Vedlegg D. Områdeanalyse Nodeland sentrum. Kort beskrivelse av område. Bebyggelsen/utbyggingsplaner

Transkript

1 Vedlegg D Områdeanalyse Nodeland sentrum Kort beskrivelse av område Nodeland er det største tettstedet i Songdalen kommune. Her finner man rådhuset, skoler med idrettshall, sykehjem og flere andre servicefunksjoner. De områdene der det er planlagt utbygging som er tatt med i denne analysen er Fagermoen og området mellom Gamle Kuliavegen og Kuliavegen som er vist i Figur 1. Solsiden Songdalen Ungdomskolen + Fagermoe Figur 1 Nodeland sentrum Bebyggelsen/utbyggingsplaner Tabell 1 viser utbyggingsplaner i Nodeland sentrum. Det vil foregå en storstilt utbygging i Nodeland sentrum de kommende årene med både nytt rådhus, kulturhus, forretningsvirksomhet og boliger. Figur 1 viser reguleringsplanen for Fagermoen som ligger i sentrum av Nodeland. Det andre området som er beskrevet er et boligområde mellom Gamle Kuliaveg og Kuliavegen, der det er planlagt 5 lavblokker med 18 leiligheter per blokk med til sammen 90 leiligheter. Det siste område er Songdalen ungdomskole med tilhørende idrettshall, som er en eksisterende byggmasse.

2 Figur 2 Reguleringsplan (2006) for Fagermoen Tabell 1 Kjente utbyggingsplaner i Nodeland sentrum og eksisterende ungdomskole med idrettshall Brukergrupp e Husholdninge r Husholdninge r Tjenesteyting Lokalisering Type utbygging Utbyggingsp er. Fra - Til Merknad Nodeland 3 leilighetsbygg, Vurderer sentrum nye boenheter biobrensel Gamle Kuliaveg Solsiden Bopark Songdalen rådhus 5 lavblokker med 18 leiligheter i hver, totalt 90 leiligheter Nytt rådhus, Oppvarmet areal 2800 m Byggetrinn 1 ferdig Tjenesteyting Nodeland Skole og idrettshall Eksisterende bygg Tjenesteyting Fagermoen Nytt kulturhus, BRA 1 634? Tjenesteyting Fagermoen Legesenter/forretningsb ygg Oppvarmetareal: Tjenesteyting Fagermoen Menighetshus, oppvarmet areal m 2 m 2 m ? ?

3 Energi og effektbehov i område Når energi og effektbehovet beregnes for de planlagte utbygningene, som vist i tabell 1, tas det hensyn til oppvarming av rom og varmt tappevann med utgangspunkt i et oppvarmingssystem basert på vannbåren varme. Dermed forutsettes det i denne analysen at disse bygningene bygges med vannbåren oppvarmingssystem. I forhold til hvilke normtall som kan benyttes er det i denne energi- og effektberegningen tatt utgangspunkt i tall hentet fra EAB og EnFo (Viken Fjernvarme). Normtallene for varmebehovet er beregnet for Oslo-regionen og må derfor korrigeres med en faktor på 0,8 som gjelder for Stavanger-området. I Nodeland sentrum og i området mellom Gamle Kuliavegen og Kuliavegen er det planlagt henholdsvis ca 70 boenheter og 90 leiligheter. For disse leilighetene antas det et gjennomsnittlig areal på 80 m 2 per leilighet og det korrigerte spesifikke varmebehovet til rom og varmt tappevann 69 kwh/m 2. For kulturhuset er det oppgitt brutto areal på m 2. For å få tilnærmet oppvarmet areal kan man korrigere med en faktor på 0,9. For rådhuset, legesenter/forretningsbygg og menighetshus er oppvarmet areal oppgitt til å være på henholdsvis 2800 m 2, m 2 og m 2. For disse nye næringsbyggene blir det korrigerte spesifikke varmebehovet til rom og varmt tappevann 66 kwh/m 2. Effektbehovet beregnes ut i fra energibehov og brukstid. Ifølge Viken Fjernvarme kan man anta 1200 brukstimer for næringsbygg og 1500 brukstimer for boliger. Det er ikke tatt hensyn til samtidighetsfaktor i effektberegningene. For Songdalen ungdomskole og idrettshall er tallene hentet fra en varmeplan som Nettkonsult gjennomførte i Skolen har innlagt vannbåren varme. Tabell 2 Energi og effektbehov for utbyggingsplanene som er vist i tabell 1 Lokalisering Type bygg Samlet areal (m 2 ) Nodeland sentrum Gamle Kuliaveg Solsiden Bopark Songdalen rådhus Songdalen u- skole + idrettshall Energibehov (kwh/år) Leiligheter Leiligheter Rådhus Skole +idrettshall Fagermoen Kulturhus Fagermoen Legesenter/forretningsbygg Fagermoen Menighetshus Sum Effektbehov (kw)

4 Tabell 2 viser at samlet energi og effektbehov i forhold til bruk av vannbåren varme til oppvarming av rom og varmt tappevann for nye utbygginger i sentrum av Nodeland, vil ligge på henholdsvis ca 2 GWh og 1,3 MW. Hvor mye CO2-utslipp kan reduseres ved å bruke nær- eller fjernvarme istedenfor elektrisitet til oppvarming? I forhold til CO2-utslipp og hvor mye som eventuelt reduseres ved å konvertere til vannbåren varme basert på fornybar energikilder i forhold til å bruke elektrisitet til oppvarming, er helt avhengig av konteksten og i hvilken sammenheng dette er satt inni. Argumentasjonen i forhold til reduksjon i CO2-utslipp må sees i en europeisk målestokk og kan ikke argumenteres med at Norge reduserer sine CO2-utslipp, siden vi har basert omtrent hele vår elektrisitetsproduksjon på fornybar energi. Norge var i 2007 en netto eksportør av fornybar elektrisk kraft med 10 TWh, mens i 2006 importerte Norge 1 TWh. Dette illustrerer at det svinger en god del. Til nå har man regnet med at i et normalår importerer Norge 7-8 TWh. Dette betyr at hvis vi bruker vannbåren varme basert på fornybar energi istedenfor elektrisitet til oppvarming vil Norge eksportere mer kraft til Europa som igjen kan redusere sin elektrisitetsproduksjon basert på fossile kilder og dermed redusere CO2-utslippene sine. I de årene hvor Norge produserer for lite kraft i forhold til eget forbruk trenger ikke vi å importere like mye fossil kraft fra Europa, hvis vi konverterer over til vannbåren oppvarming basert på fornybar energi. Dette betyr at om Norge importerer eller eksporterer må man se på dette i en europeisk målstokk når det gjelder kutt i CO2-utslipp. Fordeling av energibærere til elektrisitetsproduksjon i EU er vist i figur 7. Figur 3 Fordeling av energibærere til elektrisitetsproduksjon i EU i 2003 Fra tabell 2 er energibehovet til oppvarming av rom og varmt tappevann beregnet til ca 2 GWh, dvs at 2 GWh elektrisitet erstattes med vannbåren varme fra nær- eller fjernvarmenett. Dersom man antar at fordelingen av forbruk mellom biobrensel og olje er henholdsvis 80 % og 20 % i varmesentralen blir spesifikk CO2-utslipp 0,12 kg CO2 per kwh produsert. Når biobrensel benyttes som grunnlast i en varmesentral blir ikke CO2 redusert med 100 %, siden varmesentralen må ha en spisslast/backupenhet fra

5 fossile kilder. For kull, olje og gass er det spesifikke CO2-utslippet henholdsvis 1,33 kg CO2/kWh, 0,60 kg CO2/kWh og 0,33 kg CO2/kWh. Ved å bruke fordelingsprosenten til olje, gass og kull i figur 7 kan man finne en tilnærmet verdi i forhold til spesifikk CO2- utslipp i EU. Dette gir en verdi på 0,5 kg CO2 per kwh produsert. Dette gir at CO2-utslippet ville vært 1000 tonn CO2 med elektrisitet som oppvarming i forhold til elektrisitetsproduksjon i EU mot 240 tonn CO2 med vannbåren oppvarming basert på antagelsene over. Dermed blir CO2-utslippet redusert med 76 %.

6 Mulige systemløsninger Det har tidligere blitt utredet en varmeplan i forhold til å etablere et nærvarmeanlegg ved Fagermoen når det gjelder nye utbygginger i området. Figur 3 viser mulig trasé for et nærvarmeanlegg i sentrum av Nodeland. Figur 4 Mulig trasé for nærvarmenett i Nodeland sentrum. Den grønne firkanten representerer lokaliseringen av varmesentralen og røde strekene er rørnettet (Hentet fra Varmeplan Nodeland Songdalen, oppdragsgiver Corebis ved Geir H. Hille) Nærvarmeanlegg består av en varmesentral, rørnett som forbinder varmesentralen og kundene og en kundesentral. De mest aktuelle systemløsningene vil være en varmesentral basert på varmepumpe eller biokjel som grunnlast, med olje eller gasskjel som spisslast/backupenhet. Elekrokjel kan installeres til å dekke spisslast og sommerdrift, men brukes vanligvis ikke som backup. Når det skal etableres et næreller fjernvarmeanlegg bør det anvendes miljøvennlige energibærere. For å få støtte fra Enova kreves det at varmesentralen er basert på en fornybar og miljøvennlig ressurs. De aktuelle brenselene til biokjelen er enten flis, briketter eller pellets. Disse typene brensel har forskjellige egenskaper, og dette vil være viktig å betrakte ved etablering av et biobrenselanlegg. De viktigste parameterne er hvilke krav som stilles til lagring, mating av brensel og egenskaper ved forbrenning. Fordelen med flis er at man kan bruke lokale tilgjenglige ressurser som f. eks lokale skogeiere, som kan gi en bedre økonomi i forhold til å kjøpe pellets eller briketter til markedspris. I forhold til lagring og transport av brenselet er foredlet biobrensel som pellets og briketter bedre egnet, siden de er prosessert og bearbeidet som fører til at fuktighetsinnholdet er minimalisert og energitettheten er optimalisert. I punktene under er det oppsummert det viktigste ved disse biobrenselene i forhold til valg av brensel til et nær- eller fjernvarmeanlegg.

7 Pellets: Pellets er et homogent produkt som er produsert av rent biobrensel uten tilsetningsstoffer. Pelleten blåses direkte inn i et lager fra lastebil, og oppfører seg nesten som et flytende brensel pga av de små dimensjonene på de sylindriske enhetene. Standarddiameterne for pellets er 6, 8 og 12 mm. Det krever derfor ikke en nedgravd silo som lager. Dette medfør at lagret kan utformes som en mye billigere konstruksjon enn for flis og briketter, og det er også vanlig at det brukes prefabrikkerte siloer for å minimere denne kostnaden. Systemet for innmating av brensel og forbrenningsutstyret er ofte enklere oppbygd for pelletsbaserte løsninger, noe som også gir utslag i kostnadene for anlegget. Pellets har en høyere energitetthet enn øvrige typer biobrensel, hvilket medfør at lagrets størrelse kan reduseres deretter. For mindre anlegg (opp til 500 kw) er det ofte en fordel med pellets, ettersom dette er et brensel som er mer homogent og gir en enklere og mer stabil drift. Briketter / tørr flis: Briketter og tørr flis er slått sammen som en gruppe ettersom de i utgangspunktet har behov for samme utforming av lager og tilsvarende utstyr for innmatning og forbrenning. Dette gjelder under forutsetning av at flisen er tørr og homogen i forhold til fuktighet og størrelse. Brensellagret utformes oftest som en nedgravd silo, hvor det er tilrettelagt for at en trailer kan tippe brenselet rett ned i siloen. Det vanligste er at man tipper lasset bakover, men det kan også tippes sideveis. En silo for sidetipp blir som oftest litt dyrere ettersom denne må bygges lengre. Brennverdien i briketter er vesentlig høyere (3 til 4 ganger) enn flis regnet per løs m 3, og for flis medfører det derfor at lageret må være større. Det er viktig at flisen er hogd og ikke knust, som gir en annen kvalitet. Med grunnlag i erfaringer fra helautomatiske biobrenselanlegg, som hovedsakelig forsyner næringsbygg og andre bygg med varme til vannbåren oppvarming, ligger den økonomisk optimale størrelsen for en biokjel på omkring 35 til 50 % av det maksimale effektbehovet. Dette gir normalt en energidekning på 80 til 90 % av det årlige energibehovet til oppvarmingsformål. Et overdimensjonert biobrenselanlegg gir mindre muligheter for å utnytte biobrensel ved lavlast, da tekniske og miljømessige forhold tilsier at et biobrenselanlegg ikke bør driftes med lavere last enn 20 til 30 %. For eksisterende bygningsmasse, hvor det ikke er vannbåren varme, kan konverteres, slik at bygningene kan koble seg på et nær- eller fjernvarmenett. Dette blir selvfølgelig et spørsmål om det er økonomisk forsvarlig. Hvorvidt denne konverteringen er lønnsom eller ikke må vurderes i forhold til hvert enkelt tilfelle. En konvertering fra elektrisk oppvarming til vannbårent oppvarmingssystem betyr at hver leilighet må kobles opp til en abonnentsentral i et dertil egnet rom i bygget. Hver boenhet må ha en måler for brukt energi. I hver leilighet må det installeres radiatorer og/eller gulvvarme. Normalt vil kostnadene for abonnentsentraler bli belastet varmeleverandøren, mens beboerne bekoster varmemåler og utgifter til nødvendig varmefordelingssystem.

8 I den tidligere utredningen om varmeplan for Fagermoen har det vært sett på muligheten for en felles varmesentral for Fagermoen og Åsen og Kulien gartneri. Rapporten konkluderte med at kostnadene ville bli for høye i forhold til rørstrekket og investeringskostnaden ved å øke kapasiteten på varmesentralen, slik at det ikke ville være lønnsomt med en felles sentral. En annen miljøvennlig og fornybar systemløsning er utnyttelse av solenergi. Det er prinsipielt tre måter å utnytte solinnstråling til energiformål i bygninger på: Termiske solfangere: I disse enhetene sirkulerer det vann som distribuerer energi fra solinnstrålingen til å varme opp tappevann og rommene i bygningene. Plassering av solfangere bør være på sørvendte tak- eller veggflater på bygningene for å få mest utnyttelse av solinnstrålingen. Prinsippskisse av dette systemet er skissert i figur 4. Solfangere kan i nordisk klima dekke ca. 50 % av varmebehovet til tappevann. Nødvendig solfangerareal kun for å dekke tappevannsoppvarming er typisk i området 3-6 m 2 for en normal bolig. Figur 5 Solfanger inkludert infrastruktur i bygningen Passiv solvarme: Litt bevist plassering av bygningen og bygningsstruktur kan øke utnyttelsen av energien fra sola både til oppvarming av rom og belysning gjennom vindusflater. F. eks kan et tiltak være å bygge den sydvendte veggen som en solvegg. Det vil si en tykk, svartmalt vegg av stein eller betong som absorberer mye varme i løpet av en dag i sola. Varmen transporteres langsomt gjennom veggen og inn i rommet, og på den måten vil den varme opp rommet også etter at sola har gått ned. Se figur 5 for illustrasjon av passiv oppvarming. Figur 6 Passiv solvarme

9 Solcellepanel: Solceller er basert på prinsippet om fotoelektrisk effekt, der det blir produsert elektrisitet ved hjelp av solinnstråling som blir fanget opp i dopede halvledere. Silisium er den mest brukte halvlederen i dagens solcelleproduksjon. De solcellene som benyttes i Norge er stort sett på hyttetak som ofte ikke er knyttet til elektrisitetsnettet. Solcellepanelene går stort sett med til å drive TV, radio og litt lys. Figur 7 Solcellepaneler Generelt sett er bruk av solenergi lite utbredt her i Norge sett i forhold til mange land i Europa. Dette er pga høye investeringskostnader, relativ høy kwh-pris i forhold til bruk av elektrisitet her i Norge og lite støtteordninger. F. eks Tyskland har gode støtteordninger som gjør at det kan være lønnsomt å konvertere over til solenergi. Problemet med dagens solceller er at de har høye material- og produksjonskostnader og lav virkningsgrad (12-20 %) som gjør at det kreves store arealer for å dekke en betydelig del av strømforbruket til en bygning. I fremtiden vil solceller bli mer attraktivt, siden man regner med at kostnadene vil gå betraktelig ned pga forbedret teknologi som gir bedre virkningsgrad, bruk av andre råmaterialer og andre fremstillingsmetoder. Økonomisk vurdering Investeringskostnaden for en ferdig varmesentral med biokjel ligger erfaringsmessig mellom kr pr. installert kw inklusive bygg, rør og så videre. Dette er relativt høye investeringskostnader, og man bør derfor bruke denne kjelen så mye som mulig for å senke investeringene pr produsert kwh varme. Til gjengjeld er fyringskostnadene relativt lave. Biokjelen vil i dette tilfellet dekke omtrent 90 % av varmebehovet til kundene i et normalår. Det vil ikke være økonomisk lønnsomt å installere en biokjel som kan dekke hele behovet i de kaldeste periodene på grunn av de høye investeringskostnadene. Derfor installerer man i tillegg en oljekjel for å dekke topplasten de kaldeste dagene. Oljekjelen har lavere investeringskostnader og høyere brenselskostnader, og passer derfor godt til å dekke topplasten. Den brukes kun når biokjelen ikke klarer å levere nok varme til kundene. Investeringen for en oljekjel er erfaringsmessig rundt 1000 kr pr. installert kw inklusive bygg, rør og så videre. For å få til en lønnsomhet i nær/fjernvarmeanleggene er det viktig at ikke blir for lange strekninger hvor det legges rør i forhold til den energimengden som leveres,

10 siden rørkostnadene er høye. Man regner med en pris på ca kr/meter inkludert grøftearbeider, men prisen øker betraktelig i sentrumsområder og ved trafikkerte steder. Når det gjelder kostnadene forbundet med å konvertere eksisterende byggmasse fra elektrisk oppvarming til vannbåren varme tilsier erfaringer en kostnadsramme på kr/m 2 bolig. Man kan få støtte fra Enova til blant annet energibesparende tiltak, varmeproduksjon og distribusjon dersom prosjektene oppfyller visse kriterier. Enova gir kun støtte til prosjekter som ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomme uten støtten. Det gis støtte til prosjekter slik at de oppnår normal avkastning for varmebransjen. Støtten må være utløsende for prosjektet, det vil si at det ikke er lønnsomt uten støtte, og prosjekter som allerede er igangsatt kan dermed ikke få støtte. Enova har et program for varme, hvor det kan gis støtte til både utbygging av infrastruktur og produksjonsanlegg som baserer varmeproduksjonen på biobrensel, energigjenvinning fra avfall, varmepumper eller spillvarme fra industrien. Støttebeløpet varierer blant annet ut i fra hvor mange andre søkere det er på samme program, og hvor stor varmeproduksjon er i forhold til hver støttekrone. I figur 3 er det presentert en mulig nærvarmetrasé basert på en bioenergisentral som er utarbeidet av Nettkonsult i en tidligere varmeplan som gjaldt for Fagermoen. Den rapporten konkluderte med internrente (20 år) på 3 % for flis som brensel og - 0,7 % for pellets med 0,5 % inflasjon og en støtteordning på 3 kwh fornybar energi per støttekrone. Ingen av løsningene gir lønnsomhet uti fra internrente beregningene, men flisfyringsanlegget har størst potensial til å bli lønnsom ut i fra disse beregningene. Internrenta bør opp i mot 7 % for å få lønnsomhet i anlegget. Det som gjør dette dyrt og ulønnsomt er at det var mange kundesentraler og lange rørstrekk i forhold til levert energimengde som var beregnet til omtrent 1 GWh. Dersom energibehovet for kundene hadde vært høyere kunne det blitt en bedre økonomi ut av det. Det har tidligere blitt utredet en varmeplan for Nodeland sentrum hvor den inkluderte Songdalen ungdomskole med en tilhørende idrettshall. Rapporten konkluderte med en resulterende energipris på 49 øre/kwh med biobrenselanlegg som energikilde ved bruk av flis. For Solsiden Bopark er det blitt gjort en grov analyse over varme- og effektbehovet og investeringskostnader for et komplett nærvarmeanlegg for disse boenhetene. Den resulterende energiprisen er estimert til 71 øre/kwh, dvs den kostnaden som tar hensyn til investerings-, brensel- og driftskostnader. Denne energiprisen er basert på en estimeringsmodell basert på grove antagelser og resultatene må bare tas som veiledende verdier. Modellen er blitt testet opp i mot prosjekter der energiprisen er beregnet eksakt og usikkerheten kan være på oppi mot 20 %. Denne modellen vil fungere i områder som skal analyseres ved første øyekast i forhold til nye utbygginger

11 som planlegges med vannbåren varme. Kostnaden ved å konvertere eksisterende byggmasse over til vannbåren varme er ikke tatt hensyn til i denne modellen, så det betyr at modellen forutsetter at bygningene har vannbåren varme. I forhold til en felles varmesentral for alle områdene som er beskrevet her vil det være økonomisk for dyrt, siden det er for lite varmebehov i forhold til hvor stor avstanden er mellom områdene, pga for høye kostnader forbundet med fjernvarmerør. Dessuten vil det også bli for mange kundesentraler i forhold til levert energimengde som vil trekke kostnadene opp. Hvert bygg krever én kundesentral hver. Det er blitt laget flere varmeplaner som Nettkonsult har utarbeidet i Nodeland, der de konkluderer med at det ikke vil være lønnsomt med en felles varmesentral. Det som da kan være et alternativ er nærvarmeanlegg for vært område. Jo større varmetettheten er innenfor et avgrenset område, jo bedre vil lønnsomheten bli.

12 Områdeanalyse Lillesand (Flørenes) Kort beskrivelse av området Område i Lillesand sentrum som blir analysert er de planlagte utbyggingene på Flørenes. Området ligger på en halvøy utenfor sentrum av Lillesand. Flørenesområdet er vist i figur 1. Figur 8 Flørenesområdet Bebyggelsen/utbyggingsplaner Lillesand kommune arbeider nå med kommunedelplan for Flørenesområdet. Her vil det komme flere utbyggere. I følge byggdatabasen på byggaktuelt.no dreier det som om 800 nye boenheter i blokker, rekkehus og diverse andre nybygg. Byggestart er planlagt i Energi og effektbehov i området Når energi og effektbehovet beregnes for de planlagte utbygningene tas det hensyn til oppvarming av rom og varmt tappevann med utgangspunkt i et oppvarmingssystem basert på vannbåren varme. Dermed forutsettes det i denne analysen at disse bygningene bygges med vannbåren oppvarmingssystem. I forhold til hvilke normtall som kan benyttes er det i denne energi- og effektberegningen tatt utgangspunkt i tall hentet fra EAB og EnFo (Viken Fjernvarme). Normtallene for varmebehovet er beregnet for Oslo-regionen og må derfor korrigeres med en faktor på 0,8 som gjelder for Stavanger-området.

13 I forhold til valg av normtall tas det utgangspunkt i at disse 800 boenhetene er leiligheter i rekkehus, blokker osv. For disse leilighetene antas det et gjennomsnittlig oppvarmet areal på 80 m 2 per leilighet og det korrigerte spesifikke varmebehovet til rom og varmt tappevann 69 kwh/m 2. Det totale oppvarmete arealet blir da estimert til m 2. Effektbehovet beregnes ut i fra energibehov og brukstid. Ifølge Viken Fjernvarme kan man anta 1500 brukstimer for boliger. Det er ikke tatt hensyn til samtidighetsfaktor i effektberegningene. Dermed blir energi og effektbehovet til oppvarming av rom og varmt tappevann henholdsvis ca 4,4 GWh og ca 3 MW. Mulige systemløsninger Det kan være aktuelt å se på en energiforsyningsløsning basert på fjernvarme for dette området. De mest aktuelle løsningene for et slikt anlegg er et kombinert biobrensel- og gassanlegg eller varmepumpe- og gassanlegg. I en beslutningsprosess for om det skal etableres et fjernvarmeanlegg for dette området, vil det være viktig å ta høyde for de kravene som stilles til driftingen av fjernvarmeanlegg og hvor stor varmetettheten er. I forhold til å etablere et fjernvarmenett er det viktig at bebyggelsen ikke blir for spredt som gjør at det kan bli ulønnsomt pga for lange avstander med fjernvarmerør. Jo større varmetettheten er, jo bedre økonomi vil det gi. For løsningen med varmepumpe vil det bli valgt et lavtemperaturanlegg, noe som innebærer at det ikke blir levert varme ved like høy temperatur. Konvensjonelle vannbårne anlegg opererer med en turtemperatur på vannet på 80 til 90 ºC, mens for et varmepumpeanlegg med den aktuelle størrelsen ligger denne temperaturen på 60 til 65 ºC. Det er forutsatt at alle bygg med vannbåren varme som ligger innenfor fjernvarmeområdet knyttes til fjernvarmenettet. Dersom det ikke installeres vannbåren varme kan det være et alternativ å legge inn gass. I de siste årene har en del boliger lagt inn gass. Gassen benyttes både til oppvarmingsformål, tappevannsoppvarming, komfyr og eventuelle uttak for blant annet grill. Den mest vanlige systemløsningen for boliggass er at gassen distribueres i et felles distribusjonsnett for større boligfelt. Økonomiske vurderinger Et fjernvarmeanlegg basert på biobrensel med varmeleveranse på 4-5 GWh vil ligge i området mellom 7,5 og 13,5 millioner kroner, avhengig av infrastrukturløsningen. For et område med høy konsentrasjon av varmeleveranser og korte rørstrekk vil økonomien bedres betraktelig. En forutsetning for nær- eller fjernvarmeanlegget er at det skal baseres på biobrensel eller varmepumper, både for å avlaste elektrisitetsnettet og å basere oppvarming på en fremtidsrettet og miljøvennlig løsning. En varmepumpeløsning er avhengig av at varmekilden, for eksempel grunnvarme eller vann, kan avgi energi på de kaldeste dagene dersom kapasiteten i elektrisitetsnettet skal kunne reduseres sammenlignet med en helelektrisk systemløsning.

14 Infrastrukturen vil være den samme om man velger å knytte seg til et eksternt fjernvarmanlegg eller om det etableres et eget anlegg for området. For en løsning med å knytte seg til et eksternt anlegg vil rørkostnadene utgjøre en betydelig del. Man regner med en pris på ca kr/meter ferdig lagt, inkludert grøftearbeider. I punktene nedenfor oppsummeres grovt sett priser for infrastruktur for elektrisitet, fjernvarmerør og gassrør. Elektrisitetskabel: kr per meter for lokalnett Fjernvarmerør: kr per meter Gassrør: kr per meter

15 Områdeanalyse Møglestuområde i Lillesand Kort beskrivelse av området Møglestu ligger nord for Lillesand sentrum. Saint-Gobain Ceramic Materials AS Ungdomskole, flerbrukshall og Lofthus Figur 9 Kart over Møglestuområdet Bebyggelsen/utbyggingsplaner Planlagte utbygginger i Møglestuområde er vist i tabell 1. Boligutbygging på Lofthus er inkludert i denne oversikten. Boligbyggeselskapet Block Watne As har gjennomført byggetrinn 1 og 2 og har laget et forslag som ikke er vedtatt ennå til byggetrinn 3 på Lofthus. I følge selskapet har de et forslag inne med totalt 83 boenheter, hvor av 5 er eneboliger, 62 leiligheter fordelt i 3 blokker og én lavblokk med 16 leiligheter i. Tabell 3 Planlagte utbyggingsprosjekter ved Møglestuområdet Brukergruppe Type utbygging Areal (m 2 ) Utbyggingsper. Fra - Til Husholdning 5 eneboliger på Lofthus 1000 høst 08 høst 09 Husholdning 78 leiligheter på Lofthus 6800 høst 08 høst 09 Tjenesteyting Barnehage, 3 avdelinger med 600 Aug 07 feb 08 Tjenesteyting Ungdomskole i 2 etasjer Mar 08 jun 09 Tjenesteyting Flerbrukshall i tilknytning til u Mar 08 jun 09 Figur 2 viser kart over det regulerte område for ungdomskolen, flerbrukshall og barnehage i Møglestuområde.

16 Figur 10 Reguleringsplan for ungdomskolen, flerbrukshall og barnehage Energi og effektbehov i området Når energi og effektbehovet beregnes for de planlagte utbygningene, som vist i tabell 1, tas det hensyn til oppvarming av rom og varmt tappevann med utgangspunkt i et oppvarmingssystem basert på vannbåren varme. Dermed forutsettes det i denne analysen at disse bygningene bygges med vannbåren oppvarmingssystem. I forhold til hvilke normtall som kan benyttes er det i denne energi- og effektberegningen tatt utgangspunkt i tall hentet fra EAB og EnFo (Viken Fjernvarme). Normtallene for varmebehovet er beregnet for Oslo-regionen og må derfor korrigeres med en faktor på 0,8 som gjelder for Stavanger-området. For ungdomskolen, flerbrukshallen og barnehagen antas et spesifikt energiforbruk til oppvarming av rom og varmt tappevann på 66 kwh/m 2. For eneboliger og blokkleiligheter/rekkehus blir det korrigerte normtallet henholdsvis 81 kwh/m 2 og 69 kwh/m 2. Effektbehovet beregnes ut i fra energibehov og brukstid. Ifølge Viken Fjernvarme kan man anta 1200 brukstimer for næringsbygg og 1500 brukstimer for boliger. Det er ikke tatt hensyn til samtidighetsfaktor i effektberegningene. For å få tilnærmet oppvarmet areal kan man korrigere med en faktor på 0,9 som er vist i tabell 2.

17 Tabell 4 Energi og effektbehov for utbyggingsplanene som er vist i tabell 1 Bygg Oppvarmet areal (m 2 ) Energibehov (kwh/år) Effektbehov (kw) Leiligheter Lofthus Eneboliger Lofthus Ungdomskole Flerbrukshall Barnehage Sum Energi og effektbehovet for den planlagte utbyggingen i forhold til oppvarming av rom og varmt tappevann i Møglestuområde blir på henholdsvis omtrent 0,9 GWh og 0,7 MW som er vist i tabell 2. Hvor mye CO2-utslipp kan reduseres ved å bruke nær- eller fjernvarme istedenfor elektrisitet til oppvarming? Disse beregningene er basert på samme argumentasjon som i Nodelandområdet. Fra tabell 2 er oppvarmingsbehovet for området estimert til 0,9 GWh. CO2-utslippet ville vært 450 tonn CO2 med elektrisitet som oppvarming i forhold til elektrisitetsproduksjon i EU mot 108 tonn CO2 med vannbåren oppvarming. Dermed blir CO2-utslippet redusert med 76 %. Mulige systemløsninger De mulige alternativene for systemløsninger for et boligområde er: Elektrisk med individuelle alternativer Fjernvarme / nærvarmeanlegg Gassnett med gassterminal i nærområdet Det som er av avgjørende betydning for hvilket system man bør velge er energitettheten, eller kvadratmeter boligflate pr. kvadratmeter av boligområdet, og antall boenheter. Viktige punkter i forbindelse med vurdering av boliggass er: Avstad til gassleveransepunkt Leveringssikkerhet Prisutvikling på gass Endringer i CO2-avgift på gass til oppvarming I det utbygde boligområde på Lofthus har Block Watne i trinn 1 og 2 brukt gass+ strøm som oppvarming gjennom et distribusjonsnett for gass med en felles gasstank. I

18 de planlagte utbyggingene i trinn 3 legges det også opp til gass+strøm. I boenhetene legges det opp til gasspeis som oppvarming, uttak til gasskomfyr og gassgrill. I forhold til skolen og flerbrukshallen er det planer om å etablere et fjernvarmeanlegg sammen med en fabrikk, Saint-Gobain Ceramic Materials, like i nærheten av skoleområde. ITEK AS har gjort et forprosjekt for dette område med hensyn på fjernvarme. Kommunen har dette nå opp til behandling. Varmesentralen er basert på kjølevannet fra kjølekompressorene til fabrikken. Det er også planlagt en spisslast/backupkjel, men det er ikke tatt stilling til hva slags kjel det er snakk om. Økonomiske vurderinger Når det gjelder økonomiske betraktinger i forhold til systemløsningene blir det gjort noen generelle betraktninger. Gjennomsnittlig utbyggingskostnad for infrastruktur for gass per bolig i boligfelt er ca kroner. Infrastrukturinvesteringen dekker felles tank for boligfeltet, fordamper, spredenett, grøfting, stikk til bolig/blokk og skap. For totalt 83 boenheter på Lofthus blir utbyggingskostnaden omtrent 1,3 millioner. I forhold til fjernvarmerør fra fabrikken til skoleområdet blir et grovt overslag over investeringskostnaden for rørene, graving av grøfter osv på ca 7,5 millioner (5000 kr per meter og ca 1500 meter mellom fabrikken og skoleområdet). I punktene nedenfor oppsummeres grovt sett priser for infrastruktur for elektrisitet, fjernvarmerør og gassrør. Elektrisitetskabel: kr per meter for lokalnett Fjernvarmerør: kr per meter Gassrør: kr per meter Fjernvarmerør har den dyreste investeringen per meter. Derfor er det viktig at ikke rørstrekket blir forlangt i forhold til levert varmemengde, slik at fjernvarmeprosjektet kan bli ulønnsomt.

19 Områdeanalyse Storemyr næringspark Lillesand Kort beskrivelse av området Figur 11 Storemyr industriområde Figur 1 viser lokaliseringen av Storemyr industriområde. Bebyggelsen/utbyggingsplaner På Storemyr næringspark er det til nå satt av 260 mål til næringsvirksomhet, slik at bedrifter, industri og annen næring kan etablere seg der. I tillegg vil bli tilrettelagt for 300 mål. Tabell 1 er hentet fra lokale energiutredningene Den viser en oversikt over nye og kommende bygg som er tatt hensyn til i beregningene av energi og effektbehov. Tabell 5 Areal over nye bygg på Storemyr Nye bygg på Stormyr Areal CGV Trappeproduksjon Eurostil Boen Brug Heldal Entrepenør IB Motor Ugland lager/kontor 1 500

20 Custom Car, verksted 750 Rørhuus Anlegg 750 Entrepenør 750 Lunde Birkeland Transport Bil og Trailer Kai Roald Hansen 800 Totalt Energi og effektbehov i område Når energi og effektbehovet beregnes for de planlagte utbygningene, som vist i tabell 1, tas det hensyn til oppvarming av rom og varmt tappevann med utgangspunkt i et oppvarmingssystem basert på vannbåren varme. Dermed forutsettes det i denne analysen at disse bygningene bygges med vannbåren oppvarmingssystem. I forhold til hvilke normtall som kan benyttes er det i denne energi- og effektberegningen tatt utgangspunkt i tall hentet fra EAB og EnFo (Viken Fjernvarme). Normtallene for varmebehovet er beregnet for Oslo-regionen og må derfor korrigeres med en faktor på 0,8 som gjelder for Stavanger-området. For disse næringsbyggene antas det et spesifikt energibehov til oppvarming av rom og varmt tappevann på 66 kwh/m 2. Effektbehovet beregnes ut i fra energibehov og brukstid. Ifølge Viken Fjernvarme kan man anta 1200 brukstimer for næringsbygg. Det er ikke tatt hensyn til samtidighetsfaktor i effektberegningene. For bygningene, som er vist i tabell 1, er det oppgitt brutto areal. For å få et tilnærmet oppvarmet areal anslår vi en korrigeringsfaktor på 0,9. Tabell 6 Energi og effektbehov for utbyggingsplanene som er vist i tabell 1 Bygg Oppvarmet areal (m 2 ) Energibehov (kwh/år) Effektbehov (kw) CGV Trappeproduksjon Eurostil Boen Brug Heldal Entrepenør IB Motor Ugland lager/kontor Custom Car, verksted Rørhuus Anlegg Entrepenør Lunde Birkeland Transport Bil og Trailer Kai Roald Hansen Sum

21 Tabell 2 viser at samlet energi og effektbehov i forhold til bruk av vannbåren varme til oppvarming av rom og varmt tappevann for næringsbyggene, vil ligge på henholdsvis ca 1,4 GWh og 1,2 MW. Dette er et grovt overslag og en stor usikkerhet er hvor stort oppvarmingsarealet for den enkelte bygning. F. eks en verkstedshall, lager osv krever ofte mindre oppvarming enn et kontor. Hvor mye CO2-utslipp kan reduseres ved å bruke nær- eller fjernvarme istedenfor elektrisitet til oppvarming? Disse beregningene er basert på samme argumentasjon som i Nodelandområdet. Fra tabell 2 er oppvarmingsbehovet for området estimert til 1,4 GWh. CO2-utslippet ville vært 700 tonn CO2 med elektrisitet som oppvarming i forhold til elektrisitetsproduksjon i EU mot 168 tonn CO2 med vannbåren oppvarming. Dermed blir CO2-utslippet redusert med 76 %. Mulige systemløsninger Når det er snakk om oppvarming basert på vannbåren varme er nær- eller fjernvarmeanlegg et alternativ som bør vurderes. Hvis man tenker seg en felles varmesentral for disse næringsbyggene er det helt avgjørende at avstanden hvor fjernvarmetraséen skal ligge ikke blir for stor, for å unngå for høye kostnader forbundet med fjernvarmerørene. Et alternativ til fjernvarmeanlegg er et nærvarmeanlegg for bygninger som ligger rett ved siden av hverandre. Nær- og fjernvarmeanlegg består av en varmesentral, rørnett som forbinder varmesentralen og kundene og en kundesentral. De mest aktuelle og miljøvennlige systemløsningene vil være en varmesentral basert på varmepumpe eller biokjel som grunnlast, med olje eller gasskjel som spisslast/backupenhet. Elekrokjel kan installeres til å dekke spisslast og sommerdrift, men brukes vanligvis ikke som backup. De aktuelle brenselene til biokjelen er enten flis, briketter eller pellets. Disse typene brensel har forskjellige egenskaper, og dette vil være viktig å betrakte ved etablering av et biobrenselanlegg. De viktigste parameterne er hvilke krav som stilles til lagring, mating av brensel og egenskaper ved forbrenning. Fordelen med flis er at man kan bruke lokale tilgjenglige ressurser som f. eks lokale skogeiere, som kan gi en bedre økonomi i forhold til å kjøpe pellets eller briketter til markedspris. I forhold til lagring og transport av brenselet er foredlet biobrensel som pellets og briketter bedre egnet, siden de er prosessert og bearbeidet som fører til at fuktighetsinnholdet er minimalisert og energitettheten er optimalisert. I punktene under er det oppsummert det viktigste ved disse biobrenselene i forhold til valg av brensel til et nær- eller fjernvarmeanlegg. Pellets: Pellets er et homogent produkt som er produsert av rent biobrensel uten tilsetningsstoffer. Pelleten blåses direkte inn i et lager fra lastebil, og oppfører seg nesten som et flytende brensel pga av de små dimensjonene på

22 de sylindriske enhetene. Standarddiameterne for pellets er 6, 8 og 12 mm. Det krever derfor ikke en nedgravd silo som lager. Dette medfør at lagret kan utformes som en mye billigere konstruksjon enn for flis og briketter, og det er også vanlig at det brukes prefabrikkerte siloer for å minimere denne kostnaden. Systemet for innmating av brensel og forbrenningsutstyret er ofte enklere oppbygd for pelletsbaserte løsninger, noe som også gir utslag i kostnadene for anlegget. Pellets har en høyere energitetthet enn øvrige typer biobrensel, hvilket medfør at lagrets størrelse kan reduseres deretter. For mindre anlegg (opp til 500 kw) er det ofte en fordel med pellets, ettersom dette er et brensel som er mer homogent og gir en enklere og mer stabil drift. Briketter / tørr flis: Briketter og tørr flis er slått sammen som en gruppe ettersom de i utgangspunktet har behov for samme utforming av lager og tilsvarende utstyr for innmatning og forbrenning. Dette gjelder under forutsetning av at flisen er tørr og homogen i forhold til fuktighet og størrelse. Brensellagret utformes oftest som en nedgravd silo, hvor det er tilrettelagt for at en trailer kan tippe brenselet rett ned i siloen. Det vanligste er at man tipper lasset bakover, men det kan også tippes sideveis. En silo for sidetipp blir som oftest litt dyrere ettersom denne må bygges lengre. Brennverdien i briketter er vesentlig høyere (3 til 4 ganger) enn flis regnet per løs m 3, og for flis medfører det derfor at lageret må være større. Det er viktig at flisen er hogd og ikke knust, som gir en annen kvalitet. En annen løsning som ikke krever nær- eller fjernvarmerør er å installere en bio,- olje eller gasskjel og et vannbårent system i hvert enkelt bygg for seg. I den aktuelle bygningen trenges et fyrrom med pipe eller eventuelt en kontainer hvor kjelen står i. For næringsbyggene, som er vist i tabell 2, er det snakk om i størrelsesorden rundt 100 kw. Hvis en tenker seg en biokjel vil pelletskaminer være de mest aktuelle løsningene som nevnt tidligere. Når det installeres en biokjel bør man installere en olje- eller gasskjel som spisslast/backup løsning. På de kaldeste dagene i året kobles olje eller gasskjelen inn for å dekke kundens oppvarmingsbehov. Den økonomiske optimale kapasiteten på en biokjel ligger på % av full effekt. Dette gir normalt en energidekning på 80 til 90 % av det årlige energibehovet til oppvarmingsformål. Et overdimensjonert biobrenselanlegg gir mindre muligheter for å utnytte biobrensel ved lavlast, da tekniske og miljømessige forhold tilsier at et biobrenselanlegg ikke bør driftes med lavere last enn 20 til 30 %. Økonomiske vurderinger Investeringskostnaden for en ferdig varmesentral med biokjel ligger erfaringsmessig mellom kr pr. installert kw inklusive bygg, rør og så videre. Dette er relativt høye investeringskostnader, og man bør derfor bruke denne kjelen så mye som mulig for å senke investeringene pr produsert kwh varme. Til gjengjeld er fyringskostnadene relativt lave. Biokjelen vil i dette tilfellet dekke omtrent 90 % av varmebehovet til kundene i et normalår. Det vil ikke være økonomisk lønnsomt å installere en biokjel som kan dekke hele behovet i de kaldeste periodene på grunn av de høye

23 investeringskostnadene. Derfor installerer man i tillegg en oljekjel for å dekke topplasten de kaldeste dagene. Oljekjelen har lavere investeringskostnader og høyere brenselskostnader, og passer derfor godt til å dekke topplasten. Den brukes kun når biokjelen ikke klarer å levere nok varme til kundene. Investeringen for en oljekjel er erfaringsmessig rundt 1000 kr pr. installert kw inklusive bygg, rør og så videre. For en nærvarmesentral inklusiv biokjel og oljekjel med kapasitet på omtrent 1 MW (se tabell 2) vil den totale investeringskostnaden bli på mellom 3,5 5,5 millioner. For å få til en lønnsomhet i slike anlegg er det viktig at ikke blir for lange strekninger hvor det legges rør, siden rørkostnadene er høye. Man regner med en pris på ca kr/meter inkludert grøftearbeider, men prisen øker betraktelig i sentrumsområder og ved trafikkerte steder. Disse kostnadene som er diskutert til nå gjelder for én varmesentral for et nær- eller fjernvarmanlegg. Et annet alternativ er å installere en kjel i hvert enkelt bygg med et vannbårent system. Et grovt overslag over investeringskostnaden for en oljekjel i 100 kw klassen inkludert pipe og annet nødvendig tilbehør som rør, ekspansjonskar osv vil ligge på mellom kr per bygg. Selve det byggtekniske ved fyrrommet er ikke inkludert i prisen. Et grovt overslag over investeringskostnaden for en biokjel som er basert på en pelletskamin i 100 kw klassen inkludert silo ligger på omtrent kr. Når en benytter en biokjel må man i tillegg investere i en spisslast/backupenhet som ofte er det en olje- eller gasskjel. Derfor blir den totale investeringskostnaden for en biokjel inkludert backup løsning omtrent 1 million kr per bygg. Det må gjøres en nøye vurdering i forhold til hvert enkelt næringsbygg og hva slags næring/industri som skal etableres der, om det lar seg gjennomføre økonomisk sett. Det som er avgjørende er hvor stort oppvarmingsbehovet egentlig er. F. eks en verkstedshall, lager osv krever ofte mindre oppvarming enn et kontor. Varmebehovet som er det refereres til i tabell 2 er et veldig grovt anslag.

24 Områdeanalyse Vennesla sentrum Kort beskrivelse av området og utbyggingsplaner i og nær sentrum Nettkonsult har utarbeidet en energi- og klimaplan for Vennesla kommune med fokus på de to treforedlingsindustrifabrikkene, Hunsfos Fabrikker AS og Huntonit AS, som har tilholdssted nær sentrumsområdet. Områdene som er beskrevet er de planlagte utbyggingene av leiligheter og forretningsbygg på Hunsøya og i sentrum, siden disse kan være aktuelle for et fjernvarmenett. I tillegg er Vennesla Ungdomskole, Venneslaheimen og Venneslahallen tatt med i forslaget over fjernvarmetrasé, siden disse har et stort varmebehov og to av de bygningene allerede har vannbåren varme. Figur 1 viser områdene som er beskrevet i denne områdeanalysen. Det foreligger flere utbyggingsplaner i Vennesla kommune. Prosjekter med lang avstand i forhold til fjernvarmenettet faller naturlig utenfor lista over potensielle kunder til fjernvarme. Dette gjelder også for eneboligprosjekter, fordi kostnader for tilknytning til hver enkelt bolig blir for høy i forhold til mulig energileveranse (dvs. overføringskostnad i øre per kwh blir for høy). For boligprosjekter står en igjen med større boenheter som 2- og 4-mannsboliger, samt leilighetsprosjekt, disse har samlet større varmebehov per enhet som gjør at overføringskostnadene blir akseptable. - Området Smååsane ligger like vest for Moseidmoen og er derfor gunstig plassert i forhold til en eventuelt fjernvarmeutbygging. Det er her planer om utbyggingprosjekt med 500 boenheter, som med tilsvarende forutsetninger som i tabell 1, gir et totalt potensiale for fjernvarme på ca.3,5 GWh. Men som tidligere nevnt faller eneboliger ut som interessante pga. lavt energibehov i forhold til tilknytningskostnader. Hvor stor andel av de 500 boenhetene som er større enheter som leilighetskompleks etc. er ikke kjent og bør kartlegges nærmere. Dersom energibehovet for fjernvarme er tilstrekkelig høyt vil dette selvsagt være interessant å tilknytte fjernvarmenettet.

25 Venneslahallen, ungdomskole og Vennesla Hunsfos fabrikker AS og planlagt utbygging av Huntonit Figur 12 Kart over Vennesla som viser områdene som er tatt med i denne analysen

26 Følgende områder ligger for langt unna i forhold til tilknytning til fjernvarme, men kan være interessante å vurdere nærmere i forhold til separate nærvarmeanlegg: - Hægelandsheimen: Har vannbåren varme, men ligger for langt unna til å kunne tilknyttes et fjernvarmenett. En nærvarmeutbygging er mulig, men anslått oppvarmingsbehov er relativt lite (0,2 GWh) - Skarpengland Ungdomsskole: Har vannbåren varme, men ligger for langt unna til å kunne tilknyttes et fjernvarmenett. Energibehov på ca. 0,4GWh muliggjør imidlertid en nærvarmeutbygging. - Solsletta Barnehage: Har vannbåren varme, men ligger for langt unna til å kunne tilknyttes et fjernvarmenett alene. En nærvarmeutbygging er mulig, men anslått oppvarmingsbehov er relativt lite (0,07 GWh). Energi og effektbehov i forhold til den foreslåtte systemløsningen i energi og klimaplanen Utgangspunktet for å kunne etablere et fjernvarmenett i Vennesla sentrum er dampbehovet til fabrikkene. Disse fabrikkene har nå olje- og elektrokjeler. Energi- og klimaplanen foreslo et biobrenselanlegg. Figur 2 viser et forslag over fjernvarmetrase som er utarbeidet i energi- og klimaplanen. I rapporten er det ikke fastsatt noe sted for varmesentralen, men den kan enten plasseres ved Hunsfos Fabrikker eller ved Huntonit. Figur 13 Traséforslag for damprør og fjernvarmerør (Kilde: Nettkonsult Energi- og klimaplan Vennesla kommune)

27 I forhold til damp/varme- og effektbehovet til fabrikkene tas det med utdrag fra energi og klimaplanen som Nettkonsult har utarbeidet: Hunsfos Hunsfos Fabrikker AS har et samlet dampbehov på ca. 100 GWh, fordelt på ca driftstimer. Dampen produseres av dampkjeler, som enten blir tilført energi i form av tungolje med lavt svovelinnhold, eller elektrisitet. Det er totalt 2 oljefyrte kjeler (hvorav 1 er automatisert og 1 er reservekjel) og 3 elektrokjeler (hvorav 1 er automatisert og 2 er reservekjeler). Hvorvidt dampen produseres av tungolje eller damp bestemmes av de til enhver tid gjeldende markedspriser: For 2005 og 2006 foregikk for eksempel en stor del av dampproduksjonen ved tungolje pga. relativt høg pris på elektrisitet (uprioritert kraftavtale). Som det fremgår av Figur 3 under er det noe sesongvariasjon i effektbehovet, mens kortsiktige variasjoner (dvs. over typisk en time) er små. At kortsiktige variasjoner er små gjør det relativt enkelt å regulere et evt. bioanlegg. Spesifikasjon for levert damp er ca. 20bar og 225 C. En god del av damp- og varmebehovet ligger på lavere trykk og temperatur, dette skjer gjennom enten trykkavlastning eller varmeveksling. Figur 14 Effektvariasjon Hunsfos over året (Kilde: Nettkonsult Energi- og klimaplan Vennesla kommune) På grunn av langsiktige endringer i effektforbruket for Hunsfos, vil man i teorien kunne dekke 100 % av dampbehovet ved bruk av biobrensel i stedet for el/olje. I så fall vil man kunne dimensjonere anlegget utifra max. effektbehov på ca. 14MW. Imidlertid fremgår det av Figur 3 at dette effektbehovet har lav brukstid. Ettersom høy brukstid er avgjørende for lønnsomhet, er 12MW ansett for å kunne være en passende effektstørrelse for anlegget. Uten mer detaljerte forbruksdata er det ikke mulig å finne eksakte tall på hvor stor energidekning som oppnås med 12MW, men over 90 % er realistisk. Optimalisering av størrelsen av biokjel er noe som kan vurderes nærmere i de detaljerte økonomiske betraktninger som ligger som en del av det videre arbeid.

28 Det kan ligge et betydelig energieffektiviseringspotensiale i å varmeveksle spillvarme fra høye temperaturnivåer med varmebehov på lavere temperaturnivå, imidlertid ligger dette utenfor arbeidet i denne rapporten, som kun tar for seg produksjon av eksisterende dampmengder ved hjelp av biobrensel i stedet for olje/el. Huntonit Huntonit AS har et samlet dampbehov tilsvarende Hunsfos, dvs. ca. 100 GWh, fordelt på ca driftstimer. Dampen produseres av dampkjeler, som enten blir tilført energi i form av tungolje med lavt svovelinnhold, eller elektrisitet. Det er totalt 2 oljefyrte kjeler og 1 elektrokjel. Hvorvidt dampen produseres av tungolje eller damp bestemmes av de til enhver tid gjeldende markedspriser (tilsvarende som for Hunsfos). I motsetning til Hunsfos har Huntonit liten sesongvariasjon i effektbehovet, mens kortsiktige variasjoner er relativt store: Svingningene i dampforbruk er fra 10 MW til 22 MW opp til 6 ganger i løpet av en time. (80 % av tiden ligger det mellom 12 og 19 MW. Disse raske endringene er reguleringsteknisk vanskelig å håndtere for et bioanlegg, som bør ha mest mulig stabile operasjonsbetingelser. Spesifikasjon for levert damp er ca. 24bar og 315 C. En god del av damp- og varmebehovet ligger på lavere trykk og temperatur, dette skjer gjennom enten trykkavlastning eller varmeveksling. Effekt [MW] Effekt [MW] Figur 15 Eksempel på effektvariasjon Huntonit per minutt (Kilde: Nettkonsult Energi- og klimaplan Vennesla kommune) På grunn av de hurtige endringer i effektforbruket for Huntonit, vil man antageligvis ikke kunne dekke dampbehovet med biobrensel utover en grunnlast på typisk MW. Med 7100 driftstimer gir dette en energidekning av biokjelen på ca. 80 % av dampbehovet ved bruk av biobrensel i stedet for el/olje. Optimalisering av størrelsen av biokjel er noe som kan vurderes nærmere i detaljerte økonomiske betraktninger som ligger som en del av det videre arbeid.

29 Det kan ligge et betydelig energieffektiviseringspotensiale i å varmeveksle spillvarme fra høye temperaturnivåer med varmebehov på lavere temperaturnivå, imidlertid ligger dette utenfor arbeidet i denne rapporten, som kun tar for seg produksjon av eksisterende dampmengder ved hjelp av biobrensel i stedet for olje/el.

30 Fjernvarme Skulle en kombinert sentral for levering av damp til Hunsfos og Huntonit, samt varme til fjernvarmenettet være aktuell, vil sommerlast for fjernvarmenettet også leveres av biokjelen, fordi dampbehovet er relativt stabilt over året. Kun i perioder med samtidig produksjonsstans på begge bedrifter vil det ikke være aktuelt å benytte biokjelen pga. for lavt effektbehov. Følgelig vil energiandel dekket av biobrensel være høyere for et kombinert anlegg i forhold til et separat fjernvarmeanlegg. I forhold til et fjernvarmenett i Vennesla sentrum er det samlede energibehovet estimert til ca 6 GWh som er vist i tabell 1. Dette inkluderer både eksisterende bygg med vannbåren varme (kun kommunale bygg med vannbåren varme er med i denne oversikten), samt nybygg. For eksisterende bygg uten vannbåren varme er en avhengig av økonomisk støtte for å få realisert en tilknytning til et fjernvarmenett. Nye gjeldende byggforskrifter gjør at nybygg vil måtte tilrettelegge for vannbåren varme, og følgelig vil kunne tilknyttes uten å være avhengig av støtteordninger. Tabell 7 Energibehovet til nye og eksiterende bygg i forhold til et fjernvarmenett. (Kilde: Nettkonsult Energi- og klimaplan Vennesla kommune) Bygg Areal Oppvarmingsbehov Kommentar [m 2 ] [GWh/år] Venneslahallen ,3 Eksisterende kommunalt bygg med vannbåren varme. Det er antatt at et gjennomsnittlig spesifikt forbruk på 100kWh/m 2 kan dekkes av fjernvarme. Vennesla Ungdomsskole ,45 Eksisterende kommunalt bygg med vannbåren varme. Det er antatt at et gjennomsnittlig spesifikt forbruk på 100kWh/m 2 kan dekkes av fjernvarme. Venneslaheimen ,65 Eksisterende kommunalt bygg med vannbåren varme. Det er antatt at et gjennomsnittlig spesifikt forbruk på 100kWh/m 2 kan dekkes av fjernvarme. Hunsøy , boenheter med antatt gj.sn. størrelse på 80m 2. Normtall for årlig energiforbruk på 105kWh/m 2, av dette antas at 55% kan dekkes ved fjernvarme 1 Det foreligger også planer om forretningsbygg på Hunsøya, hvis disse blir realisert vil de selvsagt også være interessante i