasemissioner opnås med den undersøgte blokvarme1. Jord/vand varmepumpen er det næstbedste varmeforsyningsal-ternativ, men varmepumpen udleder langt flere drivhusgasser.

Som eksempler kan nævnes at hvis drivhusgasemissionen ved blokvarmeforsyning (som består af 42 % solvarme og 58 % biooliekedel) ved BR08 standardhuse kun udgør 0,7% af drivhusgasemissionen ved jord/vand varmepumpe i et BR08 standardhus! BR08 standard huse, som er opvarmet med blokvarme, udleder kun 1,4% af de drivhusgasemissioner, som de energieffektive lavenergiklasse 1 huse udleder, hvis disse lavenergi huse er opvarmet vha. jord/vand varmepumper.

1 Drivhusgasemissioner fra produktionen af varmeinstallationer og ekstra isolering er ikke medregnet.


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

Ton

BR08

: Olie

fyr

BR08

: Var

mep

umpe

BR08

: Blok

varm

e

LE2:

Olie

fyr

LE2:

Var

mep

umpe

LE2:

Blok

varm

e

LE1:

Olie

fyr

LE1:

Varm

epum

pe

LE1:

Blok

varm

e

Akkumuleret drivhusgasemissioner over 20 år

Tabel 7-9 Akkumulerede drivhusgasemissioner over 20 år i ton CO2-ækvivalenter for de enkelte alterna-tiver Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.

Akkumuleret drivhusgasemissioner over 20 år

Alternativer Ton CO2-ækvivalenter indekseret ift. det billigste alternativ (BR08: Blokvar-

me) BR08: Oliefyr 51.292 15.479BR08: Varmepumpe 48.266 14.566BR08: Blokvarme 331 100LE2: Oliefyr 33.737 10.181LE2: Varmepumpe 33.760 10.188LE2: Blokvarme 241 73LE1: Oliefyr 20.297 6.125LE1: Varmepumpe 23.436 7.072LE1: Blokvarme 171 52Tabel 7-10 Akkumuleret drivhusgasemissioner over 20 år i ton CO2-ækvivalenter CO2-ækvivalenterne er indekseret i forhold til det billigste alternativ (BR08: Blokvarme) ved de 3 forskel-lige varmeforsyningsalternativer. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.


7.2.3 Kalkulationsrente på 3 % Der er foretaget en følsomhedsberegning, hvor kalkulationsrenten er sat til 3 %. Figur 6-7 og tabel 9 viser resultatet af følsomhedsberegningen.

• Blokvarmeforsyning har stadig de laveste samfundsøkonomiske omkostninger af de 3 alternativer ved standardhus, ved lavenergiklasse 2 hus og ved lavenergiklasse 1 hu-se.

• De samfundsøkonomiske omkostninger for alle 3 varmeforsyningsalternativer stiger stadig, når kravene til varmeforbruget bliver skrappere.

0

50

100

150

200

250

20

08

-pri

sniv

eau

- m

io. kr.

BR08

: Olie

fyr

BR08

: Var

mep

umpe

BR08

: Blok

varm

e

LE2:

Olie

fyr

LE2:

Var

mep

umpe

LE2:

Blok

varm

e

LE1:

Olie

fyr

LE1:

Var

mep

umpe

LE1:

Blok

varm

e

Samfundsøkonomiske omkostninger med kalkulationsrente på 3 %

NOx-omkostninger

SO2-omkostninger


D&V

Selskabsinvestering



Tabel 7-11 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) Omkostningerne er vist ved de 3 forskellige varmeforsyningsalternativer ved en kalkulationsrente på 3 %. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.


Samfundsøkonomiske omkostninger ved 3 % kalkulationsrente


alternativ BR08: Oliefyr 164,4 143 BR08: Varmepumpe 154,9 134 BR08: Blokvarme 115,2 100 LE2: Oliefyr 191,6 166 LE2: Varmepumpe 181,7 158 LE2: Blokvarme 140,8 122 LE1: Oliefyr 237,0 206 LE1: Varmepumpe 241,4 210 LE1: Blokvarme 193,4 168 Tabel 7-12 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr. Omkostningerne er indekseret i forhold til det billigste alternativ ved de 3 forskellige varmeforsyningsal-ternativer ved en kalkulationsrente på 3 %. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.

7.2.4 2008 brændselspriser Der er foretaget en følsomhedsberegning, hvor der bruges de aktuelle priser for brændsel i stedet for Energistyrelsens forudsætninger fra februar 2008. I denne følsomhedsberegning bruges de aktuelle juli 2008 brændselspriser for i hele perioden 2008-2027, se Tabel 10

Brændsel Aktuelle juli 2008 priser Energistyrelsens forudsatte

priser 2008-2027 Fyringsolie 175,82 kr./GJ 2 95 – 124 kr./GJ El 746,30 kr./MWh 3 323 – 467 kr./MWh bioolie 110,00 kr./GJ 4 47 – 56 kr./GJ Tabel 7-13 Oversigt over aktuelle brændselspriser (juli 2008)

Til sammenligning er vist Energistyrelsens forudsatte brændselspriser (februar 2008). Alle priser er eksl. afgifter og moms.

Figuren og tabellen nedenfor viser resultatet af følsomhedsberegningen.

• Blokvarmeforsyning har stadig de laveste samfundsøkonomiske omkostninger af de 3 alternativer ved standardhuse, ved lavenergiklasse 2 huse og ved lavenergiklasse 1 huse.

2 Kilde: Statoil.dk, d. 4. juli 2008: http://www.statoil.dk/FrontServlet?s=sdh&state=sdh_dynamic&viewid=Prisoversigt_mainpage 3 Kilde: dong.dk, d. 4. juli 2008: http://www.dongenergy.dk/privat/elognaturgas/El/basispris_kvartal/Pages/detaljer.aspx 4 Kilde: Dansk Bioolie A/S, d. 4. juli 2008: http://bestilling.danskbioolie.dk/bioolie_35_da/


• De samfundsøkonomiske omkostninger for alle 3 varmeforsyningsalternativer stiger stadig, når kravene til varmeforbruget bliver skrappere.

0

50

100

150

200

250

20

08

-pri

sniv

eau

- m

io. kr.

BR08

: Olie

fyr

BR08

: Var

mep

umpe

BR08

: Blok

varm

e

LE2:

Olie

fyr

LE2:

Var

mep

umpe

LE2:

Blok

varm

e

LE1:

Olie

fyr

LE1:

Var

mep

umpe

LE1:

Blok

varm

e

Samfundsøkonomiske omkostninger ved 2008 brændselspriser

NOx-omkostninger

SO2-omkostninger


D&V

Selskabsinvestering



Tabel 7-14 Samfundsøkonomiske omkostninger (mio. kr.) Omkostningerne er vist ved de 3 forskellige varmeforsyningsalternativer ved aktuelle brændselspriser (juli 2008) i hele perioden 2008 - 2027. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Stan-dard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1

Samfundsøkonomiske omkostninger ved aktuelle brændselspriser (juli 2008)


alternativ BR08: Oliefyr 174,2 141 BR08: Varmepumpe 140,6 114 BR08: Blokvarme 123,4 100 LE2: Oliefyr 192,1 156 LE2: Varmepumpe 170,4 138 LE2: Blokvarme 149,8 121 LE1: Oliefyr 239,0 194 LE1: Varmepumpe 236,7 192 LE1: Blokvarme 206,1 167

Tabel 7-15 Samfundsøkonomiske omkostninger i mio. kr. Omkostningerne er indekseret i forhold til det billigste alternativ ved de 3 forskellige varmeforsyningsal-ternativer aktuelle brændselspriser (juli 2008) i hele perioden 2008 – 2027. Betegnelserne ’BR08’, ’LE2’ og ’LE1’ angiver henholdsvis Standard energiramme, lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1.


7.3 Resumé og perspektivering Dette notat beskriver en analyse af samfundsøkonomiske omkostninger samt drivhusgas-emission ved 3 varmeforsyningsformer af 1.100 tæt/lav boliger af 130 m².

De 3 relevante varmeforsyningsalternativer er:

1. Individuelle oliefyr

2. Individuelle varmepumper; jord/vand (med nedgravede jordledninger)

3. Blokvarme produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel

Beregningerne er foretaget for de tilfælde, at boligerne opføres jf. Bygningsreglementet 2008 (BR08) som standardhuse, lavenergiklasse 2 huse eller lavenergiklasse 1 huse. Der er med-taget meromkostninger til klimaskærmen ved at opføre lavenergiklasse 2 og lavenergiklasse 1 frem for standard.

Beregningerne viser, at de samfundsøkonomiske omkostninger stiger, når de nye boliger opføres som lavenergiklasse 2 eller lavenergiklasse 1 i stedet for standard. Ved opførelse af henholdsvis standardhuse, lavenergiklasse 2 huse og lavenergiklasse 1 huse er det blokvar-me produceret vha. 42 % fra solvarme og 58 % fra biooliekedel, der har de laveste sam-fundsøkonomiske omkostninger. Således er de samfundsøkonomiske omkostninger set over en 20-årrig periode ca. dobbelt så store hvis der bygges lavenergiklasse 1 huse med jord/vand varmepumper i forhold til BR08 standard huse med blokvarme.

Beregningerne viser endvidere, at langt de laveste drivhusgasemissioner opnås med blok-varme alternativerne. Drivhusgasemissionerne stiger med mellem 60 og 300 gange hvis blokvarmen udskiftes med oliefyr eller jord/vand varmepumpe.

Perspektivering Denne analyse viser klart at blokvarme baseret på sol og bioolie medføre mindre samfunds-økonomiske omkostninger og langt mindre drivhusgasemissioner end oliefyr og jord/vand varmepumpe, samt at der er større perspektiver i at udvikle effektive drivhusgas neutrale opvarmningsformer (f.eks. blokvarme baseret på sol og biomasse) end at investerer i dyre klimaskærme med høj isoleringsevne. Der foregår hele tiden forskning og udvikling indenfor blokvarme og vedvarende energi, som kun vil forøge fordelene ved blokvarme/fjernvarme vha. vedvarende energi. Eksempelvis foregår der i øjeblikket et udviklingsarbejde i Nordjylland, hvor et varmeværk er ved at pro-jekterer et større solfangeranlæg (ca. 35.000 m2). Undersøgelser i forbindelse med denne projektering indikerer at der er muligt at opføre væsentlig billigere varmelagre end tidligere og væsentlig billigere end prisen for varmelagre benyttet i nærværende projekt. Dette bety-der samtidigt at man inden for en kort årrække forventer at kunne nå op på dækningsgrader på mere end 75 % fra solvarme, ved at større varmelagre, vel at mærke til meget konkur-rencedygtige varmepriser.. Dette eksempel på forbedring af bare én teknologi indenfor blok-


varme/fjernvarme og vedvarende energi indikerer de store perspektiver der er i blokvar-me/fjernvarme baseret på vedvarende energi.


8. Bilag 8 Potentiale for affaldsvarme

Anders Dyrelund Rambøll

Dette bilagsnotat belyser potentialet for affaldsvarme, som det har udviklet sig siden 1980 frem til i dag og med en prognose frem til 2020 og 2040 og frem.

8.1 Hovedprognose med røggaskondensering Prognosen til 2030 er baseret på fremskrivninger fra Regeringens affaldsstrategi 2005-2008 og en rapport fra Affald Danmark om Vurdering af mængden af forbrændingsegnet affald i Danmark, medens fremskrivningen for den efterfølgende periode er baseret på et forsigtigt skøn fra Rambøll.

Prognosen baseres på:

• at alt brændbart affald i henhold til prognosen, der ikke kan genbruges, afbrændes på affaldsforbrændingsanlæg

• at alle nye affaldsforbrændingsanlæg etableres som kraftvarmeværker med røggas-kondensering

• at returtemperaturen og fremløbstemperaturen til fjernvarmeværkerne fortsat falder, hvorved røggaskondenseringen og elvirkningsgraden forbedres.

• at elvirkningsgraden fortsat bliver forbedret på nye anlæg, dels som følge af lavere temperaturer, dels som følge af den teknologiske udvikling

• at alle nyere anlæg uden røggaskondenseringsanlæg, som vil være i drift i 2020, ud-styres med røggaskondenseringsanlæg

• at bortkølingen reduceres yderligere:

o ved samkøring af fjernvarmesystemerne,

o ved udbygning med mere fjernvarme,

o ved mere systematisk mellemdeponering og

o ved at levere køling om sommeren

Tabellen nedenfor viser udviklingen


Affald i Danmark 1980 1994 2000 2005 2010 2020 2030 2040-Genbrug 1000 t 1.600 6.174 8.461 9.545 9.752 10.600 11.753 12.736Forbrænding 1000 t 1.900 2.216 3.064 3.473 3.607 4.047 4.592 5.051Deponering 1000 t 5.000 2.715 1.426 981 950 900 900 900Affald i alt 1000 t 8.500 11.105 12.951 13.999 14.309 15.547 17.245 18.687Brændværdi MWh/t 2.200 2.800 2.917 2.917 3.000 3.000 3.000 3.000Energiindhold GWh 4.180 6.205 8.937 10.130 10.821 12.141 13.776 15.154Elproduktion GWh 0 531 849 1.519 1.818 2.792 3.444 4.091Bortkølet varme GWh 1.170 572 657 349 158 0 0 0Varmeudnyttelse GWh 1.756 3.241 5.912 6.640 7.763 9.349 10.608 11.668Varmeudnyttelse PJ 6 12 21 24 28 34 38 42Udnyttelsesgrad % 60% 85% 90% 95% 98% 100% 100% 100%Andel af kraftvarme % 0% 45% 50% 75% 80% 100% 100% 100%Elvirkningsgrad % 0% 19% 19% 20% 21% 23% 25% 27%Totalvirkningsgrad % 70% 70% 83% 84% 90% 100% 102% 104%Middel fremløbstemp. gr.C 100 95 80 75 70Middel returtemperatur gr.C 55 50 40 35 35Stigning i 10-årsperiode 1,18 1,12 1,13 1,10

Tabel 8-1 Prognose for affaldsvarme

Det ses, at affaldsvarmeproduktionen er 4-doblet siden 1980 og at der næsten kan blive tale om en yderligere fordobling frem til 2040.

Den markante stigning i affaldsvarmeproduktion skyldes specielt gevinsten ved røggaskon-densering, som giver større varmeudnyttelse.

Her spiller returtemperaturen en vigtig rolle, da kondenseringseffekten kan opnås uden var-mepumpe når returtemperaturen er 35 grader og da den evt. kan øges yderligere med en effektiv varmepumpe.

Den høje udnyttelsesgrad forudsætter, at nye anlæg etableres så den effektive benyttelses-tid bliver 6-7000 timer idet anlæg renoveres om sommeren og affaldet mellemdeponeres.

Desuden kan det blive aktuelt kun at udnytte røggaskondenseringen i typisk 5-6.000 timer for at undgå bortkøling.

Liberaliseringen af erhvervsaffaldet betyder, at sektoren kan spille sammen med markedet for erhvervsaffald, der kan mellem deponeres.

Det vil sige, at der kan ”fyldes op” med affald fra markedet når et anlæg er nyt og har over-kapacitet, medens der omvendt kan leveres affald til markedet, når der er kapacitetsproble-mer.

Der er i prognosen ikke regnet med, at samforbrændingen af affald og kul på de kulfyrede kraftværker medfører nogen mærkbar reduktion i affaldsmængderne af bl.a. som følge af:

• at en samlet systembetragtning, hvor man ser på hele fjernvarmemarkedet viser, at den energimæssige gevinst ved at indfyre affald sammen med kul er begrænset


• at den energimæssige gevinst ved samforbrænding yderligere er reduceret, når man tager højde for de stigende elvirkningsgrader på affaldsforbrændings anlæg

• at det liberaliserede marked for erhvervsaffald betyder, at der kan skaffes affald fra markedet til de anlæg, der er konkurrencedygtige

• at samforbrændig formentlig kun er konkurrencedygtig for særlige affaldsfraktioner på grund af kravet til brændslet, der skal indfyres

• at samforbrænding for mange affaldstyper rummer en risiko for, at miljøkravene omgås ved fortynding

• at samforbrænding af visse affaldskomponenter rummer en risiko for, at levetiden for kraftværkskedlen reduceres pga. tæringer.

8.2 Prognose uden røggaskondensering I tabellen nedenfor er vist samme tabel men med den antagelse, at temperaturen ikke sæn-kes og, at der ikke etableres røggaskondensering.

Det ses, at den samlede affaldsvarmeproduktion falder med 1.700 GWh i 2030 og 2.100 i 2040, hvis der ikke etableres kondensering.

Det er derfor vigtigt, at fjernvarmesektoren arbejder med at sænke temperaturen.

Affald i Danmark 1980 1994 2000 2005 2010 2020 2030 2040-Genbrug 1000 t 1.600 6.174 8.461 9.545 9.752 10.600 11.753 12.736Forbrænding 1000 t 1.900 2.216 3.064 3.473 3.607 4.047 4.592 5.051Deponering 1000 t 5.000 2.715 1.426 981 950 900 900 900Affald i alt 1000 t 8.500 11.105 12.951 13.999 14.309 15.547 17.245 18.687Brændværdi MWh/t 2.200 2.800 2.917 2.917 3.000 3.000 3.000 3.000Energiindhold GWh 4.180 6.205 8.937 10.130 10.821 12.141 13.776 15.154Elproduktion GWh 0 531 849 1.519 1.818 2.792 3.444 4.091Bortkølet varme GWh 1.170 572 657 349 158 0 0 0Varmeudnyttelse GWh 1.756 3.241 5.912 6.640 7.763 8.134 8.954 9.547Varmeudnyttelse PJ 6 12 21 24 28 29 32 34Udnyttelsesgrad % 60% 85% 90% 95% 98% 100% 100% 100%Andel af kraftvarme % 0% 45% 50% 75% 80% 100% 100% 100%Elvirkningsgrad % 0% 19% 19% 20% 21% 23% 25% 27%Totalvirkningsgrad % 70% 70% 83% 84% 90% 90% 90% 90%Middel fremløbstemp. gr.C 100 95 95 95 95Middel returtemperatur gr.C 55 50 50 50 50Stigning i 10-årsperiode 1,18 1,12 1,13 1,10

Tabel 8-2 Affaldsvarmeprognose uden kondensering

8.3 Virkningsgraders afhængighed af temperaturen Elvirkningsgraden og totalvirkningsgraden afhænger af returtemperaturen, fremløbstempera-turen og damptemperaturen.

I nedenstående tabeller er vist afhængigheden for udvalgte kurver.


450 C damp

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

20 30 40 50 60

Fjernvarmeretur TR [C]

Vir

kn

ingsg

rad

ηel, TF=80Cηtotal, TF=80Cηel, TF=100Cηtotal, TF=100C

450 C damp

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

20 30 40 50 60

Fjernvarmeretur TR [C]

Vir

kn

ingsg

rad

ηel, TF=80Cηtotal, TF=80Cηel, TF=100Cηtotal, TF=100C

Tabel 8-3 Effektivitet som funktion af returtemperatur


Som eksempler på væsentlige sammenhænge kan fremhæves følgende afhængighed:

Ændring i pct. point ved nedenstående ændringer Elvirkningsgrad TotalvirkningsgradDamptemperatur hæves fra 400 til 450 gr. 0,7 % 0 %Fremløbstemperatur sænkes fra 100 til 80 gr. 2,2 % 0 %Returtemperatur sænkes fra 50 til 30 oC uden kondensering 0,7 % 0 %Returtemperatur sænkes 50 til 30 oC med kondensering 0,5 % 10,6 %Kondensering ved TF/TR= 80/30 uden varmepumpe -0,3 % 13,4 %Kondensering ved TF/TR=100/50 uden varmepumpe -0,1 % 2,7 %

Tabel 8-4 Forbedring af el- og totalvirkn.grad ved kondensering og lav returtemp.

Det ses, at der opnås en særlig stor gevinst hvis returtemperaturen kan sænkes fra 50 til 30 grader og kondenseringen får første prioritet frem for turbinen. En tilvækst i 10,6 % point for totalvirkningsgraden sker på bekostning af et tab på kun 0,2 % point i elvirkningsgrad. Det svarer til en ækvivalent effektfaktor på ca. 50.

Samtidig ses, at investering i røggaskondensering i anlæg med meget lav returtemperatur kan hæve totalvirkningsgraden med op til 13,4 % med næsten uændret elvirkningsgrad.


9. Bilag 9 Potentiale for biogas


Dette bilagsnotat belyser forudsætningerne for at udnytte biogas.

Der tages udgangspunkt i Energistyrelsens skøn over, at der i 2020 vil være en biogaspro-duktion på ca. 8 PJ og, at denne meget vel kan være fordoblet til 16 PJ i 2040.

Desuden tages udgangspunkt i det faktum, at de stigende naturgaspriser medfører, at moto-rernes optimale driftstimer reduceres og, at fjernvarmeselskaberne derfor som hovedregel må benytte dyre naturgaskedler til en stor del af varmeproduktionen, hvorved der ikke bliver økonomi i en udbygning af fjernvarmen til blokvarmecentraler og relativ tæt bebyggelse.

Dette er ikke hensigtsmæssigt, da det har høj prioritet, at kurven med CO2 udslip ”knækkes”

Ved at introducere andre energikilder i perioden indtil biogassen er klar, kan varmemarkedet forberedes og optimeres, ligesom klimaregnskabet forbedres markant.

Den langsigtede udnyttelse af biogas prioriteres ud fra følgende forhold:

• at biogas er en lokal energiressource, som vanskeligt kan transporteres over længere afstande

• at biogassen derfor skal have første prioritet frem for andre lokale biomasse ressour-cer, når den er til rådighed

• at biogassen således indgår som grundlast hvorved bortkøling af varme fra biogas-motoren minimeres

• at de lokale fjernvarmemarkeder forberedes i god tid til at kunne udnytte de forven-tede biogasressourcer efterhånden, som de bliver til rådighed ved:

• at de eksisterende naturgasmotorer skal operere på markedsvilkår og kun pro-ducere når elprisen er så høj, at der motoren er konkurrencedygtig

• at de eksisterende naturgasmotorer bevares, idet de kan udnyttes til regu-lerkraft og levetidsforlænges, særligt når deres årlige driftstid reduceres

• at de naturgaskedler, som erstatter gasmotorerne i perioder med lave elpriser, snarest erstattes med vedvarende energi primært i form af lokale energiressour-cer, vindbaserede elkedler, varmepumper og solvarme (hvorved motorernes op-timale driftstid reduceres yderligere)

• at fjernvarmemarkedet udbygges, så det har den maksimale størrelse i det loka-le bysamfund på det tidspunkt, der kan etableres et biogasanlæg.

• at biogaslagre og varmelagre skal kunne tilpasse elproduktionen, således at moto-rerne kan standses i perioder af en vis længde med meget lave elpriser.


• at biomassekedler gradvist erstattes af biomasseforgasningsanlæg efterhånden, som disse bliver konkurrencedygtige

• at biomassekraftvarme på længere sigt vil dække 90 % af årsproduktionen i de ak-tuelle fjernvarmeværker med gasmotorer, idet biogassen kan være grundlast me-dens biomasseforgasning kan være mellemlast i fjernvarmesystemet.

I det følgende opstilles en prognose for biogasudnyttelsen.

Det er antaget, at biogasanlæggets egetforbrug af opvarmning udgør 10 % af varmeproduk-tionen og, at denne kommer fra gasmotorerne eller alternativt fra en lille biogas kedel, (alt afhængig af afstanden mellem biogasanlæg og gasmotoranlæg).

Det er antaget, at biogasproduktionen kan reguleres til en vis grad og, at biogassen som hovedregel dækker grundlasten, svarende til ca. 50 % af årsproduktionen, hvorved behovet for køling af motorvarmen bliver minimalt (0 % fra 2020).

Naturgasmotorer 2010 2020 2030 2040til biogas

Varmekapacitet MW 20 160 300 320Elkapacitet MW 16 128 240 256CM 0,8 0,8 0,8 0,8Virkningsgrad motor 90% 90% 90% 90%

Benyttelsestid h 7.000 7.000 7.000 7.000

Varmeproduktion GWh 140 1.120 2.100 2.240Elproduktion GWh 112 896 1.680 1.792Biogasforbrug GWh 280 2.240 4.200 4.480Biogasforbrug TJ 1.008 8.064 15.120 16.128

Egetforbrug af varme 10% 10% 10% 10%Bortkølet varme 10% 5% 0% 0%

Varmeudnyttelse biogas GWh 112 952 1.890 2.016Varmeudnyttelse biogas TJ 403 3.427 6.804 7.258

Varmemarked i altBiogas kraftvarme 50% 50% 50% 50%Biomasse forgas. kraftvarme 40% 40% 40% 40%Træpiller 10% 10% 10% 10%I alt 100% 100% 100% 100%Anden biomasse GWh 112 952 1.890 2.016Samlet varmeproduktion GWh 224 1.904 3.780 4.032

Figur 9-1 Potentiale for biogas


10. Bilag 10 Potentiale for storskala solvarme

Flemming Ulbjerg og Anders Dyrelund Rambøll

Dette bilagsnotat belyser forudsætningerne for i fjernvarmeområder at udnytte solvarme i stor skala set i forhold til at udnytte solvarme på bygningerne individuelt.

Der er nu en stor politisk og folkelig interesse for at udnytte solvarme i Danmark – interes-sen har både miljømæssig og økonomisk baggrund.

Derfor er det interessant at undersøge, hvordan solvarmen mest økonomisk kan udnyttes således at dem, der gerne vil investere i solvarme, kan få mest varme for pengene.

10.1 Solvarmens variation Udfordringen ved solvarme er, at varmeydelsen varierer meget og, at varmen er i modfase med varmebehovet.

På nedenstående figurer er på grundlag af erfaringstal fra Marstal Fjernvarme vist, hvordan solvarmen typisk varierer måned for måned og time for time hhv. om sommeren og om vin-teren for et anlæg på 20.000 m2.

For at udnytte varmen skal disse fluktuationer kunne udjævnes med døgnlagre, og det er nødvendigt at have supplerende varmekilder.


Solfangerydelse

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Måned

MW

h

Solfangerydelse

Forste uge, juni

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

1 25 49 73 97 121 145 169

Time nr.

MW Solvarmeydelse

Første uge februar

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

1 25 49 73 97 121 145 169

Time nr.

MW Solvarmeydelse

Figur 10-1 Solvarmens variation


10.2 Solvarme i konflikt med anden sommervarme Den anden udfordring ved solvarmen er, at der stort set kun leveres varme om sommeren, hvor der i fjernvarmesystemerne ofte i forvejen er overskydende grundlast fra affaldskraft-varme, industrioverskudsvarme og på længere sigt også fra en lang række biogaskraftvar-meværker.

Hvis der etableres solvarmeanlæg i disse områder, er samfundsøkonomien derfor meget tvivlsom. Dog kan solvarmen have en vis værdi, hvis der eksempelvis er mulighed for at mellemdeponere affaldet og regulere ydelsen på biogaskraftvarmen.

Hvis der i et byområde med fjernvarme imidlertid er et stort folkeligt ønske om også indivi-duelt at udnytte solens energi, så kunne det være en bedre ide at etablere solceller, eksem-pelvis hvor de kan indgå som en naturlig del af bygningers facadebeklædning (og spare al-ternativ dyr beklædning) og indpasses i klimaskærmen på en æstetisk måde. Solceller yder ganske vist kun 5 gange mindre energi pr m2 solpanel end de vandbaserede paneler, men i fjernvarmeområder vil brændselsbesparelsen og dermed CO2 besparelsen typisk være større pr. m2 solcellepanel.

10.3 Fordele ved storskalaanlæg Endelig viser nedenstående analyse, der sammenligner små og store anlæg på lige vilkår, at der er meget store fordele ved at etablere solvarmen i storskala-anlæg til blokvarme eller til fjernvarme frem for til individuelle anlæg på husenes tage.

Hvis det er givet, at fjernvarmeforbrugerne ønsker at bruge solvarme, så er der altså meget at spare for samfundet og for forbrugerne, hvis de kan gøre det i fællesskab frem for indivi-duelt.

I Danmark er der et stort potentiale for at etablere storskala solvarme til fjernvarme, idet der er en lang række fjernvarmenet, som ikke har overskud af varme, som ellers bortkøles om sommeren. Her kan man ofte med fordel udnytte, at fjernvarmesystemet allerede har etableret en varmeakkumulator.

Desuden kan det være en mulighed at tilslutte storskala solvarmeanlæg i de centrale syste-mer med affaldskraftvarme uden varmeakkumulator (og evt. ved at forvarme returtempera-turen) i den udstrækning affaldsvarmen kan mellemdeponeres.

Tabellen nedenfor viser en sammenligning af hvordan 1 mio. m2 solvarme kan etableres som store, mellemstore og små anlæg.

I analysen sammenlignes netto varmeproduktion og produktionspris fra solvarmepanelerne uden, at der dermed er taget stilling til de brændselsbesparelser, som det medfører. Der er herunder taget hensyn til:


• at de store anlæg er lettere at drive og vedligeholde og, at den tekniske levet derfor kan forventes at være længere for de store anlæg, eksempelvis 30 år for de store anlæg og 20 år for de små.

• at ydelsen, der kan nyttiggøres fra de store anlæg er større pr m2. pga. større og mere effektive paneler og pga. samtidighed i forbrugsmønstret.

• at prisen for de store anlæg er mindre pga. storskalafordele

• at prisen og ydelsen for de små anlæg kan variere meget, da merinvesteringen i sol-varmen er mindre, hvis man installerer anlægget samtidig med, at varmeinstallatio-nen og evt. taget udskiftes.

Da levetid og forrentning er afgørende for produktionsomkostningerne, er sammenligningen foretaget med to sæt økonomiske antagelser:

• 5 % realrente og levetid lig med en økonomisk tidshorisont på 20 år.

• 3 % i realrente og levetid lig med den forventede tekniske levetid.

Beregningen giver et overblik dels over solvarmens økonomiske forhold, dels over forholdet mellem store, mellemstore og små anlæg. Det ses:

• at selskabsøkonomien i storskala solvarmeanlæg er fordelagtig i forhold til naturgas-kedler og stort set ligeværdig med mindre biomassekedler;

• at selskabsøkonomien i solvarme til blokvarme er fordelagtig i forhold til naturgas-kedler:

• at brugerøkonomien i anlæg til parcelhuse generelt er meget fordelagtig i forhold til elvarme og i de gunstige tilfælde ligeværdig med naturgaskedler:

• at varmen fra mellemstore anlæg og blokvarme mv. koster rundt regnet halvdelen af varmen fra de individuelle anlæg:

• at varmen fra de store kollektive anlæg koster mellem 1/4 og 1/6 af varmen fra hhv. de gunstige og minde gunstige individuelle anlæg.

Hvis der eksempelvis skal etableres 1 mio. m2 solvarme i fjernvarmeområderne i Danmark ses af sammenligningen, at man kan reducere anlægsudgiften betydeligt ved at gøre det i fællesskab i storskalaanlæg frem for at forcere etablering af individuelle anlæg.

Udfordringen med storskalaanlæg er få stillet landzonearealer til rådighed, eksempelvis i transportkorridorer eller ved områder med tekniske anlæg eller erhverv, hvor arealet ikke forventes konverteret til byzone i en overskuelig fremtid.


Det er desuden en udfordring at sikre lokalt tilhørsforhold mellem solvarme og kunder, ek-sempelvis ved at tilbyde kunderne en solvarmetarif, der afspejler at kunden betaler et an-lægsbidrag til et fælles solvarmeanlæg og får ret til at modtage den tilsvarende varme-mængde til en meget lav solvarmepris.

Hvis dette ikke er muligt, og man alligevel ønsker at inkludere solvarme i fjernvarmen, vil der være en stor fordel ved at etablere solvarmen som blokvarmeanlæg eksempelvis på stør-re tagflader og i takt med ombygninger eller nybyggeri frem for som individuelle anlæg.

Storskala solvarme sammenlignet med Solvarme til individuelle huse og blokvarmeAnlæg Storskala Storskala Blokvarme Blokvarme Blokvarme Blokvarme Parcelhus ParcelhusPlacering af anlæg Landzone Landzone Byzone Byzone Tag Tag Tag TagTilslutning af anlæg TR DN300TR DN250 Blokv.net Blokv.net Centralv. Centralv. Centralv. Centralv.Priser 2008 excl. moms. Lavtemp. Normal Lavtemp. Normal Lavtemp. Normal Gunstig NormalSommertemperatur ude 20 oC 60/30 70/40 60/30 60/40 60/30 60/40 60/30 60/40Overgangstemperatur ude 10 oC 55/30 60/40 55/30 60/40 55/30 60/40 55/30 60/40Vintertemperatur ude 0 oC 55/30 55/40 55/30 55/40 55/30 55/40 55/30 55/40Antal anlæg stk 50 50 1.000 1.000 1.000 1.000 250.000 250.000Solvarmepaneler i alt pr anlæg m2/anlæg 20.000 20.000 1.000 1.000 1.000 1.000 4,0 4,0Størrelse på solvarmeanlæg m2 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000Ydelse på solvarmeanlæg kWh/m2 540 500 530 500 530 500 460 400Årlig produktion fra solvarmeanlæg GWh 540 500 530 500 530 500 460 400Solvarmens andel af årsproduktion % 25% 25% 20% 20% 20% 20% 20% 20%Behov for supplerende produktion GWh 1.620 1.500 2.120 2.000 2.120 2.000 1.840 1.600Samlet varmebehov for solvarmenet GWh 2.160 2.000 2.650 2.500 2.650 2.500 2.300 2.000Nettab % 20% 20% 10% 10% 0% 0% 0% 0%Levering an hus netto GWh 432 400 477 450 530 500 460 400AnlægsinvesteringSolvarmeanlæg kr/anlæg 32.500.000 32.500.000 4.150.000 4.150.000 3.900.000 3.900.000 24.000 30.000Solvarmeanlæg i alt mio.kr 1.625 1.625 4.150 4.150 3.900 3.900 6.000 7.500

Varmeproduktionspris ab anlægTeknisk økonomisk levetid år 30 30 20 20 20 20 20 20Kap udg., 20 årig annuitet med 5% 0,080 0,080 0,080 0,080 0,080 0,080 0,080 0,080Kap udg., levetid og 3% rente 0,051 0,051 0,067 0,067 0,067 0,067 0,067 0,067Kap udg. solvarme, 20 år kr/MWh 241 260 626 664 589 624 1.043 1.500Kap udg. solvarme, levetid kr/MWh 153 166 525 556 493 523 874 1.256Eludgifter pr. MWh solvarme kr/MWh 4 5 5 5 5 5 26 30D&V pr. MWh solvarme kr/MWh 4 4 4 4 4 4 17 20Pris ab anlæg, 20 års levetid, 5%kr/MWh 249 269 635 673 597 633 1.087 1.550Pris ab anlæg, tekn.levetid, 3% kr/MWh 162 175 533 565 501 531 917 1.306

Figur 10-2 Produktionspriser for solvarme

10.4 Anbefalet udbygning Vi anbefaler at solvarmen indgår i Varmeplan Danmark som følger:

• Der udbygges med storskalasolvarmeanlæg i alle de fjernvarmesystemer, som ikke i forvejen har overskud af anden grundlast, som skal udnyttes om sommeren (indu-strioverskudsvarme, biogaskraftvarme og affaldsvarme, som ikke kan mellemdepo-neres).

• Hvor storskalaanlæg ikke kan etableres, og hvor der er et potentiale for at erstatte fossile brændsler om sommeren, udbygges med mellemstore anlæg, hvor det kan ske gunstigt i forhold til ledigt areal, nyt byggeri, større tagflader mv.

• Udenfor de potentielle fjernvarmeområder etableres individuelle solvarmeanlæg, primært hvor det kan ske gunstigt i forhold til nyt byggeri, udskiftning af varmean-læg og tag mv. Det vil især være relevant, hvor solvarme kan kombineres med et


træpillefyr og en varmtvandbeholder, således at solvarmen reelt vil erstatte en el-patron i en stor del af tiden.


11. Bilag 11 Brug af lokale halmressourcer


Dette bilagsnotat beskriver en enkel undersøgelse vedrørende vedr. brug af halm til lokal fjernvarme og til central kraftvarme.

I dag ses ofte, at halmen på markerne omkring en typisk by med fjernvarme køres langt væk til centrale kraftværker, medens opvarmning i byen er baseret på naturgasbaseret kraftvarme, naturgasfyrede fjernvarmekedler, naturgasfyrede blokvarmecentraler og indivi-duelle naturgaskedler.

Hvorfor ikke udnytte halmen lokalt, så byerne på landet kan blive CO2 neutrale og sende den resterende halm og den sparede naturgas til de store kraftværker?

Hvis naturgassen spares lokalt, kan den jo bruges mere effektivt på de store naturgasfyrede kraftværker med meget høj el-virkningsgrad eller den kan anvendes til endnu bedre formål.

Analysen har sin baggrund i følgende:

• at det har hidtil været den almindelige opfattelse, at det er mere energieffektivt at udnytte halmen til kraftvarme på de centrale kraftværker frem for at bruge halmen lokale i fjernvarmekedler uden kraftvarme

• at det ligeledes har været opfattelsen, at kraftvarme, herunder decentral naturgasfy-ret kraftvarme er mere energieffektiv end halmkedler

• at driftstiden for de naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker, (der nu er kvote-regulerede) er reduceret væsentligt på grund af de stigende naturgaspriser og de meget fluktuerende elpriser

• at VE direktivet sætter øget fokus på biomasse som et middel til at reducere CO2 emissionen – på linie med kraftvarme

• at det ikke er hverken selskabs- eller samfundsøkonomisk attraktivt at udbygge fjernvarmesystemer, der er baseret på naturgasfyret kraftvarme (motorer), i større omfang, på trods af, at der i mange byområder med decentrale kraftvarmeanlæg ek-sisterer et stort potential for yderligere tilslutninger (nye udstykninger og konverte-ringer).

• at det nu er et særligt mål at reducere CO2 udslippet udenfor kvotemarkedet, ek-sempelvis ved at koble større naturgaskunder til et kvotereguleret fjernvarmesy-stem.


• at der i oplandet til mange decentrale kraftvarmeværker findes et stort halmover-skud,

Til at belyse problematikken opstilles to hovedalternativer, som belyses i 3 varianter:

Hovedalternativerne er:

1. Centralt: Halmen udnyttes på centrale kraftvarmeværker, eksempelvis ved at etab-lere en dampproducerende halmkedel (Avedøre) eller ved at samforbrænde med kul. Det lokale fjernvarmesystem forsynes med naturgasfyrede motorer og kedler, som optimeres i forhold til elmarkedet

2. Decentralt: Halmen udnyttes i lokale fjernvarmekedler, som supplerer de naturgas-fyrede motorer og kedler, hvorved den optimale produktionsandel fra motorerne fal-der. Halmen erstatter således næsten hele produktionen fra kedlerne og en vis del af produktionen fra naturgasmotorerne. Den naturgas, der er sparet lokalt, forbliver i de store transmissionsledninger og udnyttes bedst muligt, eksempelvis til at øge produktionen fra de mest effektive naturgasfyrede CC anlæg med høj elvirknings-grad.

De 3 varianter, som relaterer sig til udbygningen af det lokale fjernvarmesystem med henblik på at spare CO2 udenfor det kvoteregulerede marked er som følger:

• Uændret: Fjernvarmemarkedet ændres ikke.

• Større kunder: Fjernvarmenettet udbygges, så de større naturgaskunder konverte-res til fjernvarme, typisk blokvarmecentraler og kunder i erhvervsområder med rela-tiv stor varmetæthed.

• Hele byen: Fjernvarmenettet udbygges til hele byen som en fase 2 efter udbygnin-gen til de større kunder. Denne udbygning vil formentlig være det mest økonomiske forslag til at gøre hele byen CO2 neutral på opvarmning.

De relevante vurderingsparametre er:

• Samfundsøkonomi (som inkluderer værdisætning af CO2 udslip for samfundet)

• CO2 udslip udenfor det kvoteregulerede marked.

• Forsyningssikkerhed, fleksibilitet og komfort

11.1 Udbygning til større kunder Denne udbygning vil næppe være samfundsøkonomisk fordelagtig i økonomisk forstand, (da naturgas og halm er sat til samme samfundsøkonomiske pris) men det vil formentlig være den mest økonomiske måde til at reducere CO2 udslippet udenfor kvoten. Der er imidlertid visse samfundsøkonomiske fordele ved at udnytte halm lokalt, som kommer til udtryk ved,


at landmændene kan se en fordel i at levere lokalt frem for at levere over lange afstande til centrale værker, som stiller større kvalitetskrav.

Derimod vil denne udbygning være meget fordelagtig ud fra et selskabs og brugerøkonomisk hensyn. For lokalsamfundet vil en halmfyret kedel således som supplerer den eksisterende motor kunne sænke produktionsprisen således at det vil være attraktivt at udbygge med fjernvarme til de større kunder.

Det vil ubetinget være den mest økonomisk fordelagtige måde til at gøre byen mere CO2 neutral både mht. CO2 udenfor kvotemarkedet og for den samlede udledning.

11.2 Udbygning til hele byen Hvis der er en særlig målsætning om, at hele byen skal være CO2 neutral, vil en udbygning med fjernvarme baseret på halmkedler, halmkraftvarme (på længere sigt), naturgasmotorer (til regulerkraft og til produktion i højprisperioder) være mest økonomisk, ligesom det vil være det alternativ, som har den største forsyningssikkerhed og fleksibilitet.

11.3 Lokal eller central udnyttelse af halm Det er vanskeligt at opstille generelle forudsætninger for samfundsøkonomien, da der er for-skellige forhold vedr. produktionsanlæggene, som skal tages i regning.

• Lokale halmkedler koster relativt mindre end store dampkedler

• Medforbrænding af halm på kulfyrede værker udnytter en eksisterende kedel.

• Etablering af lokale halmkedler, reducerer driftstiden af gasmotorerne, så deres leve-tid som regulerkraft kan forlænges og således at de bedre kan imødekomme de mil-jømæssige krav, eksempelvis en begrænset driftstid af hensyn til Nox.

• Store naturgasfyrede CC anlæg er til rådighed men udnyttes ikke maksimalt, hvor-ved den sparede naturgas kunne udnyttes i disse.

• Etablering af en halmkedel inkluderer også etablering af anlæg til brændselshåndte-ring, som vil kunne udnyttes på længere sigt til også at forsyne en lokal halmfyret kraftvarmeenhed. En halmkedel kan således bane vejen for, at der etableres en kraftvarmeenhed, eksempelvis baseret på forgasning eller en sterling motor, indenfor de efterfølgende ca. 15 år, hvor der skal reinvesteres i halmkedlen.

Derimod kan der opstilles en rimelig nøjagtig sammenligning af de energimæssige forhold mht. brændselspriser og CO2 udledning indenfor det kvoteregulerede marked.

Man kan således sammenligne elproduktionen fra den samme mængde halm og naturgas, der medgår til at forsyne det samme varmemarked.

En sådan sammenligning er foretaget i de efterfølgende tre tabeller.


Da der er usikkerhed om forholdet mellem natugaspriser og elpriser, som bestemmer hvor stor del af varmeproduktionen, der med fordel kan produceres på gasmotorerne, er bereg-ningen gennemført med 3 forskellige antagelser:

1) Høj gaspris og lav optimal driftstid af motorer, svarende til, at de producerer 50 % af års-produktionen i alternativet uden halm, og 20 % af årsproduktionen med lokal halmkedel.

2) Lav gaspris og højere optimal driftstid af motorer, svarende til, at de producerer 75 % af årsproduktionen i alternativet uden halm og 30 % af årsproduktionen i alternativet med lokal halmkedel.

3) Lav gaspris og høj elpris, svarende til, at motorerne producerer 90 % af årsproduktionen med en benyttelsestid på 4.500 timer i alternativet uden halm og, at benyttelsestiden for motorerne ikke kommer under 2.000 timer.

Det ses, at de to alternativer stort set er ligeværdige i alle 3 tilfælde ud fra en energieffekti-vitetsbetragtning, da elproduktionen er næsten ens for hver af 3 varianter af fjernvarme-markedet. Der er endog et mindre plus til den decentrale anvendelse af halm i alle tilfælde når der tages hensyn til, at markedet kan udbygges, idet halmen giver et incitament til at udbygge fjernvarmen.


FjernvarmekedHvor skal halmen udnyttes Cetralt Lokalt Cetralt Lokalt Cetralt LokaltSamlet varmemarked MWh 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000Konvertering af naturgaskunder % 0% 0% 50% 50% 100% 100%Gamle fjernvarmekunder MWh 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000 25.000Konvertering fra gas til fjernvarme MWh 0 0 12.500 12.500 25.000 25.000Individuelle naturgaskunder MWh 25.000 25.000 12.500 12.500 0 0

Nettab nye kunder 10% 10% 20% 20%Fjernvarmebehov efter udvidel MWh 25.000 25.000 38.750 38.750 55.000 55.000Kapacitetsbehov, h 2.000 MW 13 13 19 19 28 28

Installeret gasmotor MW 5 5 5 5 5 5Installeret gas/olie kedler MW 15 15 15 15 15 15Ny halmkedel MW 0 5 0 5 0 8Ny spidslastkedel mv. MW 8 0Installeret kapacitet i alt MW 20 25 20 25 28 28

Benyttelsestid gasmotor h 2.500 1.000 2.500 1.100 2.500 1.200Benyttelsestid halmkedel h 0 3.500 0 5.500 0 5.500

Produktion på gasmotor MWh 12.500 5.000 12.500 5.500 12.500 6.000Produktion på halmkedel MWh 0 17.500 0 27.500 0 44.000Produktion naturgas fjv. kedel MWh 12.500 2.500 26.250 5.750 42.500 5.000Produktion i alt MWh 25.000 25.000 38.750 38.750 55.000 55.000VirkningsgraderGasmotor CM 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8Gasmotor virkn.gr. % 90% 90% 90% 90% 90% 90%Halmkedel virkn.gr. % 90% 90% 90% 90% 90% 90%Fjernvarme gaskedel virkn.gr. % 90% 90% 90% 90% 90% 90%Invidivuel gaskedel virkn.gr. % 90% 90% 90% 90% 90% 90%Centralt gas CC elvirkn.gr. % 55% 55% 55% 55% 55% 55%Central halm kv elvirkn.gr. % 40% 40% 40% 40% 40% 40%

Halmforbrug Halm til lokale kedler MWh 0 19.444 0 30.556 0 48.889Halm til central KV MWh 19.444 0 30.556 0 48.889 0Halmforbrug i alt MWh 19.444 19.444 30.556 30.556 48.889 48.889

Gasforbrug Gas til lokal gasmotor MWh 25.000 10.000 25.000 11.000 25.000 12.000Gas til lokal spidslast MWh 13.889 2.778 29.167 6.389 47.222 5.556Gas til individuelle kedler MWh 27.778 27.778 13.889 13.889 0 0Gas til centralt gas CC MWh 0 26.111 0 36.778 0 54.667Gasforbrug i alt MWh 66.667 66.667 68.056 68.056 72.222 72.222

Elproduktion med samme totale gas- og halmforbrugLokal gas kv MWh 10.000 4.000 10.000 4.400 10.000 4.800Central gas CC MWh 0 14.361 0 20.228 0 30.067Central halm kv MWh 7.778 0 12.222 0 19.556 0Elproduktion i alt MWh 17.778 18.361 22.222 24.628 29.556 34.867

Uændert Til større kunder Hele byenLav gasmotorandel, 50% i centralt og 20% i lokalt

Figur 11-1 Sammenligning af central og decentral udnyttelse af halm 50 % motorandel










Uændert Til større kunder Hele byenHøj gasmotorandel, 75% i centralt og 30% i lokalt











Uændert Til større kunder Hele byenHøj gasmotorandel, 90% i centralt alternativ



12. Bilag 12 Kraftvarmeoptimering


Dette bilagsnotat beskriver en indledende undersøgelse vedrørende optimering af kraftvar-meenheder, kedler og varmepumper i samspil med elmarkedet.

Undersøgelsens tager udgangspunkt i de seneste 3 års elpriser, hvor priserne fluktuerer op og ned, afhængig af bl.a. vejret i Nordeuropa.

Det er tanken at udforme en elprisvarighedskurve, som er repræsentativ for en periode på eksempelvis 5 år, således at der heri er et vådår og et tørår samt 3 normale år.

I scenarierne kommer mange flere vindmøller, hvorved der bliver flere prisfluktuationer end der har været i de seneste 3 år.

Med baggrund i elprisvarighedskurven opstilles kurver over produktionsomkostningerne for relevante anlæg: små og store gasfyrede kraftvarmeværker, gaskedler, biomassekedler og varmepumper.

I dette notat er dog kun medtaget 3 forskellige kraftvarmeenheder og en gaskedel.

12.1 Elvarighedskurven I nedenstående figur er beregnet en typisk elvarighedskurve, som er repræsentativ for de seneste 3 års elpriser.

NordPool Spotpriser sorterede og 3 prisniveauer

450

191

294

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

DK

K/

MW

h

Elprisen

Prisniveauer

Figur 12-1 Elprisvarighedskurve


Problemet med Energistyrelsens nuværende forudsætninger med en gennemsnitlig elpris er, at den ikke afspejler de faktiske fluktuationer af elprisen time for time og år for år. Derved kan man ikke vurdere de fordele, der er ved et fleksibelt fjernvarmesystem med naturgas-motor, evt. biomassekedel, varmepumpe, elkedel og lager frem for individuelle anlæg, der enten har elvarme, elvarmepumper eller brændselsceller.

Ved brug af kurven er det vigtigt at huske, at den ikke er affin med varmevarighedskurven. Dog er der en tendens til, at de høje elpriser forekommer om vinteren.

Det ses, at prisen eksempelvis er over 400 kr/MWh i ca. 1000 timer. Disse timer kan eksem-pelvis være fordelt således at næsten alle timer kommer i et af de 3 år og fortrinsvis om vin-teren, medens resten er tilfældigt fordelt på de 3 år samt sommer og vinter.

Ud fra et økonomisk synspunkt er det imidlertid ligegyldigt hvornår de kommer. Motoren er installeret som regulerkraft og reserve og den er klar til at kunne producere og høste gevin-sten i perioder ved høje elpriser.

Tilsvarende vil elkedlen vente på det stormfulde vådår, hvor der kommer en længere periode med meget lave elpriser.

12.2 Produktionsoptimering På de 3 følgende figurer er beregnet den variable samfundsøkonomiske produktionspris (brændsel og D&V udgifter) fra små gasfyrede kraftvarmeenheder ved 3 forskellige sam-fundsøkonomiske gaspriser.

Kurverne skal illustrere principperne i den måde vi vil præsentere fjernvarmens lastfordeling i samspil med el-systemet.

Umiddelbart ser det ud til, at en varmepumpe, som er etableret vil have en lavere sam-fundsøkonomisk produktionspris end de små gasmotorer i størstedelen af året.


Samfundsøkonomisk elpris og varmepris ab værk inkl. D&V-omkostningerv/gaspris 150 kr./MWh

0

100

200

300

400

500

600

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Elp

rise

n k

r./M

Wh

0

100

200

300

400

500

600

Var

mep

ris

ab v

ærk

kr.

/MW

h

Elprisen

Lille LKV-motor

Mellem LKV-motor

FJV-motor

Gaskedel

Figur 12-2 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 150 kr/MWh Hvordan læses kurven:

• I 5000 timer er elprisen større end 250 kr/MWh. • ved 5000 timer er elprisen 250 kr/MWh. og produktionsprisen (brændsel og D&V) fra fjernvar-

memotoren er 150 kr/MWh, hvilket er lidt mindre end prisen fra en naturgaskedel. Det vil sige, at denne motor i gennemsnit vil køre i ca. 5000 timer om året med disse forudsætninger.


0

100

200

300

400

500

600

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Elp

rise

n k

r./M

Wh

0

100

200

300

400

500

600Var

mep

ris

ab v

ærk

kr.

/MW

hElprisen

Lille LKV-motor

Mellem LKV-motor

FJV-motor

Gaskedel

Figur 12-3 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 200 kr/MWh



0

100

200

300

400

500

600

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Elp

rise

n k

r./M

Wh

0

100

200

300

400

500

600

Var

mep

ris

ab v

ærk

kr.

/MW

h

Elprisen

Lille LKV-motor

Mellem LKV-motor

FJV-motor

Gaskedel

Figur 12-4 Samfundsøkonomiske priser ved gaspris 250 kr/MWh

Beregningerne skal ajourføres, så alle samfundsøkonomiske omkostninger inkluderes og så-ledes at der tages rimeligt hensyn til, at elproduktion, der leveres på lavspændingsnetet er mere værd end nordpool prisen.

Dernæst er det er tanken at disse kurver skal udvikles i to varianter:

• en, der belyser forholdende i blokvarme og individuelle anlæg med de små LKV an-læg, brændselsceller, varmepumper og elkedler.

• en, der belyser forholdene i fjernvarme, hvor større motorer, gasfyret CC anlæg, halmkedler og varmepumper sammenlignes.

Desuden skal de vises i kommende scenarier med stor vindkraftudbygning og med forskellige antagelser om sammenkobling af elnettene.

Endelig er det tanken også at belyse de bruger- og selskabsøkonomiske forhold inkl. afgifter.


13. Bilag 13 Scenarieanalyser

Henrik Lund Aalborg Universitet

13.1 Introduktion Dette notat redegør for en række energisystemanalyser af det danske energisystem udført med fokus på at vurdere konsekvenserne af en mulig udvidelse af fjernvarme områderne i Danmark. Der er opstillet tre scenarier for potentielle udvidelser af fjernvarmeforsyningen. For hvert af disse scenarier er 10 forskellige varmeforsyningsteknologier (individuelle såvel som kollekti-ve) vurderet i forhold til deres indflydelse på det samlede danske energi system mht. brænd-selsforbrug, el-overløb, CO2-emission og samfundsøkonomi. Udgangspunktet er det nuværende danske energisystem (repræsenteret ved energistatistik-ken for år 2006), men analysen inddrager også regeringens energipolitiske målsætning om, at Danmark på sigt skal overgå til 100 % vedvarende energi. Det sidste er inddraget ved at opstille et scenario for årene 2020, 2040 samt 2060, hvor det danske energisystem gradvist omlægges til 100 % VE i kombination med besparelser og effektiviseringer. Det bør nævnes, at der i denne analyse ikke er fokus på om og i givet fald hvordan og hvor-når Danmark bør overgå til 100 % VE. Analysen fokuserer alene på, hvordan potentielle fjernvarmeområder bedst kan varmeforsynes, hvis Danmark gradvist overgår til 100 % VE. Formålet er at analysere, om de konklusioner mht. fjernvarme, der gør sig gældende i det nuværende system (primært baseret på fossile brændsler), også gælder på sigt i et 100 % VE Scenario.

13.2 Resumé af Resultater I dag forsynes 46% af det danske nettovarmebehov med fjernvarme, svarende til, at 60% af landets boligenheder forsynes med fjernvarme. Der er regnet på at udvide fjernvarmedæk-ningen fra 46% til hhv.

• 53 % (gennem øget tilkobling i eksisterende fjv.-områder), • 63 % (gennem yderligere tilkobling af nabo-områder primært forsynet med naturgas)

og • 70 % (gennem yderligere tilkobling af naturgasområder op til 1 km fra eksisterende

fjv.-områder). De analyserede områder er i dag forsynet med individuelle kedler baseret på olie, naturgas eller biomasse. I forhold til dette udgangspunkt viser analyserne, at der generelt er god brændselsøkonomi, CO2-reduktioner og samfundsøkonomi i at omlægge disse til fjernvarme. Dette udsagn gælder såvel i det nuværende (år 2006) system som i et fremtidigt scenario frem mod et 100 % VE-system i eksempelvis år 2060 eller derefter, hvor boligernes rum-varmebehov generelt kunne være reduceret helt ned til 25 % af det nuværende.


Der eksisterer imidlertid en række andre individuelle muligheder, som også er blevet analy-seret: • Mikro-kraftvarme med brændselsceller på brint ser ikke ud til at være et hverken brænd-

selseffektivt, CO2-effektivt eller samfundsøkonomisk godt alternativ, heller ikke i et lang-sigtet 100 % VE perspektiv. Tabene og omkostningerne er simpelthen for store. Og der er bedre og billigere måder at udnytte eventuel overskuds produktion fra vindkraft på.

• Mikro-kraftvarme på naturgas er på kort sigt et brændselseffektivt og CO2-mæssigt godt

alternativ. Især CO2-emissonen reduceres mærkbart fordi der omlægges el-produktion fra kul til naturgas i det samlede system. Løsningen er imidlertid meget dyr sammenlig-net med fjernvarme. På langt sigt i et 100 % VE-system kræver dette alternativ tilført biogas/syngas og analyserne viser, at alternativet hverken i forhold til brændselsforbrug eller samfundsøkonomiske omkostninger er konkurrencedygtig med hverken fjernvarme eller biomassekedler.

• Med de nuværende høje olie/naturgas-priser og lave kul og el-priser er elvarme et sam-

fundsøkonomisk rimeligt alternativ primært pga. lave omkostninger til radiatorer mv. På kort sigt gælder dette dog ikke huse, der allerede har central-varme. Og hvad angår brændselsforbrug og CO2-emission er elvarme et dårligt alternativ. På langt sigt i et 100 % VE system giver el-varme anledning til et højt brændselsforbrug, mens samfundsøko-nomien ser fornuftig ud. Det sidste udsagn er dog meget følsomt overfor hvilke brænd-selspriser, der regnes med for biogas/syngas og biomasse på langt sigt.

• Individuelle varmepumper er det mest oplagte alternativ til fjernvarme. På kort sigt lig-

ger de på samme niveau hvad angår brændselsforbrug, CO2-emission og samfundsøko-nomi som fjernvarme. Samfundsøkonomisk er de lidt dårligere indenfor og i nærheden af eksisterende fjernvarmeområder, mens de er lidt bedre når man kommer længere ud. På langt sigt i et 100 % VE-system er brændselsøkonomien god, men der kræves en højere andel af biogas/syngas end for fjernvarme-alternativet. Samfundsøkonomisk er varme-pumperne mere eller mindre ligeværdige med fjernvarme, men dette udsagn er dog me-get følsomt overfor dels brændselspriserne samt overfor hvor langt fra de eksisterende fjernvarme-områder, man befinder sig.

For alle ovennævnte alternativer vil det være relevant at supplere med solvarme. Solvarme forventes imidlertid ikke at forrykke forskellen mellem scenarierne væsentligt. Af tidsmæssi-ge årsager er solvarme derfor ikke inddraget i de efterfølgende analyser, men behandlet an-detsteds i det samlede projekt. Samlet set tegner der sig et billede af, at den fornuftige løsning vil være at kombinere en gradvis udvidelse af fjernvarme-områderne med individuelle varmepumper i de resterende boliger. Analyserne her peger på, at den hensigtsmæssige kombination ligger et sted imel-lem at udvide den nuværende fjernvarmeandel fra 46 % til et sted imellem 53 % og 70 %. Det skal understreges at der i analyserne er indregnet en gradvis forbedring af fjernvarme-nettets effektivitet bl.a. gennem temperatur-sænkning i kombination med rumvarmereduk-tioner. Det er derfor afgørende, at fjernvarmesektoren forsat har fokus på dette område. En udvidelse af fjernvarmeområderne vil desuden gøre det nemmere at nyttiggøre over-skudsvarme fra affaldsafbrænding. Dette forhold er også medtaget i analyserne. På den an-


den side, skal det også fremhæves, at fjernvarme-alternativet har en række fordele, som ikke er indregnet her. Det drejer sig om følgende: • en udvidelse af fjernvarme-områderne vil gøre det nemmere at udnytte geotermi • en udvidelse af fjernvarme-områderne vil gøre det nemmere at opnå synergi i forhold til.

biogas (forsyning med varme til proces, samt effektiv udnyttelse af biogas til kraft/varme)

• en udvidelse af fjernvarme-områderne vil gøre det nemmere at udnytte halm.


13.3 Analysemodel De tekniske analyser og den samfundsøkonomiske konsekvensvurdering er foretaget med energisystemanalysemodellen EnergyPLAN, som er udviklet på Aalborg Universitet. Den se-neste version af modellen kan downloades fra hjemmesiden: www.energyplan.eu. På samme hjemmeside er der link til beskrivelser og dokumentation af modellens beregningsmetode og en række forskningsartikler, der anvender eller beskriver forskellige aspekter af modellen. I figur 13-1 er vist en oversigt over de enkelte teknologier i modellen.

Figur 13-1 Illustrationer fra EnergyPLAN-modellen Illustrationen beskriver brugergrænseflade og et flowdiagram over sammenhængene mellem teknologi-erne i modellen.

EnergyPLAN er et simuleringsværktøj, hvor man som input beskriver et energisystem bl.a. ved dets anlægskapaciteter, nyttevirkninger og reguleringsstrategi. Ud fra sådanne input kan modellen foretage en række tekniske analyser af, hvordan energisystemet kan agere time for time gennem et år. Resultatet er bl.a. beregninger af balancen mellem forbrug og pro-duktion over året i det analyserede energisystem, samt hertil hørende årlige brændselsfor-brug og CO2-emissioner. Modellen kan også foretage analyser af energisystemets evne til at handle på et eksternt el-marked ved en given transmissionskapacitet. Dette kræver yderligere input i form af en be-skrivelse af markedet og en række økonomiske parametre, såsom bl.a. hvordan markedspri-sen ændrer sig ved en øget produktion. Herved kan de forskellige grupper af anlæg handle på markedet og optimere deres indtjening baseret på de variable produktionsomkostninger, brændselsomkostninger og bindinger i form af varmeleverancer og fluktuationer.


Endelig kan modellen beregne de samlede omkostninger ved systemet, hvilket igen kræver input i form af specifikke anlægsomkostninger, levetider, faste og variable driftsomkostnin-ger for de forskellige anlæg samt omkostninger ved eventuelle energibesparelser eller andre ændringer af systemet.

13.4 Scenarier for udvidelse af det danske fjernvarmeområde Med udgangspunkt i analyserne i bilag 2 er der opstillet tre potentielle udvidelser af de nu-værende fjernvarmeområder. Identifikationen af potentialet for udvidelse er foretaget på baggrund af en geografisk model af det samlede danske netto-varmebehov baseret på BBR-registeret for 2006. I modellen er netto-varmebehovet opdelt på sektorerne boliger, han-del&service samt industri&landbrug. Indenfor hver af disse sektorer er opvarmningsformen identificeret på kategorierne fjernvarme og individuel forsyning. GIS-modellens tal er kalibre-ret i forhold til energistatistikken for 2006 og omformuleret til input til EnergyPLAN modellen som beskrevet i det følgende. For 2006 er et samlet nettovarme-behov opgjort til 60,1 TWh/år fordelt på 27,9 på fjern-varme og 32,2 på individuel forsyning. Netto-varmebehovet i GIS-modellen er defineret som 94-95 % af den tilførte fjernvarme-forsyning an bolig, idet der er regnet med et lille tab i varmevekslere mv. Modellens (på denne måde opgjorte behov) svarer således nogenlunde til Energistatistik 2006´s netto-varmebehov på 28,4 TWh (opgjort som varmetilførsel an bolig). Her er tallene justeret til, så de passer med energistatistikkens opgørelse. Tilsvarende er der anvendt en nyttevirkning for naturgasfyr på 84 % og for olie/biomassefyr på 69 %. Med udgangspunkt i 2006 er der identificeret følgende potentielle udvidelse, som vist i Fig. 13-2:

• Scenario 1: Alle eksisterende boliger i nuværende og planlagte fjernvarme-områder tilkobles fjernvarme, hvorved fjernvarmeandelen stiger fra 27,9 til 31,6 TWh/år.

• Scenario 2: Alle naturgasområder i umiddelbar tilknytning til fjernvarmeområder til-kobles så fjv-andelen stige fra 31,6 til 37,6 TWh/år.

• Scenario 3: Yderligere natugasområder op til 1 km fra eksisterende fjv-områder om-lægges hvorved fjv-andelen stige fra 37,6 til 42,3 TWh/år.

De nævnte scenarier er illustreret i figur 13-2 herunder (og tallene fremgår af underbilag 13-1)


Nettovarmebehov Scenarier

-

10

20

30

40

50

60

70

Nuv og planl fjv Nuv og planl fjv,100% tilsl

+ Ngas Nabo,100%

Alle Ngas 100%

Reference Scenario1 Scenario2 Scenario3

TWh/

år

Oliefyr etcNaturgasfyrFjv cen k/vFjv dec k/vFjv kedler

Figur 13-2 Nettovarmebehov i referencen og de 3 scenarier Behovet er fordelt på fjernvarme og individuel forsyning

Figur 13-2´s potentialer er kalibreret i forhold til energistatistikken og ovennævnte model for fjernvarmeforsyningen i 2006 på følgende måde:

• GIS-modellens netto-fjernvarmebehov (opgjort ab varmeveksler) er regnet om til energistatistikkens netto-fjernvarmebehov (opgjort an forbruger) så de opgjorte 27,9 TWh/år er omregnet til energistatistikkens 28,4 TWh/år i 2006.

• Nettovarmebehovet (28,4 TWh/år) er tillagt et nettab i 2006 på 7,42 TWh, således at fjernvarmeproduktionen ab værk svarer til energistatistikkens 35,8 TWh/år. (Netta-bet udgør i gennemsnit 26 %).

• For yderligere tilkobling til eksisterende net er der regnet med en forøgelse af nettab svarende til 10 % af nettovarmebehovet, mens der for nye fjernvarme-net er regnet med 20 % (Scenario 2) hhv. 25 % (Scenario 3) nettab.

• Fordelingen af fjernvarmeudvidelsen på grupper er gjort med GIS-modellens forde-ling.

• Omregning til sparet brændsler i nedlagte individuelle forsyninger er gjort med samme nyttevirkninger som anvendt i GIS-modellen, nemlig 84 % og 78 % for na-turgasfyr i hhv. boliger og handel/service samt 69 % hhv. 60 % for tilsvarende olie/biomasse kedler. For industri og landbrug er anvendt omsætningsfaktoren 90%.

• Opdeling af individuelle kedler på hhv. oliefyr og biomassekedler er gjort med ener-gimodellens opdeling.

Den konkrete udregning fremgår af underbilag 13-2. Med ovennævnte forudsætninger er GIS-modellens scenarier for netto-varmebehov omreg-net til brutto fjernvarme-produktion og brændselsforbrug som vist i figur 13-3.


Brændsel- og Fjernvarmebehov

-

20

40

60

80

100

Nuv og planl fjv Nuv og planl fjv,100% tilsl

+ Ngas Nabo,100%

Alle Ngas 100%

Reference Scenario1 Scenario2 Scenario3

TWh/

år

BiomassefyrOliefyr etcNaturgasfyrFjv cen k/vFjv dec k/vFjv kedler

Figur 13-3 Brændsels- og fjernvarmebehov for de 3 scenarier Data er efter kalibrering ift. energistatistikken og Energistyrelsens basisfremskrivning.

13.5 Det danske system anno 2006 samt scenario for 100 % VE-system I de gennemførte analyser er der taget udgangspunkt i det nuværende energi-system anno 2006. Dette system er her modelleret, så det som udgangspunkt stemmer overens med dels energistatistikken og dels Energistyrelsens basisfremskrivning af energisystemet publiceret den 17. januar 2008. Med udgangspunkt i ovennævnte 3 scenarier for mulige udvidelser af den danske fjernvar-me-forsyning er der foretaget en konsekvens-vurdering af at ændre den nuværende varme-forsyning. Analysen omfatter fjernvarme samt 6 forskellige individuelle varmeforsyningstek-nologier og er foretaget for såvel det nuværende anno 2006 energisystem som potentielle fremtidige energisystemer med mere vindkraft, varmebesparelser og bedre kraft/varme-værker. Analyserne er gennemført for at vurdere følgende konsekvenser: brændselsforbrug, el-overløb, CO2-emission og samfundsøkonomi.


Scenariet for det fremtidige energisystem går i retning af et 100 % VE-system eksempelvist som illustreret i nedenstående skema:

Nuværende Anno 2006

2020 2040 2060

Tentativ VE-procent

100%

Besparelser på rumvar-me

- 25% 50% 75%

Bedre kraftværker - og kraft/varmeværker

39% 35%/48%

42% 38%/50%

45% 40%/50%

50% 45%/45%

Vindkraft i% af 2006 el-forbrug

16% 33% 50% 75%

El-besparelser i% - 10% 20% 30% El-andel af transport - 10% 30% 50% Tabel 13-1 En mulig udvikling mod et 100 % VE system

I forhold til energisystem 2006 er der foretaget følgende ændringer i 100 % VE-systemet i år 2060:

• Brændselsforbrug til Nordsø og raffinering af olie og gas er udeladt. • Brændselsforbrug på kraft- og kraft/varmeværker er omlagt til biogas/brint • Brændselsforbrug på kedler er omlagt til biomasse (halm, træflis) • Industriens brændselsforbrug er halveret og omlagt til biogas/biomasse • Individuel opvarmning er omlagt til biomassekedler • Transportens dieselforbrug er omlagt til biobenzin i forholdet 1:1. • Transportens benzinforbrug er omlagt til el i forholdet 3:1.

I dette 100 % VE-scenario vil der udover vindkraften (27 TWh) og affaldet (15 TWh) skulle anvendes 66 TWh biomasse fordelt på 31 TWh biogas/syngas, 24 TWh biobenzin og 11 TWh fast biomasse. Til gengæld opstår der et el-overløb på 5,6 TWh. Dette kan via elektrolyse omsættes til brint, som vil kunne nedbringe biogas/syngas behovet ca. 4 TWh. Det er her valgt at tilføje elektrolyseanlæg (1000 MW), hvorved el-overløbet nedbringes til 3,2 TWh, og biomassen til ca. 64 TWh. Inklusive affald er det samlede biomasseforbrug 80 TWh/år eller godt 290 PJ/år, hvilket ligger indenfor rækkevidde af, hvad der kan tilvejebringes indenfor Danmarks grænser. I ingeniørforeningens energiplan IDA 2030 er de indenlandske potentia-ler opgjort til at ligge mellem 165 og 417 PJ/år alt efter anvendelsen af gylle-fiberfraktionen og energiafgrøder fremskaffet ved en fødevare-neutral omlægning. Som nævnt i indledning vil det desuden være relevant at supplere med solvarme, hvilket vil ned-bringe behovet for biomasse yderligere. Det skal understreges, at der med ovennævnte scenario ikke er tale om et gennemarbejdet bud på, hvordan Danmark kan/bør omlægges til 100 % VE. Der er alene tale om at tilveje-bringe nogle rammer for at kunne vurdere om konklusionerne mht. fjernvarme eller ej ænd-res i et langsigtet perspektiv med 100 % VE og med meget store varmebesparelser. Der er


fokus på den del af rammerne, der har med varmeforsyningen at gøre. Derimod er der f.eks. ikke gået i dybden med industriens eller transportens brændselsforbrug, som tegner sig for en stor del af ovenfor nævnte biomasse behov. De alternative varmeforsyningsteknologier og energisystemer er uddybet i det følgende.

13.6 Alternative varmeforsyningsteknologier Analysen i år 2006 omfatter en sammenligning af følgende 10 varmeforsyningsteknologier:

Ref.: Nuværende individuelle olie, naturgas- og biomasse kedler. VP-jord: Individuelle varmepumper på jordvarme inkl. el-patron med en årsmiddel ef-fektfaktor på 3,2. (Ved rumvarmebesparelser faldende pga. stigende andel af brugsvand til 3,1 ved 25 % besparelse, 3,0 ved 50 % besparelse og 2,8 ved 75 % besparelse) VP-luft: Individuelle varmepumper på jordvarme inkl. el-patron med en årsmiddel ef-fektfaktor på 2,6. (Ved rumvarmebesparelser faldende til 2,5, 2,4 og 2,3) EP: Individuel elvarme med en effektfaktor på 1. Micro-KV: Individuelle Brændselscelle-naturgas micro-kraftvarme med en el-virksningsgrad på 30 % og en varmevirkningsgrad på 60 %. Dækker 60 % af varme-spidslast. Resten dækkes af naturgasfyr. H2-KV: Individuel micro kraft/varme baseret på brint med 45% el og 45% varme effek-tivitet. Dækker 60 % af varmespidslast. Brint forsynes gennem kollektivt gasnet fra brintelektrolyse med 80 % effektivitet. Alternativet inkluderer et brintlager svarende til en uges gns.-produktion. Fjv-Ex: Fjernvarme uden tilføjelse af nye anlæg bortset fra spidslastkedler. Fjv-k/v: Fjernvarme i kombination med udbygning af kraft/varme-enhederne på vær-kerne med samme nyttevirkning som eksisterende værker. Fjv-VP: Fjernvarme i kombination med tilføjelse af varmepumper svarende til forøgel-sen i termisk belastning med en effektfaktor på 3,5. Fjv-EP: Fjernvarme i kombination med tilføjelse af el-patroner svarende til forøgelsen i termisk belastning med en effektfaktor på 1.

Sammenligningen af de forskellige alternativer mht. at udvide hhv. kedler, kraft/varme-enheder eller tilføje varmepumper eller el-patroner er her kun anvendt på den nuværende situation (2006). I de fremtidige systemer, er der som udgangspunkt sammensat en passen-de balance på fjernvarme-værkerne, og alternativet er vurderet i forhold til en samlet ud-bygning med alle de nævnte produktions-teknologier.


13.7 Alternative energisystemer Udgangspunktet for analysen er som nævnt det danske energisystem anno 2006, som det fremgår af energistatistikken samt Energistyrelsens basisfremskrivninger. I forhold til dette udgangspunkt er der defineret følgende potentielle fremtidige ændringer af energisystemet:

13.7.1 Varmebesparelser (Varme00, Varme25, Varme50, Varme75) Med udgangspunkt i det nuværende netto-varmebehov er der regnet på tre alternativer sva-rende til reduktioner i rumvarmebehovet på hhv. 25 %, 50 % og 75 %.

13.7.2 Mere vindkraft (Vind33, Vind50, Vind75) I Ref2006 er der indregnet 3.100 MW vindkraft med en produktion på 6,11 TWh/år svarende til den faktiske produktion i 2006. Produktionen afspejler, at 2006 var et vindår under det normale. I forhold til dette input er der defineret et system med mere vindkraft med følgen-de ændringer:

• landbaseret vindkraft på 3.400 MW med en benyttelsestid på 2.350 timer/år, hvor-ved produktionen bliver 8 TWh/år. Dette afspejler en situation hvor dele af landmøl-lerne er udskiftet med nyere møller, og hvor vinden blæser svarende til et normalt år.

• yderligere offshore møller svarende til 1.000 MW med en benyttelsestid på 4.000 ti-mer/år svarende til en produktion på 4 TWh/år.

Ændringerne afspejler en implementering af det nyligt vedtagne energiforlig i kombination med et normalår, hvad angår vind. Samlet set hæves vindkraftbidraget fra 16,8 % (6,11 TWh) til 33 % (12 TWh). Herudover er der yderligere defineret et scenario med 50 % vindkraft:

• landbaseret vindkraft på 4.250 MW med en benyttelsestid på 2.350 timer/år, hvor-ved produktionen bliver 10 TWh/år. Dette afspejler en situation hvor dele af landmøl-lerne er udskiftet med nyere møller og hvor vinden blæser svarende til et normalt år.


Endelige er der defineret et scenario med 75 % vindkraft:

• landbaseret vindkraft på 6.375 MW med en benyttelsestid på 2.350 timer/år, hvor-ved produktionen bliver 15 TWh/år. Dette afspejler en situation hvor dele af landmøl-lerne er udskiftet med nyere møller, og hvor vinden blæser svarende til et normalt år.


13.7.3 Bedre kraft- og kraft/varmeværker (KV45) I Ref2006 er den gennemsnitlige nyttevirkning for kraft/varme 35 % el og 48 % termisk. I forhold til dette udgangspunkt er der defineret et muligt fremtidigt alternativ med 45 % el og 45 % termisk. Dette kan opnås enten gennem supplement med brændselsceller eller gen-


nem generelle forbedringer i motor- gas- og dampturbine værker. Tilsvarende er den gen-nemsnitlige elvirkningsgrad for kraftværker hævet fra 39 % i referencen til 50 %. Forbedrin-gerne er gradvist gennemført frem til år 2060 som angivet i oversigten ovenfor.

13.8 Fjv. nettab og time-distribution ved besparelser Som ovenfor nævnt er der gennemført analyser af tre scenarier for varme-besparelser sva-rende til reduktioner i rumvarmebehovet på hhv. 25 %, 50 % og 75 %. I den forbindelse er der regnet med følgende fjernvarmenettab og timedistributioner.

TWh/år Procent

Variable del Rumvarme 23,25 65 %

Fast del Nettab Brugsvand Cirkulationstab mv.

7,42 4,25 0,85

21 % 12 % 2 %

Sum 35,77 100 % Tabel 13-2 Fordeling af varmebehovet på varme brugsvand og tab

Timefordeling uden besparelser på rumvarme (35% konstant produktion)

0,000,501,001,502,002,503,00

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

Timer

Rel

ativ

t ift.

gen

nem

snit

Timefordeling Varighedskurve

Figur 13-4 Timedistribution og varighedskurve for fjernvarme, nuværende forsyning

Udgangspunktet er fjernvarmeproduktionen i 2006 på 35,77 TWh fordelt på et nettovarme-behov på 28,35 TWh og et nettab på 7,42 TWh. Der er anvendt en typisk fjernvarme time-fordeling som vist i figur 13-4. Distributionen kan betragtes som sammensat af en konstant og en udetemperaturafhængig del. Den temperaturafhængige del udgør 65 % og repræsen-terer rumvarmebehovet. Den konstante del udgør 35 % og vurderes at være sammensat af et nettab og et brugsvandsbehov. Brugsvandsbehovet er sammensat af et ”egentligt” brugs-vandsbehov svarende til 15 % af nettovarmebehovet og en andel, der hidrører fra cirkula-


tionstab mv., som kan reduceres på samme måde som rumvarmebehovet. Der er taget ud-gangspunkt i følgende fordeling Varmebesparelserne på hhv. 25 %, 50 % og 75 % er beregnet med udgangspunkt i rum-varmebehovet samt den del af brugsvandet, som kan henføres til cirkulationstab mv. I bilag 3 er der foretaget en detaljeret vurdering af nettabet i de forskellige potentielle udvi-delser samt besparelser. Indregning af nettab er gjort som vist i tabellen bilag 3. I analyser-ne i EnergyPLAN modellen er timefordelingerne justeret tilsvarende. Herunder er vist time-fordelingen for alternativet med 75 % besparelser, hvor den konstante del (nettab + brugs-vand) udgør ca. 62 % af produktionen ab værk.

Timefordeling med 75% besparelser på rumvarme (62% konstant produktion)

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

Timer

Rel

ativ

t ift.

gen

nem

snit


Figur 13-5 Timedistribution og varighedskurve for fjernvarme med 75% reduktion

13.9 Økonomiske forudsætninger: Anlæg og drift I den samfundsøkonomiske opgørelse er der anvendt en 3 % kalkulationsrente i kombination med følgende anlægsomkostninger:


Standariserede værdier for individuelle anlæg

Varmebehov 15 MWh/årEffektbehov, dim 8,3 kWAnlægsfaktor 1,00D&V-faktor 1,00

Standardhus Enhed Prod. Fordeling Lager D&V (fast) D&V (fast) Dæknings-m/VBV (radiator mv.) (tank) kr/år % p.a. af inv. grad

Oliefyr kr./anlæg 45.000 40.000 10.000 2.400 2,5% 100%levetid, år 15 40 40

Biomassefyr kr./anlæg 50.000 40.000 10.000 2.800 2,8% 100%(generelt) levetid, år 15 40 40

Naturgasfyr kr./anlæg 30.000 40.000 1.500 2,1% 100%levetid, år 15 40

Mikro FC k/v kr./anlæg 50.000 40.000 2.500 2,8% 60%på NG/biogas levetid, år 8-12 40

Mikro FC k/v kr./anlæg 45.000 40.000 2.000 2,4% 60%på H2 levetid, år 8-12 40

Elektrolyseanlæg kr./anlæg 50.000 40.000 15.000 2.500 2,4% 60%levetid, år 8-12 40

Fjernvarme kr./anlæg 15.000 40.000 500 0,9% 100%excl. ledninger levetid, år 20 40

Elvarme kr./anlæg 8.000 20.000 250 0,9% 100%m/elvandvarme levetid, år 20 40

Jordvarme 100% kr./anlæg 100.000 40.000 800 0,6% 100%m/elpatron levetid, år 15 40

Luft/vand 100% kr./anlæg 50.000 40.000 800 0,9%m/elpatron levetid, år 15 40 Tabel 13-3 Standardiserede værdier for individuelle anlæg

Ovennævnte anlægspriser er reduceret for alternativerne med rumvarme-besparelser som nærmere redegjort for i bilag 3. Anlægsomkostningen til jordslanger (50 %) for jordvarme er regnet til en levetid på 40 år. Elektrolyseanlæg er regnet som centrale anlæg med en an-lægsomkostning på 20.000 kr./husstand inkl. brintlager til en uge.


FjernvarmeproduktionsanlægAnlæg Investering Levetid D&V (fast) D&V (variable)

Mio.kr. År % p.a. af inv. DKK/enhedKedler 1 pr. MWth 20 3% 1 kr/MWh-tDecentral kv 7 pr. MWe 20 1,5% 20 kr/MWh-eCentral kv 10 pr. MWe 30 2% 20 kr/MWh-eVarmepumper 20 pr. MWe 20 0,2% 2 kr/MWh-eElpatron 1 pr. MWe 20 1% 10 kr./MWh-e

FjernvarmeledningsnetNavn Investering Levetid D&V (fast) D&V (variable)

Mio.kr. År % p.a. af inv. DKK/enhedFjv-net scenario 1 8.000 40 1% 0Fjv-net scenario 2 33.000 40 1% 0Fjv-net scenario 3 78.000 40 1% 0 Tabel 13-4 Fjernvarmedata

For elvarme og varmepumper er der indregnet en skønsmæssig opgørelse af omkostninger til øgede investeringer i el-net og produktionskapacitet på følgende måde. Lav-spændingsnettet indregnes med en omkostning på 10 øre/kWh. Forøgelse af time-spidslasten opgøres i energi-system-analyserne og investeringerne i produktionskapacitet og transmissionskapacitet indregnes med en omkostning på 8.000 kr./kW og en levetid på 30 år. Omkostningen svarer til investeringen i nye kraft-værker. En forøgelse af spidslasten vil muligvis kunne dækkes billigere. Til gengæld vil investering tilsvarende kunne afstedkomme øget behov for transmission. For naturgas mikro-k/v er der for produktion og transmission indregnet en tilsvarende be-sparelse, mens der for lav-spændingsnettet ikke er indregnet hverken en besparelse eller en ekstra-investering. For H2-mikro-k/v er omkostningen til el-net ikke medregnet. For fjernvarme-løsningerne (hvor der i de fleste tilfælde investeres i kraft/varme-enheder i kombination med varmepumper) er der heller ikke indregnet hverken en ekstraomkostning eller en besparelse.

13.10 Samfundsøkonomiske brændsels- og el-prisforudsætninger Den samfundsøkonomiske analyse er foretaget med udgangspunkt i brændselspriser angivet i Energistyrelsens notat af februar 2008 (Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet). I dette notat tages der udgangspunkt i en 2008 råoliepris på ca. 95 USD/tønde (ved dollarkurs 4,80 USD/dollar). Under henvisning til det internationale energi-agentur (IEA) forventer Energistyrelsen, at råolieprisen falder til 62 USD/tønde i år 2030, dog med en højere dollarkurs. Disse forudsætninger ligger et pænt stykke under den nuvæ-rende oliepris (forår 2008), som er ca. 130 USD/tønde. På den baggrund er det valgt at definere tre brændselsprisniveauer svarende til hhv. 60, 95 og 130 USD/tønde ved dollarkurs 4,80 DKK/USD som vist i tabellen nedenfor.


Råolieprisen er omregnet fra tønder til GJ med omregningsfaktoren 5,84 GJ/tønde og til øvri-ge oliepriser med Energistyrelsens omregningsfaktorer for fuelolie, gasolie/diesel, benzin/JP på hhv. 70, 125 og 133 procent af råolieprisen pr. GJ. Naturgas-prisen er i overensstemmel-se med Energistyrelsens forudsætninger sat til 62 % af råolieprisen. Mht. kulpriser er for pris-niveauet 130 USD/tønde anvendt den nuværende kul-pris på ca. 150 USD/t SKE (kilde: Explorer gasmarkt, Mai 2008, http://www.lbd.de) svarende til ca. 24 kr./GJ. For pris-niveauet 65 USD/tønde er anvendt Energistyrelsens tilsvarende langsigtede forventning (omregnet i forhold til forskel i dollarkursen) på 12 kr./GJ, og for 95 USD/tønde er anvendt 18 kr./GJ. Mht. biomasse angiver Energistyrelsens forudsætningsskrivelse at de nuværende priser sti-ger moderat frem til 2030 samtidig med, at olie og kul priserne falder. Der er således i Ener-gistyrelsens forudsætningsskrivelse ikke indregnet nogen relation mellem stigende biomas-sepriser og stigende priser på fossile brændsler, snarere tværtimod. Her er det valgt at indregne en sådan relation, idet Energistyrelsens højeste biomasse pris (anno 2030) er anvendt for det mellemste råoliepris-niveau og biomasse prisen er sat til at følge samme ændring som kulprisen.

Kr./GJ Råolie *)

Kul Naturgas Fuelolie

Gasolie Diesel

Benzin JP

Biomasse **)

60 $/tønde

49 12 30 34 61 65 18/45

95 $/tønde

78 18 48 55 98 104 24/60

130 $/tønde

107 24 66 75 134 142 30/75

Tabel 13-5 Brændselsprisforudsætning (DKK/GJ)

*) Dollarkurs 4,80 DKK/USD **) Halm på værker og træpiller hos individuelle forbrugere

Udover verdensmarkedsprisen er der jf. Energistyrelsens forudsætningsskrivelse i den sam-fundsøkonomiske opgørelse også medtaget transport og håndteringsomkostninger for de forskellige brændsler, som vist i tabel 2. Den samfundsøkonomiske sammenligning omfatter ikke eksternaliteter såsom miljø- og sundhedsomkostninger ved udledninger af miljøskadelige stoffer samt skatteforvridningstab. Dog anvendes der i opgørelsen en CO2-handelspris på henholdsvis 175 kr./ton. Denne han-delspris er samtidigt anvendt til at beregne CO2-omkostningerne, som er opgjort for energi-systemernes totale emission.


Pristillæg (kr./GJ)

Kul Naturgas Fuelolie Gasolie Diesel

Benzin JP

Biomasse *)

Til kraftværk (inkl. IBUS)

0,5 3,2 1,7 12,1

Til dec k/v, fjv og industri

7,8 14,0 8,1

Til individuelle hushold.

19,6 21,3 44,6

Til vejtransport 23,1 31,2 Til flytransport 5,1 Tabel 13-6 Transport og håndteringsomkostninger for brændsler

*) Halm på værker og træpiller hos individuelle forbrugere Med hensyn til el-handelspriser og CO2-omkostninger er der taget udgangspunkt i Energisty-relsens forventning til en pris anno 2030 på 350 DKK/MWh på Nord Pool i kombination med 175 kr./ton CO2. I modelleringen af udveksling med Nordpool er ovennævnte gennemsnits pris i udgangspunktet fordelt over årets timer med samme fordeling som i år 2005 vist i figu-ren herunder. I år 2005 var gennemsnitsprisen (ikke vægtet) 277 DKK/MWh. Dette niveau er justeret op til Energistyrelsens forventninger ved at tillægge en fast pris på 60 DKK/MWh som repræsenterer CO2-kvote-prisen og herefter gange priserne med en faktor 1,047. I EnergyPLAN beregningen optimerer de enkelte grupper af anlæg deres selskabsøkonomiske indtjening ud fra de marginale produktionsomkostninger inklusiv afgifter, som er angivet i Energistyrelsens notat fra juni 2006 om forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet (Energistyrelsen, 2006a). Afgifterne svarer til de nuværende, idet der for el-patroner og varmepumper i decentrale kraftvarmeværker er regnet med en afgift på 45 kr./GJ produceret varme svarende til 162 kr./MWh el for el-patronen og 567 kr./MWh el for en varmepumpe med en effektfaktor på 3,5. For kraftvarmeværker regnes med, at ca. 40 % af brændslet er afgiftsbelagt. Afgifterne anvendes alene, når det bestemmes, hvad den en-kelte aktør byder ind med på markedet. Afgifterne medtages ikke i den samfundsøkonomiske opgørelse.


Timeforfordeling af Nordpool elpris år 2005

0

200

400

600

800

1000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

Timer

DKK

/MW

h


Tabel 13-7 Timedistrib. og varighedskurve for Nordpool spotmarkedsprisen, 2005

Den samfundsøkonomiske opgørelse er opgjort som årlige omkostninger til anlæg, drifts og vedligeholdelse, brændsel samt CO2. Anlægsomkostningerne er omregnet til årlige omkost-ninger med en realrente på 3 %. I forhold til Energistyrelsens ”Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” adskiller de her beskrevne forudsætninger sig ved valget af en lavere rente og ved udeladel-sen af tab og gevinster ved skatteforvridning (Energistyrelsen, 2005b). Der er endvidere ikke inkluderet miljø- og sundhedsomkostninger ved diverse udledninger. Mht. brændselspriser er der taget udgangspunkt i det mellemste prisniveau svarende til en oliepris på 95 USD/tønde (dollarkurs 4,80 DKK/USD). De to andre prisniveauer er anvendt til følsomhedsanalyser. I 100 % VE-scenariet er der taget udgangspunkt i de høje brændselspriser. Biomasse (træ-piller) leveret an forbruger er sat til 120 kr./GJ og biomasse (halm mv.) leveret an kraftværk er sat til 50 kr./GJ. Biogas/Syngas leveret an individuel forbruger er sat lig den nuværende gasoliepris på 155 kr./GJ, mens biogas leveret an kraftværk er sat til 140 kr./GJ.

13.11 Resultater: Nuværende anno 2006 energisystem Indledningsvist er der foretaget en analyse af de 10 forskellige opvarmningsteknologier for Scenario 1, dvs. tilkobling af potentielle boliger m.v. i eksisterende fjernvarmeområder. De brændselsmæssige konsekvenser er vist i figuren herunder:


Brændselsforbrug (Scenario1 i DK-2006 lukket system)

-5

0

5

10

15

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-Ex

Fjv-Kv

Fjv-VP

Fjv-EP

TWh/

år

BiomasseNgasOlieKul

Figur 13-6 Konsekvenser for brændselsforbruget for 10 forskellige alternativer Der er listet 10 forskellige måder at varmeforsyne Scenario 1´s nettovarmebehov på 3,81 TWh/år.

Figuren skal fortolkes på følgende måde: I reference situationen (søjle 1, Ref) forsynes boliger mv. omfattet af Scenario 1 med varme fra olie-, Ngas- og biomasse fyr og har et samlet brændselsforbrug på 5,25 TWh/år. Hvis alle boliger erstattes med el-drevne varmepumper (søjle 2 og 3, VP) vil det resulterende brændselsforbrug kunne reduceres til 2,55 hhv. 3,23 TWh/år. Som det ses omlægges brændselsforbruget til primært kul på centrale kraft- og kraft/varme-værker. Der bliver også et mindre naturgasforbrug på de decentrale kraft/varme-værker. Hvis alle boliger omlægges til el-varme (søjle 4, EP) sker der i princippet den samme om-lægning som for varmepumpen. Dog er brændselsforbruget mange gange større, idet elfor-bruget er større. I alt øges brændselsforbruget til 8,44 TWh/år. Der spares en lille smule biomasse. Det sidste skyldes at kraft/varme-værkerne kører mere og at det medfører mindre kedel-drift, hvoraf en del er biomasse. Hvis alle boliger omlægges til naturgasbaseret mikro-kraft/varme (søjle 5, MiKV) øges natur-gas-forbruget. Til gengæld spares der kul (og naturgas) på kraft- og kraft/varme-værkerne øvrige steder i systemet. Netto reduceres brændselsforbruget til 2,97 TWh/år. Hvis alle boliger omlægges til mikro-kraft/varme baseret på brint (søjle 6, H2-Kv) sker der en kombination af omlægningen til elvarme og naturgasbaseret mikro-kraft/varme. Det do-minerende element er imidlertid elforbrug til elektrolysen, og i alt øges brændselsforbruget til 12,87 TWh/år.


Bemærk mikro kraft/varme på naturgas og brint forudsætter gasnet, hvilket stort set ikke er opfyldt i Scenario 1 (tilkobling af boliger indenfor eksisterende fjv-områder). Hvis alle boliger tilkobles fjernvarme i de respektive områder (fjernvarme uden k/v samt hhv. decentral og central kraft/varme) er det generelle billede at brændselsforbruget mind-skes. Generelt er det et udtryk for, at mulighederne for kraft/varme samproduktion øges mere end nettabet ved fjernvarme trækker ned. Hvis man ikke investerer yderligere i anlæg på værkerne (bortset fra spidslastkedler) bliver brændselsforbruget 3,20 TWh/år (søjle 7, Fjv-ex). Hvis man i de decentrale og centrale områder investerer i yderligere k/v kapacitet svarende til forøgelse af fjernvarmebehovet (400 MWe) kan brændselsforbruget reduceres til 2,86 TWh/år (søjle 8, Fjv-kv). Hvis man i stedet investerer i varmepumper (400 MWe) kan brændselsforbruget reduceres til 2,93 TWh/år (søjle 9, Fjv-vp). I denne situation vil varme-pumperne spare naturgas på de decentrale værker og i stedet øge kul-forbruget på de cen-trale kraft-værker. Dette skyldes de lave kul-priser og høje naturgaspriser. Hvis der i stedet investeres i el-patroner (søjle 10, Fjv-ep) mhp. at udnytte eloverløb i var-meproduktionen bliver brændselsforbruget stort set det samme som hvis der investeres i kedler. Dette skyldes at der ikke er noget el-overløb af betydning i det nuværende system. Hvis el-patronerne anvendes ligesom varmepumperne, når el-priserne er lave nok, vil der ske det samme som for varmepumperne, dog vil brændselsforbruget øges markant. I figuren nedenfor er vist de tilsvarende konsekvenser for CO2-emissionen.

Netto CO2-emission (Scenario1 i DK-2006 lukket system)

0

1

2

3

4

5

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-Ex

Fjv-Kv

Fjv-VP

Fjv-EP

Mio

.ton/

år

CO2

Figur 13-7 Konsekvenser for CO2-emissionen af 10 alternativer Beregningen er vist for 10 forskellige måder at varmeforsyne Scenario 1´s nettovarmebehov på 3,81 TWh/år.

Som det ses svarer billedet af netto CO2-emissionen til netto brændselsforbruget. Dog har mikro-kraft/varme på naturgas en meget lav CO2-emission. Det skyldes omlægningen fra kul


(på kraftværkerne) til naturgas (i mikro-kraft/varme-enhederne). Omvendt har varmepumpe og el-patron alternativerne relativt høje CO2 emissioner. Det skyldes den omvendte meka-nisme, nemlig omlægning til kul (på kraftværne) fra naturgas på primært de decentrale vær-ker. I den efterfølgende figur er vist de samfundsøkonomiske omkostninger. Det skal bemærkes, at de anvendte samfundsøkonomiske naturgaspriser indeholder et om-kostningselement til forrentning af naturgasnettet, som er 11,8 kr./GJ højere for individuelle kunder end fjernvarmekunder. For referencens vedkommende udgør det ca. 25 mio.kr./år og for MiKV udgør det ca. 200 mio.kr./år.

Samfundsøkonomiske omkostninger (Scenario1 i DK-2006 lukket system)

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-Ex

Fjv-Kv

Fjv-VP

Fjv-EP

Mio

.kr./

år

BrændselCO2d&vInv-netInv-radiatorInv-prod

Figur 13-8 Konsekvenser for CO2-emissionen af 10 alternativer Beregningen er vist for 10 forskellige måder at varmeforsyne Scenario 1´s nettovarmebehov på 3,81 TWh/år.

Det overordnede billede er, at fjernvarmeløsningerne generelt er samfundsøkonomisk kon-kurrence dygtige med de individuelle løsninger. Som det ses er investeringen i nye fjernvar-menet ikke dominerende (vist med lys gul). Det billigste alternativ er umiddelbart fjernvarme i kombination med varmepumper, men der er ikke stor forskel på de forskellige fjv.-løsninger. I næste figur er der foretaget en samlet analyse af alle de tre scenarier. Konsekvenserne er vist relativt ift. referencen som er sat lig index 100. Som det kan ses ændres det generelle billede ikke væsentligt fra det ene scenario til det næste. Dog forringes brændsels- og CO2 besparelsen gradvist for fjernvarmeløsningerne. Det skyldes blandt andet at investering og nettab i forhold til varmebehov er højere i Scenario 2 og 3 end i Scenario 1. Tilsvarende for-ringes de individuelle løsninger gradvist. For varmepumpe, elvarme og brint skyldes det, at


el-produktionen gradvist foregår på ringere enheder, og for kraft/varme skyldes det, at mi-kro-værkets el-produktion gradvist fortrænger kraft/varme andre steder i systemet. I det danske energi-system anno 2006 er der ikke el-overløb af betydning. Derfor har denne problemstilling kun mindre indflydelse på analyserne i figuren nedenfor.


Figur 13-9 Sammenligning af konsekvenser for de tre scenarier Scenarierne er for en potentiel udvidelse af fjernvarme-områderne. Sammenligningen er gjort ift. refe-rencen= index 100.

Brændselsforbrug i DK-2006 Energisystem

0

50

100

150

200

250

300

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-E

xFjv

-Kv

Fjv-VP

Fjv-E

P

Inde

x R

ef=1

00

Scenario1

Scenario2Scenario3

Eloverløb i DK-2006 Energisystem

0

0,05

0,1

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-E

xFjv

-Kv

Fjv-V

P

Fjv-E

P

Inde

x R

ef=1

00

Scenario1

Scenario2Scenario3

CO2 emission i DK-2006 Energisystem

0

100

200

300

400

500

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-E

xFjv

-Kv

Fjv-V

P

Fjv-E

P

Inde

x R

ef=1

00

Scenario1

Scenario2Scenario3

Samfundsøkonomiske omkostninger i DK-2006 Energisystem

0

50

100

150

200

250

300

Ref

VP-jord

VP-luft

Elvarm

eMiKV

H2-Kv

Fjv-E

xFjv

-Kv

Fjv-V

P

Fjv-E

P

Inde

x R

ef=1

00

Scenario1Scenario2

Scenario3


13.12 Resultater: 100 % VE-energisystem anno 2060 Som næste skridt er der foretaget en tilsvarende analyse for et 100 % VE-system eksempel-vis implementeret i år 2060. Resultatet er vist i de to figurer. Hvor analyserne vedrørende år 2006 systemet omfattede tre forskellige investeringsalternativer i hhv. kedler, kraft/varme-enheder eller varmepumper, er det i analyserne af de fremtidige systemer for-udsat, at der allerede er etableret en hensigtsmæssig balance mellem disse produktionsen-heder. Således omfatter analyserne kun et fjernvarme-alternativ, hvor der udbygges for-holdsmæssigt med alle tre typer af produktionsenheder.

Brændselsforbrug (Scenario3 i DK-2060 100% VE-system)

-3

0

3

6

9

12

15

Ref VP-jord VP-luft Elvarme MiKV H2-Kv Fjv

TWh/

år EloverløbBiomasseBiogas

Samfundsøkonomiske omkostninger (Scenario3 i DK-2060 100% VE-system)

0

3000

6000

9000

12000

15000


Mio

.kr./

år

Brændseld&vInv-netInv-radiatorInv-prod

Figur 13-10 Brændselsforbrug og samfundsøkonomi for 7 alternativer Beregningerne viser 7 forskellige måder at varmeforsyne Scenario 3´s nettovarmebehov på 5,31 TWh/år i 100 % VE-system anno 2060.


I dette system er der i udgangspunktet et eloverløb på 3,2 TWh. Dele af dette eloverløb fin-der anvendelse i nogle af alternativerne som markeret i figuren ovenfor. Herudover er der kun tale om brændslerne biogas/syngas samt fast biomasse. I 100 % VE-systemet med 75% besparelse på rumvarmen er nettovarmebehovet i Scenario 3 reduceret fra 14,67 til 5,32 TWh/år. Som reference er disse opvarmet med biomasse ked-ler. I 100 % VE-systemet skifter billedet ift. det nuværende system i retning af, at el-forbrugende løsninger (elvarme og varmepumper) forbedres, mens el-producerende løsnin-ger (kraft/varme) forringes. Dette skyldes el-overløbet. Det skal bemærkes, at brintløsningens evne til at nyttiggøre el-overløb er meget afhængig af størrelsen på brintlageret. Her er der regnet med et elektrolyseanlæg på 3.200 MW i kombi-nation med et lager på 200 GWh svarende til ca. 14 dages produktion. Elvarme har en relativ god samfundsøkonomi pga. de lave investeringsomkostninger, men et meget højt brændselsforbrug. Løsningen er således meget følsom overfor brændselspris-niveauet. Umiddelbart samler interessen sig om individuelle varmepumper og fjernvarme, mens de individuelle kraftvarme-løsninger hverken brændsels- eller penge-økonomisk virker attrakti-ve.

13.13 Resultater: Fremtidigt år 2020 energisystem Som et tredje skridt er der foretaget en række analyser af et fremtidigt år 2020 energisy-stem med 25 % rumvarmebesparelser, 33 % vindkraft (ift. nuværende elforbrug), 10 % elbesparelser og med 10 % af transporten omlagt til el og lidt bedre kraftværker. Desuden er affalds-ressourcer øget fra 10.130 GWh i 2006 til 12.141 GWh i 2020 jf. bilag 8. På samme måde som for analyserne af 100 % VE-systemet er det forudsat, at der i de eksi-sterende kraftvarme-systemer er etableret en passende balance mellem kraftvarme-enheder, varmepumper og kedler. Dette system er her regnet igennem under forudsætning af dels et lukket el-system (hvor der ikke er udveksling med udlandet) og dels et åbent system, hvor der handles el. I det lukkede system viser analyserne, at der alt andet lige vil opstå et eloverløb på 0,48 TWh/år og den resulterende markedspris på el vil varierer mellem 0 og 401 DKK/MWh med et gen-nemsnit på 289 DKK/MWh. I det åbne system kommer modellen frem til, at der med de beskrevne forudsætninger og et brændselspris-niveau svarende til 95 USD/tønde (kurs 4,80 DKK/USD) vil være en eksport på 6,19 TWh/år og en import på 3,18 TWh/år. I forhold til det lukkede system tjener det danske samfund netto 272 mio. DKK ved denne handel fordelt på sparet brændsel, nettokøb af el samt i mindre omfang flaskehalsindtægter.


Det skal fremhæves at el-handlen i sagens natur er meget afhængig af på den ene side brændselspris-niveauet og på den anden side el-priserne på Nordpool. Der er foretaget en følsomhedsanalyse med et brændselsprisniveau svarende til en oliepris på hhv. 60 og 130 USD/tønde. I begge situationer er der taget udgangspunkt i en Nordpool systempris på gen-nemsnitligt 350 DKK/MWh. Med lave brændselspriser mindskes importen til 1,00 TWh og eksporten øges til 10,47 TWh. Med høje brændselspriser øges importen til 5,16 TWh mens eksporten mindskes til 3,56 TWh. I alle tilfælde tjener det danske samfund imidlertid penge på handlen, hhv. 317 mio. DKK for lave brændselspriser og 451 mio. DKK for høje priser. I IDA energiplan 2030 er der foretaget en omfattende analyse, hvor også el-priser er varieret efter en sandsynlig fordeling af tør-år og våd-år. Desuden omfatter analysen ændrede CO2-omkostninger. Billedet er det samme som antydet ovenfor: I alle situationer tjener det dan-ske samfund penge på udvekslingen med el, men der er stor forskel på hvor meget der im-porteres hhv. eksporteres alt efter hvilke brændselspriser, el-priser samt CO2-betaling, der er forudsat. I det følgende er der først foretaget en analyse af udvidet fjernvarme kontra diverse indivi-duelle løsninger i et lukket system og derefter i et åbent system med udgangspunkt i nord-pool-priser på gennemsnitligt 350 DKK/MWh samt brændselspriser svarende til 95 UDS/tønde. Resultaterne for det lukkede system er vist i den efterfølgende figur. Figuren viser øverst brændselsforbruget. Desuden er vist den del af el-overløbet i det lukkede system, som nyt-tiggøres. Som det ses ændres der ikke på billedet fra analyserne i det nuværende (anno 2006) energisystem. Der vil med de opstillede forudsætninger ikke være el-overløb i år 2020 systemet som ændrer billedet væsentligt.


Brændselsforbrug (Scenario1 i DK-2020 lukket system)

-2

0

2

4

6

8

10

12


TWh/

år

EloverløbBiomasseNgasOlieKul

Netto CO2-emission (Scenario1 i DK-2020 lukket system)

0

1

2

3

4


Mio

.ton/

år

CO2

Samfundsøkonomiske omkostninger (Scenario1 i DK-2020 lukket system)

-1000

0

1000

2000

3000

4000


Mio

.kr.

/år

BrændselCO2d&vInv-netInv-radiatorInv-prod

Figur 13-11 Analyser i et år 2020 energisystem med eloverløb og uden el-handel

I den næste figur er vist de tilsvarende resultater i et åbent el-system med el-handel.


Brændselsforbrug (Scenario1 i DK-2020 åbent system)

-2

0

2

4

6

8

10

12


TWh/

år

ElkøbBiomasseNgasOlieKul

Netto CO2-emission (Scenario1 i DK-2020 åbent system)

-1

0

1

2

3

4


Mio

.ton/

år

UdlandIndland

Samfundsøkonomiske omkostninger (Scenario1 i DK-2020 åbent system)

-1000

0

1000

2000

3000

4000


Mio

.kr.

/år

El-handelBrændselCO2d&vInv-netInv-radiatorInv-prod

Figur 13-12 Analyser i et år 2020 energisystem med eloverløb og uden el-handel

Grundlæggende er billedet det samme dog med den generelle ændring, at hvor ændringer i el-efterspørgslen i det lukkede system primært resulterer i ændret kraftværksproduktion, er konsekvensen i det åbne system generelt ændret import/eksport.


For el-forbrugende alternativer (varmepumper, elvarme og brint-k/v) øges netto-importen af el, mens eksporten øges for mikrokraftvarme. Tilsvarende ændres det indenlandske brænd-selsforbrug og CO2-emission. Til gengæld modsvares dette af en CO2-emission i udlandet. Analyserne omfatter ikke hvor og hvor meget CO2-emissionen ændres udenfor Danmark. Størrelsen er blot markeret i figuren og svarer til el-importen omregnet til CO2-emissionen på den marginale el-produktion på et kulfyret kraftværk i Danmark. De samfundsøkonomiske omkostninger ændres ikke markant. Dog øges de for el-varme og brint alternativet. Dette skyldes at det øgede el-forbrug på disse enheder i mindre omfang hindrer alternative gode el-handler. For fjernvarme- og mikrokraftvarme alternativerne mindskes nettoomkostningerne en smule.


13.14 Bilag 13.1: Data fra GIS-model for de 3 scenariers fordeling på fjernvarme og individuelforsyning

Reference Scenario1 Scenario2 Scenario3Nuv og planl fjv Nuv og planl fjv, + Ngas Nabo, 1Alle Ngas 100%

Boliger 37,91 37,91 37,91 37,91 Fjernvarme Boliger Fjernvarme 1,41 1,78 1,91 2,48 Dec k/v Boliger Dec k/v 4,94 5,76 7,61 9,00 Cent k/v Boliger Cent k/v 12,47 13,27 14,60 15,86 Naturgasfyr Boliger Naturgasfyr 5,68 5,54 3,41 1,31 Oliefyr etc Boliger Oliefyr etc 13,39 11,56 10,38 9,25

Handel&Service 12,82 12,82 12,82 12,82 Fjernvarme Handel&Service Fjernvarme 0,51 0,60 0,70 0,90 Dec k/v Handel&Service Dec k/v 1,99 2,27 3,15 3,54 Cent k/v Handel&Service Cent k/v 5,26 5,83 6,22 6,55 Naturgasfyr Handel&Service Naturgasfyr 2,05 1,88 1,03 0,43 Oliefyr etc Handel&Service Oliefyr etc 3,01 2,24 1,72 1,40

Ind&Landbr 9,37 9,37 9,37 9,37 Fjernvarme Ind&Landbr Fjernvarme 0,11 0,21 0,33 0,43 Dec k/v Ind&Landbr Dec k/v 0,29 0,57 1,35 1,63 Cent k/v Ind&Landbr Cent k/v 0,88 1,33 1,73 1,90 Naturgasfyr Ind&Landbr Naturgasfyr 1,26 1,10 0,45 0,22 Oliefyr etc Ind&Landbr Oliefyr etc 6,83 6,16 5,51 5,19

Alle sektorer 60,10 60,10 60,10 60,10 Fjernvarme Alle sektorer Fjernvarme 2,03 2,60 2,94 3,81 Dec k/v Alle sektorer Dec k/v 7,22 8,60 12,10 14,16 Cent k/v Alle sektorer Cent k/v 18,62 20,43 22,55 24,32 Naturgasfyr Alle sektorer Naturgasfyr 8,99 8,52 4,90 1,96 Oliefyr etc Alle sektorer Oliefyr etc 23,24 19,96 17,61 15,84

Nettovarmebehov sum fjv (nettovarmebehov) 27,87 31,62 37,59 42,29 sum indv (nettovarmebehov) 32,23 28,48 22,51 17,81 sum 60,10 60,10 60,10 60,10


13.15 Bilag 13.2: Data fra GIS-model omregnet til input til EnergyPLAN modellen

(Uden varmebesparelser)

Reference Scenario1 Scenario2 Scenario3Nettovarmebehov sum fjv (nettovarmebehov) 27,87 31,62 37,59 42,29

sum indv (nettovarmebehov) 32,23 28,48 22,51 17,81 sum 60,10 60,10 60,10 60,10

Udvidelse i % Fjernvarme 15,0 9,3 18,6Decentral k/v 36,7 50,2 43,7Central k/v 48,3 40,5 37,7

100,0 100,0 100,0

Bruttovarmebehov Korrigeret ift. statistik 2006 28,35 32,16 38,23 43,02Nettab (udgangspunkt) 7,42 7,42 7,42 7,42Nettab (tillæg i procent) 26 10 20 25Nettab (tillæg i TWh) 0,38 1,59 2,79Fjv (brutto) 35,77 39,97 47,25 53,23

Fordeling på grupper Fjernvarme 2,06 2,69 3,37 4,48Decentral k/v 13,05 14,59 18,25 20,86Central k/v 20,66 22,69 25,63 27,88Fjv sum 35,77 39,97 47,25 53,23

Virkningsgrader Boliger (olie + biomasse) 0,69 0,69 0,69 0,69Boliger (Ngas) 0,84 0,84 0,84 0,84Handel (olie + biomasse) 0,60 0,60 0,60 0,60Handel (Ngas) 0,78 0,78 0,78 0,78Industri 0g landbrug 0,90 0,90 0,90 0,90

Brændselsforbrug Boliger (olie + biomasse) 19,41 16,75 15,05 13,41 Boliger (Ngas) 6,77 6,60 4,06 1,56 Industri mv. (olie + biomasse) 12,61 10,57 8,99 8,10 Indistri mv. (Ngas) 4,03 3,63 1,83 0,80

Ændringer Boliger (Olie) -1,17 -0,75 -0,72Boliger (Ngas) -0,17 -2,54 -2,50Boliger (Biomasse) -1,49 -0,96 -0,92Industri (Olie) -1,64 -1,27 -0,72Industri (Ngas) -0,39 -1,80 -1,03Industri (Biomasse) -0,39 -0,31 -0,17

EnergyPLAN input Indv. BoligerOlie 6,69 5,52 4,77 4,06Ngas 7,93 7,76 5,23 2,72Biomass 8,56 7,07 6,11 5,19

23,18 20,35 16,11 11,97Industri mv.Kul 3,12 3,12 3,12 3,12Olie 17,46 15,82 14,55 13,83Gas 14,84 14,45 12,64 11,62Biomasse 4,20 3,81 3,50 3,33Fjv-output 1,57 1,57 1,57 1,57

Nettovarmebehov Diff 3,81 9,88 14,67


13.16 Bilag 13.3: Data vedr. fjv-nettab fra Rambøll-notat omregnet til input til EnergyPLAN modellen

2006 Scenario1 Scenario2 Scenario3Fjv. an hus 28,35 32,16 38,23 43,02Fjv ab værk 35,77Nettab år 2006 7,42Nettab (25% besp) 5,20Nettab (50% besp) 4,82Nettab (75% besp) 4,37Nettab i % (udvidelse) 10 18 26Nettab i % (25% besp) 13 19 27Nettab i % (50% besp) 15 19 29Nettab i % (75% besp) 18 22 33Brugsvand (%) 15

Uden besparelserRumvarme 24,10 27,34 32,50 36,56Brugsvand 4,25 4,82 5,73 6,45Fjv an hus 28,35 32,16 38,23 43,02Nettab 7,42 7,84 9,18 10,86Fjv ab værk 35,77 40,01 47,41 53,87Nettab i procent 20,7 19,6 19,4 20,2Nettab+Brugsvand(%) 32,6 31,7 31,5 32,1

Med rumvarmebesparelser på 25 procentRumvarme 18,07 20,50 24,37 27,42Brugsvand 4,25 4,82 5,73 6,45Fjv an hus 22,33 25,33 30,11 33,88Nettab 5,20 5,61 6,57 7,66Fjv ab værk 27,53 30,94 36,68 41,54Nettab i procent 18,9 18,1 17,9 18,4Nettab+Brugsvand(%) 34,3 33,7 33,6 34,0



Input

Konsekevns


13.17 Bilag 13.4: Fordeling af fjervarmebehov på grupper i EnergyPLAN modellen for de forskellige besparelses-alternativer

Uden besparelser Fjv sum 35,77 39,97 47,25 53,23Fjernvarme 2,06 2,69 3,37 4,48Decentral k/v 13,05 14,59 18,25 20,86Central k/v 20,66 22,69 25,63 27,88

Nettovarmebehov diff 3,81 9,88 14,67

25% besparelser Fjv sum 27,53 30,94 36,68 41,54Fjernvarme 1,59 2,08 2,61 3,50Decentral k/v 10,04 11,30 14,17 16,28Central k/v 15,90 17,56 19,90 21,76Boliger olie 5,27 4,35 3,76 3,20Boliger Ngas 6,25 6,12 4,12 2,15Boliger Biomasse 6,74 5,56 4,81 4,09Industri olie 17,46 16,17 15,17 14,60Industri Ngas 14,84 14,53 13,11 12,30Industri Biomasse 4,20 3,89 3,65 3,51







13.18 Bilag 13.5: Elprisvarighedskurve for forskellige vindkraft-input Kurven viser varighedskurven for den resulterende el-markedspris i den danske del af Nord-pool prisområdet i år 2020 energisystemet som funktion af vindkraft-bidraget.

Varighedskurve for Nordpool elpriser

0

100

200

300

400

500

600

0 2000 4000 6000 8000

DKK/MWh

Tim

er

0 TWh 12 TWh 18 TWh 27 TWh vindkraft


14. Bilag 14 Potentiale for omkostningseffektive varmebesparelser

Tina Hartun Laustsen Rambøll

Rambøll har for Affald Varme i Aarhus udarbejdet en omfattende analyse af de potentielle varmebesparelser i Aarhus som led i arbejdet med varmeplanlægning og energibesparelser i Aarhus – klimaskærmrapporten. Analysen rangordner de mest fordelagtige varmebesparelser i typiske bygninger i Aarhus og er baseret på et omfattende erfaringsmateriale fra energisyn.

14.1 Resume De økonomiske analyser er baseret på en traditionel cost-benefit analyse med en tidshori-sont på levetiden af tiltagene (20 år for vinduer og ”åben isolering”, 40 år for lukket isole-ring), svarende til, at bygningsejeren vurdrere omkostningerne ved en finansiering der strækker sig over tiltagenes levetid. Med tilladelse fra Affald Varme Aarhus er undersøgelsens resultater resumeret i dette notat. Samtidig er i notatet belyst konsekvenserne af, at man vurderer tiltagene over 20 år, hvor der tages hensyn til scrapværdien efter 20 år for anlæg, der har længere levetid, eksempel-vis 40 års levetid for hulmursisolering. Denne følsomhedsberegning viser, at denne forudsætning kun har en mindre betydning set i forhold til de samlede omkostninger ved de energibesparende foranstaltninger. Analysen viser, at der de første besparelser, der kan gennemføres stadig er meget fordelag-tige, men at prisen for yderligere besparelser stiger meget progressivt, jo mere der spares. Således vil den varmebesparelse, der reducerer varmebehovet med f.eks. 18 % koste om-kring 9.000 kr./MWh varme, hvilket er markant mere end de variable produktionsomkostnin-ger for samfundet og forbrugerne.

14.2 Opsummering af klimaskærmrapporten Klimaskærmrapporten bygger på et uddrag af BBR-data for Århus kommune samt en stik-prøve bestående af ca. 100 stk. energimærkninger af boliger i Århus.

I rapporten er bygningerne opdelt i en række standardbygninger med forskellige opførelsesår og besparelsespotentialet på klimaskærmen, opdelt i de forskellige konstruktionsdele, er derefter vurderet i disse standardbygninger.

Standardbygningerne er derefter korrigeret for det reelle potentiale ud fra stikprøve analy-sen, idet f.eks. en bygning fra 1920 sandsynligvis allerede vil have gennemført en række af de potentielle besparelser, som der var fundet i analysen af standardbygningen.

Besparelserne pr m2 konstruktionsdel bygger på standardværdikataloget, priser bygger på V&S prisbøgerne og er eksklusiv moms.


I klimaskærmrapporten er der fundet et besparelsespotentiale på godt 30 % af varmeforbru-get. Dette besparelsespotentiale vil koste omkring 14 mia. at gennemfører.

14.3 Indledning Indeværende notat omhandler en følsomhedsanalyse af klimaskærmrapporten, hvor ændrin-gerne hovedsagligt består af mindre metodeændringer med hensyn til cost-benefit beregnin-gen, samt en ændring i det varmeforbrug pr m2 som der er benyttet.

14.4 Parametre De parametre, der vil blive vurderet i denne følsomhedsanalyse af besparelser på klima-skærmen er følgende:

• Beregningsperiode (fra levetid til 20 år)

o herunder effekten af scrabværdi

• Energiforbrug pr. m2.

o Dette har effekt, idet de samlede arealer fra de ukomplette BBR-data multi-pliceres med en faktor således af det samlede energiforbrug i beregningerne passer med det samlede varmesalg i VPÅ (8.680 TJ) Ved lavere energifor-brug pr m2 vil der beregningsmæssigt være flere m2 og dermed flere bespa-relser, idet besparelserne opgøres pr m2.

14.5 Metodeforskelle Der er benyttet samme datagrundlag i de 2 beregninger; herunder de ukomplette BBR data, samt stikprøveanalysen.

14.5.1 Nutidsværdibetragtninger Klimaskærmrapporten I klimaskærm rapporten er nutidsværdiberegningerne (beregning af nøgletallet Kr./MWh) foretaget før korrektionen af besparelsespotentialet og de nødvendige investeringer, samtidig er nøgletallet beregnet over levetiden og beregningsperioden varierer derfor fra besparelses-forslag til besparelsesforslag. Besparelsestiltagene er derefter oplistet efter nutidsværdien, og der antages at de billigste tiltag (laveste nutidsværdinøgletal) gennemføres først. Der ses her at der er forskel på den besparelse med det mindste nutidsværdinøgletal og den besparelser med den billigste inve-stering pr. sparet MWh/år. Korrektionen for den faktiske bygningstilstand foretages ved at multipliceres standardpoten-tialet med en procentsats, der viser andelen af potentialet i forhold til standardpotentialet, hvilket er fundet i stikprøveanalysen. Følsomhedsanalysen


I følsomhedsanalysen er besparelsespotentialet og investeringen første korrigeret efter stik-prøveanalysen, hvorefter nøgletallet er beregnet over en 20-årig periode med en resterende scabværdi (lineær afskrivning). Besparelsestiltagene er derefter oplistet efter nutidsværdien, og der antages at de billigste tiltag (laveste nutidsværdinøgletal) gennemføres først. Der ses her igen at der er forskel på den besparelse med det mindste nutidsværdinøgletal og den besparelser med den mindste investering pr. sparet MWh/år. Derfor er besparelsesforslagene også oplistet efter mindste investering pr. sparet MWh/år. Besparelsespotentialet i følsomhedsanalysen er fundet i stikprøveanalysen for de forskellige standardbygninger og i følsomhedsberegningerne sker der derfor ikke nogen procentvis kor-rektion; men der benyttes de faktiske potentialer fundet i stikprøven.

14.5.2 Energiforbrug pr. m2 Som nævnt før har det antagede energiforbrug pr m2, indflydelse på potentialet af energibe-sparelser; idet de samlede arealer fra de ukomplette BBR data multipliceres med en faktor, således at det samlede energiforbrug er det samme som varmesalget i VPÅ. I klimaskærm rapporten er der benyttet det energiforbrug pr m2 som er beregnet for stan-dardbygningerne i BE06. I denne følsomhedsanalyse er der benyttet de gennemsnitlige forbrug pr m2 fra stikprøve-analysen; disse er for etage og erhverv, samt for 1 og 2 plan huse korrigeret med en vis procent udledt af BE06 beregningerne.

stikprøve Forbrug fra stikprøve Resultater Forbrug MWh areal kWh/m2 1900 genm 27 153 173 1920 genm 25 118 218 1930 genm 28 122 247 1940 genm 25 130 192 1950 genm 25 109 241 1960 genm 28 137 223 1970 genm 28 171 163 1980 genm 16 142 112 1990 genm 17 148 116 Tabel 14-1 Stikprøve resultater fordelt på de forskellige tidsperioder


Type Gennemsnitligt forbrug BE06

forbrug [kWh/m2] BE06

Fordeling

1900 2 etager 466 87% 1900 1 etager

533 601 113%

1920 2 etager 380 86% 1920 1 etager

441 502 114%

1930 2 etager 445 88% 1930 1 etager

508 570 112%

1940 2 etager 231 85% 1940 1 etager

271 311 115%

1950 2 etager 208 85% 1950 1 etager

244 280 115%

1960 2 etager 208 85% 1960 1 etager

244 280 115%

1970 2 etager 178 85% 1970 1 etager

210 241 115%

1980 2 etager 86 83% 1980 1 etager

104 121 117%

1990 2 etager 62 85% 1990 1 etager

73 84 115%

Tabel 14-2 Fordeling af gns. energiforbrug pr m2 ud på et- og to-plans huse

Type Enfamilie kWh/m2

BE06

Etage kWh/m2

BE06

Erhverv kWh/m2

BE06

Etage for-brug% af En-familie forbrug

Erhverv for-brug% af Enfa-milie forbrug

1900 502 349 333 70% 66% 1920 407 291 275 72% 68% 1930 500 307 290 61% 58% 1940 255 192 180 75% 70% 1950 247 132 134 54% 54% 1960 269 113 112 42% 42% 1970 228 124 133 54% 58% 1980 111 68 75 61% 67% 1990 79 54 57 69% 73%

Tabel 14-3 procentvis størrelse af etageboliger og erhvervsbygningers energiforbrug Størrelsen er forbrug pr m2 i forhold til enfamiliehuse (forskellene mellem de 3 BE06 beregninger).


14.6 Resultater Ud fra de ovenstående betragtninger kan følsomhedsanalysen for klimaskærmbesparelsespo-tentialet, samt de dertilhørende investeringer beregnes. I nedenstående kapitel er de 2 pa-rametre vurderet for sig og afslutningsvis er deres samlede påvirkning vurderet.

14.6.1 Nutidsværdibetragtninger Den ændrede metode vedrørende cost-benefit beregningerne, således at der i alle beregnin-ger benyttes resultaterne fra stikprøven og ikke først fra standardbygningerne, der derefter senere korrigeres, samt at der ses på en 20 årig periode og regnes med scrabværdi, medfø-rer en mindre spredning i nutidsværdinøgletallene.

I klimaskærmrapporten liger nutidsværdi nøgletallene fra 192–10.352 Kr./MWh med et gen-nemsnit på 2.220 Kr./MWh og de simple tilbagebetalingstider fra 7-449 år med et gennem-snit på 87 år.

I følsomhedsanalysen ligger nutidsværdi nøgletallene fra 296-6.042 Kr./MWh med et gen-nemsnit på 1.803 Kr./MWh og de simple tilbagebetalingstider fra 12-251 år. med et gennem-snit på 72 år.

Ud fra dette kan der udledes af de billigste besparelsestiltag sandsynligvis allerede er gen-nemført i bygningerne; derfor stiger de laveste værdier fra standardbygningerne til de korri-gerede bygninger. Samtidig falder de højeste værdier; hvilket kan tillægges metoden mht. beregningsperiode og scrabværdi.

Ændringer i nutidsværdiberegningerne giver ikke nogen forskel i det samlede besparelsespo-tentiale og investeringen heri. Dette gør derimod metoden, der bruges til at korrigerer stan-dardtyperne med, således at de passer overens med stikprøven.

Som nævnt før tager klimaskærmberegningerne udgangspunkt i standardtyperne som der efter korrigeres med en vis procent. Følsomhedsanalysen opdeler stikprøverne i de forskelli-ge standardgrupper og tager derefter udgangspunkt i gennemsnittene af stikprøverne i de forskellige grupper.

Denne forskel i metoderne giver følgende forskel i resultaterne:


Sammenligning (forskelle i korrektion fra standard til stikprøveresultater)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

0,00% 5,00% 10,00% 15,00% 20,00% 25,00% 30,00% 35,00%

% besparelse af det samlede varmeforbrug

Sam

led

e i

nveste

rin

g M

io.

Kr.

følsomhedsanalyse

klimaskærmrapporten

Figur 14-1 Sammenligning af klimaskærmrapporten og følsomhedsanalysen

Kurverne ovenover viser at følsomhedskurven ligger under den originale kurve. Ud af dette kan der udledes at selvom klimaskærmrapporten tog hensyn til den faktiske tilstand af byg-ningerne med en generel procent sats giver en beregning med de faktiske tal som er benyt-tet her, den ovenstående forskel.

De 2 forskellige nutidsværdibetragtninger gør at det samlede potentiale for besparelser med en nutidsværdi under 600 kr./MWh falder fra godt 10 % til 4 %. Dette skyldes selve bereg-ningesmetoden for nutidsværdien og nedenstående figur viser dette. Generelt kan der ses at følsomhedsmetoden giver højere værdier for besparelserne i de ældre huse og lavere værdi-er for besparelserne i de yngre huse. Men hvis der betragtes på gennemsnitsværdien ligger følsomhedsanalyser under klimaskærmrapporten med godt 300 kr./MWh. Dette gør den i ca. 40 % af tilfældene.


Besparelsestiltag

0

2000

4000

6000

8000

10000

120001900 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1900 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1900 e

tager1

Loft

std

1900 e

tager1

vin

duer

std

1900 e

tager1

Ydre

vægge s

td1900 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1900 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1900 e

tager2

Loft

std

1900 e

tager2

vin

duer

std

1900 e

tager2

Ydre

vægge s

td1920 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1920 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1920 e

tager1

Loft

std

1920 e

tager1

vin

duer

std

1920 e

tager1

Ydre

vægge s

td1920 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1920 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1920 e

tager2

Loft

std

1920 e

tager2

vin

duer

std

1920 e

tager2

Ydre

vægge s

td1930 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1930 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1930 e

tager1

Loft

std

1930 e

tager1

vin

duer

std

1930 e

tager1

Ydre

vægge s

td1930 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1930 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1930 e

tager2

Loft

std

1930 e

tager2

vin

duer

std

1930 e

tager2

Ydre

vægge s

td1940 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1940 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1940 e

tager1

Loft

std

1940 e

tager1

vin

duer

std

1940 e

tager1

Ydre

vægge s

td1940 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1940 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1940 e

tager2

Loft

std

1940 e

tager2

vin

duer

std

1940 e

tager2

Ydre

vægge s

td1950 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1950 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1950 e

tager1

Loft

std

1950 e

tager1

vin

duer

std

1950 e

tager1

Ydre

vægge s

td1950 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1950 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1950 e

tager2

Loft

std

1950 e

tager2

vin

duer

std

1950 e

tager2

Ydre

vægge s

td1960 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1960 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1960 e

tager1

Loft

std

1960 e

tager1

vin

duer

std

1960 e

tager1

Ydre

vægge s

td1960 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1960 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1960 e

tager2

Loft

std

1960 e

tager2

vin

duer

std

1960 e

tager2

Ydre

vægge s

td1970 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1970 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1970 e

tager1

Loft

std

1970 e

tager1

vin

duer

std

1970 e

tager1

Ydre

vægge s

td1970 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1970 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1970 e

tager2

Loft

std

1970 e

tager2

vin

duer

std

1970 e

tager2

Ydre

vægge s

td1980 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1980 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1980 e

tager1

Loft

std

1980 e

tager1

vin

duer

std

1980 e

tager1

Ydre

vægge s

td1980 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1980 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1980 e

tager2

Loft

std

1980 e

tager2

vin

duer

std

1980 e

tager2

Ydre

vægge s

td1990 e

tager1

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1990 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1990 e

tager1

Loft

std

1990 e

tager1

vin

duer

std

1990 e

tager1

Ydre

vægge s

td1990 e

tager2

Gulv

kry

bek

æld

er s

td1990 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1990 e

tager2

Loft

std

1990 e

tager2

vin

duer

std

1990 e

tager2

Ydre

vægge s

td

Kr.

/M

Wh

følsomhedsanalyseklimaskærm

Figur 14-2 Nutidsværdinøgletal. sammenligning mellem de 2 beregninger

Nedenstående figur viser at der er stor forskel på om nøgletallet i klimaskærmrapporten er højere eller lavere end følsomhedsanalysen. Der ses dog som nævnt før at der er en større spredning i klimaskærmrapporten end i følsomhedsanalysen.

Besparelsestiltag

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1900 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1900 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1940 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1940 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1930 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1930 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1990 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1990 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1950 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1950 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1960 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1960 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1970 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1970 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1920 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1920 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1920 e

tager1

vin

duer

std

1920 e

tager2

vin

duer

std

1960 e

tager1

vin

duer

std

1960 e

tager2

vin

duer

std

1930 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1930 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1900 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1900 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1920 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1920 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1900 e

tager2

vin

duer

std

1900 e

tager1

vin

duer

std

1940 e

tager1

vin

duer

std

1940 e

tager2

vin

duer

std

1970 e

tager

1 L

oft

std

1950 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1950 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1940 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1940 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1900 e

tager

1 L

oft

std

1920 e

tager

1 L

oft

std

1980 e

tager1

vin

duer

std

1980 e

tager2

vin

duer

std

1950 e

tager1

vin

duer

std

1950 e

tager2

vin

duer

std

1960 e

tager

1 L

oft

std

1930 e

tager1

vin

duer

std

1930 e

tager2

vin

duer

std

1970 e

tager1

vin

duer

std

1970 e

tager2

vin

duer

std

1900 e

tager

2 L

oft

std

1960 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1960 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1950 e

tager

2 L

oft

std

1930 e

tager

2 L

oft

std

1980 e

tager

1 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1980 e

tager

2 G

ulv

kry

bek

æld

er

std

1960 e

tager

2 L

oft

std

1970 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1970 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1950 e

tager

1 L

oft

std

1980 e

tager

1 L

oft

std

1970 e

tager

2 L

oft

std

1920 e

tager

2 L

oft

std

1990 e

tager1

vin

duer

std

1990 e

tager2

vin

duer

std

1920 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1920 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1930 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1930 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1940 e

tager

1 L

oft

std

1980 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1980 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1940 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1940 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1950 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1950 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1960 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1960 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1990 e

tager

1 L

oft

std

1990 e

tager

1 Y

dre

vægge s

td1990 e

tager

2 Y

dre

vægge s

td1990 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1990 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1930 e

tager

1 L

oft

std

1900 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1900 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1970 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1970 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1990 e

tager

2 L

oft

std

1980 e

tager

2 L

oft

std

1980 e

tager

1 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1980 e

tager

2 G

ulv

terr

ændæ

k st

d1940 e

tager

2 L

oft

std

Kr.

/M

Wh

følsomhedsanalyseklimaskærm

Figur 14-3 Nutidsværdinøgletal, sorteret efter værdi fra følsomhedsberegningerne


14.6.2 Energiforbrug pr. m2 Som nævnt før har energiforbruget pr m2 i de forskellige bygningstyper indflydelse på stør-relsen af besparelsespotentialet, samt den tilhørende investering; idet de samlede arealer i de ukomplette BBR data bliver multipliceret med en faktor, således at det samlede energifor-brug passer med det samlede varmesalg i VPÅ.

I klimaskærmrapporten er der benyttede de i BE06 beregnede energiforbrug. Hvis der i ste-det benyttes de gennemsnitlige energiforbrug pr. m2 fra stikprøveanalysen fordelt på de forskellige standardtyper fås et andet resultat. Som der ses af tabel 1 og 2 ligger stikprøve resultaterne noget under BE06 beregningerne. Dette skyldes at BE06 beregningerne ikke tog hensyn til de allerede gennemførte forbedringer.

Efter nøje refleksioner kan det konkluderes at det mest rigtige ville være at benytte de fakti-ske BBR data; men da disse ikke har kunnet skaffes; må det næst bedste være at benytte forbrugene pr. m2 fra stikprøverne.

Denne justering (sammen med de foregående justeringer) giver følgende besparelseskurve:

Besparelser

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%

% besparelse af varmeforbruget

mio

Kr.

Besparelser

Nuværdi under 600 Kr./MWh

10% besparelse

20% besparelse

30% besparelse

Figur 14-4 Besparelses andel af det samlede varmeforbrug; samt de dertilhørende investeringer

Som det ses, er potentialet noget større end i klimaskærm rapporten; men den samlede in-vestering er også større. Det ses, at 10 %-, 20 %- og 30 %-besparelser kan opnås for en mindre investering end i klimaskærmrapporten, hvilket skyldes de før nævnte metodeforan-dringer.


Omkostningerne ved en forceret besparelsesindsats på klimaskærm området kan ud fra figu-rerne ovenfor opsummeres i nedenstående figur, der viser de summerede investeringer delt med de summerede besparelser ved de forskellige besparelsesprocenter.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%

32%

34%

36%

38%

40%

42%

44%

46%

48%

%-vis besparelse

Kr/

MW

h

inve

ster

ing/å

rlig

e bes

par

else

Figur 14-5 Investeringen i kr. pr årlig besparelse i MWh/år ved stigende besparelsesprocenter

Som der ses er der en tydelig progressiv stigning i investeringen pr MWh varmebesparelse når besparelsesprocenter forceret.


15. Bilag 15 Varmeplan Danmark model


15.1 Indledning Dette bilag beskriver ”Varmeplan Danmark-modellen”, hvor tre alternative udviklingsforløb for varmeforsyningen er vurderet frem til år 2050 med delmål i 2020 og 2040. Pejlemærket for udviklingen er, at varmeforsyningen på sigt kan udvikle sig mod maksimal uafhængighed af fossile brændsler, idet det dog antages, at naturgas fortsat med fordel kan indgå – om end kun i begrænset omfang - i forbindelse med hurtigregulerende kraftvarme. Det antages, udviklingen omfatter dels fortætning af fjernvarme i eksisterende fjernvarme-områder og dels udbredelse af fjernvarme til samfundsøkonomisk optimale nærområder til fjernvarmen i bymæssige bebyggelser, hvilket i høj grad vil betyde konvertering af naturgas-områder til fjernvarme. Desuden antages fortsat - og forstærket - videreudvikling af de se-neste års omlægning af fjernvarmproduktionen til mere fleksible, markedsorienterede og mere miljøvenlige produktionsformer. For at integrere dette forventes en mere flerstrenget fjernvarmeproduktion, hvor et hovedelement vil blive sæsonlagring af varmen og af brænds-ler (affald, biogas, mv.), således at produktion og forbrug i ønsket omfang kan adskilles. Da en stor del af fjernvarmen også fremover forventes at bestå af udtagskraftvarme fra sto-re kraftvarmeværkers elproduktionen, antages det i nærværende analyser implicit - og i overensstemmelse med de nationale energipolitiske forudsætninger - at også elproduktionen gradvist vil overgå til stadig større uafhængighed af fossile brændsler og stigende CO2-neutralitet, svarende til stadige stramninger af CO2-kvoterne for de kvotebelagte områder. I varmeforsyningsprognosticeringen ses der bort fra mulighederne for udvikling af et større marked for komfortkøling eller proceskøling (f.eks. af lagerbygninger med fødevarer) med varme som drivkraft. Ved fjernkøling med fjernvarme fra et eksisterende fjernvarmesystem som drivkraft kan overskydende kapacitet/varmeproduktion udnyttes – specielt i sommerpe-rioder med lavt varmebehov - til decentral kuldeproduktion via absorptionskøleanlæg. Ud-vikling af fjernkøling kan således betragtes som en supplerende gevinst gennem bedre ud-nyttelse af fjernvarmeinvesteringer pga. mere energieffektiv drift og højere benyttelsestid af varmeforsyningssystemet. (Derved kan også imødegås energispild, som f.eks. at solfanger-anlæg benyttes om natten til bortkøling af overproduktion i dagtimerne).

15.2 Datagrundlaget for modellen Som grundlag er der taget udgangspunkt i Dansk Fjernvarmes Statistik 2006 med medlem-mernes registrerede varmeproduktion. Derudover er der indhentet oplysninger om varme-produktionen hos øvrige fjernvarmeselskaber, navnlig en række små selskaber med eget kraftvarmemotoranlæg. Som nedre grænse er valgt systemer med en varmeproduktion på 3 GWh/år svarende til et varmeopland på ca. 150 boliger. Det indsamlede datamaterialet er vist i tabel 15-1, hvor produktionsanlæggene er sorteret i 10 varmesystemgrupper. De 4 første grupper er landets store fjernvarmesystemer i hhv.


Storkøbenhavn, Århus, TVIS og Aalborg, der samlet dækker knap halvdelen af landets fjern-varmemarked, mens de øvrige 6 grupper repræsenterer 6 forsyningsstrukturer med bestem-te dominerende varmeleverandører dvs.: Store Kraftvarmeudtag; affalds- og biokraftvarme; affalds- og gas-CC-anlæg; kun gas CC-anlæg; gasmotorer samt gruppen med biomasseked-ler og diverse. (KV står for kraftvarmeanlæg generelt; CC står specifikt for Combined Cycle)

Varmesystem Kedler Kedler Bio- Kedler Industri Affalds Affalds Kul Gas Halm Flis Biogas Geo- Sol

Enhed: GWh Olie Gas masse Andet kølev. kedler KV KV KV KV KV KV termi varme

1 Storkøbenhavn 49 105 43 174 0 65 2.158 2.150 3.533 489 729 0 161 0

2 Århus 10 0 97 28 53 0 577 2.318 0 0 0 28 0 0

3 TVIS 241 7 2 0 331 0 187 0 969 0 0 0 0 0

4 Aalborg 1 6 0 0 446 0 307 1.074 7 0 0 0 0 0

5 Store KV-udtag 37 15 179 15 25 49 1.030 3.373 0 0 0 0 0 0

6 Affald bio KV 119 45 201 25 12 231 1.554 0 202 157 466 66 7 0

7 Affald+Gas CC 50 72 89 10 0 0 530 0 488 0 0 9 0 0

8 Gas CC 9 84 15 1 0 0 0 0 1.054 0 0 0 0 0

9 Gas KV 58 656 163 17 9 21 135 0 3.569 0 0 19 0 10

10 Bio og div 93 35 1.950 94 86 7 113 0 25 0 11 97 0 17

Sum 668 1.024 2.739 363 960 373 6.592 8.916 9.848 646 1.206 220 169 27

Tabel 15-1 Registreret fjernvarmeproduktionen 2006.

I alt er der således indhentet oplysninger fra i alt 361 fjernvarmeselskaber. Den samlede produktionsfordeling for 2006 fremgår af tabel 15-2. I overensstemmelse med det øvrige analysegrundlag i dette projekt er 2006 valgt til referenceår og den samlede fjernvarmepro-duktion i dette referenceår er sat til 35.769 GWh/år. Varmesystem

Antal

systemer

Reference produktion

GWh/år

1 Storkøbenhavn 1 10.158 2 Århus 1 3.303 3 TVIS 1 1.861 4 Aalborg 1 1.973 5 Store KV-udtag 11 5.044 6 Affald bio KV 18 3.280 7 Affald + Gas CC 8 1.328 8 Gas CC 7 1.244 9 Gas KV 218 4.971 10 Bio og div 95 2.608 Sum 361 35.769

Tabel 15-2 Den samlede referencefjernvarmeproduktion (år 2006)


15.3 Prognosticering af varmegrundlaget

15.3.1 Bygningsmassens udvikling Ud fra varmeforsyningssituationen i referenceåret 2006 er der foretaget 3 prognosticeringer for udvikling af varmeforsyningsstrukturen frem til år 2050. Som grundlag er udviklingen af selve bygningsmassen antaget ens i alle 3 udviklingsforløb. Bygningsmassens udvikling er baseret på fremskrivning af Danmarks Statistik for bygningsmassens udvikling i perioden 1980-2006 samt på Danmarks Statistiks prognose for befolkningsudviklingen. Udviklingsfor-løbet siden 1980 er vist i figur 15-1. Udviklingsforløbet er desuden fordelt på 5 bygningssektorer som vist i figur 2:

1) Parcel- og stuehuse 2) Række-, kæde- og dobbelthuse 3) Etageboligbebyggelse 4) Fabrikker, værksteder o.l. inkl. varme til proces (gartnerier mv.), samt 5) Kontor, handel, offentlig adm. o.l.

0

100

200

300

400

500

600

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Eta

gea

real i m

io.

m2

5,0

5,2

5,4

5,6

5,8

6,0

6,2

Mio

. in

dbyg

ger

e

Andet opvarmet etageareal

Opvarmet boligareal

Folketal

Figur 15-1 Statistik og prognose for befolkningstal og bygningsmassens udvikling


0

100

200

300

400

500

600

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Eta

gea

real

i m

io.

m2

0

20

40

60

80

100

120

Eta

gea

real

i m

2 p

r. indbyg

ger

Kontor,handel,off. adm. o.l.

Fabrikker, værksteder o.l.

Etageboligbebyggelse

Række-,kæde- og dobbelthuse

Parcel- og stuehuse

Opvarmet etageareal pr indbygger

Opvarmet boligareal pr indbygger

Figur 15-2 Prognose for bygningsmassens udvikling fordelt på sektorer.

15.3.2 Tre alternative udviklingsforløb for varmeforsyningen På grundlag af den ovenfor beskrevne prognose for bygningsmassen er der opstillet 3 alter-native udviklingsforløb for varmeforsyningen med hovedfokus på dels fjernvarmens mar-kedsandel dels rumvarmebesparelser (forbedring af klimaskærmen) som vist i tabel 15-3. Der er lagt vægt på tidsmæssigt og omfangsmæssigt moderate udviklingsforløb, som vurde-res for rimeligt realisable ved ekstrapolation af nuværende udviklingstendenser.

Udviklings- år 2020 år 2040

forløb Fjernvarme- Rumvarme- Fjernvarme- Rumvarme- marked besparelser marked Besparelser

A Scenario 2 25 % Scenario 3 25 % B Scenario 2 25 % Scenario 3 50 % C Scenario 2 25 % Scenario 2 25 %

Tabel 15-3 Tre alternative udviklingsforløb: A, B og C

For fjernvarmen antages udviklingen i år 2020 hhv. 2040 at repræsentere udvalgte scenarier blandt dem, der er opstillet i afsnit 13 i denne bilagsrapport. Af anden forsyning antages el-varme med tiden erstattet af individuelle varmepumper, der udbygges til et varmemarked på størrelse med individuel vedvarende energi. Af den individuelle vedvarende energi, der be-står af biomasse og solvarme, antages små og mellemstore solvarmeanlæg at nå op på 2.000 GWh/år i 2050 svarende til 4 mio. m2 solfangerareal. Udviklingsforløb A Ved udviklingsforløb A er fjernvarmemarkedet svarende til Scenario 2 opnået i 2020, idet der tillige generelt foretages en varmbesparelse i den eksisterende bygningsmasses rumopvarm-ning på samlet set 25 % i forhold til år 2006. Herefter regnes der ikke med yderligere var-


mebesparelser, idet naturlige besparelser i forbindelse med bygningsrenoveringer mv. reg-nes modsvaret af øget komfortkrav samt stadig mindre varmeafgivelse fra diverse nye in-dendørs elektriske armaturer og apparater. Med således antaget konstant specifikt varmbehov i den eksisterende bygningsmasse efter år 2020, regnes der i udviklingsforløb A med, at fjernvarmevarmemarkedet fortsætter udvi-delsen, således at Scenario 3 realiseres i år 2040. Varmemarkedets fordeling mellem de forskellige forsyningsformer er vist i nedenstående tabel. Udvikling A 2006 2020 2040

Oliefyring 14% 4% 0% Naturgas 18% 8% 1% Elvarme 8% 5% 5% Fjernvarme 46% 62% 70% Vedvarende 13% 20% 23% Andet 1% 1% 1%

Tabel 15-4 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Net

tova

rmeb

ehov

i TW

h

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Spec

ifik

t net

tova

rmeb

ehov

i kW

h/m

2

Nybyggeri

Eksisterende bebyggelse

Specifikt, gennemsnit

Udvikling A: Moderat forbedret klimaskærmSamlet varmeforsyning

Figur 15-3 Det samlede varmebehov ved 25 % rumvarmebesparelser (år 2020)

Foruden udvidelse af fjernvarmemarkedet til 70 % af den samlede bygningsmasse i 2040 antages individuel oliefyring udfaset, ligesom individuel naturgasfyring regnes under afvik-ling, idet andelen af individuel vedvarende energi til varmeforsyning udvides tilsvarende. Udviklingsforløb B Ved udviklingsforløb B er fjernvarmemarkedet svarende til Scenario 2 opnået i 2020 ligesom i udviklingsforløb A. Herefter regnes der med yderligere varmebesparelser frem til år 2040


på samlet set 50 % af rumopvarmningen i den eksisterende bebyggelse set i forhold til år 2006. Varmemarkedets fordeling mellem de forskellige forsyningsformer er vist i nedenstående tabel og er identisk med udviklingsforløb A, men med det generelt lavere varmbehov. For-uden udvidelse af fjernvarmemarkedet til 70 % i 2040 antages individuel oliefyring som i udviklingsforløb A udfaset, ligesom individuel naturgasfyring regnes for under afvikling, og andelen af individuel vedvarende energi udvides. Udvikling B 2006 2020 2040


Tabel 15-5 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb B

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Net

tova

rmeb

ehov

i TW

h

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Spec

ifik

t net

tova

rmeb

ehov

i kW

h/m

2

Nybyggeri

Eksisterende bebyggelse

Specifikt, gennemsnit

Udvikling B: Markant forbedret klimaskærmSamlet varmeforsyning

Figur 15-4 Den samlede varmeforsyning ved 50 % rumvarmebesparelser i år 2040

Udviklingsforløb C Ved udviklingsforløb C er fjernvarmemarkedet svarende til Scenario 2 opnået i 2020 ligesom i udviklingsforløb A. Herefter regnes der ikke med yderligere udvidelse af fjernvarmens mar-kedsandel, og der regnes heller ikke med yderligere varmebesparelser, idet besparelser i forbindelse med bygningsrenoveringer mv. regnes modsvaret af stadig mindre varmeafgivel-se fra indendørs elektriske armaturer mv.


Varmemarkedets fordeling mellem de forskellige forsyningsformer er vist i nedenstående tabel 15-6. Foruden at fjernvarmemarkedets andel stagnerer i 2020, antages individuel olie-fyring ligesom i udviklingsforløb A udfaset, mens individuel naturgasfyring bevarer en vis markedsandel, netop fordi fjernvarmen stopper med at ekspandere efter år 2020. Udvikling C 2006 2020 2040


Tabel 15-6 Udvikling i det samlede varmemarkedets fordeling ved udviklingsforløb C

15.3.3 Prognose for nybyggeri Prognosen for nybyggeri er ens i alle 3 udviklingsforløb: Den samlede bygningsmasse udvi-des svarende til 60 mio. m2 etageareal i 2030 og 80 mio. m2 i 2050. Nybyggeri forventes varmeforsyningsmæssigt at følge de politisk varslede stramningerne i Bygningsreglementet, således at lavenergiklasse 2-huse antages for standardkravet i 2010 med yderligere stram-ning til energiklasse 1-huse som standarden i 2015. Derefter regnes der ikke med yderligere påbudte stramninger. Det betyder samlet set, at al nybyggeriet etableret i perioden 2006-2030 vil få et gennem-snitligt enhedsvarmebehov på 60 kWh/m2, og at al nybyggeriet etableret i perioden 2006-2050 vil få et gennemsnitligt enhedsvarmebehov på 58 kWh/m2.

15.3.4 Fjernvarmemarkedet Central for de 3 udviklingsforløb er graden af fjernvarmens markedsandel. Samlet set er der i tabel 15-7 vist fjernvarmemarkedets udvikling (ab værk) for de 3 udviklingsforløb. Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Udvikling A 35.769 37.396 38.718 42.458 45.855 47.041 Udvikling B 35.769 37.396 38.718 37.601 35.633 36.615 Udvikling C 35.769 37.396 38.718 39.360 39.660 39.922

Tabel 15-7 Fjernvarmemarkedets udvikling (ab værk) i de 3 udviklingsforløb

Tabellens data er illustreret i følgende 3 figurer med registreringer siden 1980, hvor også fjernvarmens distributionstab er indtegnet:


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Fjer

nva

rmeb

ehov

i TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fjer

nva

rmea

ndel

af sa

mle

t va

rmef

ors

ynin

g

Distribututionstab

Nettovarmebehov

Fjernvarmeandel

A: Fjernvarmen

Figur 15-5 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb A

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Fjer

nva

rmeb

ehov

i TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fjer

nva

rmea

ndel

af sa

mle

t va

rmef

ors

ynin

g

Distribututionstab

Nettovarmebehov

Fjernvarmeandel

B: Fjernvarmen

Figur 15-6 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb B


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Fjer

nva

rmeb

ehov

i T

Wh

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fjer

nva

rmea

ndel

af

sam

let

varm

efor

synin

g

Distribututionstab

Nettovarmebehov

Fjernvarmeandel

C: Fjernvarmen

Figur 15-7 Fjernvarmemarkeds udvikling ved udviklingsforløb C

Der antages desuden at foregå en svag centralisering af fjernvarmen mod større systemer frem til år 2020. Det betyder, at en række af de helt små fjernvarmeanlæg, der geografisk ligger hensigtsmæssigt til formålet, vil blive koblet på de store fjernvarmesystemer via etab-lering af nye fjernvarmetransmissionsledninger. Det vil f.eks. give de store systemer mulig-hed for bedre at udnytte egen overskudsvarme, f.eks. affaldskraftvarme, biogaskraftvarme og solvarme om sommeren – i den grad varmen/brændsler ikke lagres. I tabel 15-8 er vist prognosen for ændringer af fjernvarmemarkedets fordeling. Efter 2020 vil centraliseringen formodentligt fortsætte, men dette er ikke indregnet i nærværende analyser.

Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

1 Storkøbenhavn 28,4% 28,5% 28,7% 28,7% 28,7% 28,7% 2 Århus 9,2% 9,4% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 3 TVIS 5,2% 5,3% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 4 Aalborg 5,5% 5,7% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5 Store KV-udtag 14,1% 14,2% 14,4% 14,4% 14,4% 14,4% 6 Affald bio KV 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 7 Affald + Gas CC 3,7% 3,7% 3,7% 3,7% 3,7% 3,7% 8 Gas CC 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 9 Gas KV 13,9% 13,2% 12,5% 12,5% 12,5% 12,5% 10 Bio og div 7,3% 7,3% 7,3% 7,3% 7,3% 7,3% I alt 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Tabel 15-8 Prognose for fjernvarmemarkedets fordeling


15.4 Prognosticering af varmeproduktionen Uden for fjernvarmeområder vil der hovedsagelig være tale om individuelle løsninger (dvs. for individuelle bygninger eller mindre klynger af bygninger) med en enkelt varmeforsy-ningskilde (elvarme, træpillefyr, oliefyr, naturgasfyr mv.) eller med to forsyningskilder såsom f.eks. supplement med eget solfangeranlæg, individuelle varmepumper med supplerende elvarme eller med tiden brændselsceller med supplerende elvarme. For fjernvarmesystemer forventes der en voksende vifte af produktionskilder, som skal opti-meres indbyrdes både anlægs- og driftsmæssigt. I de 3 udviklingsforløb antages det forsim-plet, at varmeproduktionen fra en række grundlastanlæg vil udvikle sig uafhængigt af den overordnede varmebehovsudvikling, mens mellem- og spidlastvarmeproduktionen vil være afhængig af udviklingen af varmebehovet.

15.4.1 Faste grundlastproduktionskilder til fjernvarmen De grundlastanlæg til fjernvarmen, hvis varmeproduktion antages at have et på forhånd fastlagt udviklingsforløb omfatter følgende: Industrikølevarme, affaldskraftvarme og biogas-kraftvarme og solvarme i storskalaanlæg. Industrikølevarme Udnyttelse af industrikølevarme antages i analysen at udvikle sig moderat med generelt 20 % stigning i forhold til 2006. Fordelingen på de 10 varmesystemgrupper er vist i tabel 15-9. Enhed: GWh 2006 2020 2030 2040 2050

1 Storkøbenhavn 0 0 0 0 0 2 Århus 60 72 72 72 72 3 TVIS 360 432 432 432 432 4 Aalborg 490 588 588 588 588 5 Store KV-udtag 25 30 30 30 30 6 Affald bio KV 15 18 18 18 18 7 Affald + Gas CC 0 0 0 0 0 8 Gas CC 0 0 0 0 0 9 Gas KV 10 12 12 12 12 10 Bio og div 95 114 114 114 114 Sum 1-10 1.055 1.266 1.266 1.266 1.266

Tabel 15-9 Prognose for industrikølevarme til fjernvarme

Affaldskraftvarme Ud fra gældende prognoser regnes udviklingen i affaldskraftvarme at stige ganske markant fra en dækningsgrad i dag på godt 19 % af det samlede fjernvarmemarked til over 25 % på sigt alt efter fjernvarmbehovets udvikling. En prognose for affaldskraftvarmens udvikling fordelt på de 10 varmesystemgrupper er vist i tabel 15-10.


Enhed: GWh 2006 2020 2030 2040 2050

1 Storkøbenhavn 2.223 3.064 3.429 3.720 3.730 2 Århus 577 833 984 1.115 1.159 3 TVIS 187 304 476 646 670 4 Aalborg 307 461 587 704 720 5 Store KV-udtag 1.079 1.467 1.709 1.870 1.881 6 Affald bio KV 1.785 1.854 1.854 1.854 1.854 7 Affald + Gas CC 531 700 700 700 700 8 Gas CC 0 202 246 250 250 9 Gas KV 156 285 419 539 568 10 Bio og div 120 181 204 270 288 Sum 1-10 6.965 9.349 10.608 11.668 11.820

Tabel 15-10 Prognose for affaldskraftvarme

Biogaskraftvarme Udnyttelse af biogas som energikilde betyder inddragelse af nye, lokale biomasseressourcer såsom bioaffald fra industri og landbrug, slam, akvatisk biomasse mv. Udnyttelse af biogas reducerer samtidigt udslippet af drivhusgassen metan i forhold til den referencesituation, hvor bioaffaldet ikke udnyttes, men rådner på deponi. I varmeforsyningen antages biogas først og fremmest benyttet inden for fjernvarme til at erstatte/reducere naturgas på decentrale kraftvarmeanlæg. På et antal gasmotoranlæg er der allerede mulighed for flergasdrift med biogas og naturgas enten hver for sig eller i blan-dinger. Biogaskraftvarme antages at indgå som grundlast og med førsteprioritet frem for andre bio-masseressourcer. I mindre fjernvarmesystemer vil biogaskraftvarme typisk kunne dække ca. 50 % af årsproduktionen, og sammen med forventet fremtidig biomasseforgasning vil den samlede biomassekraftvarme på sigt kunne dække op til ca. 90 % af et mindre systems års-produktion. Drives biogasfyrede kraftvarmeanlæg efter elsidens markedsvilkår, vil kraftvar-meproduktionen afhænge af elprisen, og det kan være nødvendigt med biogaslagre og/eller varmelagre for at optimere driften økonomisk set. I tabel 15-11 er vist en prognose for biogaskraftvarme fordelt på de 10 fjernvarmesystem-grupper. Prognosen er baseret på Energistyrelsens vurdering, at der i 2020 kan være en bio-gasproduktion på ca. 8 PJ med fordobling til 16 PJ i 2040.


Enhed: GWh 2006 2020 2030 2040 2050

1 Storkøbenhavn 0 20 20 20 20 2 Århus 30 149 266 282 282 3 TVIS 0 0 0 0 0 4 Aalborg 0 0 0 0 0 5 Store KV-udtag 0 0 0 0 0 6 Affald bio KV 73 362 647 685 685 7 Affald + Gas CC 10 52 93 99 99 8 Gas CC 0 0 0 0 0 9 Gas KV 21 105 188 199 199 10 Bio og div 106 504 916 971 971 Sum 1-10 240 1.192 2.130 2.256 2.256

Tabel 15-11 Prognose for biogaskraftvarme

Kollektiv solvarme Solvarme regnes etableret som kollektive storskalaanlæg i de fjernvarmesystemer, der ikke domineres af meget grundlast som industrikølevarme, affaldskraftvarme og biogaskraftvar-me. Solvarmen regnes først og fremmest at erstatte biomasse de steder, hvor varmeproduk-tionen er baseret på biomassekedler, men vil også kunne erstatte naturgas til gaskedler, hvor f.eks. naturgasmotorer periodisk sættes standby som regulerkraft for elsystemet. Etab-lering af sæsonlagring kan betyde, at solvarme i visse systemer vil kunne dække op til 50 % af det samlede varmebehov og giver i andre systemer mulighed for samproduktion med an-den prioriteret grundlast. I udviklingsforløb A antages der en udvikling af solvarme som vist i tabel 15-12, mens sol-varmen i udviklingsforløb B og C vurderes at blive presset af det mindre fjernvarmevarme-behov til en 10 % lavere solvarmeproduktion.

Enhed: GWh 2006 2020 2030 2040 2050

8 Gas CC 0 200 200 200 200 9 Gas KV 11 540 540 810 810 10 Bio og div 18 340 1.150 1.150 1.150 Sum 29 1.080 1.890 2.160 2.160 Dækningsgrad 0,1% 2,8% 4,5% 4,7% 4,6%

Tabel 15-12 Prognose for solvarme til fjernvarme i udviklingsforløb A

Enhed: GWh 2006 2020 2030 2040 2050

8 Gas CC 0 200 200 200 200 9 Gas KV 11 540 540 810 810 10 Bio og div 18 340 880 880 880 Sum 29 1.080 1.620 1.890 1.890

Tabel 15-13 Prognose for solvarme til fjernvarme i udviklingsforløb B og C


15.4.2 Nye produktionskilder til fjernvarmen Geotermi Geotermisk varme er en potentiel ressource, der med fordel kan supplere kraftvarme - her-under navnlig biomassebaseret kraftvarme - og dermed bidrage til mindske behovet for bio-masse, efterhånden som fjernvarme- og el-produktionen forventes omlagt til et stadig større forbrug af biomasseressourcer. Pga. temperaturkrav i fjernvarmenettet vil det desuden ofte være nødvendigt at kombinere geotermi med varmepumpe. Gennem varmelagring (døgn- og sæsonlagring) er der et potentiale i at kombinere geotermi med andre grundlastenheder såsom solvarme, affaldsforbrændingsvarme, biogaskraftvarme mv. I dag har fjernvarmesystemerne i København og Thisted geotermi i mindre skala, men Energistyrelsen har vurderet, at der er potentiale for væsentligt mere udnyttelse af geotermi i en række større byer bl.a. Brønderslev, Hillerød, Hjørring, Holbæk, Kalundborg, Kerteminde og Nyborg samt udvidelse i København. Etablering af geotermiske anlæg er imidlertid også forbundet med visse økonomiske risici, og der er i denne analyse ikke udarbejdet en separat prognose for geotermi. Men da geotermi især skal ses som en af måderne til at mindske et stigende behov for biomasse, er geotermi i analysen puljet med kraftvarme baseret på biomasse. Varmepumper/elkedler Store varmepumper og elkedler antages implementeret i fjernvarmsystemer for at udnytte perioder med lav elpris (pga. høj vindmølleproduktion mv.), og hvor el- og varmeproduktio-nen på kraftvarmeanlæggene derfor af økonomiske årsager drosles ned. Afhængig af fluk-tuationerne i elprisen antages det, at varmepumper og elkedler vil overtage op til godt 20 % af kraftvarmeproduktionen (ekskl. biogaskraftvarme) i udviklingsforløb A, B og C. Prognose for produktionen er vist i tabel 15-14.

Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Udvikling A 0 2.312 4.273 4.566 4.894 5.065 Udvikling B 0 2.312 4.273 4.533 3.980 4.192 Udvikling C 0 2.312 4.273 4.469 4.488 4.542

Tabel 15-14 Prognose for store varmepumper og elkedler til fjernvarme

15.5 Prognosticering af fjernvarmens lastfordeling Med de ovenfor beskrevne forudsætninger er der som vist i tabel 15-15 til 15-17 foretaget en samlet estimering af fjernvarmeproduktionens lastfordeling i de 3 udviklingsforløb. Last-fordelingen fremgår ydermere af figur 15-8 til 15-10:


Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Samlet produktion 35.769 37.396 38.718 42.458 45.855 47.041

Industrikølevarme 1.055 1.055 1.266 1.266 1.266 1.266 Affaldsvarme/KV 6.965 7.763 9.349 10.608 11.668 11.820 Udtagskraftvarme 14.601 13.668 10.353 10.286 10.820 11.224 Gas-KV, cent. (modtryk) 3.226 2.925 1.950 1.683 323 323 Gas-KV, dec. (modtryk) 3.864 3.316 2.484 1.761 384 384 Biogas-KV 240 352 1.192 2.130 2.256 2.256 Biomasse-KV & geotermi 957 1.003 2.442 4.651 8.240 8.601 Solvarme 29 210 1.080 1.890 2.160 2.160 VP/Elkedler 0 2.312 4.273 4.566 4.894 5.065 Kedler, fossile brændsler 1.817 1.537 721 716 245 0 Kedler, biomasse 3.015 3.255 3.609 2.900 3.598 3.943

Tabel 15-15 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb A Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Produktionsanlæg 35.769 37.396 38.718 37.601 35.633 36.615


Tabel 15-16 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb B Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050 Produktionsanlæg 35.769 37.396 38.718 39.360 39.660 39.922


Tabel 15-17 Fjernvarmeproduktionens lastfordeling ved udviklingsforløb C


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Ford

elin

g a

f je

rnva

rmep

rodukt

ion i T

Wh

Kedler, biomasseKedler, fossile brændslerVP/ElkedlerSolvarmeBiomasse-KV & geotermiBiogas-KVGas-KV, dec. (modtryk)Gas-KV, cent. (modtryk)UdtagskraftvarmeAffaldsvarme/KVIndustrikølevarme

Lastfordeling A

Figur 15-8 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb A

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Ford

elin

g a

f je

rnva

rmep

rodukt

ion i T

Wh


Lastfordeling B

Figur 15-9 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb B


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Ford

elin

g a

f je

rnva

rmep

rodukt

ion i T

Wh


Lastfordeling C

Figur 15-10 Fjernvarmens lastfordeling ved udviklingsforløb C

Det ses af tabeller og figurer ovenfor, at modtrykskraftvarme (dvs. motoranlæg og CC-anlæg) baseret på naturgas i udviklingsforløb A antages reduceret på langt sigt til ca. 10 % af det nuværende niveau, mens produktionsformer som biogaskraftvarme og biomassekraft-varme i kombination med geotermi/varmepumper udvides. I udviklingsforløb B og C regnes andre produktionsformer stort set helt at erstatte naturgasmodtrykskraftvarme. Alle 3 udviklingsforløb indebærer umiddelbart markant merforbrug af biomasseressourcer i forhold til i dag. Ved udviklingsforløb B slår varmebesparelser imidlertid igennem og afsted-kommer tilsvarende besparelser i forbrug af biomasseressourcer. Varmebesparelser hos for-brugeren bidrager således først og fremmest til at spare på biomasseressourcerne. Pga. stramning af CO2-kvoterne mv. må der tillige antages øget forbrug af biomasse i elsek-toren, hvilket indikerer, at biomasse må anses at blive en knap ressource som helhed i frem-tiden. I tilfælde af knaphed på biomasseressourcer må der forventes et yderligere pres på udbygning af geotermi, solvarme og varmepumper i fjernvarmesystemerne samt udvidet sæsonlagring af energien.


15.6 Energiforbrug og brændselsfordelingen Med den fordeling mellem forsyningsformer som beskrevet i afsnit 15.3.2 kan nettovarme-behovets fordeling på energiart opstilles som vist i tabel 15-18. Varmeforsyningens fordeling på energiart er ligeledes vist på figur 15-11 til figur 15-13:

Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Udviklingsforløb A – Sum 61.847 59.215 51.173 52.303 52.906 53.308

Oliefyring 8.846 6.971 1.948 974 0 0

Naturgas 11.186 8.534 4.056 2.168 736 0

Fjernvarme 28.350 30.180 32.086 34.514 36.653 37.579

Elvarme/VP 6.182 5.957 4.794 5.885 7.547 7.829

Vedvarende o.a. 7.283 7.572 8.289 8.762 7.969 7.900

Udviklingsforløb B - Sum 61.847 59.215 51.173 45.731 39.762 40.164

Oliefyring 8.846 6.971 1.948 843 0 0

Naturgas 11.186 8.534 4.056 1.885 547 0

Fjernvarme 28.350 30.180 32.086 30.197 27.510 28.247

Elvarme/VP 6.182 5.957 4.794 5.156 5.699 5.917

Vedvarende o.a. 7.283 7.572 8.289 7.651 6.007 6.000

Udviklingsforløb C - Sum 61.847 59.215 51.173 52.303 52.906 53.308

Oliefyring 8.846 6.971 1.948 974 0 0

Naturgas 11.186 8.534 4.056 4.052 4.504 4.469

Fjernvarme 28.350 30.180 32.086 32.630 32.885 33.110

Elvarme/VP 6.182 5.957 4.794 5.885 7.547 7.829

Vedvarende o.a. 7.283 7.572 8.289 8.762 7.969 7.900

Tabel 15-18 Nettovarmebehovet fordelt på energiart i de 3 udviklingsforløb

0

10

20

30

40

50

60

70

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Net

tova

rmeb

ehov

i TW

h

BiomasseSolvarme (individuelt)Varmepumper (individ.)ElvarmeNaturgasOliefyringFjernvarme

A: Moderat forbedret klimaskærm og fjernvarme udvidesVarmeforsyning fordelt på energiart

Figur 15-11 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb A


0

10

20

30

40

50

60

70

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Net

tova

rmeb

ehov

i TW

h


B: Markant forbedret klimaskærm og fjernvarme udvidesVarmeforsyningen fordelt på energiart

Figur 15-12 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb B

0

10

20

30

40

50

60

70

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Net

tova

rmeb

ehov

i TW

h


C: Moderat forbedret klimaskærm og fjernvarme stagnererVarmeforsyningen fordelt på energiart

Figur 15-13 Varmeforsyningens fordeling på energiart ved udviklingsforløb C


I figur 15-11 til figur 15-13 er fjernvarmens dækning af nettovarmebehovet vist uden angi-velse af, hvilke energikilder, der frembringer fjernvarmen. I figur 15-14 er der derfor vist brændselssammensætningen for fjernvarme pr leveret varmeenhed til forbruger. Det ses bl.a. af figuren, at der i dag og fremover pga. kraftvarmeandelen forventes et energiforbrug i fjernvarmen på ca. 0,8 energienhed pr. leveret varmeenhed.

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Bræ

ndse

lsfo

rdel

ing p

r. lev

eret

varm

eenhed

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fjer

nva

rmen

s kr

aft

varm

eandel

Vedvarende o.a.

Naturgas

Kul

Olie

Kraftvarmeandel

Fjernvarme

Figur 15-14 Fordelingen af fjernvarmens primærenergi pr leveret varmeenhed (søjlediagrammer)

samt kraftvarmeandel (kurve)

Blandt fjernvarmens primærenergikilder er industrikølevarme, affaldskraftvarme, solvarme samt vindmølle-el til elkedler ’overskudsenergi’ og CO2-neutral energi, der stilles til rådighed for fjernvarmen, mens det egentlige ressourceforbrug omfatter de fossile brændsler (kul, olie og naturgas) samt biomasse. Varmepumper har også et ressourceforbrug i form af el produ-ceret med et relativt lavere CO2-indhold end gennemsnittet for el.

I tabel 15-19 er vist udviklingen af forbruget af fossile brændsler og biomasse til fjernvarme. Tabellen viser, at mens fossile brændsler udfases, forøges biomasse-forbruget. I tabellen er angivet, at et uspecificeret bidrag fra geotermi vil kunne bruges til at begrænse forbruget af biomasse. Geotermi indregnes som overskudsenergi og er CO2-neutralt.


Enhed: GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050 Udviklingsforløb A - Sum 17.019 15.488 12.862 11.922 11.503 11.855

Olie 1.305 1.029 532 423 0 0 Kul 4.270 3.642 1.378 246 0 0 Naturgas 6.691 5.748 3.272 2.273 687 442 Biogas 133 196 662 1.183 1.253 1.253 Biomasse + geotermi 4.620 4.874 7.018 7.797 9.562 10.160

Udviklingsforløb B - Sum 17.019 15.488 12.862 9.868 7.613 7.803 Olie 1.305 1.029 532 413 0 0 Kul 4.270 3.642 1.378 158 0 0 Naturgas 6.691 5.748 3.272 1.609 375 129 Biogas 133 196 662 1.183 1.253 1.253 Biomasse + geotermi 4.620 4.874 7.018 6.505 5.985 6.420

Udviklingsforløb C - Sum 17.019 15.488 12.862 10.787 9.173 9.185 Olie 1.305 1.029 532 420 0 0 Kul 4.270 3.642 1.378 220 0 0 Naturgas 6.691 5.748 3.272 1.869 375 129 Biogas 133 196 662 1.183 1.253 1.253 Biomasse + geotermi 4.620 4.874 7.018 7.095 7.546 7.803

Tabel 15-19 Fjernvarmens ressourceforbrug af fossile brændsler og biomasse

15.7 CO2-reduktion Med den antagelse, at udtagskraftvarme baseret på kul og olie udfases på sigt, og at natur-gasbaseret kraftvarme reduceres til 5-10 % af det eksisterende niveau, kan udviklingen af CO2-emissionstallet (udtrykt i kg CO2 per solgt GJ fjernvarme) udregnes som vist i tabel 15-20. CO2-emission fra affaldsvarme/kraftvarme er opgørelsen sat til 0, svarende til, at udnyt-telse af overskudsvarme fra affaldskraftvarme ikke øger CO2 emissionen. Indregnes et bidrag på 17,6 kg CO2 pr indfyret GJ affald, stiger fjernvarmens CO2-emissionstal i tabellen med ca. 3 kg/GJ og det samlede CO2-emissionstal med ca. 2 kg/GJ i forhold til tabellens tal.

Enhed kg CO2/GJ 2006 2010 2020 2030 2040 2050 Udviklingsforløb A

Fjernvarme 35 28 15 9 3 2 Anden forsyning 60 56 39 29 17 15 I alt 48 42 24 16 7 6

Udviklingsforløb B Fjernvarme 35 28 15 8 2 2 Anden forsyning 60 56 39 29 17 15 I alt 48 42 24 15 7 5

Udviklingsforløb C Fjernvarme 35 28 15 8 2 1 Anden forsyning 60 56 39 32 25 24 I alt 48 42 24 17 10 10

Tabel 15-20 Udvikling i CO2-emissionstal

For den samlede varmeforsyning betyder det, at den samlede CO2-emission vil udvikle sig som vist i figurerne nedenfor for de 3 udviklingsforløb. Med stiplet linie er det desuden angi-vet den del af CO2-emissionstallet, der er uden for CO2–kvoten, dvs. hvor varmeforsyningen


ikke er baseret på fjernvarme og elvarme. Som i tabellen er i figurerne forudsat, at der kan ses bort fra CO2-emission fra affaldsvarme/kraftvarme svarende til overskudsvarme.

0

5

10

15

20

25

30

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Sam

let

CO

2 i m

io.

tons

0

10

20

30

40

50

60

70

80

CO

2-e

mis

sionst

al k

g/m

2 e

tagea

real

Vedvarende o.a.FjernvarmeElvarmeNaturgasOliefyringCO2-emissionstal an bygningCO2-tal uden for kvoten

A: CO2 v/Moderat forbedret klimaskærm

Figur 15-15 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb A

0

5

10

15

20

25

30

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Sam

let

CO

2 i m

io.

tons

0

10

20

30

40

50

60

70

80

CO

2-e

mis

sionst

al k

g/m

2 e

tagea

real


B: CO2 v/Markant forbedret klimaskærm

Figur 15-16 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb B


0

5

10

15

20

25

30

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Sam

let

CO

2 i m

io.

tons

0

10

20

30

40

50

60

70

80

CO

2-e

mis

sionst

al k

g/m

2 e

tagea

real


C: CO2 v/Moderat forbedret klimaskærm og fjernvarmemarkedet stagnerer

Figur 15-17 Den samlede CO2-emission ved udviklingsforløb C

15.8 Primary Ressource Factor (PRF) Primary Resource Factor (PRF) benyttes internationalt som en parameter, der udtrykker mængden af fossilt brændsel, der for et givet varmeforsyningssystem forbruges pr leveret varmeenhed til forbruger. PRF kan således benyttes som en benchmarking-indikator til at sammenligne forskellige varmeforsyningssystemers forbrug af fossile brændsler og dermed også indirekte deres belastning med CO2-emissioner. Benyttes metoden til at beregne PRF for landet som helhed, fås en udvikling som vist i tabel 15-21. Årsagen til, at PRF kan blive negativ, er det væsentlige bidrag fra affaldskraftvarme og biomassekraftvarme, der kan gøre fjernvarmen CO2-neutral og tilmed producere overskud af el. Enhed: GWh/GWh 2006 2010 2020 2030 2040 2050

Udviklingsforløb A 0,16 0,15 -0,07 -0,25 -0,41 -0,42 Udviklingsforløb B 0,16 0,15 -0,07 -0,29 -0,52 -0,52 Udviklingsforløb C 0,16 0,15 -0,07 -0,26 -0,45 -0,46

Tabel 15-21 PRF faktor inkl. elproduktion fra lokale biomassekraftvarmeværker


15.9 Samfundsøkonomiske varmepriser iht. Energistyrelsen Det nuværende administrationsgrundlag for beregning af samfundsøkonomiske varmepriser er Finansministeriets retningslinier for samfundsøkonomiske analyser, som Energistyrelsen har tilpasset til energiområdet som beskrevet i "Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” april 2005. En tilhørende prognose for energipriser og luftemissionsvær-dier opdateres periodisk i en forudsætnings-skrivelse, hvor seneste revision er fra januar 2008. Den samfundsøkonomiske varmepris bestemmes som nutidsværdien af de samfundsøkono-miske omkostninger divideret med nutidsværdien af mængden solgt varme (til slutbruger) set over en tidshorisont på 20 år og med en diskonteringsrente på 6 %. I overensstemmelse med Energistyrelsens vejledning indgår der følgende delelementer til bestemmelse af de samfundsøkonomiske omkostninger:

• Samfundsøkonomiske energiudgifter, dvs. brændsels- og eludgifter baseret på Ener-gistyrelsens samfundsøkonomiske energiprisprognoser;

• Samlede drifts- og vedligeholdsudgifter dvs. både for forsyningsselskab og for var-meforbrugere;

• De samfundsmæssige miljøomkostninger ved udledning af følgende drivhusgasser: CO2, NH4, N2O samt de mere lokalforurenende stoffer: NOx og SO2. Miljøpriser samt luftemissionsværdier er baseret på Energistyrelsens samfundsøkonomiske prisprog-noser;

• Hertil skal der lægges de nødvendige investeringer i varmeforsyningsanlæg – både for forsyningsselskab og bygningsejere (forbrugere).

• Afledte nationaløkonomiske effekter, simplificeret ved en nettoafgiftsfaktor på 1,17, der ganges på alle priserne for derved at opnå det, der benævnes den samfundsøko-nomiske beregningspris, og som benyttes i beregningerne.

• Den nationaløkonomiske fordel ved et større afgiftsprovenu, idet afgiftningsprovenu-et indregnes i beregningerne simplificeret ved den såkaldte skatteforvridningsfaktor på 20 %. (Denne effekt benævnes også som afgiftsforvridningstabet).

Alle priser er nettopriser eksklusive alle afgifter, men der skal som nævnt korrigeres i de samfundsøkonomiske beregninger med nettoafgiftsfaktoren og for skatteforvridningsfakto-ren. De i tabel 15-22 viste priser er inkl. udgifter til drift og vedligeholdelse, men eksklusive an-lægsinvesteringer. Anlægsinvesteringerne kan variere betydeligt afhængigt af varmesystem og kundeforhold. For kollektive varmeanlæg vil specielt tilslutningsgraden være afgørende, idet en stor kundetilslutning vil betyde, at et varmeforsyningsprojekt kan blive samfunds-økonomisk fornuftigt, mens anlægsomkostningerne vil blive uforholdsmæssigt høje ved en for lille kundetilslutning. De samfundsøkonomiske varmepriser er vist for et eksisterende ’normalhus’ med et varmebehov på 15 MWh/år samt for et lavenergihus med et varmebehov på 5,5 MWh/år. De højere varmepriser ved lavenergihuset skyldes hovedsagelig, at drifts- og vedligeholdelsesudgifterne pr. leveret varmeenhed bliver højere jo mindre varme, der leve-res.


Enhed: kr./MWh (år 2008) VG/COP Eksiste- Lavenergi- rende hus hus

Store fjernvarmesystemer 130 180 Mindre fjernvarmesystemer

Gasmotoranlæg 150-300 180-360 Naturgaskedel 296 348 Halmvarmeværk 268 320 Træflisvarmeværk 281 332 Træpillevarmeværk 415 467

Individuelle løsninger

Jordvarmeanlæg 3,5 227 294 Ventilationsvarmepumpe 3,1 267 361 Individuelt naturgasfyr 98% 336 471 Individuelt oliefyr 91% 545 707 Træpillefyr 585 767 Elvarme m/elvandvarmer 677 697 Brugsvandssolfanger 40 90

Tabel 15-22 Samfundsøkonomisk varmepris for forskellige forsyningssystemer

Tabellen viser, at de samfundsøkonomiske varmepriser for fjernvarme er konkurrencedygtige med traditionelle individuelle løsninger såsom naturgas- og oliefyring. Specielt varme fra store komplekse varmesystemer er væsentligt billigere end de individuelle løsninger. Den samfundsøkonomiske varmepris for et naturgasmotoranlæg er lidt højere end for de store fjernvarmesystemer og er baseret på naturgas som indfyret brændsel. Varmeprisen er her stærkt afhængig af motoranlæggets CM-værdi, dvs. den tekniske parameter for mængden af produceret el i forhold til produktion af varme. Selv om de samfundsøkonomiske varmepriser for fjernvarme er lavere end individuelle løs-ninger kan anlægsomkostningerne til at etablere fjernvarme imidlertid være højere end de individuelle løsninger, hvorfor fjernvarme kun vil blive den bedste samfundsøkonomiske løs-ning ved høj kundetilslutning og i forholdsvis tættere bebyggelse, hvor anlægsomkostninger-ne pr kunde til at etablere fjerneledningsnettet kan begrænses. I tabel 15-23 er vist typiske anlægsudgifter for forskellige varmesystemer. I tabellen er desuden vist de ækvivalente samfundsøkonomiske varmepriser for anlægsudgifterne alene. I samfundspriserne er der korrigeret for teknisk levetid samt for nettoafgiftsfaktoren. Fjernvarme er illustreret med en typisk øvre og nedre anlægsudgift. For lavenergihuse kan der generelt være en mindre re-duktion i anlægsudgifterne grundet det ofte mindre anlæg, som installeres. Derfor er varme-priserne for lavenergihuse i tabel 15-23 reduceret med 10 %. Som et individuelt alternativ til fjernvarme udskiller varmepumper sig som en varmepris-mæssig konkurrencedygtig løsning. Men som det ses af tabel 15-23, er anlægsudgifterne til at etablere f.eks. et jordvarmeanlæg imidlertid så høje, at jordvarme kan blive en væsentligt dyrere samfundsøkonomisk løsning end f.eks. fjernvarme. Jordvarmeanlægs ydeevne (ud-trykt ved COP) og dermed varmeprisen er desuden stærkt afhængig af driftsforholdene, dvs.


de temperaturer som forbrugerens radiator- eller gulvvarmeanlæg drives efter. Varmepum-per dimensioneres også normalt efter, at der er en supplerende varmekilde, typisk elvarme, til at hjælpe med at dække varmebehovet i de koldeste vinterperioder, hvilket vil bidrage til at øge den samlede samfundsøkonomiske varmepris yderligere. Anlæg Typisk Levetid Samfunds Ækv.varmepris

anlægs- Gennem- økonomisk Eksiste- Lavenergi- pris Snit nutidsværdi rende hus hus

kr. År kr. kr./ MWh kr./ MWh

Fjernvarme

- Fjernvarmeunit 15.000 20 18.000 105 257 - Unit + dyrt ledningsnet 90.000 28 96.000 558 1.370 - Unit + billigere ledningsnet 40.000 26 43.000 250 613

Individ. jordvarmeanlæg 90.000 15 127.000 738 1.812 Ventilationsvarmepumpe 50.000 15 71.000 413 1.013 Individuelt gasfyr 30.000 15 42.000 244 599 Individuelt oliefyr 45.000 15 64.000 372 913 Træpillefyr 45.000 15 64.000 372 913 Elvarme m/elvandvarmer 25.000 20 29.000 169 414 Brugsvandssolfanger 35.000 15 50.000 291 713

Tabel 15-23 Anlægsudgifter omregnet til ækvivalent samfundsøkonomisk varmepris.

I figur 15-18 og 15-19 er de samfundsøkonomiske varmepriser kombineret fra tabel 15-22 og tabel 15-23 for henholdsvis et eksisterende normalhus og et lavenergihus. Som anlægs-udgift for fjernvarme er der her valgt et gennemsnit mellem det høje og det lave niveau. Som figurerne illustrerer, afhænger fjernvarmens konkurrencedygtighed i høj grad af an-lægsprisen for fjernvarmen, specielt for velisolerede huse og navnlig lavenergihuse, hvor anlægsdelen som vist får en altdominerende indflydelse på den samlede samfundsøkonomi-ske varmepris.


0

200

400

600

800

1.000

1.200

Stor

e fje

rnva

rmes

yste

mer

Natur

gas,

fjern

varm

e

Halm, f

jern

varm

evæ

rk

Træflis,

fjern

varm

eværk

Træpille

r, fje

rnva

rmvæ

rk

Indiv

idue

lt jord

varm

eanlæg

Vent

ilatio

nsva

rmep

umpe

Indv

idue

lt ga

sfyr

Indiv

idue

lt oli

efyr

Elvv

arme/

elva

ndva

rmer

Varm

epris

kr.

/MW

h

.

AnlægsdelDrift mv.

Figur 15-18 Samfundsøkonomiske varmepriser for et eksisterende normalhus

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Stor

e fje

rnva

rmes

yste

mer

Natur

gas, fj

ernv

arm

e

Halm, f

jern

varm

eværk

Træflis,

fjern

varm

eværk

Træpille

r, fje

rnva

rmvæ

rk

Indiv

idue

lt jord

varm

eanlæg

Vent

ilatio

nsva

rmep

umpe

Indv

iduelt

gas

fyr

Indiv

idue

lt olief

yr

Elvv

arme/

elvan

dvar

mer

Var

mep

ris

kr./

MW

h .

AnlægsdelDrift mv.

Figur 15-19 Samfundsøkonomiske varmepriser for et typisk lavenergihus


15.10 Samfundsøkonomiske vurderinger For dette bilags 3 udviklingsforløb er der regnet samfundsøkonomi for perioden 2011 til 2030 (20 år) med 6 % diskonteringsrente i overensstemmelse med Energistyrelsen beregningsme-tode som beskrevet i forrige afsnit og med den seneste langtidsprognose fra januar 2008 for energipriser og luftemissionsværdier. De samlede samfundsøkonomiske omkostninger og priser er vist i tabel 15-24. Der er ikke væsentlige forskelle mellem udviklingsforløbene, da de først begynder at afvige fra hinanden efter 2020, og det betyder, at diskonteringen på 6 % neddæmper virkningen. Den samlede vægtede samfundsøkonomiske varmepris er således beregnet til godt 300 kr./MWh varme an forbruger. Ved varmebesparelser stiger varmeprisen lidt pga. øgede specifikke drifts- og ved-ligeholdelsesomkostninger.

Varme- Udviklingsforløb A Udviklingsforløb B Udviklingsforløb C Kilde Samfunds- Varme- Samfunds- Varme- Samfunds- Varme- omkostn. Pris omkostn. pris omkostn. pris mia. kr. kr./MWh mia. kr. kr./MWh mia. kr. kr./MWh Oliefyring 19,2 566 19,0 568 19,2 566 Naturgas 18,3 358 18,2 360 19,7 360 Elvarme 21,2 678 20,7 678 21,2 678 Fjernvarme 69,0 211 67,7 212 68,3 211 Vedvarende o.a. 39,6 367 38,9 370 39,6 367 I alt 167,3 304 164,5 305 167,9 305

Tabel 15-24 Samfundsøkonomi ekskl. anlægsinvesteringer

I alt fås med Energistyrelsens nuværende forudsætninger følgende besparelser i nutidsværdi af samfundsøkonomiske omkostninger:

• ved at udbygge fra Scenario 2 til 3 (fra C til A) spares 0,6 mia.kr. • ved at reducere varmeforbruget fra 25 % til 50 % (fra A til B) spares 2,8 mia.kr.

Disse besparelser er så små, at de ikke kan begrunde hverken fjernvarmeudbygningen fra Scenario 2 til 3 eller ekstra varmebesparelser op til 50 %.

Hvis man i stedet - som en konsekvens af den energipolitiske forudsætning om at Danmark skal udfase de fossile brændsler - forudsætter øgede brændselspriser på længere sigt og reducerede kravet til intern forrentning, vil billedet se anderledes ud.

Derfor er i de rapportens langsigtede scenarieanalyser indlagt antagelser om højere brænd-selspriser og en diskonteringsrente på 3 %.


15.11 Bilag med produktionsvarighedskurver

15.11.1 Storkøbenhavn 2006 ->2020


15.11.2 Varmeplan Århus 2006 ->2020


15.11.3 TVIS i trekantområdet 2006 ->2020


15.11.4 Aalborg med omegnsbyer 2006 ->2020


15.11.5 Store kraftvarmeudtag 2006 ->2020


15.11.6 Affalds- og biomassekraftvarme 2006 ->2020


15.11.7 Affaldskraftvarme og Gas-combined-cycle 2006 ->2020


15.11.8 Gas-combined-cycle 2006 ->2020


15.11.9 Gasfyret modtrykskraftvarme 2006 ->2020

aalborg universitet varmeplan danmark dyrelund, anders ... · 6.2 samfundsøkonomisk vurdering 47...

Documents