Forstudie Hogaåsen boligfelt fornybart energisystem

Transkript

1 Forstudie Hogaåsen boligfelt fornybart energisystem Oppdragsgiver: Oppdragstaker: Eid Kommune, Einar Hessevik, prosjektleiar ReNorway AS, Pieter Koopmans, teknisk direktør ReNorway AS, 24. mars 2015

2 Sammendrag For den planlagte utbyggingen av «Hogaåsen bustadfelt» i Eid kommune vurderes det energi- og miljøeffektiv varmeproduksjon basert på varmepumpe og energibrønner i fjell (geoenergianlegg). I den forbindelse er det utført målinger inkl. en termisk responstest på en testbrønn på eiendommen. Resultatene viser at et geoenergianlegg egner seg godt som energikilde. Flere alternative måter for varmeproduksjon/-distribusjon har blitt vurdert ut fra kvalitative fordeler og ulemper. Den fullstendig sentraliserte løsningen, der en felles varmesentral (med felles brønnpark) distribuerer varme og varmtvann ut til det enkelte hus/rekkehus, har pekt seg som den mest aktuelle og har blitt utarbeidet. En brønnpark på tretten brønner i kombinasjon med en varmepumpe på 140 kw kan dekke ca. 95 % av det totale årlige energibehovet til romoppvarming og varmt vann, som er estimert til ca kwh. Med en anslått årsvarmefaktor på 3,3 gir dette en årlig besparelse på ca kwh. Totale investeringskostnader er estimert til kr 5,6 mill. Driftsmodellen viser at investeringen kan være lønnsom, forutsatt at Eid kommune investerer i infrastruktur og at Enova støtter prosjektet. Lønnsomheten er dessuten i stor grad avhengig av utbyggingstakten. I beregningene er det antatt at boligfeltet er bygget ut etter åtte år. Driftsmodellen som er aktuell i Hogaåsen oppfyller kravene for å søke om konsesjon. Da er det også mulig å innføre tilknytningsplikt om man følger regler for dette. Man kan da «tvinge» brukerne til å bruke fornybare løsninger, samtidig som man er sikret at anlegget er lønnsomt. 1

3 Innholdsfortegnelse Sammendrag Prosjektbeskrivelse Bakgrunn Framgang prosjekt Lokale forutsetninger Testbrønnen Bergart Løsmassemektighet Grunnvannsbevegelse, permeabilitet, osv Testbrønn Grunnvannsnivå Temperaturgradient Termisk responstest Valg av systemløsning prinsipp for varmeproduksjon Desentralisert eller sentralisert varmeproduksjon Fullstendig sentralisert løsning Dimensjonering fjernvarmeanlegg Energibehov til romoppvarming og varmtvann Dimensjonering av total varmepumpeytelse Energi- og effektbelastning for energibrønner Infrastruktur Økonomiske forhold Estimering av investeringskostnader Mulige betalingskonsept for forbrukere Mulige støtteordninger Konsesjon og tilknytningsplikt Konsesjon Priser Frivillige avtaler Ved tilknytningsplikt Konklusjon og anbefalt videre fremdrift

4 1 Prosjektbeskrivelse 1.1 Bakgrunn Eid kommune har planlagt utbygging av boligfeltet Hogaåsen, med oppstart i løpet av I dette forstudiet, som ReNorway har utført på oppdrag fra Eid kommune, vurderes det energieffektiv og miljøvennlig varmeproduksjon basert på varmepumpe og energibrønner i fjell (geoenergianlegg). Det eksisterende fjernvarmeanlegget i Nordfjordeid, som er sjøvannsbasert, har ikke tilstrekkelig kapasitet til å forsyne boligfeltet. Grunnen som energikilde kan i prinsippet utnyttes på følgende to måter, i et lukket system med kollektorer, og i et åpent system der grunnvann blir pumpet opp. Energien som trekkes ut av fjellvolumet på et lavtemperaturnivå løftes ved hjelp av en varmepumpe opp til et tilstrekkelig temperaturnivå for bruk i et vannbårent varmesystem. For både lukkede og åpne systemer kan et geoenergianlegg i tillegg til varme også produsere kjøling. For dette prosjektet er det et lukket system med energibrønner og kollektorer som er aktuelt. 1.2 Framgang prosjekt For å kunne vurdere om et geoenergianlegg kan etableres som fornybar energikilde i området Hogaåsen har det blitt boret en testbrønn. Gjennom tester gir brønnen informasjon om blant annet fjellstruktur, dybde til grunnvann og fjellvolumets evne til å transportere energi. Varmeproduksjonen kan etableres på forskjellige måter. Valg av det mest aktuelle alternativet vil være basert på tekniske, økonomiske og miljømessige hensyn. Det mest aktuelle alternativ vil utarbeides nærmere: dimensjonering av anlegget, investeringskostnader og organisering (konsesjon og tilknytningsplikt). 3

5 2 Lokale forutsetninger 2.1 Testbrønnen Testbrønnen har følgende karakteristika: Dybde: Dybde til fjell: Foringsrør, L/D: Diameter, borehull: Kollektor: Kollektorvæske: 249 meter 0 meter 3 meter / 168 mm 140 mm til 150 meters dyp, resterende med 136 mm Enkel U, PE80 PEM 40x2,4 mm PN10 (SDR17). Glatt kollektor HX35 Plassering av testbrønnen er vist i figuren under. Testbrønn Figur 1 Utbyggingsområdet og plassering av testbrønn 2.2 Bergart Fjellgrunnens evne til å transportere energi varierer fra bergart til bergart, og også innenfor en og samme bergart. Jo høyere varmeledningsevne, dess bedre egnet er fjellgrunnen for etablering av et geoenergianlegg. Området hvor det nye boligfeltet skal bygges er iht. NGUs geologiske kartdatabase: Gneis, en blanding hovedsakelig av granittisk gneis, biotittgneis og øyegneis. 2.3 Løsmassemektighet Dybde til fast fjell påvirker investeringskostnadene, da meterprisen for boring gjennom løsmasser er ca. fire ganger så høy som for fjellboring. I tillegg har løsmasser normalt langt dårligere varmeledningsevne enn fjell. Det ideelle for etablering av et geoenergianlegg er én til to meter overdekning, med andre ord tilstrekkelige løsmasser for graving av grøfter til rørføring mellom brønntopper og samlekum/energisentral. I området der testbrønnen er boret, og i hele åssiden for øvrig, er fjell stedvis synlig i dagen. Det antas derfor at det i aktuelt område for resterende brønner ikke er dypere til fjell enn ca. 2 meter. 4

6 2.4 Grunnvannsbevegelse, permeabilitet, osv. Enkelte steder kan det under boring påtreffes vannførende sprekker i fjellet. Dette kan medføre en varierende grunnvannsbevegelse i brønnen som ikke nødvendigvis varer over tid, og som kan opphøre helt når det bores flere brønner i området og trykkforskjeller utjevnes. Med egnet topografi og oppsprukket fjell kan man enkelte steder også oppleve at brønnparken «gjennomskylles» av grunnvann i bevegelse, noe som normalt er positivt for en brønnpark. Vanligvis kan det imidlertid antas at grunnvannet er relativt stillestående ved de aktuelle dyp. For vurdering av vannførende sprekker for den testede brønnen, se kapittel 3.2. Figur 2 Prinsipiell oppbygging av en energibrønn 5

7 3 Testbrønn Foruten den termiske responstesten er følgende målinger utført på testbrønnen: grunnvannsnivå, temperaturgradient før responstest og temperaturgradient umiddelbart etter responstest. 3.1 Grunnvannsnivå Grunnvannsnivået er en viktig faktor i forbindelse med dimensjonering av et lukket geoenergianlegg, da varmeoverføringen mellom kollektoren og berget kun skjer i den vannfylte delen av energibrønnen. Over grunnvannsstanden er det luft som har stor termisk motstand, slik at varmeoverføringen her er ubetydelig i denne sammenheng. Ved lavt grunnvannsnivå kan det være aktuelt å injisere en termisk masse i den tørre delen av brønnen, slik at hele kollektoren får god termisk kontakt med fjellvolumet rundt brønnen. Dette er ofte et rimeligere tiltak enn å kompensere med flere borede brønnmeter. Grunnvannsnivået i testbrønnen ble både før og etter termisk responstest målt til 36,5 meter under brønntopp, noe som betyr at kun ca. 85 % av hele brønndybden kan regnes som effektiv. Kontrollmålinger bør foretas når flere brønner skal bores. Det kan forventes at grunnvannsnivået kan stå noe høyere i lavereliggende områder på tomten. Ved grunnvannsnivå lavere enn ca. 15 meter anbefales å injisere termisk masse i tørr del av brønnen, i stedet for å kompensere med dypere/flere brønner. 3.2 Temperaturgradient Temperaturen i fjellvolumet og grunnvannet som omslutter energibrønnene varierer noe fra sted til sted, og er ofte direkte koblet mot stedets uteluft årsmiddeltemperatur. I lavlandet i Sør-Norge er gjennomsnittlig temperatur i de øvre meter som regel mellom 6 og 10 C, mens i kaldere klima kan utgangstemperaturen ligge helt ned mot 3-5 C. For et geoenergianlegg som primært skal benyttes til oppvarming er det bedre jo høyere utgangstemperaturen er. Figur 3 Måling av temperaturgradient Det er foretatt målinger i hele testbrønnens profil, både før og etter utført termisk responstest (se figur 4). Gjennomsnittlig «urørt» temperatur for testbrønnen ble målt til 8,0 C og den termiske gradienten ( m) er på ca. 20,4 K pr. km. Målt gradient etter testen og observasjoner fra boring av testbrønnen underbygger at det ikke er betydelige grunnvannsbevegelser i den vannfylte delen av brønnen. Den raske avkjølingen av kollektorvæsken i det øvre sjiktet av brønnen (rød kurve) skyldes høyst sannsynlig at det spruter inn kjølig vann gjennom sprekker også i den «tørre» delen av brønnen. Mye tyder på at dette renner inn ganske høyt i brønnen og kjøler ned kollektoren før det dreneres ut ved ca. 40 meters dyp. Dette fenomenet kan være sesongavhengig, og relatert til perioder med mye nedbør og/eller snøsmelting. Figur 4 Målt temperaturgradient, før og etter TRT 6

8 Temperatur Forstudie - Hogaåsen boligfelt fornybart energisystem 3.3 Termisk responstest Termisk responstest har blitt utført for å måle fjellvolumets evne til å transportere energi. Den utføres ved at man kobler en testrigg mot kollektorene i en ferdig boret energibrønn. Kollektorvæsken sirkuleres ved hjelp av en pumpe i testriggen. Etter en periode med kun sirkulasjon slås elektriske varmeelementer på og oppvarmet væske sirkulerer i kollektoren. Temperaturstigningen i kollektorvæsken logges sammen med andre parametere gjennom hele testperioden, som typisk varer i minimum timer. Jo flatere temperaturkurve, dess bedre evne har brønnen og omliggende fjell/grunnvann til å absorbere tilført energi. Loggede temperaturer fra responstesten er vist i Figur Fluidtemperatur till borrhål Fluidtemperatur från borrhål Lufttemperatur Figur 5 Loggede data, testbrønn Timmar Temperaturutviklingen i kollektorvæsken er lagt inn i et simuleringsprogram, og følgende representative verdier er beregnet: Fjellgrunnens effektive varmeledningsevne: Borehullets termiske motstand, varmeuttak: Borehullets termiske motstand, varmedump: Tabell 1 Testbrønn 3,05 W/m,K 0,11 K/(W/m) 0,085 K/(W/m) Beregnet effektiv varmeledningsevne er middels god, sammenlignet med verdier fra andre tester i landet. Beregnet borehullsmotstand er i tråd med hva som kan forventes for denne typen installasjon. 7

9 4 Valg av systemløsning prinsipp for varmeproduksjon 4.1 Desentralisert eller sentralisert varmeproduksjon Selve varmeproduksjonen kan prinsipielt tenkes utført på følgende alternative måter: 1. Fullstendig desentralisert. Hvert hus/rekkehus installerer hver sin varmepumpe og borer hver sin energibrønn, tilpasset behovet. 2. Delvis desentralisert. Hvert hus/rekkehus installerer hver sin varmepumpe, men henter energi fra felles energibrønnpark. 3. Delvis sentralisert. Som over, men med felles varmepumpe for klynger av hus (iht. utbyggingstakt) 4. Fullstendig sentralisert. Én felles varmesentral som distribuerer varme og varmtvann ut til det enkelte hus/rekkehus I tabellen under er det vurdert kvalitative fordeler (+) og ulemper (-) for de ulike alternativene. Parameter Alt. 1. Fullstendig desentralisert Teknisk utførelse - Flere, grunnere brønner + Kortere grøfte- /rørtraséer Alt. 2. Delvis desentralisert + Færre, dypere brønner - Behov for felles samlerør i grøfter, fra/til brønner Alt. 3. Delvis sentralisert +/- Samme som for alt. 2 - Behov for felles rom for varmepumpe, etc. pr. klynge Alt. 4. Fullstendig sentralisert +/- Samme som for alt. 2 - Krever også distribusjonssystem for varme og varmt vann. Store avstander, begrenset varmeleveranse - Krever separat varmesentral (bygg) Energibesparelse Investeringskostnad Administrasjon Fleksibilitet Annet Tabell 2 + Avhengig av løsing, god energibesparelse, ingen ekstra pumpeenergi - Høy investeringskostnad med mange små enkeltanlegg + Hvert hus eier sin installasjon, og har god kontroll på sin besparelse + Utvides iht. utbyggingstakt - Høyere totale servicekostnader - Boligeier kan velge bort varmepumpe! + God energibesparelse, noe økt energibehov til pumpedrift + Lavere investeringskostnad enn alt. 1 pga. færre/dypere brønner - Vanskeligere å administrere dersom uttak fra brønner skal måles/faktureres + Enkelt å administrere dersom andel av energibrønner inngår i salgssum pr. tomt + Investeringer i VP, etc iht utbyggingstakt - Brønnpark bør helst etableres initielt, men kan også utvides iht. utbyggingstakt - Tilnærmet samme behov for service som alt. 1 - Boligeier kan velge bort varmepumpe! + Som alt. 2 - Noe redusert pga. varmetap i rørstrekk, redusert COP ved dellast + Noe lavere enn alt 1/2 pga. samkjøringsgevinst - Økt investerings-behov for varme-måling pr. huseier - Økt investerings-behov til fellesrom for varmepumpe. +/- Samme som for alt. 2 - Fordeling av varmeforbruk, servicekostnader, etc. må administreres - Hvem eier varmesentralen? + Sannsynligvis lavere enn alt. 1-3? Reduserte kostnader for VP, brønnpark, etc. må veies opp mot økte kostnader for varmesentral (bygg) distribusjon, vekslere, målesystem, etc. + Åpner for ekstern eier av produksjonsanlegg, som selger ferdig varme til beboere - Krever system for måling/fakturering +/- Som alt. 2 - Store initielle kostnader, selv om også dette alternativet kan tenkes bygget ut iht. utbyggingstakt, både VPytelse og brønnpark + Noe lavere servicekostnader enn for alt. 1/2 pga. færre VP-anlegg - Alle i klynge må være enig i investering, etc + Laveste servicekostnader + Tilknytningsplikt Alternativ 4 anses som mest aktuelt basert på følgende vurderinger: - Dette gir den laveste totale investeringskostnaden - Dette sikrer en høy andel fornybar energi - Dette har den enkleste organiseringen som sikrer høy andel fornybar energi 8

10 - Dette sikrer god drift av anlegget gjennom profesjonell drift. Dette gir den enkleste løsningen for beboerne Dersom man velger å ikke gå videre med alternativ 4, anses alternativ 1 som mest aktuelt fordi organiseringen rundt alternativ 2 og 3 blir for komplisert. Det kan da være aktuelt å bistå utbyggerne med å finne den beste individuelle løsningen som sikrer en høy andel av fornybar energi. 4.2 Fullstendig sentralisert løsning Med dette alternativet etableres det en felles varmesentral som distribuerer varme og varmtvann ut til den enkelte boenhet. Varmepumpe henter energi fra en felles brønnpark. De viktigste fordelene med denne løsningen sammenlignet med de andre alternativ er: - En ekstern aktør kan være eier og stå for teknisk drift av varmesentralen, og slik sett opptre som en fjernvarmeleverandør. Dette kan blant annet gjøre det enklere å gjennomføre tilknytningsplikt, som sikrer Eid kommune et bærekraftig boligfelt. - Totale investerings- og servicekostnader for ferdig utbygd anlegg vil høyst sannsynlig være lavere enn de andre alternativ. - Kundene betaler et fast beløp per måned for varmt vann, både tappevann og til romoppvarming. Da vil det ikke være bruk for dyre energimålere. De viktigste ulempene er: - Behov for betydelige initielle investeringskostnader, før hele boligfeltet er ferdig utbygget. Kostnadene for brønnpark og energisentral kan delvis følge utbyggingstakten. - Krever relativt kostbart distribusjonssystem for både varme og varmtvann, sett opp mot de relativt begrensede energimengdene som skal distribueres. - Økt varmetap fra distribusjon. Spesielt gjelder dette for distribusjon av varmtvann, hvor nettet må holdes varmt hele året. Prinsipielt kan energiopptakssystemet i hver tilkomstvei for eksempel etableres som skissert i figuren under. Alternativt kan energibrønner etableres i friområdene, så lenge innbyrdes avstand på 20 m opprettholdes. Antall samlekummer kan da reduseres. SAMLEKUM 1 VARMESENTRAL, SEPARAT BYGG SA MLEKUM 2 EL. KJEL VARMEPUMPE SAMLEKUM 3 VVB SAMLEKUM 4 T/R VARME VARMTVANN + VVC Figur 6 Denne løsningen krever tilgang via kumlokk til hver samlekum, mens hver brønntopp kan tildekkes og inngå i terrenget. 9

11 5 Dimensjonering fjernvarmeanlegg 5.1 Energibehov til romoppvarming og varmtvann I tabellene under er det satt opp et foreløpig anslått energi- og effektbehov til romoppvarming og varmtvann for det nye boligprosjektet i Hogaåsen. Totalbehov er beregnet ut fra et antatt areal for 60 boenheter med et gjennomsnittlig areal på 160 m 2, dvs. totalt m 2 oppvarmet areal. Varmtvannsbehovet er anslått relativt høyt, ut fra antagelse om at det i dette prosjektet primært vil flytte inn familier med barn/ungdom i huset. Energibehovet til ventilasjonsvarme er ikke medtatt her. ENERGI Romoppvarming 30 kwh/m2, år kwh/år Varmtvann kwh/boenh, år kwh/år Tot. oppvarming kwh/år Tabell 3 Basert på graddagstall for Nordfjordeid ( ) er varmebehovet pr. måned beregnet, varmtvannsbehovet er fordelt jevnt utover: Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Tot Graddagstall (71-00) % 12.4 % 12.0 % 9.8 % 6.2 % 3.7 % 2.5 % 2.9 % 5.2 % 8.1 % 10.9 % 13.2 % % Romoppvarming, kwh Varmtvann, kwh Totalt, kwh Tabell 4 EFFEKT Romoppvarming 25 W/m2 240 kw Varmtvann* 16 W/m2 150 kw Tot. oppvarming 41 W/m2 390 kw Tabell 5 * Effektbehovet til varmtvann er basert på normal installert elektrisk effekt i varmtvannsberedere, anslått til gjennomsnittlig 2.5 kw pr. boenhet. Denne effekten skal normalt ikke medtas fullt ut ved dimensjonering av varmepumpe. 5.2 Dimensjonering av total varmepumpeytelse Total varmepumpeytelse for et boligprosjekt beregnes gjerne ut fra % av dimensjonerende netto effektbehov til oppvarming. For dette prosjektet betyr dette summen av netto romoppvarmingsbehov og et gjennomsnitt av tappevannsbehovet. Gjennomsnittlig tappevannsbehov er iht. tabell 3 ca. 30 kw. Dimensjonerende netto effektbehov for dimensjonering av varmepumpeytelse blir dermed ca. 270 kw. Dersom man legger til grunn en effektdekning på 60 % gir dette en total varmepumpeytelse på 162 kw, mens 50 % effektdekning gir en total varmepumpeytelse på 135 kw. For et boligprosjekt bør ekvivalent driftstid for en korrekt dimensjonert varmepumpe ligge i området timer. Med en god systemløsning bør varmepumpen kunne dekke ca. 95 % av det årlige varmebehovet (romoppvarming + varmtvann). En total varmepumpeytelse på 162 kw vil da få en ekvivalent driftstid på x 0.95/162 = timer, mens en varmepumpeytelse på 135 kw gir ekvivalent driftstid på timer. Ut fra ovennevnte baseres de videre beregningene på en total varmepumpeytelse på ca. 140 kw. 10

12 I tabellen under er det anslått månedlige dekningsgrader for varmepumpe. Dette gir følgende oppsett for månedlig varmepumpeproduksjon: Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Tot Totalt, kwh Dekningsgrad, VP 90 % 92 % 95 % 98 % 98 % 98 % 98 % 98 % 98 % 98 % 92 % 90 % 95 % VP-produksjon, kwh Tabell Energi- og effektbelastning for energibrønner For beregning av energi- og effektbelastning mot energibrønner må det antas en årsvarmefaktor og en COP ved dimensjonerende forhold for varmepumpe. Det er forutsatt lavtemperatur gulvvarme og en god systemløsning for produksjon av varmt tappevann. Følgende verdier er antatt: - Årsvarmefaktor, varmepumpe: COP ved dim. vinterforhold: 3.0 I tabellen under er det ut fra erfaringer anslått månedlige varmefaktorer for varmepumpe. Det er antatt en systemløsning der varmepumpe (vekselvis) leverer mot romoppvarming og varmtvann. Varmefaktoren vil normalt være lavere ved varmtvannsproduksjon, da varmepumpe skal levere mot en høyere temperatur. Dette gir følgende oppsett for månedlig energiuttak fra energibrønner: Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Tot VP-produksjon, kwh Varmefaktor, VP Fra energibrønner, kwh Tabell 7 Ved dimensjonerende vinterforhold (varmepumpe med full ytelse 24 t/døgn) vil den foreslåtte varmepumpen belaste brønnene med ca. 93 kw. Det er foreløpig antatt at brønner bores langs de fire tilkomstveiene. Det er utført flere simuleringer hvor antall brønner, dybder og innbyrdes avstand er variert. Basert på foreløpige beregninger og de oppsatte kravene, er det kommet frem til en total brønnpark bestående av totalt 3760 effektive meter (vannfylt eller fylt med termisk masse). Antall brønner og optimal dybde pr. brønn må avgjøres når priser for de ulike alternativene er innhentet. Tabell 8 viser antall hull og tilhørende dybde for ulike alternativer. Brønnene i hver rekke bør ha en innbyrdes effektiv avstand på minimum 20 meter. Antall brønner Effektiv dybde (m) Innbyrdes avstand (m) Tabell 8 11

13 5.4 Infrastruktur I dette forslaget plasseres energisentralen sentralt i boligfeltet, i et grønt område. Det antas at utbygging av infrastrukturen skjer samtidig med det øvrige rør- og grøftearbeid i boligfeltet og at det legges inntil tomtegrensen. For fjernvarmeanlegget trenges følgende: - Krets for varmt vann, fordelt i to sløyfer som forsyner hver sin del av boligfeltet. Vannet er høytemperert, rørene må derfor være isolerte. Vannet brukes til oppvarming av tappevann og romoppvarming. Total lengde t/r er stipulert på ca m. - Rør for frikjøling, fordelt i to sløyfer som forsyner hver sin del av boligfeltet. Vannet har en lav temperatur, rørene kan være uisolerte. Total lenge t/r er stipulert på ca meter. I lønnsomhetsberegningene i neste kapittel forutsettes det at kommunen tar kostnadene for utbygging av infrastrukturen. Det anbefales å ta dette inn i tomtepris på størrelses regulert grunnlag. 12

14 6 Økonomiske forhold 6.1 Estimering av investeringskostnader Det er regnet på investeringskostnader der det er tatt utgangspunkt i antall tomter som er planlagt i Hogaåsen, og at disse blir forsynt av en felles sentral (alt. 4). Det er også brukt en byggestandard som ligger mellom TEK 10 og TEK 15 med tanke på energiforbruk til romoppvarming, og varmtvannsbehovet er oppjustert noe, basert på erfaringer i bransjen. Den totale investering, som inkluderer infrastruktur, brønnpark og energisentral er estimert til ca 5,6 mill kr, der infrastruktur og energisentral er de investeringene som koster mest med en pris på 2,1 mill kr hver. I tabellen under vises en estimert investeringsoversikt: Infrastruktur Kr Brønnpark Kr Energisentral Kr Totalt Kr Tabell 9 Det forutsettes at kommunen tar investeringen i infrastruktur (ref kap 5.4), som vil føre til lavere investeringskostnader for en tredjepart som kan være villig til å stå som eier av en energisentral. Investeringene i brønnpark og energisentral kan fordeles over fire perioder. Det vil bli en høy investeringssum i starten og deretter vil mindre summer bli spredd ut på de neste årene avhengig av utbyggingstakten i boligfeltet, som er illustrert i grafen nedenfor. Brønnpark og Energisentral investering Figur Mulige betalingskonsept for forbrukere Det antas at boligfeltet har tilknytningsplikt slik at alle enheter i området må koble seg opp til en felles energisentral. Et betalingskonsept kan da være at brukerne betaler en fast sum i måneden basert på størrelse av boenheten som kobles til systemet. Det blir også satt en etableringsavgift som også baserer seg på størrelsen av boenheten. 13

15 Det er lagt til grunn at utbyggingen vil ta 8 år, med mest utbygging i starten med gradvis nedgang i utbyggingsfrekvens. Dette er også brukt med tanke på investering av energisentral og brønnpark. Regler for tilknytningsplikt tatt i betraktning må den årlige prisen per kvadratmeter ikke overskride priser for oppvarming ved hjelp av elektrisitet. I utregningene som er gjort er det blitt brukt 35kr/kvm pr år, samt 250kr/kvm i etableringsavgift. Disse tallene må verifiseres i neste utredning for å sikre at denne løsningen ikke blir dyrere for forbrukerne enn alternative løsninger. For å gjøre en totalberegning er det kalkulert internrente på hele prosjektet. Denne viser avkastning som investeringen gir på de pengene som til enhver tid er bundet opp i prosjektet. Grafen under viser dette gjennom prosjektets utbyggingstid: Internrente under utbygging 25.00% 23.18% 20.00% 19.29% 15.00% 11.82% 17.97% 14.28% 10.00% 5.00% 0.00% 10.72% 13.53% 6.65% 3.89% Figur 8 Denne har tatt utgangspunkt i utregnet kontantstrøm fra år 0 til år 8 (boligfelt totalt utbygd), med planlagt utbyggingstakt av sentral og brønnpark som nevnt tidligere i rapporten. Videre er det sett på kontantstrøm etter utbyggingsfasen, noe som gir en indikasjon på forventet inntjening ved normal driftstid. Det er beregnet fram til år 30 etter oppstart av utbyggingen. Grafen under illustrerer dette: Kontantstrøm etter fullt utbygd Figur 9 14

16 Grafen viser at kontantstrømmen har en jevn økning. Det er her medregnet kostnader for drift av energisentralen. Dette innebærer strøm for drift av varmepumpe, samt faste vedlikeholdskostnader som blir satt av hvert år. Dette er et fastsatt prosentvis beløp basert på investeringskostnad på energisentral og brønnpark. Ved å gjøre en netto nåverdiberegning vises dagens verdi av fremtidige kontantstrømmer. Det vil si alle de fremtidige kontantstrømmene gjort om til samme kroneverdi uttrykt i dagens verdi. Man vil da kunne sammenligne investeringsutgiftene med de fremtidige kontantstrømmene uttrykt i same kroneverdi. Det er her lagt til grunn en rente på 8%, som er et krav Enova har brukt tidligere. Netto nåverdi 20 år Netto nåverdi 25 år Netto nåverdi 30 år Tabell 10 Tabellen viser en positiv netto nåverdi. Dette vil si at med de gitte forutsetninger som er bruk tidligere i rapporten vil dette prosjektet være lønnsomt å investere i. 6.3 Mulige støtteordninger Enova har flere program som støtter prosjekter innen fornybar energi og effektivisering. Det har ingen betydning om det er kommune eller en privat bedrift som søker etter støtte, det som er viktig er gjennomføringsevnen til søkeren. For alle program er det viktig at det søkes før et prosjekt starter, utgifter prosjektet har før man søker kan ikke tas med i søknaden om støtte. Hogaåsen er et prosjekt som Enova er positive til, hvilket program man kan søke støtte i avhenger av hvilket fokus prosjektet har og hvordan det defineres. «Program Fjernvarme» kan brukes når det gjelder felles fjernvarmeanlegg og infrastruktur. Dette programmet har fokus på antall leverte kwh, og da vil en tilknytningsplikt være en positiv faktor i en søknad. «Støtte til introduksjon av ny teknologi» er et annet program som kan være aktuelt. Dette programmet kan gjelde når det innføres eller leveres teknologi som for eksempel bidrar til effektiv og fornybar energiproduksjon, og energigjenvinning. I denne støtteordningen må prosjektet være innovativt. Om et prosjekt får støtte avhenger også av hvor ambisiøst det er, og hvor stor forbilde-effekten kan være. Det kan være positivt med høy byggmessig standard, der det også finnes program på byggsiden hos Enova. Prosjektets omfang og definisjon vil bestemme hvilket program man kan søke støtte i. Størrelsen på støtten blir vurdert i behandling av søknaden og det blir blant annet sett på inntjening og investeringssum som er planlagt for prosjektet, samt andre kriterier basert på type program. Det er avgjørende at alle som bygger i boligfeltet må knytte seg opp til et felles energianlegg. Tilknytningsplikt er et alternativ som kan ligge til grunn i et slikt prosjekt for å sikre inntekter som kan forsvare investering i en felles energisentral. I tillegg forsterker tilknytningsplikt miljøprofilen for boligfeltet. Tilknytningsplikt er beskrevet under. 15

17 7 Konsesjon og tilknytningsplikt Norges vassdrags- og energidirektorat er de som kan gi konsesjon til fjernvarme anlegg. Dette er fastbestemte lover og regler som skal følges. Saksgangen i dette er først en søknad som skal inneholde alle nødvendig opplysninger og presenteres på en organisert måte. Denne går videre til høring som tar ca. seks uker, der det vil bli fattet et vedtak om saken fra NVE. Formål med tilknytningsplikten er å bidra til bedre utnytting av det etablerte fjernvarmeanlegget og for å gi tilfredsstillende lønnsomhet for fjernvarmekonsesjonærene. Tilknytningsplikt er også begrunnet med at dette tilrettelegger for en mer miljøvennlig varmeforsyning enn ved separate varmeløsninger i de enkelte bygg. Innføring av en plikt der byggeiere pålegges en varmeløsning som de ikke nødvendigvis ville valgt selv, kan gi ekstrakostnader og andre ulemper for den enkelte byggeier. For å sikre samfunnet fordeler som er større enn de mulige ulemper for byggeierne, krever lovgiver at fjernvarmeprosjektet skal være gitt konsesjon før tilknytningsplikt vedtas. Tilknytningsplikt er noe konsesjonær kan søke berørt kommune om at det etableres. Plan- og bygningsloven skal følges her, og det er kun nye bygg og ved større ombygginger at denne gjelder. Den skal vedtas av kommune og formaliseres i reguleringsplan. 7.1 Konsesjon Tildeling av konsesjon av NVE forutsetter at det konkrete fjernvarmeprosjektet er funnet å gi en mer samfunnsmessig rasjonell energiløsning enn ved sannsynlig alternativ varmeløsning for de enkelte bygg. Dersom eier og driver av anlegget ikke er den same, er det driver av anlegget som må søke konsesjon. Alle anlegg som produserer mer enn 10MW er pliktig til å søke etter konsesjon. Det er derimot ikke et problem at anlegg som produserer mindre enn dette søker om konsesjon. 7.2 Priser Priser på fjernvarme er i liten grad regulert gjennom energiloven. Gjeldende rammer fremgår av energilovens 5-5. Det må skilles mellom frivillige avtaler og avtaler der byggeier har tilknytningsplikt Frivillige avtaler Om byggeiere uten tilknytningsplikt ønsker å kjøpe fjernvarme må partene bli enig om en pris. Total betaling kan fordeles på tilknytningsavgift, fast årlig beløp og pris pr levert kwh. Konsesjonær kan ha alle tre ledd eller velge å ikke kreve tilknytningsavgift eller årlig avgift. Utgangspunktet for avtalt total betaling for fjernvarme kan være alternativkostnader hos kjøper, vanlig pris hos selger eller andre prinsipper. Frivillige kjøpere og selgere av fjernvarme må selv ivareta sine interesser ved gjennomtenkte avtaleformuleringer Ved tilknytningsplikt Energiloven 5-5 har satt følgende rammer for prissettingen: «Vederlag for fjernvarme kan beregnes i form av tilknytningsavgift, fast årlig avgift og pris for bruk av varme.» Dette betyr at kunden må akseptere at fjernvarmekonsesjonær bruker ulike ledd i sin tariffstruktur Hvis det velges å ta en tilknytningsavgift, skal denne ta utgangspunkt i de kundespesifikke kostnader selskapet har ved å tilknytte den spesielle kunden. Dette gjelder altså avgreiningen fra hovedrøret til 16

18 kunden og kundesentral i bygget. Kundens andel av det generelle rørnettet skal dekkes av den generelle tariffen (fastledd og energiledd). Prisen for fjernvarme skal ikke overskride prisen for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Dette gir kundene som er pålagt tilknytningsplikt en viss sikkerhet mot urimelig høye priser. Sammenligningen gjelder imidlertid bare elektrisitet og ikke andre alternativer til fjernvarme. Når prisene på kraft øker, kan prisene på fjernvarme også endres tilsvarende så lenge en holder seg under denne prisen. Ved beregning av pris for elektrisk oppvarming skal nettleie beregnes ut fra hva en kunde med det aktuelle kraftuttaket ville betale i det konkrete området. Prisen på selve kraften skal beregnes ut fra hva en kjøper kan oppnå i kraftmarkedet. Konklusjon: Det er mulig å søke konsesjon og innføre tilknytningsplikt. Prissetting innenfor Energilovens krav vil gjøre et fjernvarmeanlegg lønnsomt om vi bruker beregningene over. Om det beregnes en kwh pris på 1 kr, inkludert nettleie, vil de prisene som ligger til grunn i utregningene ligge på mellom 60-75% av kostand for det totale oppvarmingsbehovet. 17

19 8 Konklusjon og anbefalt videre fremdrift Konklusjoner og anbefalinger i rapporten er basert på antakelser og foreløpig kunnskap om prosjektet, som arealer, antall boenheter, utbyggingstakt og energi-/effektbehov. Betydelige endringer i disse forutsetningene vil også kunne endre våre konklusjoner og anbefalinger. Resultatet fra forstudiet viser at et felles geoenergianlegg er teknisk og økonomisk gjennomførbart. Med konsesjon og tilknytningsplikt sikrer en faste betalende til et anlegg som gjør det lønnsomt. Det anbefales å arbeide videre med: - Prosjektering av infrastruktur - Utlysing av infrastrukturen - Finansiering og organisering - Søke Enova-støtte og konsesjon/tilknytningsplikt - Detaljprosjektering av teknisk løsning Nye momenter, som bioenergi fra Fjordhestsenteret, tilsier at det kan være aktuelt med alternativ oppvarming, som både kan gi samfunnsmessige fordeler samt økt oppetid for anlegget. Dette kan for eksempel innlemmes i et FoU-prosjekt. Resultatene fra forstudiet tilsier at prosjektet har potensiale for et boligfelt med høy miljøprofil som gjør det til et attraktivt sted å bo. Dette kan også være et eksempelprosjekt der andre kommuner ser til Eid som en miljøinnovatør. 18