Document · PDF

4 20230309 RIB Haalbaarheidsonderzoek Gulden Energie Bijlage.pdf

Commissie Sociale & Algemene Zaken 9 maart 2023, gemeente LaarbeekBij agendapunt: Ingekomen stukken en mededelingen31.053 woorden

Open het PDF bij de gemeente ↗Naar de vergadering →

Tekst van het document

Uit het bestand gehaald, zonder opmaak, tabellen en afbeeldingen · deel 2 van 4

De warmte uit de WKO kan worden opgewaardeerd door middel van een warmtepomp. Deze is niet opgenomen hier in de investeringskosten van de WKO: - de investeringskosten van één WKO-doublet, exclusief warmtewisselaars en energiecentrale bedragen EUR 100.000 per doublet + 2.000 EUR/m3; - de operationele kosten bedragen 2,5 % van de investeringskosten. Aandachtspunten bij WKO Rond het gebied bevinden zich meerdere natuurgebieden die zijn aangemerkt als Ecologische Hoofdstructuur (EHS). Daarnaast zijn er ook enkele gebieden met archeologische waarde. Dit is in afbeelding 2.13 weergegeven. Inpassing van WKO’s mag niet tot significante schade leiden aan deze natuurgebieden.

29 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Afbeelding 2.13 EHS natuurgebieden (groen) en gebieden met archeologische waarde (paars)

2.4

Overzicht kansrijke bronnen en opslag

Overzicht De bevindingen ten aanzien van kosten, vermogen, energiepotentie en equivalente CO 2-emissies zijn gegeven in tabel 2.5 voor de verschillende type warmtebronnen.

Tabel 2.5 Overzicht van beschikbare vermogen, energiepotentie, equivalent CO 2-emissies en bronkosten TEA: effluent

TEO: ZuidWillemsvaart

Zonnecollectoren

Luchtwarmtepomp

Piekketel op aardgas

e-boiler

vermogen (MWth)

8,2

2-6

0 - 48

0 - 8,2

0 -24

energiepotentie (TJ)

195

18-50

0 - 141

nader te bepalen

emissies 2020 (kg/GJ)

emissies 2030 (kg/GJ)

kosten bron (EUR/kW)

170

420

niet van toepassing

110

130

kosten WP (EUR/kW)

810

940

niet van toepassing

WKO

bijkomende kosten

Basislast-bronnen Een basislast-bron heeft een relatief klein vermogen, maar levert wel het aanbod voor de bulk van de verwarmingsvraag (7.000 vollasturen). Een basislast-bron wordt op gebied van kosten gekenmerkt door hoge investeringskosten, maar lage marginale kosten voor de energieproductie. De basislast-bron voor Gulden Energie is TEA.

30 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

De conclusie is dat effluentwarmte van de RWZI voldoende potentie heeft om als basislast-bron ingezet te worden en mogelijk ook als middenlast-bron. In deze situatie zou naast de warmte uit effluent alleen nog een piekbron nodig zijn. Middenlast-bronnen Een middenlast-bron kan warmte leveren tot 2.500 vollasturen. Een middenlast-bron wordt op gebied van kosten gekenmerkt door gemiddelde investeringskosten en gemiddelde marginale kosten voor de energieproductie. Dat komt vaak doordat de brontechniek minder efficiënt (COP) is dan de basislast-bron. Er is reeds aangetoond dat effluentwarmte qua potentie naast een rol als basislast ook als middenlast kan dienen. De vraag is of het nog voordelen heeft om een aparte middenlast-bron in te zetten. Middenlastbronnen voor Gulden Energie zijn zonthermie, TEO en een luchtwarmtepomp. De conclusie is dat bij deze eerste beschouwing zowel zonthermie en TEO genoeg potentie hebben als middenlast. Luchtwarmtepompen kunnen modulair geschaald worden naar de warmtevraag en zijn kostencompetitieve middenlast-bronnen. Zonthermie daarentegen is een relatief dure warmtebron die enkel in de zomer beschikbaar is en vraagt om veel WKO-capaciteit. De kosten per vermogen voor een TEO of TEA installatie verschillen niet veel. Voor TEO is een WKO-installatie noodzakelijk, waardoor TEO duurder is dan TEA.

Pieklast-bronnen Een pieklast-bron levert traditioneel 400 vollasturen, heeft een relatief groot vermogen en wordt enkel benut als het echt koud is. Een pieklast-bron wordt op het gebied van kosten gekenmerkt door lage investeringskosten, maar hoge marginale kosten voor de energieproductie vanwege de hoge brandstofkosten. Pieklast-bronnen voor Gulden Energie zijn gasboilers en e-boilers. De conclusie is dat gasboilers de goedkoopste optie zijn als pieklast-bron in investeringskosten. Daarnaast is met de huidige elektriciteitsmix het niet verstandig om de e-boiler te laten draaien want dan komt de CO 2emissie hoger uit dan bij aardgas. De elektriciteitsmix wordt echter zo snel schoner dat de e-boiler bij gemiddelde elektriciteitsmix in 2030 een stuk schoner is dan aardgas en vergelijkbaar met groengas. Naar mate de elektriciteitsmix met de jaren schoner wordt kan e-boiler ook verantwoord draaiuren overnemen van de piekketel en op termijn zelfs de rol van pieklast overnemen. Warmteopslag Doordat het minimale effluentdebiet van de RWZI voldoende is voor basislast en middenlast is seizoensopslag niet een vereiste. Indien er gebruik gemaakt wordt van een aparte middenlast-bron zoals zonthermie of TEO is seizoensopslag wel vereist. Bij aanvulling van de warmtebronnenmix met luchtwarmtepompen als middenlast is seizoensopslag niet nodig.

Bovengrondse tankopslag kan worden gebruikt voor dag tot week opslag. Met een combinatie van opslag en e-boilers zou energie slim kunnen worden ingekocht op momenten dat de prijs laag is en/of op momenten dat het elektriciteitsnet/onderstation van Enexis zwaarder wordt belast door veel teruglevering van zonnestroom. WKO opslag is met name noodzakelijk als wordt ingezet op TEO of zonthermie.

31 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

3 WARMTE-AFZETGEBIEDEN In dit hoofdstuk worden de mogelijke warmte-afzetgebieden voor de warmte verder gedefinieerd. Er wordt onderscheid gemaakt tussen drie gebieden: Aarle-Rixtel, De Eeuwsels en de combinatie van deze twee. Aarle-Rixtel wordt in de Transitievisie Warmte (TVW) van de gemeente Laarbeek aangestipt als één van de twee dorpen (naast Mariahout) om de warmtetransitie te starten. De Eeuwsels wordt gelijkswijs in de TVW van de gemeente Helmond aangewezen als één van de 10 buurten die het meest geschikt zijn om te starten met de transitie naar aardgasvrij wonen. De grenzen van beide afzetgebieden bevinden zich op minder dan een km van de RWZI Aarle-Rixtel. Er wordt geadviseerd om niet alle huizen en utiliteitsgebouwen in Aarle-Rixtel en De Eeuwsels aan te sluiten. Er wordt in dit hoofdstuk een toelichting gegeven op dit advies en de keuze van de precieze afzetgebieden binnen deze dorpskern en wijk. Afwegingen Voor het afzetgebied is er voor gekozen om gebieden aan te sluiten met een hoge warmtedichtheid en een hoog warmteniveau. Een hoge warmtedichtheid houdt in dat de warmtevraag groot is in verhouding met de gebiedsgrootte. In gebieden met een lage warmtedichtheid is er relatief veel distributienet nodig om een klein aantal woningen van warmte te voorzien.

De maatschappelijke kosten voor deze gebieden zijn daardoor onaanvaardbaar hoog en er kan hier beter voor een andere (individuele) oplossing worden gekozen. Met name in Aarle-Rixtel vallen hierdoor gebieden in de wijk af voor een aansluiting. Een hoog warmteniveau houdt in dat de huizen een midden temperatuur of hoge temperatuur nodig hebben voor ruimteverwarming. Deze keuze is relevant omdat het warmtenet gaat opereren op een aanvoertemperatuur van 70 °C. In de praktijk komt het erop neer dat nieuwbouwhuizen, gebouwd na 1992, geen deel worden van het afzetgebied. Door een wijziging in het bouwbesluit hebben huizen gebouwd in deze periode een verbeterde isolatiewaarde. Hierdoor zijn deze woningen, normaliter, beter geschikt voor lage temperatuur verwarming. Dit kan door middel van bijvoorbeeld een hybride of volledig elektrische warmtepomp. De Eeuwsels In afbeelding 3.1 is een kaart van De Eeuwsels afgebeeld met daarin omlijnd welke huizen en utiliteitsgebouwen het beste aangesloten kunnen worden. Hierbij is ervoor gekozen om toch een aantal nieuwbouwhuizen aan te sluiten omdat het om een klein aantal gaat die toch al dicht bij het distributienet zullen liggen. Voor De Eeuwsels wordt geadviseerd om bijna alle woningen en utiliteit aan te sluiten op een klein blokje na waar een lage temperatuurvraag is.

Eén van deze woningcomplexen heeft al een centraal opgestelde gasabsorptie warmtepomp.

32 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Afbeelding 3.1 Omlijning van het afzetgebied in De Eeuwsels

Aarle-Rixtel In afbeelding 3.2 is een kaart van Aarle-Rixtel afgebeeld met daarin omlijnd welke huizen en utiliteitsgebouwen het beste aangesloten kunnen worden. Voor Aarle-Rixtel wordt geadviseerd om een aantal gebieden niet aan te sluiten door een te lage warmtedichtheid of omdat een lager temperatuurniveau voor ruimteverwarming voldoet. Daarnaast is er bij de utiliteitsgebouwen voor gekozen om Artex BV niet aan te sluiten als warmteafnemer. De temperaturen die Artex nodig heeft voor de meeste van hun processen is niet compatibel met een MT-warmtenet (70 °C).

Afbeelding 3.2 Omlijning van het afzetgebied in Aarle-Rixtel

33 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Warmtevraag afzetgebieden In paragraaf 2.2. is een analyse van het warmtevraagprofiel en vermogensvraag van De Eeuwsels en AarleRixtel weergeven. Deze profielen zijn gebaseerd op een beschouwing van de volledige wijken en deze warmtevraag is dus iets hoger dan wat overeenkomt met de hier gegeven afzetgebieden. Voor het vervolg van het verslag is de warmtevraag bijgesteld naar de hier gedefinieerde afzetgebieden. Daarmee is de piekvermogensvraag voor de gecombineerde gebieden naar beneden geschaald van 24,5 naar 23,7 MW.

34 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

4 WARMTEBRON COMBINATIES Op basis van de analyse in hoofdstuk 2 zijn zes warmtebroncombinaties opgesteld. Deze zijn hieronder verder uitgewerkt: 1 TEA + gasketel; 2 TEA + e-boiler; 3 TEA + luchtwarmtepomp + gasketel; 4 TEA + luchtwarmtepomp + e-boiler; 5 TEA + TEO + WKO + gasketel; 6 TEA + TEO + WKO + e-boiler. Effluentwarmte met waterwarmtepomp + piekketel (combi 1 en 2) In alle combinaties wordt effluentwarmte als basislast genomen. In combinatie 1 en 2 levert de water/water warmtepomp op basis van effluentwarmte 8,0 MW th en onttrekt hiervoor 5,9 MWth uit het effluentwater. In deze situatie is er geen aparte middenlast-bron benodigd en de pieklast wordt opgevangen door een piekketel op respectievelijk aardgas of elektriciteit. De verdeling is als weergegeven in tabel 4.1.

Tabel 4.1 Combinatie 1 en 2 - Effluentwarmte met waterwarmtepomp en piekketel Type bron

Thermische vermogen

Vollasturen

Percentage warmtevraag

basislast

8,0 MWth

6.390 vollasturen

84 %

pieklast

15,7 MWth

630 vollasturen

16 %

Effluentwarmte met waterwarmtepomp + luchtwarmtepomp + piekketel (combi 3 en 4) In combinatie 3 en 4 levert de water/water warmtepomp op basis van effluentwarmte 4,8 MW th als basislast en onttrekt hiervoor 3,6 MWth uit het effluentwater. Aanvullend functioneert een lucht/water warmtepomp als middenlast-bron. De piekvoorziening kan met een gasketel of e-boiler worden ingevuld. De luchtwarmtepomp zou als middenlast-bron kunnen worden ingezet indien de potentie van het effluentwarmte onverwacht niet toereikend is of voor mogelijke uitbreiding van het warmtenet en dus vergroting van de warmtevraag. De middenlast-bron wordt voorgesteld als 4,8 MWth. Dit komt overeen met 40 % reductie van de potentie van het effluent. De verdeling is als weergegeven in tabel 4.2.

Tabel 4.2 Combinatie 3 en 4 - Effluentwarmte met waterwarmtepomp, luchtwarmtepomp en piekketel Type bron

Thermische vermogen

Vollasturen

Percentage warmtevraag

basislast

4,8 MWth

7.860 vollasturen

62 %

middenlast

3,2 MWth

4.180 vollasturen

22 %

pieklast

15,7 MWth

630 vollasturen

16 %

35 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Effluentwarmte met waterwarmtepomp + regeneratiebron + piekketel (combi 5 en 6) In combinatie 5 en 6 levert de water/water warmtepomp de volledige 8,0 MWth op basis van effluentwarmte en TEO in combinatie met een WKO als warmteopslag. De WKO wordt in de zomer opgeladen met warmte op basis van warmte uit oppervlaktewater. De piekketel behoudt hetzelfde vermogen als bij combinatie 1 en 2 en wordt ingevuld met een e-boiler of gasketel. De verdeling is dan als weergegeven in tabel 4.3.

Tabel 4.3 Combinatie 5 en 6 - Effluentwarmte met waterwarmtepomp, TEO, WKO en piekketel Type bron

Thermische vermogen

Vollasturen

Percentage warmtevraag

basislast

4,8 MW

4.717 vollasturen

62 %

middenlast

3,2 MW

2.500 vollasturen

22 %

15,7 MWth

630 vollasturen

16 %

pieklast

Zonthermie als alternatief voor TEO niet wenselijk Een alternatief voor TEO, in combinatie 5 en 6, is het gebruik van zonthermie als warmtebron. Deze optie is echter niet beschouwd omdat de kosten van zonthermie veel hoger liggen. De reden hiervoor is drieledig: 1 de bronkosten zijn hoger; 2 de benodigde opslagcapaciteit is groter; 3 het bovengrondse ruimtebeslag is groter. Het eerste punt volgt uit het kostenoverzicht in hoofdstuk 2. Het tweede punt wordt hieronder nog verder toegelicht. Het derde punt is een aandachtspunt, omdat er nabij de RWZI niet direct gronden beschikbaar zijn voor het realiseren van een zon thermische installatie. Benodigde opslagcapaciteit Doordat TEO en zonthermie beide seizoen- en weerafhankelijk zijn, kan slechts een gedeelte van het jaar warmte worden gewonnen. Bovendien wordt de warmte hoofdzakelijk in de zomer geproduceerd, terwijl deze met name in de winter nodig is. En dus is seizoensgebonden opslag, in de vorm van een WKO, noodzakelijk. Met name bij zonthermie is de periode waarin warmte beschikbaar is zeer kort (600 uur) in vergelijking met TEO (2.500 uur). Hierdoor moet er in korte tijd heel veel energie worden opgeslagen. Het gevolg is dat daarvoor meer WKO bronnen nodig zijn: - oppervlaktewater: 6,1 MWth voor de TEO installatie en 6,1 MWth voor de WKO; - zonthermie: 25,2 MWth voor de zon thermische installatie en 15,3 MWth voor de WKO.

36 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

5 SCENARIO-ANALYSE In dit hoofdstuk wordt een scenario analyse uitgevoerd. Daarbij zijn 18 scenario’s vergeleken op basis van warmtenetkosten, bronkosten (EUR/GJ), Bijdrage Aansluitkosten (BAK), CO2- en NOx-emissie. Voor het bepalen van de bijdrage aansluitkosten is per scenario een businesscase opgesteld. De kosten en inkomsten, die dienen als input voor de businesscase, zijn nog niet tot in detail uit te werken en berusten op verscheidene aannames.

5.1

Warmtenetkosten per warmte-afzetgebied

Directe bouwkosten distributie en transportnet Afbeelding 5.1 laat het schetsontwerp zien voor het transportnet naar de afzetgebieden in Aarle-Rixtel en in De Eeuwsels en de distributienetten in deze afzetgebieden. Bij het schetsontwerp is rekening gehouden met de inpassing van onderstations in de gebieden. Tabel 5.1 geeft een overzicht van de afstanden van de leidingen van het transport- en distributienet. De directe bouwkosten zijn ook gegeven. De huidige kostenraming van het warmtenet heeft een onzekerheidsmarge van +/- 40 %. Het transportnet 1 is nodig voor beide afzetgebieden, terwijl transportnet 2 opgesplitst is in een deel dat aftakt naar Aarle-Rixtel en een deel dat aftakt naar De Eeuwsels.

Afbeelding 5.1 Schetsontwerp transport- en distributienet voor Aarle-Rixtel en De Eeuwsels

37 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 5.1 Afstanden en kosten voor warmtenet in De Eeuwsels en Aarle-Rixtel De Eeuwsels

Aarle-Rixtel

afstand transportnet 1 transportnet 2 distributienet

500 m 840 m 9.300 m

1.500 m 15.100 m

directe bouwkosten (exclusief aansluitleidingen) transportnet 1

0,8 M EUR

transportnet 2

1,3 M EUR

2,4 M EUR

distributienet

15,3 M EUR

25,0 M EUR

10.600 EUR/weq

12.400 EUR/weq

totaal

Selectiefactoren voor tracékeuze transportnet Het schetsontwerp van het transportnet is gebaseerd op de volgende uitgangspunten: 1 in het buitengebied loopt de leiding zoveel mogelijk langs percelen of wegen in plaats van erdoorheen; 2 er worden zo min mogelijk watergangen gekruist; 3 de route is zo kort mogelijk, met inachtneming van punt 1 en 2; 4 het transportnet komt uit op een deel van het afzetgebied waar de warmtevraag hoog is per aansluitleiding. Denk hierbij aan utiliteitsgebouwen en appartement complexen. Kosten van aansluitleidingen en afleversets Voor de aansluitleidingen is een onderscheid gemaakt tussen drie type woningen en utiliteitsgebouwen. De drie type woningen zijn als volgt: 1 grondgebonden (GGB) enkel: dit zijn huizen die afzonderlijk aangesloten worden; 2 GGB geschakeld: dit zijn geschakelde huizen die samen aangesloten kunnen worden door bijvoorbeeld de leiding via de dakgoot van de huizen te laten lopen. Er is vanuit gegaan dat dit mogelijk is bij straten waar circa 10 of meer rijtjes woningen zijn. De kosten per woning gaan hierdoor omlaag; 3 gestapeld: dit zijn appartementen die gestapeld zijn en dus samen een aansluiting op het distributienet hebben. Hierbij gaan de kosten voor de aansluitleidingen ook omlaag, maar zijn wel nog steeds hoger dan voor de grondgebonden geschakelde woningen.

Aansluitleiding bij meer dan 10 woningen De conventionele manier om woningen aan te sluiten op een warmtenet is met een ondergrondse verbinding. Bij rijtjes rijwoningen van meer dan 10 woningen kan het aantrekkelijk zijn om meerdere woningen aan te sluiten via 1 aansluitleiding langs de nok, dakgoot of ander punt aan de bovenkant van de woning. Voorwaarden voor deze werkwijze zijn: - rijtjes woningen van meer circa 10 woningen of meer; - aanwezigheid van veel corporatiebezit, omdat het daardoor makkelijk is om afspraken te maken over de aanleg van een leiding via het dak. Dit is in De Eeuwsels het geval en daarom is er voor gekozen om bij rijtjes van circa 10 woningen of meer uit te gaan van dit type aansluitleiding. Tabel 5.2 laat de investeringskosten zien voor de aansluitleiding tot in de woning inclusief de afleverset. Voor gestapelde woningen is ook rekening gehouden met de kosten voor de benodigde centrale afleverset.

38 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 5.2 Kosten voor het aansluiten per type woning of utiliteit Type woning

Kosten aansluitleiding en afleverset

grondgebonden woningen - enkel

EUR 5.700

grondgebonden woningen - geschakeld

EUR 3.700

gestapelde woningen utiliteit

5.2

EUR 5.140 (incl. centrale afleverset) EUR 8.100

Bronkosten per scenario

De gecombineerde bronkosten bestaan uit de investeringskosten voor de installaties en eventueel gebouw, de operationele kosten en de energiekosten. Voor de energiekosten is gerekend met de zakelijke tarieven voor elektriciteit en gasverbruik van Essent van 1 januari 2022 (EUR 147/MWh voor elektriciteit en EUR 0,48 per m3 aardgas. Dit zijn de bedragen exclusief energiebelasting, ODE en omzetbelasting. In de businesscase zijn de energiebelasting en ODE wel meegenomen. Toelichting bij prijspeil energieprijzen De elektriciteit- en gasmarkt is sinds de zomer van 2021 zeer onvoorspelbaar geworden, terwijl deze daarvoor relatief constant was (zie afbeelding 5.2 voor een indruk van de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen tussen 2020 tot oktober 2022). Er bestaat daardoor veel onzekerheid over de ontwikkeling van de elektriciteit en gasprijzen in de toekomst. Wel is de verwachting dat de hoge en volatiele energieprijzen de komende paar jaar zullen aanhouden door een beperkte beschikbaarheid van aardgas, mede als gevolg van de oorlog in Oekraïne. Keuze voor prijspeil Voor de elektriciteit en gasprijzen is uitgegaan van het prijspeil op 1 januari 2022, omdat deze prijs beduidend hoger ligt dan daarvoor, maar ook niet op de top van de elektriciteitsprijs is gebaseerd. Daarmee vormt het gekozen prijspeil een middenweg tussen een optimistisch en pessimistisch prijsniveau.

Belangrijk om daarbij te vermelden is dat de warmteprijs en elektriciteitsprijs beide een samenhang kennen met de gasprijs. Het prijspeil voor warmte is gebaseerd op de ACM tarieven voor 2022 die jaarlijks in november door de ACM worden vastgesteld. Ook ACM probeert hierbij in te schatten hoe de gasprijs zich in het komende jaar zal ontwikkelen, De elektriciteit-, gas- en warmteprijzen moeten daarom in samenhang worden beschouwd. Met een te hoge warmteprijs worden de inkomsten te optimistisch ingeschat, terwijl met een te hoge elektriciteit- en/of gasprijs de kosten te pessimistisch worden ingeschat.

39 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Afbeelding 5.2 Gemiddelde groothandelsprijs voor elektriciteit per dag in de periode van 2022-2022

Prijspeil Essent januari 2022: 147 EUR/MWh

Illustratie van samenhang tussen de businesscase, warmteprijs en energiekosten Om de samenhang tussen de businesscase, warmteprijs en energiekosten te illustreren volgt hier een kort denkbeeldig scenario. Stel, de gemeente X heeft in 2019 een gemeentelijk warmtenet voor 1000 woningen gerealiseerd op basis van een warmtepomp met afvalwater van een RWZI (TEA) als warmtebron en een gasketel voor de koude dagen. De warmtetarieven (en dus inkomsten) blijven constant en zijn gebaseerd op de toen geldende maximale warmteprijzen van de ACM. Uit het verschil tussen de inkomsten en uitgaven wordt de investering in de bronnen en warmtenet terugverdiend, dus voldoende marge is belangrijk voor een sluitende businesscase. In onderstaande afbeelding is aan de hand van het denkbeeldig scenario, het verloop van de energiekosten weergegeven voor de periode 2019 t/m Q2 van 2022. Daarbij is elk jaar/kwartaal gecorrigeerd voor de toen geldende energieprijzen voor gas (gasboiler) en elektriciteit (warmtepomp). In de afbeelding rechts is goed te zien dat de energiekosten sterk toenemen als gevolg van de hogere energieprijzen, waardoor de bruto marge sterk daalt.

40 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Score per bronscenario De gecombineerde bronkosten, jaarlijkse CO2-emissie in 2020 en 2030 en NOx-emissie zijn opgenomen in tabel 5.3. Uit tabel 5.3 volgt dat een installatie op basis van alleen effluent of effluent en een luchtwarmtepomp resulteert in de laagste bronkosten. De keuze voor een e-boiler in plaats van een gasboiler resulteert in significant hogere bronkosten, maar richting 2030 wel in significant lagere CO 2-emissie en onafhankelijkheid van gas. Het inzetten van een e-boiler is duurder deels door hogere investeringskosten van de installatie, maar voornamelijk door de hogere energieprijzen voor elektriciteit in vergelijking met gas. De CO2-emissie van de e-boiler gaat in de toekomst omlaag omdat de elektriciteitsmix steeds groener wordt. De CO2-emissie van een gasketel blijft ongeveer hetzelfde in de toekomst, tenzij er in de toekomst nog groen gas beschikbaar komt. Alle warmtebroncombinaties gaan in CO2-emissie naar beneden tussen nu en 2030 doordat de elektriciteitsmix schoner wordt en alle combinaties, ook die met een gasketel, hebben een basis warmtebron op elektriciteit.

Tabel 5.3 Score per warmtebroncombinatie Bronsystemen en piekinstallatie

Bronkosten

CO2-emissie in 2020

CO2-emissie in 2030

NOX-emissie

EUR/GJ

kg CO2-equivalent

(-/-+/+)

TEA + gasketel

EUR 20,00

6.600

3.600

TEA + e-boiler

EUR 25,80

7.200

2.100

TEA + luchtwarmtepomp + gasketel

EUR 19,60

6.600

3.600

TEA + luchtwarmtepomp+ e-boiler

EUR 25,40

7.200

2.200

TEA+TEO+WKO+ gasketel

EUR 21,40

6.800

3.700

TEA + TEO + WKO

EUR 27,20

7.400

2.200

+ e-boiler

Toelichting bij NOx-score in tabel 5.3 De NOx-emissies zijn kwalitatief ingeschat. De score is weergegeven met de symbolen: ‘’+’’ en ‘’-‘’. Deze symbolen dienen als volgt geinterpreteerd te worden: - ‘’+’’: Ten opzichte van de andere bronsystemen is sprake van weinig NO x-emissies; - ‘’-’’: Ten opzichte van de andere bronsystemen is sprake van veel NO x-emissies.

5.3

Basis businesscase per scenario

Op basis van de zes warmtebroncombinaties en de drie afzetgebieden is voor elk van 18 scenario’s een businesscase opgesteld. Tabel 5.4 bevat een overzicht van de uitgangspunten voor deze businesscase.

41 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 5.4 Financiële uitgangspunten businesscase Uitgangspunt

Omschrijving

Opmerking

prijspeil

2022

zie paragraaf 5.2 voor een toelichting op het gekozen prijspeil en de samenhang met de gekozen warmteprijs

exploitatievorm

concessiemodel met DBFMO

de businesscase gaat uit van een concessiemodel met voorinvesteringen die door de verkoop van warmte en koude over een vastgestelde periode van 30 jaar terug moet worden verdiend. De exploitatievorm vormt een belangrijk uitgangspunt, maar uit zich in de businesscase met name in het benodigde rendement (de IRR). In de businesscase is het voornaamste verschil tussen een concessiemodel en gemeentelijk warmtebedrijf ‘’de keuze’’ voor de IRR. Bij een gemeentelijk warmtebedrijf zou deze lager kunnen liggen, omdat er geen winstoogmerk is, hogere risico’s acceptabel zijn en vermogen tegen een lagere rentevoet kan worden aangetrokken. De keuze voor een IRR van 7% is daarmee enigszins conservatief in het licht van een gemeentelijk warmtebedrijf. Daarmee geeft deze businesscase dus inzicht een licht conservatief beeld en zou de onrendabele top dus wat lager kunnen uitvallen als wordt gekozen voor een gemeentelijk warmtebedrijf. Daar staat tegenover dat een gemeentelijk warmtebedrijf ook zal leiden tot hogere overheidsuitgaven, waardoor een IRR van 7% ook hiervoor nog wat ruimte laat.

duur exploitatie

30 jaar

ontwikkelsnelheid

warmteafzetgebied 1 en 2: 250 woningen per jaar warmteafzetgebied 3: 500 woningen per jaar

afzetgebied 1 = De Eeuwsels afzetgebied 2 = Aarle-Rixtel afzetgebied 3 = De Eeuwsels + Aarle-Rixtel

fasering

de fasering van de bouw is versimpeld meegenomen door aan te nemen dat de inkomsten van warmte verkoop lineair toeneemt tot het maximale in de ontwikkeltermijn (~8 jaar)

rendement exploitatie

IRR (Internal Rate of Return)

tariefstelsels: warmtetarieven; energieprijzen

markconform 2022 Eneco warmtetarief 2022 Essent Zakelijke tarieven 2022

aangenomen dat alle utiliteit een aansluiting <100 kW betreft Exploitant van warmtenet zal zakelijke tarieven betalen voor energiegebruik van de warmtebron

indexatie: inflatie prijsstijging elektriciteit prijsstijging warmtetarieven prijsstijging onderhoud en beheer

2,0 % per jaar; 1,0 % per jaar; 2,0 % per jaar; 2,0 % per jaar

De gehanteerde indexatiewaarden zijn gebaseerd op gangbare waarden zoals worden gehanteerd door ECB en PBL.

SSK-raming

opbouw bouwkosten staan gespecificeerd in de bijlage

kosten vervangen/herstellen verharding

de kosten voor het vervangen van de asfalt of klinkers is meegenomen als onderdeel van de businesscase

subsidies

nog niet meegenomen

BAK

de BAK is de onrendabele top verdeeld over de utiliteit en woningen

42 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Opbouw businesscase In afbeelding 5.3 is het jaarlijkse resultaat en het cashflow verloop weergegeven voor het systeem met bronnenmix 1 (effluent + gasboiler) en afzetgebied 1 (De Eeuwsels + Aarle-Rixtel): - een deel van de investeringen wordt genomen in jaar 0, de overige investeringen gedurende de ontwikkeltermijn; - in jaar 15 is zijn de herinvesteringskosten voor de installaties opgenomen; - de jaarlijkse kosten zijn voor energie (gas en stroom) en O&M-kosten van de installaties; - de BAK is verdeeld over de ontwikkelperiode naar verhouding met de investeringskosten.

Afbeelding 5.3 Cashflow model businesscase met rendementseis van 7 % - Afzetgebied 1, bronnenmix 1

Bijdrage aansluitkosten per scenario De bijdrage aansluitkosten zijn bepaald voor de combinaties van de zes broncombinaties en drie afzetgebieden. Tabel 5.5 bevat de BAK per woning om de onrendabele top te dekken. Daarbij is de bijdrage aansluitkosten van utiliteit al van de onrendabele top afgetrokken. Voor utiliteit is gerekend met een BAK van 75 EUR/m2 bruto vloeroppervlakte (BVO). Op basis van tabel 5.5 kunnen de volgende observaties worden gedaan: - de BAK per woning ligt in Aarle-Rixtel hoger dan in De Eeuwsels. De komt door de hogere kosten voor het transportnet, distributienet en aansluitleidingen; - de BAK is voor afzetgebied 1 lager, omdat een deel van het transportnet voor beide wijken gebruikt kan worden; - de BAK is het laagst bij gebruik van broncombinatie 1 (TEA + gasketel) en broncombinatie 3 (TEA + luchtwarmtepomp + gasketel); - de BAK is significant hoger als wordt gekozen voor een e-boiler (combinatie 2, 4, 6). Het verschil in kosten komt door de hogere investeringskosten van een e-boiler, maar voornamelijk door de hogere elektriciteitskosten; - de BAK is hoger voor broncombinatie 5 en 6, omdat naast een TEO installatie ook meerdere WKO doubletten nodig zijn, die kostenverhogend werken en zorgen voor een hogere onrendabele top.

43 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 5.5 BAK per woning voor verschillende scenario’s Scenario

Afzetgebied 1 (combi)

Afzetgebied 2 (De Eeuwsels)

Afzetgebied 3 (Aarle-Rixtel)

TEA + gasketel

EUR 12.300,00

EUR 12.000,00

EUR 13.600,00

TEA + e-boiler

EUR 15.500,00

EUR 14.700,00

EUR 17.200,00

TEA + luchtwarmtepomp + gasketel

EUR 11.900,00

EUR 11.600,00

EUR 13.200,00

TEA + luchtwarmtepomp+ eboiler

EUR 15.100,00

EUR 14.400,00

EUR 16.800,00

TEA+TEO+WKO+ gasketel

EUR 13.300,00

EUR 12.900,00

EUR 14.800,00

TEA + TEO + WKO + e-boiler

EUR 16.600,00

EUR 15.600,00

EUR 18.400,00

44 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

6 EVALUATIE VAN SCENARIO’S Op grond van de scenario-analyse kan al gedeeltelijk worden ingegaan op de gestelde onderzoeksvragen afgeleid van de hoofdvraag: 1 is één collectief warmtesysteem voor beide gebieden voordeliger dan dat iedere gemeente apart een oplossing voor duurzame warmte ontwikkelt? 2 is een schaalbare warmtefabriek in dit gebied haalbaar? Zo ja, wat is het beste start- en toekomstscenario, (technisch, economisch, ruimtelijk, juridisch, governance), uitgewerkt in de volgende aspecten: 2A: schaalbaarheid; 2B: startscenario; 2C: beste warmtebroncombinatie. Antwoord op vraag 1: samen of apart Eén collectief warmtesysteem voor zowel De Eeuwsels als Aarle-Rixtel is economisch voordeliger. Dubbelingen in installaties, warmtetransportnet en grondbeslag kunnen worden voorkomen wanneer beide gebieden gebruik maken van een gezamenlijk collectief warmtesysteem. Tevens kan een deel van het warmtetransportnet worden gebruikt om beide gebieden van warmte te voorzien. Antwoord op vraag 2: haalbaarheid warmtefabriek Een schaalbare warmtefabriek is technisch en economisch haalbaar. Er is ruim voldoende effluentwarmte beschikbaar om beide gebieden van warmte te voorzien. Antwoord op vraag 2A: schaalbaarheid Een verdere opschaling van de warmtefabriek kan gedeeltelijk worden vormgegeven met effluentwarmte.

Daarbij is naar verwachting ter hoogte van de RWZI voldoende ruimte aanwezig om de warmtefabriek op te bouwen. Verdere opschaling vraagt om het gebruik van extra warmtebronnen: luchtwarmtepompen of een combinatie van Thermische Energie uit Oppervlaktewater (TEO) en WKO’s. Technisch en economisch is het haalbaar om deze opschaling te realiseren, maar met name de ruimtelijke inpassing van extra WKO’s vormt een aandachtspunt. De reden is dat bij inpassing van WKO doubletten rekening moet worden gehouden met verscheidene zaken, zoals: 1 de geohydrologische eigenschappen van de bodem (zoals de richting en snelheid van de grondstroom); 2 technisch inpassingsvraagstukken, zoals de minimale onderlinge afstand tussen WKO doubletten om thermische kortsluiting en hydraulisch beïnvloeding te voorkomen en inpassing van leidingwerk tussen de WKO doubletten en de technische ruimte met de warmtepomp en TEO installatie; 3 de aanwezigheid van beschermde natuurgebieden (EHS) rondom de RWZI die als gevolg van de plaatsing van WKOs niet negatief beïnvloed mag worden.

45 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Antwoord op vraag 2B: startscenario Er zijn verschillende perspectieven van waaruit het beste startscenario kan worden bepaald: - technisch en ruimtelijk vormt De Eeuwsels het beste startscenario. Redenen hiervoor zijn onder andere de ruimere straatprofielen, het homogene woningaanbod en de aanwezigheid van gestapelde bouw (wat een hogere warmtedichtheid tot gevolg heeft); - economisch vormt De Eeuwsels het beste startscenario, omdat 50 % van de woningen corporatiebezit is waardoor met slechts 1 partij (prestatie)afspraken kunnen worden gesloten en het vollooprisico kan worden verkleind. Dit uit zich onder andere in een lagere onrendabele top en lagere kosten voor het warmtenet. Daar staat tegenover dat er in De Eeuwsels veel asfalt ligt en in Aarle-Rixtel niet. Het moeten verwijderen en opnieuw aanleggen van asfalt werkt kostenverhogend; - duurzaamheid: ondanks dat De Eeuwsels technisch, ruimtelijk en economisch een beter startscenario vormt, is een voorname reden voor dit initiatief om de CO2-emisssie te verminderen. Als met beide buurten tegelijk wordt gestart, zal de CO2-emissie zo snel mogelijk wordt teruggebracht; - praktisch: Als eerst wordt begonnen met De Eeuwsels en later met Aarle-Rixtel, bestaat het risico dat dat bewoners van Aarle-Rixtel al besluiten om over te stappen op een alternatieve warmtevoorziening, waardoor het warmtenet minder aantrekkelijk wordt.

Dit kan worden voorkomen door tegelijkertijd met beide buurten te starten. Antwoord op vraag 2C: beste warmtebroncombinatie De beste warmtebron combinatie kan op basis van verschillende criteria worden bepaald: - technisch en ruimtelijk vormt combinatie 1 en 2 (warmtepomp + effluent en gasketel/e-boiler) de beste oplossing. Het ruimtebeslag en complexiteit van de installatie zijn het kleinst; - duurzaamheid: De efficiëntie van een systeem op basis van effluent zorgt voor het hoogste systeemrendement en daarmee voor de laagste CO 2-emissie. Gebruik van een e-boiler als piekvoorziening resulteert in een significante reductie van de CO 2- en NOx-emissie ten opzichte van een gasketel en een onafhankelijkheid van aardgas; - economisch is een warmteoplossing op basis van een warmtepomp met effluent en gasketel het goedkoopste. Het gebruik van een e-boiler resulteert in significant hogere bronkosten. Optimalisaties qua inzet van de e-boiler zijn echter nog niet meegenomen en zouden de kosten kunnen verlagen. In alle gevallen is een warmtepomp op basis van effluent in combinatie met een gasketel of e-boiler de beste optie. Extra overwegingen ten aanzien van piekketels Door voortschrijdend inzicht gedurende dit project zijn de auteurs tot het inzicht gekomen dat de afhankelijkheid van de gasketel en/of e-boiler ook kan worden verkleind door gebruik te maken van een piekbuffer.

Het basale principe achter een piekbuffer is geïllustreerd in onderstaande afbeelding (bron: Eneco). Inzet van een piekbuffer zou een positief effect kunnen hebben op de businesscase, omdat een groter buffervat de exploitant/beheerder van de warmtepomp in staat stelt om warmte te produceren en tijdelijk op te slaan als de elektriciteitsprijzen laag zijn. Ook zou een piekbuffer een positief effect kunnen hebben op netcongestie, omdat de warmtepomp zou kunnen draaien op momenten dat er lokaal overschotten duurzame energie zijn, waardoor de belasting op het elektriciteitsnet kan worden verkleind. Voor een soortgelijk warmtenetproject in Apeldoorn (warmtenet Kerschoten op basis van effluentwarmte van de RWZI) is de beoogd warmteleverancier (Linthorst Techniek) voornemens om de warmtepomp wat groter te dimensioneren en te werken met een buffer van meer dan 5.000 m3 i.p.v. 2x200 m3 uit het voorontwerp. Daarmee kan, in combinatie met de grotere warmtepomp, een nog groter gedeelte van de warmtevraag op een duurzame wijze worden ingevuld. Gasketels of e-boilers blijven wel noodzakelijk, maar kunnen kleiner worden gedimensioneerd en leveren minder warmte (en produceren dus minder CO2 emissie) en/of dienen als back-up voor de warmtepomp. Naast dit voordeel heeft een grotere buffer als bijkomend voordeel dat het moment van warmteproductie meer kan worden gestuurd.

Bijvoorbeeld op momenten dat er in de nabijheid (te) veel zonne-energie wordt geproduceerd en het elektriciteitsnet van Enexis overbelast dreigt te worden. Of op momenten dat de elektriciteitsprijzen laag zijn (eveneens bij veel zon of windproductie).

46 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

47 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

7 VOORKEURSVARIANT: SCHETSONTWERP, BUSINESSCASE EN MKBA In de eerdere fasen van het project is een voorkeursvariant vastgesteld. Voor deze voorkeursvariant is een nieuw en nauwkeuriger schetsontwerp opgesteld, als ook een nieuwe kostenraming, businesscase en MKBA. Deze zaken worden in dit hoofdstuk beschreven.

7.1

Schetsontwerp

Investeringskosten van warmtenet Voor het ramen van de directe bouwkosten en investeringskosten van het warmtenet is een schetsontwerp van het warmtenet opgesteld, waarbij gebruik is gemaakt van de betaalde software webtool GeoSmartDesign - Heat van The People Group. Het ontwerp dat wij op basis van dit softwarepakket hebben bepaald is weergegeven in afbeelding 7.1. Bijlage III geeft een overzicht van de gebruikte methode, kosten en kentallen.

Afbeelding 7.1 Schetsontwerp van het warmtenet voor De Eeuwsels en Aarle-Rixtel met in het midden de locatie van de RWZI

48 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Investeringskosten op basis van directe bouwkosten De investeringskosten van het warmtenet zijn vastgesteld op basis van de directe bouwkosten per fase, waarbij een opslagpercentage is gehanteerd om te komen tot investeringskosten. Voor de businesscase is gerekend met de investeringskosten, waarbij doormiddel van opslagpercentages is gecorrigeerd voor onvoorziene kosten, indirecte bouwkosten en engineering. Voor het bepalen van de investeringskosten is gewerkt met een SSK-raming methodiek. In tabel 7.1 zijn de gehanteerde opslagpercentages gegeven voor het warmtenet en de warmtebron installaties. Deze percentages worden gebruikt als een opslag boven op de directe bouwkosten. In totaal komt dit neer op een opslag voor het warmtenet van 59 % en voor de installaties van 46 %. Op de investeringskosten is na toepassing van deze opslagen nog een onzekerheidsmarge van +/-40 % van toepassing. Dat heeft te maken met allerlei risico’s die in dit stadium nog niet afgeprijsd kunnen worden.

Tabel 7.1 Opslagpercentage op directe bouwkosten opslagpercentages

MT-net

Installaties

nader te detailleren kosten

20 %

10 %

indirecte bouwkosten eenmalige kosten algemene bouwplaatskosten uitvoeringskosten algemene kosten winst risico

23 % 1% 1% 8% 8% 3% 2%

niet benoemd objectrisico

10 %

engineering niet benoemd engineering risico

5% 10 %

2% 10 %

overige kosten (verzekeringen en leges) niet benoemde overige kosten

1% 0%

Directe bouwkosten De directe bouwkosten van het transportnet en distributienet zijn opgenomen in tabel 7.2. Daarbij zijn de directe bouwkosten voor het opnieuw aanbrengen van asfalt apart weergegeven. De reden hiervoor is dat het opnieuw aanleggen van asfalt niet primair onderdeel is van de aanleg van het warmtenet en mogelijk door de gemeente in een aparte opdracht wordt uitbesteed. Voor de kostenraming zijn daarom de volgende uitgangspunten gehanteerd: 1 als voor aanleg van het warmtenet asfalt wordt verwijderd, dan wordt de weg eerst (tijdelijk) dicht geblokt met open verharding (bijvoorbeeld klinkers) zodra het warmtenet is aangelegd. De kosten voor het verwijderen van asfalt en tijdelijke herbestrating zijn onderdeel van de directe bouwkosten voor aanleg van het warmtenet; 2 de kosten het verwijderen van de tijdelijke bestrating en het opnieuw asfalteren van die onderdelen zijn apart genoemd in tabel 7.2. Omdat het zal gaan om grote, aaneengesloten delen, is van een significant lagere kostprijs uitgegaan dan door de gemeente Helmond is aangegeven. Zie hiervoor bijlage III.

49 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 7.2 Directe bouwkosten van leidingwerk Directe bouwkosten exclusief asfalt opnieuw aanleggen [EUR exclusief omzetbelasting]

Directe bouwkosten voor asfalt opnieuw aanleggen [EUR exclusief omzetbelasting]

transportnet

4.100.000

95.000

distributienet De Eeuwsels

5.700.000

990.000

distributienet Aarle-Rixtel

8.300.000

20.000

Afbeelding 7.2 Uitsplitsing van directe bouwkosten per type werkzaamheid voor het distributienet van De Eeuwsels en Aarle-Rixtel

Directe bouwkosten per categorie - De Eeuwsels Grondwerken 5% arbeidskosten 29%

Verharding 24%

Grondwerken Verharding Aanbrengen asfalt Bemaling Materiaal + Levering arbeidskosten

Aanbrengen asfalt 15%

Materiaal + Levering 25%

Bemaling 2%

Directe bouwkosten per categorie - Aarle-Rixtel Grondwerken 7%

arbeidskosten 34%

Verharding 25%

Grondwerken

Verharding Aanbrengen asfalt Bemaling

Materiaal + Levering

Materiaal + Levering 32%

50 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

arbeidskosten Aanbrengen asfalt 0% Bemaling 2%

Aandachtspunten Doordat de GeoSmartDesign software tool rekening houdt met de ligging van kabels en leidingen in de ondergrond en infrastructuur op de bovengrond (op basis van KLIC data), kan de tool ook clashes aangeven. Clashes geven aan waar het gegenereerde warmtenetwerk horizontale raakvlakken heeft met potentieel gevaarlijke objecten in het projectgebied. Er wordt hierbij gekeken naar onderstaande KLIC lagen: - buisleidingen met gevaarlijke stoffen; - hoog- en middenspanningkabels; - sporen; - autowegen; - dijken; - waterwegen. De clashes brengen risico’s in kaart en kunnen in een latere ontwerpfase gebruikt worden om het ontwerp hierop aan te passen. Voor dit project is een schetsontwerp opgesteld wat nog ruimte kent voor verbeteringen en aanpassingen. Om die reden worden de risico’s niet verder belicht of afgeprijsd. Een aandachtspunt in een verdere ontwerpstage is de dijk bij de rivier de Aa waar het transportnet richting De Eeuwsels een doorkruising zal moeten maken. Het doorkruisen van een dijklichaam moet zeer zorgvuldig gebeuren en de waterkerende functie mag niet wordt aangetast. Dit aandachtspunt vormt geen showshopper, mits het in- en uittreepunt volledig zijn afgedicht en eventueel aanpalende maatregelen worden genomen, zoals het voorkomen van de kwelwerking bij een hoge waterstand.

Houd rekening met aanvullende onderzoeken, extra kosten en een apart vergunningstraject. Het bevoegd gezag is waarschijnlijk het waterschap Aa en Maas zelf. Investeringskosten woningaansluitingen en afleversets Tabel 7.3 laat de investeringskosten zien voor de aansluitleiding tot in de woning inclusief de aansluiting en afleverset zien per type woning of utiliteit. Voor gestapelde woningen is rekening gehouden met de kosten voor een benodigd centrale afleverset.

Tabel 7.3 Kosten voor afleversets en aansluiten van woningen op het distributienet Type woning

Kosten aansluitleiding en afleverset (exclusief btw)

grondgebonden woningen - enkel

EUR 7.200

grondgebonden woningen - geschakeld

EUR 5.200

gestapelde woningen

EUR 5.100 (incl. centrale afleverset)

utiliteit

EUR 8.100

7.2

Businesscase

Op basis van de twee warmtebroncombinaties (e-boiler of gasboiler) en ontwikkelsnelheid (300 of 600 weq/jaar) zijn vier scenario’s geanalyseerd doormiddel van een businesscase. Tabel 7.4 bevat een overzicht van de uitgangspunten die voor deze businesscases zijn gehanteerd.

51 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Tabel 7.4 Financiële uitgangspunten businesscase Uitgangspunt

Waarde

Toelichting

rendement exploitatie (IRR)

10 %

Een marktconform rendement voor een exploitatie van het warmtenet is over het algemeen een IRR van 7 %. In deze businesscase is uitgegaan van een rendement op Eigen Vermogen van 10 %. Hierbij wordt rekening gehouden met de hoogte en het tijdstip van de kasstromen voor opbrengsten en uitgaven ten opzichte van de investering. Als gevolg van dit hogere percentage valt de onrendabele top ook hoger uit. In de praktijk zou het benodigde rendement lager kunnen liggen, zeker als wordt gekozen voor een gemeentelijk warmtebedrijf, omdat een gemeentelijk warmtebedrijf geen winstoogmerk kent, een hoger risico zou kunnen accepteren en financiering tegen een lagere rentevoet kan aantrekken.

Debt Service Coverage

minimaal 1,25

Dit getal geeft aan in hoeverre de warmtenet exploitant (of gemeentelijk warmtebedrijf) in staat is te voldoen aan deverplichtingen voor aflossing en rente voor het deel Vreemd Vermogen. Een DSCR van minimaal 1,25 is voor veel financierders een minimale eis. In geval van een gemeentelijk warmtebedrijf vormt dit waarschijnlijk geen probleem, omdat een gemeente meer liquide middelen tot haar beschikking heeft/kan maken dan een private partij.

maximum gearing (per jaar)

80 %

De verhouding tussen Eigen Vermogen en Vreemd Vermogen is in veel gevallen 20 %-80 %. Dus 20 % Eigen Vermogen inbreng en 80 % financiering met vreemd vermogen. Deze balans kan bij een gemeentelijk warmtebedrijf anders liggen, omdat er meer eigen vermogen wordt ingebracht. Dientengevolgen zou daarmee ook het benodigde rendement lager kunnen liggen.

discount rate

10 %

Het rentepercentage dat wordt toegepast op de toekomstige kasstromen van de investering. Het is de basis om de Netto Contante Waarde te kunnen bepalen van het project. Voor dit percentage geldt dezelfde toelichting als voor de IRR. Bij een gemeentelijk warmtebedrijf zou de discount rate lager kunnen liggen.

corporate tax rate

25 %

Vennootschapsbelasting. Bij een operationeel resultaat hoger dan EUR 395.000 geldt dit tarief. Dit tarief zou in de context van een gemeentelijk warmtebedrijf niet van toepassing zijn, omdat er geen winstoogmerk is.

financing interest rate

4,6 %

Het percentage wat een financierder anno 2022 vraagt als rente. Bij een gemeentelijk warmtebedrijf kan mogelijk/waarschijnlijk tegen lagere rente financiering worden aangetrokken, wat zal leiden tot een lagere onrendabele top.

upfront fee

De kosten die een financierder rekent om Vreemd Vermogen beschikbaar te stellen

commitment fee

0,8 %

Bereidstellingsprovisie. De financierder stelt een bedrag beschikbaar. Over het deel wat nog niet is opgenomen door de lener, wordt een bereidstellingsprovisie gerekend. Het is daarom belangrijk om een goede balans te vinden tussen wanneer de investering nodig is versus de kosten voor een bereidstelling

inflatie

2,7 % per jaar

Deze correctie is toegepast op zowel de opbrengsten als de kosten

44,58 EUR/GJ 388 EUR/jaar 108 EUR/jaar 23 EUR/Jaar 0,25 EUR/kWh 0,91 EUR/m3

Prijspeil november 20211, exclusief BTW ACM tarief voor 2022. ACM tarief voor 2022 ACM tarief voor 2022 ACM tarief voor 2022 exclusief energiebelasting, ODE en BTW exclusief energiebelasting, ODE en BTW

energieprijzen variabele warmteprijs vastrecht warmte huur afleverset meettarief

De ACM tarieven voor warmte voor 2022 zijn gebaseerd op de gasprijs van november 2021. Om die reden zijn de prijzen van deze maand als referentie gebruikt. Zie voor een verdere toelichting op het prijspeil de toelichting in paragraaf 5.2

52 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Uitgangspunt -

Waarde

Toelichting

variabele elektriciteitsprijs (zakelijk) variabele gasprijs (zakelijk)

bijdrage aansluitkosten utiliteit herinvesteringen (na 15 jaar) warmtepomp piekketels TEA installatie indexatie: inflatie prijsstijging elektriciteit prijsstijging warmtetarieven prijsstijging onderhoud en beheer

75 EUR/m2

70 % 70 % 30 %

2,7 % per jaar 2,7 % per jaar 2,7 % per jaar 2,7 % per jaar

kosten vervangen/herstellen asfalt dubsidies

n.v.t.

Het is zeer onzeker hoe kosten en prijzen zich zullen ontwikkelen. Om die reden worden alle indices gelijk verondersteld aan de inflatie. Die is in dit geval hoger ingesteld dan de door de ECB gewenste inflatie van 2%, om enigszins te corrigeren voor de extreem hoge inflatie van dit moment.

De kosten voor het vervangen van het asfalt is niet meegenomen als onderdeel van de businesscase Geen onderdeel van businesscase analyse. De mogelijke subsidie opties worden verderop in deze paragraaf toegelicht

Ontwikkelsnelheden Er zijn twee ontwikkelsnelheden gebruikt: 300 wooneenheden per jaar en 600 wooneenheden per jaar. In afbeelding 7.3 en afbeelding 7.4 is weergegeven hoe de de investeringen in opwekinstallaties en transportnetten zijn opgenomen per jaar. De kosten voor aanleg van distributienetten houdt gelijke tred met de momenten waarop de zeven fases in De Eeuwsels en Aarle-Rixtel worden aangelegd.

53 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

Afbeelding 7.3 Fasering van het warmtenet met een ontwikkelsnelheid van 600 weq/jaar

Afbeelding 7.4 Fasering van het warmtenet met een ontwikkelsnelheid van 300 weq/jaar

Overzicht kasstroom In afbeelding 7.5 en afbeelding 7.6 volgt een overzicht van operationele kasstromen over de hele exploitatieperiode. Naast de ontwikkelsnelheid wordt als piekopvang de gasketel tegenover de elektrische boiler gezet. Zowel de vaste als variabele operationele kosten zijn zichtbaar in de afbeeldingen. De vaste kosten bestaan hoofdzakelijk uit het beheer en onderhoud. De variabele operationele kosten uit de inkoop van elektra. Daarnaast is in de grafiek ook het verloop van de: vennootschapsbelasting, rentelast, operationele opbrengsten en aflossing te zien.

54 | 69

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

De vrije kasstroom is dan wat overblijft (het blauw gearceerde deel). Op basis van de twee ontwikkelsnelheden en de uitkomsten lijkt 600 wooneenheden per jaar met een gasketel als piekopvang beter uit te komen vanuit een financieel perspectief.

Afbeelding 7.5 Vergelijking kasstromen op basis van een gasketel voor 300 en 600 weq/jaar 18450

Gas 7 E7 Key metrics Operating cash flows (in kEUR)

Operating flows (in kEUR) Project cash metrics

Project metrics

OK 25.000 14 3.470 248

10.000 4.000

2.000

5.000 -

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2059

Net Cap ex

O pex: Fixed

O pex: Energiekosten

Deb t repayment

Tax

Deb t repayment

Int erests

Remaining: cash

133 10,07% 8010

O perating revenues incl. WC

Kasstroom bij 600 wooneenheden per jaar Equity cashmetrics flow and IRR Cluster 12%

Equity IRR Cluster #1

32,39% 7,34% 5,31% 15,08% 9,75% 9,25%

6.000 449 Vergelijking kasstromen op basis van een e-boiler 10% voor 300 en 600 weq/jaar Afbeelding 7.6 Cluster #2

Cluster #3 4.000 Cluster #4 Cluster 2.000 Operating cash flows (in kEUR) Project#5 metrics

2.000 cash flows (in kEUR) Key metrics Operating

30.619 Term loan facility facility Senior-(kEUR) debt (kEUR) 214% Capex Gearing 1,229 Min. DSCR

O pex: Fixed Int erests

O pex: Energiekosten

Tax

Deb t repayment

10%

1.200 1.000 800

Cluster metrics

600

12%

Equity IRR 4.000 10.000 500 Cluster #1 41,60% 3.000 #2 Cluster 0,00% 5.000 Cluster #3 0,00% 2.000 Cluster 10,79% 1.000 #4 Cluster #5 12,47% Re inve stmen t facili ty - o utstan di ng Re inve stmen t facili ty - d rawdo wn Cluster #6Seni or de bt - outstand ing 10,47% Seni or de bt - dr awd own Seni or de bt - rep ayment

10%

10.000 20.000

3.500 (5.00 0) 20.000 3.000

8.000 15.000

(10.0 00) 2.500 15.000 (15.0 00)2.000

weq=300 – gasboiler 6.000 10.000

202 5

202 6

CapSeni ex facility or de bt- d - rawdo dr awd wn own

202 7

WEQ=600 – e-boiler

Re inve stmen t facili ty -

Seni or de bt - rep ayment

Re inve stmen t facili ty -

EUR 15.000

25.000

4.098,00

20.000

9.247,64

15.000

25.000 20.000 15.000

10.000

10.000 5.000

5.000 (5.00 0)

Witteveen+Bos | 130784/22-017.381 | Definitief

(10.0 00)

(15.0 00) EBITDA (20.0 00)

(5.00 0)

(10.0 00)

To tal op ex

To tal revenues

(15.0 00) (20.0 00)

203 0

5.216,50

202 9

Bak €

8.749,63

55 | 69

EBITDA

13.574,75

13.988.052,00 18.101.260,00

400

202 8

32.089.312,00

(15.0600 00)

202 7

15.015.072,00

Bak € per WEQ € Bak € Fase 3

1.200 (5.00 0)

202 6

11.717,00

Re inve stmen t facili ty - d rawdo wn

Seni destmen bt - outstand Seni Reorinve t facili tying - re payme nt or de bt - dr awd own

EUR 51.000.000 EBITDA, OPEX en Revenues 47.104.384,00

5.000 1.600 1.400

202 5

-4.098,00

Onrendabele top € Aansluitbijdrage warmte wet € Onrendabele top € SDE subsidie € Onrendabele top €

Re inve stmen t facili ty - o utstan di ng

Cap exorfacility repayment ayme nt Seni de bt -- rep

Full portfolio Reinvestment facility (kEUR)

10.000

205 3 205 4 205 5

202 4

Re inve stmen t facili ty - re p

Full portfolio NPV from 2022 @ 10% Cluster #1 - @10% Cluster #2 - @10% 25.000 Cluster #3 - @10% Cluster #4 - @10% 20.000 Cluster #5 - @10% Cluster #6 - @10%

EUR 8.000

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3 203 4 203 5 203 6 203 7 203 8 203 9 204 0 204 1 204 2 204 3 204 4 204 5 204 6 204 7 204 8 204 9 205 0 205 1 205 2 205 3 205 4 205 5

202 3

Cap ex facility o utstan di ng ing Seni or de-bt - outstand

Cluster #2 Cluster #3 Cluster #4 Cluster #5 Re inve stmen t facili ty - o u Cluster #6

200

202 3 202202 3 4 202202 4 5 202202 5 6 202202 6 7 202202 7 8 202202 8 9 203 0 202 9 203 1 203 0 203 2 203 1 203 3 203203 2 4 203203 3 5 203203 4 6 203203 5 7 203203 6 8 203203 7 9 203204 8 0 203204 9 1 204204 0 2 204204 1 3 204 4 204 2 204 5 204 3 204 6 204 4 204 7 204204 5 8 204204 6 9 204205 7 0 204205 8 1 204205 9 2 205205 0 3 205205 1 4 205 205 2 5

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3 203 4 203 5 203 6 203 7 203 8 203 9 204 0 204 1 204 2 204 3 204 4 204 5 204 6 204 7 204 8 204 9 205 0 205 1 205 2 205 3 205 4 205 5

202 7

Cap ex facility - rep ayme nt

EUR 21.000

EUR 28.000.000 -

Cluster #1 200

1.000 (10.0 00) 800

To tal revenues

weq=600 – gasboiler -

15.815,00

EUR 13.000 To tal op ex

400 Equity IRR

15.000

500 5.000

-5.335,00

EBITDA

EUR 73.000.000

5.000

21.150,00

Eq ui ty IRR

1.500 10.000 1.000

2.000

27 Gemiddelde BAK per woning, exclusief subsidies (EUR, exclusief omzetbelasting)

EUR 45.000.000

weq=300 – e-boiler 4.000

202 6

1.963 (762) (2.203) 168 641 220

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3 203 4 203 5 203 6 203 7 203 8 203 9 204 0 204 1 204 2 204 3 204 4 204 5 204 6 204 7 204 8 204 9 205 0 205 1 205 2 205 3 205 4 205 5

25.000 -4.000

8.749,63

12.000 25.000

EBITDA

Eq ui ty cash fl ow

1.400

Resultaat businesscase 8% 8% 202 5 202 6 202 7 Tabel-Cap 7.5 bevat de resultaten van een businesscase voor de vier scenario’s. De tabel toont de onrendabele 6% ex facility di ng facility - dbtrawdo wn own Cap ex facility - rep ayme nt 6% 25.943 Seni or- o deutstan bt - outstand ing Cap exSeni or de - dr awd Seni or de bt - rep ayment Re inve stmen t facili ty - re payme nt (1.000) (2.000) top, gegeven(52.866) een IRR van 10 % en de benodigde gemiddelde BAK per woning. (2.000) Full portfolio 10,02% (50.0 00) 4% 5.465

1.600

5.000 1.000 15.000

EBITDA,(3.000) OPEX en Revenues NPV from 2022 @ 10% (4.000) Bak 13.040,00 Onrendabele top Cluster #1 - @10% (4.000) (100.000) 2% € 47.104.384,00 € 13.574,75 EQ Cluster #2 - @10% Ter m loan - d rawd o wn (6.000) Ter m loan - d rawd o wn (5.000) Fees DSRA warmte wet per WEQ 2.775,00 Aansluitbijdrage 25.000= = Cluster #3 - @10% Eq ui ty inj ectio n + op erating cash flo w Eq ui ty inj ectio n + op erating cash flo w Pro ject co ntri bu ti on Gro ss cap ex - PV (6.000) € 15.015.072,00 € 4.098,00 Cluster #4 - @10% (8.000) Gro ss7.5 cap ex Onrendabele - WKO 20.000 Tabel top en gemiddelde bijdrage aansluitkosten perCluster woning top Bak 15.815,00 Onrendabele #5 - @10% € € EQ Total Sources Total uses 32.089.312,00 Total Sources 9.247,64 15.000Cluster #6 - @10% SDE subsidie Fase 3 -4.098,00 2.075 Eq ui ty cash fl ow Eq ui ty IRR 31.408 31.408 € 13.988.052,00 10.000Full portfolio Categorie Onrendabele top (IRR=10 %) top Bak 11.717,00 Onrendabele Senior debt (kEUR) Reinvestment facility (kEUR) Capex facility (kEUR) Senior debt (kEUR) € 18.101.260,00 € 5.216,50 0 5.000 (EUR, exclusief omzetbelasting)

Net cap ex / EBITDA

O pex: Fixed

Full portfolio NPV8.000 from 2022 @ 10% 7.000 Cluster #1 - @10% 6.000 Cluster #2 - @10% 5.000 Cluster #3 - @10% 4.000 Cluster #4 - @10% 3.000 Cluster #5 - @10% 2.000 Cluster #6 - @10% 1.000

Full portfolioEeu wse ls Eeu wse ls Eeu w 1 Fase 2 Fase ReinvestmentFase facility (kEUR)

205 4 205 5

202 7 30.619 Cap ex facility - rep ayme nt

Sources in kEUR

10.000 Uses in kEUR 4.000 4.000 259 100 .000 5.000 2.000 2.667 22.220 2.00050.000 202 3 59.127 202 4

Eq ui ty IRR

202202 3 3 202202 4 4 202202 5 5 202202 6 6 202202 7 7 202202 8 8 202 9 202 9 203 0 203 0 203 1 203 1 203 2 203203 2 3 203203 3 4 203203 4 5 203203 5 6 203203 6 7 203203 7 8 203203 8 9 203204 9 0 204 204 0 1 204204 1 2 204 3 204 2 204 4 204 3 204 5 204204 4 6 204204 5 7 204204 6 8 204204 7 9 204205 8 0 204205 9 1 205205 0 2 205205 1 3 205205 2 4 205205 3 5

(28.543) 202 6

12%

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3 203 4 203 5 203 6 203 7 203 8 203 9 204 0 204 1 204 2 204 3 204 4 204 5 204 6 204 7 204 8 204 9 205 0 205 1 205 2 205 3 205 4 205 5

Sources in kEUR

45 40 35 2% 30 25 20 15 10 5 -

35.000 Int erests Remaining: cash 2.500 30.000 O perating revenues incl. WC 2.000 25.000 Kasstroom bij 600 wooneenheden per jaar 1.500 Clustercash metrics Equity flow and IRR 20.000

20.000cash flow and 8.000 Kasstroom bij 300 wooneenheden per jaar IRR UsesEquity and sources (in k EUR)

6.000 6.000 15.000

40.000 3.000

15 10,01% 14760

Remaining: cash

O perating revenues incl. WC

1.573 (694) (1.184) 759 (70) (280)

202 4

21150

10,08%

202 3

27 NPV @ 10% 10,02% 12.000 Equity30.000 IRR Solver BAK 10.000 25.000

Deb t repayment

Eq ui ty cash fl ow

Net Cap ex

45.000 3.500

O pex: Energiekosten

Key return metrics 14.000 35.000 Tax

Net cap ex / EBITDA

Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Aarl104 e Full portfolio Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fase 4 Fase 5 Fase 6 Fase 7 Ri xtel Fase - (kEUR) Senior debt Reinvestment facility (kEUR) 1

25.943 83% 1,230

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2059

16.000 40.000

2.927 52.866 31.408

Eq ui ty cash fl ow

Total Sources Eq ui ty IRR54.987

Eq ui ty inj ectio n + op erating cash flo81.347 w

14 4% 3.470 248 Ter m loan - d rawd o wn

25.000 Full portfolio 8.000 (2.000) NPV from 2022 @ 10% 20.000 7.000 #1 - @10% Cluster 6.000 (4.000) Cluster #2 - @10% 5.000 15.000 = Cluster #3 - @10% 4.000 (6.000) Cluster 3.000 #4 - @10% 10.000 Cluster 2.000 #5 - @10% Cluster 1.000 #6 - @10% 5.000 -

3.605 76.559 14.320

Total Sources 31.513

Cluster #6

# #

(4.000) 15.000 Fees = DSRA Total capex Pro jectgross co ntri bu ti on Gro ss cap ex - PV (6.000) Total financing costs + DSRA Gro ss10.000 cap ex - WKO Total project contribution Total net capex Total uses 5.000 54.987 23

87.274 Eq ui ty inj ectio n + op erating cash flo w

Ter m loan - d rawd o wn

14 3.470 248

OK44.859

25.000 Total ESCOs (30.138) (2.000) Total20.000 WEQs Average WEQ/ESCO (50.0 00)

58.586

49.897

203 0

202 9

10.128

202 8

22.220

Equity IRR Cluster #1 Cluster #2 Cluster #3 Cluster #4 Cluster #5 metrics Project Cluster #6

202 7

3.871

4.000 Gas 7

E7 50.000

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2059

18450 (18.384)

10%

202 6

100 .000 6.000

202 5

Sources in kEUR

Uses in kEUR

Cluster metrics

8.000

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3 203 4

12%

202 4

Kasstroom bij 300 wooneenheden per jaar Uses and sources k EUR) Equity cash(inflow and IRR 8.000

Net C

Net cap ex / EBITDA

O pex: Energiekosten Remaining: cash

Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse Fase 1 Fase 2 Fase 3

Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Eeu wse ls Aarl e Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fase 4 Fase 5 Fase 6 Fase 7 Ri xtel Fase 1

O pex: Fixed

6.000

44.859 82% 1,23

10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 -

8.000 15.000

80.806 4.320 30.138 54.987

Key return metrics Tax 104 NPV @ 10% Int erests 10,08% Equity IRR O perating revenues incl. WC 1 3 0 4 0 Solver BAK

Sources in kEUR

10.000

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2059

49.897 Term loan facility 115% Gearing 1,250 Min. DSCR

202 3

15.000 86.733 Total gross capex 4.901 Total financing 10.000 costs + DSRA 48.418 Total project contribution 43.217 Total net capex 5.000

Net cap ex / EBITDA

12.000

20.000

202 3 202 4 202 5 202 6 202 7 202 8 202 9 203 0 203 1 203 2 203 3

# #

25.000 14 Total ESCOs 3.470 Total WEQs 20.000 248 Average WEQ/ESCO

Sensitiviteitsanalyse businesscase Het ‘weq=600 – e-boiler’ scenario is getest op een aantal mogelijke situaties die zich kunnen voltrekken gedurende de bouwfase en de exploitatiefase. In totaal zijn 5 effecten inzichtelijk gemaakt: - het effect van hogere/lagere investeringskosten; - het effect van hogere/lagere operationele kosten; - het effect van een hogere/lagere elektriciteitsprijs; - het effect van hogere/lagere opbrengsten uit verkoop van warmte; - het effect van het vollooprisico. De drie grootste risico’s zijn op de volgende pagina beschreven. De sensitiviteit van het scenario op deze vijf effecten is in tabel 7.6 weergegeven. Daarbij is sensitiviteit op deze vijf effecten op twee manieren weergegeven: - de sensitiviteit op de rendementsverwachting, gegeven een constante BAK. Voor een gemeentelijk warmtebedrijf kan worden uitgegaan van een minimale IRR van 4-7 en voor een private partij: 7-10 %; - de sensitiviteit op de bijdrage aansluitkosten, gegeven een constante IRR van 10 %. Voor de andere 3 scenario’s (met 300 WEQ per jaar of een gasboiler) geldt ongeveer hetzelfde beeld als te zien voor het WEQ-600 E-boiler scenario. De IRR/ BAK zullen ongeveer met eenzelfde percentage dalen / stijgen als gevolg de beschreven effecten.

← Vorig deel Volgend deel →

De tekst is automatisch uit het bestand gehaald en kan afwijken van het origineel (kolommen, tabellen en koppen lopen door elkaar). Het officiële stuk bij de gemeente is leidend. Bron: https://api1.ibabs.eu/publicdownload.aspx?site=Laarbeek&id=953f66ee-fe91-4451-882c-6d6231353950