E04. Fremtidige energiløsninger Almås, Ulset Vest, Nøttveit, Mathopen og Torvmyra

Oppdragsnavn/dokumentnavn: Fremtidige energiløsninger Almås, Ulset Vest, Nøttveit, Mathopen og Torvmyra Oppdragsgiver: Bergen Tomteselskap (BTS) Oppdragsgivers referanse: Per Moen Ekstrakt: REVISJONSKODER: (Se spesifikasjon KNE01-JS-0001) K : Intern arbeidsutgave A : Utgave for intern tverrfaglig kontroll (IDK) B : For kommentar hos oppdragsgiver C : For anbud- / tilbudsforespørsel D : For kontrakt E : For bygging/fabrikasjon/implementering/iverksettelse F : Som bygget, endelig utgave U : Utgått STATUSKODER: (Se spesifikasjon KNE01-JS-0001) 1 : Akseptert for angjeldende bruk 2 : Akseptert med kommentar 3 : Ikke akseptert 4 : Ikke gjennomgått. (mottatt for informasjon) Tilgjengelighet: Henvisning: Utarbeidet av: Anders Eide / Tove Sigvartsen / Thomas Yksnøy 5 områder i Bergen kommune som primært skal reguleres til boligformål, er utredet med hensyn til mulige fremtidige energiløsninger for å dekke varmebehovet til boliger / bygg i disse områdene. Bergen Tomteselskap, selger av disse områdene, vil selv være ansvarlig for utbygging av infrastruktur i områdene og ønsker i den forbindelse å vurdere om det er aktuelt å bygge ut et nærvarmenett som da legges samtidig med øvrig infrastruktur. De 5 områdene er Almås Haugane, Ulset Vest, Nøttveit, Mathopen-Hetlevikåsen og Torvmyra. ble sammen med Cowi engasjert til dette forprosjektet for å vurdere mulighetene for nærvarme og/eller fjernvarme og varmeproduksjon i disse områdene. De anbefalte energiløsningene for hvert av områdene er basert på energifleksibilitet, økonomi, miljøbelastning og risiko. Den resulterende varmeprisen [øre per kwh levert varme] for de mest aktuelle alternativene for hvert av områdene, er diskutert i forhold til kundens alternative kostnad for strøm. UTGIVER OPPDRAGSGIVER E04 14.05.2007 Ferdig rapport AHE TSI TSI B03 09.05.2007 For kommentar hos oppdragsgiver AHE TSI TSI B02 04.05.2007 For kommentar hos oppdragsgiver AHE TSI TSI K01 20.02.2007 For intern kontroll AHE TSI TSI TSI 1 Rev. Dato Tekst Laget Sjekket Godkjent Sjekket Status Stikkord: Dokument- Nummer Oppdragsnummer Referansenummer 27843 Dokumentkode: RF Løpenummer: 0001 BTS Revisjon: E04 ISBN: Side 1 av 89 HOVEDKONTOR Hoffsveien 13 Postboks 27 Skøyen N - 0212 Oslo Telefon: 22 06 18 00 Telefaks: 22 06 18 90 AVD. GJØVIK Strandgt. 13 A N - 2815 Gjøvik Telefon: 61 13 19 10 Telefaks: 61 13 19 11 AVD. BERGEN Damsgårdsveien 125 Postboks 3, Laksevåg N - 5847 Bergen Telefon: 55 34 81 50 Telefaks: 55 34 29 50 SANDNES St. Olavsgt. 20 Postboks 3526, N - 4306 Sandnes Telefon: 51 97 74 30 Telefaks: 51 97 74 31 Organisasjonsnr. NO 945 469 277 http://www.energi.no TOS - O:\27843 BTS Fremtidige Energiløsninger\5_tekn\_15.05.07

Fremtidige energiløsninger Side 2 av 89 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG / ANBEFALING... 5 2 INNLEDNING... 12 2.1 Bakgrunn... 12 2.2 Formål... 12 2.3 Underlag fra oppdragsgiver... 12 3 KARTLEGGING ENERGI- OG EFFEKTBEHOV FOR OPPVARMING... 13 3.1 Nye tekniske forskrifter... 13 3.2 Energi- og Effekt behov for oppvarming - Nye bygg... 13 3.2.1 Krav til varmeanlegg i nye bygg... 15 3.3 Energi- og Effektbehov Eksisterende bygg... 15 3.4 Sammenlagring og energitap... 15 4 NÆRVARME / FJERNVARME... 17 5 KOSTNADSBEREGNINGER (metoder)... 19 5.1 Kundens alternative energikostnader... 19 5.2 Energikostnader varmesentral... 19 5.3 Drift- og vedlikeholdskostnader... 20 5.4 Investeringskostnader varmesentral... 21 5.5 Investeringskostnader nett og kundesentraler... 23 5.6 Kalkulasjonsrente og økonomisk levetid... 23 5.7 Tilskudd fra Enova... 23 5.8 Resulterende varmepris... 24 6 MILJØREGNSKAP... 24 6.1 Utslippsfaktorer... 24 6.2 Miljøavgifter... 24 6.2.1 CO 2 avgift... 24 6.2.2 NOx avgift... 25 6.2.3 Marginale miljøkostnader for luftforurensninger... 25 7 PASSIVE ENERGITILTAK... 25 7.1 Bakgrunn... 25 7.2 Passiv energidesign... 28 7.3 Eksempel: 80 lavenergiboliger og passivhus på Løvåshagen i Fyllingsdalen... 30 8 ALMÅS... 35 8.1 Reguleringsplaner... 35 8.2 Kartlegging av energi- og effekt behov... 35 8.2.1 Nye bygg og tilgrensende større energibrukere... 35 8.2.2 Aktuell varmeleveranse... 36 8.2.3 Effektvarighetsdiagram... 37 8.3 Varmesentral og distribusjonsnett... 37 8.3.1 Aktuell varmesentral... 37 8.3.2 Distribusjonsnett... 38 8.4 Kostnadskalkyle med resulterende varmepris... 38 8.5 Miljøutslipp og kostnader... 40 8.5.1 Miljøutslipp... 40 8.5.2 Miljøkostnader... 42 8.6 Passive energitiltak... 42 8.7 Konklusjon / anbefaling almås... 43 9 ULSET VEST... 44

Fremtidige energiløsninger Side 3 av 89 9.1 Reguleringsplaner... 44 9.2 Kartlegging av Energi- og effekt behov... 44 9.2.1 Nye bygg og tilgrensende energibrukere... 44 9.2.2 Aktuell varmeleveranse... 45 9.2.3 Effektvarighetsdiagram... 45 9.3 Varmesentral og distribusjonsnett... 46 9.3.1 Aktuell varmesentral... 46 9.3.2 Distribusjonsnett... 46 9.3.3 Kostnadskalkyler... 47 9.4 Kostnadskalkyle med resulterende varmepris... 47 9.5 Miljøutslipp og kostnader... 49 9.5.1 Miljøutslipp... 49 9.5.2 Miljøkostnader... 50 9.6 Passive energitiltak... 50 9.6.1 Topografi og klima... 50 9.6.2 Forslag til tiltak... 50 9.7 Konklusjon / anbefaling Ulset Vest... 51 10 NØTTVEIT... 52 10.1 Reguleringsplaner... 52 10.2 Kartlegging av Energi- og effekt behov... 52 10.2.1 Nye bygg... 52 10.2.2 Aktuell varmeleveranse... 53 10.2.3 Effektvarighetsdiagram... 54 10.3 Varmesentral og distribusjonsnett... 55 10.3.1 Aktuell varmesentral... 55 10.3.2 Distribusjonsnett... 55 10.4 Kostnadskalkyle med resulterende varmepris... 55 10.5 Miljøutslipp og kostnader... 57 10.5.1 Miljøutslipp... 57 10.5.2 Miljøkostnader... 58 10.6 Passive energitiltak... 58 10.6.1 Topografi og klima... 58 10.6.2 Forslag til tiltak... 58 10.7 Konklusjon / anbefaling Nøttveit... 59 11 MATHOPEN-HETLEVIKÅSEN... 60 11.1 Reguleringsplaner... 60 11.2 Kartlegging av Energi- og effekt behov... 60 11.2.1 Nye bygg og tilgrensende brukere... 60 11.2.2 Aktuell varmeleveranse... 61 11.2.3 Effektvarighetsdiagram... 61 11.3 Varmesentral og distribusjonsnett... 63 11.3.1 Aktuell varmesentral... 63 11.3.2 Distribusjonsnett... 63 11.4 Kostnadskalkyle med resulterende varmepris... 63 11.5 Miljøutslipp og kostnader... 65 11.5.1 Miljøutslipp... 65 11.5.2 Miljøkostnader... 65 11.6 Passive energitiltak... 66

Fremtidige energiløsninger Side 4 av 89 11.7 Konklusjon / anbefaling Mathopen-Hetlevikåsen... 66 12 Torvmyra... 68 12.1 Reguleringsplaner... 68 12.2 Kartlegging av Energi- og effekt behov... 68 12.2.1 Nye bygg... 68 12.2.2 Aktuell varmeleveranse... 69 12.2.3 Effektvarighetsdiagram... 69 12.3 Varmesentral og distribusjonsnett... 70 12.3.1 Aktuell varmesentral... 70 12.3.2 Distribusjonsnett... 70 12.4 Kostnadskalkyle med resulterende varmepris... 70 12.5 Miljøutslipp og kostnader... 72 12.5.1 Miljøkostnader... 73 12.6 Passive energitiltak... 73 12.7 Konklusjon / anbefaling Tormyra... 73 13 TEKNISK UNDERLAG... 74 13.1 Nærvarme-/ Fjernvarmeanlegg... 74 13.1.1 Varmesentral... 74 13.1.2 Distribusjonsnett... 74 13.1.3 Abonnentsentraler... 75 13.2 Lover og forskrifter... 76 13.3 Dimensjonering av varmesentralen... 78 13.3.1 Energidekning fra grunnlastkilde, effektvarighetsdiagram... 78 13.3.2 Energidekning fra spiss- og reservelast... 79 13.4 Grunnlastkilder... 80 13.4.1 Bioenergi... 80 13.4.2 Varmepumpe... 84 13.4.3 El til Varmepumpe... 85 13.5 Spiss- og reservelast... 85 13.5.1 Naturgass... 85 13.5.2 Olje... 86 13.5.3 El... 87 14 FORSLAG TIL VIDERE ARBEID... 89

Fremtidige energiløsninger Side 5 av 89 1 SAMMENDRAG / ANBEFALING 5 områder i Bergen kommune som primært skal reguleres til boligformål, er utredet med hensyn til mulige fremtidige energiløsninger for å dekke varmebehovet til boliger / bygg i disse områdene. Bergen Tomteselskap, selger av disse områdene, vil selv være ansvarlig for utbygging av infrastruktur i områdene og ønsker i den forbindelse å vurdere om det er aktuelt å bygge ut et nærvarmenett som da legges samtidig med øvrig infrastruktur. De 5 områdene er Almås Haugane, Ulset Vest, Nøttveit, Mathopen-Hetlevikåsen og Torvmyra. De anbefalte energiløsningene for hvert av områdene er basert på energifleksibilitet, økonomi, miljøbelastning og risiko. Den resulterende varmeprisen [øre per kwh levert varme] for de mest aktuelle alternativene for hvert av områdene, er diskutert i forhold til kundens alternative kostnad for strøm. Det er ikke vurdert egne distribusjonssystem for gass direkte til bygningene. Det skyldes at en slik energidistribusjon ikke tilfredsstiller forslaget til veiledningen til den nye tekniske forskriften til plan- og bygningsloven med krav om at minst 40% av energien for oppvarming skal komme fra fornybare kilder. Gass benyttes derimot som spisslastkilde i et eventuelt nærvarme- /fjernvarmenett. I kap 8 12 er hvert område vurdert for seg der flg. inngår: Kartlegging av energi- og effektbehov med en vurdering av aktuell varmeleveranse Dimensjonering av varmesentralen med påfølgende vurdering av aktuell varmesentral Kostnadskalkyle med resulterende varmepris Beregning av miljøutslipp Potensialet for passive energitiltak Konklusjon / anbefaling I sammendraget er de overordnede konklusjonene / anbefalinger referert. Figur 1-1 gir en oppsummering av det totale varmebehovet og hvor mye av dette som dekkes av grunnlast for de mest aktuelle alternativene for hvert område. Grunnlastkilden er basert på fornybar energi, enten i form av bioenergi (rent trevirke) eller sjøvannsvarmepumpe (kun aktuelt for Almås). Som det fremgår av figuren varierer aktuell årlig varmeleveranse fra ca. 2,0 GWh for det minste området, Torvmyra, til ca. 13,0 GWh for det største området som er Mathopen. For både Mathopen og Almås er det i denne energileveransen inkludert eksisterende energibrukere i nærheten som har vannbåren varme. Energibehovet som dekkes av grunnlastkilden varierer fra 79 85%.

Fremtidige energiløsninger Side 6 av 89 Oppsummering av energibehov 14,00 12,00 10,00 Energibehov [GWh] 8,00 6,00 energibehov energibehov dekket av grunnlast 4,00 2,00 0,00 Torvmyra Nøttveit (1) Ulset Vest (2a) Mathopen(1b) Almås (1b) Figur 1-1: Aktuell varmeleveranse for de ulike områdene git i GWh per år. Energibehov som dekkes av grunnlast er markert med mørkegrønt. Effektvarighetsdiagram er benyttet til dimensjonering av grunnlast effekten, jfr. kap 13.3 for dimensjonering av varmesentraler. I Figur 1-2 er energi- og effektbehovet i form av totalt varmebehov, maks effektbehov og installert effekt grunnlast, oppsummert for de mest aktuelle alternativene for de ulike områdene. Installert effekt for grunnlastkilde varierer fra 0,5 MW for Torvmyra til 3,0 MW for Mathopen.

Fremtidige energiløsninger Side 7 av 89 Oppsummering av energi- og effektbehov 14,00 12,00 10,00 Energibehov [GWh] Effektbehov [MW] 8,00 6,00 energibehov GWh maks effektbehov MW installert effekt grunnlast 4,00 2,00 0,00 Torvmyra Nøttveit (1) Ulset Vest (2a) Mathopen(1b) Almås (1b) Figur 1-2: Årlig energibehov, maks effektbehov og installert effekt for grunnlastkilde for de ulike områdene Figur 1-3 gir en oppsummering av varmepris i øre per kwh levert varme for de mest aktuelle valg av varmesentral for de ulike områdene. Oppsummering av varmepris 90,0 80,0 70,0 60,0 øre/kwh 50,0 40,0 spesifike drift-og vedlikeholdskostnader spesifike kapitalkostnader samlet energikostnad levert 30,0 20,0 10,0 0,0 Pellets Briketter Pellets Skogsflis m/rgk Briketter Skogsflis Varmepumpe Torvmyra Nøttveit (1) Ulset Vest (2a) Mathopen(1b) Almås (1b) Almås (1b) Almås (1b) Figur 1-3: Varmepris for de mest aktuelle varmesentralene

Fremtidige energiløsninger Side 8 av 89 For de minste bioenergianleggene er det aktuelt med pellets, mens for de største er det vurdert både briketter og skogsflis. For Almås er også sjøvannsvarmepumpe vurdert. De stiplede linjene i figuren markerer kundens alternative kostnad for strøm: Offensiv satsing: 68,5 øre/kwh (spot 35 øre/kwh, NordPool) grønn Forventet: 63,5 øre/kwh (spot 30 øre/kwh, NordPool) sort Defensiv satsing: 58,5 øre/kwh (spot 25 øre/kwh, NordPool) rød 30 øre/kwh er den markedsprisen som flest utbyggere legger til grunn som fremtidig markedspris på strøm. Stolpedigrammene gir en oversikt over andel drift- og vedlikeholdskostnader, andel spesifikke kapitalkostnader og andel samlet energikostnad levert. Den resulterende varmeprisen inkluderer tilskudd fra Enova på 2,1 kr/kwh fornybar varme levert. Som det fremgår av figuren vil en nærvarmeløsning for Mathopen og Almås være lønnsom hvis vi legger til grunn en offensiv satsing. Vurderinger / forventninger om fremtidige priser på elektrisk kraft i spotmarkedet, kraftbalanse-prognoser for Norge samt sannsynligheten for fremtidige miljøavgifter, er momenter som må taes med i lønnsomhetsvurderingen av et nærvarmenett. For utbygging av et eventuelt nærvarmenett for Ulset Vest og Nøttveit må det vurderes hvilke virkemidler som kan være aktuelle for å få til lønnsomhet eller villighet til utbygging. Uansett bør det anbefales at de største byggene bygges med vannbårne løsninger (pellets eller vann-vann/luftvann varmepumper) for å ha mulighet for å utnytte miljøvennlige energikilder i fremtiden. Se for øvrig kapittel 9.6 og 10.6 for forslag til passive energitiltak for disse to områdene. Passive tiltak bør også gjennomføres for samtlige bygg som ikke knyttes til et eventuelt fjernvarmenett i de øvrige områdene. Nye tekniske forskrifter til plan og bygningsloven innskjerper krav om energieffektivitet og bruk av fornybare energikilder til oppvarming av bygningene. Denne vil tre i kraft i 2009. Vi vil presisere at vannbårne distribusjonssystemer (utomhus / innomhus) er mer fleksible med hensyn til valg av energikilder enn distribusjonssystemer basert på gass og el. Konklusjoner Almås * De mest konsentrerte boligområdene ligger i senter av området langs hovedtraseén i retning nordsør. * Sør for området som er under regulering, finnes det eksisterende store energibrukere med egne varmesentraler og vannbåren varme, Bergen Lærerhøyskole og Bergen kretsfengsel. Disse utgjør i underkant av 40 % av energibehovet i case 1b. * En varmesentral bør dimensjoneres med en grunnlast på 2,2 MW. * Forutsatt et anlegg basert på biobrensel, ligger størrelsen på dette anlegget i grenselandet mellom valget av tørrflis eller fuktig flis når det gjelder lønnsomhet. Valg av et bioenergianlegg basert på briketter eller skogsflis vil avhenge av prisen på brenselet det er mulig å skaffe til veie til området.

Fremtidige energiløsninger Side 9 av 89 * En interessant og mulig plassering av en varmesentral basert på bioenergi kan være i eksisterende fyrhus ved Lærerhøgskolen (tidligere Vestlandsheimen). * De tre ulike varmesentralalternativene kommer økonomisk omtrent likt ut. Alle krever imidlertid en offensiv utbyggingsstrategi med tro på markedspris på el (NordPool) på minimum 35 øre/kwh for å oppnå lønnsomhet. I tillegg kreves maksimalt tilskudd fra Enova. Dette vil være utløsende for investeringen. * Det er knyttet størst usikkerhet rundt varmepumpealternativet da kostnader og muligheter for plassering av et lite vekslerhus i strandkanten ikke er undersøkt i detalj. * Dersom det velges å satse på et nærvarmenett bør alle bygninger innen case 1b tilknyttes. Øvrige bygninger bør prioritere tiltak jfr. kapittel 8.6. For å kunne benytte alle typer energikilder samt for å oppnå en best mulig utnyttelse av rørnettet anbefales det at de vannbårne systemene i nybygg kreves dimensjonert ut fra Tabell 3-3 i kapittel 3.2.1. BTS kan legge til rette for et nærvarmenett, men kan la det være opp til leverandør av fjernvarme å bestemme type varmesentral. * Eventuelle bygninger som ikke knyttes til nærvarmenettet bør vurdere vannbårne anlegg med sentralfyr basert på pellets eller vann-vann/luft-vann varmepumper. For mindre bygg kan luft-luft eller luft-vann varmepumper vurderes. Konklusjoner Ulset Vest * Uten tilknytning til bygninger utenom Ulset Vest utbyggingsområde vil et biobrenselanlegg med en 0,8 MW pelletskjel som grunnlast være det beste varmesentralalternativet. * Det finnes imidlertid ikke lønnsomhet i et slikt eget lite nærvarmenett i Ulset vest. Til det er både volum og energitettheten for lav, også med tilskudd fra Enova. * Det vil være mest naturlig å vurdere energiløsninger for Ulset Vest, som er et marginalt område, sammen med en totalløsning for Åsane sentrum. * Åsane sentrum har flere eksisterende mellomstore energibrukere med vannbåren varme, men ikke i umiddelbar nærhet til Ulset Vest området. Energitettheten i Åsane sentrum er imidlertid langt høyere enn i Ulset Vest. Sentrumsområdet burde derfor være et naturlig utgangspunkt for et fjernvarmenett. Ulset Vest kunne innlemmes i et slikt fjernvarmenett. Å ta initiativet for et slikt fjernvarmenett er utenfor BTS ansvarsområde for utbygging av Ulset Vest. BKK Varme er en mer naturlig initiativtaker. * Kapitalkostnader knyttet til investering i distribusjonsnett og kundesentraler i Ulset Vest utgjør 15 øre/kwh av den resulterende varmeprisen. En ekstern leverandør av fjernvarme må dermed levere varme for en pris mellom 43,5 53,5 øre/kwh avhengig av hvilken spotpris på el som legges til grunn (se kapittel 5.1). Et stort flisanlegg kan levere varme innenfor dette intervallet. * Bygningene i Ulset Vest bør derfor ta utgangspunkt i individuelle passive tiltak. Blokkene og bygninger over 500-1000 m 2 bør imidlertid fortrinnsvis utstyres med vannbåren varme slik at en har mulighet til å tilknytte til fjernvarme på et senere tidspunkt. Disse kan for eksempel varmes vha. pelletskaminer eller vann-vann/luft-vann varmepumper. For mindre bygg kan luft-luft eller luftvann varmepumper vurderes.

Fremtidige energiløsninger Side 10 av 89 Konklusjoner Nøttveit * Blokkfeltene i dette området har høy energitetthet, feltene ligger imidlertid noe spredt. * Tilkomsten til området er en trafikkteknisk utfordring. Dette må taes hensyn til ved valg av type brensel for et eventuelt biobrenselanlegg. Pellets vil være det mest nærliggende valget. Pellets er også det mest nærliggende valget mht. arealbehov og bygningsstørrelse. Kostnadsmessig er brikettanlegget marginalt bedre. * Case 1, alle bygg bortsett fra eneboliger, gir best lønnsomhet med tanke på et nærvarmenett. Kostnadene er imidlertid for høye til at det kan forsvares å investere i et slikt nett. * Det bør vurderes vannbårne anlegg med sentralfyr basert på pellets eller vann-vann/luft-vann varmepumper for de største bygningene. For mindre bygg kan luft-luft eller luft-vann varmepumper vurderes. Forøvrig anbefales det at det gjennomføres passive tiltak iht. kapittel 10.6. Konklusjoner Mathopen-Hetlevikåsen * Dette området er svært kupert og kan deles i tre naturlige sub-områder avhengig av topografien. * Alle tre sub-områder samt eksisterende Hetlevikhøyden borettslag bør tilkobles et eventuelt nærvarmenett. * Hetlevikhøyden B/L har vannbåren varme og er en relativt stor energibruker. I luftlinje ligger borettslaget ca. 300 m nord-øst for området. * Et anlegg basert på fuktig flis vil være mest gunstig som varmesentral. Et slikt anlegg kan benytte et bredt spekter av brensler og har dermed en god fleksibilitet mht. brenselkostnader. Med den valgte bioenergiprisen på 17 øre/kwh gir et anlegg med og uten røykgasskondensering omtrent samme lønnsomhet. Ved økende brenselpriser vil anlegget med røykgasskondensering gi best lønnsomhet. Det er derfor valgt et anlegg med røykgasskondensering. * Varmesentralen vil være ca. 600-800 m 2, nødvendig tomteareal vil imidlertid være rundt 3 mål. Å plassere sentralen fornuftig i forhold til terreng og bygninger kan by på utfordringer. Det bør gjennomføres spredningsberegninger. * For å spare plass kan det være aktuelt å benytte et anlegg basert på briketter. Resulterende varmepris blir da i underkant av 1 øre/kwh høyere samtidig som fleksibiliteten til anlegget blir lavere da et mindre spekter brensler kan benyttes. Arealbehovet reduseres imidlertid til 1,5-2 mål for tomten. * Et alternativ er å bygge et fjernvarmenett som forsynes fra varmepumpesentralen på Håkonvern. Det viser seg imidlertid at det er vanskelig å inngå en eventuell avtale med Forsvaret om felles leveranse pga. de strenge sikkerhetskravene. * Dersom det velges å satse på et nærvarmenett bør alle bygninger innen case 2b tilknyttes. Øvrige bygninger bør prioritere tiltak jfr. kapittel 8.6. For å kunne benytte alle typer røykgasskondensering effektivt, samt for å oppnå en best mulig utnyttelse av rørnettet, anbefales det at de vannbårne systemene i nybygg kreves dimensjonert ut fra Tabell 3-3 i kapittel 3.2.1. BTS kan legge til rette for

Fremtidige energiløsninger Side 11 av 89 et nærvarmenett, men kan la det være opp til leverandør av fjernvarme å bestemme type varmesentral. Mht. at varmepumpesentralen kun kan plasseres i nordlige del av området bør dette alternativet avklares på et tidlig tidspunkt. * Eventuelle bygninger som ikke knyttes til nærvarmenettet bør vurdere vannbårne anlegg med sentralfyr basert på pellets eller vann-vann/luft-vann varmepumper. For mindre bygg kan luft-luft eller luft-vann varmepumper vurderes. Konklusjoner Torvmyra * Boligfeltene i dette området har generelt lav energitetthet. * Det finnes ikke lønnsomhet i et nærvarmenett * Det bør vurderes vannbårne anlegg med sentralfyr basert på pellets eller vann-vann/luft-vann varmepumper for de største bygningene. For mindre bygg kan luft-luft eller luft-vann varmepumper vurderes. Forøvrig anbefales det at det gjennomføres passive tiltak iht. kapittel 12.6. Almås Ulset Nøttveit Mathopen Torvmyra Nærvarme Ja (Anleggsbidrag?) Nei Tja (anleggsbidrag?) Ja (Anleggsbidrag?) Nei Varmesentral Skogsflis med røykgasskondensering/ Briketter Briketter/ skogsflis/varmepumpe - Pellets - Passive tiltak Ja Ja Ja Ja Ja Punktoppvarming og vannbårne anlegg i større bygg Vurderes Vurderes Vurderes Vurderes Vurderes

Fremtidige energiløsninger Side 12 av 89 2 INNLEDNING 2.1 BAKGRUNN Bergen Tomteselskap (BTS) skal legge ut 5 områder i Bergen kommune for salg. De fem områdene er: 1. Almås haugane 2. Ulset Vest 3. Nøttveit 4. Mathopen-Hetlevikåsen 5. Torvmyra Områdene vil i all hovedsak bygges ut med boliger. BTS vil selv utføre infrastrukturen i området og har i den forbindelse behov for å vite om det er aktuelt med et nærvarmenett som skal legges sammen med øvrig infrastruktur. Videre kan BTS velge å sette krav til byggherren om energifleksible, miljøriktige og fremtidsrettede bygninger. For øvrig vil nye tekniske forskrifter til plan og bygningsloven innskjerpe krav om energieffektivitet og bruk av fornybare energikilder til oppvarming av bygningene. Denne vil tre i kraft i 2009. ble sammen med Cowi engasjert til dette forprosjektet for å vurdere mulighetene for nærvarme og/eller fjernvarme og varmeproduksjon i disse områdene. Forprosjektet har bestått av følgende hovedaktiviteter: *Kartlegging av kundegrunnlag og varmeforbruk i de ulike områdene. Alle nye bygg samt eksisterende bygninger med vannbåren varme innenfor, eller i nær tilknytning til de aktuelle områdene, er kartlagt. Kartleggingen danner grunnlag for hvilke energiløsninger som bør velges. *Vurdering av teknisk infrastruktur og ulike energikilder/ energiløsninger for hvert område. Dette er basert på kartleggingen av energi- og effektbehov. *Vurdering av potensialet for passive energitiltak. *Beregning av pris per kwh levert varme til aktuell bebyggelse for hvert område. 2.2 FORMÅL Dette dokumentet skal danne et beslutningsgrunnlag for styret i BTS om det skal legges til rette for nærvarmenett i de ulike områdene. Dokumentet gir en avsluttende anbefaling med pris per kwh levert varme til aktuell bebyggelse for hvert område der energifleksibilitet, økonomi, miljøhensyn og risiko er vurdert samlet. I tillegg er muligheter og realisme i å etablere varmeproduksjon basert på ulike energibærere vurdert. 2.3 UNDERLAG FRA OPPDRAGSGIVER Følgende underlag fra oppdragsgiver er benyttet: 1. Plankart over de aktuelle områdene 2. Oversikt over tomteareal, bygningsareal, bygningstype, m.m. 3. Planbeskrivelser for noen av områdene

Fremtidige energiløsninger Side 13 av 89 3 KARTLEGGING ENERGI- OG EFFEKTBEHOV FOR OPPVARMING 3.1 NYE TEKNISKE FORSKRIFTER Det er kommet nye energikrav i tekniske forskrifter til plan- og bygningsloven. Hovedpunktene er listet opp i 8-22, 8-23 og 9-23 nedenfor. Forskriftene trådde i kraft 01.02.2007 (gjelder det som har med energiforsyning og fjernvarme). I de tilfeller kommunen har mottatt søknad eller melding om tiltak før 1. august 2009 kan tiltakshaver velge om tiltaket skal utføres etter reglene i 8-22, 8-23, 9-23 eller etter tidligere bestemmelser i TEK. For alle de fem aktuelle områdene er det sannsynlig at kommunen mottar søknad eller melding om tiltak etter august 2009 (med muligens unntak av Torvmyra), og de nye tekniske forskriftene vil således måtte følges. I dette dokumentet er dermed kravene i den nye forskriften lagt til grunn for alle nye bygg, det er imidlertid gjort noen forenklinger og generaliseringer. 8-22 Energiforsyning Bygning skal prosjekteres og utføres slik at en vesentlig del av varmebehovet (minst 40%) kan dekkes med annen energiforsyning enn elektrisitet og/eller fossile brensler hos sluttbruker Plikten etter 8-22 første ledd bortfaller dersom ett av kriteriene nedenfor er oppfylt: a) byggets netto varmebehov er lavere enn 17.000 kwh/år (typisk bygg <200 m 2 ) b) tiltakshaver kan dokumentere at varmeløsningene medfører merkostnader over byggets livsløp, sammenlignet med bruk av elektrisitet og/eller fossile brensler. I slike tilfeller skal boliger med BRA over 50 m 2 likevel ha skorstein og lukket ildsted for bruk av biobrensel, for eksempel vedovn eller pelletskamin. 8-23 Fjernvarme Der hvor det ved kommunal vedtekt til plan- og bygningsloven 66a er fastsatt tilknytningsplikt til fjernvarmeanlegg, skal bygninger utstyres med varmeanlegg slik at fjernvarme kan nyttes. Omfanget av nødvendige installasjoner er beskrevet i forskriften 9-2 og 9-23. 9-23 Varmeanlegg tilknyttet fjernvarme Vannbaserte varmeanlegg som skal tilknyttes fjernvarmenett, skal utføres slik at det oppnås tilfredsstillende temperatursenkning på vannet. 3.2 ENERGI- OG EFFEKT BEHOV FOR OPPVARMING - NYE BYGG Tabell 3-1 viser nye retningslinjer for energibruk i ulike bygningstyper. De tre første radene viser oppvarmingsbehovet.

Fremtidige energiløsninger Side 14 av 89 Tabell 3-1: Beregnet årlig netto energibehov (kwh/m 2 oppvarmet BRA) i henhold til nye retningslinjer for energiforbruk i ulike bygningstyper Tabell 3-2 viser spesifikke energi- og effektbehov for boligblokker, rekkehus og eneboliger. Med blokker menes boligbygninger over 2 000 m 2 på minimum 3 etasjer. Med rekkehus menes boligbygninger på mellom 500-2000 m 2 med maksimalt 3 etasjer. Med eneboliger menes boligbygninger med maksimalt areal på 500 m 2. Areal Energibehov Effektbehov Brukstid (m 2 ) (kwh/m 2 ) (W/m 2 ) (timer) Blokker >2000 70 45 1 556 Rekkehus 500-2000 80 60 1 333 Eneboliger <500 85 70 1 214 Tabell 3-2: Spesifikke energi og effektbehov til oppvarming for nye bygg Som en forenkling har vi i beregningene av energi- og effektbehov av nye byggfelt valgt å benytte 90 kwh/m 2 og 60 W/m 2 for henholdsvis spesifikt energibehov og effektbehov for alle typer bygg. Dette med bakgrunn i at det i boligfeltene er planlagt en mikset utbygging med blant annet barnehager og skoler som har et noe høyere spesifikt varmebehov enn bolighus, samt at noe av byggesaksbehandlingen vil iverksettes før de tekniske forskriftene til plan- og bygningsloven trer i kraft. Videre er ikke endelig utforming av bygningene bestemt slik at totalt energi- og effektbehov og antall leveringspunkter uansett vil være heftet med en viss usikkerhet.

Fremtidige energiløsninger Side 15 av 89 3.2.1 Krav til varmeanlegg i nye bygg For å kunne utnytte rørsystemet best mulig og for å kunne benytte lavtempererte energikilder som varmepumpe og bioenergianlegg med røykgasskondensator er det viktig å oppnå en lav returtemperatur på fjernvarmevannet, se også energilovens 9-23 gjengitt i kapittel 3.1. Dette setter krav til kundens temperaturer i det vannbårne systemet på sekundærsiden. Følgende krav bør legges til grunn ved utbygging: SEKUNDÆRNETT (VVS) 1) Veksler for varme og ventilasjon Dimensjonerende temperaturer -20 C - Radiatorkurs - Ventilasjonskurs - Gulvarme (retur m/shunt) 1) - Gulvvarme (tur m/veksler) 1) 1) 2) - Gatevarme (tur glykolveksler) Maksimum returtemperatur Nye Anlegg Tur-Retur 60-40 C 60-40 C 35-30 C 60-35/35-30 C 45-25/35-20 C X 3) Maks. trykkfall veksler (sekundærside) 20 kpa 2) Veksler for tappevann Max tappevannstemperatur 55 C Maks. trykkfall veksler (sekundærside) 30 kpa Tabell 3-3: Krav til dimensjonering av varme og ventilasjonsanlegg 1) Veiledende temperaturer 2) Gatevarme har dimensjonerende forhold ved utetemperatur 0 C. 3) Returtemperatur er et resultatet av en veid middelverdi av de ulike kursene i varmeanlegget 3.3 ENERGI- OG EFFEKTBEHOV EKSISTERENDE BYGG Energi- og effektbehov er beregnet ut fra virkelig registrert energiforbruk de siste årene. For elkjeler benyttes en virkningsgrad på 98 %. For oljekjeler benyttes en virkningsgrad på 80 %, energiinnholdet i lett fyringsolje 1 (innfyrt) er 10 kwh/l. Der faktisk energibruk ikke har vært mulig å oppdrive, er det benyttet erfaringstall. 3.4 SAMMENLAGRING OG ENERGITAP Da ikke alle brukere vil benytte maksimal effekt (kw) samtidig trenger ikke en eventuell varmesentral å dimensjoneres som summen av hver enkelt bygnings maksimale effektbehov. Vanligvis benyttes en sammenlagringsfaktor på 0,7-0,9. For de aktuelle områdene er det mange bygninger med forholdsvis likt bruksmønster, det er derfor benyttet en sammenlagringsfaktor på 0,85 som er i det øvre sjiktet. Det betyr at en eventuell felles varmesentral dimensjoneres til å kunne dekke 85 % av brukernes maksimale effektbehov.

Fremtidige energiløsninger Side 16 av 89 Energitapet (kwh) ved å frakte varmt vann til forbrukerne er typisk 5-10 % på årsbasis avhengig av rørdimensjoner og nettets lengde. I rapporten er det tatt utgangspunkt i et energitap på 10 %. Det betyr at det på årsbasis må produseres 10 % mer energi i form av varmt vann i varmesentralen enn det som er det samlede behovet hos sluttbrukerne. Energitapet bør beregnes nøyaktig på et senere tidspunkt når distribusjonsnettet er klarlagt.

Fremtidige energiløsninger Side 17 av 89 4 NÆRVARME / FJERNVARME Nærvarme / fjernvarme er forsyning av energi til oppvarming av bygg basert på felles varmesentral med produksjon av varme basert på en eller flere energikilder. Forskjellen på et nærvarmeanlegg og et fjernvarmeanlegg er kun størrelsen. Et nærvarmeanlegg har kun en varmesentral og forsyner et begrenset antall kunder. Et fjernvarmeanlegg kan bestå av en eller flere varmesentraler og forsyner mange kunder. Varmt vann sirkulerer i et lukket rørsystem og distribueres til de ulike bygg i nedgravde rør. Varmen avgis i byggene gjennom en varmeveksler og et internt rørsystem. Dette gjør at fjernvarmevann avkjøles og sirkulerer tilbake til varmesentralen hvor det varmes opp igjen. For at de ulike bygg skal kunne benytte seg av fjernvarme må byggene ha et vannbårent oppvarmingssystem. Generelt består et komplett nærvarme / fjernvarmeanlegg av 3 hoveddeler; - Varmesentral. - Distribusjonsnett. - Abonnent-/ kundesentraler. Varmesentralen er hjertet i et fjernvarme- eller nærvarmeanlegget. Her plasseres kjeler for oppvarming av vannet, pumper til å transportere det rundt til de ulike kundene, ekspansjons- og trykkholdningssystem for å kunne fange opp termiske volumendringer i vannet og forhindre koking, vannbehandlingsutstyr for å sørge for en god vannkvalitet og minimal korrosjon, samt styresystemer og overvåkningssystemer for å ivareta drift og sikkerhet. Energikilden i varmesentralen kan være fornybar energi som rent trevirke, avfall, varmepumpe (el) eller fossilt brensel som naturgass eller olje. Distribusjonsnettet er betegnelsen på rørnettet fra varmesentralen og frem til de ulike brukerne. Overført effekt og temperaturdifferanse mellom tur- og returledning bestemmer rørdimensjonene. Hvilken tur og returtemperatur fjernvarmenettet (nærvarme) designes for er i stor grad avhengig av hvilken varmekilde som velges. I abonnentsentralen overføres energien i nærvarmeanlegget til kundens anlegg. Dette skjer ved indirekte eller direkte system. For en nærmere beskrivelse av nærvarmeanlegg se kap. 13.1 I kap.13.2 er det listet opp lover og forskrifter som kan være relevante for varmesentraler og nærvarmeanlegg vurdert i dette prosjektet. For dimensjonering av varmesentralen benyttes et effektvarighetsdiagram. Alle verdier for daglig eller timemålt effektforbruk over hele året sorteres i avtagende rekkefølge og resultatet plottes inn i et såkalt effektvarighetsdiagram, ofte forkortet varighetsdiagram. Dette forteller hvor mange timer eller dager i året effektbehovet er lavere enn en viss verdi. Se kap. 13.3 for en nærmere beskrivelse av effektvarighetsdiagram og dimensjonering av grunnlast og spisslast. Grunnlastkilder og spiss-/reservelastkilder er beskrevet i kap. 13.4-13.5. For grunnlastkilde er kun bioenergi- og varmepumpe (el) diskutert da det med bakgrunn i plan- og bygningsloven kun er fornybar energi som anses aktuell som hovedenergikilde for oppvarming. Som spisslast er både el, olje og naturgass diskutert.

Fremtidige energiløsninger Side 18 av 89 Det er ikke vurdert egne distribusjonssystem for gass direkte til bygningene, det skyldes at en slik energidistribusjon ikke tilfredsstiller forslaget til veiledningen til den nye tekniske forskriften til plan- og bygningsloven. Gass benyttes derimot som spisslastkilde i et eventuelt nærvarme- /fjernvarmenett.

Fremtidige energiløsninger Side 19 av 89 5 KOSTNADSBEREGNINGER (METODER) 5.1 KUNDENS ALTERNATIVE ENERGIKOSTNADER Fjernvarme er underlagt energiloven og har derfor en del føringer både på drift og på prissetting. Se paragraf 5.5 under. 5-5. (Pris) Vederlag for fjernvarme kan beregnes i form av tilknytningsavgift, fast årlig avgift og pris for bruk av varme. Prisen for fjernvarme skal ikke overstige prisen for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Markedsprisen for elkraft gjennomgår store variasjoner over tid, og synet på hva som vil være en sannsynlig elpris i fremtiden har gradvis økt. I dag snakkes det typisk om langsiktige markets energipriser (Nordpool) på 30 øre/kwh. En offensiv fjernvarmeutbygger vil trolig legge 35 øre/kwh til grunn, mens en defensiv fjernvarmeutbygger trolig vil legge 25 øre/kwh til grunn. I tillegg tar kraftselskapene påslag for kraften de selger. Over tid har denne markedsmarginen for leveranse til større kunder ligget på i underkant av 1 øre/kwh. I tillegg til kraftprisen kommer nettleien. For private kunder benytter BKK en nettleie på 32,5 øre/kwh, gjeldende fra januar 2007. I tillegg betales det et årlig fastbeløp som i 2007 er 1650 kr/år. Fastbeløpet taes ikke med i regnestykket da kunden, uansett om den tilknyttes fjernvarme, må betale beløpet. Elkraft Strømpris private kunder Spotpris el[øre/kwh] 30,0 Påslag kraftleverandør [øre/kwh] 1,0 Nettleie BKK [øre/kwh] 32,5 Totalt [øre/kwh] 63,5 Tabell 5-1: Elpris For at fjernvarme skal kunne konkurrere med el til oppvarming og tilfredsstille kravene i energiloven må resulterende energipris (innkjøpskostnader energi, kapitalkostnader nett, varmesentral og kundesentraler, drift- og vedlikehold) være lavere enn: Offensiv satsing: 68,5 øre/kwh. Forventet: 63,5 øre/kwh Defensiv satsing: 58,5 øre/kwh 5.2 ENERGIKOSTNADER VARMESENTRAL Det vurderes tre ulike energikilder i varmesentralen til et fjern-/nærvarmenett. 1. Bioenergi 2. El (varmepumpe eller elkjel) 3. Gass Olje vurderes ikke da den både prismessig og miljømessig har vanskelig for å konkurrere med gass. Bruksområdene er de samme.

Fremtidige energiløsninger Side 20 av 89 Tabell 5-2 oppsummerer prisene som er benyttet i denne rapporten. Tabellen viser både innfyrt pris [øre/kwh] og foredlet pris, dvs. når virkningsgrad for prosessen med å omdanne innfyrt energi til varmt vann som skal sirkulere i fjernvarmerørene taes med. Elprisen for varmesentralen er langt lavere enn alternativ elpris for kundene. Det skyldes to forhold: Fjernvarmeselskaper slipper å betale normal forbruksavgift så lenge minst 50 % av energisalget stammer fra fornybar energi. Forbruksavgiften utgjør per 2007 10,23 øre/kwh av nettleien. Fjernvarmeselskapet betaler en redusert avgift på 0,45 øre/kwh i stedet. Fjernvarmeselskapet vil benytte seg at uprioritert kraft, det vil si kraft som kan kobles ut momentant dersom nettet nærmer seg overbelastning. Nettleien for uprioritert kraft er lavere enn nettleien for prioritert kraft. Energikilde Skogsflis (35-55 % fuktighet Skogsflis (35-55 % fuktighet Briketter (10-12 % fuktighet) Pellets (8-10 Innfyrt Anlegg energipris [øre/kwh] 17 Bioenergianlegg for fuktig flis 17 Bioenergianlegg for fuktig flis m/røykgasskondensering 20 Bioenergianlegg for tørr flis Årsvirkningsgrad Foredlet energipris [øre/kwh] 85 % 20 100 % 17 87 % 23 25 Pelletsanlegg 88 % 28 % fuktighet) Gass 46 Gasskjel 92 % 50 El 50 Elkjel 99 % 50 El 50 Varmepumpe (60 C) 290 % 17 El 50 Varmepumpe (80 C) 260 % 19 Tabell 5-2: Energikostnader varmesentral 5.3 DRIFT- OG VEDLIKEHOLDSKOSTNADER Tabell 5-3 viser drift- og vedlikeholdskostnadene som er lagt til grunn. Kostnadene er gitt som et intervall hvor det for små anlegg benyttes øvre grense, mens det for store anlegg benyttes nedre grense. Drift- og vedlikeholdskostnadene varierer mye fra anlegg til anlegg avhengig av driftspersonell, rutiner og type utstyr som er installert. Kostnadene som er benyttet i Tabell 5-3 gjelder for erfarent driftspersonell med gode rutiner og der det er investert i utstyr av høy standard. Energikilde Komplett bioenergianlegg for fuktig flis, spisslast gass Komplett bioenergianlegg for fuktig flis m/røykgasskondensering, spisslast gass Drift- og vedlikeholdskost nad [øre/kwh] 9-12 10-13

Fremtidige energiløsninger Side 21 av 89 Komplett bioenergianlegg for tørr flis, 8-10 spisslast gass Komplett pelletsanlegg, spisslast gass 6-9 Komplett varmesentral basert på 7-10 sjøvarmepumpe, spisslast gass Tabell 5-3: Drift- og vedlikeholdskostnader 5.4 INVESTERINGSKOSTNADER VARMESENTRAL Tabell 5-4 viser investeringskostnader for en komplett bioenergisentral basert på biobrensel for et område med maksimalt effektbehov på 2 MW, 3,5 MW, 7 MW eller 12 MW. Tabell 5-5 viser nødvendig bygningsareal og tomteareal for de ulike varmesentralene. Pellets Briketter Skogsflis Skogsflis Maksimalt effektbehov [MW] 2 3,5 7 12 Effektinstallasjon[MW] Grunnlast: Biokjel 1 1,5 3 4 Røykgasskondensering - - - 0,8 Spisslast: Gasskjel 1,4 2,8 6 10 Reservelast Elkjel 0,3 0,5 1 1 Total kapasitet 2,7 4,8 10 15,8 Investeringer [MNOK] 0,5 0,428571429 0,428571429 0,4 Elektromekanisk grunnlast 3,3 5,2 9,2 15,1 Elektromekanisk spiss-/reservelast 1,2 1,8 2,9 3,9 Byggekostnader enkelt industribygg 1,7 3,2 6,0 7,0 Utenomhus, markarbeider, veier, parkering, snuplass etc 0,4 0,6 1,0 1,0 Øvrig infrastruktur, VA, el 0,6 0,7 0,8 1,0 Tomtekostnader - - - - Prosjektering, byggeledelse, idriftsettelse (10 %) 0,7 1,2 2,0 2,8 Uforutsett (10 %) 0,8 1,3 2,2 3,1 Totale investeringskostnader 8,7 13,9 24,0 33,9 Tabell 5-4: Investeringskostnader komplett varmesentral basert på bioenergi Arealbehov [m2] Pellets (maksimalt effektbehov 2 MW) Skogsflis (maksimalt Briketter (maksimalt Skogsflis (maksimalt effektbehov 12 effektbehov 3,5 MW) effektbehov 7 MW) MW) Arealbehov bygg 120 200 300 400 Arealbehov silo 10 50 100 150 Arealbehov lagertanker spisslast 20 30 30 40 Byggareal 150 280 430 590 Arealbehov tomt 500 1000 2500 3000 Tabell 5-5: Areal bygg og tomt for komplett varmesentral med ulike former bioenergi som grunnlast For å relatere kostnadene mellom en varmesentral som dekker et annet effektbehov enn de som er oppgitt i Tabell 5-4 benyttes den såkalte relasjonsmetoden. Når vi kjenner prisen for et anlegg eller en anleggsdel med en viss kapasitet/størrelse, kan vi med god nøyaktighet benytte denne metoden for å estimere prisen for anlegg/anleggsdeler med en annen størrelse. Når prisen på pelletsentralen med kapasitet K 1 =1,0 MW i kolonne 2 i Tabell 5-4 er C 1 =8,7 MNOK, finner vi for eksempel prisen C 2 for en varmesentral med kapasiteten K 2 =0,5 MW ved hjelp av følgende formel: n 0,75 K 2 0,5 C2 = C1 = 8,7MNNOK = K 1 1,0 der n er 0,75 for energisentraler basert på biobrensel. 5,2MNOK Dette vil gi et godt kostnadsbilde for bioenergisentraler innen følgende intervall:

Fremtidige energiløsninger Side 22 av 89 Pelletsanlegg: 0,5-1,5 MW Brikett/tørr flis anlegg: 1-2,5 MW Skogflisanlegg: 2-5 MW Tabell 5-6 viser investeringskostnadene for en komplett varmesentral basert på varmepumpe hvor energikilden er sjøvann. Prisen er basert på et maksimalt effektbehov på 7 MW, varmepumpen er 3 MW. Prisen blir således sammenlignbar med skogsflisanlegget i kolonne 4 i Tabell 5-4. Tabell 5-7 viser arealbehovet til bygning og tomt for denne varmesentralen. VP (60 C) VP (80 C) Maksimalt effektbehov [MW] 7 7 Effektinstallasjon[MW] Grunnlast: VP 3 3 Spisslast: Gasskjel 6 6 Reservelast Elkjel 0 0 Total kapasitet 9 9 Investeringer [MNOK] Elektromekanisk grunnlast 8,4 9,3 Elektromekanisk spiss-/reservelast 2,9 2,9 Byggekostnader enkelt industribygg 3,5 3,5 Utenomhus, markarbeider, veier, parkering, snuplass etc 0,4 0,4 Øvrig infrastruktur, VA, el 1,1 1,1 Kjølekrets glykol (350 m) med sirkulasjonspumpe 1,3 1,3 Vekslerhus med sjøvannskum m/sjøvannsveksler og sjøvannspumpe 2,0 2,0 Sjøvannsfilter samt 50 m sjøvannsledning 0,6 0,6 Tomtekostnader 0,0 0,0 Prosjektering, byggeledelse, idriftsettelse (10 %) 2,0 2,1 Uforutsett (10 %) 2,2 2,3 Totale investeringskostnader 24,4 25,4 Tabell 5-6: Investeringskostnader varmepumpe VP (maksimalt effektbehov Arealbehov [m2] 7 MW) Arealbehov bygg 150 Arealbehov lagertanker spisslast 40 Byggareal 190 Arealbehov tomt 500 Tabell 5-7: Areal bygg og tomt for komplett varmesentral basert med varmepumpe som grunnlast En varmepumpe som dimensjoneres for å levere 80 C har noe høyere investeringskostnader enn en som dimensjoneres for 60 C. I tillegget reduseres varmefaktoren (virkningsgraden). Kostnadene som er lagt til grunn forutsetter at et lite bygg for sjøvarmeveksler og sjøvannspumpe (ca. 20 m 2 ) med nødvendig elinstallasjon kan settes opp i strandlinjen. Videre er det lagt inn 50 m sjøvannskabel og 350 m glykolkrets fra sjøvannsveksler til varmesentralen til varmepumpen. På lik linje som for bioenergianlegg kan relasjonsmetoden benyttes for å relatere kostnadene til varmesentral som dekker et annet effektbehov. For energisentraler basert på varmepumpe benyttes

Fremtidige energiløsninger Side 23 av 89 n=0,7. Dette vil gi et godt kostnadsbilde for intervallet 2-4 MW for varmepumpen, forutsatt at lengde på sjøvannledning og glykolkrets må justeres etter stedlige forhold. Et alternativ til sjøvannsinntak og sjøvannsvarmeveksler er å legge glykolkretsen som et nett av rørledninger på havbunnen, der varmeopptaket skjer direkte fra det omkringliggende sjøvannet. Dette beslaglegger store arealer på havbunnen og er vanligvis ikke å foretrekke for større anlegg. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for en slik løsning er imidlertid lavere da en unnslipper sjøvannsfilteret ved sjøvannsinntaket. Aktuell løsning bør vurderes av eventuell fjernvarmeleverandør. 5.5 INVESTERINGSKOSTNADER NETT OG KUNDESENTRALER Følgende enhetspriser er lagt til grunn for kostnadskalkyler for distribusjonsnett og kundesentraler: Eksterne grøfter (fremføring av ledninger til de ulike felt): 3000 kr/m 2 Interne grøfter (for barnehager, skoler): 1600 kr/m 2 Kundesentraler (fellessentral blokk / rekkehus): 300 000 kr / 400 000 kr Tallene har sitt utspring i erfaringsdata fra BKK Varmes utbygging av feltene på Råstøl og Råvarden, samt innkomne priser for utbygging av Ramstad gård. Det er tatt utgangspunkt i en eller flere felles kundesentraler for hvert område. Utbygger må selv dekke kostnader for internt nett mellom hver bygning. 5.6 KALKULASJONSRENTE OG ØKONOMISK LEVETID Kalkulasjonsrenten skal inkludere renten ved et alternativt lån, eiernes avkastningskrav samt risikoen ved prosjektet. I denne rapporten er det benyttet en kalkulasjonsrente på: 8 % Denne er fordelt som 4,5 % lånerente, 3,5 % bransjespesifikk risiko, 0 % avkastning. En eventuell avkastning finnes da innen den bransjespesifikke risikoen ved at denne reduseres. Økonomisk levetid er satt til: 30 år for distribusjonsnettet 20 år for varmesentralen 15 år for abonnentsentraler En vektet økonomisk levetid blir ca. 24 år, dette er lagt til grunn i beregningene av årlige kapitalkostnader i denne rapporten. 5.7 TILSKUDD FRA ENOVA Enova kan gi tilskudd til varmeprosjekter for fornybar varmeproduksjon. Tilskuddet gies i konkurranse med andre varmeprosjekter, prosjektene rangeres etter fornybar fjernvarmeleveranse /støttekrone. Grenseverdien for å få tilskudd varierer over tid og vil avhenge av søkermassen, i dag bør prosjektene kunne vise til minimum 2,0 kwh fornybar /støttekrone for å få tilskudd. I denne rapporten er 2,1 kwh fornybar /støttekrone lagt til grunn.

Fremtidige energiløsninger Side 24 av 89 Tilskudd fra Enova skal være utløsende for utbyggingen og gies ikke til prosjekter som er samfunnsøkonomisk lønnsomme uten tilskudd. 5.8 RESULTERENDE VARMEPRIS Sammenligningene og konklusjonene i rapporten baserer seg på resulterende varmepris for fjern- /nærvarmenettet. Resulterende varmepris gir det beste sammenligningsgrunnlaget da denne tar hensyn til alle kostnader ved investering og drift. 6 MILJØREGNSKAP 6.1 UTSLIPPSFAKTORER I notatet Utslippsfaktorer for ulike energibærere, NE-27843-RF-0003-B02, er mengde utslipp av de viktigste forurensningskomponentene for ulike energibærere, sammenliknet og tallfestet. Tallene fra dette dokumentet er benyttet i utarbeidelsen av et miljøregnskap for det mest lønnsomme varmesentralalternativet i hvert enkelt område. Utslippskomponentene som er tallfestet er klimagassen CO 2 samt de regionale / lokale forurensningskildene NOx, SO 2 og partikler. Tabell 6-1gir en oversikt over benyttede utslippsfaktorer for de ulike energikildene. Energikilde CO 2 utslipp NOx utslipp SO 2 Partikler (g/kwh) (g/kwh) (mg/kwh) (mg/kwh) Biobrensel, rent 0 0,32 40 20 trevirke Naturgass 202 0,10 2 0 LPG 234 0,15 2 0 Lettolje 266 0,20 72 5 El marginal kraft 655 1,8 Tabell 6-1: Utslippsfaktorer for ulike energibærere gitt i mengde per tilført energi 6.2 MILJØAVGIFTER 6.2.1 CO 2 avgift Når det gjelder kjente fremtidige miljøavgifter på varmeproduksjon, er det kommet et forslag fra sittende regjering om å innføre avgift på utslipp av CO 2 ved innenlandsk forbrenning av naturgass og LPG. I dette forslaget diskuteres det å legge til grunn en sats tilsvarende CO 2 -avgiftssatsen på bensin målt i kroner per tonn. Dette tilsier en CO 2 avgift på naturgass på ca. 40 øre/sm 3. Omregnet til avgift per innfyrt energimengde blir avgiften på naturgass ca. 4,0 øre/kwh. Hvis dette vedtas, antas det å svekke utbredelsen av naturgass for landbasert energiproduksjon. En negativ konsekvens kan da bli at energiproduksjon basert på olje vil øke med følgende økning av miljøskadelige utslipp, mens en positiv konsekvens kan være en økning i bruk av fornybar energi.

Fremtidige energiløsninger Side 25 av 89 Et alternativ er å benytte forventet kvotepris for CO 2. Siden CO 2 -avgift på naturgass ennå ikke er vedtatt og krever nærmere utredninger før den eventuelt kan iverksettes, både med hensyn til hvilke gasser og sektorer den skal omfatte, har vi ikke benyttet denne avgiften i beregningene for endelig varmepris. 6.2.2 NOx avgift NO x avgift på 15 kroner per kg NO x ble innført fra 1. januar 2007. Avgiftsplikten omfatter utslipp ved energiproduksjon fra a) Fremdriftsmaskineri med samlet installert effekt på mer enn 750 kw b) Motorer, kjeler og turbiner med samlet installert effekt på mer enn 10 MW c) Fakler på offshoreinstallasjoner og anlegg på land Det er varslet om at satsen vil kunne settes høyere frem mot 2010 (50 kr per kg NO x ). Siden samlet installert effekt for kjelanleggene for de ulike områdene vi har sett på alle er under 10 MW, har vi ikke benyttet denne avgiften i beregningene for endelig varmepris. 6.2.3 Marginale miljøkostnader for luftforurensninger I notatet Utslippsfaktorer for ulike energibærere, NE-27843-RF-0003-B02, ble det også gitt anbefalte estimater for marginale miljøkostnader for luftforurensinger basert på resultater i SFTs LEVE-prosjekt (Luftforurensninger-Effekter og Verdier). De marginale miljøkostnadene i SFTs rapport er differensierte mht. geografi og utslippskilde og anbefalte estimater er definert ved helse-, forsurings- og/eller materialkostnader forårsaket av utslipp. I Tabell 6-2 er gitt anbefalte miljøkostnader for de ulike utslippskomponentene brukt til beregning av miljøkostnader i dette prosjektet. Utslippskomponent kr/kg utslipp CO 2 0,2 NO x 25 SO 2 15 Svevepartikler 100 Tabell 6-2: Miljøkostnader for ulike utslippskomponenter 7 PASSIVE ENERGITILTAK 7.1 BAKGRUNN Nye energikrav i Tekniske forskrifter til plan- og bygningsloven (TEK) trådde i kraft fra 1. februar 2007, med en overgangsperiode frem til 1. august 2009. De nye kravene medfører en 25 prosent reduksjon i energibehovet i nye bygninger [1]. De nye energikravene i TEK innebærer at samlet netto energibehov skal ligge innenfor et rammekrav oppgitt i kwh/m 2 oppvarmet BRA år for 13 forskjellige bygningskategorier. Energiberegningen skal utføres etter NS 3031, som vil foreligge revidert i løpet av sommeren 2007.

Fremtidige energiløsninger Side 26 av 89 Som alternativ til rammekrav for netto energibehov omtalt over, kan kravet til en bygnings energieffektivitet oppfylles ved at en rekke angitte energitiltak er innfridd. De angitte energitiltak innebærer i hovedsak [2, 3]: Mer isolasjon: 25 cm isolasjon i yttervegg, 30 til 35 cm i tak, og 20 til 25 cm god kantisolasjon i gulv. Tolags vinduer med lavemisjonsbelegg, gassfylling og isolert karm. Minimum 70 prosent varmegjenvinning av ventilasjonsluft. Småhus skal ikke ha luftlekkasje større enn 2,5 luftvekslinger pr. time ved 50 Pa trykkforskjell. For andre bygninger er kravet 1,5 luftvekslinger pr. time ved 50 Pa trykkforskjell. Krav til maksimal spesifikk vifteffekt i ventilasjonsanlegg. Tiltak for å oppfylle krav til termisk komfort uten bruk av lokalkjøling, som automatisk utvendig solskjerming eller annet. Natt- og helgesenking av innetemperatur til 19 C for de bygningstyper der det kan skilles mellom dag, natt og helgedrift. Idrettsbygg skal ha natt- og helgesenking av innetemperatur til 17 C. Det er tillatt å fravike ett eller flere av energitiltakene, dersom kompenserende tiltak gjør at bygningens energibehov ikke økes. Enten rammekravsmodellen eller energitiltaksmodellen benyttes må en forholde seg til minimumskrav til isolasjon, vinduer og tetthet. For bygning med laftede yttervegger settes det et tilpasset minimumskrav for yttervegger, men dette kompenseres igjen med skjerpede krav til isolasjon av gulv, tak og vinduer. I praksis betyr dette at det er mulig å bygge hytter med seks tommers laft og helårsboliger med åtte tommers laft. Alle bygninger skal prosjekteres og utføres slik at en vesentlig del av varmebehovet kan dekkes med annen energiforsyning enn elektrisitet og/eller fossile brensler. Kravet til energiforsyning gjelder ikke for bygning med et særlig lavt varmebehov eller dersom det fører til merkostnader over bygningens livsløp. I slike tilfeller skal boliger over 50 m 2 BRA ha skorstein og lukket ildsted for biobrensel (peisovn, pelletsovn eller annet). Dette gjelder likevel ikke boliger under 50 m 2 BRA. For fritidsbolig under 150 m 2 BRA gjelder ikke kravet til energiforsyning, her gjelder kun minimumskrav til isolasjon, vinduer og tetthet. For fritidsboliger over 150 m 2 BRA må tilsvarende energikrav som helårsboliger følges. De nye energikravene i TEK gjennomfører delvis EU-direktiv 2002/91/EC om energieffektivitet og energibruk i bygg, som EU vedtok i desember 2002 og gjorde gjeldende fra januar 2006 [4]. Det er politisk vedtatt at direktivet også skal implementeres i Norge. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har fått det nasjonale ansvaret for iverksetting av direktivet. Direktivet inneholder totalt 16 artikler, hvor det viktigste i denne sammenheng er [5]: Energiytelsen til en bygning skal oppgis som den totale bruken ved standardisert bruk, og skal inkludere oppvarming, kjøling, tappevannsoppvarming, belysning og andre energiposter. Det skal også tas hensyn til fornybar energiforsyning i form av varmepumper, solfangere og lignende, og energiytelsen skal angis i form av en eller flere numeriske indikatorer. (Artikkel 2)