Fremtidsrettet energiforsyning for kommunale næringsbygninger i Oppdal sentrum

Abstract

Norge eier kommuner 25% av næringsbygninger som videre står for en tredjedel av energibru- ken i sektoren. Norske kommuner som reduserer energiforbruket i sine næringsbygg vil derfor bidra betydelig til det globale klimaarbeidet [1]. Oppdal Kommune har i sin klima- og energi- plan et mål om å bli et lavutslippssamfunn innen 2050 ved blant annet å øke energieffektiviteten i bygninger og bruken av fornybare energikilder [2]. Hovedmålet med denne oppgaven er å bidra til energiplanlegging av fremtidens Oppdal med forslag til lønnsomme og fornuftige tiltak for bruk av bærekraftig energiforsyning og energieffektivisering av bygg i Oppdal Sentrum. For kontor- og idrettsbygg i området er det utviklet representative referansemodeller i IDA ICE for å simulere effekten av rehabiliteringstiltak. Det simuleres to ulike rehabiliteringstil- tak som omfavner oppgradering av bygningskropp og/eller ventilasjonssystem etter TEK17. Lønnsomhet for investeringer analyseres med netto nåverdi (NNV). Simulering av full rehabili- tering for kontorbygg viser til halvering av strømforbruk, og oppvarmingsbehov reduseres med 53,8%. Investeringskostnad for 8340 m2 BRA med kontor estimeres til 35.4 MNOK, med årlige besparelser lik 579 000 NOK for 2022-strømpris. Levetid på 60 år og diskonteringsrente lik 4% gir NNV på -22.3 MNOK. Rehabilitering av kun ventilasjon viser også til negativ nåverdi, men utgjør et langt mindre tap for begge bygningskategoriene. Idrettsbygg reduserer strømforbruket med 53.7%, og oppvarmingsbehovet med 56.2% ved full rehabilitering. Investering for 1732 m2 BRA er estimert til 15.3 MNOK, med en årlig besparelse på 199 000 NOK for 2022-strømpriser. Sensitivitetsanalyse av diskonteringsrenter fra 2-6% viser at ventilasjonsrehab i idrettsbygget det eneste scenariet som kan oppnå positiv NNV. Prosentvis økning i årlige besparelser for hver bygningskategori ved økende strømpriser kommer jevnt ut med en økning på 57% i NOK besparelser ved 75% økning av strømpris. Videre er det laget en Matlab-modell av et varmepumpebasert fjernvarmeanlegg med grunn- vann som energikilde. Systemet simuleres etter to ulike dekningsgrader av maks effektbehov i området, hvor Case 1 dekker 70 % og Case 2 dekker 50%. Simulering viser at deknings- graden påvirker dimensjonerende grunnvannsuttak med 3 l/s. Varmetapet for Case 1 og 2 er på omtrent 11% av levert energi, som basert på litteratur er plausibelt. Om returtempera- turen på sekundærside i varmesystemet justeres +/- 3˚C resulterer dette i små konsekvenser for dimensjonering av komponenter på primærsiden, og endring i strømforbruk utgjør lite ved lønnsomhetsberegninger over levetiden. Makskapasiteten på kondensator endres med 0,8 kW på det meste, men pumpeeffekt påvirkes mer. Reduksjon av rørdimensjon utgjør mest, hvorav pumpearbeid øker med 7 000 kWh og kompressorarbeid reduseres med 12 300 kWh. Den øko- nomiske analysen av LCOE viser at investering i simulerte fjernvarmeanlegg tilsvarende Case 2 vil redusere energikostnadene med 14.7 MNOK over en periode på 40 år med 2022-strømpris, kontra bruk av el-kjel. Besparelser i energi- og brenselskostnader veier opp for at investeringen for fjernvarme er høy, og Case 2 kommer best ut uavhengig av strømprisene som ble analysert. Det konkluderes med god lønnsomhet for investering i grunnvannsbasert fjernvarmeanlegg for Oppdal sentrum. Det vises derimot til negativ lønnsomhet ved rehabiliteringstiltak for bygg, hvor besparelsene fra energiforsyningsanlegg kan kompensere for noen av disse tapene. Økning eller nedgang i strømpriser påvirker resultatene i stor grad. Simuleringsmodellene som er ut- formet er basert på flere antagelser og forenklinger, som medfører at det er avgjørende å være kritisk til resultatene. Samtidig er det en rekke hensyn å ta omkring grunnvann som energikilde.

In Norway, municipalities own 25% of commercial buildings, which account for one-third of the sector’s energy consumption. Norwegian municipalities that reduce energy consumption in their commercial buildings will therefore contribute significantly to global climate efforts [1]. In its climate and energy plan Oppdal Municipality aims to become a low-emission society by 2050 by increasing energy efficiency in buildings and a wider use of renewable energy sources [2]. The main goal of this task is to contribute to the energy planning of future Oppdal by proposing profitable and sensible measures for sustainable energy supply and energy efficiency in their city centre. For office and sports buildings in the area, representative reference models have been developed in IDA ICE to simulate the effects of retrofit measures. Two measures are simulated, involving upgrading the building envelope and/or ventilation system according to Norwegian building regulations TEK17. Profitability of investments is analyzed using net present value (NPV). Simulating a full retrofit for office buildings shows a 50% reduction in electricity consumption, and heating demand is reduced by 53.8%. The estimated investment cost for 8,340 m2 gross leasable area (GLA) of office space is 35.4 million NOK (MNOK), with annual savings of 579 000 NOK based on electricity prices of 2022. With a lifespan of 60 years and a discount rate of 4%, the NPV is -22.3 MNOK. Retrofitting only the ventilation system also yields a negative NPV but leads to much smaller losses for both building categories. Retrofit of the sports building reduces electricity consumption by 53.7% and heating demand by 56.2%. The estimated investment for 1,732 m2 GLA is 15.3 MNOK, with an annual savings of 199 000 NOK based on the electricity prices of 2022. Sensitivity analysis of discount rates from 2-6% shows that ventilation retrofit in the sports building is the only profitable scenario. The percentage increase in annual savings for each building category with increasing electricity prices is consistent, with a 57% increase in NOK savings for a 75% increase in electricity prices. Furthermore, a Matlab model of a district heating system (DHS) has been created, utilizing a heat pump with groundwater as energy source. The system is simulated for two coverage factors of the areas heating power demand, where Case 1 and 2 covers 70 and 50% respectively. Simulations show that the maximum groundwater extraction vary with 3 l/s. The heat loss for Case 1 and 2 is approximately 11% of delivered heat, which literature supports. Adjusting the return temperature on the secondary side of the heating system by +/- 3˚C has minimal consequences for component sizing on the primary side, and the change in electricity consumption has negligible impact on the profitability calculations. Maximum condenser capacity changes by 0.8 kW at most, while the pump power is affected more. Reducing pipe sizes has the most significant effect, with the pump work increasing by 7 000 kWh and compressor work decreasing by 12 300 kWh. The economic analysis using levelized cost of energy (LCOE) shows that investing in a DHS equivalent to Case 2 reduces energy costs by 14.7 MNOK over a 40-year period with 2022 electricity prices compared to using el-boilers. Savings in energy costs compensate for high investment costs, where Case 2 performs better for all the electricity prices analyzed. In conclusion, investing in the simulated DHS proves to be profitable for Oppdal. Retrofit measures for buildings however show negative profitability, where savings from DH can partially compensate for this. Increase/decrease in electricity prices have a significant impact on the results. The simulation models are based on several assumptions and simplifications, making it crucial to evaluate the results critically. Several considerations must be taken when planning for groundwater as an energy source.