1. No category

Varmeforsyning af Indre Nordhavn
Samfundsøkonomisk analyse af individuel varmepumpeløsning
og fjernvarme til bygningsklasse 2020
COBE - 2009
Af Mathias Vang Vestergaard
Hovedvejleder: Ole Erik Hansen
Bivejleder: Poul Thorn
Speciel tak til Anders Chr. Hansen for råd og vejledning
TekSam – Institut for miljø, samfund og rumlig forandring/ENSPAC
Roskilde Universitet, juni 2012
Forkortelser ....................................................................................................................................................... 2
Figurer og tabeller ............................................................................................................................................. 2
Forord ............................................................................................................................................................... 3
1. Baggrund ...................................................................................................................................................... 4
1.1 - Problemstilling .......................................................................................................................................... 5
1.2 Problemformulering ..................................................................................................................................... 5
2. Metodebeskrivelse ...................................................................................................................................... 6
2.1 Analysedesign ............................................................................................................................................. 6
2.2 Anvendte metodiske værktøjer ................................................................................................................... 7
2.2.1 Ved samfundsøkonomisk analyse ......................................................................................................... 7
2.2.2 Diskontering og følsomhedsanalyser .................................................................................................... 8
2.2.3 Ved fremskrivning af elprisen ................................................................................................................ 9
2.2.4 Ved fremskrivning af fjernvarmeprisen .................................................................................................. 9
2.2.5 Ved fremskrivning af miljøeffekter ......................................................................................................... 9
2.2.6 Overvejelser med baggrund i Cost/Benefit analyse ............................................................................ 10
2.3 Formål og valg af genstandsfelt ................................................................................................................ 10
2.4 Anvendt data ............................................................................................................................................. 11
2.5 Afgrænsning og fravalg i analysen ............................................................................................................ 12
3. Varmeplanlægning af Indre Nordhavn .................................................................................................... 13
3.1 Lov- og plangrundlaget ............................................................................................................................. 13
3.1.1 Varmeplanlægning af lavenergibyggeri i Nordhavn ............................................................................ 14
3.2 Energirammen for nyt lavenergibyggeri i 2020.......................................................................................... 14
3.3 Bygningstyper i Indre Nordhavns fase 2 ................................................................................................... 15
3.4 Energipolitik og energiforsyning ................................................................................................................ 18
3.4.1 Forventede ændringer i hovedstadens energisystem frem mod 2025 ............................................... 18
3.4.2 Den danske energipolitik frem mod 2020 ........................................................................................... 19
4. Grundlæggende forudsætninger for opstilling af scenarier .................................................................. 21
4.1 Udgangspunkt for fjervarmeforsyning ....................................................................................................... 21
4.2 Dimensionering af fjernvarmeinstallation .................................................................................................. 21
4.3 Fastsættelse af prisen for fjernvarme ........................................................................................................ 23
4.4 Miljøeffekter ved fjernvarme ...................................................................................................................... 23
4.5 Fastsættelse af prisen for el ...................................................................................................................... 24
4.6 Miljøeffekter fra el til varmepumpe ............................................................................................................ 24
4.7 Valg af varmepumpeteknologi for individuel forsyningsløsning ................................................................ 24
4.5.1 overvejelser om andre varmepumpeløsninger .................................................................................... 29
4.8 Dimensionering af varmepumpeinstallation .............................................................................................. 30
5. Samfundsøkonomiske fremskrivninger af scenarier ............................................................................. 33
5.1 Samfundsøkonomiske omkostninger ved emissioner til luft ..................................................................... 35
5.2 Selskabsøkonomi og brugerøkonomi ....................................................................................................... 36
6. Konklusion ................................................................................................................................................. 38
7. Referencer ................................................................................................................................................. 39
Bilag 1 ............................................................................................................................................................. 42
Bilag 2 ............................................................................................................................................................. 45
Bilag 3 ............................................................................................................................................................. 46
Bilag 4 ............................................................................................................................................................. 47
Bilag 5 ............................................................................................................................................................. 48
Bilag 6 ............................................................................................................................................................. 49
1
Forkortelser
BF11 – Energistyrelsens basisfremskrivninger april 2011
B&H – By & Havn
COP - Coefficient of Performance (effektfaktor)
CTR – Centralkommunernes Transmissionsselskab
DE – Dansk Energi
KE – Københavns Energi
KK – Københavns Kommune
ENS – Energistyrelsen
SBi – Statens byggeforskningsinstitut
VBV – Varmt brugsvand
VEKS – Vestegnens Kraftvarmeselskab
VPH – Varmeplan Hovedstaden
NAF - Nettoafgiftsfaktor
NPV – Net Present Value (Nutidsværdi)
TMF – Teknik- og miljøforvaltningen
Figurer og tabeller
Tabel 1: Bygningsklasse 2020
Tabel 2: Fjernvarmeinstallation
Tabel 3: Anvendelse ventilation og pumper i etagebyggeri
Tabel 4: Fjernvarmevand og tilslutning
Tabel 5: Samfundsøkonomiske omkostninger ved emissioner til luft fra fjernvarme
Tabel 6: Elpris – an virksomhed
Tabel 7: Væske/vand varmepumpesystem til havvand – installation og omkostninger
Figur 1: Vandtemperatur i Københavns havn
Figur 2: Vandtemperatur i Københavns havn (årsgennemsnit)
Figur 3: Havvandsystem-tegning for centralt anlæg
Figur 4: Havvandssystem-tegning
Figur 5: Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 3%
Figur 6: Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 5%
Figur 7: Samfundsøkonomi (NPV) – emissioner til luft ved forskellige diskonteringsrenter
Figur 8: Selskabsøkonomi (NPV) ved forskellige forrentninger
Figur 9: Brugerøkonomi (NPV) kr. pr. MWh ved forskellig forrentning
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
14
22
23
23
24
24
32
26
26
29
31
33
34
35
36
37
2
Forord
Forud for denne rapport har jeg været i kontakt med Københavns Kommune for at finde og benytte en
planlægningsproblemstilling fra deres praksis, for herefter at kunne aflevere mine analyseresultater til dem.
Da jeg i mit arbejde har haft naturlig kontakt til forvaltningen og kender lidt til de emner, som bliver
diskuteret til daglig, har jeg valgt at koncentrere mig om udfordringerne ved lavenergibyggeriet og
varmeforsyningsplanlægningen. Efter overvejelser og samtale med Hanne Christensen, Klima- og
energikoordinator ved Klimasekretariatet, Teknik- og miljøforvaltningen, lavede vi en aftale om, at jeg skulle
udarbejde en mere økonomisk og miljømæssig vurdering af varmeforsyningen til et af Københavns
byudviklingsprojekter.
Københavns Kommune ønsker i deres planlægning og projektering af byudviklingen omkring hovedstadens
Nordhavn at se på mulighederne for at udlægge nyt byggeri til individuelle varmeforsyningsløsninger. I det
skal forstås, at København som udgangspunkt er udlagt til fjernvarme jf. varmeforsyningsloven og
tilslutningsbekendtgørelsen, hvor fremtidige udfordringer og plan for varmeforsyningen med dertil
samfundsøkonomiske omkostninger ønskes undersøgt. Herefter og i de kommende planer for byudvikling
af Nordhavn kan der dannes beslutningsgrundlag for den fremtidige varmeforsyning, hvor individuelle
løsninger kan medtages i overvejelserne, hvorfor der søges redegjort for de samfundsøkonomiske
omkostninger ved at udlægge fase 2-udviklingen af Indre Nordhavn til henholdsvis fjernvarme- eller
individuelle varmeforsyningsløsninger. Analysen tager derfor udgangspunkt i scenariefremskrivninger for
disse to udgangspunkter, hvorunder jeg som en reference har set på individuelle væske-vandvarmepumpesystemer og saltvandsystem overfor videre udbygning af fjernvarmenettet i resten af Indre
Nordhavn.
Det bemærkes, at der her er tale om en forundersøgelse, som jeg har tiltænkt, skulle kunne danne
baggrundsdokument til forvaltningen eller videre undersøgelser i planlægningsarbejdet omkring Indre
Nordhavn.
3
1. Baggrund
Sidste år gik byudviklingsprojektet omkring Nordhavn, også kaldet Nordholmene, for alvor i gang. Byggeriet
af den stjerneformede FN-bygning er blevet påbegyndt og vil således stå færdigt som et energirigtigt
monument for den ”nye” bydel mellem 2012-2013. Byggeriet opføres på Marmormolen og bygges i
Energiklasse 1 med max. 50 KWh/m2 (By og Havn 2012: a). Dermed er startskuddet gået i gang til et af
Københavns største byudviklingsprojekter til dato. I alt vil der over de næste 40-50 år skulle skabes ca. 400
ha. bolig og erhverv (B&H, 2009: 2) i tæt relation til Københavns Klimaplan 2025, byens
boligudvidelsesbehov, grønne erhvervsudvikling og som en guide til fremtidens bæredygtige by og byrum.
Den første fase omkring byudviklingen af Århusgadekvarteret blev vedtaget ved lokalplan 463 den 15.
september 2011. Den eksisterende bygningsmasse skal samtidig omformes og indpasses i planen, hvor
lavenergibyggeriet for alvor er i fokus. Der skal således opføres, tilbygges og renoveres i henhold til den nye
Lavenergiklasse 2015. Denne første fase er dog allerede udlagt til kollektiv varmeforsyning i form af
fjernvarme (KK, Lokalplan 463, 2011: 8).
Forud for projektet om den nye Nordhavn vandt Rambøll, SLETH og COBE en arkitektkonkurrence i 2008
og har siden fuldført forslaget ”Nordhavnen – Urban Strategy 2009” i samarbejde med By og Havn og
Københavns Kommune. Etaperne efter Århusgadekvarteret handler herefter om at udvikle de næste holme
inden for visionen om et bæredygtigt urbant delta. Nordhavn skal hermed være Københavns nye
bæredygtige bydel; dynamisk, livlig og med masser af grønne lommer og aktiviteter på vandet. Bygninger
og infrastruktur skal derfor være i tæt overensstemmelse med stærke mål og krav for miljørigtig mobilitet,
ressource- og energiforbrug.
COBE – 2009
Den anden fase i Nordhavnsprojektet efter Århusgadekvarteret er endnu ikke godkendt, men ventes at
skulle blive færdiggjort efter 2015. Her kan fase 2 så efter planen påbegyndes omkring 2018-2020. I
Bygningsreglementet 2010 (BR10) er der samtidig indlagt nye energirammer for nyt byggeri. Den nyeste
4
Lavenergiklasse 2015 som forudsættes i første fase, ventes at blive overtaget af den endnu frivillige
lavenergiramme kaldet Bygningsklasse 2020 (ENS, BR10, 2011: 7.2.5.3). Det stiller derfor nogle tekniske og
teknologiske krav til dimensioneringen af varmforsyningen i disse byggerier, hvor kravet til energiforbrug
halveres i forhold til den nuværende lavenergiramme.
Københavns Energi, som forsyner 98 % af København med fjernvarme, har derfor i de seneste 3-4 år fået
gennemført analyser af alternative varmeforsyningsløsninger til Københavns nye lavenergiområder såsom
Carlsberg og Nordhavn. Kort sagt vurderes det, at hvor forbrugsfordelingen mellem opvarmning og varmt
brugsvand (VBV) normalt ligger på 80/20, vil de nye stramninger i energirammen muligvis medføre det
omvendte. Derfor er spørgsmålet således, om det kan betale sig at videreføre fjernvarmenettet til disse nye
lavenergiområder og om kundegrundlaget vil være rentabelt i det lange løb (KE, september 2010: 27f).
Endvidere om de samfundsøkonomiske og miljømæssige omkostninger lavere, også set i forhold til
alternative forsyningsløsninger (KK, Lokalplan 463, 2011: 13).
For individuelle og decentrale løsninger har varmepumper derfor været et meget omdiskuteret alternativ,
både i energibranchen, blandt interesseorganisationer og hos myndigheder. Fokus har specielt været på
varmepumpernes mulighed for at blive indpasset i en fremtid med fleksibelt forbrug og en større mængde
VE i energiforsyningen. Her mangler der oplagringsmuligheder for vind og sol, hvor den akkumulerede
varme vil kunne gemmes i bygningsmassen og vandtanke. På den måde anskues det at varmepumperne
kan imødekomme fleksible elpriser og en fremtid med større spredning på fluktuerende energikilder (DE,
marts 2011: 20).
For at kunne vurdere grundlaget for at udforme alternative forsyningsløsninger til nyt byggeri såsom
individuelle varmepumper, handler det om for Københavns Kommune at indsamle baggrundsmateriale for
lokalplanlægningen af området for at skabe et godt beslutningsgrundlag for enten udvidelse af
fjernvarmeområdet eller nye kombinationer med alternative varmeforsyningsløsninger.
1.1 - Problemstilling
Københavns Kommune ønsker i deres planlægning af byudviklingsprojektet for Indre Nordhavn at se på
mulighederne for at udlægge nyt lavenergibyggeri til individuelle varmeløsninger med baggrund i
samfundsøkonomiske og miljømæssige overvejelser. Derfor må det overvejes, hvilke tekniske og
teknologiske løsningsmodeller, som eventuelt ville kunne modsvare anden forsyning end fjernvarme.
Fjernvarme vil derimod i denne modellering være den bedst kendte teknologiske løsning og derfor have
generelt gode forudsætninger for indpasning til nye bygninger. Således findes der et godt
referencegrundlag her, men samtidig vil individuelle løsninger såsom forsyning fra varmepumpeinstallationer
muligvis kunne modsvare dette i det lange perspektiv. For at kunne vurdere forudsætningerne for forskellige
typer af forsyning til lavenergibyggeri fra 2020 må der derfor foretages grundige overvejelser med baggrund
i tekniske, teknologiske og omkostningsmæssige data og variabler.
1.2 Problemformulering
Hvilken varmeforsyningsform kan samfundsøkonomisk og miljømæssigt bedst betale sig set i forhold til
byudviklingen af Indre Nordhavn i fase 2 ved Bygningsklasse 2020-byggeri?
5
2. Metodebeskrivelse
I dette kapitel gennemgås de metodiske forudsætninger og overvejelser for at beregne scenarier i henhold
til den fremsatte problemstilling. Der arbejdes derfor som udgangspunkt med to investeringsscenarier; et for
fjernvarmeforsyning og et for lokal forsyning med individuelle varmepumper. For at kunne foretage disse
beregninger og lave en konkret sondring mellem de to typer af investeringer, benyttes en række metodiske
værktøjer for fremskrivningen. Desuden beskrives forudsætninger for behandling af genstandsfeltet og data,
hvor operationalisering og fremgangsmetode er afgørende for, hvad der kan udledes.
2.1 Analysedesign
Opstilling af et fyldestgørende sammenligningsgrundlag og behandling af fremskrivninger må tage
udgangspunkt i lovgrundlaget for byudviklingen af Indre Nordhavn. Samtidig har den førte energi- og
klimapolitik afgørende indflydelse på de samfundsøkonomiske variabler og udviklingen af fremtidens
varmeforsyning i København. Derfor redegøres der først for klima- og energiplanlægningen i København
samt de nationale og regionale bestemmelser for udviklingen i den danske el- og varmesektor. Der dannes
samtidig baggrund for opstilling af et scenarie for varmeforsyning af et nyt bygningsklasse 2020-byggeri
igennem de nuværende planlægningsmæssige overvejelser for byudviklingen af Indre Nordhavn.
For at kunne lave en fyldestgørende opstilling tages der udgangspunkt i overvejelser og tekniske
bestemmelser for specielt varmeforsyning med individuelle løsninger til lavenergibyggeri. Sammenholdt
med de geografiske forhold er det afgørende for, hvilke typer af installationer der gør sig gældende på den
mest omkostningseffektive måde. Dernæst må de tekniske og dimensioneringsmæssige overvejelser bag
en installation for henholdsvis fjernvarme og varmepumper medtages. Priser, omkostninger og
projektopstillinger vurderes og sammensættes til en samlet opstilling af henholdsvis et referencescenarie
med fjernvarme og et scenarie med individuelle varmepumper.
Til sidst vurderes de to scenarier med hensyn til både selskabs- og samfundsøkonomiske omkostninger
forbundet til de to investeringer. Der tillægges løbende forskellige værdier ud fra de to scenarier, således at
det bliver muligt at isolere problemets kerne ved begge typer af investeringer. Derpå muliggøres en samlet
konklusion ud fra devisen om, at de forskellige variabler, såsom investeringsomkostninger og
kalkulationsrente, gør det henholdsvis rentabelt og ikke rentabelt i det lange løb. Projektrapportens
analysedesign opstilles derfor med udgangspunkt i baggrund, problemstilling og problemformulering på
følgende måde:
Bearbejdning og sammenfatning af forudsætninger for varmeplanlægning af Indre Nordhavn
Grundlæggende forudsætninger for opstilling af scenarierne: Et referencescenarie med fjernvarmeinstallation og et
scenarie for individuelle varmepumper med saltvandsystem Fremskrivning og vurdering af reference- og varmepumpescenarie, og deraf diskussion af resultaterne overfor deres
relevans i en samfunds og miljømæssig kontekst
Konklusion
Fremskrivninger og beregninger for referencescenariet version ”R1 og R2” samt varmepumpescenariet
version ”V1 og V2” findes i bilag 6 til rapporten.
Konklusionen udledes af resultatet af disse
fremskrivninger.
6
2.2 Anvendte metodiske værktøjer
I denne rapport forsøges det at opstille to meget konkrete scenarier for energiforsyning til nyt byggeri.
Derfor er det essentielt at sammensætte de variabler, som er afgørende for den egentlige vurdering,
igennem et validt data- og metodegrundlag. For at kunne gisne om fremtiden og omkostningerne ved
forskellige typer af investeringer, er det nødvendigt at benytte en samlet ramme for begge fremskrivninger,
og samtidig kunne samle et felt af oplysninger ud fra en nøgtern vurdering af, hvad der er relevant og hvad
der ikke er. Der tages dog forbehold for overvejelser vedrørende data, der burde eller kunne have været
med i fremskrivningerne: Dette vil altid bero på en metodisk vurdering. Derimod er det forsøgt at opfylde de
obligatoriske krav og standarder for samfundsøkonomiske analyser og medtage de vigtigste faktorer for en
vurdering af de to scenarier.
Energistyrelsens ”Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet” (ENS, Vejl. 2005, rev.
2007) anvendes som hovedinstrument til at styre valg og fravalg af data samt beregningsforskrifter.
Vejledningen og ”de dertil hørende senest opdaterede forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på
energiområdet” (BEK nr. 1295) er det obligatoriske redskab i en sådan analyse. Derfor anvendes
Energistyrelsens basisfremskrivninger fra april 2011 som hovedinstrument til fremskrivninger af data for
emissioner til luft og opgørelse af samfundsøkonomiske omkostninger (her fra ENS, BF 2011). Hertil knytter
sig et notat med korrektioner ”Om elforbrug, vindandel og CO2 -udslip fra elproduktion efter Energiaftalen af
22. marts 2012”. Ud fra Energistyrelsens anbefalinger, både mundtligt og igennem vejledningen, korrigeres
for de lokale omstændigheder ift. miljøeffekter og priser igennem data og prissæt fra Københavns Energi og
DONG Energy.
2.2.1 Ved samfundsøkonomisk analyse
En analyse som denne går ud på at finde frem til, hvad der set over tid giver mest samfundsøkonomisk
overskud, også angivet som et projekts rentabilitet. Det kan sammenlignes med en mild cost-benefitanalyse, hvor fordele og ulemper diskonteres tilbage til en samlet nutidsværdi. Dermed vejes de fremtidige
omkostninger overfor de fremtidige fordele (ENS, vejl. 2007: 7). Omkostninger er eksempelvis investeringsog kapitalomkostninger, afgifter, løbende drift og vedligeholdelse, emissioner til luft mv. Her er der dog tale
om en bestemt ramme, hvor de danske myndigheder sætter rammerne (eks. for kalkulationsrenten,
afgiftstrykket) og delvist leverer datagrundlaget for fremskrivningsværdier. Ved at opgøre efter denne
standardmetode, sikres samtidig en samlet standard til vurdering af energiprojekter.
I denne rapport vurderes de samfundsmæssige omkostninger ud fra to scenarier med en
selskabsøkonomisk investering i henholdsvis fjernvarme og varmepumpeinstallation. Da de årlige indtægter
som bygherren/ejeren vil opkræve for at levere varme til sine lejere ikke medregnes, fluktuerer denne
beregning derfor kun omkostninger over projektets levetid. Derved foreskriver den samfundsøkonomiske
beregningsmetode, at projektet med de laveste samlede omkostninger over tid vil afgøre hvilket projekt, der
er mest omkostningseffektivt (ENS, vejl. 2007: 8). Med denne baggrund er det derfor irrelevant, om projektet
går op på bundlinjen i forhold til indtægter og udgifter, og derfor ikke angiver en samlet varmepris for
lejeren.
Her kunne det for eksempel være, at drivhusgasemissionerne for projekt 1 viste sig at være lavere over tid
end for det tilsvarende projekt 2. Derfor vil omkostninger forbundet til drivhusgas-emissionerne tynge den
samfundsøkonomiske vurdering af projekt 2.
Selvom projekt 1 således vil vise sig at være det samfundsøkonomisk mest omkostningseffektive, og vi bør
vælge det, kan der være omkostninger, som ikke kan opgøres, og usikkerhed forbundet til de anvendte
7
variabler, der derfor afgør, at de heller ikke bør gennemføres. Derfor kan konklusionen ende med at være, at
der bør indsamles ekstra data til videre analyse, før en endelig beslutning kan tages (ENS, vejl. 2007: 8). Det
afgørende er derfor at komme så tæt på at finde en reel nutidsværdi for de projekter som opstilles, hvorved
resultatet kan anskues som et pejlemærke for beslutningstagere.
Alle udgifter multipliceres med nettoafgiftsfaktoren på 17 %, dvs. en merværdi som samfundet kunne have
haft gavn af, hvis den omsatte kapital var investeret et andet sted og omformet til forbrugsgoder.
Nettoafgiftsfaktoren angiver derfor samfundets gennemsnitlige afgiftstryk og ”Faktorpriserne skal således
ganges med 1,17 for at bestemme værdien for husholdningerne af de forbrugsgoder, der alternativt kunne
produceres ved hjælp af de inputfaktorer, der anvendes i projektet” (ENS, vejl. 2007: 11). SO2 og NOX, som
blandt andet forsager partikelforurening og derfor er en specifik sundheds- og miljømæssig omkostning for
samfundet, skal ikke multipliceres med nettoafgiftsfaktoren, fordi disse omkostninger opgøres som direkte
skadesværdier for samfundet (ENS vejl. 2007: 11). Ved private investeringer som dem der vurderes i denne
rapport, skal der ikke kalkuleres med et skatteforvridningstab, da det ikke direkte ændrer på de offentlige
finanser (ENS, vejl. 2007: 13). Derfor tillægges alle værdier ikke de normale moms og afgiftsforudsætninger.
Foruden en bruger- og selskabsøkonomi opgøres i såkaldt ”levelized costs”(Levelized Energy Costs - LEC),
hvor omkostninger i projektets levetid såsom investering, kapitalforrentning, brændsel og drift og
vedligehold diskonteres og divideres med levetiden, til en gennemsnitlig pris for energiforbrug pr. år eller pr.
MWh. Disse tre værdiset diskonteres, men der medtages ikke den samfundsøkonomiske nettoafgiftsfaktor,
da afgifter og moms medtages for brugerøkonomi - afgifter for selskabsøkonomi.
2.2.2 Diskontering og følsomhedsanalyser
Ved den samfundsøkonomiske analyse diskonteres der som udgangspunkt med 5 %. Samtidig anvendes
den samme levetid på 30 år for de to installationsscenarier (ENS, tillægsblad til vejl. 2011:1f). Det formodes
dog, at varmepumper kan have en levetid på alt imellem 20 og 30 år, (se også afsnit 4.6). Der bør dog altid
anvendes samme levetid i sammenligning af projekter.
Ved diskontering menes, at der lægges en tyngde på fremtidige indtægter og udgifter, som derfor gør dem
mindre værd, når de forrentes tilbage til nutidsværdien (Pearce et al. 2006: 184). Fremtidige udgifter og
indtægter såsom omkostninger forbundet med drivhusgasemissioner vejes derfor mindre. Det kan følgelig
virke en smule etisk ukorrekt i henhold til, at f.eks. drivhusgasemissioner vil have en større effekt på
fremtidige generationer end for nutidens, da de marginale omkostninger ved at udlede et ton mere,
reducerer mulighederne for fremtidige generationers velfærd. Diskussionen om brugen (og ikke-brugen) af
en diskonteringsrente er derfor af afgørende betydning.
Diskonteringsformlen forudsætter at vægtningen i tid (Wt) afgøres ved at 1/(1+s)t. Hvis der diskonteres med
5 %, vil vores værdisætning efter 30 år være 23 % = 1/(1+0,05)30 = 0,23 af den oprindelige værdi (Pearce et
al. 2006: 184). Diskontering skal som udgangspunkt ses i lyset af en nytte-etisk forståelse af, at 1.000 kr. vil
være mere for dig i dag end de vil være for dig i morgen. De fremtidige forbrugsmuligheder vil derfor ikke
være ligeså attraktive set i en nutidig kontekst. Mere kapital til rådighed i dag vil derfor altid kunne forrentes
ellers forbruges, så højere velfærd opnås lige nu og her, modsat fremtidige forbrugsmuligheder, som er
behæftet med usikkerhed. Således bruges en diskonteringsfaktor for at gøre de økonomiske effekter
tidsmæssigt sammenlignelige (Halsnæs et al. 2007:41). Derfor vil en for lille vægtning af de fremtidige
økonomiske effekter indskrænke den nuværende generations forbrugs- og investeringsmuligheder. Nul
diskontering artikuleres derfor tit som ”forarmelsen af den nuværende generation”. Dette vil således være
gældende for hver enkelt generations nutidsbillede (Pearce et al. 2006: 185). Samtidig vil der i en normal
kalkulering af vækst i samfundet opnås større købekraft over tid, og derpå mindskes omkostningerne eller
fordelene for de fremtidige generationer. I det lys anvendes en høj kalkulationsrente, når omkostninger eller
8
forbrugsmuligheder for fremtidige generationer skal vægtes lavere, da der hersker usikkerhed omkring det
reelle niveau af disse faktorer.
Omvendt kan der anvendes en lavere kalkulationsrente, når omkostninger eller fordele for de fremtidige
generationer skal vægtes højere. Det kan eksempelvis ses i en optik af miljøeffekternes betydning for de
samfundsmæssige omkostninger i fremtiden. En for høj kalkulationsrente vil derfor fattiggøre de fremtidige
generationer, fordi ressourceforbruget og forureningen vil medføre større omkostninger og færre
forbrugsmuligheder (Chrintz og Færgeman, 2011: 9 og Halsnæs et al. 2007: 43f). I en mere utilitaristiske
tilgang eller kritiske forståelse af højere kalkulationsrenter vil argumentet derfor være, at værdien af en ha
regnskov eller et ton mindre CO2 er ligeså meget værd om 50 år som i dag, hvis ikke mere, da der er tale
om irreversible omkostninger ved at negligere dette for meget. Derfor kan finansiel kapital ikke som
udgangspunkt erstatte opretholdelsen af naturkapital eller biofysiske balancepunkter.
Målet vil derfor altid være at finde en middelvej for kalkulationsrenten, som er i overensstemmelse med
forventningerne til væksten i samfundet, de politiske beslutninger og den teknologiske udvikling, og
samtidig nøgternt vurderer, hvor højt fordele og omkostninger skal vægtes i fremtiden. Derfor er der i denne
analyse anvendt fremskrivningsfaktorer for udviklingen af luftemissioner samt en vurdering af de politiske
målsætninger, for til sidst at kunne fastsætte og vurdere omkostninger og fordele for de to
installationstyper. Der er også lagt vægt på at indsamle data og skabe et så godt teknisk fundament som
muligt, for opstillingen valide fremskrivningsscenarierne.
Da samfundsøkonomiske analyser som før beskrevet beror på en vis usikkerhed om de anvendte variabler,
bør der som udgangspunkt foretages følsomhedsanalyser. Derfor følges vejledningens afsnit 4.9 om
følsomhedsanalyser. I denne analyse diskonteres projekterne således med både de anviste 5 % og 3 %
som følsomhed for at imødekomme problemstillingen med fastsættelsen af en forsvarlig kalkulationsrente.
Deslige vil der blive benyttet henholdsvis højere og lavere kapitalforrentninger som følsomhed på
analyseresultatet (ENS, vejl. 2007: 20 og ENS, BF 2011: 6f).
2.2.3 Ved fremskrivning af elprisen
Elprisen er baseret på kontinuerlige udsving og selv for Energistyrelsen relativ umulig at forudsige på
længere sigt. Derfor er der kun tale om skønnede priser (ENS, BF 2011: 6). Omvendt fastlægges disse
priser ud fra vurderinger af udviklingen på Nord Pool, samt ny produktionskapacitet i Norden,
brændselspriser mv. I BF11 opgøres priserne også ud fra forskellige forbrugsmæssige sammenhænge, hvor
samfundsøkonomiske forhold tillægges de forskellige værdier, renset for moms og afgifter. Til opgørelse af
bruger- og selskabsøkonomi, tages der udgangspunkt i DONG Energys afgiftsopgørelse for elprisen i 2011.
2.2.4 Ved fremskrivning af fjernvarmeprisen
Københavns Energi vil skulle levere til kunderne i Nordhavn. I vejledningen og i BF11 forudsættes det, at der
tages udgangspunkt i den lokale pris samt omkostninger. Til opgørelse af bruger- og selskabsøkonomi
anvendes ligeledes KE’s afgiftsopgørelse(KE- Fjernvarmepris – vand, 2011).
2.2.5 Ved fremskrivning af miljøeffekter
Til fremskrivning af miljøeffekter er BF2011 som udgangspunkt anvendt til at sammensætte datagrundlaget.
Da der i analysen anvendes faste 2011-priser, er det kun ved miljøeffekterne, at udviklingen mellem 2020 og
2050 inddrages. Det er netop ved emissioner til luft, at der kan ses en ændring i fremtidens energiforsyning,
hvor de energipolitiske målsætninger og omstillingen af den centrale energiforsyning har indflydelse på
størrelsen af omkostninger til samfundet, som der bidrages med. Derfor har det en central betydning for
projekternes fremstilling. Som udgangspunkt må drivhusgasemissionerne dog ikke værdisættes i
sammenhæng med opgørelsen af omkostninger til el og fjernvarme, da kvotesystemet gør op for det, ved at
drivhusgasemissionerne er medregnet i den aktuelle energipris. Det skal forstås således, at betragtes den
9
marginale udledning for en ekstra kWh, så vil det resultere i en samlet reduktion andetsteds i den
kvotebelagte sektor (ENS, BF 2011: 21f). Samtidig må det forventes ud fra den givne energipolitik, at det
første der vil blive opført for at udbedre den ekstra efterspørgsel, vil være VE til ekstra kapacitet.
Miljøeffekten ved emissioner til luft betragtes derfor isoleret, således at vi kan se, hvilke af projekterne der
samlet set, ved at værdisætte dem, har den bedste miljøperformance over tid. Der skelnes mellem
drivhusgasserne CO2, CH4 og N2O og så de sundhedsskadelige effekter af SO2 og NOX. De to sidstnævnte
fremskrives uden nettoafgiftsfaktoren, da de repræsentere de samfundsøkonomiske omkostninger ved den
marginale udledning af et kg. For at få det 2011 priser er emissioner mellem 2009-2011 fremskrevet efter
nettoprisindekset. Alle miljøeffekter ved emissioner til luft diskonteres til sidst.
2.2.6 Overvejelser med baggrund i Cost/Benefit analyse
Som udgangspunkt kan der tales om en mild form for Cost/Benefit-analyse (CBA), hvor de to scenarier
opstilles på lige vilkår, og der tillægges værdi til eksternaliteter. Deri ligger, at der i denne analyse kun
beskrives mulige eksterne effekter for miljø- og samfundsmæssige omkostninger ved emissioner til luft- og
kapitalinvestering. Således kunne bl.a. forhold omkring støj, æstetik, ressourceforbrug og
forsyningssikkerhed inddrages i vurderingen af et projekts værdi. Derimod er der afgrænset fra disse
nævnte forhold, da det ikke har afgørende betydning i den løbende vurdering af de tekniske og teknologiske
egenskaber ved de analyserede installationsmuligheder. Overordnet handler det om at afgrænse projektets
omfang, og deslige at henlægge sådanne overvejelser til mere vidtgående analyser. For eksempel ville det
formentlig være en god idé at foretage en mere omfattende analyse af livscyklusperspektivet på
ressourceforbrug, forsyningssikkerhed og opgørelse af emissioner til luft, når der foreligger en mere
detaljeret plan for omkostninger og bebyggelsesplan af fase 2 i Indre Nordhavn. Herpå vil det således være
nemmere at opgøre f.eks. de naturressourcemæssige omkostninger forbundet til udbygning af ledningsnet
til fjernvarme versus individuelle varmepumper i resten af Indre Nordhavn.
2.3 Formål og valg af genstandsfelt
Der ønskes at demonstrere kendskab til og behandling af den samfundsøkonomiske vurderings- og
analysemetode ved at bedømme investerings- og projektmæssige tiltag i en samtidsrelevant
sammensætning med baggrund i økonomiske overvejelser, projekternes bæredygtighed og teknologiernes
placering i samfundet. Samtidig har det været et mål igennem dette projekts tilblivelse at arbejde med en
relevant problemstilling og praksis, som eventuelt kan afføde brugbare oplysninger til beslutning i en
konkret planlægningssituation. Overvejelserne omkring indkredsningen af genstandsfeltet er delvis bestemt
af den plansituation, som Københavns Kommune står overfor, hvor der bl.a. skal tages beslutning om
varmeforsyningen til Nordhavn. De udfordringer som skildres ved forsyning af lavenergibyggeriet er
samtidig ekstra relevant i en situation, hvor både politiske målsætninger, ønsket om at bæredygtig
byudvikling, usikkerhed om udviklingen af fremtidens energiforsyning og de reelle omkostninger for
samfundet skal afvejes i forhold til hinanden.
Derfor er der mange forhold, som kunne inddrages, men som tegner forskellige problemstillinger op. En
problemstilling som f.eks. har udformet sig igennem skriveprocessen, har været spørgsmålet om forholdet
mellem byggeri og mennesker. Hvad det er for en type bygninger, vi vil leve i, hvordan de er udformet og
hvordan de teknologisk kunne optimeres, så de passede bedre til nye forsyningsløsninger, bæredygtigt
materialevalg osv. Denne diskussion er yderst relevant for dimensioneringen af nye eller alternative
varmeforsyningsløsninger, men tegner samtidig en bredere problemstilling op, som ligger uden for det
nærværende projekts formål, ramme og kapacitet. Derfor er genstandsfeltet blevet indsnævret omkring, at
skulle vurdere to teknologiers muligheder for indpasning i en teoretisk energiramme, hvor et meget specifikt
aktørniveau er fastsat.
10
2.4 Anvendt data
Analysen beror på indsamling af både vejledende og konkrete tekniske data for opstilling af såvel
fjernvarme- som varmepumpeinstallation i nyt etageboligbyggeri. For at kunne beskrive de omkostninger,
som er forbundet til de to typer af installation, har det været nødvendigt at indsamle og anvende pris- og
omkostningsoverslag fra professionelle installatører og producenter. I indsamlingen af data har den
grundlæggende forudsætning været at komme så tæt på de virkelige priser og omkostninger forbundet
med forskellige typer af installationer som muligt. Overvejende har der vist sig at være tre muligheder for
installation med varmepumper, hvor et saltvandssystem er udgangspunkt. I det har de meget tekniske
forhold omkring forskellige installationsmuligheder og forsyning til den nye energiramme vist sig at være en
vurderingsmæssig udfordring. Derfor er der trukket på vejledning og overvejelser fra forskellige
virksomheder, der normalt arbejder med denne type af især varmepumpeinstallation. Ligeledes er der
anvendt information fra andre lignede projekter og Dansk Energi og Teknologisk Instituts publiceringer ”Den
lille blå om varme” og ”Den lille blå om varmepumper” (DE, 2008 og DE, marts 2011).
Energistyrelsens årlige teknologikatalog 1 er som udgangspunkt et brugbart instrument til at fastsætte
tekniske data for bestemte teknologier. Her er der desværre kun tale om varmepumper til central produktion
(store varmepumper), og derfor kan der ikke direkte gøres brug af kataloget her. ENS forventer dog at
udarbejde et energikatalog til individuel varmeproduktion inden sommer i år (ENS, 2012: b). Installations- og
investeringsforudsætninger er blandt andet fastsat med udgangspunkt i Teknologisk Instituts
”Potentialebeskrivelser for individuelle varmepumper” fra april 2010. Forud for fastsættelsen af
omkostninger og energiforbrug for de to installationsscenarier er der tillige indsamlet materiale og
overslagspriser fra følgende virksomheder:
Gastech-Energi A/S: Danner udgangspunkt for den samlede investeringsomkostning og energiforbruget i
scenarierne. I korrespondance og vejledning ud fra den fastsatte energiramme og klimaskærm har Erik
Frederiksen fra Gastech-Energi været behjælpelig med at udforme et prisoverslag på en
varmepumpeinstallation ud fra de fastlagte rammer. Ligeledes har han været behjælpelig med at beregne
energiforbruget i bygningen. Overvejelser og prisoverslag er vedlagt som Bilag 1.
Vølund A/S (NIBE-gruppen): Tonny Johansen fra Vølund har ligeledes været behjælpelig med prisoverslag
og vejledning om varmepumpeinstallation. Han har samtidig foretaget en mindre projektberegning, der har
dannet pejlemærke for fastsættelsen af omkostningsniveauet. Overslaget er vedlagt som Bilag 2.
ASAP Energy: Er distributør af Alpha InnoTec varmepumper i Danmark og har erfaring med større
saltvandsystemer og varmepumper. Efter vejledning og samtale om mulige installationstyper, har Regner
Carstens fra ASAP Energy bidraget med perspektiver til typen af installation. Hans kommentarer er vedlagt
som Bilag 3.
Metrotherm A/S (NIBE-gruppen): Rene Sass Teilmann har været vejledende omkring forskellige typer af
fjernvarmeinstallationer, hvor erfaringer fra konventionelt Københavnerbyggeri skulle sammenlægges med
kravene til bygningsklasse 2020. Samlet er det dog endt med et overslag på installationsprisen, som uanset
hvad vil være forholdsvis billig sammenlignet med varmpumpeinstallationen. Ligeledes om
varmtvandsforbruget ud fra vandnormen. Priser er vedlagt som Bilag 4. Samtidig er omkostningsniveauet
krydstjekket igennem KE’s overslagspriser i notat om ”Varmepumper og fjernvarme til forsyning af
lavenergibyggeri i København” (KE, maj 2011).
DMI (Danmark Metrologiske Institut): Anders Bjørnsson har været behjælpelig med at finde data på
vandtemperaturmålinger for Københavns Havn. Disse tal er vedlagt i Bilag 5.
1
”technology data for energy plants”, maj 2012
11
2.5 Afgrænsning og fravalg i analysen
I denne rapport afgrænses fra at gennemfører en omfattende analytisk behandling af store perspektiver
såsom biomassens reelle CO2-neutralitet i forsyningen og mere indgående om fleksibelt elforbrug. Disse to
størrelser må dog forventes at have en vigtig betydning for valget af varmeforsyning i fremtiden.
Derfor vil der ikke fremgå overvejelser om fjernvarmeforsyningens transformation til en mere
biomassedrevet kraftvarmeproduktion, og betyde for eksempelvis forsyningssikkerheden og de fremtidige
anvendte biomasseressourcers miljøeffekt på varmeproduktets miljøprofil. Desuden at udnyttelse af
biomassen fra eksempelvis halm, energiafgrøder og flis, kan indføres uden merskade på landbrugsjordens
fertilitet, vandmiljøet og sikringen af den danske biodiversitet. Ligeledes er der på nuværende tidspunkt en
vis usikkerhed forbundet til hvor stor effekt individuelle eller decentrale varmepumpeløsninger vil have på et
intelligent el-system og et dermed et fleksibelt forbrug. Afgrænsningen skal ses i forhold til at indsnævre
projektets fokus og bredde, velvidende at disse størrelser kunne have en yderst relevant karakter. Derfor må
der henvises til nye eller eksisterende analyser af disse forhold, for på baggrund af denne analyses
resultater, at kunne danne en mere omfattende baggrund for beslutning eller ståsted i henhold til de to
teknologiers individuelle potentialer. Det er derfor set bort fra at behandle disse forhold som andet en et
perspektiv på analysen. Det grundlæggende er derimod at påvise den givne teknologis
samfundsøkonomiske profil, ud fra det nuværende policy vindue og som et studie af en eventuelt
investering.
Der kunne også have været fokuseret på de forskellige stakeholders i sådanne byudviklingsprojekter, hvor
eventuelle markedsinteresser og byudviklingsperspektiver spiller ind, i forhold til etablering af central versus
decentral varmeforsyning. Her tænkes der specielt på aktørniveauet omkring typen af bygherrer,
implicerede varmeforsyningsselskaber og myndighedernes strategiske energiplanlægning, som i sidste
ende ville skulle projektere en sådanne varmforsyningsinstallation i fælleskab. Ligeledes hvilket præferencer
der foreligger i forhold til pris, pålidelighed, komfort, miljøprofil, brugeroplevelse mv. Fravalget af dette fokus
er sket med baggrund af omfanget af en sådanne analyse og ud fra at det ikke direkte vil have en konkret
betydning, for den isolerede opstilling af de to investeringsscenarier. Disse må formodes at være uændret,
uanset præferencer og tilhørsforhold. Derfor bør denne analyse opfattes som en økonomisk neutral og
videnskabelig vurdering, hvor parternes individuelle synspunkter ikke spiller en rolle.
Det var meningen i starten at der, i projektet, skulle være inddraget forhold omkring fleksibelt elforbrug i
fremtiden og potentialet for at varmpumper kunne danne forsyningsbuffer for det samlede energisystem.
Det ventes derfor at kunne være spændene perspektivprojekt, hvor denne analyse vil skulle kunne danne
baggrund. I så fald ville det være relevant at indregne en profil på et fleksibelt elforbrug, med dertilhørende
variabler. Dette må endvidere også forstås som en tosidet opgave, hvor de centrale
varmeforsyningsselskaber også skulle redegøre for deres muligheder i et fleksibelt el-system, hvor
kraftvarmeproduktionen naturligvis også vil få sine udfordringer. På den anden side hvordan indpasningen
af prisregulerede individuelle varmepumper kunne udgøre en rolle i fremtidens fleksible el-system og om det
ville have en konkurrencedygtig og miljømæssigeffekt.
12
3. Varmeplanlægning af Indre Nordhavn
I dette kapitel gennemgås og behandles de overordnede forudsætninger, som er vurderet til at have
indflydelse på opbygningen af de to scenarier. Den politiske udvikling og nye energiaftale af 22. marts 2012
for udviklingen i den danske energiproduktion vil eksempelvis have en afgørende indflydelse på
miljøeffekterne af ny varmeforsyning. Dertil kommer Københavns Kommunes (KK) egen klima- og
energiplanlægning, som vil have afgørende betydning for de valg, der skal sikre et CO2-neutralt København i
2025. Den 22. maj 2012 blev 2. del af Københavns Kommunes klimaplan fremlagt og samler op på den
første del ved at fremsætte rammerne for omstilling af energiforsyningen i hovedstaden mellem 2015-2025.
Derfor er der nu et samlet udgangspunkt for den omstilling, som København vil gå igennem i de næste
årtier. I forhold til scenariefremskrivningen har dette en afgørende betydning for det samlede energimiks og
tilhørende miljøeffekter. Hermed inddrages de overvejelser og hensyn, som tages i analysens
fremskrivninger. Først sammensættes dog det egentlige lov- og planmæssige grundlag for opstillingen af
fremskrivningsscenarierne.
3.1 Lov- og plangrundlaget
Diskussionen som dette projekt tager udgangspunkt i, handler samtidig om udviklingen indenfor nyt byggeri
og de energikrav, som bliver strammet gradvist, herunder om det kan ”betale sig” at udvide
fjernvarmeområderne, eller om nyt byggeri bør forsynes fra lokale eller decentrale anlæg (KE, maj 2011:1).
Lovrammen udgøres dels af Byggeloven (LBK nr. 1185), Lov om varmeforsyning (Varmeforsyningsloven LBK nr. 1184), herunder Bekendtgørelse om tilslutning m.v. til kollektive varmeforsyningsanlæg
(Tilslutningsbekendtgørelsen - BEK nr. 690) og Bekendtgørelse om godkendelse af projekter for kollektive
varmeforsyningsanlæg (BEK nr. 1295)2 . Hertil kommer Lov om planlægning (Planloven - LBK nr. 937)
hvorefter der foreligger en egentlig kommunal planlægning af varmeforsyningen, som lovmæssigt
fastsættes igennem kommunal- og lokalplaner.
Som udgangspunkt kan kommunalbestyrelsen pålægge tilslutningspligt til kollektiv varmeforsyning jf.
Tilslutningsbekendtgørelsens § 2 i henhold til Varmeforsyningslovens § 11 – 15. Dette er som udgangspunkt
fastsat for at sikre en høj grad af samfundsøkonomisk billig fjernvarme. Men som følge af de
omstændigheder for udbygning af lavenergibyggeri jf. bygningsreglementets løbende ændringer er der
skabt delvis uvished om fjernvarmens rolle i fremtidens varmeforsyning (KE, maj 2011: 1).
Kommunalbestyrelsen kan samtidig dispensere grundejere for tilslutningspligten til nyt eller eksisterende
byggeri, jf. § 17 til bekendtgørelsen (og ændring af bekendtgørelsen ved BEK nr. 1182 af 13. dec. 2011).
Man kan sige, at fjernvarme til stadighed betragtes som et biprodukt af el-produktionen fra kraftvarme og
affaldskraftvarme. Derfor vil omstændighederne for, hvor omkostningseffektivt og miljørigtigt fjernvarmen er
og kan blive, skulle samfundsøkonomisk opvejes mod alternative løsninger. Desuden stiller fremtidens
energiforsyning store krav til indpasning af fluktuerende VE kilder såsom vind (DE og Energinet.dk 2010: 5).
Derfor er der behov for at vurdere alle fremtidige udvidelser af fjernvarmeområderne i en
samfundsøkonomisk- og bæredygtighedskontekst.
2
Populært også kaldet ”projektbekendtgørelsen”. De omtalte love og bekendtgørelser kan findes via www.retsinformation.dk
13
3.1.1 Varmeplanlægning af lavenergibyggeri i Nordhavn
Byudviklingen med nyt lavenergibyggeri i de større byer har i de seneste mange år påvirket forholdet
mellem generel fjernvarmeudvidelse og muligheden for alternativ varmeforsyning. Som Energistyrelsen
skriver:
”For nyopførte lavenergibygninger gælder, at kommunalbestyrelsen skal meddele dispensation fra tilslutnings- og
forblivelsespligten. Dette skyldes, at de lavenergibygninger, som opføres i dag, er så velisolerede og energieffektive, at
udgifterne til installering og tilslutning til fjernvarme og individuel naturgasforsyning vil være store set i forhold til det
årlige energiforbrug. Det vil derfor ofte ikke være økonomisk attraktivt at tilslutte sig et kollektivt system.” (ENS, 2012: a)
Københavns Kommunalplan 2009 udpeger herved alle større byudviklingsområder til lavenergibyggeri
(KK-KP09, 2009). Samtidig forventes det i kommunalplanen at byudviklingsprojekter bliver udlagt som et
fjernvarmeområde herunder Nordhavn. Bolig- og bygningsejere er derfor som udgangspunkt underlagt krav
om tilslutning til kollektiv varmeforsyning (KK, Lokalplan 463: 13). Der gives dispensation fra
tilslutningskravet for byggeri i laveste energiklasse, jf. § 17 i tilslutningsbekendtgørelsen.
Derpå har KK valgt, at nyt byggeri i Nordhavn per definition skal opføres i overensstemmelse med den
laveste energiklasse. Det udtrykkes således i Lokalplan 463 for Århusgadekvarteret, at:
”Nybyggeri udlægges til at blive opført i overensstemmelse med kravene til lavest gældende energiklasse, jf. det til en
hver tid gældende bygningsreglement. Frem til 2015 kan det tillades at anvende lavenergiklasse 2015 i stedet for laveste
energiklasse (lavenergiklasse 2020). Herved gives byggebranchen tid til at omstille byggeprocesser og
byggeprogrammer for at kunne leve op til lavenergiklasse 2020. Tilladelse til fravigelse kan ske efter en konkret
miljømæssig og økonomisk vurdering” (KK, Lokalplan 463, 2011: 13).
Før der kan dispenseres for tilslutningskravet eller planlægges udvidelse af fjernvarmeområdet, skal
kommunalbestyrelsen foretage en energimæssig, samfundsøkonomisk og miljømæssig vurdering, jf. § 3, 7,
9 og 24 i ”Bekendtgørelse om godkendelse af projekter for kollektive varmeforsyningsanlæg”
(projektbekendtgørelsen).
3.2 Energirammen for nyt lavenergibyggeri i 2020
I bygningsreglementet (BR10) er der fremsat en ny energiramme kaldet Bygningsklasse 2020. Den betegnes
også som ”frivillig”, hvormed der endnu ikke stilles krav herom. Det forventes dog, at bygningsklassen vil
blive standard fra 2020 (BR10: stk. 1 til 7.2.5.2 og 7.2.5.3). Derpå realiseres den tidligere energipolitiske
aftale fra 2008 om, at energiforbruget i nye bygninger skal reduceres med mindst 25 pct. i 2010, 25 pct. i
2015 og til sidst 25 pct. i 2020. I alt en reduktion på mindst 75 pct. senest i 2020 (Energiaftale 2008: 2).
På nuværende tidspunkt findes der dog ikke mange erfaringer med bygninger med denne energiramme.
Dog må det formodes, at kravene vil blive standard og derfor få effekt fra fase 2-udviklingen af Indre
Nordhavn. I BR10 forskrives den frivillige energiramme ud fra disse krav:
Tabel 1: Bygningsklasse 2020
• 7.2.5.2 Lavenergiramme for boliger, kollegier, hoteller m.m. stk.1. En bygning kan
klassificeres som en bygningsklasse 2020, når det samlede behov for tilført energi til
opvarmning, ventilation, køling og varmt brugsvand pr. m2 opvarmet etageareal ikke
overstiger 20 kWh pr. år.
• 7.2.5.1 Fælles bestemmelser for bygninger omfattet af bygningsklasse 2020 stk. 1.
Bygninger omfattet af bestemmelserne i kap. 7.2.5.2 eller 7.2.5.3 skal udføres, så det
dimensionerende transmissionstab ikke overstiger 3,7 W pr. m² klimaskærm, når
bygningen er i én etage, 4,7 W når bygningen er i 2 etager og 5,7 W når bygningen er i
3 etager og derover. Arealet af vinduer og døre og transmissionstabet gennem disse
medtages ikke i beregningen.
14
3.3 Bygningstyper i Indre Nordhavns fase 2
På nuværende tidspunkt mangler endnu den konkrete lokalplanlægning af fase 2-udvidelsen (ventes mellem
2015-2020). Derfor vil begge scenarier i denne analyse blive baseret på en formodning eller et skøn, om de
typer bygninger som skal opføres ved Kalkbrænderiløbet og Orientbassinet. Som det ses beskrevet i
lokalplanen for Århusgadekvarteret, er det kun ud fra Kommunalplan 2009 og Nordhavnsstrategien, at fase
2 endnu er fastsat:
”Bebyggelsesplanen er knyttet naturligt op på strukturplanen, og er afgrænset til den del af Nordhavn, der i henhold til
kommuneplanen kan udbygges i 1. del af planperioden, det vil sige cirka 400.000 etagemeter. Da Kommunen pt. ikke
har tilsagn fra Staten om at kunne gennemføre mere end den første fase, skal bebyggelsesplanen kunne stå alene, og
forudsætter således ikke en fuld realisering af Nordhavnsprojektet” (KK, Lokalplan 463: 3).
Derfor må der i denne analyse opstilles et mål for den type bygning, som indgår i fremskrivningsscenariet. I
tillæg nr. 2 til Kommunalplan 2009 beskrives visionen om byudvikling af Indre Nordhavn i fase 1 og 2.
Nordhavn skal være et socialt bæredygtigt byggeri med boliger i alle prisklasser. Den første del som aftalen
dækker, handler samtidig om Indre Nordhavn, hvor der samlet skal udvides med 600.000 etagemeter (KK,
11. Februar 2010: 3).
På næste side ses kort over det skraverede område som bl.a. vil udgøre fase 2 (Det øverste af den orange
ramme). Kortene er taget fra Københavns Kommune ” Århusgadekvarteret I Nordhavnen - Forslag til
kommuneplantillæg og lokalplan 463”:
15
(Kort over byudviklingen af Indre Nordhavn - Københavns Kommune, 2011)
16
Denne fase 2 forventes påbegyndt fra 2018 og frem (B&H, 2009: 2). Det samlede grundlag for byudviklingen
af Nordhavn er nærmere beskrevet i ”Forslag til lokalplan og kommunalplantillæg for Århusgadekvarteret”,
hvor et uddrag kan ses herunder:
”I december 2005 indgik staten og Københavns Kommune en såkaldt principaftale om byudvikling af Nordhavn
(tillægsaftale til principaftale om etablering af en Cityring m.v.). Det følger af aftalen, at der skal ske byudvikling af
minimum 400.000 etagemeter bolig og erhverv i Århusgadeområdet og 200.000 etagemeter i forlængelse heraf. Aftalen
blev gjort til lov i 2007 (lov nr. 552 af 6. Juni 2007 om en Cityring og lov nr. 551 af 6. juni 2007 om Metroselskabet I/S og
Arealudviklingsselskabet I/S (Arealudviklingsselskabet I/S har den 14. maj 2008 skiftet navn til Udviklingsselskabet By &
Havn I/S)” (KK, Forslag til lokalplan og kommunalplantillæg, 2011: 11)
Det er således forsyning af de 200.000 m2, som er udgangspunktet for analysescenarierne. Da planlægning
af fase 2 endnu kun er på papiret, og der ikke foreligger konkret plantegning af bygninger m.v., må
scenariet simplificeres. Det forestilles således, at fase 2 skal have et sammenhængende arkitektonisk
særpræg, som ligger i forlængelse af planerne for Århusgadekvarteret (fase 1). Derfor kan vi tillade os at
kigge en smule nærmere på lokalplanen for Århusgadekvarteret, som en målestok for udviklingstankerne
bag hele Indre Nordhavn. En overvejende del af Århusgadekvarteret skal opføres som karrébyggeri og
udformes med etagemeterareal, der svinger fra 2.400 – 7.000 m2, hvoraf størstedelen ligger i omegnen af
5.000 m2 pr. bygningsfelt (KK, Lokalplan 463: 55). Derfor sættes rammen for scenarierne ud fra
formodningen om opførelsen af et enkelt etagebyggeri på 5.000 m2.
Visionen for Århusgadekvarteret tegner samtidig et billede af et livligt byrum, hvor selve Århusgade skal
fungere som handelsstrøg. Desuden vil flere af karréerne i bydelen huse såkaldte aktive stuetager, med
mulighed for smådetailhandel og cafémiljøer. På den måde må det forventes, at fase 2, ligesom denne fase
1, vil have det samme særpræg. Derimod ventes resultatet af den første udvidelse at kunne afføde nogle
overvejelser omkring udviklingen af erhvervsarealerne for fase 2. Således vil ”Rammen for detailhandel
revurderes, efter at Århusgadeholmen er udbygget, med henblik på en tilpasning til det fremtidige
kundegrundlag” (KK, Forslag til kommunalplantillæg og lokalplan 2011: 17). Derfor fremlægges scenarier
med et udgangspunkt om et etagebyggeri på i alt 5.000 m2 uden en erhvervsmæssig procentdel, som
derfor udelukkende er tiltænkt som boligbyggeri. I lokalplanen for Århusgadekvarteret fremsættes også en
vision for byrummet og typen af bygninger, som vil præge Indre Nordhavn. Her står:
”Bebyggelsesplanen har en tæt bystruktur og indeholder relativt små byggefelter med bygninger i primært 3 til 6 etager
samt enkelte store bygninger. De forholdsvis små og opdelte byggefelter giver bydelen et sammensat og mangfoldigt
præg og skal understøtte en by med en ’menneskelig skala’. I den tætte bystruktur er der arbejdet med forskydninger af
byggefelter for at give varierede rumligheder og gode mikroklimatiske forhold.” (KK, Lokalplan 463, 2011: 6)
Dette betyder at der kan forventes et lignende scenarie for resten af Indre Nordhavn, hvor relativt små
karrébyggerier ventes at blive opført på et sted mellem 3 og 6 etager. Scenarierne vil derfor tage
udgangspunkt i en fremstilling af etageboligbyggeri på 5.000 m2 i laveste energiramme - Bygningsklasse
2020, jf. afsnit 3.2. Vores basisår er derfor efter den endte planperiode ligeledes 2020 og ikke 2018, som
strategien fra 2009 forudsatte. Samtidig stemmer det overens med forventningen om, hvornår BR2020
bliver standard, jf. afsnit 3.2 for boligbyggeri. Det betyder, at for et sådant etageboligbyggeri må den tilførte
energi til varme, ventilation, VBV og evt. køling ifølge reglementet ikke overstige 100.000 kWh/år (5000 m2 x
20 kWh/år). Grundplanet sættes herefter til en base på 1.000 m2, så vi har med en 5 etagers bygning at
gøre.
17
3.4 Energipolitik og energiforsyning
For at kunne tale om energitilførslen til nyt byggeri og dens miljø- og samfundsmæssige påvirkning, bør vi
danne os et billede af, hvilke fremtidige ændringer i energisystemet, der vil påvirke vores scenarie, deslige
som baggrund til at vurdere resultaternes placering i den samfundsmæssige udviklingskontekst. Som
beskrevet i afsnit 2.4.
Københavns varmesystem er som udgangspunkt baseret på fjernvarme fra affaldsforbrænding og
kraftvarme. Varmeforsyningen består primært af et fjernvarmenet baseret på vand og damp, som kan dele
lasten på anlæggene i byen via fjernvarmevekslere på de forskellige kraftvarmeenheder. Der tilføres
kraftvarmeproduktion fra de tre forbrændingsanlæg Amagerforbrænding (AMF), Vestforbrænding (VF) og
KARA/Novoren samt rensningsanlægget Lynetten (RLF). DONG Energy, KE, VEKS og CTR ejer også et
geotermisk anlæg på Amager, som forventes at skulle opgraderes til et stjerneanlæg i de kommende år. Det
ovenstående regnes som den prioriterede produktion i forsyningen. Dernæst tilføres grundlast fra de fire
centrale kraftvarmeværker, Amagerværket (AMV), Avedøreværket (AVV), H.C. Ørstedværket (HCV) og
Svanemølleværket (SMV), hvor førstnævnte er ejet af Vattenfall og de sidste tre er ejet af DONG Energy.
Derudover ejer CTR, VEKS og KE spidslastproduktion på ca. 30 centraler som backup for grundlastblokken
om vinteren (Varmelast.dk 2011:a). KE distribuerer også bygas og fjernkøling til det centrale København.
Lokalt 3 produceres der store mængder strøm på især de centrale kraftvarmeanlæg og på
havvindmølleparken Middelgrunden.
3.4.1 Forventede ændringer i hovedstadens energisystem frem mod 2025
For at se på ændringerne i energisystemet, tages der udgangspunkt i den forventede omstilling, som ses
beskrevet i Varmeplan Hovedstaden 2
(VPH 2), udfærdiget i efteråret 2011 af hovedstadens
varmeselskaber VEKS, CTR og KE. Deslige har KK nu samtidigt udgivet deres klimaplan frem mod 2025,
hvori de forventede ændringer til energisystemet og tilhørende planprocesser ses beskrevet. Begge planer
bygger på et fælles grundlag om en CO2-neutral energiforsyning i 2025.
Varmeforsyningen vil skulle ændres meget i de kommende årtier, da København har et stort fjernvarmenet,
som er meget bundet op på kraftvarmeproduktionen på en række centrale værker – hvor der samtidig
produceres en stor mængde el. En del af disse værker står nu til ombygning eller lukning, for at kunne
opretholde målsætninger om en CO2-netutral forsyning i 2025 samt skabelsen af en effektiv indpasning af
mere VE i forsyningen, som det står beskrevet i Varmeplan Hovedstaden 2:
”(…) forventes det, at blok 7 på Svanemølleværket og blok 7 på H.C. Ørsted Værket vil blive lukket pga. nedslidning og
af hensyn til at kunne overholde fremtidige miljøkrav. Samlet set repræsenterer disse kraftvarmeenheder en
varmeproduktionskapacitet på ca. 350 MJ/s. Derudover forventes det, at H.C. Ørsted Værkets blok 8 på 53 MJ/s tages
ud af drift omkring 2025. Hvis der ikke etableres erstatningskapacitet for disse værker, vil varmeproduktion på
spidslastanlæg blive øget betydeligt” (VPH2, 2011: 6).
Hvis spidslast øges, vil det sandsynligvis medfører større udledning, da de fleste anlæg i dag er baseret på
olie eller naturgas. Fjernvarmeforbruget forventes at blive nogenlunde uændret og eventuelt stige en smule
fra omkring 35 PJ i dag til 34-39 PJ i 2025 (VPH2, 2011:6). Forventningerne til udviklingen i
fjernvarmeforbruget kombineret med de udtjente kraftvarmeblokke peger på, at det kan være relevant at
investere i ny grundlastkapacitet frem mod 2025 (VPH2, 2011: 21).
3
Med ”lokalt” menes, at der omtales de i hovedstaden geografiske placerede anlæg. Alle centrale produktionsenheder udbyder og
sælger strømmen igennem det nordiske el-system (Nord Pool).
18
”Endvidere skal der i nærmeste fremtid træffes beslutning om forventede investeringer i levetidsforlængelse
af Amagerværkets blok 3 og Avedøreværkets blok 1. Efter en sådan levetidsforlængelse kan disse blokke
være i drift frem til efter 2025” (VPH 2 – 2011: 6).
Varmeselskaberne i København vurderer derfor forskellige muligheder for erstatningskapacitet af de ældre
blokke, herunder etablering af ny forbindelse fra Avedøreværket ind til byen. Her har ombyggede anlæg,
fyret med biomasse, vist sig mest omkostningseffektive, mens også udvidelse af den geotermiske
produktion med nye anlæg eller centrale varmepumper er i fokus. De sidstnævnte to løsninger lider dog af
afgiftsmæssige problemstillinger ift. den tilførte processtrøm, som disse anlæg kan kræve afhængig af
teknologisammenhængen – el til varme/varme til varme (VPH2, 2011: 7 og 25). Det gør de el-baserede
løsninger dyrere ud fra det konkrete virkelighedsbillede set i forhold til ombygning eller nye anlæg, baseret
på biomasse eller affald. Det geotermiske anlæg bør hermed også etableres i tilslutning til
forbrændingsbaserede anlæg, hvor drivvarmen kan udnyttes med absorptionsvarmepumper og hvor
produktionsfordelene samtidig er størst ved store anlæg (ENS, Geotermi 2009: 11). De geotermiske reserver
i hovedstadsområdet er samtidig opgjort til at kunne dække et sted mellem 30-50 % af det nuværende
fjernvarmebehov i tusindvis af år og til konkurrencedygtige priser (DONG Energy 2008: a). Derfor ligger en
kombination af biomassebaserede kraftvarmeanlæg, mere geotermi og store centrale varmepumper som
særdeles interessante fremtidsinvesteringer. Dermed kan vi altså forvente en mere differentieret
fjernvarmeforsyning, hvor der modtages varme fra både alternative VE-kilder og traditionelle
kraftvarmeblokke, hvor der fyres med biomasse.
Det uændrede varmeforbrug er imidlertid ikke med KK’s Klimaplan 2025. Varmeselskaberne vurderer, at
fjernvarmen skal udvides til især naturgasfyrede områder. Derfor er det et spørgsmål om, hvorvidt
energieffektiviseringen i bygninger eller udvidelserne slår hårdest igennem (VPH2, 2011: 23). I den nye
Klimaplan 2025 øges forventningerne til energieffektiviseringer i byggeriet som et centralt punkt for at nå
målene i 2025. Varmeforbruget ventes dermed at kunne blive reduceret med 20 % mod 2025. Tilmed er
målsætningen, at el-produktionen baseres 100 % på vind og biomasse, og at det samlet overstiger det
faktiske forbrug indenfor kommunegrænsen (KK. Klimaplan 2025, 2012: 9). Det betyder grundliggende, at vi
teoretisk set kunne slå en cirkel rundt om København og kalde hovedstaden CO2-neutral i 2025. Der
afgrænses i scenarierne fra en åben og lukket energiforsyning, hvor virkeligheden selvfølgelig er, at
fjernvarmen er lokalt betonet, og el-produktion er koblet sammen med det Nordiske el-net (m.v Europa).
I forhold til Nordhavn er det besluttet i Lokalplan 463, at energiforsyningen skal bygge på et bæredygtigt
grundlag i overensstemmelse med den store vision for Nordhavnen. Derfor vil KK og By & Havn arbejde for
at:
”(…) etablere bæredygtige innovative løsninger, heriblandt partnerskaber
for integrerede energisystemer i Nordhavn. Københavns Kommune og By & Havn ønsker at sikre CO2-neutral strøm fra
vindmøller til Nordhavn og vil arbejde sammen om at realisere dette i forbindelse med byudviklingen.” (KK, Lokalplan
463, 2011: 13)
3.4.2 Den danske energipolitik frem mod 2020
Det nyeste danske energiforlig (af 22. marts 2012) lægger grundstenen for en generel omstilling af den
danske energiforsyning frem mod 2050, væk fra fossile energikilder. Her satses der specielt på
udbygningen af vindkraften på hav (1.000 MW – Kriegers Flak/Horns Rev II) og kystnære møller (500 MW).
Samtidig vil udskiftningen af landmøller løbende effektivisere produktionen med yderligere 500 MW
(Energiaftale af 22. marts 2012: 2f). Dertil kommer støtte til forskning og udvikling af teknologi indenfor
bølge- og solenergi (Energiaftale af 22. marts 2012: 3). Samtidig forestår der en generel omstilling af den
danske kraftvarmeforsyning fra olie, kul og gas til biomassebaserede anlæg. Fjernvarmenet undersøges for
mulig udvidelse og fremtidig rolle i forsyningen. Heri satses også på, at geotermi og store varmepumper
19
ønskes udbredt, hvortil potentialet i denne type forsyning undersøges og støttes med en mindre pulje
(Energiaftale af 22. marts 2012: 3f). I henhold til denne rapports scenarier og anbefalinger i Energistyrelsens
basisfremskrivninger skal vi dog tage udgangspunkt i de lokale forhold, jf. afsnit 3.4.1. Sammenlagt betyder
det, at den danske VE-andel i el-produktionen vil blive udvidet fra ca. 33,5 % i dag til 46,5% af forsyningen i
2020. CO2-emissionerne fra elforsyningen korrigeres fra basisfremskrivningen af april 2011 til 199 kg/MWh i
2020. Her er der taget forbehold for øget udenrigshandel, og at Danmark går fra at være nettoimportør til at
være nettoeksportør af el. Andre miljøskadelige effekter ved emissioner til luft ventes at være uændret, da
kraftvarme- og forbrændingsdelen af forsyningen blot vil øge den danske energiproduktion – og dermed
eksporteres (ENS, notat 22. marts 2012: 3).
Individuelle olie- og gasfyr udfases også inden for de næste 5 år, hvortil nye løsninger, såsom varmepumper
og solfangeranlæg, ventes at erstatte dette segment, især uden for fjernvarmeområderne. Samtidig udvikles
der strategi for energibesparelser i det eksisterende byggeri, og der laveres lovændringer, der skal
imødekomme ejer/lejer-problematikken vedrørende energirenoverings-investeringer i lejeboligmassen. Det
sidste vil vise sig at kunne være specielt gunstigt for at nå målsætningerne i København. Derfor øges den
nationale indsats for at udbrede de energieffektiviseringer, som også KK fokuserer kraftigt på i Klimaplan
2025. Udbredelsen af smarte el-net er også i hovedfokus, fordi ”realisering af målet om udfasning af fossile
brændsler forudsætter fortsat udbygning af el-systemet, og at denne udbygning sker intelligent”
(Energiaftale af 22. marts 2012: 4).
20
4. Grundlæggende forudsætninger for opstilling af
scenarier
I dette kapitel fremlægges de grundlæggende antagelser og datagrundlag, som scenariefremstillingerne
baseres på. Forud for enhver samfundsøkonomisk fremstilling må sådanne forhold gøres op. Formålet er
derfor at komme så tæt på praksis som muligt, ud fra den forudsætning, at der præsumeres på en fremtidig
investering. Der fremlægges hermed et fundament for en antagelse om opførelse af et etageboligbyggeri på
5.000 m2 i Indre Nordhavn. Omkostninger opgøres i 2011-priser, og derfor er funktionen baseret på en
nutidig investering med samfundsøkonomiske variabler, der inddrager de energipolitiske forhold beskrevet i
forrige kapitel fra år 2020 og i resten af investeringens levetid. Rapporten lægger som udgangspunkt en
selskabsøkonomisk vinkel på investeringerne, hvor bygherrer må formodes at skulle indhente tilbud på en
dimensioneret installation. Herefter er det et spørgsmål om, hvilke omkostninger selve installationen vil
medføre i en samfundsøkonomisk kontekst.
For en bygning med 5.000 m2 bolig inddeles den i lejligheder på gennemsnitligt 110 m2 pr. stk. Det giver i alt
45 boligenheder. Ud fra DS 439-vandnormen er der beregnet 2,3 person pr. lejlighed for et sådant byggeri,
som i alt vil udgøre 103 beboere (Bilag 4). Der regnes med at der anvendes 130 l. vand pr. pers. i døgnet.
Samtidig opgøres det gennemsnitlige VBV forbrug til 750 kWh pr. person. Forbrugsmængden af VBV er
baseret på DONG Energy’s overslag i Energiforum (DONG Energy, 2012: b).
4.1 Udgangspunkt for fjervarmeforsyning
For opstilling af et scenarie med fjernvarme vurderes en situation, hvor KE skal levere fjernvarmen til og
med stikledningen og hovedhaner. I det tekniske reglement om fjernvarmeleverance fra KE gælder kundens
del derfor hele tilslutningsanlæg, opvarmningsanlæg og varmtvandsinstallation (KE, teknik, 2007).
Udbygningen af fjernvarmenettet til Nordhavn foretages i forvejen til Århusgadekvarteret i henhold til
lokalplan (KK, Lokalplan 463: 13). Derfor må omkostninger forbundet med etablering af ekstra ledningsnet i
det resterende Indre Nordhavn samles om forsyning til de 200.000 m2, der ventes for fase 2. Dog har
konkrete opgørelser fra KE omkring omkostningsniveauet for udbygningen af fjernvarmenettet i denne del af
Nordhavn ikke været muligt at fremskaffe4. Derfor kan der ikke laves et sammenligningsgrundlag ud fra en
selskabs- og samfundsøkonomisk betragtning, for på den måde at kunne se forskellen mellem den
investering, som skulle foretages i udvidelse af fjernvarmenettet, overfor de indtægter, der ville være fra en
given kundekreds, svarende til målingerne i denne analyse. Dermed fastlægges den overordnede
overvejelse ud fra selve basisinvesteringen fra et kunde- og investeringssynspunkt.
Levetiden for en fjernvarmeunit i et almindeligt karrébyggeri vurderes at være i omegnen af 30 år. Der skal
reinvesteres i fjernvarme- og stikinstallationen efter 15 år til ca. 10.000 kr. (COWI m.fl., 2009: 96). De årlige
drifts- og vedligeholdelsesomkostninger sættes til 4 % af investeringen.
4.2 Dimensionering af fjernvarmeinstallation
I sammensætningen af holdbar fjernvarmeløsning er det vigtigt at finde den passende effekt på
fjernvarmeunitten, således at der ikke tabes unødig varme i systemet, og omkostninger til effektbidrag ikke
overstiger det aktuelle behov. Samtidig skal unitten kunne varme rigeligt op på de kolde vinterdage. Da det
er VVS-installatøren, som skal give et overslag på en færdig installation, er der taget udgangspunkt i et
sådant pris- og installationsoverslag fra Metrotherm A/S.
4
Jeg har været i tæt kontakt med KE igennem hele dette projekt, men da planerne endnu ikke er fastlagte og der har hersket
usikkerhed om grænserne for fase 2, har jeg ikke kunnet få udleveret disse data.
21
Det forudsættes for brugerinstallation til opvarmning og VBV, at der kan anvendes en relativt lille
fjernvarmeunit med en effekt på 28,5 kW, da varmebehovet er mindsket ved, at den stærke klimaskærm vil
kunne hindre et større transmissionstab. Der forudsættes samtidig elektronisk styring da det er påkrævet af
KE (KE, teknik, 2007). For at kunne holde effekten på unitten nede, installeres samtidig en ladekreds, der
sikrer et buffersystem, i modsætning til et konventionelt vekslersystem, således at dagsforbruget udjævnes
over døgnet (Bilag 4 og Metrotherm A/S: a). Dertil to buffertanke til udligning af døgnforskellen.
Investeringsomkostninger fastsættes med baggrund i overslaget fra Metrotherm, se bilag 4, og som hvist
nedenfor i tabel 2:
Tabel 2: Fjernvarmeinvestering
Nettoinstallatørpris (kr.)
Unit med vejrkompensering og cirkulationspumper
25.000
Ladekreds med elektronisk styring
25.000
2 x 450 liters buffertanke
30.000
Drift og vedligeholde
3200 (pr. år)
Reinvestering efter 15 år
10.000
(Overslag fjernvarmeinstallation – alle priser i tabel 2 er rundet op eller ned, fra kilde. Se bilag 4)
KE har til sammenligning i deres notat om forsyning af lavenergibyggeri i København fastsat en
brugerinstallation til 110.000 kr. for et karrébyggeri (netto svarer det til 88.000 kr.). Samtidig regnes der med
et effektbehov på 120 kW og omkostninger til D&V på 3000 kr. (KE, maj 2012: 3). Ved opstillingen i tabel 2
spares derfor en del ved, at der ikke skal betales så høj en ydelse for tilslutningen, og samtidig en del
mindre i effektbidrag som baseres på tilslutningseffekt kW. KE’s beregninger dannes et scenarie med et
mindre karrebyggeri på 2.000 m2, hvortil denne analyses scenarier arbejder med 5.000 m2. Dertil vil en unit
på eksempelvis 250 kW have en højere nettoinstallatørpris på ca. 50.000 kr. i alt.
KE har siden 2010 afprøvet forsyning ved lave fremløbstemperaturer til Vesterbro og Kalvebod Brygge
(75 °C mod normalt 95 °C). Her kan der spares store mængder energi, hvis det viser sig at kunne køre med
så lavt et fremløb i fremtiden. Det vurderes samtidig i Københavns Kommune, at der skal opperes med lave
fremløbstemperaturer til Nordhavn5.
KE medregner i deres projekter brugernes adfærdsmønstre, som de vurderer spiller en væsentligt rolle. Da
BR-kravene er fremsat med baggrund i en indendørstemperatur på 20° C, vurderes det derfor, at et højere
forbrug til rumopvarmning og VBV samlet kan forudsætte et 20 % større varmeforbrug (KE, september
2010: 8 og KE, februar 2009: 52). Besparelsen ved lavere fremløbstemperaturer kan derfor groft skønnes at
blive udlignet af ændrede adfærdsmønstre.
Som udgangspunkt for bruttoenergiforbruget, fremsættes energirammen i BK2020 som beskrevet i afsnit
3.2, at der maksimalt må tilføres energi svarende til 20 kWh/m2/år. Arealet af en karrébygning på 5.000 m2
vil derfor kunne benytte op til 100.000 kWh om året for at opfylde energirammen. Ved et VBV behov på 750
kWh x 103 personer fås derfor alene et forbrug på 77.250 kWh. Erik Frederiksen fra Gastech-Energi har i
hans beregning sammenholdt VBV-behovet og estimeret opvarmningsforbruget til sammenlagt at være
111.520 kWh, når der samtidig korrigeres med et transmissionstab på maksimalt 5,7 W/m2. Dertil er der
regnet med et grundplan på 1.000 m2 og 5 etager af 2.9 m (Bilag 1). Der skal samtidig medregnes et
elforbrug til ventilation og centralvarmepumper. Ud fra disse forudsætninger kan energirammen på de
100.000 kWh tilført energi ikke opnås for fjernvarmeinstallationen. Det samlede energibehov til VBV og
opvarmning fastættes dog ud fra Frederiksens beregning. Dog skal alle større bygninger have god
ventilation, og derfor må dette energiforbrug medtages.
5
Baseret på oplysninger fra Hanne Christensen, KK, TMF.
22
Elforbruget til cirkulationspumper og ventilation opgøres ud fra DE’s nøgletal for varme- og elforbrug i
etageboliger, som forudsætter sammenlagt ca. 0,8 kWh/m2/år for pumper. Deslige fastsættes elforbruget til
ventilationsanlæg at være 5 kWh/m2/år, grundet at der må kunne forventes en effektivisering af teknologien
frem til 2020, hvor denne vejledning er udgivet i 2008. Nederst ses tabel 3 med nøgletal fra DE.
Tabel 3: Anvendelse ventilation og pumper i
etagebyggeri
Elforbrug [kWh/m2/år]
Cirkulationspumper til centralvarme
Cirkulationspumper til varmt brugsvand
Ventilationsanlæg
0,4-0,5
0,2-0,3
6,0-7,0
(DE, 2008: 31)
Sammenlagt giver det et elforbrug på 29.000 kWh/år ved 5.8 x 5.000 m2. Derfor vil der være et
nettoenergibehov på 140.520 kWh/år, fordelt på leveret fjernvarmevand og el.
4.3 Fastsættelse af prisen for fjernvarme
Der anvendes KE’s 2011-prisliste for fjernvarme (varmt vand) i henhold til Energistyrelsens vejledende
forudsætninger, hvor det betones, at de lokale fjernvarmepriser skal danne udgangspunkt for
samfundsøkonomiske opgørelser, grunden de store lokale variationer (ENS. BF 2011: 20). Korrektion ved
afkøling medtages ikke, da det ikke er muligt at opgøre uden et forbrugsmønster.
Tabel 4: Fjernvarmevand og tilslutning
Pr. MWh (2011-pris kr.)
Energipris
Effektbetaling pr. kW
Stikledning (indtil 30 m. under 40 kW, inklusiv
energimåler)
Fast del
Variabel del pr. kW tilført
324,94
149,91
Pr. enhed (2011-pris kr.)
2.913,12
36,41
(KE, fjernvarmepriser 2011)
4.4 Miljøeffekter ved fjernvarme
Til beregning af miljøeffekterne ved fjernvarmemikset anvendes KE’s miljødeklaration 2011. Der tages
selvfølgelig udgangspunkt i fjernvarme leveret i København. Her opgøres emissioner til luft for CO2, CH4,
N2O, SO2 og NOX pr. forbrugt kWh (se udregninger i Bilag 6). CH4 og N20 multipliceres med henholdsvis 21
og 310, for at omregne disse til CO2-ækvavilenter, da deres primære negative egenskab er at være
drivhusgasser (ENS, BF 2011: 26). I Miljødeklarationen er der indregnet net-tab og fordeling mellem el- og
varme i Københavns energiforsyning. Der medtages også energi forbrugt i produktion og transport af
fjernvarmen.
For at opgøre de samfundsøkonomiske omkostninger, anvendes beregningspriser fra Energistyrelsen (ENS,
BF 2011: 26f). Disse priser, som ses i nedenstående tabel, fremskrives fra 2009- til 2011-priser6, da BF11 er
opgjort i 2009-priser. I henhold til Energistyrelsens vurdering vil ændringen i produktionen væk fra fossile
kilder til biomasse ikke ændre betydeligt på emissionerne fra SO2, NOX, CH4 og N2O (ENS, BF 2011: 24 og
ENS, 22. marts 2012: 3). Derfor holdes de stabile i hele perioden fra basisår 2020 og diskonteres der fra.
CO2 ventes at blive reduceret til 0 inden for de første 5 år af investeringsperioden, jf. målet om CO2-neutral
forsyning i 2025. CO2 fra fjernvarme falder på landsbasis med 22,3 % i perioden 2011-2020 (ENS. BF 2011:
23). Derfor fastsættes startværdien tilsvarende lavere end udgangspunktet i Miljødeklarationen og fluktuerer
en omstilling i den københavnske fjernvarmeforsyning frem til 2020. Miljødeklarationen medtager også
6
Fås ved den generelle prisvariationen mellem 2009 og 2011, hvor 2,3% dannes ved f = Kn/Ko = x^(1/2) -1 * 100. Baseret på
Danmark Statistiks PRIS7 (Nettoprisindekset - DST) - http://www.statistikbanken.dk/PRIS7
23
emissioner med PM2, 5, NMVOC og CO. Der ses dog bort fra disse forureningskilder, da disse ikke
ligeledes er opgjort for el i Energistyrelsens fremskrivning. Værdierne for emissioner ses angivet i tabel 5,
nedenfor:
Tabel 5: Samfundsøkonomiske omkostninger ved
emissioner til luft fra fjernvarme
(2011-pris DKK)
CO2 - ækvavivalent
SO2 (By)
NOX (By)
222,7
93,14
42,9
(ENS, BF 2011: 26f)
4.5 Fastsættelse af prisen for el
Det forudsættes, at der skal indkøbes el på normal vis til drift af ventilation og pumper, således at der
opereres med markedspriser fra Nord Pool. Et liberalt el-marked betyder grundlæggende, at prisen
fluktuerer som en spotpris på markedet. Her har Energistyrelsen dog fastlagt fremskrivninger af fire
prisforskelle. En uvægtet Nord Pool-pris, som fluktuerer døgnforskelle på markedet, og en forbrugsvægtet
Nord Pool-pris, som indregner en mere realistisk indkøbsprofil. De sidste to er prisvariationer, hvor der
samtidig opgøres for de samfundsøkonomiske omkostninger ved at medregne net-tab, distribution og
øvrige nødvendige omkostninger. Disse opgøres an virksomheder og an forbruger, hvor førstnævnte
anvendes, da den er baseret på et forbrug over 15 MWh/år (ENS, BF 2011: 18). Priserne opgøres ligeledes i
2011-priser med baggrund i udviklingen i nettoprisindekset7.
Tabel 6: Elpris – an virksomhed:
El pr. MWh (2011- DKK)
El
496,4
(ENS, BF 2011: 18)
4.6 Miljøeffekter fra el til varmepumpe
Emissioner til luft er opgjort ud fra landsgennemsnittet fremskrevet i BF11. Her opgøres emissionerne på
lige fod med fremskrivningen i perioden 2020-2030. Dog forudsættes det, jf. afsnit 3.4.2, at resultatet af
Energiaftalen af 22. marts 2012 medfører et fald i CO2-udledningen, så det samlet vil være 199 kg/MWh i
2020. Herefter fremskrives en faldende udledning indtil 2030 med værdierne fra BF11, hvor
fremskrivningsfaktoren er 0,97558 – altså et årligt fald på ca. 2,45 %. Efter 2030 sænkes CO2-emissionerne
med en 1/20 årligt, jf. målet om CO2-neutral energiforsyning i 2050. NOX-udledningen opgøres på samme
måde og fremskrives med 0,987 (et fald på 1,3%), og CH4 med 0,989 (1,1%) i hele perioden. SO2 og N2O
holdes statiske i hele perioden (ENS, BF 2011: 23). De samfundsøkonomiske omkostninger opgøres med
baggrund i tabellen i afsnit 4.4.
4.7 Valg af varmepumpeteknologi for individuel forsyningsløsning
Som en god regel ses der her på tidligere undersøgelser, og hvordan disse markerer fordele og ulemper
ved forskellige sammensætninger af teknologi. Fjernvarme vil under alle omstændigheder være det stabile
alternativ til enhver individuel forsyningsløsning, da den centrale styring kan korrigere for udfald af
varmeblokke. Derfor er det under alle omstændigheder et spørgsmål om at vælge en teknologi, hvor
forsyningssikkerheden er lavere, overfor de egentlige overvejelser omkring bæredygtighed og eventuelle
gevinster for samfund mv. Endvidere vil de i afsnit 3.4.2 beskrevne overvejelser omkring energipolitik og 7
8
se fodnote ovenfor
Fås ved f= Kn/Ko = x^(1/10) -1 * 100. Værdier er taget fra BF11 (se kildehenvisning)
24
forsyning have en effekt på den endelige miljøperformance i begge scenarier. Derfor forsøges det her at
udlægge en individuel forsyningsløsning i en sammenhæng, hvor det erfarings- og vurderingsgrundlag, som
eksisterer på nuværende tidspunkt, kan være en form for guideline i sammenligningen med fjernvarmen.
Nedenstående teknologier til opvarmning i karrébyggeri er frasorteret og kigges ikke nærmere på i denne
analyse. Det begrundes således:
Fravalg af teknologier9:
•
Biokedel: Fravælges, fordi der er tale om en installation, der kræver, at der fødes med flis, træpiller
eller lignende løbende. Der er altså tale om en installation, hvor styring er afgørende. Desuden skal transport
og opmagasinering af brændsel medtænkes. Det passer derfor bedre til mindre boliger i mindre tæt
byggeri, hvor ejeren kan dimensionere forbruget til eget hus og behov. Biokedler kan sagtens anvendes til
decentrale fjernvarmeanlæg, hvor eventuelt flere byggerier forsynes igennem et mindre distributionsnet af
pipelines. Dertil aflønning af varmemester mv. Det vil således fordyre løsningen gevaldigt, og der vil skabes
et behov for stor lagerkapacitet ved sammenkobling af flere bygninger. Tilmed må der tænkes på eventuel
partikelforurening i det tætte byggeri.
•
Solfangeranlæg: Fravælges, da solfangeranlæg ikke vil kunne levere stabil varme henover året, men
kun være et supplement. Det vurderes samtidig at investeringsomkostninger i så stor skala ikke modvejes
tilstrækkeligt af den tilførte energi, hvor solfangeren primært supplerer VBV i sommerhalvåret. Solfangeren
kan dog opnå at dække en betydelig andel på 55-65 % af varmebehovet.
Der arbejdes derfor med varmepumper udgangspunkt. Der skal både leveres varme og VBV til bygningen hvorefter ventilation og køling kan medtages. Køling må dog forventes at være meget baseret på
bygningens konstruktion i sidste ende, og som følge deraf medtages det ikke i overvejelserne. Derfor
forudsætter det som udgangspunkt, at varmepumpen, udover at skulle levere varme, også leverer varmt
brugsvand hen over året, hvor ventilation suppleres ligesom for fjernvarmen. Målet er her at komme så tæt
på opfyldelse af energirammen for BK2020 som muligt.
I modsætning til Carlsberg grunden* er Nordhavn begunstiget med placeringen ved havet. Varme fra hav,
sø eller grundvand kan optages på samme måde som ved horisontale jordvarmeslanger. Pga. vandets store
varmefylde, hvor solens energi optages stabilt og holder på varmen hen over året, vil et saltvandssystem
ved havneanlægget og bassinerne i Nordhavn derimod være en optimal varmekilde til forsyning af
bygningerne. Ud fra DMI’s havvandsmålinger kan der således forventes en stabil varmekilde fra vandet i
Nordhavn, som ikke kommer under de 2 °C, som anbefales til god økonomi ved jordvarmeanlæg (DE, marts
2011: 70). Nedenstående figurer viser varmeudviklingen i havvandet henover året.
9
*Med baggrund i overvejelserne fremlagt i KE ”Fjernvarmeforsyning til Carlsberg grunden, februar 2009”, med tillæg af notat fra
COWI “Vurdering af VE scenarier for Carlsberg grunden”, samt KE ”forsyningskoncepter for lavenergiområder – varmeforsyning af
Grøntorvet og Nordhavn, september 2010: 11f”
25
(Figur 1 oppe og figur 2 nede: Vandtemperatur målt i Københavns Havn, se også bilag 5)
Væske/vand–varmepumper modtager basisenergien fra f.eks. jord, grundvand eller sø/havvand. Ved udlæg
af PE-slanger med en frostsikker brinevæske, kan der regnes med et varmeoptag på et sted imellem 20 og
40 W/m (DE, marts 2011: 72f). Der arbejdes derfor kun med udgangspunktet om væske/vand–
varmepumpe(r), der forsyner hele bygningen centralt med varmeoptag fra vandet. Det betyder, at der ikke
er behov for boringer og at der er en minimumspåvirkning af selve grunden samt at der fås en stabil
varmekilde over året (Danfoss, 2011: 15).
Udover at lægge slanger i havnen, kan der også etableres et system hvor vandet pumpes ind til en
varmeveksler, som overfører energien til brinevæsken. På den måde undgås udlæg af slanger i havnen, som
skal gennemtænkes i forhold til havnetrafikken. Disse kan dog også etableres i såkaldte kassetter med 200400 m slange i hver og på den måde lægges ind i konstruktionen af havnefronten (Bilag 3). Der er derfor en
række forhold, som skal gennemtænkes, inden et saltvandsystem kan etableres. Herom skriver Dansk
Energi:
26
”Ved større anlæg kan det være fordelagtigt at pumpe havvandet ind til en havvandsbestandig varmeveksler. Dette
kræver dog, at rør, pumper og vekslere er havvandsbestandige, og at de udføres i plast og særlige stålkvaliteter. Ved
etablering af denne type anlæg skal man være særligt opmærksom på frysepunktet for havvandet, samt at begroninger i
rørsystemet og varmevekslere kan skabe problemer” (DE, marts 2011: 73)
Et mente med søvarmepumper er, at der skal tilføres ny energi til vandet på bunden. Det kan kun ske, så
længe der er konstant er strøm i vandet. I vandet ud for Nordhavn må det dog formodes, at strømninger fra
Øresund konstant vil kunne forsyne bunden med ny varmeenergi. Problemet kendes mere fra anlæg
placeret ved små søer med lav eller ingen gennemstrømning.
Ved lavenergi til rumopvarmning såsom gulvvarme kan varmepumpens effekt øges betragteligt. En forskrift
ud fra andre undersøgelser afgør derfor, at det vil være fordelagtigt at stille krav om gulvvarme i nye
bygninger (KE. Carlsberg 2009. 37f). Dansk Energi betegner gulvvarme som en yderst velegnet
opvarmningsform i forbindelse med varmepumper, hvor besparelseseffekten i gennemsnit ligger på 12 %
ift. almindelige radiatorsystemer. På den måde sikres en lavere fremløbstemperatur med gulvvarme (typisk
30-35° C) mod 50-55° C ved radiatoropvarmning, og derved en højere ydeevne – COP (DE, marts 2011:
43f).
COP-værdien10 kan beskrives som den tilførte energis maksimale omsætning, det vil sige, hvor mange kW
varme der leveres ved tilførsel af 1 kW el. Dette opgives som varmepumpens COP-værdi. Det, som er
afgørende, er derimod årseffektfaktoren (kaldes også normeffektfaktoren), som er den gennemsnitlige COPværdi, systemet vil levere over året. Ved normal radiatorvarme kan vi således i dag forvente en
årseffektfaktor på 3-3,5, mens der ved gulvopvarmning kan forventes en tilsvarende effekt på 4,0 (DE, marts
2011). Ifølge bygnings-reglementets afsnit 8.6.4 om ”Varmepumper og køleanlæg”, stk. 4, skal
normeffekten ved væske-vand (jordvarmeanlæg), der forsyner gulvvarme med en effekt over 6 kW, have en
effekt på 3,7. I det nuværende bygningsreglement er søvarme- og grundvandsvarmeanlæg dog undtaget
via dette afsnits stk. 8.
Med skønnede forventninger om forbedringer og innovation indenfor varmepumpesystemers effektivitet
frem mod år 2020, kunne der muligvis sættes en højere COP. COWI skriver, at Teknologisk Institut ikke
forventer, at varmepumpeteknologien vil udvikle sig betragteligt frem mod 2020 på grund af for lidt
forskning og udvikling (COWI m.fl., 2011: 25). Omvendt henvises der dog samtidig til International Energy
Agencys ”Technology Roadmap - Energy-efficient Buildings: Heating and Cooling Equipment” (2011), hvor
det vurderes at:
”På længere sigt vil der kunne forventes forbedringer af varmepumper både med hensyn til installationsomkostninger og
ydeevne. I et International Energy Agency studie er der som mål angivet en 30-50 % forbedring af COP i 2030 og 4060% i 2050, mens forventningerne i forhold til installationsomkostninger er en reduktion på 20-30 % i 2030 og 30-40 % i
2050. Udgiften til leveret energi er som mål sat til en reduktion på 20-30 % i 2030 og 30-40 % i 2050. Det forventes
således, at der på længere sigt vil være gode muligheder for væsentlige forbedringer af økonomien ved at anvende
varmepumper” (COWI m.fl. 2011: 25)
Således kan der måske forventes en større udvikling i fremtiden, som vil gøre varmepumper yderst
interessante i ethvert miljø-, forbrugs- og investeringsperspektiv. De varmepumpeproducenter, som jeg har
været i kontakt med i denne analyseproces, har dog samtidig vurderet årsvirkningsgraden til at kunne være
et sted mellem 4,0 og 5,0. Enstemmigt har de alle vurderet, at et saltvandsystem, med en stabil
varmetilførsel fra havvandet, ville kunne levere den bedste varmekilde over året og dermed være den bedste
løsning (Bilag 1, 2 og 3). Erik Frederiksen fra Gastech-Energi har vurderet sin installation til at kunne opnå en
10
”Coefficient of performance”
27
COP-værdi på 5,0, eftersom han mener, at gennemsnitstemperaturen og de høje temperaturer i
sommerhalvåret kan afføde en rigtig god årsvirkningsgrad. Med gulvvarme som forudsætning vil der derfor
ikke være særlig stort behov for opvarmning, hvor de kolde vintermåneder udlignes af effekten om
sommeren. Da der skal leveres samme mængde VBV hele året, er det stort set udelukkende i
vinterperioden, at COP-værdien vil blive nedjusteret.
De tre producenter har efterfølgende givet bud på de systemløsninger, de mener, kunne være den bedste.
Der kan derfor i grunden laves tre systemer med individuelle varmepumper, hvor varmen fra havet udnyttes:
1) PE-slanger på havnebunden eller i kassetter, hvor disse føres ind til varmeveksleren.
2) Lokalt vekslersystem, hvor vand pumpes ind til en veksler og afgiver varmen til brinevæsken.
3) En central pumpestation, hvor havvand pumpes ind i store mængder og via en stor veksler konverterer
varmen til at forsyne flere bygninger (>20). Herefter etableres pipelines til de enkelte byggerier, hvor de
enkelte varmepumper leverer varmen (Bilag 3).
Alle tre producenter vurderede samtidig, at slangeløsningen med placeringen i kassetter ville være den, som
havde de bedste forudsætninger som individuel løsning, hvorimod et vekslersystem ville kunne opleve
problemer med pumper, der satte ud, eller andre moduler, som gik i stykker (som beskrevet ovenfor). Derfor
vurderede de, at forsyningssikkerheden var størst ved integrering af slanger i kassetter ved moler og
promenadepartierne ud fra de forskellige havnebassiner (Bilag 3).
Regner Carstens fra ASAP-Energy har samtidig taget udgangspunkt i et lidt større perspektiv, hvor
vekslersystemet integreres i en pumpestation, der via pipelines kan levere til flere bygninger på én gang
(Bilag 3).
”Det bedste system ville være at medtænke varmepumpeløsningen i selve udformningen af lavenergibyggeriet, således
at der skabes mulighed for passiv køling, lavt fremløb på 25-30° C til opvarmning og det ønskede behov for varmt
brugsvand” (Bilag 3).
Det større system kan ifølge Carstens samtidig være den mest omkostningseffektive løsning, hvor der i
sammenhæng med individuelle installationer sagtens kan tænkes større. Det kræver dog, at der tænkes
langsigtet og at bygherrer, bygningsingeniører, arkitekter integreres i udformningen fra starten. Carstens
vurderer samtidig, at et vekslersystem til individuelle bygninger vil kunne rende op i 2x - 3x selve
investeringsomkostningerne for varmepumpeinstallationen. Han mener derfor, at:
”(…) der kan spares millioner på en eller flere centralt placerede energikildestationer. Der etableres herefter en større
nedgravet buffertank, som via pipelines kan levere til de enkelte byggerier med individuelle varmepumper. Her vil hver
enkelt varmepumpeinstallation kunne gøres for omkring 300.000 – 400.000” (Bilag 3).
28
(Figur 3 – Saltvands-systemtegning for centralt anlæg, der leverer til flere bygninger. R. Carstens – ASAP Energy 2012)
Det står derfor klart, at Carstens mener, at vekslersystemet kun ville give mening i en større sammenhæng,
hvortil han beskriver, at omkostninger forbundet med opbygning af sugebrønd, specielpumper, bernoullifiltre og titaniumvekslere er for store. Det vurderes derfor, at med mindre der skal leveres en effekt over 500
kW, kan det ikke gøres rentabelt. Hans anbefaling er derfor også, at når der tales om individuelle løsninger,
vil udlæg af brineslanger være den bedste løsning. Dertil skal der opbygges kassetter med ca. 200 m slange
i hver, som så placeres i forhold til molen (Bilag 3).
Der var en smule uenighed omkring, hvordan driftssikkerheden kunne optimeres, i tilfælde at systemet
skulle bryde sammen. Dog vurderede de alle, at der kunne laves en såkaldt kaskadeløsning med et par
mindre sammenkoblede varmepumpeenheder, således at der hele tiden var en backup, hvis den ene skulle
sætte ud. Et kaskadeforbundet system ville samtidig kunne optimere årsvirkningsgraden betragteligt, så
den ene varmepumpe først tændte, når der var et ekstra varmebehov i systemet. Derfor ville begge pumper
kunne køre det meste af tiden ved maksimal ydeevne, og i perioder med lavere behov, kunne nøjes med at
køre med en enkelt enhed af gangen. I et sådan system mente Carstens og Frederiksen ikke, at der var
behov for el-patroner som backup, da systemet leverede backup for sig selv, hvorimod Tonny Johansen fra
Vølund mente, el-patroner som udgangspunkt altid skulle etableres i tilfælde af, at systemet gik ned på det
mest uheldige tidspunkt (Bilag 2).
4.5.1 overvejelser om andre varmepumpeløsninger
Det er også muligt at benytte luft/vand-varmepumper, som anvender varmen fra udeluften til at levere
varme til vandsystemet i bygningen. Problemet med luft/vand kan derimod være en lavere effekt, da de i de
kolde måneder skal hive varmen ud af luften. Derfor er væske/vand-varmepumper som udgangspunkt mere
stabile i forsyning. Luft/vand-varmepumper er dog som udgangspunkt en smule billigere i grundinvestering
(ENS et al. november, 2011: 23). Da vi har en stabil varmekilde i havvandet, ses der her bort fra luft/vandvarmepumper.
29
De projekter, som KE har udført omkring lavenergibyggeri i Carlsberg-projektet, blev det vurderet, at den
bedste løsning for væske/vand–varmepumper kan hentes ved en vertikal boreløsning i undergrunden på
150 m. Begrundelserne for anvendelse af jordvarme med såkaldte jordspyd eller boringer handler
grundlæggende om placeringen i forhold til den tætte bebyggelse. Det samme vil således også gøre sig
gældende for Nordhavn, hvor der kan forventes en relativ stor bygningstæthed. Omkostninger for
etableringen af jordspyd vurderes samtidig at være en bekostelig affære. På grund af få erfaringer med
jordspyd på dansk grund fastsættes prisen i Carlsberg-rapporten til 600 kr. pr. meter boret (KE, februar
2009: 51). Om det skulle være muligt at placere horisontale jordvarmeslanger i Nordhavn, hvor der normalt
graves i en dybe på 0,7-1,5 m, vurderes derfor at være en ligeså pladsmæssig og problematisk affære.
4.8 Dimensionering af varmepumpeinstallation
Efter overvejelserne om opbygningen af et holdbart og rentabelt scenarie, kan der nu fastsættes en ramme
for hvordan et varmepumpesystem kunne se ud. Samtidig kan der nu fastsættes et omkostningsniveau for
systemet. Der tages her udgangspunkt i de to projektopstillinger som Gastech-Energi og Vølund har
fremsendt. Samtidig har udgangspunktet været, at der benyttes samme ramme for vandforbrug og
opvarmningsbehov som i fjernvarmesystemet. Her har det også været udgangspunktet at der stilles krav
om gulvvarme i begge systemtyper, så energiforbruget til opvarmning mindskes. Som beskrevet ved
fjernvarmesystemet, har Frederiksen fra Gastech-Energi lavet et overslag på varmeforbruget i bygningen (se
bilag 1). Samlet vurderer han at der til varmepumpen kan opnås en COP effekt på 5, fordi varmeoptaget fra
havvandet er så højt. Samlet har Frederiksen vurderet at der skal bruges ca. 30.000 kWh til drift af varmeog cirkulationspumper. Dertil lægges, ligesom ved fjernvarme, et ventilationsbidrag på 25.000 kWh (5 x
5000 m2). Frederiksen har i modsætning til Johansen vurderet at en større varmepumpe på ca. 22 kW ville
være nok, men pointerede at det ikke ville fordyre løsningen gevaldigt, hvis et kaskadeforbundet system
blev valgt. Dertil har Johansen dimensioneret med 2 x 40 kW kaskadeforbundne varmepumper. Forskellen
på deres systemer er derfor, at der beregnes med forskellige bufferstørrelser på akkumuleringstankene.
Frederiksen har således vurderet, at der kan gemmes en hel del varme ved at opstille to store tanken på i
alt 2000 L, hvor Johansen har regnet med en mindre tank på 450 L (Bilag 1 og 2). Det betyder at det ene
system fungerer ved at der gemmes en masse varme i tanksystemet, hvor varmepumpen derfor kan kører
ved maksimal effekt det meste af tiden og derfor give en højere COP. Om det betyder at der så ville komme
en situation hvor der mangler kapacitet, er dog en smule uvist. Valg af dimensionering er derfor helt op til
den enkelte installatør og der findes en lang række at systemopstillinger, med hver deres fordele og
ulemper.
30
(Figur 4: Havvandssystem-tegning af E. Frederiksen – Gastech-Energi 2012)
Normalt dimensioneres varmepumper til at kunne dække 80-85% af det beregnede varmetab, som betyder
at 95-100 % af det samlede varmbehov kan dækkes. Varmepumpen dimensioneres således ikke til at
kunne dække hele varmebehovet, da der vil tabes på driften i fyringssæsonen hvor pumpen vil køre med for
lav ydeevne – dellast (DE, marts 2011:21). Med et kaskadeforbundet system vil der kunne fordeles effekt
over de to enheder over året. Derfor kan systemet vise sig at køre mere ved optimal ydeevne.
Dimensioneringen af varmepumpesystemet kan fås ved at dividere energirammen med driftstimer og
derefter multiplicerer med arealet bygningen11. Ved 1500 driftstimer på maksimal ydeevne fås herved et
vejledende behov for 66 kW (KE, februar 2009: 36f). Det er ca. midt imellem de to projektforslag, men her
vurderes at det mest stabile system ville være to mindre kaskadeforbundet varmepumper med et
frostsikkert brineslangesystem, hvor resten af installationen derefter må tilpasses. Ligeledes kan der som
nødsystem etableres el-patroner, i tilfælde af at noget i pumpesystemet skulle bryde sammen.
Da der i Frederiksens projektopstilling er medtaget drift og vedligeholdelse i de første seks år og frie
reservedele, benyttes hans efterfinansiering på 3200 kr. i stedet for, som base for denne omkostning.
Ligeledes er der ca. 100.000 kr. i forskel på de to projektopstillinger, men hvor Johansen mangler et par
dele som ikke er fastsat, tillægges ca. halv difference til hans installatørpris på 419.000. Frederiksen har
angivet en pris for skift af kompressor efter 15 år, hvortil prisen fastsættes til ca. 25.000 kr. (Bilag 1 og 2).
Det samlede overslag på system og omkostninger ses herefter som vist i tabellen nedenfor:
11
20 kWh pr. m2 /1500 driftstimer x 5000 m2 = 66 kW
31
Tabel 7: Væske/vand varmepumpesystem til havvand – installation og omkostninger
32
5. Samfundsøkonomiske fremskrivninger af scenarier
I dette sidste kapitel, diskuteres og analyseres resultatet af fremskrivningerne for referencescenariet med
fjernvarmeinstallation og alternativet i varmepumpeløsningen. Begge scenarier er som udgangspunkt
fremskrevet med en diskonteringsrente på 5% jf. Energistyrelsens vejledning. Dertil er der dannet et
følsomhedsscenarie, hvor begge installationer er fremskrevet med en diskonteringsrente på 3%.
Følsomhedsscenariet har derfor højere omkostninger, da disse naturligt vil nette højere ud, ved en laverer
diskonteringsfaktor. Det viser sig dog hurtigt, når de forskellige variationer gennemgås, at nutidsværdien
over 30 år er forholdsvis ens for de to typer af installationer. På trods er vidt forskellige udgangspunkter
med hensyn til installationsomkostninger, så er det generelle billede et resultatet, hvor begge løsninger
virker stor set lige omkostningseffektive. Alle omtalte beregninger ses i bilag 6.
Referencescenariet er angivet som R1 og varmepumpescenariet som V1, når der diskonteres med 5%. I R2
og V2 diskonteres tilsvarende med en følsomhed på 3%. I dag kan realkredit forrentes helt ned til
3%/termin, men det vides ikke om dette vil være gældende for en samlet bygningsinvestering på et givent
antal mio. kr., hvor varminstallationen kun vil udgøre en promille af de samlede investeringsomkostninger.
Ligeledes om disse renteforhold vil gøre sig gældende i fremtiden. Derfor opereres med en
kapitalforrentning på både 3 og 5 %. Det betyder i grunden at vi har fire forskellige opstillinger (R1-V2) og
otte mulige sammensætninger, når begge variabler tages med.
Denne kolonne over de samfundsøkonomiske omkostninger viser os her, at ved en forrentning af
investeringen på 3%, er der nogenlunde ligevægt mellem de to installationstyper. Diskonteres der med kun
3% falder varmepumpeinstallationer bedre ud i V2 scenariet. Ligeledes falder R1 scenariet bedre ud pga. af
den høje diskonteringsfaktor.
(Figur 5- Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 3%, angivet i 2011 priser)
Fjernvarmeinstallationer tager sig bedst ud, hvis investeringen forrentes til 5%. Således stiger omkostninger
ved varmpumpeinstallationen, fordi der er tale om en meget større grundinvestering. Dog ses det i
33
fremskrivningerne og via kolonnen her, at der er tale om relativt beskedne forskelle på de to
installationstyper. Selv ved en høj forrentning og høj diskontering, er differencen på de to forskellige
installationers samfundsøkonomiske værdi kun 77.053 kr.12
Det betyder at der med god sikkerhed, kan siges at være forholdsvis samfundsøkonomisk lighed mellem de
to installationstyper.
(Figur 6: Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 5%, angivet i 2011 priser.)
Kigges der nærmere på opgørelsen af fremskrivningerne, viser der sig samtidig et par mønstrer i
beregningerne. De højere grundinvesteringsomkostninger for varmepumpen, modsvares ved at der skal
tilføres en del mere energi til bygningen udefra ved en fjernvarmeinstallation. Derfor er basen for energien
afgørende her. Udgangspunktet for analysen er samtidig BK2020 byggeriet, hvor energirammen medtager
bidraget til ventilation, som enhver større bygning skal have. Installeres der fjernvarme, kan vi således
antage at der under alle omstændigheder skal bruges el til ventilationen i bygningen. Derfor udlignes
forskellen så kraftigt mellem de to installationstyper, på trods af en højere pris på el. Medvidere er
fjernvarmeforbruget i MWh så meget højere end elforbruget til varmepumpen, at omkostningerne her er
betydeligt laverer end ved den tilsvarende fjernvarmetilførsel (Bilag 6).
En laverer årsvirkningsgrad fra varmepumpen, ville derfor naturligt give større omkostninger her.
Varmpumpeinstallationen har derfor fordel af at der skal tilføres relativt lidt energi til bygningen udefra.
Normalt ville transmissionstabet fra en tilsvarende ældre bygning bevirke, at der var behov for en større
mængde tilført energi - dermed flere driftstimer og et højere forbrug af el. I dette tilfælde, skal
varmepumpen nærmest udelukkende sørge for VBV og derfor spildes altså ikke en masse energi på at
holde bygningen klimatisk stabil. Det samme gør sig selvfølgelig gældene for fjernvarme.
Derfor ses det tydeligt at forskellen udlignes af et lavere behov for energi, i forhold til den normalt billigerer
fjernvarme. Måles der nøgternt på definitionen til BK2020, opfyldes kravet til energirammen ikke for
12
R1 (1.156.587 kr.) – V1 (1.233.640 kr.)
34
fjernvarmesystemet, ud fra forudsætningen om ”tilført energi” . Omvendt må det antages at det er de
samlede samfundsøkonomiske omkostninger, som bør veje tungest i forhold til valget af varmeforsyning.
Kan byggeriet laves med en så god klimaskærm som det angives i bygningsreglementet, ville det i begge
tilfælde sparer samfundet for store omkostninger forbundet med tab af energi. Installationstyperne er ud fra
denne betragtning derfor relativt lige gode.
5.1 Samfundsøkonomiske omkostninger ved emissioner til luft
Da de samfundsøkonomiske omkostninger for drivhusgasserne indgår i prisen på energi jf. afsnit 2.2.5,
betragtes ovenstående resultater som de afgørende resultat af fremskrivningen. Omvendt kan en
prissætning emissionerne forbundet til varmeforsyningsinstallationerne, afdække de miljømæssige effekter.
Det kan ligeledes være svært at gennemskue miljøeffekterne ud fra de samfundsøkonomiske omkostninger
opgjort i prisen på energi.
Ud fra de energipolitiske antagelser om energiproduktionens miljøeffekter efter 2020, er der i
fremskrivningen i bilag 6, dannet omkostningsvariabler fra udledningen ved installationerne i 30 år. Der er
ligesom tidligere diskonteret med henholdsvis 5% og 3% som følsomhed. I kolonnen nedenfor ses det at
miljøeffekterne ved emissioner til luft, også her, er stort set ens.
(Figur 7: Samfundsøkonomi (NPV) – emissioner til luft ved forskellige diskonteringsrenter opgjort i 2011 priser)
Eftersom at CO2 emissionerne falder forholdsvis hurtigt i begge scenarier, kan det begrundes igennem
fremskrivningen, at der i begge tilfælde vises et uændret billede af situationen. For fjernvarme alene ses det
dog i opgørelserne, at miljøeffekterne er laverer, da værdien af de emissioner som bliver ledt til luften pr. g,
er laverer. Hvis det lykkes at få energiforsyningen i København CO2-neutral i 2025, er derfor nulemission i
modsætning til varmepumpen. Derimod er varmepumpen det mere effektiv i sin udnyttelse af den tilførte
energi og sammenlagt med de faldene CO2-emissioner mod 2050, udlignes de samfundsøkonomiske
omkostninger ved de to installationer. Lykkes det at skabe et fleksibelt forbrug, hvor varmepumperne kan
købe billig VE strøm via spotpriser på Nord Pool vil det, sammenlagt med den høje effektivitet, kunne
mindske udledningen. Heri en antagelse om at der altid vil blive udvidet med VE kilder til at dække det
ekstra el-behov. Fjernvarmen kan samtidig behæftes med en hvis usikkerhed, i forhold til hvilken last der vil
blive kørt med i fremtiden. Køres der med en højere grad af spidslast i 2025 og disse anlæg ikke er udskiftet
35
med eksempelvis biooliekedler eller store varmepumper, vil udledningen kunne fortsætte efter 2025 jf. afsnit
3.4. Der kan således argumenteres at det kan virke besynderligt at udvide fjernvarmeområderne, når der er
en forventning om at der kommer til at mangle grundlast i fremtiden. Tillige kunne alternativet i
varmepumperne, som her viser sig at være nogenlunde lige så omkostningseffektivt som fjernvarmen, med
god begrundelse benyttes i de nye byudviklingsområder.
5.2 Selskabsøkonomi og brugerøkonomi
De selskabsøkonomiske og brugerøkonomiske beregninger viser dog at elafgifterne, som er betydeligt
højere end fjernvarme afgifterne, øger fordelene for fjernvarme i en nutidsbetragtning. Det kan derfor på
nuværende tidspunkt drages fordel af en fjernvarmeinstallation, da det privatøkonomisk bedst kan betale
sig. Nedenfor ses det selskabsøkonomiske omkostninger for de forskellige forrentningssituationer. R1 og
V1 er placeret længst til venstre med den høje diskontering og R2 og V2 er placeret længst til højre, med
den lave diskontering. Der er således næsten en mio. kr. forskel på det billigste og dyreste
sammensætningsscenarie.
(Figur 8: Selskabsøkonomi (NPV) ved forskellige forrentninger opgivet i 2011 priser)
Brugerøkonomisk er billedet nogenlunde det samme, hvor moms og afgifter presser omkostninger ved
varmepumpløsningen op, i forhold til fjernvarme. Derfor må det forventes at afgifterne, på el til varme, skal
reguleres før end det kan blive rentabelt at investerer i varmepumpeløsninger i et fjernvarmeområde. Der er
taget udgangspunkt i varmeafgifter fra 2011 oplyst af Københavns Energi og ligeledes DONG Energys
afgiftsopstilling på el fra 2011 (KE fjernvarme 2011 og DONG Energy, elpriser 2011: ). Afgifter på el ender i
1167 kr. modsat 171,69 kr. for fjernvarme. Brugerøkonomi pr. MWh ses nedenfor i figur 9:
36
(Figur 9: Brugerøkonomi – kr. pr. MWh ved forskellig forrentning, opgjort i 2011 priser)
37
6. Konklusion
Samfundsøkonomisk og miljømæssigt er der ikke nævneværdig forskel på de to scenarier. Det betyder
grundlæggende, at de omkostninger og indtægter der vil være ved at installerer varmpumper eller
fjernvarme, vil give de samme samfundsmæssige gevinster og tab.
Endvidere kan der ved de forskellige scenarier, ses en tendens til at energiomkostningerne ved
fjernvarmesystemet vil blive højere i et samfundsøkonomisk perspektiv, hvor varmepumpen har større
mulighed for at tilpasses et fremtidigt system med mulighed for fleksibelt forbrug. De store
investeringsomkostninger ved varmepumpesystemet tynger dog den umiddelbare løsning. Hertil kan der
ved både en selskabs- og brugerøkonomisk betragtning konkluderes, at fjernvarmen i et nutidigt perspektiv
vil være en mere rentabel løsning. Hertil må afgiftssammensætningen for el skulle reguleres, før det kan vise
sig økonomisk fordelagtigt at installerer varmepumper. Teknologisk set vurderes det samtidigt, at
udviklingen inden for varmepumpeteknologien kan øge drift og effektivitet betragteligt i fremtiden, hvor det
derfor kan anskues som en muligt bedre investering i det lange perspektiv. Da udgangspunktet for en
eventuelt investering først ligger fra år 2020, vurderes det, at det ville være en god idé at se tiden an.
I opfyldelsen af BK2020 energirammen, er varmepumpeløsningen dog den eneste af de to løsninger, som
kan opfylde kravet om tilført energi. Således er det i en betragtning af at måske andre lokalt placerede VE
kilder, såsom sol eller vind skulle kunne leverer strøm til varmepumper i fremtidens Nordhavn, en løsning
med gode perspektiver for en CO2-neutral varmeforsyning. Derfor findes der nu en god baggrund for at
videreanalyserer disse muligheder. Dog må de betones at der ikke er udført analytisk behandling af
kombination med vedvarende energikilder og derfor kan der kun skønnes om disse forhold. I denne analyse
er der dog taget udgangspunkt forsyning fra det nordiske el-net, hvor der miljømæssigt ikke viser sig
notabel forskel på henholdsvis varmepumpe- og fjernvarmesystem mellem år 2020 og 2050.
38
7. Referencer
Forsidebillede er lavet af COBE arkitekter, som sammen med Rambøll og SLETH vandt arkitektkonkurrencen
for det nye Nordhavn. Find dem her www.cobe.dk
Litteratur:
§
§
Halsnæs, K., Andersen, P. og Larsen, A. (2007): ”Miljøvurdering på økonomisk vis”. Jurist- og
Økonomforbundets Forlag. 1. Udg. 1. Opl. 2007.
Pearce, D., Atikinson, G., Mourato S. (2006): ”Cost-Benefit Analisis and the Environment”. OECD
Publishing. 2006.
Rapporter og planer:
§
(B&H, 2009): ”Nordhavn Strategy”. Udg. af Udviklingsselskabet By & Havn I/S. København 2009.
§
(COWI m.fl., 2009): ”Udvikling og demonstration af lavenergifjernvarme til lavenergibyggeri”. For
Energistyrelsen - EFP 2007. Udarbejdet med Teknologisk Institut, DTU, Danfoss, Energitjenesten og
Logstor. COWI, 2009.
§
(Danfoss, 2011): ”Den store varmepumpebog”. Vejledning, information og inspiration til indkøb af en
varmepumpe. Danfoss, 2011.
§
(DE, marts 2011): ”Den lille blå om varmepumper”. Dansk Energi, marts 2011.
§
(DE, marts 2008): ”Den lille blå om varme”. Dansk Energi, marts 2008.
§
(DE og Energinet.dk 2010): ”Smart grid i Danmark”. Dansk Energi og Energinet.dk, 2010.
§
(ENS, BF 2011): Energistyrelsens ”Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på
energiområdet”. Energistyrelsen, april 2011.
§
(ENS, Geotermi 2009): ”Geotermi – varme fra jordens indre”. Status og muligheder i Danmark.
Energistyrelsen, oktober 2009
§
(ENS, vejl. 2007): Energistyrelsens ”Vejledning i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet”.
Energistyrelsen 2005, rev. 2007.
§
(KE, september 2010): ”Forsyningskoncepter for lavenergiområder – varmeforsyning af Grøntorvet
og Nordhavn”. Københavns Energi, september 2010.
§
(KK, maj 2012): KBH 2025 Klimaplanen – ”En grøn, smart og CO2-neutral by”. Københavns
Kommune - Teknik- og Miljøforvaltningen d. 22. Maj 2012.
§
(KE, februar 2009: 51): ”Projektforslag om fjernvarmeforsyning af Carlsberg grunden”. Københavns
Energi, februar 2009.
§
(KK, Lokalplan 463, 2011): ”Århusgadekvarteret”. Lokalplan 463. Københavns Kommune 2011.
§
(KK, Forslag til kommunalplantillæg og lokalplan 2011): ”Forslag til kommunalplantillæg og lokalplan
for århusgadekvarteret”. Københavns Kommune, 2011.
§
(KK, 11. Februar 2010): ”tillæg til kommunalplan 2009”. Tillæg nr. 2 med VVM og Miljøvurdering.
Udvidelse af Nordhavn og ny krydstogsterminal. Københavns Kommune, februar 2010.
39
§
(KK, KP09, 2009): ”Den tænkende storby”. Københavns Kommuneplan 2009. Københavns
Kommune, 2009.
§
(VPH2, 2011): ”Varmeplan Hovedstaden 2”.Københavns Energi, Centralkommunernes
Transmissionsselskab I/S og Vestegnens Kraftvarmeselskab I/S, september 2011.
Notater og aftaler
§
§
§
§
§
(Chrintz og Færgeman, 2011): ”Den samfundsøkonomiske kalkulationsrente – fakta og etik”.
CONCITO, 10. september, 2011.
(Energiaftale af 22. marts 2012): ”Aftale mellem regeringen (Socialdemokraterne, Det Radikale
Venstre, Socialistisk Folkeparti) og Venstre, Dansk Folkeparti, Enhedslisten og Det Konservative
Folkeparti om den danske energipolitik 2012-2020”. Politisk aftale mellem folketingets partiet af 22.
marts 2012.
(ENS, tillæg til BF 23. marts 2012): ”Om elforbrug, vindandel og CO2-udslip fra elproduktion efter
Energiaftalen af 22. marts 2012”. Energistyrelsen, marts 2012.
(ENS, tillægsblad til vejl. 2011): “Tillægsblad om kalkulationsrente, levetid og reference til; Vejledning
i samfundsøkonomiske analyser på energiområdet, Energistyrelsen, april, 2005
(Beregningseksempler revideret juli 2007)”. Energistyrelsen d. 7. april 2011.
(KE, maj 2011): ”Varmepumper og fjernvarme til forsyning af lavenergibyggeri i København”.
Københavns Energi, maj 2011.
Data og web
§
(B&H, 2012: a): www.byoghavn.dk - Udviklingsselskabet By- og Havn I/S. Sidst set d. 7. juni 2012.
http://www.byoghavn.dk/ByOgHavn/marmor-front.aspx
§
(DONG Energy, elpriser 2011): www.dongenergy.dk . DONG Energy. Sidst set d. 7. juni 2012.
http://www.dongenergy.dk/privat/El/elaftaler/Pages/Tidligerepriserefter1april2010.aspx
§
(DONG Energy 2008: a). www.dongenergy.com - DONG Energy. Sidst set d. 7 juni 2012.
http://www.dongenergy.com/geotermi/anlaeg/amager/pages/om_anlaegget_1.aspx
§
(DONG Energy 2012: b): www.dongenergy.dk - DONG Energy. Sidst set d. 7 juni 2012.
http://www.dongenergy.dk/privat/energiforum/tjekditforbrug/Pages/typiskvandforbrug.aspx
§
(Danmark Statistiks PRIS7) – www.dst.dk - Danmarks Statistik, findes her:
http://www.dst.dk/da/Statistik/emner/forbrugerpriser/nettoprisindeks.aspx
§
(ENS 2012: a): www.ens.dk - Energistyrelsen. Sidst set d. 7. juni 2012.
http://www.ens.dk/dadk/undergrundogforsyning/elogvarmeforsyning/varmeforsyning/regulering/tilslutningspligt/undtagels
er_og_dispensation/sider/forside.aspx
§
(ENS 2012: b): www.ens.dk - Energistyrelsen. Sidst set d. 7. juni 2012.
40
http://www.ens.dk/dadk/info/nyheder/nyhedsarkiv/2012/sider/20120516nyudgaveafteknologikataloget.aspx
§
(ENS, BR10, 2011): www.ebst.dk - Bygningsreglementet. Energistyrelsen – findes
her: http://www.ebst.dk/bygningsreglementet.dk/
§
(KE, teknik, 2007): ”teknik bestemmelser for fjernvarme – varmt vand” Københavns Energy. 1. juli
2007.
(KE, fjernvarme 2011): ”Varmepriser 2011”. Københavns Energi, september 2011.
§
Retsinformation.dk - (dansk lovsamling på nettet)
§
(Varmelast.dk 2011:a). www.varmelast.dk - varmelast.dk. Sidst set d. 7. juni 2012.
§
http://varmelast.dk/varmenet.html
41
Bilag 1
Reference:
Mathias Vang Vestergaard
Roskilde University
4000 Roskilde
ef/ef
Dato: 01.06.2012
Direkte nr.:
TILBUD NR. 11025889
Væske/vand varmepumpe til 2020 projekt på nordhavn
42
I henhold til aftale tilbyder vi hermed følgende.
Pris før rabat
1 stk
1 stk
IDM Terra SW 22 HGL/407C
Pressostat brinesikkerhed IDM
IDM
1 stk
IDM akkumuleringstank
2000 liter
1 stk
IDM Isoleringskappe, 10 cm
t/2000 liter akkumuleringstank
2 stk
IDM Hygienik 2000/50
u/skilleplade, u/dækskærm
1 stk
Trykekspansion 650 l
fortryk 1,5 bar
1 stk
Cirkulationspumpe Wilo 50/1-12
Stratos Brinepumpe
1
Titanium sikkerhedsveksler veksler
Brine sikkerhed
1
Pumpe til havvand
SP 14-18A
1 stk
Ladepumpegruppe Para 30/1-8
26 - 30 kW A-mærket
1 stk
Luftudlader Spirovent 1¼"
26 - 45 kW, TERRA SW
1 stk
Snavssamler Spirovent 1¼"
17 - 19 kW, TERRA SW
3 stk
Tilslutningsslange, flex 5/4''
HGL fremløb 50 - 90 kW
1 stk
Tilslutningsslange, flex 2"
NB: 4 slanger 50 - 90 kW
100
1 stk
PE 100 trykrør til havvand
Samlesæt type C 11/2" 3 bar
Lufudlader, manometer
1
1
1 stk
diverse rør og fittings
Installationsarb. (arbejdsløn)
VP 6 års garanti,opst.50-90 KW
inkl. 5 eftersyn, frie tilkald og frie reservedele
kr.
Rabat
515.000,00netto
kr.
515.000,00
inkl. 5 eftersyn, frie tilkald og frie reservedele
Samlet nettopris excl. moms
Bemærkninger:
Samlet energibehov pr. år ca. 111.520 kWh
Årlig virkningsgrad på ca. 5,00 ved en gennemsnitstemperatur på 9°C
Energiforbrug til varmepumpe og cirkulationspumper ca. 30.000 kWh/år
Energiomkostning pr. lejlighed pr. år ca. 666 kWh
43
Med i installationsoverslaget er opstart og 6 års total trykhed incl. 5 eftersyn og reservedele
Kan forlænges til 15 år, med årlig eftersyn til en 2012 pris på kr. 3.200,00 /år excl. moms
Udskiftning af kompressor i 2012 priser Kr. 25.052,50 incl. R407C kølemiddel excl. moms
Såfremt blot én af de ovennævnte forudsætninger ikke er korrekt, skal du bede om en ny beregning og prisoverslag, idet det kan
betyde en ændring i varmepumpens størrelse eller sammensætning.
Samlet bebygget areal:
Samlet opvarmet areal:
Varmetab pr. m2:
Fremløbstemperatur på anlæg
Varmtvandsforbrug:
4950 m2
4950 m2
3 W/m2
45 °C.
75000 kWh/år
Såfremt blot én af de ovennævnte forudsætninger ikke er korrekt, skal du bede om en ny beregning og tilbud, idet det kan betyde en
ændring i varmepumpens størrelse eller sammensætning.
Alle priser er excl. moms og gælder til 31. august 2012.
Leveringstid:
Efter nærmere aftale
Leveringsbet.:
Frit leveret
Betalingsbet.:
Netto kontant 15 dage
Det forudsættes at der kan stilles garanti for kontraktsummen.
Garanti:
6 års Total Tryghed
Vi håber, tilbuddet er i overensstemmelse med Deres ønsker, og ser frem til at høre fra Dem. Vi er selvfølgelig til rådighed, hvis De eventuelt
har spørgsmål til ovenstående.
Med venlig hilsen
Gastech-Energi A/S
Erik L. Frederiksen
44
Bilag 2
45
Bilag 3
6400 Sønderborg d. 29.maj 2012
Rainer Carstens - ASAP Energy
Vedr. dimensionering af varmpumpeløsning til karrebyggeri ved saltvandsystem/havvand i Indre Nordhavn.
Der findes flere former for muligt optag af varme fra vandet i havnen. Det bedste system ville være at medtænke
varmpumpeløsningen i selve udformningen af lavenergibyggeriet, således at der skabes mulighed for passiv køling, lavt
fremløb på 25-30 °C til opvarmning, og det ønskede behov for varmt brugsvand.
Jeg ville foreslå et fremtidssikret centralt pumpehus/pumpeanlæg, som energikilde, der kan trække flere byggerier, hvor
der her fra udlægges pipelines til de enkelte enheder. Dette har vi en stor erfaringsbase med fra bl.a. Norge og Holland.
Jeg ser det som værende den mest holdbare løsning, da det samlet kan sparer hver enkelt bygherre, for omkostninger
forbundet til selve etableringen af et individuelt pumpesystem. Med den fornødne gennemstrømning af vand til veksler,
vil det derfor udgøre den overvejende tungeste investering. Til et individuelt system kan dette rende op i omegnen af 23 gange selve pumpens og vandtanksinstallationens pris, hvortil der kan spares millioner på en eller flere centralt
placerede energikildestationer. Der etableres herefter en større nedgravet buffertank som via pipelines kan levere til de
enkelte byggerier med individuelle varmepumper. Her vil hver enkelt varmpumpeinstallation kunne gøres for omkring
300.000 – 400.000.
Problemet med vekslersystemer til enkelte byggerier, opbygget af sugebrønd, specialpumper, bernoulli-filtre og
titaniumvekslere er for dyre at etablere i forhold til varmepumpernes størrelse. Først fra en effekt på 500 kW og derover
er det rentabelt, at etablere et centralt, redundant saltvandssystem.
Alternativt ville jeg anbefale at der i udformningen til et ca. 80kW anlæg, kunne etableres 10 kassetter med ca. 200 m.
brineslange i hver, som kunne afskærmes i udformningen af havnefronten. På den måde kan der undgås sammenstød
med havnetrafikken.
De enkelte bygninger bør dimensioneres med kaskadeforbundet enheder, der således kan tilpasse effekten bedre til det
aktuelle behov, og også muliggør en samtidig drift af varme og varmt brugsvand. I et system med to enheder, vil der
ved eventuelle driftsudfald og i den normale driftssituation, være større driftssikkerhed og en bedre årsudnyttelsesgrad.
Det vil til hver en tid være bedst at gennemgå de overordnede muligheder for etablering af varmeforsyning med
varmepumper, til et større område med nyt byggeri, helt fra begyndelsen. Dette kræver nøje planlægning og involvering
af bygherrer, arkitekter og bygningsingeniører. Derfor bør der i tilfælde af overvejelser om varmpumpeinstallationer, af
enhver størrelse, tænkes langsigtet og i flere forskellige løsningsmodeller. Jeg vil derfor til hver en tid tilbyde min
assistance og hjælp hvis det skulle komme på tale.
Med venlig hilsen
Rainer Carstens
URL : www.asap.dk
Mail : rc@asap.dk
Tlf 74 430 480
Fax 74 430 481
46
Bilag 4
Forudsætning
5000m² bygning
45lejl. af 110m²
2,3pers./lejl.
Varmtvandsbehov. 750 kWh pr. person/år
Regner med varmetab fra bygning på 5,7 W/m²
Fjernvarme KBH lavtemp. 75/40 – 35/65
Forslag
Fjernvarmeunit 28500W => 28,5kW
1stk. split 32 med ECL vejrkompensering
Pris netto installatør. Ca. 25.000
1stk. ladekreds type LV2 64kW med elektronisk styring.
Pris netto installatør 23.750kr.
2stk. 450liter buffer type 42004
Pris netto installatør pr. stk. 14.330kr.
Med venlig hilsen / Best regards
René Sass Teilmann
VVS-Tekniker
METRO THERM A/S
Rundinsvej 55
3200 Helsinge
Tlf.:
+45 48 77 00 00
Dir.:
+45 48 77 00 27
Fax:
+45 48 79 73 33
e-mail: rst@metrotherm.dk
47
Bilag 5
48
Bilag 6
49
Fjernvarmescenariet
R1
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Specificeret
Enhed
Basisår 0
Fremskrivning fra år
5,00% 1
17,00%
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
2011-DKK
0
Diskontering (Kalkulationsrente)
Nettoafgiftsfaktor
Investering (samlet)
Reinvestering
Tilslutning
Drift og vedligehold
D&V (Årlig omkostning)
Fuld installation
Efter 15 år
1 stikledning 30 m.
30 år
4% af invest.
Effektbidrag (Varme)
Årligt effektbidrag
30 år
kr. pr. inst. kW
DKK
DKK
67978
155,16
Forbrug (Varme)
Årlig energipris
30 år
pr. MWh - Forbrugt pr. år
DKK
DKK
547130
319
Forbrug (el)
Årlig elpris
El til pumper og ventilation
30 år
pr. MWh - Forbrugt pr. år
I alt 5.8 kWh x 5000 m2
DKK
DKK
MWh
221792
496
29
Kapitalomkostninger (3 % nom. rente)
Kapitalomkostninger (5 % nom. rente)
30 år diskonteret (5%)
30 år diskonteret (5%)
Afgifter (varme)
30 år
DKK
294334
Årlige afgifter (Varme)
Afgifter (el)
Energiafgift, energispareafgift,
SO2 og NOX afgift
30 år
DKK
DKK
171,69
520250
Årlige afgifter (el)
Moms
Afgifter på investering over 30 år
Afgifter og moms
Energispareafgifter, PSO,
elafgift, distributionsbidrag mv. DKK
25% DKK
DKK
I alt/30 år
DKK
1167
447359
814584
1261943
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
1156587
1152643
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
1807930
1799749
nom. rente 5%
nom. rente 3%
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
DKK
DKK
2.255.289
2.247.108
535
533
Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 5%) DKK
33.112
Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 3%) DKK
kr. energienhed/år/MWh
Average Levelized Cost of Energy (LEC) (nom. rente 5%)
DKK
kr. energienhed/år/MWh
Average Levelized Cost of Energy (LEC) (nom. rente 3%)
DKK
32.839
1,17
80000
4.810
3951
49192
3200
10312
18493
Samfundsøkonomi (Eksl. moms og
afgifter + NAF)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Selskabsøkonomi (Eksl. moms)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Omkostninger pr. MWh
Omkostninger pr. MWh
Levelized Energy Cost
236
234
Fjernvarmescenariet
R2
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Specificeret
Enhed
Basisår 0
Fremskrivning fra år
3% 1
17%
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
2011-DKK
0
Diskontering (Kalkulationsrente)
Nettoafgiftsfaktor
Investering (samlet)
Reinvestering
Tilslutning
Drift og vedligehold
D&V (Årlig omkostning)
Fuld installation
Efter 15 år
1 stikledning 30 m.
30 år
4% af invest.
Effektbidrag (Varme)
Årligt effektbidrag
30 år
kr. pr. inst. kW
DKK
DKK
86674
155,16
Forbrug (Varme)
Årlig energipris
30 år
pr. MWh - Forbrugt pr. år
DKK
DKK
697611
319
Forbrug (el)
Årlig elpris
El til pumper og ventilation
30 år
pr. MWh - Forbrugt pr. år
I alt 5.8 kWh x 5000 m2
DKK
DKK
MWh
282657
496
29
Kapitalomkostninger (3 % nom. rente)
Kapitalomkostninger (5 % nom. rente)
30 år diskonteret (3%)
30 år diskonteret (3%)
Afgifter (varme)
30 år
DKK
375287
Årlige afgifter (Varme)
Afgifter (el)
Energiafgift, energispareafgift,
SO2 og NOX afgift
30 år
DKK
DKK
171,69
663338
Årlige afgifter (el)
Moms
Afgifter på investering over 30 år
Afgifter og moms
Energispareafgifter, PSO,
elafgift, distributionsbidrag mv. DKK
25% DKK
DKK
I alt/30 år
DKK
1167
564664
1038625
1603289
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
1458456
1448921
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
2291587
2277019
nom. rente 5%
nom. rente 3%
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
DKK
DKK
2.856.251
2.841.683
678
674
Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 5%) DKK
41.765
Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 3%) DKK
kr. energienhed/år/MWh
Average Levelized Cost of Energy (LEC) (nom. rente 5%)
DKK
kr. energienhed/år/MWh
Average Levelized Cost of Energy (LEC) (nom. rente 3%)
DKK
39.189
1,17
80000
6.419
3951
62721
3200
18361
32929
Samfundsøkonomi (Eksl. moms og
afgifter + NAF)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Selskabsøkonomi (Eksl. moms)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Omkostninger pr. MWh
Omkostninger pr. MWh
Levelized Energy Cost
297
279
SO2-omkostninger
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
N2O-omkostninger
CH4-omkostninger
CO2-omkostninger
CO2-ækvivalenter
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Fjernvarmescenariet
I alt 30 år
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
CO2, CH4 og N2O x 1,17
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
Nedjusteres til 0 mellem år 2020-2025
pris pr. år 2020 og frem
Specificeret
R1
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
Enhed
17899
10940
42,9
93,14
6959
222,71
I alt
2011-DKK
NOX-omkostninger
Fjernvarme
Emissioner til luft (Fjernvarme)
SO2 + NOX
x faktor og forbrug
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
KE -Miljødeklaration 2011 (FV-KBH)
222,71
Originalværdi
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
Omregnet værdi/kr
Enhed
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
212,8
--//--
9,479 ton
--//--
9479,2 kg
14,051 kg
CO2 (85 kg/MWh) - 23%
14051,52 g (regnet til CO2 ækv.)
89
CH4 (6 g/MWh)
41
--//-1,784 kg
--//-12,713 kg
69,365 kg
1784,32 g
69365,44 g (regnet til CO2 ækv.)
12713,28 g
DKK
20727
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
N2O (2 g/MWh)
SO2 (16 g/MWh)
DKK
42,9
93,14
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
212,8
NOX (114 g/MWh)
Horisontal fremskrivning
DKK
18414
pris pr. år 2020 og frem
CO2, CH4 og N2O x 1,17
DKK
39142
Emissioner til luft (Elforbrug)
N2O-omkostninger
Horisontal fremskrivning
DKK
CO2-ækvivalenter
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
Horisontal fremskrivning
DKK
Negativ fremskrivningsfaktor 0,9843
SO2-omkostninger
I alt 30 år
Negativ fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra
2030
NOX-omkostninger
El-forbrug
CO2-omkostninger
SO2 + NOX
57040
CH4-omkostninger
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
DKK
I alt
El-forbrug + Fjernvarme
x faktor og forbrug
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012
5,771 ton
--//--
5771 kg
--//--
CO2 (199 kg/MWh)
1,25454 ton
89
125454 g (regnet til CO2 ækv.)
41
CH4 (206 g/MWh)
5,887 kg
--//-15,138 kg
--//-5887 g
0,44193 ton
15138 g
44193,1 g (regnet til CO2 ækv.)
SO2 (203 g/MWh)
N2O (4,9 g/MWh)
NOX (114 g/MWh)
SO2-omkostninger
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
N2O-omkostninger
CH4-omkostninger
CO2-omkostninger
CO2-ækvivalenter
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Fjernvarmescenariet
I alt 30 år
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
CO2, CH4 og N2O x 1,17
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
Nedjusteres til 0 mellem år 2020-2025
pris pr. år 2020 og frem
Specificeret
R2
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
Enhed
21295
13949
42,9
93,14
7347
222,71
I alt
2011-DKK
NOX-omkostninger
Fjernvarme
Emissioner til luft (Fjernvarme)
SO2 + NOX
x faktor og forbrug
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
KE -Miljødeklaration 2011 (FV-KBH)
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
N2O-omkostninger
CH4-omkostninger
CO2-omkostninger
CO2-ækvivalenter
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
CO2, CH4 og N2O x 1,17
Horisontal fremskrivning
Negativ fremskrivningsfaktor 0,9843
Negativ fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra år
2030
pris pr. år 2020 og frem
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
48350
23479
42,9
93,14
24871
222,71
Originalværdi
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
Omregnet værdi/kr
Enhed
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
212,8
--//--
9,479 ton
--//--
9479,2 kg
14,051 kg
CO2 (85 kg/MWh) - 23%
14051,52 g (regnet til CO2 ækv.)
89
CH4 (6 g/MWh)
41
--//-1,784 kg
--//-12,713 kg
69,365 kg
1784,32 g
69365,44 g (regnet til CO2 ækv.)
12713,28 g
SO2-omkostninger
I alt 30 år
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
N2O (2 g/MWh)
SO2 (16 g/MWh)
NOX-omkostninger
El-forbrug
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
212,8
NOX (114 g/MWh)
SO2 + NOX
69646
Emissioner til luft (Elforbrug)
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
DKK
I alt
El-forbrug + Fjernvarme
x faktor og forbrug
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012
5,771 ton
--//--
5771 kg
--//--
CO2 (199 kg/MWh)
1,25454 ton
89
125454 g (regnet til CO2 ækv.)
41
CH4 (206 g/MWh)
5,887 kg
--//-15,138 kg
--//-5887 g
0,44193 ton
15138 g
44193,1 g (regnet til CO2 ækv.)
SO2 (203 g/MWh)
N2O (4,9 g/MWh)
NOX (114 g/MWh)
Varmepumpescenariet
V1
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Specificeret
Diskontering (Kalkulationsrente)
Nettoafgiftsfaktor
Investering (samlet)
Pumpeskift
Drift og vedligehold
D&V (Årlig omkostning)
Fuld installation
Efter 15 år
30 år (ca. 6%/år af
investeringen)
Enhed
Basisår
5% Fremskrivning fra år 1
17%
DKK
DKK
2011-DKK
0
1,17
470.000
12025
DKK
DKK
49192
3200
Forbrug (el)
Årlig elpris
30 år
pr. MWh
DKK
DKK
419699
496
El til ventilation
Indlagt i samlet forbrug - i alt 5.0
kWh x 5000
MWh
25
Kapitalomkostninger (3 % nom. rente)
Kapitalomkostninger (5 % nom. rente)
30 år diskonteret (5%)
30 år diskonteret (5%)
57698
103477
Afgifter (el)
30 år
986681
Årlige afgifter
Moms 30 år
Energispareafgifter, PSO, elafgift,
distributionsbidrag mv.
DKK
25% DKK
1167
484399
Afgifter og moms
I alt/30 år
DKK
1471080
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
1233640
1180078
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
2041074
1995295
nom. rente 5%
nom. rente 3%
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
DKK
DKK
2525473
2479694
617
605
kr. energi/år (nom. Rente 5%)
kr. energi/år (nom. Rente 3%)
kr. energienhed/år/MWh (nom.
Rente 5%)
kr. energienhed/år/MWh (nom.
Rente 3%)
DKK
DKK
35146
33620
DKK
257
DKK
246
Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Selskabsøkonomi (Eksl. moms)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Omkostninger pr. MWh
Omkostninger pr. MWh
Levelized Energy Cost
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Varmepumpescenariet
V2
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Specificeret
Diskontering (Kalkulationsrente)
Nettoafgiftsfaktor
Investering (samlet)
Pumpeskift
Drift og vedligehold
D&V (Årlig omkostning)
Fuld installation
Efter 15 år
30 år (ca. 6%/år af
investeringen)
Enhed
Basisår
3% Fremskrivning fra år 1
17%
DKK
DKK
2011-DKK
0
1,17
470000
16047
DKK
DKK
62721
3200
Forbrug (el)
Årlig elpris
30 år
pr. MWh
DKK
DKK
535131
496
El til ventilation
Indlagt i samlet forbrug - i alt 5.0
kWh x 5000
MWh
25
Kapitalomkostninger (3 % nom. rente)
Kapitalomkostninger (5 % nom. rente)
30 år diskonteret (3%)
30 år diskonteret (3%)
Afgifter (el)
30 år
Årlige afgifter
Moms
Energispareafgifter, PSO, elafgift,
distributionsbidrag mv.
DKK
25% DKK
Afgifter og moms
I alt/30 år
DKK
1843543
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
1483735
1388364
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
2526204
2444691
nom. rente 5%
nom. rente 3%
nom. rente 5%
nom. rente 3%
DKK
DKK
DKK
DKK
3111692
3030179
760
740
kr. energi/år (nom. Rente 5%)
kr. energi/år (nom. Rente 3%)
kr. energienhed/år/MWh (nom.
Rente 5%)
kr. energienhed/år/MWh (nom.
Rente 3%)
DKK
DKK
42272
39555
DKK
310
DKK
290
102737
184250
1258054
1167
585488,38
Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Selskabsøkonomi (Eksl. moms)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter)
Nutidsværdi (NPV)
Nutidsværdi (NPV)
Omkostninger pr. MWh
Omkostninger pr. MWh
Levelized Energy Cost
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
Average Levelized Cost of Energy (LEC)
CO2-omkostninger
CO2-ækvivalenter
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
Varmepumpescenariet
Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9843.
Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9770.
Nedjusteret fra år 2030
pris pr. år 2020 og frem
Specificeret
V1
DKK
Enhed
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
N2O-omkostninger
Horisontal fremskrivning
Horisontal fremskrivning
CO2, CH4 og N2O x 1,17
Horisontal fremskrivning
DKK
DKK
DKK
DKK
DKK
57307
23686
42,9
93,14
33621
222,71
2011-DKK
SO2-omkostninger
I alt 30 år
Emissioner til luft (Elforbrug)
CH4-omkostninger
NOX-omkostninger
El-forbrug
I alt
SO2 + NOX
x faktor og forbrug
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012
DKK
42,9
93,14
39982
222,71
Originalværdi
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
Omregnet værdi/kr
Enhed
Enhed
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
--//--
212,8
--//--
--//--
10,945 ton
237930 g (regnet til CO2 ækv.) 0,237930 ton
--//--
10945 kg
CH4 (206 g/MWh)
83814,5 g (regnet til CO2 ækv.) 0,083814 ton
CO2 (199 kg/MWh)
N2O (4,9 g/MWh)
89
Horisontal fremskrivning
DKK
30200
Omregnet værdi/kr
41
CO2, CH4 og N2O x 1,17
DKK
70182
Originalværdi
11,165 kg
N2O-omkostninger
Horisontal fremskrivning
DKK
2011-DKK
28,710 kg
V2
Enhed
11165 g
Varmepumpescenariet
Specificeret
DKK
28710 g
Nybyg 5.000 m2 - BK2020
pris pr. år 2020 og frem
SO2 (203 g/MWh)
CO2-ækvivalenter
Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9843.
Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9770.
Nedjusteret fra år 2030
Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor
Horisontal fremskrivning
DKK
42,90852786 pr. kg
93,14290195 pr. kg
pr. ton
pr. ton
222,7057251 pr. ton
omk.pr.enhed 2020
(2011 pris)
212,8
omk.pr.enhed 2020
(2009 pris)
NOX (114 g/MWh)
CO2-omkostninger
SO2-omkostninger
I alt 30 år
Emissioner til luft (Elforbrug)
CH4-omkostninger
NOX-omkostninger
El-forbrug
I alt
SO2 + NOX
x faktor og forbrug
10945 kg
10,945 ton
Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft
ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012
CO2 (199 kg/MWh)
--//-89
--//--
41
237930 g (regnet til CO2 ækv.) 0,237930 ton
11,165 kg
CH4 (206 g/MWh)
28,710 kg
--//-11165 g
--//-28710 g
83814,5 g (regnet til CO2 ækv.) 0,083814 ton
SO2 (203 g/MWh)
N2O (4,9 g/MWh)
NOX (114 g/MWh)
Amortisationslån
Hovedstol
Antal terminer pr år
Nom. Rente/ år
Løbetid i år
Ydelse/per termin
Termin
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
År
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
5.464,32
84.000,00
1
5,00%
30,0
Fjernvarmesystem
kr
Restgæld
84.000,00
82.735,68
81.408,14
80.014,23
78.550,62
77.013,83
75.400,20
73.705,89
71.926,87
70.058,89
68.097,51
66.038,07
63.875,65
61.605,11
59.221,05
56.717,78
54.089,35
51.329,49
48.431,65
45.388,91
42.194,03
38.839,42
35.317,07
31.618,60
27.735,21
23.657,65
19.376,21
14.880,70
10.160,41
5.204,11
0,00
Rente
4.200,00
4.136,78
4.070,41
4.000,71
3.927,53
3.850,69
3.770,01
3.685,29
3.596,34
3.502,94
3.404,88
3.301,90
3.193,78
3.080,26
2.961,05
2.835,89
2.704,47
2.566,47
2.421,58
2.269,45
2.109,70
1.941,97
1.765,85
1.580,93
1.386,76
1.182,88
968,81
744,04
508,02
260,21
0,00
Afdrag
1.264,32
1.327,54
1.393,91
1.463,61
1.536,79
1.613,63
1.694,31
1.779,03
1.867,98
1.961,38
2.059,44
2.162,42
2.270,54
2.384,06
2.503,27
2.628,43
2.759,85
2.897,85
3.042,74
3.194,88
3.354,62
3.522,35
3.698,47
3.883,39
4.077,56
4.281,44
4.495,51
4.720,29
4.956,30
5.204,11
5.464,32
Ydelse
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
5.464,32
akk. Rente
4.200,00
8.336,78
12.407,19
16.407,90
20.335,43
24.186,13
27.956,14
31.641,43
35.237,77
38.740,72
42.145,59
45.447,50
48.641,28
51.721,53
54.682,59
57.518,48
60.222,94
62.789,42
65.211,00
67.480,45
69.590,15
71.532,12
73.297,97
74.878,90
76.265,66
77.448,54
78.417,35
79.161,39
79.669,41
79.929,62
79.929,62
I alt Udgifter
I alt renter
I alt afdrag
163.929,62
79.929,62
84.000,00
akk. Afdrag
1.264,32
2.591,86
3.985,77
5.449,38
6.986,17
8.599,80
10.294,11
12.073,13
13.941,11
15.902,49
17.961,93
20.124,35
22.394,89
24.778,95
27.282,22
29.910,65
32.670,51
35.568,35
38.611,09
41.805,97
45.160,58
48.682,93
52.381,40
56.264,79
60.342,35
64.623,79
69.119,30
73.839,59
78.795,89
84.000,00
Amortisationslån
Hovedstol
Antal terminer pr år
Nom. Rente/ år
Løbetid i år
Ydelse/per termin
Termin
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
År
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
4.285,62
84.000,00
1
3,00%
30,0
Fjernvarmesystem
kr
Restgæld
84.000,00
82.234,38
80.415,80
78.542,65
76.613,31
74.626,10
72.579,26
70.471,02
68.299,53
66.062,90
63.759,17
61.386,33
58.942,30
56.424,95
53.832,08
51.161,43
48.410,65
45.577,35
42.659,06
39.653,21
36.557,19
33.368,29
30.083,72
26.700,61
23.216,01
19.626,87
15.930,06
12.122,35
8.200,40
4.160,79
0,00
Rente
2.520,00
2.467,03
2.412,47
2.356,28
2.298,40
2.238,78
2.177,38
2.114,13
2.048,99
1.981,89
1.912,78
1.841,59
1.768,27
1.692,75
1.614,96
1.534,84
1.452,32
1.367,32
1.279,77
1.189,60
1.096,72
1.001,05
902,51
801,02
696,48
588,81
477,90
363,67
246,01
124,82
0,00
Afdrag
1.765,62
1.818,59
1.873,14
1.929,34
1.987,22
2.046,83
2.108,24
2.171,49
2.236,63
2.303,73
2.372,84
2.444,03
2.517,35
2.592,87
2.670,66
2.750,77
2.833,30
2.918,30
3.005,85
3.096,02
3.188,90
3.284,57
3.383,11
3.484,60
3.589,14
3.696,81
3.807,72
3.921,95
4.039,61
4.160,79
4.285,62
Ydelse
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
4.285,62
akk. Rente
2.520,00
4.987,03
7.399,51
9.755,78
12.054,18
14.292,97
16.470,34
18.584,48
20.633,46
22.615,35
24.528,12
26.369,71
28.137,98
29.830,73
31.445,69
32.980,54
34.432,86
35.800,18
37.079,95
38.269,54
39.366,26
40.367,31
41.269,82
42.070,84
42.767,32
43.356,13
43.834,03
44.197,70
44.443,71
44.568,53
44.568,53
I alt Udgifter
I alt renter
I alt afdrag
128.568,53
44.568,53
84.000,00
akk. Afdrag
1.765,62
3.584,20
5.457,35
7.386,69
9.373,90
11.420,74
13.528,98
15.700,47
17.937,10
20.240,83
22.613,67
25.057,70
27.575,05
30.167,92
32.838,57
35.589,35
38.422,65
41.340,94
44.346,79
47.442,81
50.631,71
53.916,28
57.299,39
60.783,99
64.373,13
68.069,94
71.877,65
75.799,60
79.839,21
84.000,00
Amortisationslån
Hovedstol
Antal terminer pr år
Nom. Rente/ år
Løbetid i år
Ydelse/per termin
Termin
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
År
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
30.574,17
470.000,00
1
5,00%
30,0
Varmepumpesystem
kr
Restgæld
470.000,00
462.925,83
455.497,94
447.698,66
439.509,42
430.910,72
421.882,08
412.402,01
402.447,94
391.996,16
381.021,79
369.498,71
357.399,47
344.695,27
331.355,86
317.349,48
302.642,78
287.200,74
270.986,60
253.961,76
236.085,67
217.315,78
197.607,39
176.913,59
155.185,09
132.370,18
108.414,51
83.261,06
56.849,94
29.118,26
0,00
Rente
23.500,00
23.146,29
22.774,90
22.384,93
21.975,47
21.545,54
21.094,10
20.620,10
20.122,40
19.599,81
19.051,09
18.474,94
17.869,97
17.234,76
16.567,79
15.867,47
15.132,14
14.360,04
13.549,33
12.698,09
11.804,28
10.865,79
9.880,37
8.845,68
7.759,25
6.618,51
5.420,73
4.163,05
2.842,50
1.455,91
0,00
Afdrag
7.074,17
7.427,88
7.799,28
8.189,24
8.598,70
9.028,64
9.480,07
9.954,07
10.451,78
10.974,37
11.523,08
12.099,24
12.704,20
13.339,41
14.006,38
14.706,70
15.442,04
16.214,14
17.024,84
17.876,09
18.769,89
19.708,39
20.693,80
21.728,49
22.814,92
23.955,67
25.153,45
26.411,12
27.731,68
29.118,26
30.574,17
Ydelse
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
30.574,17
akk. Rente
23.500,00
46.646,29
69.421,19
91.806,12
113.781,59
135.327,13
156.421,23
177.041,33
197.163,73
216.763,54
235.814,63
254.289,56
272.159,54
289.394,30
305.962,09
321.829,57
336.961,71
351.321,74
364.871,07
377.569,16
389.373,44
400.239,23
410.119,60
418.965,28
426.724,54
433.343,05
438.763,77
442.926,82
445.769,32
447.225,23
447.225,23
I alt Udgifter
I alt renter
I alt afdrag
917.225,23
447.225,23
470.000,00
akk. Afdrag
7.074,17
14.502,06
22.301,34
30.490,58
39.089,28
48.117,92
57.597,99
67.552,06
78.003,84
88.978,21
100.501,29
112.600,53
125.304,73
138.644,14
152.650,52
167.357,22
182.799,26
199.013,40
216.038,24
233.914,33
252.684,22
272.392,61
293.086,41
314.814,91
337.629,82
361.585,49
386.738,94
413.150,06
440.881,74
470.000,00
0,00
Amortisationslån
Hovedstol
Antal terminer pr år
Nom. Rente/ år
Løbetid i år
Ydelse/per termin
Termin
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
År
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
23.979,05
470.000,00
1
3,00%
30,0
Varmepumpesystem
kr
Restgæld
470.000,00
460.120,95
449.945,52
439.464,84
428.669,73
417.550,77
406.098,24
394.302,14
382.152,15
369.637,66
356.747,74
343.471,12
329.796,20
315.711,04
301.203,32
286.260,36
270.869,12
255.016,15
238.687,58
221.869,15
204.546,18
186.703,51
168.325,56
149.396,28
129.899,11
109.817,04
89.132,50
67.827,42
45.883,19
23.280,63
0,00
Rente
14.100,00
13.803,63
13.498,37
13.183,95
12.860,09
12.526,52
12.182,95
11.829,06
11.464,56
11.089,13
10.702,43
10.304,13
9.893,89
9.471,33
9.036,10
8.587,81
8.126,07
7.650,48
7.160,63
6.656,07
6.136,39
5.601,11
5.049,77
4.481,89
3.896,97
3.294,51
2.673,97
2.034,82
1.376,50
698,42
0,00
Afdrag
9.879,05
10.175,42
10.480,69
10.795,11
11.118,96
11.452,53
11.796,10
12.149,99
12.514,49
12.889,92
13.276,62
13.674,92
14.085,17
14.507,72
14.942,95
15.391,24
15.852,98
16.328,57
16.818,42
17.322,98
17.842,67
18.377,95
18.929,28
19.497,16
20.082,08
20.684,54
21.305,08
21.944,23
22.602,56
23.280,63
23.979,05
Ydelse
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
23.979,05
akk. Rente
14.100,00
27.903,63
41.401,99
54.585,94
67.446,03
79.972,55
92.155,50
103.984,57
115.449,13
126.538,26
137.240,69
147.544,83
157.438,71
166.910,04
175.946,14
184.533,95
192.660,03
200.310,51
207.471,14
214.127,21
220.263,60
225.864,70
230.914,47
235.396,36
239.293,33
242.587,84
245.261,82
247.296,64
248.673,14
249.371,56
249.371,56
I alt Udgifter
I alt renter
I alt afdrag
719.371,56
249.371,56
470.000,00
akk. Afdrag
9.879,05
20.054,48
30.535,16
41.330,27
52.449,23
63.901,76
75.697,86
87.847,85
100.362,34
113.252,26
126.528,88
140.203,80
154.288,96
168.796,68
183.739,64
199.130,88
214.983,85
231.312,42
248.130,85
265.453,82
283.296,49
301.674,44
320.603,72
340.100,89
360.182,96
380.867,50
402.172,58
424.116,81
446.719,37
470.000.00