Trondheim Energiverks fjernvarmeanlegg bruker en kombinasjon av avfallsforbrenning, deponigass, spillvarme, elektrisitet, olje og naturgass til energiproduksjon. Det produseres varme fra lokale energiressurser på 300 mill. kWh. I forhold til desentraliserte oljefyrte kjeler blir utslippene av CO2 redusert med ca. 100.000 tonn/år. Anlegget går med overskudd.
1. Beskrivelse
Tiltaket bestod i å etablere et fjernvarmeanlegg basert på ulike brensler – avfall, deponigass, spillvarme, elektrisitet, olje og naturgass – primært til erstatning for større oljekjeler i borettslag og næringsbygg. I dag er det er seks varmesentraler med ulike kombinasjoner av energikilder som betjener et rørnett på 85 km fra Heggstadmoen i sør via Midtbyen(sentrum) til Lade i Nordøst. Avfallsforbrenningsanlegget er hovedsentralen i systemet.
Fjernvarmenettet er inndelt i to hovedsystemer med et primærnett på i overkant av 60 km rør lengde med temperaturer tur/retur 120/70 °C og med maksimal trykk på16 bar. Sekundærnettet har ca 24 km rør lengde med temperaturer tur/retur 80/60 °C og maksimaltrykk 6 bar.
Effektbehovet til fjernvarmenettet er i dag maksimalt noe over 100 MW. Avfall, spillvarme og deponigass utgjør grunnlasten, mens olje/el/naturgass dekker nødvendig topplast.
2. Nytte
I forhold til desentraliserte oljefyrte kjeler blir utslippene av CO2 betydelig redusert. Årsaken er mer fornybar energi i fjernvarmesystemet samt utnyttelse av spillvarme.
Reduksjon av klimagasser i fjernvarmeområdet
| Før tiltaket
tonn/år | Etter tiltaket
tonn/år | Reduksjon
tonn/år |
| CO2 | 90 000 | 15 000 | 75 000 |
| CH4 (målt i CO2-ekv.) | 25 000 | ~0 | 25 000 |
| Totalt (CO2-ekv.) | 115 000 | 15 000 | 100 000 |
Kilde: Trondheim Energiverk
Tiltaket gir andre positive effekter en reduserte klimagasser. Både endret energiforbruk og utnyttelsen av de lokale energiressursene, samt de gode renseanleggene det er investert i medfører reduserte utslipp av luftforurensninger som gir lokale og regionale virkninger.
Reduksjon av SO2, NO2 og PM10 i fjernvarmeområdet
| Før tiltaket
tonn/år | Etter tiltaket
tonn/år | Reduksjon
tonn/år |
| SO2 | 655 | 100 | 555 |
| NO2 | 110 | 60 | 50 |
| Støv (PM10) | 12 | 2 | 10 |
Kilde: Trondheim Energiverk
Fjernvarmenettet har gitt en overgang fra kjeler fyrt med tungolje til fjernvarme med store innslag av fornybare energikilder (mye bioenergi i avfallet, samt spillvarme og elektrisitet).
I 1998 dekket fjernvarmeanlegget et energibehov på i overkant av 300 mill. kWh.
Varmeproduksjonen ble i 1998 dekket med 83% lokale energiressurser (54% avfall, 28% spillvarme, 1% deponigass) og resterende ved elektrisitet, olje og naturgass. Andelene mellom disse er avhengig av tilgang på elektrisitet og de relative priser mellom el, olje og naturgass.
Det gikk mange år før fjernvarmesystemet begynte å gå med overskudd, men det gjør det i dag. Dette gir mulighet for reinvesteringer og godt vedlikehold. Det planlegges moderate utvidelser i årene framover.
De samlede investeringer som er gjort i oppbygningen av hele fjernvarmesystemet i perioden 1982 til 1998 beløper seg til i overkant av 630 mill. NOK. Hovedtyngden i investeringene ligger i avfallsforbrenningsanlegget (ca 260 mill.) og rørsystemet med undersentraler (ca 290 mill.). Det ble satset på leveranser til bygninger med eksisterende vannbårne systemer og det har kun i ett tilfelle blitt gitt ekstra støtte til bygging av slikt system i nybygg.
Årlig kapitalkostnader(rentekostnader) er av Trondheim energiverk angitt til 17,5 mill. NOK i 1998. For årene 1995 –1998 (regnskap) og 1999-2003 (budsjettert) varierer rentekostnadene mellom 15 og 24 mill. NOK per år.
Varmekostnaden er regulert gjennom konsesjonsbetingelsene for fjernvarmesystemet og relatert til alternativ energipris (olje/el). Varmeprisen skal ikke overstige alternativ energipris. Lave alternative energipriser (olje/el) medfører lav fjernvarmepris. I 1998 var alternative energipriser relativt lave. Beregnet gjennomsnittlig varmekostnad i 1998 er ca 27 øre/kWh varme levert med et spenn fra ca 15-35 øre/kWh. De laveste prisnivåene bestemmes gjennom særavtaler, mens øvre prisnivå er avhengig av alternativ energipris på olje/el. De fleste større kunder har særavtaler med lavere priser.
De samlede driftskostnadene i 1998 er oppgitt til 82,2 mill. NOK. Dette inkluderer brenselskostnad (kjøp av olje, gass, avfall), avskrivninger, personellkostnader, etc.
Driftsinntektene var 112,7 mill. NOK, inkl. varmesalg og avfallsavgift. Driftsresultatet var +30,5 mill. NOK før rentekostnader og skatt. For årene 1995 –1998 (regnskap) og 1999-2003 (budsjettert) varierer driftsresultatet mellom 25 og 53 mill. NOK.
4. Organisering og finansiering
Trondheim Energiverk tok initiativet til et fjernvarmeprosjekt allerede rundt 1980 ut fra et ønske om å kunne tilby annen energiforsyning i tillegg til elektrisitet. Det var planer i kommunen om utbygging av et stort næringsområdet med flere mulige varmekunder som satte fart på planene. Samtidig så man en betydelig miljøgevinst i prosjektet ved å forbrenne avfall og redusere avfall til deponering, utnytte energien i avfallet og i tillegg kunne sanere gamle kjeler i borettslag og næringsbygg, som ble fyrt med tungolje.
Trondheim kommune er eier av Trondheim Energiverk. Bystyret kunne derfor vedta planene og prosjektet startet opp i 1982. Endringer i utbygginsplanene av næringsområdet og andre forhold som ny energilov etc. har seinere ført til endringer i utvidelsene av fjernvarmesystemet.
Trondheim Energiverk er hovedaktør og prosjektledelsen i prosjektet. Det har vært innleid eksterne konsulenter og entreprenører til ulike deler av prosjekteringen og utbyggingstrinnene.
Det er avtale om leveranser av avfall til Heimdal varmesentral (avfallsbehandlingsanlegg) fra mange kommuner rundt Trondheim. Det levers også næringsavfall fra regionen. Kommunene er Melhus, Klæbu, Malvik, Skaun, Midtre Gauldal, Leksvik, Stjørdal, Selbu, Hemne, Agdenes, Meldal, Orkdal, Snillfjord, Rissa, Ørland og Bjugn.
Spørsmål kan rettes til:
- Trondheim Energiverk
Sluppenvegen 6
7005 Trondheim
Tlf.: 73 96 10 11
Fax.: 73 96 11 90
