OVERORDNET VARMEPLAN VIKERSUND NORD

OVERORDNET VARMEPLAN VIKERSUND NORD Oppdragsgiver: Modum kommune Lysaker, 15.08.2016 Oppdatert 30.08.2016 ÅF Reinertsen AS Fakturaadresse: FE 1070, 838 83 Frösön, Sverige Telefon: 24 10 10 10 Faks: 24 10 10 11 Org.nr: 915 229 719 MVA Internett: www.afreinertsen.no E-post: firmapost@reinertsen.com/info.no@afconsult.com Facebook: www.facebook.com/afreinertsen/ Arnstein Arnebergs vei 28, 1366 Lysaker Pb. 194, 1325 Lysaker ÅF ÅF - - Green Advisor to four to National four National Olympic Committees Olympic Ranvikstranda 2B, 3212 Sandefjord Nittedalsgata 7, 2000 Lillestrøm

0 Sammendrag Overordnet varmeplan for Vikersund sentrum nord gir en vurdering av ulike alternativer for oppvarming til utbyggingsområdet i Vikersund mellom jernbanelinjen og Tyrifjorden. Det skal bygges ut i to trinn, der bare trinn 1 er ferdig regulert og klart for oppstart av utbyggingen. Det samlede varmebehovet er ikke så stort at det vil kreve konsesjon for et eventuelt fjernvarmenett. Forskriftene (TEK10) krever at varmebehovet dekkes av fornybare kilder (andre enn elektrisitet). Det er derfor vurdert løsninger med varmepumpe og bioenergi. Det er vurdert fire alternative løsninger med varmepumpe og en bioenergisentral. Økonomi, lokale ressurser, driftsforhold, nærmiljø er faktorer som er tatt med i vurderingen. Oppsummering og anbefaling finnes i avsnitt 5. Det er to av alternativene med varmepumpe som fremstår som de mest aktuelle, enten med en felles varmesentral og brønnpark, eller egen varmepumpe og brønner for hvert bygg. 2

Innholdsfortegnelse 0 Sammendrag...2 1. Innledning...4 1.1 Konsesjon og tilknytningsplikt...5 1.2 Eierskap og drift...5 1.3 Rådhuset...5 1.4 Andre bygninger med vannbåren varme...5 1.5 Reguleringsplan for området...6 2 Energi- og effektbehov...9 2.1 Varme- og effektbehov Trinn 1... 10 2.2 Varme- og effektbehov Trinn 2... 12 3 Alternative energikilder... 13 3.1 Varmepumpe... 13 3.1.1 Alternative løsninger for energisentraler med varmepumpe som varmekilde... 13 3.1.2 Aktuelle varmekilder for varmepumpe... 14 3.2 Bioenergianlegg... 16 3.2.1 Ulike brenselstyper for bioenergianlegg... 17 3.2.2 Varmesentral med pellets... 19 3.3 Andre energikilder... 20 3.4 Kjølebehov... 20 3.5 Tilskudd fra Enova... 20 4 Investerings- og energikostnader... 21 4.1 Investeringskostnader Varmepumper Trinn 1... 21 4.1.1 Alternativ 1: Felles varmesentral med undersentraler i hvert bygg.... 22 4.1.2 Alternativ 2: Felles brønnpark med separate varmepumper installert i hvert bygg... 23 4.1.3 Alternativ 3: Egen varmepumpe og brønner for hvert bygg... 25 4.1.4 Alternativ 4: Varme fra eksisterende varmesentral i rådhuset... 25 4.2 Investeringskostnad Varmepumper Trinn 2... 26 4.2.1 Alternativ 1: Felles varmesentral med undersentraler i hvert bygg:... 26 4.2.2 Alternativ 2: Felles brønnpark med separate varmepumper installert i hvert bygg... 27 4.2.3 Alternativ 3: Varmepumpe og brønnpark for hvert bygg... 29 4.2.4 Alternativ 4: Varme fra eksisterende sentral i Rådhuset... 30 4.3 Investeringskostnad for bioenergisentral... 32 5 Oppsummering, vurdering og anbefaling... 33 6 Aktuelle dokumenter og vedlegg... 35 3

1. Innledning I forbindelse med utbygging av Vikersund sentrum nord har Modum kommune gitt ÅF Reinertsen AS, i fellesskap med Vikersund utvikling AS, i oppdrag om å utarbeide en overordnet varmeplan for det nye planleggingsområdet. Planleggingsområdet Vikersund sentrum nord er ca. 40 mål stort og ligger mellom Tyrifjorden og jernbanen ved Vikersund stasjon. Prosjektadministrasjonen er som følgende: For Modum kommune (Oppdragsgiver): Audun Mjøs For Vikersund utvikling AS: Reier Andre Sønju For ÅF Reinertsen AS: Kari Ekker Senior Energi- og miljørådgiver Trygve Mørch Moen Energi- og miljørådgiver Overordnet varmeplan skal se på varmeløsninger for utbyggingsområdet «Vikersund sentrum nord», Trinn 1 og Trinn 2. Av eksisterende bebyggelse i dette området, er det ingen som har vannbåren eller luftbåren varme, og eventuell fjernvarme er derfor bare aktuell for de nye bygningene som planlegges. Utbygging av fjernvarme i Vikersund sentrum nord er tidligere vurdert i rapport utarbeidet av Norsk Enøk og Energi (NEE) i 2003. «Varmeplan Vikersund». Denne rapporten har sett på fire alternativer til fjernvarmeutbygging i Vikersund. I ettertid er det ingen av disse som er realisert. Området som nå skal bygges ut er ikke med i varmeplanen fra 2003. For å avgjøre om det er aktuelt med utbygging av fjernvarmenett må det gjøres en vurdering av - Tilknytningsplikt - Eierskap og drift - Aktuelle varmekilder (Bioenergi, varmepumpe med brønnpark/fjordvarme) - Lokale forhold - Kostnader til sluttbruker 4

1.1 Konsesjon og tilknytningsplikt Følgende regler gjelder for konsesjon og tilknytningsplikt: Konsesjon: Bygging og drift av fjernvarmeanlegg er konsesjonspliktig dersom begge følgende kriterier er oppfylt: Anlegget forsyner eksterne forbrukere (energiloven 1-3). Anlegget har en samlet ytelse over 10 MW (forskrift til energiloven 5-1). Tilknytningsplikt: Det må være gitt konsesjon (pliktig eller frivillig), og bygget må ligge i konsesjonsområdet Kommunen må ha bestemt tilknytningsplikt i reguleringsplan Tilknytningsplikt kan som utgangspunkt bare pålegges for nybygg Et fjernvarmeanlegg for Vikersund sentrum nord, vil ikke bli så stort at det er konsesjonspliktig, og dersom man ønsker å pålegge tilknytningsplikt vil det måtte søkes om frivillig konsesjon for fjernvarmenettet. Det er den som skal drive fjernvarmenettet som skal søke om konsesjon. Uansett om det vedtas tilknytningsplikt eller ikke, må fjernvarmen være konkurransedyktig med andre varmeløsninger for at det skal være aktuelt å bygge ut. 1.2 Eierskap og drift Uavhengig av hvem som står for utbygging og drift av fjernvarmen, må det være lønnsomhet i prosjektet. Mulig eiere og drivere av fjernvarmeanlegg i Vikersund: - Modum kommune - Modum kraftproduksjon - Utbygger v/ Vikersund utvikling - Andre kommersielle aktører som Pemco, Vardar e.l. 1.3 Ra dhuset Modum rådhus varmes i dag opp av varmepumper som henter varme fra brønnpark med 18 energibrønner. Energibrønnene gir også kjøling til datarom og ventilasjon. Spisslast og reserve dekkes av fossil olje, men kan relativt enkelt konverteres til bioolje. I følge teknisk sjef er det ikke kapasiteten til brønnparken utnyttet fullt ut, og når Rådhusets fasader blir utbedret og etterisolert, vil anlegget ha en betydelig overkapasitet. Denne kan eventuelt brukes til å forsyne nye bygninger. 1.4 Andre bygninger med vannba ren varme Utenfor planområdet som omfattes av denne overordnede varmeplanen, er det flere bygninger som har vannbåren varme. Ved utbygging av et fjernvarmenett for Vikersund sentrum Nord, kan det være aktuelt å se på muligheten for å tilknytte også disse. I varmeplan fra 2003 er det vurdert å knytte Vikersund kurbad og Nordre Modum Ungdomsskole (NMU) til en felles varmesentral med Rådhuset. Dette har ikke blitt realisert, og for Rådhuset er det valgt å installere egen varmepumpe med brønnpark. Både Vikersund kurbad og NMU har i dag varmeanlegg som krever høy temperatur og er derfor ikke egnet for å varme opp med varmepumpe. Begge disse eiendommene har elkjel og oljekjel som eventuelt kan levere spisslast til et nytt fjernvarmenett. 5

1.5 Reguleringsplan for omra det Figur 1 viser reguleringsplan for området for nybygg som legges til grunn for denne overordnede varmeplanen. Eksisterende nærliggende bygninger vil ikke bli medtatt i beskrivelse av ny energisentral, men vil bli medtatt og nevnt i planen. Figur 1: Planlagt område på ca. 40 mål for nybygg Den planlagte arealutbyggingen av ny bygningsmasse i Trinn 1 er 2500 m² næringsbygg og 13000 m² boligbygg/parkering, til sammen ca. 15500 m². Det legges til grunn at denne bygningsmasse oppføres iht. dagens krav i «Forskrift om tekniske krav til byggverk» (Byggteknisk forskrift - TEK10). Planer for Trinn 2, ca. 8000 m² boliger og 2500 m² parkeringskjeller, er foreløpig ikke ferdig regulert og settes på hold inntil videre, men effekt- og energibehovet vil bli medtatt i denne planen. Det legges til grunn at denne bygningsmassen oppføres iht. oppføringsdagens krav i «Forskrift om tekniske krav til byggverk» (Byggteknisk forskrift - TEK15 eller nyere oppdatering som kommer i fremtiden). Dette vil kunne medføre skjerpede energikrav og dermed lavere effekt- og energibehov enn det som vil fremkomme i varmeplanen. 6

Figur 2: Trinn 1 av utbyggingen Hensikten med varmeplanen er å belyse muligheter i kombinasjon med kostnader for de ulike alternativene til energikilder for varmeforsyning av det regulerte området for nybygg. Modum kommune har selv satt seg klare energimål i klimaplanen, som denne varmeplanen bygger på. Det nevnes blant annet; Alle nye bygg som oppføres etter 2012 skal oppfylle energikrav som iht. energimerkesystemet er en karakter bedre enn den til enhver tid gjeldende tekniske forskrift (TEK). Nye, kommunale formålsbygg som oppføres etter 2012 skal ha oppvarmingssystemer som er fleksible mht. valg av energibærer (vannbåren eller luftbåren varme). Grunnlast for energi skal i alle nye bygg baseres på miljøvennlige energibærere (biobrensel, varmepumpe el.) 7

Vikersund utvikling AS er i gang med planlegging av første byggetrinn i Trinn 1 av utbyggingen (Felt A). Arkitekt er valgt, og man tar sikte på byggestart første halvår 2017 med en byggeperiode på 15 måneder. I byggetrinn 1 er det i første omgang planlagt utbygging på omlag 2500 m 2 næringsarealer, 4500 m 2 boliger og 3300 m 2 parkeringskjeller. Figur 3: Trinn 2 av utbyggingen Figur 4: Første byggetrinn i Trinn 1 8

2 Energi- og effektbehov I beregningen av varmebehovet har vi tatt utgangspunkt i at nye bygninger oppføres iht. dagens krav i «Forskrift om tekniske krav til byggverk» (Byggteknisk forskrift - TEK10/15). Vi har anslått det totale energibehovet for varme til planlagte bygninger og dimensjonerende effektbehov på årets kaldeste dag. Dette er basert på standardverdier i NS 3031. Varmebehovet består av energi til: - Romoppvarming - Oppvarming av tappevann - Oppvarming av ventilasjonsluft Kravet i TEK10 er at minimum 60 % av netto varmebehov skal dekkes av annen energiforsyning enn direktevirkende elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker. I tillegg kommer effektbehov for oppvarming av tappevann. Energirammer for planlagt bygningsmasse: Energirammer i TEK10: 115 kwh/m 2 per år for boligblokk 150 kwh/m 2 per år for kontorbygning Energirammer i TEK15: 95 kwh/m 2 per år for boligblokk 115 kwh/m 2 per år for kontorbygning Behov for varmt tappevann er basert på tall fra NS 3031, tabell A.1. 30 kwh/m² per år for boligblokk 5 kwh/m² per år for kontorbygning Registrering av varmebehov I varmeplanen estimeres det totale oppvarmingsbehovet til henholdsvis 70% for boliger og 40% for næringsbygg av det totale energibehovet for bygningsdelen. Parkeringsarealene prosjekteres som uoppvarmet areal. Reier Andre Sønju i Vikersund utvikling AS og Audun Mjøs fra Modum kommune har bidratt med data på utbyggingsarealer for prosjektet. Alle energi- og effektberegninger er overslagsberegninger, basert på NVE sin håndbok «Kostnader i energisektoren 2015». 9

2.1 Varme- og effektbehov Trinn 1 Planlegging av første byggetrinn i Trinn 1 er godt i gang og det planlegges i første omgang utbygging av omlag 2500 m 2 næringsarealer, 4500 m 2 boliger og 3300 m 2 parkeringskjeller. Oppvarmingsbehov Felt A: Antatt varmebehov: Brukstid maksimal effekt: 80/60 kwh/m² 4000 Timer/år Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Varmebehov [kwh/år] Boliger 4500 360000 90 Næringsbygg 2500 150000 37,5 Parkeringsareal 3300 0 0 TOTAL 10 300 510 000 127,5 Tabell 1: Effekt- og varmebehov for oppvarming for Felt A Effektbehov[kW] Oppvarming av tappevann Felt A: Midlere effekt på driftsdager for (NS3031); Næringsbygg settes til 1 w/m² Boligblokker settes til 3,4 w/m² Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Midlere effekt [W/m²] Boliger 4500 3,4 15,3 Næringsbygg 2500 1 2,5 Parkeringsareal 3300 0 0 TOTAL 10 300 17,8 Tabell 2: Effekt- og varmebehov for oppvarming av tappevann for Felt A. Effektbehov[kW] Samlet effektbehov for oppvarming og oppvarming av tappevann for første byggetrinn blir ca. 150 kw. 10

Oppvarmingsbehov Del 2 (Felt B-D): 20% av hver enhet antas å være parkeringsareal. Antatt varmebehov: Brukstid maksimal effekt: 80/60 kwh/m² 4000 Timer/år Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Varmebehov [kwh/år] Boliger 4150 332000 83 Næringsbygg 0 0 0 Parkeringsareal 1050 0 0 TOTAL 5 200 332 000 83 Tabell 3: Effekt- og varmebehov for oppvarming for Felt B-D Effektbehov[kW] Oppvarming av tappevann Del 2 (Felt B-D): Midlere effekt på driftsdager for (NS3031); Næringsbygg settes til 1 w/m² Boligblokker settes til 3,4 w/m² Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Midlere effekt [W/m²] Boliger 4150 3,4 14 Næringsbygg 0 1 0 Parkeringsareal 1050 0 0 TOTAL 5 200 14 Tabell 4: Effekt- og varmebehov for oppvarming av tappevann for Felt B-D Effektbehov[kW] Samlet effektbehov for oppvarming og oppvarming av tappevann for Del 2 blir ca. 100 kw. Varmebehov Dimensjonerende effektbehov til romoppvarming og varmt tappevann 840 000 kwh/år 250 kw Tabell 5: Samlet effekt og varmebehov Trinn 1. 11

2.2 Varme- og effektbehov Trinn 2 Planer for Trinn 2 er foreløpig ikke ferdig detaljregulert og settes på hold inntil videre, men effekt- og energibehovet vil bli medtatt i denne planen. Det legges til grunn at denne bygningsmasse oppføres iht. oppføringsdagens krav i «Forskrift om tekniske krav til byggverk» (Byggteknisk forskrift - TEK15 eller nyere oppdatering som kommer i fremtiden). Dette vil kunne medføre skjerpede energikrav og dermed lavere effekt- og energibehov en det som vil fremkomme i varmeplanen. 20% av hver enhet antas å være parkeringsareal. Oppvarmingsbehov: Antatt varmebehov: Brukstid maksimal effekt: 65 kwh/m² 4000 Timer/år Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Varmebehov [kwh/år] Boliger 8400 546000 137 Næringsbygg 0 0 0 Parkeringsareal 2100 0 0 TOTAL 10 500 546 000 137 Tabell 6: Effekt- og varmebehov for oppvarming for Trinn 2 Effektbehov[kW] Oppvarming av tappevann: Midlere effekt på driftsdager for (NS3031); Næringsbygg settes til 1 w/m² Boligblokker settes til 3,4 w/m² Bygningsdel Totalt oppgitt areal [m²] Midlere effekt [W/m²] Boliger 8400 3,4 29 Næringsbygg 0 1 0 Parkeringsareal 2100 0 0 TOTAL 9 000 29 Tabell 7: Effekt- og varmebehov for oppvarming av tappevann for Trinn 2. Effektbehov[kW] Samlet effektbehov for oppvarming og oppvarming av tappevann for Trinn 2 blir ca. 170 kw. Varmebehov Dimensjonerende effektbehov til romoppvarming og varmt tappevann 546 000 kwh/år 170 kw Tabell 8: Samlet effekt og varmebehov Trinn 2. 12

3 Alternative energikilder I dette kapittelet beskrives de aktuelle varmekildene for utbyggingen. 3.1 Varmepumpe Komplett energisentral med varmepumpe og kjel for back-up og topplast ansees som et godt alternativ for å dekke varmebehovet i utbyggingsområdet. Varmepumpen har en høy fornybarandel og er meget energieffektiv. I nye bygg kan det legges til rette for lavtemperatur varmedistribusjon som gir best mulig driftsforhold for varmepumpe. Rådhuset i Vikersund har i dag varmesentral med bergvarmepumpe og før dette valget ble tatt ble det i tillegg vurdert å bruke Tyrifjorden som kilde for varmepumpen. Bergvarmepumpe med brønnpark ble vurdert som det mest lønnsomme av disse alternativet. I Modum rådhus som ligger nord for utbyggingsområdet, er det i dag varmesentral med brønnpark og varmepumper. Spisslast og reserve dekkes av oljekjel fyrt med fossil olje, som kan konverteres til bioolje. I følge teknisk sjef i kommunen, er det allerede i dag betydelig ledig kapasitet i Rådhuset, og etter planlagt utskiftning av eldre vinduer og etterisolering av Rådhuset i 2019 vil energibehovet for bygget reduseres. Dette vil frigjøre kapasitet som kan utnyttes i de kommende utbyggingene. Det er også plass til å installere flere varmepumper eksisterende varmesentral og bruke dagens oljekjel som back-up og topplast. Det kan også være mulig å utvide både varmesentralen og brønnparken slik at all effekt hentes derfra. Rådhuset kan benytte biolje som spisslast og reserve, og har en oljetank på 30 000 liter. Det er ca. 700 meter fra rådhuset til Felt A i utbyggingen. En løsning med varme levert fra rådhuset og eventuelt konsensjonsansvar må avklares mellom kommunen og utbygger. Et varmepumpeanlegg som brukes for romoppvarming dimensjoneres vanligvis for å dekke mellom 40-70 % av netto varmeeffekt ved dimensjonerende utetemperatur. Dette er mest økonomisk både for investering og drift. Netto varmebehov er brutto varmebehov uten interne varmelaster og soltilskudd. Vi forutsetter i denne varmeplanen at varmepumpen dekker 50 % av dimensjonerende varmebehov. Effekt for topplast og reserve må da være to ganger varmepumpens effekt. Spisslast kan dekkes av El-kjel eller bioolje (fornybar). I alternativ 1-3 har vi forutsatt elkjel som spisslast/ reserve. For alternativ 4 benyttes eksisterende biooljekjel i rådhuset som reserve og spisslast, i tillegg til at det sette inn elektrisk bereder for ettervarming av varmt tappevann i hvert bygg. 3.1.1 Alternative løsninger for energisentraler med varmepumpe som varmekilde Vi har sett på følgende alternativer med varmepumpe som grunnlast til oppvarming. Alternativ 1: Felles varmesentral med undersentraler i hvert bygg. Alternativ 2: Felles brønnpark med separate varmepumper installert i hvert bygg Alternativ 3: Egen varmesentral og brønnpark for hvert bygg Alternativ 4: Varme fra eksisterende varmesentral i Modum rådhus Det vurderes som varmeteknisk uhensiktsmessig og lite økonomisk å etabler en felles varmesentral for hele utbyggingsområdet da det er usikkerhet rundt utbygging av Trinn 2. Alternativ 1 innebærer derfor en egen varmesentral for Trinn 1 og at det bygges en ny for Trinn 2 dersom dette blir aktuelt. 13

3.1.2 Aktuelle varmekilder for varmepumpe 3.1.2.1 Bergvarme I et varmepumpesystem basert på bergvarme monteres det kollektorslanger i et borehull i fjell. Frostsikker væske sirkulerer i kollektorslangen og henter opp varmen fra berggrunnen. Boredybden varierer typisk mellom 100 og 300 meter. Kostnader for borehullet er knyttet til boring, grøfter, varmepumpe, montering og hullets dybde. I vår kostnadsvurdering anslår vi en boredybde på 250 meter. Ny brønnpark må dimensjoneres ut fra varmepumpens størrelse. Fra et borehull på ca. 250 meter vil man kunne hente ut i størrelsesorden 9 kw varme (35 W/m). Borehullene må ikke ligge for tett. Dette krever tilgjengelig areal i nærheten, og det må vurderes nærmere hvor en brønnpark kan plasseres. For mer nøyaktig dimensjonering av brønnparken gjøres det ofte prøveboring med logging av borehull for å finne ut hvor mye varme som kan hentes ut fra ett borehull, og dermed hvor mange og hvor dype hull som må bores. Dette kan et brønnborefirma gjennomføre. En av de potensielle fordelene med en brønnpark er at den kan fungere som et energilager. Tilknyttede bygg med kjølebehov kan «dumpe» overskuddsvarmen i borehullene, og på den måten også lade dem opp til vinterhalvåret. Brønnparken brukes da til kjøling sommerstid. Det forutsettes i våre vurderinger at nettleverandør kan levere strøm til drift av varmepumpe og eventuell el-kjel som spisslast/back-up. 3.1.2.2 Fjordvarme I denne løsningen kan varmen fra fjordvann hentes ved hjelp av et direkte eller indirekte varmeopptakssystem. Ved en direkte løsning pumpes vannet opp til varmepumpens fordampere, avkjøles med 2-4 C for så å returneres tilbake til sjøen. Alle deler som er i kontakt med fjordvann bør være beskyttet mot begroing, frostfare, korrosjon og mekanisk overbelastning. Et indirekte varmeopptakssystem henter varmen ved hjelp av frostvæske. Man kan dele indirekte løsninger inn i to typer. En hvor vannet pumpes opp til varmeveksleren i en pumpekum eller teknisk rom hvor varmen overføres til frostvæske. En annen med kollektorer med frostvæske hvor væsken sirkulerer i plastslanger som er enten nedgravd i sjøbunnen eller plassert i kveil på nedsenket betongfundament (trommelkollektor). Indirekte løsning med oppumpet vann brukes ved store høydeforskjeller mellom varmesentralen og havflaten da lukket system for sekundærsystem krever mindre pumpearbeid. Hverken direkte varmeopptakssystem eller indirekte løsningen med oppumpet vann egner seg i grunne farvann med lange avstander til ønsket dyp. Typisk inntaksdybde er 20-60 meter for å minimere begroing i inntaksledning og oppnå ønsket temperatur. For disse typer anlegg anbefales det ikke lavere vanntemperatur enn 2-3 C for sjøvann og 4-5 C for innsjøvann. De egner seg til mellomstore og store anlegg som er anlegg for varme- og kjøleleveransen for store bygninger og fjernvarme. Indirekte løsning med kollektor er driftssikker selv med lave vanntemperaturer. Den krever mindre vedlikehold enn de to andre systemene. Indirekte løsning med kollektor kan benyttes i grunne farvann med store avstander til ønsket dyp. En kollektorslange nedgravd i sjøbunnen brukes til alle størrelser (boliganlegg, mellomstore og store), mens trommelkollektor brukes i mellomstore anlegg. 14

Vann fra Tyrifjorden som varmekilde for varmepumpe. Vann fra innsjøer og elver er i teorien mulige varmekilder for varmepumpe. Sammenlignet med sjøvann er temperaturen på vannet lavere, spesielt for grunne innsjøer som Tyrifjorden. Forutsetningen for at dette skal fungere er at vanntemperaturen på dypet ikke blir for lav, slik at det kan hentes ut noe temperatur (ned til 4 grader) før man når frysepunktet. En annen betingelse er at avstanden til bygg som trenger varme må være kort. Vikersund ligger bokstavelig talt rett ved fjorden. I grunne innsjøer kan temperaturen ligge på mellom 0 og 1 C i store deler av fyringsperioden, eller så har vannet frosset til is. Under slike forhold er det ikke i praksis mulig å hente ut varmeenergi til varmepumpens fordamper. For å nå ut til det dypeste punktet i Tyrifjorden må det legges rør 12 km i luftlinje (i praksis en del lengre). Dette forutsetter også at rørene som ligger på de grunne nivåene må graves så langt ned at vannet ikke blir kaldere enn 4 grader og så at de ikke påvirkes / ødelegges av nedising og ankring. Da potensialet for energiuttak fra innsjøer er beregnet til 2,9 TWh/år (15 %), i motsetning til sjøvann som har et potensialet for energiuttak fra sjøvann på 13,2 TWh/år (85 %) (referanse NVE), anbefales det at varmepumpen kombineres med en annen oppvarmingskilde. Med en kombinasjonen av høy risiko forbundet med tiltaket og relativt lite potensiale for energiuttak konkluderes det med at Tyrifjorden ikke er den anbefalte varmekilden for varmepumpen tilknyttet Vikersund nord. Det må i tillegg påregnes store kostnader forbundet med nedlegging og vedlikehold av rør i fjorden. Figur 5: Det dypeste punktet i Tyrifjorden ligger 12 km unna 15

3.2 Bioenergianlegg Biobrensel kommer i forskjellige varianter som fast eller flytende biobrensel eller som gass. For oppvarming av bolighus er det fast biobrensel som er aktuelt. Et komplett forbrenningsanlegg består av brenselslager, utstyr for brenselshåndtering og -innmating, ovn/kjel og reguleringssystem. Større anlegg kan i tillegg ha akkumulatortank for lagring av varme og utstyr for røykgassrensing og askehåndtering. Også mindre anlegg kan ha dette, men anlegg under 100 kw har sjelden utstyr for røykgassrensing. Anlegget vil gi utslipp av partikler som kan redusere luftkvaliteten i området og det krever tilrettelegging for tungtransport for levering av brensel. Skorsteinen som transporterer damp/røyk fra anlegget vil for nærliggende bebyggelse gi et industrielt uttrykk. Dette ansees som lite ønskelig og vil kunne skape irritasjon for naboer. For å oppnå best mulig totaløkonomi, er det viktig å dimensjonere kjelene i en varmesentral riktig og sikre at hele kjeden fra brenselsmottak til askehåndtering og røykgassrensning ikke belaster driften med høyere driftskostnader enn nødvendig. 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. Merkostnaden for en kjel med større effekt er relativt beskjeden, men dette kan gå ut over muligheten til å bruke anlegget ved lav last. En bioenergikjel kan normalt ikke reguleres ned til mindre enn 20 30 prosent av maksimal kapasitet. Grunnet usikkerheten rundt oppstart og realisering av Trinn 2 vil dimensjonering av rørføringer, pumper og andre tilhørende komponenter bli en utfordring. Når man først skal investere i ett bioenergianlegg vil anlegget dimensjoneres for hele området og det totale effektbehov vil legges til grunn. Dette vil føre til overdimensjonerte rør som igjen vil føre til utfordrende varmeregulering og pådrag i kursen. Dette er ikke heldig. Ved bruk av biobrensel er det også utfordringer knyttet til tilvekst av ny skog på sikt da ganske store mengder må tas ut. Høyt lokalt uttak kan føre til at skogen ikke klarer å opprettholde en jevn tilvekst noe som på sikt kan føre til mangel på tilgang av biobrensel. I så fall må brenselet hentes fra andre områder noe som kan føre til økte kostander og utslipp forbundet med transport. I tillegg er det utfordringer knyttet til bevaring av arter, naturverdier og rekreasjon- og friluftsliv. Disse hensynene må hele tiden balanseres opp mot mengden av uttak fra skogen. I tillegg krever et stort biobrensel anlegg mye plass, og særlig ved bruk av flis som har lav energitetthet må det hele tiden lagres store kvantum. Transporten av biobrensel både etter felling og ved frakt av brenselet er også en utfordring da maskinene som utfører disse oppgavene hovedsakelig går på fossilt drivstoff som igjen fører til økte utslipp. Og ikke minst er det et kostnadsspørsmål her da bruk av elektrisk oppvarming og varmepumper er forbundet med en lavere samlet kostnad sammenlignet med biobrensel samtidig som bruk av bioenergi er mindre tidseffektiv enn ved bruk av varmepumper. 16

3.2.1 Ulike brenselstyper for bioenergianlegg 3.2.1.1 Fast biobrensel Uforedlet Biobrensel: Eksempel på uforedlet biobrensel er ved, flis, halm og bark. Disse karakteriseres ved at råstoffet ikke trenger å bli vesentlig bearbeidet før det kan brukes som brensel, utenom evt. tørking og oppkutting. Flis, halm og bark er best egnet i større forbrenningsanlegg mens ved egnes til mindre bolighus. Flis: Flis er et biprodukt av trelastproduksjon, men det kan også produseres ved å kutte opp kvist og annet avfall i mobile flishoggere i skogen, og så fraktes i containere. Flis blir brukt i større fyringsanlegg. Et lastebillass med flis er nok til å varme opp en enebolig i et år, så energien i flis blir utnyttet effektivt. Flis kan også brukes for å produsere damp, som det igjen kan produseres elektrisk strøm av. Flis har en lavere energitetthet enn pellets, bioolje og biogass, og koster dermed mye å transportere og lagre. Til gjengjeld er brenselsprisen lavere. Et komplett forbrenningsanlegg for flis og andre fastbrensler består av brenselslager, utstyr for brenselshåndtering og -innmating, ovn/kjel og reguleringssystem. Anlegget må også ha en pipe eller skorstein for å frakte unna røykgassen. Større anlegg kan i tillegg ha akkumulatortank for lagring av varme og utstyr for røykgassrensing og askehåndtering. Forbrenning av flis krever større areal enn bruk av henholdsvis pellets, biooljer og biogass, ikke minst på grunn av lav energitetthet og store lagervolum Foredlet Biobrensel: Foredlet biobrensel blir i større grad bearbeidet før det fremstår som ferdig brensel. Eksempler på råstoff for produksjon av faste foredlede brensler er avfallsvirke fra sagbruk og trebearbeidende industri, bark fra skogindustrien, skogsflis og halm. Råstoffet blir kvernet til flis og tørket før produksjon av f.eks. briketter, pellets, eller pulver. På grunn av produksjonskostnadene for foredlet brensel, er disse ofte litt dyrere enn uforedlede brensler. Foredlet brensler har noen fordeler i forhold til uforedlet brensler: Forbrenningsanlegg for foredlet brensel er ofte billigere enn forbrenningsanlegg for f.eks. flis og bark Foredlet brensel er mer økonomisk i bruk Inneholder mer energi pr volumenhet (gir mindre transportkostnader og -behov, og tar mindre plass) God holdbarhet Det er lett å bygge om oljefyringsanlegg til foredlede biobrensler Ensartet brensel gjør at det er lettere å regulere forbrenningen etter behov Pellets: Pellets er et bearbeidet trevirke som er tørket og komprimert. Fuktigheten kan være så lav som 8% og energiinnhold pr kg er ca. 4 kwh. Prisen ligger på fra 50-70 øre/kwh eller ca. 2 kr/kg. Fordelen med pellets er den store energitettheten og at den er svært homogen. Innmatingen kan derfor være enklere og siloen mindre. Det betyr at investeringen kan bli lavere. Det er viktig at pellets lagres tørt for den kan trekke fuktighet og vil da svelle. Et viktig kvalitetskrav er at den ikke smuldrer opp ved handtering. Pellets som blir til støv har ingen brennverdi. 17

3.2.1.2 Flytende biobrensel Det finnes en rekke flytende biobrensler som produseres med utgangspunkt i ulike råstoffer og har ulike forbrenningstekniske egenskaper. De viktigste er alkoholer, prosesserte vegetabilske/animalske oljer, pyrolyseoljer og ulike syntetiske brensler produsert av gassifisert biomasse. Ulike raffinerte biodrivstoff kan være et alternativt drivstoff og gi reduksjoner i klimagassutslipp fra transportsektoren. Biofyringsolje kan erstatte fyringsolje i lokale varmeanlegg og som spisslast i fjernvarmeanlegg, eller brukes i kogenanlegg for kombinert kraft- og varmeproduksjon. Omtrent halvparten av energien i biomassen vil gå til spille når den omdannes til bioolje. Derfor er det mer miljøvennlig å bruke biomassen direkte, i form av ved-, flis- og/eller pelletsfyring, eller å bruke andre energiløsninger som varmepumper og solfangere, når formålet er å varme opp bygninger. Biofyringsolje er en type flyende biobrensel utvunnet fra vegetabilsk eller animalsk olje. Dette er uraffinerte produkter som dermed også har en lavere pris enn diesel og etanol. Biofyringsolje har lavere kvalitet enn biodrivstoff, og kan brukes i vanlig oljekjeler med noe begrenset ombygging av kjelen. Krav til biofyringsolje er spesifisert i internasjonale standarder EN 14213/ 14214. Overgang fra fossil olje til biofyringsolje krever en del tekniske endringer. Bruk av ren biolje krever anlegg med forvarming, mens bruk av biodiesel i stor grad kan brukes direkte i mindre anlegg som bruker lett fyringsolje. Lagring av biofyringsolje er mer komplisert enn lagring av vanlig råolje. Biofyringsolje kan lagres i inntil 6-12 måneder. Ved lagring brytes oljen ned og får høyere syretall, blir mer tyktflytende og det kan dannes bunnfall. Problemet kan imidlertid reduseres med tilsetning av additiver. Dagens biofyringsoljer har en garantert lagringstid på 6 måneder. Biofyringsolje kommer i ulike kvaliteter, tilsvarende tung lett fyringsolje. Førstegenerasjons Biodiesel Mange planter og dyr produserer betydelige mengder fett. Biodiesel produseres ved at fettmolekylene i plantefettet brytes ned for å oppnå samme egenskaper som diesel. Denne prosessen kalles omforestring. For å oppnå denne kjemiske omvandlingen tilsettes alkohol, vanligvis metanol. Plantefettet omdannes da til fettsyremetylester, såkalt Fatty Acid Methyl Esther (FAME). Slike fettsyremetylestere har et energiinnhold på ca. 9,2 kwh/l, ca. 10 % lavere enn autodiesel, og markedsføres som biodiesel. Biodiesel kan produseres med utgangspunkt i både jomfruelige råvarer og fra fettholdig avfall som frityrolje og slakteriavfall. Andre generasjons biodiesel eller BTL-diesel (biomass to liquid) er på markedet. BTL-diesel er en syntetisk diesel som i stor grad har samme eller bedre egenskaper enn petroleumsdiesel. I Norge produseres biodiesel fremstilt av lakseolje, fiskeavfall, frityrolje og raps. Det er imidlertid kun tilsetninger basert på rapsolje, eller hovedsakelig rapsolje, som tilfredsstiller den europeiske CENstandarden EN 14214. 18

3.2.2 Varmesentral med pellets For et anlegg av den aktuelle størrelsen, vurderes det som mest gunstig å bruke pellets. Et anlegg med flis vil kreve større arealer og kreve større ressurser til drift og vedlikehold. Det må settes av areal til selve energisentralen, brenselslager og infrastruktur for leveranse av brensel mm. Plassering av sentralen må gjøres med tanke på at det blir en del trafikk med store kjøretøy, samt noe utslipp og støy fra varmeproduksjonen. Dette må ivaretas under arealplanleggingen i en tidlig fase av prosjektet. Kommunen kan stå som eier av anlegget, mens driften eventuelt kan settes bort til ekstern varmeleverandør. Generelt om pellets, drift og fyringsmediumet: Fuktighet i pellets bør ligge mellom maksimalt 10 %. Bomiljøet i boligområder er svært sårbare for hyppig tungtransport av energi til og fra energisentralen. Brenselslageret ved anlegget bør derfor innehold brensel for min 7 dagers drift på full effekt. Dersom pelletskjelen tas ut for å dekke 50 % av det totale oppvarmingsbehovet på 420 kw (Trinn 1 og Trinn 2), blir kjelen på ca. 210 kw. Brenselslager for dette anlegget blir: 210kW * 24t * 7 = 35 280 kwh. Brennverdi for pellets: 3100 kwh/m³. Volum brenselslager: 35 280/3100 m³ = 11,3 m³ -> 12m³ Kjel som back-up til bioanlegget For spiss- og reservelast anbefales det å installere en backup-kjel (f.eks. El-kjel eller biooljekjel) som hjelper bioanlegget å ta kuldetoppene under de kaldeste periodene av året eller om det skulle oppstå driftsproblemer med bioanlegget. Kjelen dimensjoneres etter det totale effektbehovet. Kjelen kan også brukes som hovedkilde, etter avtale med fjernvarmeleverandøren, i gitte tidspunkter av året hvor oppvarmingsbehovet er som minst. F.eks. fra 1. april til 1. oktober. Dette for å oppnå best mulig drift av bioenergianlegget, som har dårlig virkningsgrad på lave laster. 19

3.3 Andre energikilder Vi har ikke sett nærmere på andre alternativer for oppvarming. Fossile brensler er ikke aktuelt, og vi anser heller ikke bioolje som et godt alternativ annet enn eventuelt til spisslast. Solfangere kan bare dekke en del av varmebehovet og være et supplement til bioenergi eller varmepumpe. Dette er en kostbar investering og ansees ikke som aktuelt i dette prosjektet. 3.4 Kjølebehov Det er ikke lagt opp til kjøling i boligene i prosjektet. Det totale kjølebehovet er for lite til at det vil være aktuelt med noen form for fjernkjøling, og kjølebehov må derfor dekkes lokalt. Ved bruk av varmepumpe i hvert bygg vil kjølebehov i kunne dekkes av frikjølingen man får fra brønnparken. Ved varmeleveranse fra rådhuset eller bioenergisentral må kjølebehov i næringsbygg dekkes med kjøleanlegg på bygget. Det antas at eksterne leietakere selv må stå for installasjoner ved behov for f. eks. kjølerom, frysedisker etc. Dersom det planlegges godt vil overskuddsvarme fra kjøling ville kunne utnyttes til å dekke varmebehov i den aktuelle bygningen. 3.5 Tilskudd fra Enova Det er naturlig å søke tilskudd fra Enova når det skal installeres ny varmesentral. Enova har et program hvor man kan søke om økonomisk tilskudd til oppgraderinger av energibesparende tiltak som inngår i Enovatilskuddet. Kommunen kan få opptil 1 million kroner i støtte basert på forhåndsdefinerte støttesatser. Enova kan støtte andelen av investeringen med inntil 45 prosent. Investeringsstøtten skal bidra til at prosjektet blir gjennomført, og dekke deler av merkostnadene i prosjektet. Tilskudd fra Enova: Flis, briketter og pellets får 1700 kr/kw installert effekt Væske-vann-varmepumper får 1600 kr/kw Luft-vann-varmepumper får 1100 kr/kw. For solfangere gis det 201 kr/m 2. Diss støttesatsene gjelder både for nybygg og eksisterende bygg. 20

4 Investerings- og energikostnader I dette kapittelet ser vi på investerings- og energikostnader i trinn 1 og trinn 2 for de ulike alternativene. Skatter og avgifter er utelatt, med unntak av el- og brenselskostnader, der alle avgifter er tatt med. 4.1 Investeringskostnader Varmepumper Trinn 1 (Ref. NVE Håndbok «Kostnader i energisektoren 2015») Det legges til grunn kostnader for en varmepumpe med kapasitet på 0,15 MW. Den reelle kostnaden vil kunne avvike for de ulike alternativene. Fullasttimer for anleggene settes til 4000 timer/år da anlegget kjøres som grunnlastverk, altså med lang brukstid som kun tar hensyn til driftsavbrudd knyttet til vedlikehold. Distribusjonspumper, varmevekslere etc. er inkludert for både varme og kjøling. Verdier: Brønnkostnad boring: 425 kr/m Anslått effektuttak pr brønn (Dybde 250m): 8,75 kw (35 W/lm) Varmepumpe komplett, inkl. tilpasning til kjøling: 6 300 kr/kw El-kjel: 1351 kr/kw For å utnytte varmepumpen best mulig brukes det akkumulatortanker. Akkumulatortank på 600 l: 20 000 kr/stk. For lokal undersentral i boligblokk er følgende medtatt: Samlestokk med to kurser til oppvarming og tappevann via veksler, sentral varmtvannsbereder med el-kolbe og blandeventil (til sammen ca. 3000 liter). Nødvendige EL- og VVS komponenter I lønnsomhetsberegninger er det benyttet følgende verdier: Effektfaktor varmepumpe: 3 Levetid varmepumpeanlegg 15 år Levetid elkjel: 20 år Rente: 3 % Forutsatt strømpris: 1 kr/ kwh I den totale energiprisen er kapitalkostnadene tatt med. Dette kan vurderes dekket på andre måter, gjennom anleggsbidrag, lagt til kostnader for leiligheter etc. Den totale energiprisen synliggjør kostnadene ved de ulike alternativene. 21

4.1.1 Alternativ 1: Felles varmesentral med undersentraler i hvert bygg. Varmepumpen tas ut for å dekke 50 % av det totale effektbehovet på 250 kw (ca. 85 % av varmebehovet). Varmepumpen blir på ca. 125 kw. Varmepumpe komplett: 125 kw x 6 300 kroner/kw = 787 500 NOK Brønnpark (anslått ca. 15 brønner á 250 m dybde): 3 750 x 425 kroner/m = 1 593 750 NOK El-kjel: 250 kw x 1351kr/kW = 337 750 NOK Preisolerte rør i grøft inkl. montering og arbeid: DN50: 2 700 kr/lm x 300 meter = 810 000 NOK Undersentral i hvert bygg: 100.000 kroner x 9 = 900 000 NOK Diversepost i utregningen inkluderer pålegg for enheter, tilrettelegging i boligenhet etc. Den totale investeringskostnaden for komplett energisentral med varmepumpe og elkjel for back-up og topplast blir da som følgende: Varmepumpe komplett: Brønnpark komplett: El-kjel komplett: Akk. tank komplett: DN50: Diverse: Undersentral teknisk: Bygningsmessig Tilskudd Enova: SUM TOTALT: (avrundet) 787500 NOK 1593750 NOK 337750 NOK 100000 NOK 810000 NOK 100000NOK 900000 NOK 900000 NOK - 208000 NOK 5 321 000 NOK Kostnader til areal, drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykket. Total energipris Alternativ 1, Trinn 1: 90 øre/kwh 22

4.1.2 Alternativ 2: Felles brønnpark med separate varmepumper installert i hvert bygg Av reguleringsplan er det planlagt 9 separate bygg for boliger og næring. Vi velger å slå sammen 4 av byggene til 2 bygg, slik det til sammen blir 7 enheter. 20% av hver enhet antas å være parkeringsareal. Diversepost i utregningene inkluderer pålegg for enheter, tilrettelegging i boligenhet etc. Hver varmepumpe dimensjoneres for å dekke 50 % (85 % av varmebehovet) av det totale oppvarmingsbehovet. Ingen kjølebehov i boligblokkene. Kjelen dimensjoneres for å dekke hele det totale effektbehovet. Brukes som topplast og back-up. Antatt varmebehov: Brukstid maksimal effekt: 80/60 kwh/m² 4000 Timer/år Omtrentlige areal pr. enhet: A1: 4050 m² (Bolig, Næring og parkering) B1: 1950 m² (Bolig) B2: 1550 m² (Bolig) C1+C2: 2500 m² (Bolig) C3: 1800 m² (Bolig) D1+D2: 2100 m² (Bolig) D3: 1750 m² (Bolig) Figur 6: Navngitte enheter 23

Her er kostnad beregnet for hvert bygg i Trinn 1. Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykkene. For utfyllende kostnadsberegninger se vedlegg 1. Total investeringskostnad for alternativ 2: Brønnpark: Brønnparken dimensjoneres etter 50 % av totalt effektbehov, altså 125 kw. Brønnkostnad boring: 425 kr/m Anslått effektuttak pr brønn (Dybde 250m): 8,75 kw (35 W/lm) 125 kw / 8,75 kw = 18 brønner 15 brønner x 250 meter = 3 750 lm Brønnkostnad: 3 750 lm x 425 kroner/m = 1 593 750 NOK Bygg: Effektbehov Effekt, VP Kostnad A1: 57 kw 29 kw 810 000 NOK B1: 32 kw 16 kw 680 000 NOK B2: 25 kw 13 kw 660 000 NOK C1+C2: 40 kw 20 kw 740 000 NOK C3: 29 kw 15 kw 720 000 NOK D1+D2: 34 kw 17 kw 540 000 NOK D3: 24 kw 14 kw 820 000 NOK SUM 4970000 NOK + Brønnpark komplett 1600000 NOK SUM TOTAL INVESTERING (Avrundet) 6 600 000 NOK Total energipris Alternativ 2, Trinn 1: 103 øre/kwh 24

4.1.3 Alternativ 3: Egen varmepumpe og brønner for hvert bygg Det anslås samme arealer som for alternativ 2. Egne varmesentraler for hvert bygg vil redusere sårbarheten for nedetid/vedlikehold av sentralen. Det vil kreve noe mer areal for installasjoner i hvert bygg. Vi har her antatt at brønnene legges under det aktuelle bygget, og at det derfor ikke er behov for grøfter fra brønnene inn til varmesentralen. Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykkene. Total investeringskostnad for alternativ 3: Bygg: Effektbehov Effekt, VP Kostnad A1: 57 kw 29 kw 1 000 000 NOK B1: 32 kw 16 kw 720 000 NOK B2: 25 kw 13 kw 670 000 NOK C1+C2: 40 kw 20 kw 800 000 NOK C3: 29 kw 15 kw 700 000 NOK D1+D2: 34 kw 17 kw 740 000 NOK D3: 28 kw 14 kw 690 000 NOK SUM TOTAL INVESTERING (Avrundet) 5 400 000 NOK Total energipris Alternativ 3, Trinn 1: 90 øre/kwh 4.1.4 Alternativ 4: Varme fra eksisterende varmesentral i ra dhuset I følge teknisk sjef er det mulig å utnytte deler av varmepumpen, brønnparken og oljekjelen i rådhuset til å levere varme til nye. For å kunne levere varme til Trinn 1, må det legges varmerør fra rådhuset og til de aktuelle bygningene. Det må etableres undersentraler i hvert bygg, tilsvarende som for alternativ 1. Dette anlegget har allerede fått tilskudd fra Enova. Totale investeringer for alternativ 4: Fjernvarmerør: Undersentraler i hvert bygg Diverse: Undersentral teknisk: Bygningsmessig SUM TOTALT: 4200000 NOK 900000 NOK 200000 NOK 900000 NOK 900000 NOK 6 200 000 NOK Total energipris Alternativ 3, Trinn 1: 90 øre/kwh 25

4.2 Investeringskostnad Varmepumper Trinn 2 (Ref. NVE Håndbok «Kostnader i energisektoren 2015») Det legges til grunn kostnader for en varmepumpe med kapasitet på 0,15 MW. Den reelle kostnaden vil bli noe lavere. Fullasttimer for anleggene settes til 4000 timer/år da anlegget kjøres som grunnlastverk, altså med lang brukstid som kun tar hensyn til driftsavbrudd knyttet til vedlikehold. 20% av hver enhet antas å være parkeringsareal. Samlet effektbehov for oppvarming og oppvarming av tappevann for Trinn 2 blir ca. 170 kw. Vi har benyttet de samme verdiene for kostnader og renter som i Trinn 1 i beregningene. Det må påregnes en kostnadsøkning på 3-5 % på totalkostnadene for hvert år som går før utbyggingen av trinn 2 starter. 4.2.1 Alternativ 1: Felles varmesentral med undersentraler i hvert bygg: Varmepumpen dimensjoneres for å dekke 50 % (85 % av varmebehovet) av det totale oppvarmingsbehovet på 170 kw. Ingen kjølebehov i boligblokkene. Kjelen dimensjoneres for å dekke hele det totale effektbehovet. Og brukes som topplast og back-up. Varmepumpe komplett: 85 kw x 5 500 kroner/kw = 467 500 NOK Brønnpark (Anslått ca. 10 brønner á 250m dybde): 2 500 x 425 kroner/m = 1 062 500 NOK El-kjel: 170 kw x 1351kr/kW = 229 670 NOK Preisolerte rør i grøft inkl. montering og arbeid: DN50: 2 700 kr/lm x 200 meter = 540 000 NOK Undersentral i hvert bygg: 100.000 kroner x 9 = 900 000 NOK Den totale investeringskostnaden for komplett energisentral med varmepumpe og elkjel for back-up og topplast blir da som følgende: Varmepumpe komplett: Brønnpark komplett: El-kjel komplett: Akk. tank komplett: DN50: Undersentral teknisk: Bygningsmessig Tilskudd Enova: SUM TOTALT: (avrundet) 467500 NOK 1062500 NOK 229670 NOK 100000 NOK 540000 NOK 900000 NOK 900000 NOK - 136000 NOK 4 100 000 NOK Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykket. Total energipris Alternativ 1, Trinn 2: 102 øre/kwh 26

4.2.2 Alternativ 2: Felles brønnpark med separate varmepumper installert i hvert bygg Av reguleringsplan er det planlagt 9 separate bygg for boliger og næring. Vi velger å slå sammen 6 av byggene til 3 bygg, slik det til sammen blir 6 enheter. 20% av hver enhet antas å være parkeringsareal. Hver varmepumpe dimensjoneres for å dekke 50 % (85 % av varmebehovet) av det totale oppvarmingsbehovet. Ingen kjølebehov i boligblokkene. Kjelen dimensjoneres for å dekke hele det totale effektbehovet. Brukes som topplast og back-up. Antatt varmebehov: Brukstid maksimal effekt: 65 kwh/m² 4000 Timer/år Omtrentlige areal pr. enhet: E1+E2: 1900 m² (Bolig) F1: 1150 m² (Bolig) G1b+G2: 1850 m² (Bolig) G3: 1450 m² (Bolig) H1+H2: 2300 m² (Bolig) H3: 1750 m² (Bolig) Figur 7: Navngitte enheter 27

Total investeringskostnad for alternativ 2: Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykket. For utfyllende kostnadsberegninger se vedlegg 1. Brønnpark: Brønnparken dimensjoneres etter 50 % av totalt effektbehov, altså 85 kw. Brønnkostnad boring: 425 kr/m Anslått effektuttak pr brønn (Dybde 250m): 8,75 kw (35 W/lm) 85 kw / 8,75 kw = 10 brønner 10 brønner x 250 meter = 2 500 lm Brønnkostnad: 2 500 lm x 425 kroner/m = 1 062 500 NOK Bygg: Effektbehov Effekt, VP Kostnad E1+E2: 25 kw 13 kw 660 000 NOK F1: 15 kw 8 kw 630 000 NOK G1b+G2: 24 kw 12 kw 650 000 NOK G3: 19 kw 10 kw 640 000 NOK H1+H2 30 kw 15 kw 720 000 NOK H3: 23 kw 12 kw 700 000 NOK SUM 4000000 NOK + Brønnpark komplett 1 100 000 NOK SUM TOTAL INVESTERING (Avrundet) 5 100 000 NOK Det må påregnes en kostnadsøkning på 3-5 % på totalkostnadene for hvert år som går før utbyggingen av trinn 2 starter. Total energipris Alternativ 2, Trinn 2: 121 øre/kwh 28

4.2.3 Alternativ 3: Varmepumpe og brønnpark for hvert bygg Det anslås samme arealer som for alternativ 2. Egne varmesentraler for hvert bygg vil redusere sårbarheten for nedetid/vedlikehold av sentralen. Det vil kreve noe mer areal for installasjoner i hvert bygg. Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykket. For utfyllende kostnadsberegninger se vedlegg 1. Total investeringskostnad for alternativ 3: Bygg: Effektbehov Effekt, VP Kostnad E1+E2: 25 kw 13 kw 670 000 NOK F1: 15 kw 8 kw 570 000 NOK G1b+G2: 24 kw 12 kw 650 000 NOK G3: 19 kw 10 kw 620 000 NOK H1+H2 30 kw 15 kw 700 000 NOK H3: 23 kw 12 kw 650 000 NOK SUM TOTALT (Avrundet) 3 900 000 NOK Det må påregnes en kostnadsøkning på 3-5 % på totalkostnadene for hvert år som går før utbyggingen i Trinn 2 starter. Total energipris Alternativ 3, Trinn 2: 99 øre/kwh 29

4.2.4 Alternativ 4: Varme fra eksisterende sentral i Ra dhuset Investeringskostnader for alternativ 4 Vi antar at kapasiteten må økes ved ekstra varmepumpe. Varmepumpe dimensjoneres for å dekke 50 % av det totale oppvarmingsbehovet på 170 kw (85 % av varmebehovet). Det er ikke regnet kjølebehov i boligblokkene. Det sies fra kommunen at tilgjengelig biooljekjel skal ha kapasitet til å dekke 170 kw. Denne kan evt. også suppleres med ekstra kjel. Samlet effektbehov for oppvarming og oppvarming av tappevann for Trinn 2 er anslått til ca. 170 kw. Varmepumpe komplett: 85 kw x 5 500 kroner/kw = 467 500 NOK Brønnpark pr hull: Ca. 110 000 NOK Dersom varmerør er lagt ned til Trinn 1, vil Trinn 2 kunne kobles på disse, og en stor del av kostnadene til fjernvarmerør er da dekket i Trinn 1. Den totale investeringskostnaden for komplett alternativ 4 blir da: Varmepumpe komplett: Akk. tank komplett: DN50: Undersentral teknisk: Bygningsmessig Tilkobling (rør) i sentral: Tilskudd Enova: SUM TOTALT (Avrundet): 467500 NOK 100000 NOK 135000 NOK 900000 NOK 900000 NOK 200000 NOK - 92800 NOK 2 650 000 NOK Hvis brønnparken må utvides må det i tillegg påregnes ca. 110 000 NOK pr. hull som etableres. Kostnader til drift og vedlikehold er ikke tatt med i regnestykket. Det må påregnes en kostnadsøkning på 3-5 % på totalkostnadene for hvert år som går før utbyggingen av Trinn 2 starter. Total energipris Alternativ 4, Trinn 2: 83 øre/kwh 30

Tabell 9: Tall fra NVE Håndbok «Kostnader i energisektoren 2015» 31

4.3 Investeringskostnad for bioenergisentral Felles varmesentral med pellets dimensjonert for 80-85 % dekning av energibehovet. Kjelen dimensjoneres for hele området, altså for Trinn 1 og 2; 1 stk. pellets kjel, 210 kw inkl. silo (12m³), pipe og felles utmatingssystem for aske i en større container: Pumper, rør, ventiler (50 meter DN80-DN100) inkl. montasje: Byggekostnader for bygget + diverse: El-kjel som back-up, komplett, 420 kw: Akk. tank komplett: Ny infrastruktur: Arbeid for kryssing av rør, jernbanelinjen Undersentraler, 18 stk: Fjernvarmerør (1200 m DN100 + 400m DN50) Tilskudd Enova: TOTALT: (Avrundet) 1 500 000 2 000 000 NOK 1 000 000 NOK 1 500 000 NOK 570 000 NOK 120 000 NOK 1 000 000 NOK 500 000 NOK 1 800 000 NOK 4 680 000 NOK - 357 000 NOK 12 000 000 NOK For å utnytte bioanlegget best mulig brukes det akkumulatortanker. Antatt volum på 3000-4000l. 6 stk. x 600l: 20 000 kr/stk. Erfaringstall for investeringskostnad for komplett rørføring inkl. montering og arbeid: DN100: 3 000 kr/lm x 1200 meter DN50: 2 700 kr/lm x 400 meter Total energipris Total levert energi fra bioanlegg: 1 180 000 kwh Pris per kwh varme fra bioanlegg: 50 øre Rente: 3 % Kapitalkostnad inkludert nedbetaling på 15 år Forutsatt pelletspris: 0,5 kr/ kwh Forutsatt strømpris: 1 kr/ kwh Total energipris bioenergisentral, Trinn 1 og 2: 120 øre/kwh 32

5 Oppsummering, vurdering og anbefaling Tabell 10 viser en sammenstilling av kostnader for de alternativene som er utredet. I energiprisen er kapitalkostnader tatt med. I regnestykkene er det bare regnet med driftskostnader til energi, samt kapitalkostnader, ikke kostnader til drift og vedlikehold eller administrasjon. Et bioenergianlegg som leverer fjernvarme vil kreve mer ressurser til drift og vedlikehold enn en løsning med varmepumpe, og dette vil også gjenspeiles i energiprisen til sluttbruker, i tillegg til energiprisen nevnt nedenfor. 33 Investering (kr) Trinn 1 Trinn 2 Energipris (kr/kwh) Investering (kr) Energipris (kr/kwh) Varmeløsning Alternativ 1 Varmesentral med varmepumpe 5321000 0,90 4063670 1,02 Alternativ 2 Varmepumpe i hvert bygg, felles brønnpark 6897795 1,03 5076736 1,21 Alternativ 3 Varmepumpe og brønner for hvert bygg 5295920 0,90 3837361 0,99 Alternativ 4 Varme fra rådhuset 6000000 1,03 2609700 0,83 BIO - For begge trinn 12000000 1,20 Tabell 10 Kostnader for de aktuelle varmeløsningene Det vil med de gitte forutsetningene være vanskelig å få lønnsomhet i kommersiell drift av en fjernvarmesentral for Vikersund nord, og derfor lite aktuelt å få en kommersiell aktør til drift av et fjernvarmenett. Et bioenergianlegg vil i dette prosjektet krever høye investeringskostnader samtidig som det vil kreve større ressurser til drift av anlegget. Dette medfører en høyere energipris for sluttbruker enn fra varmepumpe. Plassering av varmesentral for bioenergianlegg vil også være en utfordring, noe som ikke er løst i denne rapporten. Økt trafikk grunnet transport av pellets, og utslipp av svevestøv vil gi negative virkning for bomiljøet i nærheten av varmesentralen. Per i dag er det heller ikke noen aktuelle leverandører av biobrensel lokalt i Modum. Fordeler og ulemper ved alternativ 4, videre utnyttelse av varmesentral i rådhuset + Utnytte ledig kapasitet i rådhuset + Lav investering i varmesentral + Krever ikke etablering av ny sentral + det kan også være mulig å utvide kapasiteten med flere borehull og varmepumper + Stor spisslastkapasitet med bioolje - Langt rørstrekk til Trinn 1 og første byggetrinn. Kostnad og varmetap blir derfor store i forhold til varmebehovet. - Driftsmessige utfordringer med overdimensjonerte rør i Trinn 1 - Varmesentral ligger inne på kommunens eiendom - Prosjekt med fasaderehabilitering er planlagt realisert først i 2019 - Usikkerhet rundt investeringer og drift