Mastergradsoppgave i eiendomsutvikling og forvaltning/facilities Management

Mastergradsoppgave i eiendomsutvikling og forvaltning/facilities Management Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Universitet Implementering av nye krav om energiforsyning i kommunale næringsbygg (Implementation of new official requirements for the supply of energy in municipal non-residential buildings) Svein Toftenes 2008 Side 1 av 88

Forord Denne mastergradoppgaven er utarbeidet ved NTNU og er skrevet innenfor fagfeltet byggog eiendomsforvaltning. Utdanningen omfatter rådgivning innen fagområdet FDVU (forvaltning, drift, vedlikehold og utvikling), samt organisering og ledelse av de servicetjenester til brukere som naturlig hører til bygning og leiearealer. Studiet er et samarbeid mellom Fakultet for arkitektur og billedkunst og Fakultet for ingeniørvitenskap og teknologi. Oppgaven er på 30 studiepoeng, og avslutter et studium som leder til tittelen Master i eiendomsutvikling og forvaltning/facilities Management Produksjon av varme fra fornybar energi er et fagfelt som har fått økende oppmerksomhet av myndigheter og media i sammenheng med omlegging til en bærekraftig utvikling. Prisene stiger både på olje og elektrisitet. Bioenergi blir en stadig mer aktuell energikilde i oppvarmingsmarkedet. Anlegg for produksjon av vannbåren varme har vært et sentralt tema gjennom min yrkeskarriere, ved prosjektering og byggeansvar for sentralvarmeanlegg, og gjennom mange år med ansvar for forvaltning og drift av den kommunale bygningsmasse i Kristiansand. Denne bakgrunn medfører et naturlig engasjement i forhold til de utfordringer som følger av nye energikrav. Ved valg av tema for en masteroppgave ønsket jeg følgelig å bygge videre på dette faglige erfaringsgrunnlag. Arbeidet med oppgaven har gitt meg ny innsikt og kunnskap om varmeproduksjon fra bioenergi, samt prosesser og incentiver for aktører i dette nye store markedet. Jeg vil takke alle som har bidratt med informasjon om data fra anlegg med fornybar energi, og en særlig takk til min veileder ved NTNU, Arvid Dalehaug, for velvillig oppgavefaglig bistand. Svein Toftenes Kristiansand 01.06.08 Side 2 av 88

Innholdsfortegnelse Contents Forord... 2 Oppsummering... 5 Summary... 7 1. Introduksjon... 9 2. Problemstilling... 11 2.1 Nye energikrav... 12 3. Mål for undersøkelsen... 14 3.1 Begrensninger... 15 4. Metoder... 15 4.1 Informasjon fra Enova... 16 4.2 Andre informasjonskilder... 16 5.0 Biobrenslenes egenskaper (Fornybar energi 2007)... 17 5.1 Produksjon og omsetning av pellets... 18 6. Teoretisk basis - teknologi for biovarme... 20 6.2 Brenselmottak og brensellager (Bioenergi, Erik Eid Hohle)... 21 6.3 Oppbygging av biobrenselanlegg (Bioenergi, Erik Eid Hohle)... 21 6.4 Utmating fra brensellager (Fornybar energi 2007)... 21 6.5 Rensing av røkgass (Fornybar energi 2007)... 22 6.6 Dimensjonering av anlegg for fast biobrensel... 23 6.7 Energikostnader i næringsbygg... 25 7. Investeringsanalyser faste forutsetninger... 29 8. Innsamlede anleggsdata... 32 8.1 Sundheim energisentral, Nord Fron kommune - nærvarmeanlegg... 32 8.2 Inderøy kommune - nærvarmeanlegg... 33 8.3 Inderøyheimen, Inderøy kommune - lokalvarmeanlegg... 35 8.4 Selbu skole, Selbu kommune - lokalvarmeanlegg... 36 8.5 Sund folkehøgskole, Inderøy - lokalvarmeanlegg... 37 8.6 Brekkåsen skole, Melhus kommune - lokalvarmeanlegg... 38 8.7 Klyveåsen borettslag, Klyveåsen 9, 3738 Skien... 40 8.8 Nærvarmeanlegg for kommunale næringsbygg - Asdal varmesenter, Arendal... 42 8.9 Mule syke- og aldershjem, Porsgrunn kommune - lokalvarmeanlegg... 45 Side 3 av 88

8.9.1 Varmeanlegg for Mule syke- og aldershjem lønnsomhetsvurdering... 46 9. Presentasjon og analyse av funn... 48 10. Drøfting... 51 10.1 Nøkkeltall for investeringskostnader... 51 10.3 Grunnlag for valg av biobrensel innvirkning på lønnsomhet... 52 10.4 Drift- og vedlikeholdskostnader for produksjon av biovarme... 53 10.5 Nærvarmeanlegg investeringskostnader for rørnett... 53 10.6 Resulterende energipriser... 54 10.6 Barrierer for økt utbygging av varmesentraler for biovarme... 57 10.7 Varme fra fornybar energi - statlige støtteprogram fra 2008... 59 11. Konklusjon... 60 Referanser... 61 Figurliste... 63 Vedlegg... 64 Vedlegg 1: Nærmere gjennomgang av Norsk Energis rapport, Nobio... 65 Vedlegg 2: Kopi av sluttrapport fra Statoil til Enova Sundheim nærvarme... 71 Vedlegg 3: Anleggsinformasjon fra Enova SF... 85 Vedlegg 4: Etablering av forbrenningsanlegg for biobrensel 2003 2006... 87 Vedlegg 5: Produksjon og omsetning av pellets... 88 Vedlegg 6: Investeringsanalyse.xls, vedlegg i digitalt format Side 4 av 88

Oppsummering Fokus på bærekraftig utvikling og nye energikrav i forskrifter til Plan og bygningsloven medfører at eiere av næringsbygg vil måtte vurdere omlegging til fornybar energi ved nybygg og oppgradering. Moderne bioenergiteknologi representerer et miljøvennlig og fleksibelt alternativ basert på utnyttelse av lokale og regionale energiressurser. Kommunene har i tillegg en spesiell rolle som: betydelig forbruker av varmenergi, ca 1/3 av energibruken i norske næringsbygg lokal premissgiver og strategilegger for varmeenergi lokal tilrettelegger Nye energikrav innebærer at ca 50% av energiforsyningen til nybygg og ved hovedoppgradering skal være fornybar energi, alternativt energi levert fra fjernvarmenett. Forskriften gir dispensasjon dersom byggeier kan dokumentere at omlegging til fornybar energi er bedriftsøkonomisk ulønnsom. Vannbåren varme fra ekstern varmesentral er i hovedsak levert fra et fjernvarmeanlegg tilhørende et energiselskap. I områder hvor energiselskap har konsesjon for fjernvarme, har byggeier tilknytningsplikt ved nybygg og hovedoppgradering. Ved å gjennomføre undersøkelse av eksisterende lokal- og nærvarmeanlegg basert på fornybar energi for kommunale næringsbygg, har siktemålet vært å identifisere mulige suksesskriterier med tilhørende nøkkeltall og sammenhenger. Vannbåren varme er en forutsetning for å dekke varmebehovet fra fornybar energi i næringsbygg. Varmeproduksjonen, fordelt på flere energibærere, leveres fra en lokal energisentral i bygget eller fra en ekstern energisentral via nær- eller fjernvarmenett. Anleggets primærside omfatter utstyr nødvendig for produksjon og distribusjon av varmeenergi, levert frem til fordelingssystem i de respektive bygg tilkoplet anlegget. Et nærvarmeanlegg omfatter i tillegg rørnett for distribusjon av varme mellom energisentral og tilkoplede bygg. Det er kun utstyr og investeringer for denne del av anlegget som er omfattet av undersøkelsen. Øvrig del av et lokalvarmeanlegg omfatter anleggets sekunderside, dvs. utstyr og installasjoner i bygget for romoppvarming, oppvarming av friskluft, samt utstyr for produksjon av varmt tappevann. Side 5 av 88

De økonomiske forutsetningene for omlegging til fornybar energi i eksisterende bygningsmasse ligger følgelig best til rette for bygg med vannbåren varme. Konvertering til vannbåren varme i eksisterende bygg med elektrisk oppvarming medfører en betydelig tilleggsinvestering. Designkriterier for fjernvarmeanlegg tilhørende et energiselskap vil kunne ha andre suksesskriterier enn anlegg for lokal- og nærvarme til kommunale næringsbygg. Når både varmesentral og de tilkoplede bygg eies og driftes av samme organisasjon, bortfaller behovet for et konstruksjonsmessig skille mellom energileverandør og kunde. Utstyr til energiproduksjon, distribusjonsnett, regulering, energimåling, mv., vil derved kunne optimaliseres uten hensyn til drift- og eieransvar. Lokal- og nærvarmeanlegg for kommunale formålsbygg vil i hovedsak være av størrelse med bioeffekt under 1000 kw. Undersøkelsen viser at pellets vil være det riktige valg for denne anleggstørrelse grunnet lavere investerings- og driftskostnader. Tilgangen på denne type brensel synes ikke å være et problem, ettersom ca 60 % av pellets produsert her i landet i 2006 ble eksportert. Undersøkelsen indikerer at omlegging til fornybar energi i eksisterende kommunale næringsbygg med vannbåren varme er bedriftsøkonomisk lønnsom for de fleste bygg med eksisterende vannbåren varme. Ved en hovedoppgradering er følgelig den praktiske konsekvens at krav om energiforsyning iht. TEK 2007 vil medføre overgang til fornybar energi. For et mindretall av de undersøkte anlegg er investeringen ikke lønnsom. Hovedårsaken synes å være at årlig produsert varmemengde, dvs.varmebehovet i tilkoplede bygg, ikke står i forhold til investeringskostnader. En medvirkende årsak i denne sammenheng er den svært korte økonomiske levetid som angis for biokjel og utstyr til de samme anlegg. I fall kostnader for konvertering til vannbåren varme for eksisterende bygg med elektrisk oppvarming skal inkluderes, vil investering i anlegg for fornybar energi være bedriftsøkonomisk ulønnsom. Side 6 av 88

Summary Focus on sustainable development and new legal claims for the supply of energy in buildings, now causes the owner of the buildings to consider changing to renewable energy, when upgrading or building new. Up-to-date technology for bioenergy represents an environmentally sound and flexible alternative based on utilization of local and regional resources. The local governments additionally play a vigorous part in: - the consumption of thermal energy. Approximately one third of the energy consumption in Norwegian non-residential buildings is related to municipal buildings - providing the premises and strategy for heat energy - local organizing New legal claims imply that approximately 50% of the energy supply has to be renewable energy. Exemption is given only if building supply of heat from renewable energy is unprofitable, i.e. negative present value. Water-borne heat delivered from an external heating station is mainly supplied from district heating owned by a power company. When building or upgrading in these concessionary areas of a power company, the owner of the building is statutory committed to by the heat from the power company. By carrying out an research of existing heating plants based on renewable energy for municipal non-residential buildings, the aim has been to identify possible criteria of success and (accompanying) key figures and relations. Water-borne heat is a premise for the supply of renewable energy to larger buildings. The production of heat, dispersed on a number of energy carriers, is delivered from a heating plant located in the building, or from an external plant trough pipelines in the ground. The primary side of a water-borne heating system includes the necessary equipment for the production and distribution of heated water from the boilers into the connected buildings. The rest of a heat plant for local buildings, the secondary side of a water-borne heating system, is the internal piping and equipment inside the building for heating, ventilation and hot water supply. Consequently the circumstances for a profitable change to renewable energy in existing buildings are better adapted in buildings with water-borne heat. Conversions from electric heating to water-borne heat involve considerable extra costs. Side 7 av 88

The criteria of success for the construction and design of district heating owned by a power company may differ from heat plants for local buildings or a small group of such. When the same organization is the owner, the manager of the heat plant, as well as the user of the energy, the equipment and construction may be optimized without consideration to the division of the responsibility between the supplier and the customer. The power of a direct-fired boiler for renewable energy in heating plants for municipal buildings will normally be below 1000 kw. According to this investigation wooden pellets will be the correct choice owing to the lower cost of investment and operation. The access of wooden pellets in Norway seems to be no problem, as 60% of the manufactured pellets were exported. The findings in this research indicate that changing to renewable energy in existing municipal non-residential buildings with water-borne heat will be profitable. Accordingly the legal claims on the energy supply will result in renewable energy when the building is to be upgraded. For a minority of the constructions included in this research the investment was found to be unprofitable. The primary cause seems to be imbalance between the production rate of energy, i.e. heat requirement in the buildings, and the investment. A contributing factor in this matter is the very short economic life reported of the equipment needed for these constructions. If the financial costs for conversion to water-borne heating system in an existing building are included, the investment will be unprofitable. Side 8 av 88

1. Introduksjon Det nye klimahandlingsdirektivet fra EU legger opp til at medlemslandene må bygge ut store mengder fornybar energi. Storbritannia, som i dag har en fornybar andel på 1,5 % av energibruken må opp i 15 % innen 2020. Sverige må opp til 49 % og Danmark til 30 %. Totalt skal medlemslandenes samlede andel fornybar energi opp i 20 % av sluttbruken (Nobio). Norge er det landet i vår region som benytter mest elektrisitet til oppvarming, samtidig som vi nå er nettoimportør av elektrisk kraft i perioder med lite nedbør (Elektrisitetsstatistikk, SSB). Overgang til fornybar varme vil frigjøre kraft til andre formål, avlaste overføringsnettene, gi reduserte nett-tap og øke sikkerheten i energiforsyningen. Oppvarming basert på energikilde i Norden, 2005, ekskl. industri (Kilde: Norsk Fjernvarmeforening): Figur 1. Oppvarming basert på energikilde i Norden Bioenergi er et samlet begrep på energimessig utnyttelse av biomasse. Få nasjoner har så sterk tilvekst av utnyttbar biomasse som Norge. Den samlede bioenergibruk i Norge utgjør om lag 9 % av det stasjonære forbruket av energi, og vi har store muligheter til å øke vår bruk av bioenergi. Kommersielle bioenergiressurser kommer i hovedsak fra skogbruk, jordbruk og avfall. I 2003 ble det produsert 16 TWh/år fra biomasse. Det antas det er mulig å ta ut ytterligere 20 TWh/år bioenergisressurser til en kostnad lavere enn 50 øre/kwh, uten at det går ut over økologiske forhold som for eksempel matproduksjon (Fornybar energi 2007) Side 9 av 88

Figur 2. Biobruk i Norden. Kilde: Nobio Det vanligste bruksområdet for bioenergi er oppvarming. Varmeproduksjonen kan foregå i en varmesentral for forsyning av et enkelt bygg (lokalvarme), eller fordelt til flere bygg i nærområdet (nærvarme). Etablering av forbrenningsanlegg for flis, ved og halm i Norge, periode 2003 2006, anleggseffekt 251-5000 kw er vist i figur 3 (Bioenergi i Norge, Markedsrapport 2006, Nobio): Figur 3. Forbrenningsanlegg for flis, ved og halm i Norge, periode 2003 2006 Side 10 av 88

Etablering av forbrenningsanlegg for pellets i Norge i perioden 2003 2006, anleggseffekt 251-5000 kw er vist i figur 4 (Bioenergi i Norge, Markedsrapport 2006, Nobio): Figur 4. Forbrenningsanlegg for pellets i Norge i perioden 2003 2006 2. Problemstilling Kommunene står for 1/3 av energibruken i norske næringsbygg (ENOVA): Energibruk Næringsbygg totalt Kommuner og fylkes kommuner Total energibruk 35,0 TWh 10,5 TWh Til oppvarming 18,0 TWh 5,4 TWh Elektrisk oppvarming 12,5 TWh 3,75 TWh I Norge er varme til næringsbygg fra biobrensel frem til nå i hovedsak levert fra et fjernvarmeanlegg tilhørende et energiselskap. I underkant av 50 fjernvarmeanlegg var i drift i 2007, og antall fjernvarmeanlegg ble mer enn doblet fra 2006 til 2007 (ENOVA rapport 2007:1, ISBN 978-82-92502-33-4). Fjernvarmemarkedet domineres av energiselskapene. Disse aktører har ønske og behov for å etablere et klart fysisk skille mellom fjernvarmenettet og kundens anlegg. Designkriterier for fjernvarmeanlegg tilhørende et energiselskap er i første rekke tilrettelagt for optimalisering av anleggets primærside, dvs. energileverandørens eiendom og ansvar. Det vil være nærliggende å anta at dette faktum har satt en standard for oppbygging av anlegg for levering av energi fra biovarme. Side 11 av 88

Konsekvensen av fokus på bærekraftig utvikling og nye energikrav, medfører at kommunale byggeiere nå vil måtte vurdere omlegging til fornybar energi ved nybygg og oppgradering. I store deler av landet er tilkopling til fjernvarmeanlegg ikke et aktuelt alternativ. Byggeier vil måtte planlegge omlegging av energiforsyning ved ombygging av energisentral i eksisterende bygg med sentralvarmeanlegg. For øvrige bygg må energisentral for fornybar energi etableres som lokal- eller nærvarmeanlegg. 2.1 Nye energikrav Hovedpunktene i de nye energikrav i byggeforskriftene (PBL, TEK 2007) er: o Gjennomsnittlig 25 % lavere energibehov i alle nye bygg o Cirka 40 % innskjerpelse av kravnivå i forhold til teknisk forskrift av 1997 o Cirka halvparten, minimum 40 %, av energibehovet til oppvarming skal kunne dekkes av alternativ energiforsyning I utgangspunktet gjelder alle krav i TEK også ved søknadspliktig rehabilitering (hovedombygning), etter plan- og bygningslovens 87. Kravet om energiforsyning - praktisk håndtering i byggeprosessen (Kilde: Egenkomponert): Figur 5. Kravet om energiforsyning - praktisk håndtering i byggeprosessen Side 12 av 88

I TEK, 8-22 Energiforsyning, formuleres følgende forutsetning for krav om fornybar energi: Bygning skal prosjekteres og utføres slik at en vesentlig del av varmebehovet kan dekkes av annen energiforsyning enn elektrisitet og/eller fossile brensler hos sluttbruker. Kravet til energiforsyning i første ledd gjelder ikke for bygning med et særlig lavt varmebehov eller dersom det fører til merkostnader over byggets livsløp. Energikrav i TEK 2007 - eksempler fra gjennomførte og dokumenterte prosjekt I veiledning til teknisk forskrift til Plan- og bygningsloven (PBL, TEK 2007), fastslås at energieffektivitet nå vil bli en inngangsparameter for prosjektering, jfr. etterfølgende figur. Samtidig konstateres at: Det finnes få eksempler fra gjennomførte og dokumenterte prosjekt hvor energibehovet er i henhold til TEK eller bedre, og hvor mer enn 40 % av varmebehovet dekkes av annen energiforsyning enn elektrisitet og fossile brensler. (HO - 1 /2007 Energi, SBE). Dokumentasjon av energikrav gjennom byggeprosessen (HO - 1 /2007 Energi, SBE): Figur 6. Dokumentasjon av energikrav gjennom byggeprosessen Nivå A: Definere og verifisere ytelser som tilfredsstiller TEK Nivå B: Tegne og beskrive løsninger som tilfredsstiller ytelsene Nivå C: Utføre løsninger i samsvar med tegninger og beskrivelser Nivå D: Bruke løsninger i samsvar med bruksanvisning (vedlikehold / ettersyn) Kommunale næringsbygg - lov om offentlige anskaffelser Levetidskostnader er i ferd med å erstatte den tilvante ensidige fokus på investeringskostnader innen offentlig bygg- og eiendomsforvaltning. Energikostnader utgjør en betydelig, og stadig økende, andel av kostnadene gjennom byggets livsløp. Side 13 av 88

Statlige og kommunale byggeiere er underlagt lov om offentlige anskaffelser. Både i lov og forskrift formuleres krav om at anskaffelser skal vurderes både med hensyn til livssykluskostnader og miljømessige konsekvenser: Lov om offentlige anskaffelser, 6: Statlige, kommunale og fylkeskommunale myndigheter og offentligrettslige organer skal under planleggingen av den enkelte anskaffelse ta hensyn til livssykluskostnader, universell utforming og miljømessige konsekvenser av anskaffelsen. Forskrift om offentlige anskaffelser, 3-1: Oppdragsgiver skal under planleggingen av den enkelte anskaffelse ta hensyn til livssykluskostnader, universell utforming og miljømessige konsekvenser av anskaffelsen. Valg av energiforsyning skal iht. dette lovverket vurderes og denne betraktning skal dokumenteres. Kravet medfører behov for nøkkeltall og spesifikasjon av tilhørende kriterier allerede tidlig i planleggingsfasen. 3. Mål for undersøkelsen Når en skal vurdere ENØK-tiltak for eksisterende bygninger, eller vurdere investeringer i energivennlige løsninger for en ny bygning, er det sentralt at vi kan se investeringskostnadene i sammenheng med kostnadene som påløper årlig og periodisk for å opprettholde funksjonell og teknisk standard. Ved hjelp av livssyklusanalyser, eller LCC Life Cycle Costs som er det engelske begrepet, kan vi sammenligne ulike alternativ og finne løsninger som optimaliserer forholdet mellom investering og FDV-kostnader. Like viktig er det som skjer i den daglige driften gjennom bruk av nøkkeltall og benchmarking for å oppnå effektiv FDV. Kostnadene til energi utgjør en stor andel av årlig FDVU-kostnad. ( FDVU-FM - Introduksjon - 24.08.05 Tore I. Haugen, professor, NTNU) Å bygge opp et energisystem krever en rekke store investeringer over lang tid. I Norge har vi bygd opp store verdier i infrastruktur for å produsere vannkraften og overføre energien helt ut til forbrukerne på en effektiv måte. Ved innføring av andre fornybare energikilder, får vi utfordringer knyttet til at ressursene er stedbundne, har et variabelt produksjonsmønster, og kan kreve tilpasning eller utskifting av sluttbrukerens utstyr. I tillegg til nødvendige tilpasninger i infrastruktur, tar det tid å bygge erfaringer, praksis, normer og standarder som bidrar til effektiv innfasing og utnyttelse av nye energiressurser. Driftskostnader er den største årlige kostnadspost, etter kapitalkostnadene. Energikostnadene er økende og på vei til å bli den største av de årlige driftskostnader. Kostnadsdata for ulike typer bioenergiteknologier er lite tilgjengelige i Norge. Side 14 av 88

Det er følgelig stort behov for relevante nøkkeltall for vannbåren varme fra anlegg med fornybar energi, både når det gjelder investering, drift og vedlikehold. Ved å gjennomføre en undersøkelse av eksisterende lokale energisentraler og nærvarmeanlegg basert på fornybar energi, har siktemålet vært å identifisere mulige suksesskriterier, med tilhørende nøkkeltall og sammenhenger. 3.1 Begrensninger Undersøkelsen begrenses til anlegg med varmesentral i eller ved eiendommen som skal oppvarmes (lokalvarmeanlegg), samt anlegg med distribusjonsnett for levering av vannbåren varme til bygg i nærområdet (nærvarmeanlegg). Innhentede anleggsdata omfatter kun utstyr og investeringer nødvendig for produksjon og distribusjon av vannbåren varme fra varmsentral til tilkoplede bygg. 4. Metoder Kilder for informasjon om aktuelle anlegg, eiere og kontaktpersoner er hentet fra markedsføring på internett, gjennom påfølgende kontakt med leverandører av produkter og tjenester vedr. fornybar energi, og fra informasjon gjennom interesseorganisasjoner. Utvalget av intervjuobjekter følger av de valgte anleggsobjekter og tilhørende aktører. Brev med informasjon om bakgrunn for undersøkelsen, samt skjema for utfylling av ønskede anleggsdata, er sendt ut til aktuelle informasjonskilder: Bygningstyper og oppvarmet areal Energi- og effektdata: Dimensjonerende energi og effekt, og fordeling på biokjel Dimensjonerende anleggstemperaturer for primær- og sekunderside Lastfordeling og energikilde for grunnlast, spisslast og sommerlast Konstruksjon, utstyr og tekniske data for varmeproduksjon, brensellager, akkumulering, distribusjon og tappevannsproduksjon Anleggsøkonomiske data: Investeringskostnader og ev. investeringsstøtte Datagrunnlag for LCC-analyse: Forventet levetid, årlige og periodiske FDVUkostnader Lønnsomhetsberegninger er utført på grunnlag av de innsamlede anleggsdata og forutsetninger omtalt under pkt. 7. Side 15 av 88

4.1 Informasjon fra Enova Enova SF er et statsforetak under Olje-og Energidepartementet (OED), stiftet 22. juni 2001, med operativ drift fra 1. januar 2002. Oppgavemål: Redusere veksten i energiforbruket - Øke produksjonen av fornybar energi. Enova administrerer program for statlige støtteordninger til prosjekter med energiformål. I 2006 og 2007 har staten, gjennom ENOVA, bevilget ca 620 millioner kroner til varmeutbygging gjennom programmet Varme. Den overveiende andelen av disse midlene har gått til fjernvarmeprosjekter. Fra 2008 er det etablert et eget program for støtte til mindre varmeprosjekter. Det synes naturlig å kunne forvente tilgang til et betydelig datagrunnlag fra denne kilde i forhold til de respektive programformål. Ved valg av oppgavetema var dette en antakelse jeg dessverre ikke fikk verifisert. Utvalgte anleggsobjekter er derfor tilfeldig innhentet, begrenset av kriterier omtalt under pkt. 3.1 og 4. Gjentatte henvendelse til Enova med ønske om ovennevnte datagrunnlag for prosjekter som omfattet fornybar energi, resulterte omsider i en liste over prosjekter igangsatt i 2007. For flertallet av disse prosjekter var prosjektmålet av type ENØK/EOS, etc., dvs. utenfor rammen av mitt oppgavetema, jfr. vedlegg 3. Enova både krever og mottar omfattende informasjon fra prosjekter som får tildelt statlig støtte, jfr. vedlagte eksempel på innrapportering til Enova fra Statoil: Sluttrapport Sundheim nærvarme, vedlegg 2. Strukturert informasjon om anlegg og prosjektøkonomi, energi- og effektdata, samt oversikt over eier- og driftsansvar burde gjøres tilgjengelig for interesserte. Et slikt informasjonsgrunnlag ville åpenbart kunne være et viktig grunnlag for etablering og videreutvikling av suksesskriterier for varmeproduksjon fra fornybar energi, 4.2 Andre informasjonskilder De relevante anleggsdata har vist seg å være svært arbeidskrevende å innhente. Informasjon om forutsetninger for prosjektering, økonomi og FDVU er fragmentert, spredt på anleggseiers organisasjon, driftspersonell, leverandører og rådgivere. Informasjon er i første rekke forsøkt innhentet ved utsendelse av skjema for utfylling av ønskede anleggsdata. For å samle inn manglende informasjon har det vært nødvendig med oppfølgende intervju med en lang rekke aktuelle aktører. Side 16 av 88

De respektive leverandører av produkter oppgir kun å sitte med fragmenter av den aktuelle datamengde. Utfyllende informasjon er følgelig innhentet i anleggseiers organisasjon. Prosjekterte forutsetninger for drift, lastfordeling, virkningsgrader, levetidskostnader mv., er sentrale data for betraktninger om anleggets lønnsomhet. Denne informasjon synes i begrenset grad å være tilgjengelig hos anleggseier. Kontaktede aktører innenfor rådgiverstanden synes dessverre å betrakte sine data og ervervede kunnskap som forretningshemmeligheter, og er følgelig i denne sammenheng av liten verdi som informasjonskilde. 5.0 Biobrenslenes egenskaper (Fornybar energi 2007) Biobrenslene har ulik foredlingsgrad. Jo høyere foredlingsgraden er, desto mer standardiserte og forutsigbare er egenskapene. Dette må brukeren betale for, til gjengjeld får hun et brensel som kan brennes i et forbrenningsanlegg som krever mindre arbeid med driftsoppfølging. Andre fordeler med høyt foredlede biobrensler er lagringsstabilitet og enklere regulering av forbrenningsprosessen. Ved har lav foredlingsgrad. Behandlingen består i tillegg til hogst og transport, av kapping, kløyving og tørking. Ved er dårlig egnet til automatiserte anlegg. Bark oppstår som et avfall i trebearbeidende industri, og har lav foredlingsgrad. Den har høyt askeinnhold og brukes mest i store energisentraler i forbindelse med barkeanlegg. Håndteringen krever mye manuell innsats. Skogsflis og skrapflis kan ha varierende foredlingsgrad. Flisens egenskaper vil derfor avhenge av treslag, utstyret som er brukt for flising, eventuell sortering og fuktinnhold. Skogsflis kan brukes i alle anleggsstørrelser, men flis som brensel vil normalt kreve mer driftstilsyn og større investeringer enn mer foredlede biobrensler. Tørr flis er et lagringsdyktig brensel, men fuktig flis begynner å kompostere hvis man lar den ligge for lenge. Rivningsvirke og behandlet tre vil ofte ende opp som en avfallsfraksjon som kun kan forbrennes i godkjente avfallsforbrenningsanlegg. Dersom treavfallet ikke er forurenset, kan det foredles til flis eller briketter som kan brukes i vanlige forbrenningsanlegg. Dette brenslet blir som regel knust og siktet, i motsetning til skogsflis som hugges. Stikker, mineral- og metallrester og større finfraksjoner kan være en utfordring ved forbrenning av flis fra knust virke, og bidra til en betydelig askemengde. Dette kan føre til driftsproblemer som en følge av belegg i ovn, kjel, røykgasskanaler samt økt korrosjon. Side 17 av 88

Briketter er sammenpresset, tørket flis fra jomfruelig tre eller returvirke. Flisen presses til kubber eller sylindere med en diameter på 25 70 millimeter. Lengden varierer opp mot 20 cm, avhengig av råstoff ets egenskaper og produksjonsprosessen. Briketteringen reduserer volumet og gjør brenslet mer egnet for transport og lagring. Briketter benyttes hovedsakelig i energisentraler større enn 1 MW, men brenner også bra i en vedovn. Pellets er det faste biobrenslet som har høyest foredlingsgrad. På samme måte som briketter er det sammenpresset flis, men basert på en mer finmalt råvare og med lengder mindre enn 25 millimeter. Standarddiametre er 6, 8 og 12 millimeter. Pellets er velegnet til mindre anlegg og benyttes normalt opp til 1 MW, men i enkelte tilfeller benyttes pellets også i større anlegg. Pellets er den form for biobrensel som har høyest spesifikt energiinnhold, gir den reneste forbrenning, og minst aske/forbrenningsavfall. Pellets kan transporteres i skruetransportører eller med pneumatikk. Den har bruksegenskaper som ligner på oljens når det gjelder transport, lagring og regulering av forbrenningen. Oljefyrte anlegg kan ofte forholdsvis enkelt konverteres til pelletsfyring. Pellets er det biobrenslet som har mest homogen kvalitet, men også i dette tilfellet er det forskjeller avhengig av råmaterialet og produksjonsprosessen. 5.1 Produksjon og omsetning av pellets Det ble produsert om lag 51 000 tonn pellets i Norge i 2006, av dette ble omtrent 29 000 tonn eksportert. Den betydelige eksporten, og det faktum at biobrensel nå er tilgjengelig i store deler av landet, indikerer at fokus framover bør være på utvikling av etterspørselsiden. (Enova rapport 2007:1, ISBN 978-82-92502-33-4) Produksjon og omsetning av pellets (tonn), 2003-2006 er vist i figur 7 (Bioenergi i Norge, Markedsrapport for 2006, Nobio, vedlegg 5). Side 18 av 88

Figur 7. Produksjon og omsetning av pellets (tonn), 2003-2006 Salg av pellets fordelt på emballeringsmåte (tonn), perioden 2003 2004 er vist i figur 8. (Bioenergi i Norge, Markedsrapport for 2006, Nobio, vedlegg 5): Figur 8. Salg av pellets fordelt på emballeringsmåte (tonn), perioden 2003 2004 Side 19 av 88

Til sammenlikning ble det i Sverige i 2006 solgt over 1,6 mill. tonn pellets, jfr. figur 9 (Kilde: Pelletsindustrins Riksförbund): Figur 9. Pelletsmarkedet i Sverige, 1997-2007 6. Teoretisk basis - teknologi for biovarme Figur 10. Kilde: Bioenergi, Erik Eid Hohle, ISBN 82-995884-0-5 Side 20 av 88

6.2 Brenselmottak og brensellager (Bioenergi, Erik Eid Hohle) Utforming og dimensjonering av brensellager er i stor grad avhengig av hvilke typer brensier som skal benyttes, og tilgjengeligheten. Brenselmottak og interne transportveier må legges opp slik at det er tilfredsstillende snuplass. Vi bør ta hensyn til disse momentene når vi planlegger brenselmottak og lager: Brensellageret dimensjoneres som et minimum slik at det er unødvendig med etterfylling i helgene, selv ved dimensjonerende utetemperatur. Det vil ofte være riktig å dimensjonere brensellageret for minst tre døgns drift ved 100 % belastning. Brensellageret bør være så stort at vi i praksis kan ta imot hele lass da transportkostnadene stort sett er avhengig av kjøreavstanden, ikke vekta på lasset. For å sikre atkomst for kjøretøy til tømmekant eller tipplomme bør det være minst ca. 12 m fri kjøreplass på utsiden. Eventuell bruk av sidetipp krever minst 8 m lengde på tømmekant mot brensellager. Brensellageret bør om mulig ligge under tak for å unngå nedbør. Dette er viktig både av hensyn til brenselfuktighet, men også for å redusere mulighetene for at brenselet fryser. 6.3 Oppbygging av biobrenselanlegg (Bioenergi, Erik Eid Hohle) Biobrenselanlegg er bygd opp på mange forskjellige måter. I hovedsak består anleggene av de samme hovedkomponentene. Figuren viser et eksempel på hvordan et større biobrenselanlegg er bygd. Brenselet tømmes ned i en silo ved hjelp av et stangmatersystem. Stangmaterne fører brenselet til transportsystemet, som blant annet består av skruer. Brenselet blir matet inn i ovnen, som består av en skrårist, der brenselet blir matet framover mens det brenner. Asken som blir igjen etter forbrenningen, blir transportert til en silo. Røykgassen fra forbrenningen avkjøles i en kjel, der den blir avkjølt fra 900-1300 C og ned til 150-200 0c. Etter kjelen passerer røykgassen en syklon, der de største partiklene blir fjernet før gassen slippes ut gjennom skorsteinen. 6.4 Utmating fra brensellager (Fornybar energi 2007) Utmating fra et brensellager gjøres etter tre hovedprinsipper: I pelletslager benyttes en skruetransportør eller en sugeledning for å mate brensel til kjelen For «større» flis- eller brikettlager benyttes ofte en traverskran med grabb for direkte innmating av brensel til ovnens innmatingssystem. Kranen kan også benyttes til å sortere eller blande fliskvaliteter i lageret Side 21 av 88

Flislager kan også utstyres med en «levende bunn» hvor utformingen vil variere for ulike brenselkvaliteter. Hydraulisk drevne stangmatere er en enkel og driftssikker løsning for flis, men skruetransportører kan også benyttes. Det er viktig å arrangere brensellogistikken slik at man har færrest mulig omlastinger og bend ved transport av brenslet. Unødig håndtering av brenslet koster penger og kan bidra til å redusere brenselkvaliteten og gi driftsforstyrrelser. 6.5 Rensing av røkgass (Fornybar energi 2007) Nøyaktig kontroll med lufttilførselen i ovnen er en av de viktigste faktorene for å oppnå optimale forbrenningsforhold og dermed god økonomi og lave utslipp. Ovnens konstruksjon legger derfor viktige føringer for hvor godt resultat som kan oppnås. Lufttilførselen kan optimaliseres på følgende måter: tilførsel av luften i soner ved fast brensel fyring på rist styring av fordelingen mellom primær-, sekundær- og evt. tertiærluft For mindre anlegg er reguleringen av forbrenningen den eneste måten å kontrollere utslippene. For anlegg over 200 kw kan det være aktuelt å rense røykgassen for partikler (svevestøv). De mest vanlige typene av renseutstyr er: sykloner (mekaniske utskillere) posefilter elektrofilter skrubber I en syklon roterer røykgassen, og sentrifugaleffekten tvinger de største partiklene ut mot syklonveggen. Tyngdekraften gjør at disse faller nedover og kan mates ut i syklonbunnen. Resterende røykgass passerer ut av syklonen oppover i senter av syklonen. Normalt må man benytte en multisyklon som er bygd opp som et batteri av flere sykloner. Sykloner er enkle, driftssikre og krever lite vedlikehold. Eksempel støvproduksjon/-rensing av røkgass fra biokjel (Enercon): Anta: 1 MW = 1000 kw = 100 eneboliger > ca 2000 Nm3/h (300 kg/h 25% fukt) Uten rensing 1000 mg/nm3 => ca 2 kg/h Multisyklon 150 mg/nm3 => ca 300 g/h Filter 10 mg/nm3 => ca 20 g/h Trad. ildsted => ca 80 g/kg ved (24.000 g/h) Side 22 av 88

Utslippskrav forurensning (Kilde: Utfordringer ved utbygging av bioenergi i kommune, Bioreg, juni 2005) Ved strengere krav til utslipp enn ca. 150 mg partikler per Nm3 (normalkubikkmeter) vil ikke en multisyklon alene gi det ønskede resultat og ytterligere rensing av røykgassen vil være påkrevet. Da benyttes: Posefilter, hvor røykgassen passerer gjennom tekstilposer. Støv samler seg på filteret og spyles av med luft. Mekanisk slitasje, kjemisk nedbryting og gnister gjør at filterposer blir en forbruksartikkel. Elektrofilter, som benyttes ved større anlegg. De er robuste og driftssikre. Filteret består av plateformede oppsamlingselektroder forbundet med jord og en trådformet elektrode, påtrykt en likespenning (ca. 50 kv), plassert mellom platene. Partiklene i røykgassen lades elektrisk og avsettes på oppsamlingselektroden. De oppsamlede partiklene fjernes ved at elektrodene vibreres med jevne intervaller. Skrubber, som er et vasketårn (eller en / to U-sløyfer på røykgasskanalen) hvor vann spyles inn i røykgassen og vasker ut partiklene. Det forurensede vaskevannet må renses før det resirkuleres eller slippes ut. 6.6 Dimensjonering av anlegg for fast biobrensel (Fornybar energi 2007) Fornybar energi 2007 (www.fornybar.no) gir grunnleggende informasjon om produkter og teknologi for biovarme. Et komplett forbrenningsanlegg består av brensellager, utstyr for brenselhåndtering og - innmatning, ovn/kjel og reguleringssystem. Utformingen av de forskjellige prosessenhetene avhenger av valg av brensel, størrelse på anlegget og tekniske løsninger fra leverandørene. Den tekniske funksjonen er stort sett den samme for hver enkelt prosessenhet. Brensellager og transportsystem er de mest sårbare enhetene i en bioenergisentral. De fleste driftsstopper i et biobrenselanlegg kommer fra feil i brenseltransporten eller i innmatningssystemene. Lager og transportsystem må tilpasses både typen brensel, varmebehovet og økonomiske hensyn. Side 23 av 88

Valg av kjeltype vil avhenge av størrelse, valg av brensel og forventet variasjon i brenselkvalitet. Ulike teknologier benyttes avhengig av størrelsen på kjelen, som vil ha ulik utforming avhengig av størrelse. Effektbehovet i en varmesentral varierer over året. Under sommerperioden er dette normalt bare ca. 10 15 prosent av det maksimale effektbehovet. For å oppnå best mulig totaløkonomi, er det viktig å dimensjonere kjelene i en varmesentral riktig og sikre at hele kjeden fra brenselmottak til askehåndtering og røykgassrensning ikke belaster driften med høyere driftskostnader enn nødvendig. Hva som er optimal størrelse for et bioenergianlegg påvirkes av blant annet følgende forhold: Anlegget bør dekke mest mulig av varmebehovet, både i dag og etter eventuelle utvidelser de nærmeste årene. Anlegget bør ikke være større enn at det kan benyttes store deler av sommerhalvåret med god virkningsgrad og gode miljødata. Investeringen skal optimaliseres ut fra en levetidsbetraktning. Prisdifferensen mellom grunnlast og spisslast. Et biobrenselanlegg vil ofte dimensjoneres for en maksimal effekt som tilsvarer 30 50 prosent av det totale maksimale effektbehovet over året. Bioenergi vil da typisk dekke 80 85 prosent av energibehovet. En bioenergikjel kan normalt ikke reguleres ned til mindre enn 20 30 prosent av maksimal kapasitet. Lavere last fører ofte til at forbrenningen blir ufullstendig, hvilket får konsekvenser som økte utslipp, økt slitasje på ovnen og økt behov for vedlikehold. Figur 11. Grunnlast, spisslast og sommerlast. Kilde: Enercon AS. Side 24 av 88

Bioenergikjelen fungerer derfor som regel som grunnlastenhet, det vil si at den leverer den billigste varmen og derfor brukes mest mulig. Siden kjelen da ikke dekker hele effektbehovet, er det nødvendig med en spisslastkjel. Varmegrunnlaget, det vil si det årlige energi- og effektbehovet, legger føringer for hva slags brensel og forbrenningsteknologi som er egnet. Kvaliteten på brenslet er viktig for problemfri drift, og avtale om levering av brensel iht. en avtalt standard er et middel til forutsigbar drift. Spisslastkjelen bør være rimelig i investering. Typiske spisslastkjeler er olje- og gasskjeler. En måte å øke effekten i en biobrenselkjel, er å bruke et noe tørrere brensel enn hva enheten er dimensjonert for i perioder med høy last. Det er imidlertid viktig å holde seg innenfor de grenser for brenslet som leverandøren har spesifisert. Det kan være lønnsomt å investere i en elektrokjel for å benytte rimelig elektrisitet dersom dette er tilgjengelig i sommerperioden, og til dels vår og høst. Den store fordelen med en elektrokjel om sommeren er det minimale tilsynsbehovet. Ferieavvikling og vedlikeholdsarbeider på biokjelen utføres normalt om sommeren. 6.7 Energikostnader i næringsbygg Nettverket nøkkeltall for benchmarking (nfb) er et nettverk i foreningen Norges Bygg- og Eiendomsforening (NBEF). NBEF er en interesseorganisasjon for bedrifter/virksomheter og personer med engasjement innen bygg- og eiendomsforvaltning. Nøkkeltall for årlige FDVUS-kostnader basert på faktisk registrert forbruk for alle bygningstyper i nfb-databasen var i 2006 kr 639/m2 BTA, jfr. nedenstående figur 12. Energikostnader Av disse utgjorde energikostnader kr 153 årlig, jfr. figur 13. NFB-databasen 2006 datagrunnlag (NBEF): Antall forvaltere: 20, Antall objekter: 149 - Fylkeskommunal bygningsmasse 165 762 - Kommunal bygningsmasse 289 700 - Privat bygningsmasse 168 227 - Statlig bygningsmasse 889 022 Sum antall m2 BTA: 1 512 711 Side 25 av 88

Figur 12. Nøkkeltall FDVUS-kostnader - alle bygningstyper Figur 13. Nøkkeltall energi, renhold, løpende drift - alle bygningstyper Side 26 av 88

I den kommunale bygningsmasse er grunnskolene den største eiendomsposten. Nøkkeltall i nfb-databasen for årlige FDVUS-kostnader til skolebygg i 2006 utgjør kr 470/m2 BTA, jfr. figur 14. Av disse er energikostnader kr 114/m2, jfr. figur 15. Figur 14. Nøkkeltall FDVUS-kostnader - skolebygninger Figur 15. Nøkkeltall energi, renhold, løpende drift - skolebygninger Side 27 av 88

Figur 16 viser prisutvikling for elektrisk energi for bedriftsmarkedet, øre /kwh, eks. mva. (Kilde: SSB/NVE): Figur 16. Prisutvikling for elektrisk energi for bedriftsmarkedet Utkoblbar overføring Uprioritert elektrisk energi, også omtalt som tilfeldig kraft, er en utkoblbar overføring av elektrisk kraft som umiddelbart kan erstattes av en brenselsfyrt reserve. En typisk installasjon for utkoblbart forbruk er en el. kjele med mulighet til å bytte til olje på kort varsel. Nettleie for utkoblbar el. er under en tredjedel av standard energitariff. Pris på pellets opplastet ved fabrikk eks. mva (øre/kwh), 2004 2006 er vist i figur 17. (Gjennomsnittspriser, veiet mht. omsetningsvolumet av de solgte varepartier). Kilde: Markedsrapport for 2006, NOBIO: Figur 17. Pris på pellets opplastet ved fabrikk Side 28 av 88

7. Investeringsanalyser faste forutsetninger Nye krav til energiforsyning gir anledning til dispensasjon fra krav om fornybar energi, ved dokumentasjon av bedriftsøkonomisk ulønnsomhet. Ved dokumentasjon av manglende lønnsomhet antas det alternative valg av for oppvarming av kommunale næringsbygg å være sentralvarmeanlegg med olje- eller gassfyrt kjel. Innenfor rammen av levetid for biokjel og utstyr, er drift- og vedlikeholdskostnader for alle undersøkte anlegg angitt som faste årlige kostnader. Kostnader for utskifting eller periodiske kostnader med andre intervaller er ikke angitt. Denne betraktning av FDVU-kostnader for mindre varmesentraler fyrt med biobrensel synes også å være representativ for faglitteratur om emnet (Fornybar energi 2007, www.fornybar.no og Bioenergi, Erik Eid Hohle). FDVUkostnader for en oljefyrt varmesentral vil i den sammenheng ha samme karakteristikk. I etterfølgende beregninger er lønnsomhet for varmesentraler med fornybar energi fra biobrensel vurdert mot alternativ oppvarming fra oljefyrt kjel. Kriteriet for lønnsomhet er postiv nåverdi ved utløp av angitt levetid for biokjel og tilhørende utstyr, ved differanse mellom årlige kostnader for alternativ varmeproduksjon, kapitalkostnad og inflasjon som angitt nedenfor. Årlige kostnader for alternativ varmeproduksjon er beregnet for hvert anlegg, jfr. nedenstående eksempel for anlegg Asdal. Andel investering for oljefyrt varmesentral er satt til 20% av samlet investering. Årlige kostnader til drift, tilsyn og reparasjon er satt til 20 % av representativ tilsvarende kostnader angitt for varmsentral med biokjel. Rente og inflasjon er som angitt for investeringer i biovarme. Årlige kostnader for kapital og avskrivning oljefyrt varme kr 28 599 Totalinvestering kr 3 600 000 % av total investering 20,00 % (b)andel av totalinv 720 000 r 3,90 % (n)levetid 20 Drift og rep kr/kwh 0,01 kwh Årlig varmemengde 1 072 000 Årlig FDVU kr/kwh varme Asdal kr 0,04 Restverdi vil variere mellom de ulike anlegg. Restverdi av distribusjonsnett for nærvarmeanlegg er beregnet på grunnlag av levetid 20 år. Angitt levetid for biokjel og utstyr varierer fra 10 til 20 år. Bygg og distribusjonssystem er eksempler på anleggskomponenter med lengre levetid enn gjennomsnittlig angitt for utstyr til biobrensel. Side 29 av 88

I lønnsomhetsberegninger for lokalvarmeanlegg er restverdi estimert for hvert enkelt anlegg. Prosentandel av restverdi etableres vha. tabell 1. Faktisk restverdi beregnes deretter for de respektive anlegg, basert på sum for totale investering. For nærvarmeanlegg økes investeringsomfang i tabell forholdsmessig med det aktuelle anleggets kostnader. Investeringskostnader for varmesentral biokjel 120 kw / oljekjel 200 kw (Kilde: Varmesentralens innhold, priser og økonomi, Nobio, v/enercon, okt. 2006) Kostnadselement Investeringskostnad Vurdering av restverdi Eksempel lokalvarmeanlegg levetid bioanlegg 15 år Investeringer aktuelle for Eksempel Forventet levetid Restverdi justert for inflasjon Biokjel med skorstein og askeutmatning kr 300 000 kr 300 000 10 kr 0 Flislager med skrue kr 150 000 kr 150 000 10 kr 0 Bygningsarbeider dekke, lager og overbygg kr 150 000 kr 150 000 60 kr 152 374 Rørsystem, pumper etc kr 100 000 kr 100 000 25 kr 73 140 Oljekjel / med tank skorstein kr 100 000 kr 100 000 20 kr 60 950 Akkumulator kr 50 000 kr 0 20 kr 0 Elektriske arbeider kr 50 000 kr 50 000 20 kr 30 475 Montasje, oppstart og dokumentasjon kr 100 000 kr 100 000 10 kr 0 Kundesentraler, inkl montasje, rør/el kr 90 000 kr 0 20 kr 0 Sum total investeringskostnad primærside - lokalvarmeanlegg kr 1 090 000 kr 950 000 kr 316 939 Andel restverdi av investeringskostnad 29 % Tabell 1. Eksempel - prosentandel av restverdi For lønnsomhetsberegning av anlegg omtalt i avsnitt 8.1 8.8, hvorav de fleste er ferdigstilt i 2006, er følgende forutsetninger lagt til grunn: Investeringskostnad er netto, dvs. redusert med oppgitt støtte fra Enova Økonomisk levetid er satt iht. kildeinformasjon fra anlegget. Ved manglende opplysning om levetid brukes 15 år. Nominell rente: 6 % Inflasjon: 2,0 % Realprisendring av brensel i levetidsperioden: 0 % Energipris for pellets i 2006, kr/kwh, ekskl. mva, levert i silo: 0,26 Virkningsgrad biokjel: 90 % Varmetap i distribusjonsnett frem til bygg: 7,5 % Energipris fyringsolje i 2006, kr/kwh, ekskl. mva, levert på tank: 0,50 Side 30 av 88

Virkningsgrad oljekjel: 90 % Årlige drift- og vedlikeholdskostnader medregnes iht. anleggsinformasjon, i fall denne informasjon mangler medregnes i kr/årlig levert kwh, ekskl. mva.: 0,05 Energipris uprioritert kraft ( april, mai, juni, aug) 2006, kr/kwh, ekskl. mva.: 0,59 Grunnlag for beregning av energipris for fast elektrisk kraft er som følger (priser eks. mva): Fast kraft 2006, priser eks. mva: Kraftpris: 0,3775 kr/kwh Nettleie: 0,061 kr/kwh El.avgift: 0,0987 kr/kwh Effektledd, 0 < kw> 200: 340 kr/kw Effektledd, 200 < kw> 500 kw: 250 kr/kw Effektledd, kw > 500: 150 kr/kw Årsavgift: 6000 kr Eksempel: Resulterende energipris for fast elektrisk kraft, ved årlig timesmaks 910 kw: 0,61 kr/kwh Investeringsanalyser for anlegg omfattet av denne undersøkelse er gjennomført ved bruk av egenutviklet program i Excel, jfr. vedlegg 6, basert på følgende økonomiske forutsetninger: Lønnsomhetsvurderinger baseres på kalkulatorisk (beregnet) rente. Den kalkulatoriske renten skal uttrykke alternativskostnaden ved investering av penger i prosjektet. Når resultatet av en nåverdiberegning er negativt betyr det at investeringen ikke er gunstig. En nåverdi lik 0 betyr at vi oppnår en avkastning akkurat lik den kalkulatoriske renten. Sumformelen for nåverdien av en betalingsrekke med like beløp hvert år i n år: S nv = (1 + r) n 1 (1 + r) n * r Side 31 av 88

8. Innsamlede anleggsdata 8.1 Sundheim energisentral, Nord Fron kommune - nærvarmeanlegg Informasjonskilder: Geir Skjevrak, prosjektansvarlig i Statoil (leverandør av anlegg og brensel) Bjørn Renshusløkken, Nord Fron kommune, overing. Bjørn Bjørke, Nord Fron kommune, eiendomssjef Jan Erik Voldvik, Nord Fron kommune, driftsoperatør Bygninger omfattet av anlegget: Sundheim Bo- og Treningssenter (eier: Nord Fron kommune) Vinstra videregående skole (eier: Oppland fylkeskommune) Anleggsdata: Oppvarmet areal: 22 000 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 3 055 000 kwh Dimensjonerende effektbehov, varmeproduksjon: 910 kw Spisslast/backup: Oljekjel 1400 kw + 575 kw Grunnlast: Biokjel 500 kw Brensel: Pellets Andel bioenergi årlig: ca 2 750 000 kwh Investeringkostnad for energisentral og distribusjonsanlegg: kr. 4 879 000, ekskl. mva Statlig støtte: kr 655 000 Investeringskostnad for rørnett/grøfter: kr 1 251 000 (distribusjonsanlegg) Årlig drift- og vedlikeholdskostnader:? (i analyse regnes med 0,05 kr/kwh) Økonomisk levetid: 15 år Pelletssilo: 68 m 3 Akkumulatortank: 0 Tappevannsproduksjon: vv.bereder Kundesentraler: 0 Tur-/Returtemperatur primærkrets: 80/60 0 C Oppstart: 08.12.05 Nøkkeltall for investeringskostnad Sundheim nærvarmeanlegg, komplett ekskl. mva. (2005): Investeringskostnad, kr. ekskl. mva/ kw dimensjonerende effekt: 5361 Investeringskostnad, kr. ekskl. mva/ kw bio effekt: 9758 Investeringskostnad, kr. ekskl. mva/ MWh årlig varmeproduksjon: 1597 Side 32 av 88

Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 85 % Fyringsolje 15 % Total netto investering, ekskl. mva kr 4 195 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 1 232 862 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 1 893 593 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 660 731 Antatt restverdi etter 15 år kr 1 406 500 Nåverdi, inkludert restverdi kr 4 598 216 Tabell 2. Nåverdiberegning Sundheim nærvarmeanlegg Statoil har prosjektert og hatt byggeledelsen av Sundheim nærvarmeanlegg. I kopi av slutt- rapport oversendt fra Statoil til ENOVA, jfr. vedlegg 5, oppgis priser i nedenstående tabell som grunnlag for beregning av prosjektets lønnsomhet. Brenselopplysninger Verdi Enhet Merknader: alle tall eks. mva. Pellets 950 kr/tonn FOB Sykkylven Transport Vinstra 170 kr/tonn Minimum 28 tonn Totalpris pellets 1120 kr/tonn Levert Vinstra Pris pellets innfyrt 0,24 øre/kwh Virkningsgrad 1,0 Pris pellets netto 0,28 øre/kwh Virkningsgrad 0,85 Pris el 0,42 øre/kwh Virkningsgrad 1,0 Pris olje 0,48 øre/kwh Virkningsgrad 0,85 Tabell 3. Sundheim nærvarmeanlegg, Budsjett-priser energikilder Sammenliknet med forutsetninger for lønnsomhetsberegning iht. tabell 1 er resulterende pris for energi fra pellets i budsjett-priser fra Statoil forutsatt å være ca 8% høyere, mens priser for oljefyrt energi og for fast elektrisk kraft er lavere: olje: -13,6%, fast kraft el: 30%. Lønnsomhetsberegning på grunnlag av energipriser iht. budsjettpriser fra Statoil vist i tabell 2, vil følgelig gi dårligere lønnsomhet enn resultat vist i tabell 1. 8.2 Inderøy kommune - nærvarmeanlegg Informasjonskilder: Kjell Staberg, Nord-energi, leverandør Trond Kristoffersen, Inderøy kommune, driftsoperatør Bygninger omfattet av anlegget: Inderøy ungdomsskole, ny del av Sakshaug skole og administrasjonsbygget/samfunnshuset Side 33 av 88

Anleggsdata: Oppvarmet areal: 3500 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 950 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 500 kw Spisslast/backup: 500 kw Oljekjel Sommerdrift: Elektrokjel 150 kw, uprioritert kraft Grunnlast: Biokjel 300 kw Brensel: Pellets Andel bioenergi årlig: ca 850 000 kwh (ca 90 %) Inv.kostnad energisentral: kr 1000 000 (inkl. oljekjel 500 kw) Inv.kostnad rørnett/grøfter: ca kr 500 000 ENOVA støtte: ca kr 30 000, - (Forklaring; Hovedprosjektet ble bygd før støtteordning kom på plass. Støtte kun til fase 2 som var nærvarme (inv. kostnad kr 0,5 mill)) Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: ca 48 000 (ca 5 øre/kwh) Økonomisk levetid: 15 år Pelletssilo: 1 stk á ca 30 m 3 Akkumulatortank: Ingen Tappevannsproduksjon: Beredere, med el-kolbe for backup/sommerdrift Kundesentraler: Ingen Tur-/Returtemperatur: 80/60 0 C Oppstart: 2006 Driftserfaring iht. driftsoperatør: Ingen driftsproblemer så langt, bruker ca 0,5 timer/uke på feiing med trykkluft, og støvsuging for fjerning av aske. Driftsoperatør mener kr. 0,05/kWh i årlige drift- og vedlikeholdskostnader er dekkende. Nøkkeltall for investeringskostnad varmesentral Inderøy nærvarme, komplett eks.mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 2000 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 3333 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 1053 Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 90 % Uprioritert kraft elektrisk 5 % Fyringsolje 5 % Total netto investering, ekskl. mva kr 1 470 000 Side 34 av 88

Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 329 762 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 584 805 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 255 043 Antatt restverdi etter 15 år kr 435 000 Nåverdi, inkludert restverdi kr 1 816 282 8.3 Inderøyheimen, Inderøy kommune - lokalvarmeanlegg Informasjonskilder: Kjell Staberg, Nord-energi, leverandør Trond Kristoffersen, Inderøy kommune, driftsoperatør Bygninger omfattet av anlegget: Sykehjem og aldersboliger Anleggsdata: Oppvarmet areal: 2000 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 840 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 500 kw Spisslast/backup: 500 kw Oljekjel Sommerdrift: Elektrokjel 150 kw, uprioritert kraft Grunnlast: Biokjel 200 kw Brensel: Pellets Andel bioenergi årlig: ca 750 000 kwh (ca 90%) Inv.kostnad energisentral: ca kr 900 000 Inv.kostnad rørnett/grøfter: 0 ENOVA støtte: ca kr 110 000, - Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: ca 42 000 (ca 5 øre/kwh) Økonomisk levetid: 10 år Pelletssilo: 2 stk á ca 15 m 3 Akkumulatortank: Ingen Tappevannsproduksjon: Beredere, med el-kolbe for backup/sommerdrift Kundesentraler: Ingen Tur/Retur: 80/60 0 C Oppstart: 2005 Driftserfaring iht. driftsoperatør: Ingen driftsproblemer så langt. Driftsoperatør mener kr. 0,05/kWh i årlige drift- og vedlikeholdskostnader er dekkende. Side 35 av 88

Nøkkeltall for investeringskostnad varmesentral, Inderøy lokalvarmeanlegg, komplett ekskl. mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 1800 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 4500 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 1071 Pellets 90 % Uprioritert kraft elektrisk 5 % Fyringsolje 5 % Total netto investering, ekskl. mva kr 790 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 308 513 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 482 216 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 173 703 Antatt restverdi etter 10 år kr 216 000 Nåverdi, inkludert restverdi kr 840 404 8.4 Selbu skole, Selbu kommune - lokalvarmeanlegg Informasjonskilder: Kjell Staberg, Nord-energi, leverandør Gunnar Garberg, Selbu kommune, driftsoperatør Bygninger omfattet av anlegget: Ungdomsskole Anleggsdata: Oppvarmet areal: 2500 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 390 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 525 kw Spisslast: 225 kw Elektro kjel, fast kraft Grunnlast: Biokjel 300 kw Brensel: Pellets Andel bio: ca 350 000 kwh (ca 90%) Inv.kostnad energisentral: ca kr 1 000 000 ENOVA støtte: ca kr 140 000, - Inv.kostnad rørnett/grøfter: 0 Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: ca 20 000 (ca 5 øre/kwh) Økonomisk levetid: 10 år Side 36 av 88

Pelletssilo: 2 stk á 25 m 3 Akkumulatortank: Ingen Tappevannsproduksjon: Bereder, med el-kolbe for backup/sommerdrift Tur/Retur: 80/60 0 C Antall kunder: 1 Oppstart: 2006 Driftserfaring iht. driftsoperatør: Ingen driftsproblemer så langt. Driftsoperatør mener kr. 0,05/kWh i årlige drift- og vedlikeholdskostnader er dekkende. Nøkkeltall for investeringskostnad varmesentral, Selbu skole, komplett ekskl. mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 1905 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 3333 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 2564 Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 90 % Fast kraft elektrisk 10 % Total netto investering, ekskl. mva kr 860 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 157 126 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 228 511 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 71 385 Antatt restverdi etter 10 år kr 240 000 Nåverdi, inkludert restverdi kr -38 376 8.5 Sund folkehøgskole, Inderøy - lokalvarmeanlegg Informasjonskilder: Kjell Staberg, Nord-energi, leverandør Arild Verstad, driftsoperatør Bygninger omfattet av anlegget: Folkehøgskole, med internat og svømmebasseng Anleggsdata: Oppvarmet areal: 6000 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 890 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 600 kw Spisslast/backup: 300 kw Oljekjel + 300 kw elektrokjel Grunnlast: Biokjel 300 kw Side 37 av 88

Brensel: Pellets Andel bio: ca 800 000 kwh (ca 90%) Inv.kostnad energisentral: ca kr 1,4 mill (Forklaring; Nedgravd betongsilo - høy investering) ENOVA støtte: ca kr 330 000, - Inv.kostnad rørnett/grøfter: 0 Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: ca 45 000, (ca 5 øre/kwh) Økonomisk levetid: 10 år Pelletssilo: 1 stk á ca 50 m 3 Akkumulatortank: Ingen Tappevannsproduksjon: Bereder, med el-kolbe for backup/sommerdrift Tur/Retur: 80/60 0 C Oppstart: 2007 Driftserfaring iht. driftsoperatør: Ingen driftsproblemer så langt. Nøkkeltall for investeringskostnad varmesentral, Sund folkehøgskule, komplett ekskl. mva. (2007): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 2333 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 4667 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 1573 Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 90 % Uprioritert kraft elektrisk 5 % Fyringsolje 5 % Total netto investering, ekskl. mva kr 1 070 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 331 970 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 514 466 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 182 496 Antatt restverdi etter 10 år kr 336 000 Nåverdi, inkludert restverdi kr 1 325 848 8.6 Brekkåsen skole, Melhus kommune - lokalvarmeanlegg Informasjonskilder: Kjell Staberg, Nord-energi, leverandør Morten Børseth, Melhus kommune, eiendomssjef Tor Ingolf Reitan, Melhus kommune, driftsoperatør Side 38 av 88

Bygninger omfattet av anlegget: Brekkåsen barneskole Anleggsdata: Oppvarmet areal: 3000 m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 335 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 500 kw Spisslast/backup: 500 kw Elektro kjel, fast kraft Grunnlast: Biokjel 120 kw Brensel: Pellets Andel bioenergi årlig: ca 300 000 kwh Investeringkostnad energisentral: Energisentral mv. inngikk i vvs-entreprisen. Kostnader for bioanlegg/energisentral var i følge entreprenør (Union VVS) 1 200 000, med tillegg for pelletssilo 120 000, ekskl. mva. ENOVA støtte: kr 140 000 Inv.kostnad rørnett/grøfter: 0 Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: ukjent Økonomisk levetid: ukjent Pelletssilo: 2 stk á 12 m 3 Akkumulatortank: Ingen Tappevannsproduksjon: Bereder, med el-kolbe for backup/sommerdrift Kundesentraler: Ingen Tur/Retur: 80/60 0 C Oppstart: 2006 Nøkkeltall for investeringskostnad varmesentral, Brekkåsen skole, komplett ekskl. mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 2640 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 11 000 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 3940 Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 90 % Fast kraft elektrisk 10 % Total netto investering, ekskl. mva kr 1 180 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 136 746 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 199 947 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 63 201 Side 39 av 88

Antatt restverdi etter 15 år kr 224 400 Nåverdi, inkludert restverdi kr -249 037 8.7 Klyveåsen borettslag, Klyveåsen 9, 3738 Skien Anlegget er ikke et kommunalt byggverk. Jeg har valgt å inkludere dette anlegget i undersøkelsen, med den begrunnelse at flere kommuner er eier av sammenliknbare byggverk i form av aldersleiligheter, etc. Informasjonskilder: Morten Siljedal, Aker Grenland Industri, leverandør Odd Karlsen, Formann i Klyveåsen borettslag Arvid Rudshavn, driftsoperatør i Klyveåsen borettslag Bygninger omfattet av anlegget: 171 leiligheter (36 stk 2-roms, 66 stk 3-roms, 69 stk 4-roms), fordelt på 3 blokker Anleggsdata: Årlig varmeproduksjon: 2 000 000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 980 kw Spisslast/backup: 480 kw Oljekjel + 500 kw elektrokjel Grunnlast: Biokjel 540 kw Brensel: Pellets Andel bioenergi årlig: ca 1600 000 kwh Inv.kostnad energisentral: ca kr 1 321 000 ENOVA støtte: ca kr 260 000 Årlig driftskostnader: ca kr 233 000, ved timekostnad kr 300,- og tidsforbruk iht. driftsoperatør (daglig driftstilsyn: 1 time, rengjøring kjel: 14 dager årlig, brenselmottak: 6 timer ukentlig) Årlige vedlikeholdskostnader: ca 15 000 Økonomisk levetid: 20 år Pelletssilo: 1 stk á ca 35 m 3 Akkumulatortank: 2900 liter Kundesentraler: 3 Tur-/returtemperatur, primærside: 80/70 Oppstart: nov. 2006 Side 40 av 88

Problemer i følge driftsoperatør: Stenforblendingen i brennkammeret brytes ned. Vedvarende problem. Årsaken er ikke avklart. Ombygging av eksisterende energisentral for sentralvarmeanlegg gir relativt lave investeringskostnader for Klyveåsen. Kilde: Statoil Nøkkeltall investeringskostnader, varmesentral Klyveåsen borettslag, komplett eks. mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 1348 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 2446 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 660 Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 80 % Fast kraft elektrisk 0 % Uprioritert kraft elektrisk 10 % Fyringsolje 10 % Total netto investering, ekskl. mva kr 1 061 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 939 333 Side 41 av 88

Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 1 141 605 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 202 272 Antatt restverdi etter 20 år kr 145 310 Nåverdi, inkludert restverdi kr 1 852 443 8.8 Nærvarmeanlegg for kommunale næringsbygg - Asdal varmesenter, Arendal Informasjonskilde: Arendal kommune v/ Arnfinn Olimstad Anleggsdata: Nedenstående utdrag er hentet fra tilsendt forprosjekt (Enercon, 2006): Kartlegging av effekt- og energiforbruk er basert på historisk registrering av effekt- og energiforbruk på elektrokjeler, oljekjeler etc. samt normtall Aktuelle bygg for sammenkopling til et nærvarmesystem er de bygg som har eksisterende varmefordelingssystem for vannbåren varme. Tabell:, Kundedata for bygg med vannbåren varme. Nr Aktuelle bygg Lunderød Ungdomsskole 1 Areal Effekt Energi m 2 kw MWh/år 4590 450 750 2 SFO Barneskolen 405 20 24 Kommentar Installerte kjeler OK: Tasso 669 kw, 1984 EK: ASEA 2x225 kw, 1984 OK: 70 kw 1965 EK: 315 kw, 2003 3 Ressurs-senter 477 20 28 Forsynes fra SFO 4 Asdal Barneskole 2700 100 162 Ny barneskole under bygging 5 Boliger for HC 1080 60 86 Nye boliger under prosjektering 6 Ressurssenter, trinn II 360 20 22 Planlagt til 2008 7 Ny Idrettshall (1350) (100) (135) Usikker Sum 9342 670 kw 1072 MWh (10 692) (770 kw) (1207 MWh) Side 42 av 88

Kundesentraler: Nr. Aktuelle bygg Effekt kw Investering 1 Lunderød Ungdomsskole 450 140 000 2 Barneskolen SFO 20 60 000 3 Ressurssenter 20 60 000 4 Asdal Barneskole 100 75 000 5 Boliger for HC 60 70 000 6 Ressurssenter, trinn II 20 60 000 7 Ny Idrettshall (100) (75 000) Sum 670 kw (770 kw) 465 000 (540 000) Nærvarmenett kostnadstall Det primære ledningsnettet er dimensjonert og kostnadsberegnet med følgende forutsetninger: Basis for de eksisterende varmesystemene i bygningene som er vurdert for tilknytning er konvensjonell dimensjonering, dvs. 80/60 ºC ved dimensjonert temperatur i tur- og returledning. For nye bygg er det ønskelig med lavere temperaturer, f. eks. 70/40 ºC for å få en bedre utnyttelse av varmenettet og redusert varmetap. Driftstemperaturene vil være maksimalt ca 95 ºC og ca 65 ºC i primærnettets tur- og returledninger ved maksimalt varmebehov, dvs. 30 C i temperaturforskjell. Turvannstemperaturen vil variere med utetemperaturen mellom ca. 70 og 95 ºC, mens man vil ønsker å holde returtemperatur så lav som mulig ca. 45-65 ºC. Nærvarmenettet er beregnet med en total lengde på ca 535 meter og en investering på 1,1 Mkr. Dette tilsvarer en gjennomsnittspris på ca 2030 kr/meter. Antatt meterpris kan være litt høy hvis man finner grøntarealer der varmeledningen kan plasseres. Varmenettet beregnes å få et varmetap på ca 88 MWh/år eller tilsvarende ca. 7,3% av total solgt varmevolum. Det forutsettes at det installeres fjernvarmeledninger med to rør i samme kappe hvilket gir billigere grøfter, mindre varmetap men litt dyrere rørarbeide. Oppsummering av nøkkeltall for varmenettet. Snittpris per meter 2 029 Antall MWh på dette nettet 1 207 Antall NOK / kwh 0,90 Antall kwh per meter 2,26 Varmetap fjernvarmerør (MWh/år) 88 Varmetap i % av salget 7,3 % Side 43 av 88

Installasjon av kjelkapasitet Enhet Biobrenselenhet, ny kapasitet Oljekjelkapasitet ny kapasitet Oljekjelkapasitet eksisterende U-skole Elkjel flyttes fra fra SFO-bygget Sum total kjelkapasitet Sum total kjelkapasitet med feil i største kjel og uten el til elektrokjelen Byggens behov, maksimalt Effekt 300-400 kw 400 kw 669 kw 315 kw 1784 kw 800 kw 770 kw Investeringskostnader - bioeffekt 400 kw - pellets: Investering Kommentar (eks mva) Pelletsenhet, 400 kw 700 000 kr Inkl brenseltransport, utasking etc. Oljekjel med oljetank etc. 200 000 kr 500 kw Elektroinstallasjoner/SRO/rør 700 000 kr El til styreskap, elkjel Mark- og byggarbeid 700 000 kr Sum varmesentral 2 300 000 kr Nøkkeltall investeringskostnader, Asdal nærvarmeanlegg, komplett ekskl. mva. (2006): Investeringskostnad, kr/ kw maks effekt : 2555 Investeringskostnad, kr/ kw bio effekt: 5750 Investeringskostnad, kr/ MWh årlig varmeproduksjon: 2145 Driftskostnader Minst en gang annenhver måned bør sikkerhetsfunksjoner kontrolleres. I tillegg må leverandørens drift- og vedlikeholdsanvisninger følges. Til dette kommer administrativt arbeide med bestilling av brensel, energistatistikk, eventuell fakturering etc. Totalt en arbeidsmengde tilsvarende ca 400 timer per år. Dette er eksklusive arbeid fra innleid personell for reparasjoner. Oppsummering av aktuelle investeringer i kroneverdi 2005: Investering Kommentar Varmesentral 2 300 000 kr Pellets 400 kw + 400 kw olje Fjernvarmenett 900 000 kr 455 meter trasè Kundesentraler 500 000 kr 6 kundesentraler Sum tekniske anlegg 3 700 000 kr Side 44 av 88

Uforutsett 370 000 kr 10% av investeringen over Prosjektering og byggeledelse 400 000 kr 10% av investeringen over Brutto investeringsramme 4 500 000 kr Antatt støtte (20%) - 1 000 000 kr ENOVA eller Innovasjon Norge Netto investeringsramme 3 500 000 kr Årlige drift- og vedlikeholdskostnad på 8,1 øre/kwh produsert, dvs ca 100 000,- per år. Økonomisk levetid for anlegget på 20 år. Energikjøp, fordeling på energikilde: Pellets 85 % Fyringsolje 15 % Total netto investering, ekskl. mva kr 3 700 000 Alternativ 1 biovarme: Årlig energikostnad varmesentral inkludert tap, ekskl. mva kr 467 959 Alternativ 2 oljefyrt energi: Årlig energipris fra varmesentral inkludert tap, eks mva kr 683 114 Årlig kostnadsreduksjon for varmesentral sammenliknet med alt. 2 kr 282 419 Antatt restverdi etter 20 år kr 517 000 Nåverdi, inkludert restverdi kr -238 547 8.9 Mule syke- og aldershjem, Porsgrunn kommune - lokalvarmeanlegg Informasjonskilder: Morten SIljedal, Avd.leder Bioenergi, Aker Grenland (Morgan), leverandør og eier Terje Madsen, Porsgrunn kommune, eiendomssjef Ole Henrik Lia, Porsgrunn kommune, avd. Byggdrift Aker Grenland (tidligere Morgan) er leverandør av varmesentral, og eier og drifter varmesentralen. Det har ikke vært mulig å få ut kostnadsdata fra eier, ei heller prisavtale for levert energi. Anleggsdata: Oppvarmet areal:? m2 BTA Årlig varmeproduksjon: 600 0000 kwh Maks. effektbehov varmeproduksjon: 450 kw Spisslast/backup: 200 kw elektro (uprioritert kraft), 450 kw oljekjel Grunnlast: Biokjel 250 kw Brensel: Pellets Side 45 av 88

Andel bioenergi årlig: ca 480 000 kwh Investeringskostnad energisentral: Ukjent for kommunen. Årsak: Leverandør av varmesentralen eier og drifter denne. Avtale med Porsgrunn kommune er basert på fast % av markedspris for el-kraft, prisregulert etter el-spotprisen. Årlig drift- og vedlikeholdskostnader: Ukjent. Inkludert i pris for levert kwh Pelletssilo: 35 m 3 Akkumulatortank: ja, volum:? Tappevannsproduksjon: vv. bereder Tur-/Returtemperatur primærkrets: 80/60 0 C Oppstart: 2006 Driftserfaring: Ingen kjente problemer. Anlegget har i følge ansatte i Porsgrunn kommune tilfredsstilt alle forventninger. Dette anlegg er det eneste av undersøkte anlegg, hvor kommunen ikke er eier. Avtale er opprettet med Porsgrunn kommune om kjøp av energi i form av vannbåren varme levert til Mule syke- og aldershjem. Energipris i avtalen er basert på fast % av pris for oppvarming med fast elektrisk kraft, prisregulert etter markedspris for el.kraft (Nordpool). Ettersom alle kostnadstall er ukjent brukes relasjonsmetoden for beregning investeringskostnader, jfr. pkt. 10.2. 8.9.1 Varmeanlegg for Mule syke- og aldershjem lønnsomhetsvurdering Varmesentral for Mule syke- og aldershjem eies og drives anleggets leverandør. Avtale er opprettet med Porsgrunn kommune for levering av varmeenergi til energipris lavere enn prisnivå for tilsvarende varmeproduksjon fra fast elektrisk kraft. Avtalen prisreguleres i forhold til markedspris (Nordpool). Det har ikke lykkes å fremskaffe ytterligere informasjon om kostnadsdata og prisnivå for levert energi. For etablering av manglende økonomisk datagrunnlag vedr. anlegg Mule brukes relasjonsmetoden. Relasjonsmetoden (n-faktoren) gjør det mulig å beregne prisen for en anleggsdel med en hvilken som helst størrelse eller kapasitet, når vi på forhånd kjenner prisen for en tilsvarende del med en gitt kapasitet (Bioenergi, Erik Eid Hohle). Hvis prisen for et anlegg med kapasitet K 1 er C 1 vil et anlegg med kapasitet K 2 få prisen C 2 etter formelen: C 2 = C 1 *(K 2 /K 1 ) n, eventuelt utvidet til C 2 = C 1 *(K 2 /K 1 ) n +C 3 ved grunnlagsinvesteringer som er uavhengige av størrelse på anlegg/-komponent. Side 46 av 88

Investeringskostnader (2006), for en varmesentral med biokjel 120 kw, komplett med kostnader for tilhørende utstyr og montasje er opplistet i tabell 5. (kilde NOBIO, v/enercon, AS). Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 120 kw / oljekjel 200 kw Biokjel med skorstein og askeutmatning kr 300 000 Flislager med skrue kr 150 000 Bygningsarbeider dekke, lager og overbygg kr 150 000 Rørsystem, pumper etc. kr 100 000 Oljekjel / med tank skorstein kr 100 000 Akkumulator kr 50 000 Elektriske arbeider kr 50 000 Montasje, oppstart og dokumentasjon kr 100 000 Kundesentraler, inkl montasje, rør/el kr 90 000 Sum total investeringskostnad primærside - lokalvarmeanlegg kr 1 090 000 Tabell 4. Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 120 kw Korresponderende kostnader for varmesentraler med 250 kw bioeffekt og oljefyrt effekt 450 kw er beregnet etter relasjonsmetoden (n=0,65). Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 250 kw / oljekjel 450 kw beregnet etter relasjonsmetoden (n=0,65) Biokjel med skorstein og askeutmatning kr 483 409 Flislager med skrue kr 241 704 Bygningsarbeider dekke, lager og overbygg kr 253 103 Rørsystem, pumper etc. kr 169 402 Oljekjel / med tank skorstein kr 169 402 Akkumulator kr 84 701 Elektriske arbeider kr 84 701 Montasje, oppstart og dokumentasjon kr 169 402 Kundesentraler, inkl montasje, rør/el kr 152 462 Sum total investeringskostnad primærside - lokalvarmeanlegg kr 1 809 286 Tabell 5. Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 250 kw Investeringskostnader i tabell 6 tillegges kostnader til el.kjel med kr 120 000 eks mva. Sum total investering: kr 1 929 286,- ekskl. mva. Sum statlig støtte fra Enova i % av sum investeringer for undersøkte anlegg er 15,7 %. Statlig støtte til anlegg Mule forutsettes på dette grunnlag å være i størrelse ca kr 300 000. Investeringsanalyse baseres på følgende forutsetninger: Levetid for biokjel og tilhørende utstyr: 15 år Fordeling av energiproduksjon: 80 % biokjel, 10 % oljefyrt kjel, og 10 % el.kjel - uprioritert kraft Side 47 av 88

Øvrige forutsetninger som under pkt. 7 Ovenstående forutsetninger gir positiv nåverdi ved en pris for solgt varmeenergi fra 0,68 kr/kwh, eks. mva, hvilket er samme energipris som beregnet for denne varmemengde med maks effekt 450 kw (målt timesmaks) levert som fast elektrisk kraft. 9. Presentasjon og analyse av funn Nøkkeltall for investeringskostnader omfattet av denne undersøkelse er vist i nedenstående tabell 6 og figur 18. Kostnadstallene er sortert i forhold til anleggets bioeffekt og inkluderer anleggsomfang som spesifisert under avsnitt 7.1 7.8, for 2006, eks. mva. kw bioeffekt Nøkkeltall for investeringskostnader, eks mva Anlegg kr/kw maks effekt kr/kw bioeffekt kr/mw årlig varmeenergi 540 Klyveåsen borettslag, lokalvarme 1 348 2 446 660 500 Inderøy nærvarmeanlegg 2 000 3 333 1 053 500 Sundheim nærvarmeanlegg 5 340 9 700 1 575 400 Asdal nærvarmeanlegg 2 555 5 750 2 145 300 Selbu skole lokalvarmeanlegg 1 905 3 333 2 564 300 Sund skule, lokalvarmeanlegg 2 333 4 667 1 573 200 Inderøy lokalvarmeanlegg 1 800 4 500 1 071 120 Brekkåsen skole lokalvarme 2 640 11 000 3 940 331 Gjennomsnittstall 2 653 6 040 1 989 Tabell 6. Investeringskostnader for undersøkte anlegg Figur 18. Investeringskostnader - undersøkte anlegg Side 48 av 88

Maks effekt i tabell 3 er dimensjonerende effekt for varmesentralen. Bioeffekt er for pelletskjel, og årlig varmemengde er sum varmemengde levert fra energisentral basert på samlet energibruk (olje, pellets, el.). Tabell 7 viser resultater av lønnsomhetsvurdering på grunnlag av innsamlet anleggsinformasjon spesifisert under avsnitt 7.1 7.8. I tillegg er resulterende energipris for lønnsom varmeproduksjon beregnet. kw bioeffekt 540 500 500 400 300 300 200 120 Anlegg Klyveåsen borettslag, lokalvarme Inderøy nærvarmeanlegg Sundheim nærvarmeanlegg Asdal nærvarmeanlegg Selbu skole lokalvarmeanlegg Sund skole, lokalvarmeanlegg Inderøy lokalvarmeanlegg Brekkåsen skole lokalvarme Resulterende energipris fra oljefyrt varme sentral eks. mva Resulterende energipris for varmesentral (positiv nåverdi) Nåverdi i forhold til energipriser fra varmesentral for oljefyrt lokalvarme Angitt anleggslevetid for bioutstyr O,57 0,51 1 852 443 20 O,62 0,49 1 816 282 15 0,62 0,53 4 598 216 15 0,64 0,69 238 547 20 0,59 0,67 38 376 10 0,58 0,52 1 325 848 10 O,57 0,48 840 404 10 0,60 0,72 249 037 15 Tabell 7. Lønnsomhetsvurdering for undersøkte anlegg, resulterende energipris for positiv nåverdi Forutsetninger for lønnsomhetsberegning er opplistet under avsnitt 7. Investeringskostnad er netto investering, dvs. redusert for statlig støtte Økonomisk levetid er iht. mottatt anleggsinformasjon Årlig inntjening er beregnet som differanse mellom alternative kostnader for varmeproduksjon fra oljefyr, med den hensikt å vurdere mulig dispensasjon fra krav i TEK 2007 vedrørende energiforsyning (bedriftsøkonomisk lønnsomhet i forhold til alternativ varmeproduksjon) Resulterende energipris) fra varmesentral, dvs. laveste energipris for å dekke årskostnadene (kapital- og årlige drift- og vedlikeholdskostnader) Et fellestrekk for de mest lønnsomme av undersøkte anlegg er at disse også har de laveste nøkkeltall for investeringskostnader i forhold til produsert årlig varmemengde (kr/mwh). Side 49 av 88

Det synes ikke å være noen sammenheng mellom lønnsomhet og lave nøkkeltall for investeringer i kr/kw bioeffekt. Sundheim nærvarmeanlegg, det mest lønnsomme av anleggene, er inntjent etter 7,4 år inkludert realrente og angitte forutsetninger for lønnsomhetsberegninger. Nøkkeltall for investeringskostnader i kr/kw bioeffekt er 60 % over gjennomsnittet og det nest høyeste av disse tall. Basert på ovenstående forutsetninger vil 3 av de undersøkte anlegg ha negativ nåverdi, hvilket ville innebære dispensasjon fra krav til energiforsyning i TEK 2007. Kommentar til anlegg med negativ nåverdi i tabell 4 Asdal nærvarmeanlegg: Dette anlegget har store investeringer i distribusjonsnett, og i tillegg et stort antall kundesentraler. Kundesentralene representerer en investeringskostnad på kr 500 000 ekskl. mva. ifølge mottatt anleggsinformasjon. Reduksjon av investeringskostnader med kr 518 000 ville gitt positiv nåverdi. Selbu skole: Energi til spisslast, backup og sommerdrift er basert på fast elektrisk kraft fra el.kjel. Oljefyrt kjel til dette formål ville medført positiv nåverdi. Anlegget har svært liten årlig produksjon av varme. Dette forhold kombinert med den korte angitte levetid for biokjel med utstyr medfører negativ nåverdi. Allerede en økning av levetiden med 10%, ville gi positiv nåverdi når restverdi inkluderes. Brekkåsen skole: Dette er det minste anlegget, både mht. bioeffekt og årlig produksjon av varme. Investeringen i kr/mwh årlig er det dobbelte av gjennomsnitt for de undersøkte anlegg. Det synes som om anlegget i så måte ligger over en øvre grenseverdi for dette nøkkeltall. Energi til spisslast, backup og sommerdrift er basert på fast elektrisk kraft fra el.kjel. Overgang fra el.kjel til til oljefyrt kjel ville bedre lønnsomheten betydelig, men ikke nok til å gi positiv nåverdi. Dersom i tillegg levetid for biokjel med utstyr var 20 år, ville investeringen gitt positiv nåverdi. Side 50 av 88

10. Drøfting 10.1 Nøkkeltall for investeringskostnader Det har ikke vært mulig i denne undersøkelse å avklare det eksakte omfang av utstyr og komponenter omfattet av prosjektets kostnadstall. Særlig for bygningsmessige kostnader og anleggskomponenter overtatt fra eksisterende sentralvarmeanlegg er sannsynlighet for feilkilder til stede. Utvalget i undersøkelsen er lite og kostnadsvariasjonen mellom de respektive anlegg er stor. Det er på dette grunnlag vanskelig å trekke noen entydig konklusjon mht. nøkkeltall for investeringer. Gjennomsnittlig investeringskostnad er i de undersøkte anlegg funnet å være i størrelse 6000 kr/ kw bioeffekt, ekskl. mva. Sammenliknet med erfaringstall fra NOBIO, ligger dette gjennomsnittlige kostnadstall ca 20% lavere. jfr. figur 19 og 20. Figur 19 viser investeringskostnader i kr/kwh bioeffekt for komplett varmesentral ved alternative typer brensel. Pellets fremstår som eneste aktuelle valg for anlegg med bioeffekt < 500 kw, og gir de klart laveste investeringskostnader for varmesentraler med bioeffekt < 1000 kw. (Kilde: Investeringskostnader, nov. 2003, NOBIO, v/enercon AS) Figur 19. investeringskostnader - komplett varmesentral ved alternative typer brensel Side 51 av 88

Varmeanlegg med pelletskjel i størrelse 200 1000 kw er representativt for anlegg omfattet av denne undersøkelse. Nøkkeltall for anleggskostnader i denne størrelse i figur 19, er i figur 20 prisjustert til nivå for okt. 2006 (13,3 %, iht. SSB, tabell 03538, Bygg). Figur 20. Investeringskostnader biovarme pellets, 2006 10.3 Grunnlag for valg av biobrensel innvirkning på lønnsomhet Størrelse av kommunale formålsbygg, og tilhørende effektbehov, vil variere med bygningstype og befolkningsgrunnlag. Normalt er skoler, syke- og aldershjem de største bygningsenhetene i en kommunal bygningsmasse. I nedenstående eksempel fra Kristiansand kommune (2006) er energi- og effektbehov til varme, ventilasjon og varmt tappevann, beregnet på grunnlag av energidata hentet fra Manual normtall, 2004 (ENOVA). Normtall i manualen er angitt for 7 klimasoner, og 9 forskjellige bygningstyper, etter at lønnsomme ENØK-tiltak er gjennomført. Energi- og effektbehovet er fordelt på 3 nivåer: a) Eldre bygg b) Byggeforskrift 1987 c) Byggeforskrift 1997 Skolebygg i Kristiansand kommune, 2006 (41 enheter, gjennomsnittlig areal 3685 m2, største enhet 6550 m2). Effektbehov varme: - største bygningsenhet, nivå a) c): 630-450 kw - gjennomsnittlig bygningsstørrelse, nivå a) c): 350-250 kw Syke- og aldershjem i Kristiansand kommune (31 enheter gjennomsnittlig areal 2423 m2, største enhet 7600 m2). Effektbehov varme: - største bygningsenhet, nivå a) c): 600-460 kw - gjennomsnittlig bygningsstørrelse, nivå a) c): 190-150 kw Side 52 av 88

Biokjelen dimensjoneres normalt for å dekke 30 50 % av anleggets maksimale effektbehov. Dette innebærer en bioeffekt til det største av ovennevnte anlegg på ca 330 kw. Valg av pellets som brensel i lokalvarmeanlegg for kommunale formålsbygg vil følgelig gi de laveste investeringskostnader iht. figur 19. Nærvarmeanlegg til kommunale klynger av bygg formodes i de fleste tilfeller å ha et maksimalt effektbehov under 2000 kw (1000 kw bioeffekt). Valg av pellets som brensel vil mao. også for disse anleggsstørrelser gi den laveste investeringskostnad. Konklusjon: Basert på investeringskostnader synes pellets å være det riktige valg for biovarme til lokal- og nærvarmeanlegg for kommnale næringsbygg. 10.4 Drift- og vedlikeholdskostnader for produksjon av biovarme Drift- og vedlikeholdskostnader i innhentede anleggsdata er årlige gjennomsnittskostnader oppgitt av rådgiver/leverandør. Eier/driftsansvarlig har i liten grad oppgitt korrektiver basert på erfaring fra driftsperioden. For flertallet av undersøkte anlegg oppgis drift- og vedlikeholdskostnader som en fast kostnad på 0,05 kr/kwh varmeproduksjon. Variasjoner i forhold til dette nivå fremgår av avsnitt 7.1 7.8. Kostnader for utskifting i levetidsperioden er ikke omtalt i forbindelse med undersøkte anlegg, ei heller funnet omtalt i faglitteratur. Muligens er årsaken den relativt korte levetidsperiode som brukes for disse anleggstyper. Innenfor anleggets levetid er følgelig kun faste årlige driftskostnader medregnet. Erfaringstall for drift- og vedlikeholdskostnader av varmeanlegg fra Nobio fremgår av vedlegg 2: Biobrenselbasert varmesentral, NOBIOs erfaringstall høsten 2006. Disse er høyere enn angitt for undersøkte anlegg: Mindre anlegg: 9 øre/kwh (for all energi produsert) Pelletskjel: 8 øre/kwh (300 kw pelletsanlegg) 10.5 Nærvarmeanlegg investeringskostnader for rørnett Det sterkt begrensede omfang av distribusjonsnett blant undersøkte anlegg gir intet grunnlag for etablering av nøkkeltall for rør- og grøftekostnader. Det må tilføyes at grøftepriser vil variere mye, avhengig av eventuell asfaltering, behov for sprengning, og eventuell kryssing av eksisterende kabler og rørnett i grunn. Erfaringstall for investeringskostnader for grøfter og rørnett, begrenset til dimensjoner aktuelle for kommunale nærvarmeanlegg fremkommer av figur 21. (Kilde: Enercon AS, prisgrunnlag fra NVE, justert til prisnivå 2006 iht. SSB`s indeks, tabell 03538). Side 53 av 88

Figur 21. Investeringskostnader til nærvarmenett i kr/ løpemeter grøftelengde 10.6 Resulterende energipriser I figur 22 og 23 er vist resulterende energipriser for varme produsert fra olje-, el.-, og biokjel i 2005. (Enova, Energifokus i Kommunen, Marit Nestande, 2005008795-55825.pdf): Figur 22. Resulterende energipriser for varme produsert fra olje-, el.-, og biokjel - Enova Side 54 av 88

Rapport fra UMB er resulterende energipris i 2006 for ulike størrelser av anlegg for biobrensel beregnet. Resultatet er vist i figur 23. (UMB, INA fagrapport 9, Universitetet for miljø- og biovitenskap, 2007, ISSN 1503-9439): Figur 23. Resulterende energipris for ulike størrelser av anlegg for biobrensel - UMB Det konstateres at resulterende energipris i figur 23 samsvarer med gjennomsnittlig nivå for anlegg omfattet av denne undersøkelsen: 0,58 kr/kwh, eks mva., jfr. tabell 7. Brensellager Gjennomsnittlig størrelse for pelletslager, basert på denne undersøkelse, er lagringsvolum på ca 35 m3. Valg av størrelse vil måtte avgjøres på grunnlag av anleggsstørrelse, samt pris og leveringsvilkår fra leverandør av pellets. Designkriterier I mye av faglitteratur vedr. varmeproduksjon fra biobrensel synes det å være en selvfølge at lokal- og nærvarmeanlegg utstyres med en såkalt kundesentral for hvert enkelt bygg som tilkoples energisentralen. Er det tradisjoner og tankegods for prosjektering av fjernvarmeanlegg styrende for prosjektering og designkriterier ved investeringer i anlegg for varme fra biobrensel? En kundesentral består av 2 varmevekslere, for hhv. oppvarming av tappevann og oppvarming av øvrige anlegg. I tillegg er kundesentralen utstyrt for måling av forbruk.et klart mindretall av de undersøkte anlegg har installert kundesentraler. Side 55 av 88

Designkriterier for fjernvarmeanlegg tilhørende et energiselskap vil måtte ha andre suksesskriterier enn anlegg for lokalvarme til kommunale næringsbygg. Når eier, bruker og driftsansvarlig er den samme organisasjon, for både varmesentral og tilkoplede bygg, er behovet for et konstruksjonsmessig skille mellom leverandør og kunde borte. Utstyr og anlegg for varmeproduksjon, distribusjonsnett, regulering, mv., vil mao. kunne optimaliseres uten hensyn til avgrensning mot kundens varmeanlegg. Investeringskostnadene pr. kundesentral ligger i størrelse kr. 60 000, ekskl. mva. (SGP Biovarme AS)., jfr. også kostnadseksempler i pkt 8.9.1, tabell 5 og 6, samt i nedenstående figur 24. (Kilde: Enercon AS) Kundesentralskostnad 300 000 250 000 Tall 2003 Fjernvarmeforeningen 1991 Hohle mlf 2001 Viken Fjernvarme, 2001 200 000 NOK 150 000 100 000 50 000 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 000 kw Figur 24. Investeringskostnadene - kundesentraler Ettersom kundesentralen fungerer som en varmeveksler vil dette kreve temperaturdifferanse mellom anleggets primær- og sekundærside, dvs. lavere temperatur på anleggets sekundærside, hvilket kan ha negative konsekvenser for drifts- og investeringskostnader. Normal produksjon av varmt tappevann fra varmvannsbereder tilkoplet varmesentral, med elkolber som backup medfører fordeler både mht. økonomi og sikkerhet, jfr. temperatur og driftskrav iht. forskrift om aerosolsmitte fra Legionella. Bruk av kundesentral ved oppkopling av eksisterende sentralvarmeanlegg kan medføre behov for oppgradering ettersom disse normalt er dimensjonert for tur-, returtemperatur 80/60. Eldre anlegg som fremdeles er i bruk, ble bygget for tur-/returtemperatur 90/70. Side 56 av 88

Argumenter for investering i dette utstyr til lokal- og nærvarmeanlegg synes i første rekke å være driftskonsekvenser ved lekkasjer på anlegget: Vedr. lekkasjer: Lekkasjer fra sentralvarmeanlegget, innenfor anleggets økonomiske levetid, er et heller sjeldent fenomen. En kundesentral vil i slike tilfeller ikke ha annen effekt enn å sikre at eventuelle andre tilkoplede byggverk ikke berøres av driftsproblemer som eventuelt måtte følge av lekkasjen. Vedr. måling av forbruk: Registrering av energiforbruk til tilkoplede brukergrupper kan løses på enklere og rimeligere måte enn ved installasjon av kundesentral. Utstyr i varmesentraler De fleste av undersøkte anlegg har ikke akkumulatortank. Det kan synes som om fordeler ved akkumulatortank for anlegg basert på pellets som brensel, for denne brukstype og anleggsstørrelse, ikke er en nødvendig eller lønnsom merkostnad. 10.6 Barrierer for økt utbygging av varmesentraler for biovarme Hovedbarriere 1: manglende marked (10 år med røde tall, Studie for Enova SF 2007) Med manglende marked menes fysiske barrierer knyttet til infrastrukturen i den norske bygningsmassen. En løsning når det vannbårne kundemarkedet er for lite er konvertering av bygninger; fra panelovner til vannbåren varme. Kostnaden ved slik konvertering er i følge intervjuobjektene så stor at varmekunden ofte trekker seg. Representantene fra kundesiden viser til ekstrakostnader på flere millioner kroner for å konvertere enkeltbygg til vannbåren varme. Denne kostnaden kommer i tillegg til investeringene i selve varmeanlegget. Flere fremholder ekstrakostnaden for konvertering som nettopp den faktoren som bidrar til å stanse hele varmeprosjektet. Kostnaden ved konvertering til vannbåren varme er svært varierende. Undersøkelser gjort av prisene i dagens marked viser en kostnadsvariasjon fra ca 250 kr per kvadratmeter til ca 850 kr per kvadratmeter, avhengig av blant annet byggets utforming og prosjektets omfang. Med en nedbetalingstid på 20 år viser eksempler fra pågående prosjekter at energiprisen for sluttkunden øker med mellom 27 og 60 øre per kwh, avhengig av kvadratmeterprisen for konvertering. Med slike ekstrakostnader blir mange varmeprosjekter direkte ulønnsomme for sluttbruker. Hovedbarriere 2: manglende lønnsomhet (10 år med røde tall, Studie for ENOVA, 2007) Den manglende lønnsomheten ser ut til å prege hele verdikjeden: Tilbyderne forteller om virksomheter drevet i årevis med røde tall hvert eneste år. Side 57 av 88

Aktørene på kundesiden forteller om overraskelsen når kalkyler viser marginal lønnsomhet eller ulønnsomhet i prosjekter de trodde ville redusere energikostnadene. I følge intervjuobjektene er det to hovedårsaker til den manglende lønnsomheten: Prisen på elektrisk strøm og høye investeringskostnader. Ifølge intervjuobjektene er den viktigste konsekvensen av den lave prisen på elektrisk strøm fravær av etterspørsel. Så lenge strømregningen er lav blir ikke alternative oppvarmingsløsninger tatt opp til vurdering. De kundene som likevel gjør en vurdering finner ofte ut at gevinsten ved å investere i fornybar varme blir liten, sett i forhold til fortsatt bruk av strøm. Til tross for at kostnaden for utstyr ikke oppleves som urimelig etterlyser flere av intervjuobjektene økt satsing på FOU, med fokus på å utvikle enklere og rimeligere varmeløsninger. Det etterlyses anlegg som er lettere, mer fleksible, og rimeligere i innkjøp. Resultatene fra både kvalitative og kvantitative undersøkelser peker mot behovet for økt pris på bruk av elektrisitet til oppvarming i Norge som det viktigste tiltaket for å bedre lønnsomheten. Øvrige barrierer: Manglende kompetanse (10 år med røde tall, Studie for ENOVA, 2007) Mangel på kompetanse kommer til uttrykk gjennom hele verdikjeden, men kompetansesvikten oppgis å ha størst betydning som barriere i byggenæringen og blant profesjonelle kunder i offentlig og privat virksomhet. Denne kompetansesvikten på kundesiden fører i følge intervjuobjektene til at fornybar varme ikke vurderes i nye byggeprosjekter eller rehabiliteringer. For kunder som har kommet i fasen der de vurderer fornybar varme fører kompetansesvikten til at de ofte ikke besitter den innkjøpskompetansen som skal til for å velge de optimale løsningene. Fokuset hos kunden er i større grad å få ned kostnadene i investeringsfasen enn å sikre mest mulig optimale løsninger på sikt. Kompetansesvikten blant rørleggere bidrar i følge intervjuobjektene til at det er få rørleggere som tar på seg jobben med å anlegge fornybar varme. Kompetansesvikten i konsulentbransjen bidrar ifølge intervjuobjektene til at mange konsulenter tar på seg prosjekteringsjobber de ikke har kompetanse til noe som igjen bidrar til mindre optimale anlegg. Kompetansesvikten blant politikere bidrar i følge aktørene til at lokale prosjekter stopper opp, ofte på grunn av usikkerhet om økonomien i kommunestyrene. På riksplanet bidrar kompetansesvikten hos politikerne primært til lite effektive eller feilslåtte rammevilkår. Side 58 av 88

10.7 Varme fra fornybar energi - statlige støtteprogram fra 2008 I 2008 bevilges statlige støtteordninger fra ENOVA under følgende program: o Energibruk - bygg, bolig og anlegg o Energibruk - Industri o Energistyring - Bedrifter i nettverk o EU Intelligent Energy Europe (EIE) 2007-2013 o Introduksjon ny teknologi o Informasjon o Kommunal energi og klimaplanlegging o Overgangsordning vind 2007 o Innovative energiløsninger o Fjernvarme infrastruktur o Fjernvarme nyetablering o Lokale energisentraler Av ovenstående er 3 program nye fra 2008: Fjernvarme infrastruktur Mål: fremme utbygging av kapasitet for fjernvarme til sluttbrukere. Programmet gir ikke støtte til energiproduksjon. Målgruppe: aktører som ønsker å utvikle sin forretningsvirksomhet innen infrastruktur for fjernvarme. Fjernvarme nyetablering 1. Mål: fremme nyetablering av fjernvarme og -kjøling, både infrastruktur og energisentral basert på fornybare energikilder. Infrastruktur inklusive eventuelle varmevekslere, stikkledninger og kundesentraler. 2. Målgruppe: aktører som ønsker å etablere/videreutvikle forretningsvirksomhet innen leveranse av fjernvarme og -kjøling. Kun registrerte foretak kan søke. Lokale energisentraler Mål: fremme økt installasjon av lokale energisentraler og distribusjonsanlegg mellom ulike bygg og anlegg basert på fornybare energikilder som fast biobrensel, termisk solvarme eller varmepumpe. Dette omfatter nødvendig utstyr og anlegg for energitilførsel og -distribusjon, spisslast, reserve, askehåndtering, røkgassanlegg, overføringsrør, regulering, drift og nødvendige bygg- og anleggsarbeider. Side 59 av 88

Målgruppe: aktører som ønsker å etablere lokale energisentraler for flerbolighus, næringsbygg, offentlige bygg, idrettsanlegg og industribygg, samt mindre sammenslutninger av slike. Kun registrerte foretak kan søke. Program for lokale energisentraler/prosjekter som får støtte: Prosjekter med fornybart energiutbytte per støttekrone over et visst minimum, anlegg med min.15 års levetid, kostnadseffektive prosjekter, prosjekter med andel fornybar energi på min. 70 % Program for lokale energisentraler prosjekter som faller utenom: - Prosjekter i område med fjernvarmekonsesjon, eller hvor det foreligger planer om realisering av fjernvarme innen 3 år - Distribusjonssystemer internt i bygninger - Prosjekter som er bedriftsøkonomisk lønnsomme uten tildeling av støtte - Prosjekter som allerede er igangsatt eller besluttet gjennomført 11. Konklusjon Forutsetninger for suksess ved bygging i samsvar med krav om energiforsyning antas å kunne fordeles på følgende grunnleggende forutsetninger, jfr. pkt. 10.6, sitater fra rapporten Barrierer for økt utbygging av lokale varmesentraler og nærvarmeanlegg : Den kommunale byggherre må besitte den nødvendige informasjon om tekniske forutsetninger og tilhørende konsekvenser for investerings- og levetidskostnader, i form av relevante nøkkeltall. Denne forutsetning er en nødvendig del av beslutningsog informasjonsgrunnlaget. De øvrige aktører i prosjektet må kunne dokumentere kompetanse for bygging og drift av vannbåren varme fra anlegg med fornybar energi, for aktuell prosjektstørrelse. Designkriterier for energisentraler fra større fjernvarmeanlegg bør ikke være styrende for bygging av mindre lokalvarmeanlegg, eller oppkopling av eksisterende sentralvarmeanlegg. Aktuelle aktører må kunne garantere levering i henhold til spesifisert kvalitet og ytelse. Nevnte aktører omfatter: prosjekterende, utførende, driftsorganisasjonen og leverandør av biobrensel. Basert på ovenstående forutsetninger, og lønnsomhetsvurdering av anlegg i denne undersøkelse, burde den kommunale byggherre med rimelig sikkerhet kunne forvente at omlegging av energiforsyning til fornybar energi i eksisterende næringsbygg med vannbåren varme blir en økonomisk suksess. Side 60 av 88

For at en bedriftsøkonomisk lønnsom omleggingen av energiforsyning til fornybar energi skal omfatte eksisterende næringsbygg med elektrisk oppvarming, må energipriser endres betydelig i favør av bioenergi, alternativt må program for statlig støtte gjennom Enova, jfr. pkt 10.7, utvides til å omfatte investeringsstøtte for konvertering til vannbåren varme. Referanser - Bioenergi, Miljø, teknikk og marked, Erik Eid Hohle, ISBN 82-995884-0-5 - Veien til biovarme, Norsk Bioenergiforening, ISBN 82-7439-021-0 - Fornybar energi 2007, ISBN 978-82-410-0632-6 - Ny teknisk forskrift, 01.02.07TEK 2007 - HO - 1 /2007 Energi, SBE - FDVU-FM - Introduksjon - 24.08.05 Tore I. Haugen, professor, NTNU - Barrierer for økt utbygging av lokale varmesentraler og nærvarmeanlegg, 10 år med røde tall, Studie for ENOVA SF 2007 - Resultatrapport 2007, ENOVA, ISBN 978-82-92502-33-4 - Bygningsnettverkets energistatistikk 2006, ENOVA - Energi- og klimaplanlegging i kommunen, ENOVA, ISBN 978-82-92502-32-7 - Utfordringer ved utbygging av bioenergi i kommunene, BIOREG - Nøkkeltall for levetidskostnader (FDVUS - NFB-database, 2006) - Forretningsutvikling og prosjektering av bioenerg/anlegg, NoBio 2005 - Manual for produksjon av ferdigvarme fra biobrensel, Nobio, ISBN 82-7439-021-0 - Nobio 2006 Kommentar til Norsk Energis rapport Miljøregnskap for Naturgass - Bioenergi i Norge, Markedsrapport for 2006, Nobio Side 61 av 88

- INA fagrapport 9, Universitetet for miljø- og biovitenskap, 2007, ISSN 1503-9439 - Energi- og kraftbalansen mot 2020, NOU 1998:11 - Internettside: www.lovdata.no - Internettside: www.nobio.no - Internettside: www.enova.no - Internettside: Norsk Fjernvarmeforening - Internettside: www.ssb.no - Internettside: www.jernvarme.no - Internettside: www.nve.no Side 62 av 88

Tabelliste Tabell 1. Eksempel - prosentandel av restverdi... 30 Tabell 2. Nåverdiberegning Sundheim nærvarmeanlegg... 33 Tabell 3. Sundheim nærvarmeanlegg, Budsjett-priser energikilder... 33 Tabell 4. Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 120 kw... 47 Tabell 5. Investeringskostnader for varmesentral med biokjel 250 kw... 47 Tabell 6. Investeringskostnader for undersøkte anlegg... 48 Tabell 7. Lønnsomhetsvurdering for undersøkte anlegg... 49 Figurliste Figur 1. Oppvarming basert på energikilde i Norden... 9 Figur 2. Biobruk i Norden. Kilde: Nobio... 10 Figur 3. Forbrenningsanlegg for flis, ved og halm i Norge, periode 2003 2006... 10 Figur 4. Forbrenningsanlegg for pellets i Norge i perioden 2003 2006... 11 Figur 5. Kravet om energiforsyning - praktisk håndtering i byggeprosessen... 12 Figur 6. Dokumentasjon av energikrav gjennom byggeprosessen... 13 Figur 7. Produksjon og omsetning av pellets (tonn), 2003-2006... 19 Figur 8. Salg av pellets fordelt på emballeringsmåte (tonn), perioden 2003 2004... 19 Figur 9. Pelletsmarkedet i Sverige, 1997-2007... 20 Figur 10. Kilde: Bioenergi, Erik Eid Hohle, ISBN 82-995884-0-5... 20 Figur 11. Grunnlast, spisslast og sommerlast. Kilde: Enercon AS.... 24 Figur 12. Nøkkeltall FDVUS-kostnader - alle bygningstyper... 26 Figur 13. Nøkkeltall energi, renhold, løpende drift - alle bygningstyper... 26 Figur 14. Nøkkeltall FDVUS-kostnader - skolebygninger... 27 Figur 15. Nøkkeltall energi, renhold, løpende drift - skolebygninger... 27 Figur 16. Prisutvikling for elektrisk energi for bedriftsmarkedet... 28 Figur 17. Pris på pellets opplastet ved fabrikk... 28 Figur 18. Investeringskostnader - undersøkte anlegg... 48 Figur 19. investeringskostnader - komplett varmesentral ved alternative typer brensel... 51 Side 63 av 88

Figur 20. Investeringskostnader biovarme pellets, 2006... 52 Figur 21. Investeringskostnader til nærvarmenett i kr/ løpemeter grøftelengde... 54 Figur 22. Resulterende energipriser for varme produsert fra olje-, el.-, og biokjel - Enova... 54 Figur 23. Resulterende energipris for ulike størrelser av anlegg for biobrensel - UMB... 55 Figur 24. Investeringskostnadene - kundesentraler... 56 Vedlegg Vedlegg 1: Nærmere gjennomgang av Norsk Energis rapport, Nobio Vedlegg 2: Kopi av sluttrapport fra Statoil til Enova - Sundheim nærvarme Vedlegg 3: Anleggsinformasjon mottatt fra ENOVA Vedlegg 4: Etablering av forbrenningsanlegg for biobrensel 2003 2006 Vedlegg 5: Produksjon og omsetning av pellets Vedlegg 6: Investeringsanalyse.xls (Excelark benyttet ved analyser i denne oppgave er vedlagt i digital format) Side 64 av 88

Vedlegg 1: Nærmere gjennomgang av Norsk Energis rapport, Nobio Nærmere gjennomgang av Norsk Energis rapport De følgende kommentarene til Norsk Energis rapport er utarbeidet av Enercon AS på oppdrag av NoBio. Kommentarene gir en gjennomgang av Norsk Energis rapport ( Miljøregnskap for Naturgass ) /ref 1/, samt av det notatet Norsk Energi utarbeidet i etterkant, for å dokumentere konklusjonene i rapporten (PM: Dokumentasjon energipriser ),/ref 2/. Både i rapporten og i notatet fremgår det at Norsk Energi har basert konklusjonene om konkurranseforholdet mellom gass og biobrensel på flere feilaktige forutsetninger. :. Brenselspris Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Hvis disse feilene rettes opp vil det fremgå at fyring med biobrensler koster ca det samme som å fyre med CO2-avgiftsbelagt naturgass. Uten avgift vil gass få et betydelig konkurransemessig fortrinn. Brenselpris I beregningene av fremtidig brenselpris legger Norsk Energi vekt på at det norske biobrenselmarkedet er dårlig utviklet, og at man dermed må regne med lavere priser for biobrensel fremover, når det blir reell konkurranse. NoBio er helt uenige i dette. Markedet har frem til i dag vært kjennetegnet av høy tilgang på brensel og lav etterspørsel. Den veksten i bruk av bioenergi regjeringen legger opp til vil medføre betydelig økt etterspørsel, og dermed høyere priser på sikt. De siste månedene har det vært en betydelig økning i prisene på pellets og de biobrenselfraksjonene pellets produseres av. Trolig kommer vi til å se en tilsvarende prisøkning på skogsflis de nærmeste årene. På grunnlag av dette vurderes prisene for biobrensel basert på skogsflis for kommende år til følgende: Fritt levert i silo NoBio NE rapport NE PM Skogsflis til mindre anlegg (ca 400 kw), øre/kwh 18 15 17 Skogsflis til middels anlegg (ca 2 MW), øre/kwh 17 15 16 Skogsflis til større anlegg (ca 8 MW, øre/kwh 16 15 15 Pellets til kjel på 300 kw 26 25 25 Definisjon av Skogsflis Hogstavfall (bar, greiner, topp), tynningsvirke og furuslip. Oppflising av denne biomassen gir skogsflis som ligner industriflis (dvs 2-6 m.m. i tykkelse, 20-28 m.m. i lengde). Rå skogsflis har en fuktighet på ca. 55 %, noe som gjør det egnet som brensel kun i større anlegg (>1 MW). Tørking av Side 65 av 88

skogsflis til under 30% fuktighet medfør at brenselet kan brukes i anlegg som er dimensjonert for et tørrere brensel. Naturgasspris Norsk Energi opererer med ulike priser for naturgass avhengig av om den anvendes i nye varmesentraler eller i konverterte oljefyrte sentraler. Grunnlast ny varmesentral Konvertering av oljesentralt Naturgass til mindre anlegg (ca 1 MW), øre/kwh 33 40 Naturgass til middels anlegg (ca 5 MW), øre/kwh 29 38 Naturgass til større anlegg (ca 20 MW), øre/kwh 25 35 Det er ikke NoBios oppgave å anslå naturgasspriser. Vi har imidlertid forsøkt å få svar på hvorfor prisen for naturgass per kwh blir høyere ved konvertering av en allerede eksisterende oljekjel sammenlignet med ved investering i en helt ny varmesentral, med samme forbruksmønster. Dette er ikke kommentert eller forklart verken i rapporten eller i presiseringene. Investeringskostnader Investeringskostnadene for et biobrenselsanlegg varierer mye. Kostnadene avhenger både av byggets utforming, oppbyggingen av rørsystemet, og ikke minst typen biobrensel. Norsk Energi har valgt skogsflis og i tillegg oppgitt at forbrenningen skjer ved oksygeninnhold (tørr gass) på 6% for 400 kw og 4% for 2 MW og 8 MW. Disse forutsetningene blir missvisende. De er kun riktige for høyteknologianlegg. Det er i dag få leverandører som ønsker å garantere disse verdiene, og hos disse leverandørene ligger da også prisnivået godt over gjennomsnittet. (Til orientering kan vi nevne at vi ikke har funnet noen leverandør som ønsker å garantere verken 4% oksygeninnhold for et anlegg på 2 MW eller 6% for et anlegg på 400 kw). Norsk Energi oppgir /ref 2/ følgende spesifikke investeringer: Biobrenselbasert varmesentral Mindre: 4.000 kr/kw Middels: 3.500 kr/kw Større: 3.000 kr/kw Pelletskjel: 2.000 kr/kw (konvertert oljefyringsanlegg). Naturgassfyrt varmesentral Mindre: 2.500 kr/kw Middels: 2.000 kr/kw Større: 1.500 kr/kw. Kommentarer fra NoBio: Disse investeringskostnadene medfører at en mindre varmesentral på 1000 kw koster 2,5 millioner kr for naturgass og 4,0 millioner kr for biobrensel. En prisdifferanse på 1,5 millioner for en komplett biobrenselenhet med lager, bygg, forbrenningsenhet røykgassrensing etc. basert på skogsflis, og der Side 66 av 88

leverandøren garanterer et oksygeninnhold på 6 % er ikke mulig å få gjennomført, dersom anlegget skal ha samme standard som en gasskjel på 1000 kw til investeringen på 2,5 millioner kr. Til sammenligning kan nevnes at en LPG-fyrt containersentral i den aktuelle størrelsen koster ca 1000 kr/kw. Vår vurdering er at for å få samme standard på en komplett biobrenselbasert varmesentral for skogsflis på 400 kw effekt som en naturgassfyrte varmesentral på 1000 kw vil det koste minst 5,0 millioner kr. Dette basert på priser under våren/sommeren, for de anleggene som er under bygging høsten 2006. Tilsvarende gjelder for de større kjelene. Hvis man tar utgangspunkt i tall fra leverandører som leverer anlegg basert på skogsflis, og der man kan garantere et oksygeninnhold i røykgassen i området som Norsk Energi oppgir. Også de store anleggene vil kreve betydelig større investeringer enn det Norsk Energi opererer med. Når det gjelder konvertering fra oljekjel til pelletskjel, anbefaler de leverandører av pelletsbrennere vi har vært i kontakt med at man ikke konverterer et så pass stort anlegg til pellets. Automatisk utmating av aske vil bli en vesentlig utfordring og medføre merkostnader på ca 4-5 000 kr for et komplett nytt anlegg plassert i eksisterende fyrrom. Alternativt må man legge ned mye tid på manuell askeutmatning, noe som gir betydelig økte kostnader for driften. Norsk Energi opererer med en total investeringskostnad på 600 000 kr i rapporten. Dette er helt urealistisk, det tilsvarer kun kostnaden for en ny pelletskjel, gratis levert og montert. Kostnadene som kommer i tillegg til silo, askeutmatning, skorstein, røykgassrensing, røranlegg, el-tilkopling, montasje og driftsetning innebærer minst en dobling av prisen. Biobrenselbasert varmesentral Nobios erfaringstall høsten 2006 Mindre: 5.000 kr/kw Middels: 4.000 kr/kw Større: 3.500 kr/kw Pelletskjel: 4.000 kr/kw for en enhet på 300 kw. Drifts- og vedlikeholdskostnader Norsk Energi har i referanse 2 oppgitt følgende driftskostnader: Ny biobrenselsentraler Mindre: 6 øre/kwh (for all energi produsert) Middels: 5 øre/kwh (for all energi produsert) Større: 4 øre/kwh (for all energi produsert) Pelletskjel: 5 øre/kwh Nye naturgassfyrte sentraler Mindre: 4 øre/kwh (for all energi produsert) Middels: 3 øre/kwh (for all energi produsert) Større: 2 øre/kwh (for all energi produsert). En sammenligning av drift/vedlikeholdskostnadene for de mindre anleggene fyrt med naturgass eller biobrensel resulterer i følgende: Side 67 av 88

Naturgass Biobrensel kr 72 000,- per år kr 108 000,- per år Dvs en forskjell på kr 36 000,- som skal dekke håndtering av det vanskeligere og delvis innhomogene brenselet, økt el-forbruk, askehåndtering, feiekostnader etc. sammenlignet med naturgassfyring. Erfaringstall fra biobrenselanlegg fyrt på skogflis som er i drift i dag viser følgende drifts- og vedlikeholdskostnader (ved lavere brenselpris øker kostnadene ettersom brenselkvaliteten reduseres): Biobrenselbasert varmesentral Nobios erfaringstall høsten 2006 Mindre: 9 øre/kwh (for all energi produsert) Middels: 8 øre/kwh (for all energi produsert) Større: 7 øre/kwh (for all energi produsert Pelletskjel: 8 øre/kwh (300 kw pelletsanlegg) Andel energi fra biobrensel Norsk Energi oppgir følgende andel av energien fra biobrensel basert på en biobrenselkjel på 40% av maksimal effekten. Sammenlagret maks. effekt 1.000 kw, biokjeleffekt 400 kw: andel 88% Sammenlagret maks. effekt 5 MW, biokjeleffekt 2 MW: andel 89% Sammenlagret maks. effekt 20 MW, biokjeleffekt 8 MW: andel 90%. Figuren under er figur 1, kopiert fra Norsk Energis PM, (referanse 2) som illustrer dette ved 20 MW : 22 000 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 - kw Energi spisslast: 1,54 GWh = 3,5% Energi grunnlast: 41,53 GWh = 94,4% Energi sommerlast: 0,93 GWh = 2,1% Tilgjengelighet for grunnlast: 99 % 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Figur 1: Varighetsdiagram for fjernvarmeanlegg med brukstid 2200 timer fra Norsk Energi ref. 2 Dette er korrekt når man ser på det teoretisk, men dessverre er ikke et fjernvarmeanlegg så enkelt. Hvis man analyser varmeforbruket nærmere over året og over døgnet blir det store variasjoner som et biobrenselanlegg basert på en biobrenselenhet vanskelig kan utjevne. Hvis det er installert to biobrenselenheter eller man har en akkumulatortank som utjevningsenhet er det praktisk mulig å oppnå de andeler som Norsk Energi har presentert. Dette er ikke oppgitt i forutsetningene eller i investeringskostnadene at man har forutsatt dette. Side 68 av 88

Figuren under er basert på målinger av energiforbruket per time (dvs 1-times effekter) fra fjernvarmeanlegget i Hamar i februar 2004. Som det fremgår av figuren er effektbehovet mer enn dobbelt så høyt en kort periode på morgenen enn på ettermiddagen. Dette påvirker andelen biobrensel. Varmebehov over døgnet 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 MWh/h 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 Andel biobrensel basert varmesentral Nobios erfaringstall Sammenlagret maks. effekt 1 000 kw, med en biokjel på 400 kw: andel 85% Sammenlagret maks. effekt 5 000 kw, med en biokjel på 2 MW: andel 85% Sammenlagret maks. effekt 20 000 kw, med en biokjel på 8 MW: andel 85% Sammenlagret maks. effekt 600 kw, med en ny pelletskjel på 300 kw: andel 88% Erfaringstallene inkluder stopp for manuell feiing, drift/vedlikehold, ikke planlagte stopp, samt svingninger i effekt over døgn og år. Øvrige bristfellige presentasjoner i hovedrapporten og PM Norsk Energi oppgir i PM /ref: 2/ at man har brukt 20 % av total investering i tilskudd fra Enova i samtlige biobrenselalternativ. Dette er ikke nevnt i hovedrapporten og er en vesentlig faktor for vurderingen av totalkostnaden. Biobrenselsanlegg oppnår svært sjelden så høy støtteprosent. Støtte fra Enova skal være utløsende, dvs støtten gis bare til prosjekter som ikke er lønnsomme. Med de tall som Norsk Energi presenterer i rapporten har Enova blitt påført betydelig større andel av investeringskostnaden enn det som er vanlig. Dette gjør det igjen mulig å operere med lavere bioenergipriser enn det er mulig å oppnå dagens støtte, noe som igjen sannsynliggjør betydelig lavere bioenergipriser ut til kunde enn om man hadde lagt til grunn et lavere støttenivå. I PM /ref:2/ er totalkostnaden for store og små nye varmesentraler redusert for naturgass med ca 5 øre/kwh sammenlignet med hovedrapporten. For biobrensel (skogsflis og pellets) er tilsvarende totalkostnader økt med 3-6 øre/kwh. Oppgitte totalkostnader i øre/kwh. NE rapport NE PM Differanse Totalkostnad varmesentral, naturgass 60 54-6 mindre brukere Totalkostnad varmesentral, naturgass større brukere 40 36-4 Side 69 av 88

Totalkostnad varmesentral, skogsflis mindre brukere Totalkostnad varmesentral, skogsflis større brukere 40 46 6 30 33 3 Norsk Energi forklarer prisreduksjonen på naturgassanlegg med følgende: de data vi bygget på mht. på naturgassbasert energi tok utgangspunkt i kortere avskrivningstider og høyere kalkulasjonsrente enn det vi nå etter en inngående vurdering hos oss har valgt å benytte. Dette gjelder for så vidt også de andre energiprisberegningene som var presentert i miljøregnskapet Norsk Energi oppgir i PM at de har brukt 8% rente og 22 år hvilket gir en annuitetsfaktor på ca 9,8%. Kapitalkostnaden i naturgassalternativene er 13,6 respektive 6,7 øre/kwh. For å få en øking av kapitalkostnaden med ca 5 øre/kwh må annuitetsfaktoren økes til ca 15%. Dermed burde også annuitetsfaktoren til biobrenselsalternativene øke tilsvarende, og kapitalkostnaden for biobrenselalternativene burde blitt lavere. Med tilsvarende økning av annuitetsfaktoren som for gass burde biobrenselsalternativene få 5-8 øre/kwh lavere totalkostnader. Hvorfor totalkostnaden for skogsflisbaserte varmesentraler da er økt i dokumentasjonsnotatet er ikke opplyst fra Norsk Energi. I hovedrapporten står det følgende sitat: Etter det vi kjenner til har avfallsvarme i dag en typisk markedspris på 10-15 øre/kwh. Det er ikke oppgitt noen forklaring eller definisjon på hva man legger i ordet avfallsvarme, og heller ingen referanse til denne prisen. I tabell 4:25 er avfallsvarme listet opp som en energibærer der prisen er oppgitt til 12 øre/kwh, referert til en råoljepris på 50$/fat og sammenlignet med lettolje, skogsflis, naturgass etc. uten noe nærmere beskrivelse. Referanser 1. Miljøregnskap for naturgass. Miljømessige konsekvenser ved bruk av naturgass i Norge, Norsk Energi, datert 22.08.2006. 2. Dokumentasjon energipriser utgave 22.11.2006, Norsk Energi, Oslo 22.11.2006 Materiale fra Hamar Regionene Fjernvarme vedrørende energiforbruk over døgnet. Side 70 av 88

Vedlegg 2: Kopi av sluttrapport fra Statoil til Enova Sundheim nærvarme Side 71 av 88

Side 72 av 88

Side 73 av 88

Side 74 av 88

Side 75 av 88

Side 76 av 88

Side 77 av 88

Side 78 av 88

Side 79 av 88

Side 80 av 88

Side 81 av 88

Side 82 av 88

Side 83 av 88

Side 84 av 88

Vedlegg 3: Anleggsinformasjon fra Enova SF Prosjekt Støtte (kr) Energimål (MWh) Styring av veglys 500 000 1 000 Energipark ved Olav Duun videregående skole - utvikling og oppbygging. 835 000 - TIRB AS / TROMSBUSS AS - Energireduksjon i driftsbygg 400 000 1 500 Rammekontrakt energi-sør-trøndelag fylkeskommune 4 500 000 13 400 Ryggeheimen 260 000 740 Malakoff videregående skole 370 000 1 060 Kostnadseffektive og energioptimale oppvarminssystemer for lavenegiboliger 93 000 50 Varmepumper i Kvam kommune 170 000 508 Terningen Arena - Forbildeprosjekt 3 670 000 4 040 Forbildeprosjekt, Gatelys Møre og Romsdal Fylke 508 750 1 017 Energireduksjon og konvertering i Rica Park Hotel Sandefjord og Sandfjord rådhus. 2 000 000 6 100 Nord-Trøndelag fylkeskommune, Rammeavtale 2007-2012 6 200 000 18 800 Borge sykehjem 325 000 940 Bygningsnettverk Tromsø kommune 1 320 000 4 400 Energifokus i FFI - E - FLO/IKT 2 211 000 6 700 Energireduserende tiltak Blefjell sykehus Kongsberg 195 000 650 ENØK Hunderfossen Familiepark 165 000 550 Nannestad kommune 942 000 3 000 Jølsen Næringspark AS rehabilitering/ enøk 460 000 1 500 Sel kommune Biovarmeanlegg Heidal 290 000 1 200 Hei Helse Vest - utvidet søknad 4 200 000 14 000 Entra Eiendom Region Midt- og Nord Norge 1 802 000 7 235 Entra Eiendom. Region Sørlandet 2 667 000 8 390 BOB Damsgårdsundet - Forbildeprosjekt 4 518 100 3 480 Oppland fylkeskommune konvertering til vannbåren varme 2007 616 000 1 760 Gjennomføring av energieffektivisering og energikonvertering ved Halliburton AS hovedkontor i Stavanger 850 000 2 300 Energiforvaltning Forsvarsbygg, område 11. Nasjonale Festningsverk 900 000 3 000 Side 85 av 88

YIT - Energologi - stor energiavtale 46 500 000 155 000 Energiledelse Helse Øst 7 350 000 21 000 Energireduksjon i Caiano Eiendom AS 700 000 2 200 Energikutt i Coop 12 540 000 38 000 Energiprogram for JOH-system 1 500 000 5 600 Thorbjørnrud Hotel - Omlegging av varmesystemet 400 000 800 Energiledelse i Bilia 875 000 2 640 Energiprogram - boligblokker, Boligbygg Oslo KF 5 462 000 17 490 Energinettverk for folkehøgskoler i Midt-Norge 663 000 2 400 Agder Energi AS - Nytt hovedkontor (Forbildeprosjekt) 2 500 000 2 300 Energiprogram VERITASSENTERET 2007-2010 1 450 000 410 Forbildeprosjekt solenergi - Stavanger Aftenblad 500 000 536 Nytt administrasjonsbygg Sparebank 1 2 000 000 3 400 Bygging av Runde miljøsenter 290 000 - Side 86 av 88

Vedlegg 4: Etablering av forbrenningsanlegg for biobrensel 2003 2006 (Bioenergi i Norge, Markedsrapport for 2006, Nobio) 2003 Effekt i kw Pellets Briketter Flis Ved Halm <15 2164 0 0 16-50 15 0 91 156 0 51-250 1 0 45 10 0 251-500 2 0 6 0 10 501-1000 1 0 1 0 0 1001-5000 0 0 7 0 0 5001-10000 1 1 1 0 0 >10MW 0 0 0 0 0 2004 Effekt i kw Pellets Briketter Flis Ved Halm <15 1193 0 0 0 0 16-50 43 0 86 145 0 51-250 0 0 50 59 1 251-500 5 0 3 0 4 501-1000 1 0 4 0 0 1001-5000 0 0 5 0 0 5001-10000 0 0 3 0 0 >10MW 0 0 0 0 0 2005 Effekt i kw Pellets Briketter Flis Ved Halm <15 1352 0 0 5 0 16-50 48 0 8 155 0 51-250 9 0 33 45 0 251-500 17 0 12 0 0 501-1000 1 0 7 0 0 1001-5000 0 0 3 0 0 5001-10000 0 0 1 0 0 >10MW 0 0 0 0 0 2006 Effekt i kw Pellets Briketter Flis Ved Halm Pelletskamin 2937 * * * * 0-25 50 0 0 28 0 26-50 5 0 3 62 2 51-250 2 0 12 22 5 251-500 1 0 7 0 0 501-1000 0 0 10 0 0 1001-5000 0 0 12 0 0 5001-10000 0 0 0 0 0 >10MW 0 0 1 0 0 Side 87 av 88

Vedlegg 5: Produksjon og omsetning av pellets (Bioenergi i Norge, Markedsrapport for 2006, Nobio) Produksjon og omsetning av pellets (tonn): 2003 2004 2005 2006 Pelletsproduksjon 20296 33567 42339 51340 Import 300 237 232 0 Eksport 1297 5566 17980 29003 Salg i Norge 15322 22055 19497 30184 Lager 2473 7004 12147 3600 Kilde: Nobio Produksjonen er økt med hele 21 % fra 2005 til 2006. Ser vi på salg i Norge, er økningen på betydelige 55 %. Salg av pellets fordelt på emballeringsmåte (tonn) 2003 Andel % 2004 Andel % 2005 Andel % 2006 Andel % Småsekk 3473 27,2 9573 34,7 15675 43,1 33128 55,8 Storsekk 1005 7,9 2312 8,4 3235 8,9 5335 9,0 Bulk 8309 65,0 15736 57,0 17425 48,0 20871 35,2 Sum 12787 100 27621 100 36335 100,0 59334 100,0 Kilde: Nobio Pris på pellets opplastet ved fabrikk eks. mva (kr/tonn) 2004 øre/kwh 2005 øre/kwh 2006 øre/kwh Småsekk 1530 31,9 1517 31,5 1721,2 35,9 Storsekk 1306 27,2 1307 27,2 1462,0 30,5 Bulk 1144 23,8 1123 23,4 1315 27,4 Kilde: Nobio Prisene er gjennomsnittspriser som er veiet med hensyn på omsetningsvolumet av de forskjellige varepartiene som har blitt solgt. Side 88 av 88