Effektundersøkelse Bioenergiprogrammet for landbruket

INNOVASJON NORGE Effektundersøkelse Bioenergiprogrammet for landbruket Varmesalgsanlegg Kåre Gunnar Fløystad, Øyvind Halvorsen & Synne Qvenild 2/1/2013 1

FORORD Hovedansvarlig for rapporten er leder for Bioenergiprogrammet hos Innovasjon Norge, Øyvind Halvorsen. Utarbeidelse, utsendelse og innsamling av svar på spørreundersøkelse er gjennomført av Synne Qvenild, mens Kåre Gunnar Fløystad har stått for arbeidet med analyse av resultater og utarbeidelse av rapporten. Formålet for effektundersøkelsen er å undersøke hva støtten som er gitt gjennom bioenergiprogrammet har ført til. Sentralt her ligger hvordan den oppnådde produksjonen er i forhold til den planlagte produksjonen. Vi vil gjerne takk alle som har bidratt med faglige innspill, kommentarer og råd underveis i prosessen. Dette har utvilsomt bidratt til å heve kvaliteten vesentlig. Enda viktigere er det å rette en stor takk til produsentene som har tatt seg tid til å svare på undersøkelsen. Uten dere hadde det ikke blitt noen rapport. Oslo, februar 2013 Kåre Gunnar Fløystad, Øyvind Halvorsen & Synne Qvenild Forsidefoto: Varmesalgsanlegget Nord Troms Bioenergi foto: Øyvind Halvorsen, Innovasjon Norge 2

SAMMENDRAG Innovasjon Norge har støttet bioenergianlegg siden 2003. Støtten har gått til flere ulike typer og et stadig økende antall anlegg. Varmesalgsanlegg står for en betydelig andel av støtten som er gitt. Undersøkelsen har kartlagt varmeproduksjon, hvordan varmesalg foregår, økonomiske resultater, brensel og anleggsutforming. Observasjonene er drøftet opp mot eksisterende kunnskap om anlegg av denne typen. Samlet gir dette et overblikk over hvordan sektoren ser ut. Innhenting av datamaterialet er gjort gjennom nettbasert spørreundersøkelse og oppfølgende telefonsamtaler. Undersøkelsen har med resultater fra 45 anlegg, hvor det er flest anlegg lokalisert i Oppland. I all hovedsak benyttes flis som brensel. Anleggene er i størrelsesorden 38 2 750 kw, med total installert effekt 19,2 MW. Sentrale resultater fra undersøkelsen: Produsert mengde større enn planlagt Mange av anleggene er unge med kort driftstid. Det er derfor i undersøkelsen tatt utgangspunkt i 28 anlegg som er i full drift, og har en planlagt produksjon på 26,8 GWh. Erfaringene viser en produksjon på 30,4 GWh, som er 13,2 % større enn det som var planlagt. Total planlagt varmeproduksjon for alle anlegg er 41,7 GWh, men dersom forholdet er likt for resterende anlegg vil den komme opp i 47,2 GWh. Klimaeffekt redusert CO 2 -utslipp Den direkte erstatningen av elektrisitet og olje har en klimaeffekt på 5 300 tonn CO 2, når vi legger Nordic Power Mix til grunn for elektrisitet. Samtidig innebærer byggingen av nye biovarmeanlegg, ofte en økning i mengden oppvarmet areal, som følge av nye installasjoner og muligheter. Tap i varmenett - høyt Det er registrert et varmetap i nettet på 20,2 %. Dette er høyt ift. hva som tidligere er anslått i norsk litteratur, men stemmer godt med erfaringer innhentet fra den østerrikske organisasjonen LandsEnergieVerein Steiermark. Investeringer Investeringskostnadene for anlegg er i snitt 6 776 kr./kw, i tillegg kommer investering i varmenett på 3 294 kr./kw. Kostnaden per meter varmenett 2 106 kr./m. og en gjennomsnittlig dimensjon DN = 89. Støttenivå 8 øre/kwh Støttenivået for alle årene sett under et er 32,8 % av investeringsbeløp, eller 1 kr/års-kwh. Beregninger gjort ved bruk av 6 % kalkulasjonsrente og 20 års levetid viser at støtten er 8 øre/kwh produsert. Dette er betydelig lavere enn for grønne sertifikater, som for tiden er på ca. 18 øre/kwh. 3

Økonomi anleggene tjener penger Analysene av økonomiske resultater viser at produsentene i full drift tjener penger, og oppnår en gjennomsnittlig fortjeneste på 14 øre/kwh. Kun ett anlegg har negative driftsresultater. Salgsprisen er 58,1 øre/kwh i snitt. Driftskostnadene er 13,8 øre/kwh, noe som er betydelige høyere enn hva som tidligere er antatt. Gjennomsnittlig brenselskostnad er på 23,7 øre/kwh. Salgsprisen på varme reguleres på svært ulike måter, men regulering etter el- og/eller oljepris er det vanligste, og kontraktene er som oftest på over 10 år. 4

Innhold FORORD... 2 SAMMENDRAG... 3 Innhold... 5 Figurer... 6 Tabeller... 6 Bakgrunn og målsetting... 7 Målsetning for undersøkelsen av varmesalgsanlegg... 7 Metoder og undersøkelsesmateriale... 7 Brukere... 7 Innsamling av data... 8 Utforming av spørreundersøkelsen... 9 Bakgrunn... 9 Anleggsutforming og drift... 9 Varmeproduksjon og klimaeffekt... 9 Varmesalg... 9 Økonomi... 9 Resultater... 10 Bakgrunn... 10 Anleggsutforming og drift... 12 Varmeproduksjon og klimaeffekt... 16 Varmesalg... 18 Økonomi... 20 Diskusjon og konklusjon... 22 Bakgrunn... 22 Anleggsutforming og drift... 22 Varmeproduksjon og klimaeffekt... 23 Varmesalg... 24 Økonomi... 24 Referanser... 27 Vedlegg 1 Energiindeks... 29 5

Figurer Figur 1 Investeringsår for anleggene... 10 Figur 2 Geografisk lokalisering av varmesalgsanleggene... 11 Figur 3 Installert effekt i kw for alle anlegg... 12 Figur 4 Rørdimensjon sett i forhold til effekt... 14 Figur 5 Varmetap hos alle anlegg... 15 Figur 6 Brukstid (års-kwh / installert effekt) sett i forhold til installert effekt... 16 Tabeller Tabell 1 Valg av reservekjel... 12 Tabell 2 Prisregulering for varmesalget... 18 Tabell 3 Investeringskostnader pr. kw... 20 6

Bakgrunn og målsetting Bioenergiprogrammet skal stimulere jord- og skogbrukere til å produsere, bruke og levere bioenergi i form av brensel eller ferdig varme. Siden starten i 2003 og til og med 2012, har bioenergiprogrammet totalt støttet 1900 prosjekter, med totalt 410 mill kr. I tillegg til å gi økt verdiskaping, skal det legges vekt på de ringvirkninger og den kompetanseeffekt programmet kan bidra til. Innovasjon Norge (IN) skal dokumentere både verdiskaping og energieffektivitet for de ulike satsingsområder i programmet. Alle prosjekter som gis støtte må kunne vise til klar reduksjon i utslipp av klimagass. Programmet skal bidra til at landbruket: selger varme basert på biobrensel (varmesalgsanlegg) bruker bioenergi i egne bygninger og virksomhet selger biobrensel Det er et bakenforliggende mål at bioenergiprogrammet skal ha synlig virkning i kulturlandskapet. Derfor legges det stor vekt på at det bygges anlegg som bidrar til utnyttelse av energi fra skog eller kulturlandskap. Alle anlegg som bygges med støtte fra programmet skal derfor bygges for å kunne bruke lokalt produsert brensel. Det er videre et mål at varmeselskapet sjøl eller andre bønder har mulighet til å bli brenselsleverandører (Innovasjon Norge 2012). Målsetning for undersøkelsen av varmesalgsanlegg Effektundersøkelsen gjennomføres for å undersøke virkningene av den støtten som er gitt til varmesalgsanlegg. Effektundersøkelsen tar for seg varmesalgsanlegg som har fått innvilget støtte fra Bioenergiprogrammet for landbruket i perioden 1.1.2003 1.1.2012. Anleggene som er undersøkt er fra små til mellomstore (38 kw 2 750 kw), og er lokalisert over hele landet fra Troms i nord til Aust-Agder i sør. Målsetningene og motivene for undersøkelsen er: 1) Kartlegge faktisk årlig varmeproduksjon i forhold til planlagt varmeproduksjon. 2) Kartlegge utforming av anleggene, og av varmesalgsvirksomheten. 3) Undersøke driftssituasjonen for brukerne, bl.a. økonomi, drift og vedlikehold. Metoder og undersøkelsesmateriale Brukere Undersøkelsen ble sendt ut til 81 varmesalgsprodusenter. Anleggene har total installert effekt på biokjel(er) fra 38 2 750 kw. Anleggene har en eierandel på minimum 50 % fra landbrukseiendom, jfr. retningslinjer for Bioenergiprogrammet (Innovasjon Norge 2012) og selger varme fra anlegget. Anleggene er hentet fra innvilgede saker i tidsrommet 1.1.2003 1.1.2012. Disse respondentene har fått innvilget økonomisk støtte fra Innovasjon Norge for å investere i, og drive med varmesalg. Dette utelukker ikke anlegg som har vært i virksomhet i et lengere tidsrom, da disse kan ha hatt investeringer/utvidelser etc. senere som kvalifiserer til støtte fra IN. 7

Innsamling av data Data er innsamlet gjennom bruk av elektronisk spørreskjema og plattformen til Confirmit. Spørreskjemaet ble sendt ut per e-post i form av en link som var åpen i perioden 20.5 1.7.2012. Det ble sendt ut fire purringer per e-post, og en runde med telefonoppringninger til produsenter hvor det var registrert telefonnummer i internsystemet hos IN og som ikke hadde besvart undersøkelsen. Det var mulig å besvare spørreskjemaet flere ganger, f.eks. for brukere som har mer enn et anlegg. For å sikre at informasjonene ikke gjentas for et anlegg ble det spurt om navn på anlegget, og denne informasjonen er blitt benyttet for å koble svar opp mot internsystemets informasjon om plan. Informasjonen er anonymisert i offentlig behandling av data, noe som respondentene er gjort oppmerksom på. Sensitiv informasjon er ikke koblet opp mot geografiske områder og inngår ikke i dyptgående regresjonsanalyser. Det skal ikke være mulig og indentifisere enkeltprodusenters svar i denne rapporten uten inngående kjennskap til de enkelte varmesalgsanleggene. Spørsmål knyttet til brenselskostnader var ikke presise nok. Det ble derfor gjennomført en ringerunde til produsenter som er i antatt full produksjon for å oppklare dette i januar 2013. Det ble også stilt et kontrollspørsmål til noen av de som hadde oppgitt at de brukte fastpris i kontrakter, for å sjekke hva de oppfattet med dette. Dette viste så sprikende oppfatninger at spørsmålet kun er referert til i resultatene. Responsen Svarprosenten ligger på 86 % (71 anlegg). Av disse er det 45 anlegg som driver med varmeproduksjon og varmesalg. En stor andel har svart at de ikke driver med salg i dag (noe som kan skyldes ulike faktorer), men det er i stor grad anlegg som ikke har startet med produksjonene ennå, evt. har avsluttet produksjonen. For anlegg som ikke har svart kan dette ha sammenheng med at undersøkelsen ble gjennomført i en kort periode, og blant brukerne er det vanlig å drive med annet arbeid. Det kan derfor ha vært utfordringer å få satt seg ned og gjennomført undersøkelsen. Gjennom kontakt med brukere som ikke har svart ble det spurt om det var tekniske problemer med å få svart, men det syntes ikke å være tilfelle. Etableringen av varmesalgsanlegg hadde et toppår i 2010, hvor 1/3 av respondentene startet opp sitt anlegg. Dette gjør at mange anlegg ikke har fått et fullstendig driftsår eller knyttet til seg hele den planlagte kundegruppen foreløpig. Det er derfor gjennomført en skjønnsmessig vurdering, med bakgrunn i svar, saksbehandlersystem og konkret kjennskap til anleggene, på hvor i etableringsfasen anleggene er. En del av resultatene vil derfor gjelde for 28 respondenter, istedenfor 45. Det er også slik at det har vært mulig å hoppe over spørsmål, slik at antallet som har svart kan variere noe. Beregning av støttenivå For å kunne sammenligne støttenivået til biovarmeanlegg med produksjonsstøtte er det gjort beregninger med bruk av amortiseringsfaktor. Til grunn for disse beregningene ligger det en kalkulasjonsrente på 6 % og levetid for anleggene er satt til 20 år. Kalkulasjonsrente på 6 % er satt ut i fra hva som er brukt i Innovasjon Norge for slike beregninger. En levetid på 20 år er også lagt til grunn i flere lignende (NILF 2010 et.al) analyser, og regnes som vanlig. 8

Dette gir en amortiseringsfaktor på 0,087, hentet fra rentetabell. Faktoren sier hvor mye av et beløp på 1 kr. som årlig går med til renter og avskrivninger. Amortiseringsfaktoren benyttes til å beregne en årlig annuitet som divideres med faktisk antall produserte kwh. Samlet gir dette støtte gitt per produserte kwh gjennom anleggets levetid. Utforming av spørreundersøkelsen Bakgrunn Spørreundersøkelsen gir bakgrunnsinformasjon for hvor anleggene er lokalisert (fylke) og når produsentene startet opp sitt første varmesalgsanlegg. Samtidig har respondentene svart på hvordan de har tilegnet seg kompetanse om bioenergiproduksjon og om de har savnet noen form for kursing eller opplæring. Enkelte respondenter er også involvert i mer enn et anlegg, og har fått anledning til å svare for disse både som et helt nytt unikt svar og som en del av undersøkelsen. Anleggsutforming og drift Respondentene har beskrevet anleggene sine med installert effekt fordelt på type og antall kjeler, fabrikkmerke og løsninger for overvåkning og feilvarsling. Sentralt i dette er selvfølgelig type biobrensel og evt. akkumulatortanker og størrelse på disse. Det er også spesifisert brenselshåndtering knyttet til innmatingssystem, maksimal flisstørrelse og brenselslager. Det er også spurt om hvor mye brensel som kjøpes inn, hvordan tilgangen på brensel oppleves og fuktighetsnivå på brenselet som benyttes. Samtidig har de fått spørsmål om hvordan tilsyn med anlegget er organisert og om driftsproblemer. Varmenettet er beskrevet med lengde grøft med varmenett, type rør materiale, enkelt-/dobbelt og maks diameter. Varmeproduksjon og klimaeffekt Hvor mye varme som er produsert er helt essensielt for undersøkelsen, og respondentene er bedt om å oppgi dette for sitt/sine anlegg både for 2010 og 2011, samt om den er sesongbasert eller kontinuerlig gjennom året og produksjon fordelt på ulike kjeler. Verdt å merke seg er at 2010 og 2011 var kalde vintre ift. normalen, med 2010 som den kaldeste vinteren siden 1979 (Yr 2012). De er også blitt spurt om hvilken energikilde anlegget erstatter og hvor mange kwh dette utgjør. Informasjonen brukes til å sammenligne med tall oppgitt i søknaden om tilskudd og for å estimere klimaeffekten av anleggene. Varmesalg Respondentene har oppgitt hvilke kundetyper de har og hvilke løsninger de har for sine kundeforhold. Herunder ligger antall kunder, kontraktstyper og lengde, hvordan prisen reguleres og om de ser muligheter for å øke varmesalget i framtiden. Økonomi Spørsmålene knyttet til økonomi er fordelt både på investeringskostnader og tilskudd, og inntekter og kostnader knyttet til drift. Investeringskostnadene er fordelt på følgende kategorier: 9

Antall anlegg bygd a) Flissilo, inkludert bygningsmessig arbeid b) Teknisk varmeproduksjonsutstyr i varmesentral (biokjel, reservekjel, akkumulator, rørarbeid osv.) c) Varmesentralbygning d) Varmenett I tillegg er de blitt spurt om hvor mye tilskuddet fra IN var, og i hvilken grad dette var avgjørende for å investere i varmesalgsanlegget. Inntekter og kostnader ved drift er knyttet til salgsinntekt, utgifter til kjøp av brensel, drifts- og rentekostnader, avskrivninger og årsresultatet. I tillegg har brukerne oppgitt om de tar ut utbytte fra varmesalgsselskapet. Resultater Bakgrunn Investeringsår for anleggene 14 12 10 8 6 4 2 0 År 2001 År 2002 År 2004 År 2005 År 2006 År 2007 År 2008 År 2009 År 2010 År 2011 År 2012 Figur 1 Investeringsår for anleggene Grafen viser når respondentene startet med første anlegget. 2010 var et veldig aktivt år for Bioenergiprogrammet og står som det året med flest oppstarta anlegg. Samtidig ser vi at det er en relativt ung bransje som inngår i undersøkelsen, og som tidligere nevnt byr dette på enkelte utfordringer for analyser. 10

Oppland Buskerud Hedmark Akershus Østfold Rogaland Troms Telemark Sør-Trøndelag Nordland Vestfold Aust- Agder Sogn og Fjordane Hordaland Nord-Trøndelag Møre og Romsdal Oslo Finnmark Svalbard Vest- Agder Antall anlegg Geografisk lokalisering 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Figur 2 Geografisk lokalisering av varmesalgsanleggene Oversikten viser lokaliseringen av varmesalgsanleggene. Oppland er det største fylket, og følges av andre store bioenergifylker. Kompetanse Varmesalgsprodusentene fikk spørsmål på hvordan man hadde fått kompetanse om bioenergi, og det var anledning til å avgi flere svar. Det viser det seg at 67 % har fått det gjennom forstudie / forprosjekt. 40 % har fått det gjennom kurs og/eller arbeid, og 13 % oppgir utdanning som en kilde til kunnskap. 26 % har oppgitt Annet, og spesifisert bl.a. med egne undersøkninger, litteratur, bekjente og konsulent. På samme tid er det 16 % som oppgir at de har savnet kursing eller opplæring. Temaer som er nevnt er driftstekniske kurs og opplæring fra leverandør på innstillinger av ovn for ulike brenselstyper, tørking av flis, salgskompetanse, tariffsystemer, kapitaltilgang og finansiering. En produsent har også nevnt ønske om kontakt med tilsvarende anlegg vedrørende fliskvalitet og optimal drift. 11

Installert effekt Anleggsutforming og drift Installert biokjel effekt 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Anlegg Figur 3 Installert effekt i kw for alle anlegg Total installert effekt for alle anleggene er 19,2 MW biokjel (45 anlegg). I tillegg kommer 15,7 MW reservekjel effekt. Største installerte biokjeleffekt (samlet for anlegget) er 2750 kw, mens det minste anlegget er på 38 kw. Gjennomsnittlig installert effekt er 426 kw, med median 1 på 350 kw og vanligste anleggsstørrelse er 400 kw. Reservekjel For de 45 produsentene i denne undersøkelsen har 22 reservekjel. Det er 13 oljekjeler, 8 el kjeler og 1 reservekjel for gass. Produksjonen fra reservekjelene totalt er 1,9 GWh (gjennomsnitt for 2010 og 2011). Av dette er 605 500 kwh fra oljekjel, 30 110 kwh el kjel, og 1 282 500 kwh kommer fra anlegg hvor det både kan benyttes olje og el til reservekjel. Det er 26 % som har to reservekjeler. Tabell 1 Valg av reservekjel Valg av reservekjel % Antall El 68 % 13 Gass 5 % 1 Olje 42 % 8 Akkumulatortank Totalt sett er det 31 % som hverken har akkumulatortank eller reservekjel, 9 stykker har begge deler. 44 % har akkumulatortank. 1 Median er den midterste enheten i en rang-ordnet fordeling. 12

Flislager Det er stor forskjell i størrelsen på flissiloene på varmesentralen. Den største er på 1000 m 3, mens det er minste flissilo er på 10 m 3. Gjennomsnittsstørrelsen er på 109 m 3 med en median på 70 m 3. Vanligste størrelse er 50 m 3. Brenselsmating De to vanligste typene mating ut av flissiloen er stangmater (44 %) og sirkelmater (44 %). Resterende 3 anlegg har andre typer mating, eksempelvis skrapemater ut av siloen. Den vanligste brenselsmatingen inn i kjelen er skruer (84 %), mens 7 % har hydraulisk innmating. 4 % oppgir annen innmating, spesifisert til å være kjedetransportør eller redlere. Det er to anlegg som ikke bruker flis. Disse kommer i tillegg og har manuell brenselsmating (traktor). Største flisstørrelse Anleggene er dimensjonert for flisstørrelse 21-30 mm eller 31-100 mm. Den største flisstørrelsen er også den som passer i flest anlegg, 56 %, mens 40 % bruker flis i intervallet 21-30 mm. Det er også to anleggene (4 %) som benytter ved og ikke flis. Overvåkningssystem Respondentene er blitt spurt om hvilken form for overvåkning av anleggene de har, overvåkning over nett og/eller feilvarsling via med SMS. Det siste er det mest vanlige, 82 % har feilvarsling via SMS, og 15,5 % planlegger å anskaffe seg dette. Overvåkning over nett finnes hos 40 % og 9 % planlegger å installere det. Driftsproblemer Driftsproblemer oppleves ved de fleste anleggene (31 av 40 2 anlegg). Den absolutt vanligste årsaken til driftsstans (blant de som har gitt kommentar til dette) er brenselet. Stikkere i flisa, ujevn fliskvalitet og fuktighet er problemer som går igjen hos mange. Slike driftsproblemer er helt identiske med hva som forekommer i større anlegg. Problemer med sensorer, tekniske deler av anlegget (mateskrue, slitasjedeler) og ved strømstans er andre årsaker som går igjen hos flere produsenter. Varmenett Varmenettet varierer i lengde og type. Gjennomsnittlig lengde på varmenettet 3 er 532 meter og median 300 meter. Anleggene har fra 10 meter og helt opp til 2918. I tillegg kommer det fire anlegg som har oppgitt rørlengde 0 meter. Det benyttes PEX eller stål som rørmateriale 4. Et lite flertall av anleggene, 51 %, har valgt stål som rørmaterialet, mens 40 % har PEX. Resterende produsenter, 9 %, oppgir at de har både PEX og stål. Materialvalget leder også igjen til ulike kombinasjoner med dobbelt og enkeltrør. De to vanligste kombinasjonene er enten enkelt stålrør (31 %) eller PEX dobbeltrør (31 %). Dernest følger enkelt PEX rør (20 %). Resterende 18 % av anleggene har ulike kombinasjoner med stål/pex og enkelt/dobbeltrør. Her er det blant annet oppgitt fra et anlegg at de bruker enkeltrør stål som hovedledning og PEX som 2 Det er fem anlegg som ikke er igangsatt, og disse er derfor tatt ut her. 3 Her inngår 36 anlegg, resterende er plukket ut pga. manglende data om antall meter og kostnad. 4 Oppgitt fra alle anlegg 13

Rørdimensjon (DN) stikkledning. Dette kan være tilfelle også for flere anlegg, siden undersøkelsen ikke oppfordret til spesifisering av valgt løsning. 350 300 y = 0,114x + 40,367 R² = 0,4472 250 200 150 100 50 0 0 200 400 600 800 1000 1200 Installert effekt Figur 4 Rørdimensjon sett i forhold til effekt Oversikten gir et bilde av sammenhengen hvor største rørdimensjon er et resultat av installert effekt. Regresjonsanalysen tilsier at en økning i installert effekt skaper behov for å øke største rørdimensjon med 0,114. Her vil de tre anleggene med størst rørdimensjon (DN = 150, 250 og 300) ha stor betydning. Felles for disse tre er at de oppgir å ha planer om vekst i anlegg, og dette kan være grunnen til at de har dimensjonert varmenettet relativt stort. Dersom disse tre fjernes fra regresjonsanalysen øker R 2 -verdien til 0,6759 for ny modell: Y = 0,0827x + 44,277. Den nye modellen forklarer dermed en større andel av økningen. 14

Varmetap i % Varmetap i nett 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Anlegg Figur 5 Varmetap hos alle anlegg Fem av produsentene har ikke oppgitt varmeproduksjon/varmetap, og en produsent er tatt ut pga. feilregistrert informasjon (varmeleveranse til kunde ift. varmeproduksjon fra anlegg). Samlet varmeproduksjon (kjel og reservekjel) for hvert enkelt år er sammenstilt med levert varme samme året. Varmetapet er dermed beregnet med formelen: (1 - levert varme)/produsert varme. For de to årene er det deretter beregnet et gjennomsnittlig varmetap for hver produsent. Det er antatt at det ikke har noen betydning for varmetapet om anlegg er i full drift eller ikke. Gjennomsnittlig varmetap for alle anleggene (39 stk. har svart) blir da 15,8 %, med 95 % konfidensintervall (KI) på +/- 6,8. Medianen er 9,2 %, det laveste varmetapet er 0 % og det høyeste 87 %. Dersom vi tar bort anleggene med varmetap 0 og de 3 anleggene med over 50 % varmetap gir dette et gjennomsnittlig varmetap på 20,2 % med KI 5,5. Medianen blir 16 %, høyeste varmetap 39 % og laveste 2,1 %. Brensel Varmesalgsanleggene bruker i all hovedsak flis som brensel. Et anlegg oppgir å ha vedkjel, et anlegg benytter også kornavrens og et anlegg har en halmfyr som benytter all slags trevirke. 29 % oppgir fuktighetsnivået for brenselet til å være 35 % eller mer, mens øvrige bruker under 35 % fuktighet. På spørsmål om hvordan tilgangen på brensel oppleves er denne tilstrekkelig for alle anlegg med unntak av to. Disse to anleggene kjøper inn 0 % av flisa, og har svart nøytral på spørsmålet. Halvparten av anleggene i undersøkelsen produserer alt brensel selv. 15

Antall timer Varmeproduksjon og klimaeffekt Produksjon større enn omsøkt Gjennom undersøkelsen er det kommet fram at mange av anleggene er i en tidlig oppstartsfase, og har foreløpig ikke nådd full produksjon. Det kan se ut som om dette er situasjonen for 17 av 45 produsenter (37,8 %). Vi regner de resterende produsentene, 28 stk., for å ha anlegg i full drift. Sammenligningen mellom hva som var planlagt ved søknadstidspunkt og hva som er oppnådd på nåværende tidspunkt vil derfor ha en viss usikkerhet. Ut i fra innvilga søknader for disse anleggene var det planlagt en produksjon på 26,80 GWh. Resultatene viser at produksjonen av varme er 30,35 GWh, basert på oppgitt produksjon i snitt for 2010 og 2011 5. Dette er 3,55 GWh (13,2 %) mer enn antatt. Dette kan benyttes for å anslå hva som kan være forventet produksjon når alle anlegg er i full drift. Det er gitt tilslag til søknader med planlagt produksjon tilsvarende 41,7 GWh. Dersom forholdet mellom planlagt og hva som reelt blir produsert holder seg slik som tidligere, vil dette gi en total produksjon på 47,2 GWh når anleggene er fullt utbygd i henhold til planer. Brukstid 8000 7000 6000 5000 4000 3000 Brukstid 2000 1000 0 0 200 400 600 800 1000 1200 Installert effekt Figur 6 Brukstid (års-kwh / installert effekt) sett i forhold til installert effekt Brukstid er et uttrykk for utnyttelsesgraden av anleggene, og er definert som årsproduksjon (i kwh) delt på installert effekt (kw). Gjennomsnittlig brukstid for anleggene med antatt full produksjon (28 stk.) er 2628 timer, med standardavvik (KI = 95 %) +/- 622 timer. Høyeste brukstid er oppgitt til å være 7439 timer og laveste 520. Medianen er 2471 timer. 5 Enkelte anlegg har kun med 2011 tall. 16

Biovarme erstatter fossilt Respondentene ble spurt om hvilke energikilder som biovarmeanlegget erstatter. Elektrisitet og olje er de vanligste tidligere oppvarmingskildene, enten separat eller i kombinasjon. Kun en respondent oppgir gass som en tidligere oppvarmingskilde, og det er derfor ikke sett noe videre på den kategorien. Det er verdt å merke seg at dette er faktisk reduksjon i utslipp ut ifra hva som tidligere var oppvarmingskilder. For nye anlegg vil dette tallet være null, selv om denne produksjonen vil komme istedenfor en alternativ energibærer. Det må også nevnes at samtidig som investeringen innebærer en utslippsreduksjon, så vil reservekjelene (basert på el eller olje) ikke regnes som klimanøytralt. Olje Fra de 47 respondentene i undersøkelsen har totalt oljeforbruk tidligere tilsvart 1 003 750 kwh, olje som nå er erstattet med bioenergi. Dette gir en utslippsreduksjon på 341 275 kg CO2. Til grunn for CO2- beregningen for olje er 340 g/kwh regnet mot oljekjel (LMD 2009). Elektrisitet Totalt erstattet el-forbruk er 23 546 750 kwh, noe som utgjør en utslippsreduksjon på 4 968 364 kg CO2. Til grunn for CO2-beregningen på elektrisitet 6 er det brukt Nordic power mix, med samme begrunnelse som for Klimaløftets klimakalkulator (Klimaløftet 2012). Dette innebærer 0,211 kg CO2 per kwh erstattet. Det er forutsatt at ingen av produsentene tidligere kjøpte opprinnelsesgaranti for strøm. Økning i varmeproduksjonen For å undersøke om varmeproduksjonen har endret seg i forhold til tidligere, er det tatt utgangspunkt i de anleggene som er regnet for å være i full drift (28 stk.). Av disse er det fire anlegg som ikke har oppgitt noe tidligere forbruk av el, olje eller gass. Vi ser bort i fra disse når vi undersøker om varmeproduksjonen er økt, slik at beregningene knyttet til endring av varmeproduksjon er basert på 24 anlegg. Tidligere varmeproduksjon fra olje Tidligere varmeproduksjon fra elektrisitet Totalt tidligere varmeproduksjon Nåværende biovarmeproduksjon Økt forbruk av varme 17,08 GWh 8,76 GWh 25,84 GWh 28,19 GWh 2,35 GWh Som vi ser av oversikten har investeringen i biovarmeanlegg bidratt til å øke varmeforbruket med 9,1 %. Dette må ses i lys av at anleggene i en del tilfeller også er oppgradert, utbedret og utvidet. Totalt har 8 av 45 produsenter oppgitt at biovarmeanlegget ikke har erstattet noe tidligere varmeproduksjon. Dette vil dermed si nye anlegg, men det er viktig å ta med seg at denne varmen også erstatter en eller annen form for oppvarming selv om dette ikke kommer til uttrykk fra produsenten. 6 St. meld. 39 (2008-2009) sier at erstatning av elektrisitet vil ha liten klimaeffekt (s.115). Samtidig forutsetter også meldingen samme reduksjonsfaktor for elektrisitet og fyringsolje (s.116), noe vi anser som feil. Det er derfor her benyttet en annen kilde for beregning av reduksjon i utslipp av CO2 per kwh elektrisitet. 17

Varmesalg Prissetting og prisregulering Det finnes flere ulike modeller for hvordan varmeprisen til kunden settes, noe som tilbakemeldingene i undersøkelsen reflekterer. Det finnes flere kombinasjoner for prissetting, - både kombinasjon av et effektledd og betaling for forbruk, kun betaling for forbruk eller ulike kombinasjoner med fast pris hvor varme inngår som en del av husleie etc. Veien til biovarme vises det til at dette kan være en fast sum (som skal dekke både faste og variable kostnader) eller en deling av varmeprisen i et fast og et variabelt ledd. For begge alternativene anbefales det å ha en form for prisregulering basert på indekser (Nobio 2011). Valg av indeks er et forhandlingstema med kunde, men på et generelt grunnlag kan det være lurt å knytte seg opp mot kostnadsdrivere for prosjektet (konsumprisindeks - KPI) eller alternative energibærere (olje, el, gass). Ut i fra svarene som ble gitt i undersøkelsen viser det seg at dette gjøres på mange ulike måter, og at det i mange tilfeller er flere faktorer med i bildet. Resultatene av dette er gjengitt i tabell 2. Tabell 2 Prisregulering for varmesalget Elektrisitet Olje Virkepriser Konsumprisindeks Energiindeks 7 Annet 64,4 % (29 stk.) 31,1 % (14 stk.) 20,0 % (9 stk.) 17,8 % (8 stk.) 8,9 % (4 stk.) 17,8 % (8 stk.) Respondentene ble bedt om å oppgi om varmeprisen var regulert i forhold til elektrisitet, olje eller annet. Kategoriene virkepriser, KPI og energiindekser er skilt ut i fra denne kategorien med bakgrunn i at disse gikk igjen på flere av svarene. Det som da er gjenstående i kategorien annet er egne avtaler/indekser og SSB indekser. Det er fullt mulig at flere av disse er KPI eller energiindeks. Enkelte produsenter sier også at de har ulike prismodeller til ulike kunder, og at kontrakter kan være utformet med minste- og makspris. Om kundene Vi tar her for oss de to største kundegruppene, offentlige virksomheter/bygg og private bedrifter/industri. Hensikten med dette er å forsøke å identifisere noen trekk ved de to største kundekategoriene, noe som kan være lurt å kjenne til for eksisterende og nye varmeprodusenter. Det gjøres oppmerksom på at 6 anlegg i utvalget (13,3 %) leverer til begge sektorene, mens 5 anlegg (11,1 %) ikke leverer til noen av disse. Offentlige virksomheter/bygg Den vanligste typen kunder for produsentene er offentlige virksomheter/bygg, 53,3 % av anleggene i undersøkelsen leverer til denne kundetypen. Regulering av varmeprisen er i større grad bundet opp mot indekser enn energibærere, med unntak av elektrisitet hvor sektoren er som resten av utvalget, 66,7 % (mot 64,4 % i utvalget). Det er kun 16,7 % (31,1 % i utvalget)som regulerer pris ift. olje og 8,3 % som har virkespris som en faktor (20 % i utvalget). KPI er valgt av 25 % (17,8 % i utvalget) og 16,7 % (8,9 % i 7 Med energiindeks menes konsumprisindeks for energivarene elektrisitet, fyringsoljer og annet brensel. Se vedlegg av energiindeks for perioden. 18

utvalget) som har valgt energiprisindeks. Kategorien Annet, som vi tidligere har pekt på at kan inneholde indeksregulering er også pekt på fra 20,8 % mot 17,2 % i undersøkelsen ellers. Av anleggene med leveranser til offentlige virksomheter/bygg er det 25 % som også leverer til private bedrifter/industri, 8,3 % til boligfelt og 12,5 % oppgir at de leverer til annet i tillegg til offentlige virksomheter/bygg. Private bedrifter/industri Undersøkelsens nest største kategori er private bedrifter/industri som er en kundetype for 48,9 % av anleggene. De private bedriftene/industrien har i større grad valgt å regulere varmpris mot energibærere enn hva som var tilfelle for de offentlige virksomhetene/byggene. Elektrisitet er valgt av 59,1 % (snitt for undersøkelsen 64,4 %), olje 40,9 % (snitt for undersøkelsen 31,1 %) og virkespris er valgt av 27,3 % (snitt for undersøkelsen 20 %). Samtidig er ulike indekser svært lite brukt til regulering av varmeprisen, kun 9,1 % regulerer etter KPI og 4,5 % energiprisindeks (snitt for undersøkelsen er henholdsvis 17,8 % og 8,9 %). Det er likevel en viss usikkerhet knyttet til dette, da kategorien annet er oppgitt av 18,2 % (snitt for undersøkelsen 17,8 %). De private bedriftene som det leveres til kan også være eid av eieren(e) av biovarmeanlegget. Dermed kan produksjon av varme ha ulike mål/motiv enn å være et rent leverandør-kundeforhold. Av anleggene med leveranser til private bedrifter/industri er det 28,6 % som også leverer til offentlige virksomheter/bygg. Kontraktslengde En av de viktigste faktorene for varmesalg er å vite at det er kunder som ønsker å kjøpe varmen som produseres. Der er viktig å skaffe seg forutsigbarhet knyttet til investeringsbeslutningen og i videre drift. Derfor vil kontraktslengde være viktig for varmeprodusenten, så vel som for kundesegmentet. Dette gjenspeiler seg i kontraktslengden på avtalene som er inngått. I vår undersøkelse oppgir 53,3 % at de har avtaler på over 10 år, altså over halvparten. 26,7 % har avtaler på 6-10 år, mens 20,0 % har kontrakter på 1-5 år. Kontraktslengden for leveranser til offentlig virksomheter/bygg skiller seg klart fra undersøkelsens gjennomsnitt. Her oppgir 70,8 % av respondentene at de har kontrakter på over 10 år, mens det tilsvarende tallet for undersøkelsen var 53,3 %. Videre har 25 % kontrakter på 6 10 år, mens bare 4,2 % har korte kontrakter på 1 5 år. Kontraktslengden er for leveranser til private bedrifter/industri er mer lik undersøkelsen for øvrig. 50 % av kontraktene er over 10 år, 22,7 % har 6-10 år og 27,3 % har kontrakter på 1 5 år. Tilsvarende for hele undersøkelsen er 53,3 %, 26,7 % og 20 %. Vi ser altså at offentlige virksomheter i større grad enn private, har inngått lange avtaler. Det er også her vi finner flest korttidskontrakter. 19

Økonomi Investeringskostnad For å kunne sammenligne investeringskostnader er de oppgitt i forhold til installert effekt. Legging av varmerør inkluderer mange ulike usikkerheter (eks. bebyggelse, grunnforhold, antall meter rør, type rør), og kan utgjøre en stor andel av total investeringskostnad (Eid Hohle 2005). Disse presenteres derfor i et eget underkapittel. Gjennomsnittlig investeringskostnad 8 er 6776 kr./kw, med en median på 6319 kr./kw. Dersom vi ser nærmere på de ulike kostnadskategoriene kan vi finne gjennomsnittstall for investeringskostnad pr. installerte effekt, se tabell 3. Tabell 3 Investeringskostnader pr. kw Kostnadskategori 9 Investeringskostnad / installert effekt Flissilo, inklusiv bygningsmessig arbeid Teknisk varmeproduksjonsutstyr i varmesentral Varmesentralbygning 1 166 kr./kw. 10 4 309 kr./kw. 11 1 268 kr./kw. 8 Kostnad for varmenett Varmenettet har som tidligere nevnt en gjennomsnittlig lengde på 532 meter 12. Den gjennomsnittlige kostnaden per meter er 2106 kr./m. og median 1680 kr./m. Laveste kostnad er 400 kr./m. og høyeste 10 000 kr./m. Totalt for alle anlegg er det investert ca. 47 mill. kr. i varmenett, noe som utgjør 27,6 % av total investeringskostnad. Kostnad for varmenett/kw installert effekt for nevnte 36 anlegg er 3 294 kr./kw. Støttenivå Anleggene med antatt full produksjon (28 stk.) har totalt mottatt 30,27 millioner kr. i investeringsstøtte og det er installert effekt biokjel 12 853 kw. Dette gir et støttenivå på 2 355 kr/kw installert effekt. Produksjonen fra disse anleggene er 30,35 GWh, noe som gir ca. 1 kr./års-kwh. 91 % av respondentene oppgir også at tilskuddet fra IN har vært avgjørende for at anlegget ble bygget. Ved bruk av amortiseringsfaktoren 0,087 (for 6 % kalkulasjonsrente og 20 års levetid) gir dette en årlig annuitet av støttenivået på 2,85 mill. kr. Dette gir en støtte på 8 øre/produsert kwh. Produsentene har selv oppgitt hvor mye støtte de har mottatt fra IN. Totalt for alle 45 anleggene er dette 53,3 mill. kr, hvor av maksimal støtte er 5 mill. kr. og minste 46 000 kr. Gjennomsnittlig mottatt støtte er 1,2 mill. kr, men med en median på 716 000 kr. Total installert effekt er som tidligere nevnt 8 44 respondenter har oppgitt total investeringskostnad 9 Noen av respondentene har ikke oppgitt spesifikk kostnader for hver kategori. Derfor vil summen av kostnadskategoriene avvike noe fra totalkostnad ved summering. 10 39 respondenter har spesifisert kostnad flissilo 11 43 respondenter har spesifisert kostnad teknisk varmeproduksjonsutstyr og varmesentralbygning 12 36 respondenter inngår, 4 plukket pga. 0 meter, og resterende manglet spesifikasjon. 20

19,2 MW, og dette gir et støttenivå på 2 776 kr/kw. Den totale investeringen er på 170 mill. kr. og dette viser at for hver støttekrone som er gitt har det resultert i en investering 3,2 ganger større. Driftskostnader Brenselskostnad Innhenting av kostnader til brensel viser et svært diversifisert bilde når det gjelder pris og andel innkjøpt brensel. Halvparten av anleggene oppgir at de produserer alt brensel selv, 11 % kjøper inn 1-50 % av brenslet og 39 % kjøper inn 51-100 %. Slik spørreskjemaet var utformet var det på denne måten umulig å beregne kostnad til brensel, siden det virket som om flere anlegg kun hadde oppgitt det de betalte for innkjøpt brensel. Det ble derfor innhentet supplerende opplysninger for anleggene som hadde antatt full produksjon (se tidligere beskrivelse). Resultatet av dette er brenselskostnadene i 2011 for 24 anlegg. Dette gav oss en gjennomsnittlig brenselskostnad på 23,7 øre/kwh når all produksjon ses samlet. Ved å ta utgangspunkt i hva som gjelder for de enkelte anleggene får vi et snitt på 22,5 øre/kwh, og median 23 øre/kwh. Den høyeste kostnaden var på 37,5 øre/kwh, mens den laveste var 6 øre/kwh. Den svært lave kostnaden kom fra et anlegg som brukte rester fra høvlerivirksomhet. Standardavviket for brensel var på 7,1 øre/kwh, slik at de fleste anleggene vil ha en brenselskostnad i intervallet 15,9 30,1 øre/kwh. Arbeidstimer til drift I gjennomsnitt blir det produsert 4480 kwh / arbeidstime. Det er imidlertid stor variasjon i hva som er oppgitt, og det har ikke vært mulig å påvise noen signifikant sammenheng mellom arbeidstid og produsert varmemengde. Det er heller ikke påvist noen sammenheng mellom arbeidstid og driftsstopp. Salgsinntekt og driftskostnad per produsert kwh Salgsinntektene produsentene får avhenger av hvilken produksjon de har. Gjennomsnittlig salgsinntekt 58,1 øre/kwh produsert. De laveste salgsinntektene er på 23,3 øre/kwh og høyeste inntekt er 103,3 øre/kwh, median 62,7 øre/kwh. Tilsvarende beregning er gjennomført for driftskostnadene. Dette gir en gjennomsnittlig driftskostnad på 13,8 øre/kwh. De laveste driftskostnadene er 1,8 øre/kwh og maksimalt 37 øre/kwh, median 12,8 øre/kwh. Dette gir et gjennomsnittlig dekningsbidrag på 44,3 øre/kwh produsert. Det er her tatt utgangspunkt kun i produsenter som vi antar har full produksjon (28 stk.), og det er beregnet ut i fra snitt per år. Det er heller ikke i beregnet noe ekstra kostnad for arbeidstimer, men forutsetter at dette er inkludert fra respondentene når de har oppgitt driftskostnader. Driftsresultat produsentene tjener penger I undersøkelsen er produsentene bedt om å oppgi driftsresultat for sin varmeproduksjon. Ved å se på de 28 anleggene som er i full produksjon, viser det seg at de oppnår positive driftsresultater. Kun et anlegg har negativt driftsresultat i snitt for 2010 og 2011, mens to anlegg har oppgitt at de går i null. Resterende 25 anlegg har positivt driftsresultat. 21

Driftsresultatet varierer mellom anleggene og variasjonen øker naturlig nok for anlegg med større produksjon. Største fortjeneste er 54 øre/kwh, mens det negative resultatet er på minus 92 øre/kwh. Sett i forhold til produsert antall kwh gir det et gjennomsnittlig driftsresultat på 14 øre/kwh. Vi har også sett nærmere på driftsresultatene til anlegg som leverer til offentlige virksomheter/bygg og de som leverer til private bedrifter/industri (tre anlegg leverer til begge). Det er 14 anlegg med leveranse til offentlige virksomheter/bygg. Disse anleggene har et gjennomsnittlig driftsresultat på 15 øre/kwh. Til sammenligning er gjennomsnittlig driftsresultat for anlegg som leverer til private bedrifter/industri (15 anlegg) noe bedre, - med et resultat på 21 øre/kwh. Diskusjon og konklusjon Bakgrunn Utbyggingen av varmesalgsanlegg skjer i typiske bioenergistrøk. Sett i sammenheng med resten av Bioenergiprogrammets portefølje er det klart at fylker som Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus og Østfold er store bioenergifylker totalt sett. Dersom en tar med gårdsvarmeanlegg kommer imidlertid også Nord-Trøndelag blant de største fylkene, selv om dette ikke er tilfelle for varmesalgsbransjen. Varmesalgsbransjen er også ung i denne sammenheng, med 2010 som et toppår. Dette kan ha sammenheng med en svært kald vintersesong, og har vært en viktig faktor for at flere så seg om etter andre oppvarmingsalternativ enn strøm og olje. Våre resultater viser at produsentene i liten grad har savnet kursing eller opplæring. Dette står i kontrast til at kompetanse tidligere er blitt sett på som en betydelig barriere for økt utbygging av lokale varmesentraler og nærvarmeanlegg (Enova 2007), selv om denne også viser til at aktører med mindre erfaring opplever manglende kompetanse som et mindre problem. Grunnen til dette skyldes nok at Bioenergiprogrammet støtter forstudie og tilbyr kurs, og det kan også ha sammenheng med en utvikling i bransjen siden 2007. Det har vært en økning i antall anlegg og flere leverandører har fått erfaring. Det kan også være fordi kompetansebehovet ikke ligger hos varmesalgsprodusentene. Forstudie og kurs som er gjennomført i forkant av prosjektet er åpenbart også en nøkkelfaktor for å sikre kompetanse. Anleggsutforming og drift Varmetapet i anleggene er her definert som forskjellen mellom produksjon og leveranse, og er ikke målt eksplisitt.16 av 39 produsenter har ingen differanse mellom produsert og levert varme. Det er unaturlig å se for seg at det ikke finnes tap i distribusjonsnettet, men det kan hende disse produsentene ikke har registrering begge steder eller et faktureringssystem som gjør at kunde betaler for dette tapet. Det er også 3 produsenter som oppgir svært store tap fra 54 til 87 %. Det kan selvfølgelig være tilfellet at dette stemmer, men kan også ha sammenheng med at det er i en tidlig fase for anleggene og at de ikke har etablert en full kundegruppe. Østerrikske LandesEnergieVerein Steiermark (LEV) har satt fokus på varmetap i biomassebaserte og CHP-anlegg, og jobbet med å forbedre kvaliteten i anlegg som bygges. Før det i 2006 ble det satt i gang et kvalitetsforbedringsprogram, var det stor spredning i varmetap på anleggene, med et snitt på 20 % og 22

maksimumsverdi på 48,5 %. For anlegg bygd i perioden 2006-2011 ble dette forbedret til et snitt på 12,4 %, med maksimumsverdi 28,1 % (Malik 2012). I denne undersøkelsen er gjennomsnittlig varmetap 15,8 %, men dersom anlegg som ikke har et registrert varmetap utelukkes stiger varmetapet til 20,2 %. Disse resultatene er i samsvar med erfaringene fra Østerrike. Samtidig viser Eid Hohle (2005) til at store fjernvarmenett har et varmetap på 5-10 %, mens NVE (2004) har forutsetter et varmetap på 10 %. Det kan hende at varmetapet er beregnet på ulike måter eller at det snakk om ulike fjernvarmenett. Samtidig er økende antall tilkoblingspunkt med på å øke varmetapet, slik at det varmetapet det opereres stemmer bedre med erfaringene til LEV. Når vi ser rørnett ift. installert effekt kan det også syntes som om to av anleggene (DN300 og DN250) har dimensjonert rørnettet sitt for kapasitetsutvidelser. Dette har vi undersøkt nærmere og det viste seg å ikke være tilfellet. De to anleggene har et varmetap under snitt i undersøkelsen. Tap i varmenett bør være gjenstand for videre undersøkelser, da det avviker så mye fra tidligere antagelser. Etter vårt syn bør man også vurdere å starte et kvalitetsforbedringsprogram, i likhet med Østerrike, for å sørge for mer optimal ytelse i bransjen. Varmeproduksjon og klimaeffekt I oversikten er det særlig tre anlegg som utgjør en betydelig del av varmeproduksjonen, og som har store differanser til hva som var planlagt på søknadstidspunktet. Dette er nærmere undersøkt, og for et av anleggene var differansen knyttet til svært gale anslag. Det kan derfor være vanskelig å bruke dette som en konklusjon for hvordan varmeproduksjonen totalt sett vil være ift. søknad, når alle anleggene er fullt utbygd. Resultatene viser at avviket mellom hva som er oppgitt som antatt produksjon i søknad og faktisk produksjon basert på erfaring, varierer og er på 13,2 %. Dette kan skyldes flere faktorer, f.eks. usikre prognoser ved planlegging, endring i varmeforbruk, utetemperatur i 2010 og 2011 m.m. Vi anser likevel avviket for å være begrenset gitt antall usikkerhetsfaktorer som kan påvirke produksjonen og størrelsen på utvalget. Forholdet mellom planlagt varmeproduksjon og faktisk varmeproduksjon viser seg å stemme bra, og faktisk ha en positiv korrelasjon når vi ser på anlegg i full drift. Her kan det selvfølgelig stilles spørsmål ved om vårt utplukk er riktig ift. anlegg med antatt full produksjon, men vi mener sammenligningen mellom oppnådd produksjon ift. planlagt må baseres på anlegg som er ferdigstilt. Tiden fra Innovasjon Norge innvilger støtte, til anlegget skal være ferdigstilt kan være opp til 3 år. Samtidig planlegges og dimensjoneres et anlegg for en lang levetid, og det kan være ulike årsaker til at ikke alle kunder er påkoblet ved oppstart. På den andre siden kan det da stilles spørsmål ved om alle anlegg kommer til å få på plass alle kundeavtaler, slik at produksjonsplanen nås. Dette kan avdekkes ved å gjennomføre en lignende undersøkelse for samme anlegg på et senere tidspunkt, men man bør da korrigere med graddagstall. Brukstiden for anleggene er 2628 timer, noe som er høyere enn 2200 timer benyttet hos Xrgia (Halset & Havskjold 2007), men litt lavere enn erfaringene fra Belbo & Fisknes (2012) som hadde 2900 timer (inneholdt også gardsvarmeanlegg og veksthus). Noe av årsaken til differansen fra 2 200 timer kan ligge i 23

at anlegg kan ha kjel både for grunnlast og en for spisslast. Da er det optimalt med en brukstid på 3 4 000 timer for grunnkjel (M. Rosenberg pers.med.). Flere anlegg har en svært lav brukstid. Dette kan tyde på at anleggene er dimensjonert feil, og/eller at det er et potensiale for å øke produksjonen med eksisterende anlegg. Vi regner det siste som mest sannsynlig. Klimaeffekten i undersøkelsen er gjort med basis i forutsetningene om at bioenergi er klimanøytralt. Dette har vært diskutert (Hoel, Holtsmark & Holtsmark 2012 et.al.), men vi legger til grunn biovarme som en klimanøytral kilde, slik LMD (2009) har gjort. Varmesalgsanleggene har dermed en direkte klimaeffekt på 5 300 tonn CO 2. Dette mener vi må betraktes som et absolutt minimum. I de fleste tilfellene er varmesalgsanleggene nye anlegg, - uten tidligere produksjon. Det må bemerkes at omregningsfaktoren for fyringsolje som LMD har benyttet og vi har brukt her (340 g CO 2 /kwh) kan syntes høy. Dette har sammenheng med hvilken virkningsgrad departementet har lagt til grunn for fyringskjelene. Tallet vil være lavere dersom man tok utgangspunkt kun i nye oljekjeler. Det er ikke beregnet noen klimaeffekt av erstattet oppvarming med gass eller for bruk av reservekjelene. Erstattet varmekilde er også i svært stor grad elektrisitet, slik at evt. endring i hvilken CO 2 -faktor man benytter her vil ha stor betydning. Varmesalg Det er tydelig at det finnes en rekke ulike typer kontrakter, - både mht. lengde, type pris og metode for å regulere pris. Elektrisitet er den vanligste måten å regulere pris på, men andre substitutter er også benyttet. Det offentlige velger oftere generelle indekser, - som KPI, enn det som velges av private aktører. Malik (2012) viser til at man i Østerrike bruker en form for energiindeks, noe som vi fra vårt ståsted ser på som fordelaktig. Det sikrer en prissetting etter så vel substitutt som brenselskostnader, og balanserer risiko mellom både produsent og kunder. Fra LEV vises det også til kontraktslengder på 15 år, noe som samsvarer bra med at drøyt halvparten i vår undersøkelse har kontraktslengde på over 10 år. Fordelt på kategori er det i vår undersøkelse tydelig at offentlige virksomheter binder seg for de lengste kontraktene, men merkelig nok også har flest korttidskontrakter. Vi har ikke klart å finne en fornuftig forklaring på dette. Økonomi Kostnadene for varmenett per meter for denne undersøkelsen er 2 106 kr./m. (gjennomsnittlig DN = 89). Soma Miljøkonsulent (2013) har i tabell oppgitt kostnad per meter i sammenheng med dimensjon. Der vises det til en DN 25 = 1 050 kr./m, DN 100 = 2 000 kr./m og DN 300 = 4 000 kr./m. NVE sin håndbok for kraft og varme (2007) viser kostnader per meter i intervall DN 25 = 1 000 2 050 kr./m., DN 100 = 2 000 4 000 kr./m og DN 300 = 3 800 7 500 000 kr./m. avhengig av hvordan område nettet bygges i (sentrum park). Fra dette kan vi se at rørdimensjonen og hvor nettet legges har stor påvirkning. Siden det er få av varmesalgsanleggene som ligger i sentrumsområder kan dette være en mulig årsak til at kostnadene ligger lavere enn hos NVE. Undersøkelsen gikk ikke spesifisert inn på hvor mange meter i ulike dimensjoner som ble benyttet og hvor mange meter med stål og PEX-rør. Vi har pekt på varmenett, bl.a. som følge av stort varmetap, som 24

et mulig område å gå nærmere inn på. Da vil vi anbefale at det ses mer spesifikt på utforming av rørnett, kostnad for ulike typer og sammenhengen mellom type rørnett og varmetap. Resultatene for varmenett i denne undersøkelse viser en kostnad på 3 294 kr./installert effekt i kw. Samlet sett er kostnadene innenfor det som er presentert i Fønhus (2007) sin studie med kostnader til investering i varmedistribusjon i intervallet 247 3 862 kr/kw, med et snitt på 1 312 kr./kw. Belbo & Fisknes har nettkostnader på 0 1 400 kr./kw, som nok vil ha en svært lav snittkostnad for varmedistribusjon. Investeringskostnadene (varmenett ikke medberegnet) ligger på 6 776 kr. per kw installert effekt, men øker til 10 070 kr./kw når varmenett inkluderes. Den kvalitative undersøkelsen til Fønhus (2007) hadde et snitt på 6 231 kr/kw installert effekt, mens Belbo & Fisknes (2012) viser til et intervall på 6 400 18 000 kr/kw. Begge disse undersøkelsene hadde svært lave rørkostnader og korte rørnett. Erfaringstallene fra Norsk Fjernvarmeforening (Enercon 2003) viser til 10 000 kr/kw installert effekt for små varmesentraler (< 1 MW). Dette understreker nok en gang kostnadene til distribusjonsnett som en springende faktor, noe som får et stort utslag for varmesalgsanleggene i vår undersøkelse. Støttenivået er beregnet per kwh ved bruk av rente på 6 % og 20 års levetid. Dette viste at en støtte er 8,0 øre/kwh. Enova kan for 2011 vise til et tilsvarende støttenivå på 4,5 øre/kwh for alle fornybar varme prosjekter som Enova har gitt støtte til (2012). Enova sine anlegg er betydelig større, og kategorien fornybar varme bredere enn bare bioenergi. Til sammenligning er støtte fra grønne sertifikater til andre typer energiproduksjon ved inngangen til 2013 ca. 18 øre/kwh (Larsson 2013), slik at støtten til varmesalgsanleggene er betydelig lavere. Kalkulasjonsrenten som er valgt vil også ha stor innvirkning. Studiene til Multiconsult (2012) og Bolkesjø, Solberg & Trømborg (2007) har lagt til grunn 7 %, mens NVE viser til 8 % i sin håndbok (2003). Likevel har vi valgt å forholde oss til det som er vanlig hos IN siden dette også er beregningene som legges til grunn for investeringsbeslutningen. En høyere rente vil gitt et støttenivå på 8,6 øre/kwh for 7 % og 9,3 øre/kwh for 8 % kalkulasjonsrente. Driftskostnadene (eksl. brenselskostnad) i denne undersøkelsen er i snitt 13,8 øre/kw, i et intervall på 1,8 37 øre/kwh. Dette er betydelig mer enn hva som til nå er antatt for lignende anlegg. Fønhus (2007) har beregnet gjennomsnittlig driftskostnader til å være 6,5 øre/kwh, innenfor et intervall 3,2 11,2 øre/kwh og Hohle (2005) anslår 3 8 øre/kwh. Forklaringen på betydelig høyere driftskostnader kan komme av at produsenter innenfor varmesalg har mer administrative kostnader enn isolert for private anlegg. Salgsinntektene som framkommer i denne undersøkelsen viser også en stor spredning mellom anleggene, fra 23,3 øre/kwh og helt til 103,3 øre/kwh og med et snitt på 58,1 øre/kwh. Mange av anleggene produserer mye av brenselet selv. Dette gjør at det finnes mange ulike løsninger, og kan være vanskelig å sette en kostnad på det. Eksempelvis er det varmeprodusenter som får betalt for å fjerne avfallsvirke som de benytter, slik at det egentlig er en negativ pris. Vi har valgt å ikke legge inn dette, men forsøkt i størst mulig grad å finne reell kostnad eller be produsentene beregne ut i fra hva de selger/kunne solgt brenselet for. Brenselskostnad som vi da har kommet fram til 19,2 øre/kwh når all produksjon er samlet. For anleggene ligger brenselskostnadene i intervallet (KI = 95 %) på 14,9 29,9 øre/kwh. Dette samsvarer svært godt med Belbo & Fisknes (2012) som hadde et intervall på 15-35 25

øre/kwh. Prisen på stammevedflis (fuktighet < 35 %) lå i 2012 på 22 øre/kwh og 26 øre/kwh (fuktighet > 35 %), og for grotflis på 17 øre/kwh (fuktighet 40-50 %) i Sør-Norge. Dette samsvarer altså svært bra med hvilken kostnad varmesalgsprodusentene har, selv om det som sagt finnes ulike løsninger for egenproduksjonen. Ut i fra hva produsentene har oppgitt som driftsresultat er det vist at man, med et unntak, går i pluss. Gjennomsnittlig fortjeneste er her 14 øre/kwh, 3 øre høyere enn medianen. Det er verdt å merke seg at alle resultatene er vektet likt, noe som kan tillegge enkeltresultater stor betydning. Eksempelvis vil det ene negative resultatet trekke gjennomsnittlig fortjeneste ned med 3 øre/kwh, og det minste resultatet vil da være 0 øre/kwh i fortjeneste. Det ble også vist at det kan synes som om anlegg som leverer til private aktører har en høyere fortjeneste enn leverandører til offentlig virksomhet. Manglende lønnsomhet har tidligere blitt pekt på som hovedbarrieren for økt utbygging av lokal varmesentraler og nærvarmeanlegg (Enova 2007). Det er derfor et viktig resultat fra undersøkelsen at produsentene tjener penger og oppgir positive driftsresultater. 26

Referanser Belbo, H. & Fisknes, G. (2012). Flisfyring i Nord-Trøndelag 2012 Brukerundersøkelse. Norsk institutt for skog og landskap - Rapport 16/2012. Ås Bolkesjø, T., Solberg, B. & Trømborg, E. (2007). Skogbasert bioenergi til oppvarming økonomisk potensiale i Norge og effekt av økonomiske virkemidler. Institutt for Naturforvaltning ved Universitetet for Miljø og Biovitenskap. Ås Enercon. (2003). Kostnader ved fjernvarmeutbygging (kundesentraler, fjernvarmenett og biobrensel varmesentraler), status 2003. Utarbeidet for Norsk Fjernvarmeforening. Oslo. Enova. (2007). 10 år med røde tall Barrierer for økt utbygging av lokale varmesentraler og nærvarmeanlegg. Enova. (2012). Resultatrapport 2011 Støttenivå. http://resultat.enova.no/resultatrapport- 2011/resultater/energifondet/stotteniva (sett 18.01.13) Fønhus, A. E. (2007). Kostnader og brukererfaringer fra et utvalg av mindre flisfyringsanlegg i Norge. UMB. Ås Halset, A. & Havskjold, M. (2007). Fornybar varme 2020 Potensialstudie og analyse av framtidig utbygging av varmesentraler. Utarbeidet av Xrgia for Enova. Oslo Hoel, M., Holtsmark, B. & Holtsmark, K. (2012). MEMORANDUM No 26/2012 Faustmann and the Climate. Discussion Paper. Universitetet i Oslo. http://www.sv.uio.no/econ/english/research/memorandum/2012/memo262012.html (sett 09.01.13) Hohle, E. E. (red.). (2005). Bioenergi miljø, teknikk og marked (2. opplag): Energigården. Innovasjon Norge. (2012). Bioenergiprogrammet - retningslinjer for saksbehandling og tildeling av tilskudd 2012. http://innovasjonnorge.no/landbruk/tjenester/bioenergi/bioenergiprogrammet/ (sett 08.01.13) Klimaløftet. (2012). Klimaregnskap. http://www.klimaloftet.no/klimabedrift/utlistinger/klimaregnskap1/?position=3 Klimaregnskap (sett 07.01.13) Larsson, M., (2013). Markedserfaringer fra Sverige. Presentasjon på Statnett elsertifikatseminar 15. januar 2013. Axpo Nordic AS. http://www.statnett.no/no/kraftsystemet/elsertifikater/ (sett 18.01.13) LMD. (2009). St. meld nr. 39 (2008-2009) Klimautfordringene landbruket en del av løsningen. http://www.regjeringen.no/nb/dep/lmd/dok/regpubl/stmeld/2008-2009/stmeld-nr-39-2008-2009-.html?id=563671 (sett 07.01.13) Malik, A. (2012). QM heizwerke Austrian quality management program for biomass district heating plants. Foredrag, studietur Bioenergiprogrammet. Wels. 29.02.12 27

Multiconsult. (2012). Mulighetsstudie Bioenergi i Industrien. Utarbeidet for Enova. Oslo. http://www.enova.no/radgivning/naring/aktuelt/mulighetstudie---bioenergi-industrien/249/1254/ (sett 18.01.13) NILF. (2010). Gårdsvarmeanlegg økonomi og erfaringer. Undersøkelse blant fem gårdsvarmeanlegg. Notat 2010-9. Oslo Nobio. (2011). Veien til Biovarme Manual for produksjon av biovarme fra biobrensler. 2. utgave. Oslo. ISBN 82-7439-021-0 NVE. (2003). Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter Håndbok. Oslo. NVE. (2007). Kostnader ved produksjon av kraft og varme. Håndbok 1-2007. Oslo Rosenberg, Mats. Personlig meddelelse 14.01.2013 Soma Miljøkonsulent AS. (2013). Økonomisk analyse av fjernvarmeprosjekter. http://www.somamiljokonsult.no/varmeplaner.htm#varighetsdiagram (sett 31.01.13) Yr. (2012). Klimastatistikk for Norge. http://www.yr.no/sted/norge/klima.vinter.html (sett 07.01.13) 28

Vedlegg 1 Energiindeks Med energiindeks menes Konsumprisindeks for energivarene elektrisitet, fyringsoljer og annet brensel. Oversikten under er hentet fra Statistisk Sentralbyrå og viser utviklingen fra 1.1.10-31.12.11. Referanse: http://statbank.ssb.no/statistikkbanken/default_fr.asp?pxsid=0&nvl=true&planguage=0&tilside=selec ttable/hovedtabellhjem.asp&kortnavnweb=kpi 29