Varmeforsyning af Indre Nordhavn

Transkript

1 Varmeforsyning af Indre Nordhavn Samfundsøkonomisk analyse af individuel varmepumpeløsning og fjernvarme til bygningsklasse 2020 COBE 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

2 Forkortelser... 2 Figurer og tabeller... 2 Forord Baggrund Problemstilling Problemformulering Metodebeskrivelse Analysedesign Anvendte metodiske værktøjer Ved samfundsøkonomisk analyse Diskontering og følsomhedsanalyser Ved fremskrivning af elprisen Ved fremskrivning af fjernvarmeprisen Ved fremskrivning af miljøeffekter Overvejelser med baggrund i Cost/Benefit analyse Formål og valg af genstandsfelt Anvendt data Afgrænsning og fravalg i analysen Varmeplanlægning af Indre Nordhavn Lov- og plangrundlaget Varmeplanlægning af lavenergibyggeri i Nordhavn Energirammen for nyt lavenergibyggeri i Bygningstyper i Indre Nordhavns fase Energipolitik og energiforsyning Forventede ændringer i hovedstadens energisystem frem mod Den danske energipolitik frem mod Grundlæggende forudsætninger for opstilling af scenarier Udgangspunkt for fjervarmeforsyning Dimensionering af fjernvarmeinstallation Fastsættelse af prisen for fjernvarme Miljøeffekter ved fjernvarme Fastsættelse af prisen for el Miljøeffekter fra el til varmepumpe Valg af varmepumpeteknologi for individuel forsyningsløsning overvejelser om andre varmepumpeløsninger Dimensionering af varmepumpeinstallation Samfundsøkonomiske fremskrivninger af scenarier Samfundsøkonomiske omkostninger ved emissioner til luft Selskabsøkonomi og brugerøkonomi Konklusion Referencer Bilag Bilag Bilag Bilag Bilag Bilag

3 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 s. 14 Tabel 2: Fjernvarmeinstallation s. 22 Tabel 3: Anvendelse ventilation og pumper i etagebyggeri s. 23 Tabel 4: Fjernvarmevand og tilslutning s. 23 Tabel 5: Samfundsøkonomiske omkostninger ved emissioner til luft fra fjernvarme s. 24 Tabel 6: Elpris an virksomhed s. 24 Tabel 7: Væske/vand varmepumpesystem til havvand installation og omkostninger s. 32 Figur 1: Vandtemperatur i Københavns havn s. 26 Figur 2: Vandtemperatur i Københavns havn (årsgennemsnit) s. 26 Figur 3: Havvandsystem-tegning for centralt anlæg s. 29 Figur 4: Havvandssystem-tegning s. 31 Figur 5: Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 3% s. 33 Figur 6: Samfundsøkonomi (NPV) ved en forrentning på 5% s. 34 Figur 7: Samfundsøkonomi (NPV) emissioner til luft ved forskellige diskonteringsrenter s. 35 Figur 8: Selskabsøkonomi (NPV) ved forskellige forrentninger s. 36 Figur 9: Brugerøkonomi (NPV) kr. pr. MWh ved forskellig forrentning s. 37 2

4 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

5 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 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 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 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 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 Her kan fase 2 så efter planen påbegyndes omkring I Bygningsreglementet 2010 (BR10) er der samtidig indlagt nye energirammer for nyt byggeri. Den nyeste 4

6 Lavenergiklasse 2015 som forudsættes i første fase, ventes at blive overtaget af den endnu frivillige lavenergiramme kaldet Bygningsklasse 2020 (ENS, BR10, 2011: ). 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 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

7 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

8 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 CO 2 -udslip fra elproduktion efter Energiaftalen af 22. marts 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 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

9 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 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 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

10 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 CO 2 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) 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 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) 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

11 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 CO 2, CH 4 og N 2 O og så de sundhedsskadelige effekter af SO 2 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 fremskrevet efter nettoprisindekset. Alle miljøeffekter ved emissioner til luft diskonteres til sidst 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

12 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 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 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

13 2.5 Afgrænsning og fravalg i analysen I denne rapport afgrænses fra at gennemfører en omfattende analytisk behandling af store perspektiver såsom biomassens reelle CO 2 -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

14 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 CO 2 -neutralt København i 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 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 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 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 13

15 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 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 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 og ). 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 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 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 Fælles bestemmelser for bygninger omfattet af bygningsklasse 2020 stk. 1. Bygninger omfattet af bestemmelserne i kap eller 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

16 3.3 Bygningstyper i Indre Nordhavns fase 2 På nuværende tidspunkt mangler endnu den konkrete lokalplanlægning af fase 2-udvidelsen (ventes mellem ). 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 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 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

17 (Kort over byudviklingen af Indre Nordhavn - Københavns Kommune, 2011) 16

18 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 etagemeter bolig og erhverv i Århusgadeområdet og 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 m 2, 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 m 2, hvoraf størstedelen ligger i omegnen af m 2 pr. bygningsfelt (KK, Lokalplan 463: 55). Derfor sættes rammen for scenarierne ud fra formodningen om opførelsen af et enkelt etagebyggeri på m 2. 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 m 2 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 m 2 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 kwh/år (5000 m 2 x 20 kwh/år). Grundplanet sættes herefter til en base på m 2, så vi har med en 5 etagers bygning at gøre. 17

19 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 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 CO 2 -neutral energiforsyning i 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 CO 2 -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 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 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

20 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 : 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 % 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 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 Varmeforbruget ventes dermed at kunne blive reduceret med 20 % mod 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 CO 2 -neutral i 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) 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

21 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 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 CO 2 -emissionerne fra elforsyningen korrigeres fra basisfremskrivningen af april 2011 til 199 kg/mwh i 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 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

22 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 m 2 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 m 2 bolig inddeles den i lejligheder på gennemsnitligt 110 m 2 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 m 2, 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 fremskaffe 4. 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 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

23 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 Unit med vejrkompensering og cirkulationspumper Ladekreds med elektronisk styring x 450 liters buffertanke Drift og vedligeholde 3200 (pr. år) Reinvestering efter 15 år Nettoinstallatørpris (kr.) (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 kr. for et karrébyggeri (netto svarer det til 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 m 2, hvortil denne analyses scenarier arbejder med m 2. Dertil vil en unit på eksempelvis 250 kw have en højere nettoinstallatørpris på ca 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 Nordhavn 5. 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/m 2 /år. Arealet af en karrébygning på m 2 vil derfor kunne benytte op til kwh om året for at opfylde energirammen. Ved et VBV behov på 750 kwh x 103 personer fås derfor alene et forbrug på kwh. Erik Frederiksen fra Gastech-Energi har i hans beregning sammenholdt VBV-behovet og estimeret opvarmningsforbruget til sammenlagt at være kwh, når der samtidig korrigeres med et transmissionstab på maksimalt 5,7 W/m 2. Dertil er der regnet med et grundplan på m 2 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 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

24 Elforbruget til cirkulationspumper og ventilation opgøres ud fra DE s nøgletal for varme- og elforbrug i etageboliger, som forudsætter sammenlagt ca. 0,8 kwh/m 2 /år for pumper. Deslige fastsættes elforbruget til ventilationsanlæg at være 5 kwh/m 2 /år, grundet at der må kunne forventes en effektivisering af teknologien frem til 2020, hvor denne vejledning er udgivet i Nederst ses tabel 3 med nøgletal fra DE. Tabel 3: Anvendelse ventilation og pumper i etagebyggeri Cirkulationspumper til centralvarme 0,4-0,5 Cirkulationspumper til varmt brugsvand 0,2-0,3 Ventilationsanlæg 6,0-7,0 Elforbrug [kwh/m2/år] (DE, 2008: 31) Sammenlagt giver det et elforbrug på kwh/år ved 5.8 x m 2. Derfor vil der være et nettoenergibehov på 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 324,94 Effektbetaling pr. kw 149,91 Stikledning (indtil 30 m. under 40 kw, inklusiv Pr. enhed (2011-pris kr.) energimåler) Fast del 2.913,12 Variabel del pr. kw tilført 36,41 (KE, fjernvarmepriser 2011) 4.4 Miljøeffekter ved fjernvarme Til beregning af miljøeffekterne ved fjernvarmemikset anvendes KE s miljødeklaration Der tages selvfølgelig udgangspunkt i fjernvarme leveret i København. Her opgøres emissioner til luft for CO 2, CH 4, N 2 O, SO 2 og NOX pr. forbrugt kwh (se udregninger i Bilag 6). CH 4 og N 2 0 multipliceres med henholdsvis 21 og 310, for at omregne disse til CO 2 -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 til 2011-priser 6, 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 SO 2, NOX, CH 4 og N 2 O (ENS, BF 2011: 24 og ENS, 22. marts 2012: 3). Derfor holdes de stabile i hele perioden fra basisår 2020 og diskonteres der fra. CO 2 ventes at blive reduceret til 0 inden for de første 5 år af investeringsperioden, jf. målet om CO 2 -neutral forsyning i CO 2 fra fjernvarme falder på landsbasis med 22,3 % i perioden (ENS. BF 2011: 23). Derfor fastsættes startværdien tilsvarende lavere end udgangspunktet i Miljødeklarationen og fluktuerer en omstilling i den københavnske fjernvarmeforsyning frem til 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)

25 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 CO 2 - ækvavivalent 222,7 SO 2 (By) 93,14 NOX (By) 42,9 (2011-pris DKK) (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 nettoprisindekset 7. Tabel 6: Elpris an virksomhed: El 496,4 El pr. MWh (2011- DKK) (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 Dog forudsættes det, jf. afsnit 3.4.2, at resultatet af Energiaftalen af 22. marts 2012 medfører et fald i CO 2 -udledningen, så det samlet vil være 199 kg/mwh i Herefter fremskrives en faldende udledning indtil 2030 med værdierne fra BF11, hvor fremskrivningsfaktoren er 0, altså et årligt fald på ca. 2,45 %. Efter 2030 sænkes CO 2 -emissionerne med en 1/20 årligt, jf. målet om CO 2 -neutral energiforsyning i NOX-udledningen opgøres på samme måde og fremskrives med 0,987 (et fald på 1,3%), og CH 4 med 0,989 (1,1%) i hele perioden. SO 2 og N 2 O holdes statiske i hele perioden (ENS, BF 2011: 23). De samfundsøkonomiske omkostninger opgøres med baggrund i tabellen i afsnit 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 beskrevne overvejelser omkring energipolitik og - 7 se fodnote ovenfor 8 Fås ved f= Kn/Ko = x^(1/10) -1 * 100. Værdier er taget fra BF11 (se kildehenvisning) 24

26 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 teknologier 9 : 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 % 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

27 (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 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

28 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 f). 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 C) mod C ved radiatoropvarmning, og derved en højere ydeevne COP (DE, marts 2011: 43f). COP-værdien 10 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 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 % forbedring af COP i 2030 og 40-60% i 2050, mens forventningerne i forhold til installationsomkostninger er en reduktion på % i 2030 og % i Udgiften til leveret energi er som mål sat til en reduktion på % i 2030 og % i 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

29 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 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 (Bilag 3). 28

30 (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) 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

31 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 kwh til drift af varmeog cirkulationspumper. Dertil lægges, ligesom ved fjernvarme, et ventilationsbidrag på 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

32 (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 % 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 bygningen 11. 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 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 Frederiksen har angivet en pris for skift af kompressor efter 15 år, hvortil prisen fastsættes til ca kr. (Bilag 1 og 2). Det samlede overslag på system og omkostninger ses herefter som vist i tabellen nedenfor: kwh pr. m2 /1500 driftstimer x 5000 m2 = 66 kw 31

33 Tabel 7: Væske/vand varmepumpesystem til havvand installation og omkostninger 32

34 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

35 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 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 ( kr.) V1 ( kr.) 34

36 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 CO 2 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 CO 2 -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 CO 2 -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

37 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

38 (Figur 9: Brugerøkonomi kr. pr. MWh ved forskellig forrentning, opgjort i 2011 priser) 37

39 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 CO 2 -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

40 7. Referencer Forsidebillede er lavet af COBE arkitekter, som sammen med Rambøll og SLETH vandt arkitektkonkurrencen for det nye Nordhavn. Find dem her Litteratur: Halsnæs, K., Andersen, P. og Larsen, A. (2007): Miljøvurdering på økonomisk vis. Jurist- og Økonomforbundets Forlag. 1. Udg. 1. Opl Pearce, D., Atikinson, G., Mourato S. (2006): Cost-Benefit Analisis and the Environment. OECD Publishing Rapporter og planer: (B&H, 2009): Nordhavn Strategy. Udg. af Udviklingsselskabet By & Havn I/S. København (COWI m.fl., 2009): Udvikling og demonstration af lavenergifjernvarme til lavenergibyggeri. For Energistyrelsen - EFP Udarbejdet med Teknologisk Institut, DTU, Danfoss, Energitjenesten og Logstor. COWI, (Danfoss, 2011): Den store varmepumpebog. Vejledning, information og inspiration til indkøb af en varmepumpe. Danfoss, (DE, marts 2011): Den lille blå om varmepumper. Dansk Energi, marts (DE, marts 2008): Den lille blå om varme. Dansk Energi, marts (DE og Energinet.dk 2010): Smart grid i Danmark. Dansk Energi og Energinet.dk, (ENS, BF 2011): Energistyrelsens Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet. Energistyrelsen, april (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 (KE, september 2010): Forsyningskoncepter for lavenergiområder varmeforsyning af Grøntorvet og Nordhavn. Københavns Energi, september (KK, maj 2012): KBH 2025 Klimaplanen En grøn, smart og CO2-neutral by. Københavns Kommune - Teknik- og Miljøforvaltningen d. 22. Maj (KE, februar 2009: 51): Projektforslag om fjernvarmeforsyning af Carlsberg grunden. Københavns Energi, februar (KK, Lokalplan 463, 2011): Århusgadekvarteret. Lokalplan 463. Københavns Kommune (KK, Forslag til kommunalplantillæg og lokalplan 2011): Forslag til kommunalplantillæg og lokalplan for århusgadekvarteret. Københavns Kommune, (KK, 11. Februar 2010): tillæg til kommunalplan Tillæg nr. 2 med VVM og Miljøvurdering. Udvidelse af Nordhavn og ny krydstogsterminal. Københavns Kommune, februar

41 (KK, KP09, 2009): Den tænkende storby. Københavns Kommuneplan Københavns Kommune, (VPH2, 2011): Varmeplan Hovedstaden 2.Københavns Energi, Centralkommunernes Transmissionsselskab I/S og Vestegnens Kraftvarmeselskab I/S, september Notater og aftaler (Chrintz og Færgeman, 2011): Den samfundsøkonomiske kalkulationsrente fakta og etik. CONCITO, 10. september, (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 Politisk aftale mellem folketingets partiet af 22. marts (ENS, tillæg til BF 23. marts 2012): Om elforbrug, vindandel og CO2-udslip fra elproduktion efter Energiaftalen af 22. marts Energistyrelsen, marts (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 (KE, maj 2011): Varmepumper og fjernvarme til forsyning af lavenergibyggeri i København. Københavns Energi, maj Data og web (B&H, 2012: a): - Udviklingsselskabet By- og Havn I/S. Sidst set d. 7. juni (DONG Energy, elpriser 2011): DONG Energy. Sidst set d. 7. juni (DONG Energy 2008: a). - DONG Energy. Sidst set d. 7 juni (DONG Energy 2012: b): - DONG Energy. Sidst set d. 7 juni (Danmark Statistiks PRIS7) - Danmarks Statistik, findes her: (ENS 2012: a): - Energistyrelsen. Sidst set d. 7. juni er_og_dispensation/sider/forside.aspx (ENS 2012: b): - Energistyrelsen. Sidst set d. 7. juni

42 (ENS, BR10, 2011): - Bygningsreglementet. Energistyrelsen findes her: (KE, teknik, 2007): teknik bestemmelser for fjernvarme varmt vand Københavns Energy. 1. juli (KE, fjernvarme 2011): Varmepriser Københavns Energi, september Retsinformation.dk - (dansk lovsamling på nettet) (Varmelast.dk 2011:a). - varmelast.dk. Sidst set d. 7. juni

43 Bilag 1 Reference: ef/ef Mathias Vang Vestergaard Dato: Roskilde University 4000 Roskilde Direkte nr.: TILBUD NR Væske/vand varmepumpe til 2020 projekt på nordhavn 42

44 I henhold til aftale tilbyder vi hermed følgende. Pris før rabat Rabat 1 stk IDM Terra SW 22 HGL/407C kr ,00netto 1 stk 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/ kw A-mærket 1 stk Luftudlader Spirovent 1¼" kw, TERRA SW 1 stk Snavssamler Spirovent 1¼" kw, TERRA SW 3 stk Tilslutningsslange, flex 5/4'' HGL fremløb kw 1 stk Tilslutningsslange, flex 2" NB: 4 slanger kw 100 PE 100 trykrør til havvand 1 stk Samlesæt type C 11/2" 3 bar Lufudlader, manometer 1 diverse rør og fittings 1 Installationsarb. (arbejdsløn) 1 stk VP 6 års garanti,opst KW inkl. 5 eftersyn, frie tilkald og frie reservedele inkl. 5 eftersyn, frie tilkald og frie reservedele Samlet nettopris excl. moms kr ,00 Bemærkninger: Samlet energibehov pr. år ca kwh Årlig virkningsgrad på ca. 5,00 ved en gennemsnitstemperatur på 9 C Energiforbrug til varmepumpe og cirkulationspumper ca kwh/år Energiomkostning pr. lejlighed pr. år ca. 666 kwh 43

45 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 ,00 /år excl. moms Udskiftning af kompressor i 2012 priser Kr ,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: 4950 m 2 Samlet opvarmet areal: 4950 m 2 Varmetab pr. m 2 : 3 W/m 2 Fremløbstemperatur på anlæg 45 C. Varmtvandsforbrug: 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 Leveringstid: Leveringsbet.: Betalingsbet.: Garanti: Efter nærmere aftale Frit leveret Netto kontant 15 dage Det forudsættes at der kan stilles garanti for kontraktsummen. 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

46 Bilag 2 45

47 Bilag 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 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 2-3 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 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 : Tlf Mail : [email protected] Fax

48 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 stk. ladekreds type LV2 64kW med elektronisk styring. Pris netto installatør kr. 2stk. 450liter buffer type Pris netto installatør pr. stk kr. Med venlig hilsen / Best regards René Sass Teilmann VVS-Tekniker METRO THERM A/S Rundinsvej Helsinge Tlf.: Dir.: Fax: [email protected] 47

49 Bilag 5 48

50 Bilag 6 49

51 Fjernvarmescenariet R1 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Basisår 0 0 Fremskrivning fra år Diskontering (Kalkulationsrente) 5,00% 1 Nettoafgiftsfaktor 17,00% 1,17 Investering (samlet) Fuld installation DKK Reinvestering Efter 15 år DKK Tilslutning 1 stikledning 30 m. DKK 3951 Drift og vedligehold 30 år DKK D&V (Årlig omkostning) 4% af invest. DKK 3200 Effektbidrag (Varme) 30 år DKK Årligt effektbidrag kr. pr. inst. kw DKK 155,16 Forbrug (Varme) 30 år DKK Årlig energipris pr. MWh - Forbrugt pr. år DKK 319 Forbrug (el) 30 år DKK Årlig elpris pr. MWh - Forbrugt pr. år DKK 496 El til pumper og ventilation I alt 5.8 kwh x 5000 m2 MWh 29 Kapitalomkostninger (3 % nom. rente) 30 år diskonteret (5%) Kapitalomkostninger (5 % nom. rente) 30 år diskonteret (5%) Afgifter (varme) 30 år DKK Energiafgift, energispareafgift, Årlige afgifter (Varme) SO2 og NOX afgift DKK 171,69 Afgifter (el) 30 år DKK Årlige afgifter (el) Energispareafgifter, PSO, elafgift, distributionsbidrag mv. DKK 1167 Moms 25% DKK Afgifter på investering over 30 år DKK Afgifter og moms I alt/30 år DKK Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Selskabsøkonomi (Eksl. moms) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Omkostninger pr. MWh nom. rente 5% DKK 535 Omkostninger pr. MWh nom. rente 3% DKK 533 Levelized Energy Cost Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 5%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 3%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energienhed/år/mwh (nom. rente 5%) DKK 236 kr. energienhed/år/mwh (nom. rente 3%) DKK 234

52 Fjernvarmescenariet R2 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Basisår 0 0 Fremskrivning fra år Diskontering (Kalkulationsrente) 3% 1 Nettoafgiftsfaktor 17% 1,17 Investering (samlet) Fuld installation DKK Reinvestering Efter 15 år DKK Tilslutning 1 stikledning 30 m. DKK 3951 Drift og vedligehold 30 år DKK D&V (Årlig omkostning) 4% af invest. DKK 3200 Effektbidrag (Varme) 30 år DKK Årligt effektbidrag kr. pr. inst. kw DKK 155,16 Forbrug (Varme) 30 år DKK Årlig energipris pr. MWh - Forbrugt pr. år DKK 319 Forbrug (el) 30 år DKK Årlig elpris pr. MWh - Forbrugt pr. år DKK 496 El til pumper og ventilation I alt 5.8 kwh x 5000 m2 MWh 29 Kapitalomkostninger (3 % nom. rente) 30 år diskonteret (3%) Kapitalomkostninger (5 % nom. rente) 30 år diskonteret (3%) Afgifter (varme) 30 år DKK Energiafgift, energispareafgift, Årlige afgifter (Varme) SO2 og NOX afgift DKK 171,69 Afgifter (el) 30 år DKK Årlige afgifter (el) Energispareafgifter, PSO, elafgift, distributionsbidrag mv. DKK 1167 Moms 25% DKK Afgifter på investering over 30 år DKK Afgifter og moms I alt/30 år DKK Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Selskabsøkonomi (Eksl. moms) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Omkostninger pr. MWh nom. rente 5% DKK 678 Omkostninger pr. MWh nom. rente 3% DKK 674 Levelized Energy Cost Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 5%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. rente 3%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energienhed/år/mwh (nom. rente 5%) DKK 297 kr. energienhed/år/mwh (nom. rente 3%) DKK 279

53 Fjernvarmescenariet R1 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Originalværdi Omregnet værdi/kr Enhed Emissioner til luft (Fjernvarme) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Nedjusteres til 0 mellem år CH4-omkostninger Horisontal fremskrivning N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK 6959 SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft Fjernvarme DKK KE -Miljødeklaration 2011 (FV-KBH) x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (85 kg/mwh) - 23% 9479,2 kg 9,479 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (6 g/mwh) 14051,52 g (regnet til CO2 ækv.) 14,051 kg --//-- --//-- pr. ton N2O (2 g/mwh) 69365,44 g (regnet til CO2 ækv.) 69,365 kg --//-- --//-- pr. ton SO2 (16 g/mwh) 1784,32 g 1,784 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) 12713,28 g 12,713 kg 41 42, pr. kg Emissioner til luft (Elforbrug) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Negativ fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra 2030 CH4-omkostninger Negativ fremskrivningsfaktor 0,9843 N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug + Fjernvarme DKK ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012 x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (199 kg/mwh) 5771 kg 5,771 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (206 g/mwh) g (regnet til CO2 ækv.) 1,25454 ton --//-- --//-- pr. ton N2O (4,9 g/mwh) 44193,1 g (regnet til CO2 ækv.) 0,44193 ton --//-- --//-- pr. ton SO2 (203 g/mwh) 5887 g 5,887 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) g 15,138 kg 41 42, pr. kg

54 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Originalværdi Omregnet værdi/kr Enhed Fjernvarmescenariet R2 Emissioner til luft (Fjernvarme) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Nedjusteres til 0 mellem år CH4-omkostninger Horisontal fremskrivning N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK 7347 SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft Fjernvarme DKK KE -Miljødeklaration 2011 (FV-KBH) x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (85 kg/mwh) - 23% 9479,2 kg 9,479 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (6 g/mwh) 14051,52 g (regnet til CO2 ækv.) 14,051 kg --//-- --//-- pr. ton N2O (2 g/mwh) 69365,44 g (regnet til CO2 ækv.) 69,365 kg --//-- --//-- pr. ton SO2 (16 g/mwh) 1784,32 g 1,784 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) 12713,28 g 12,713 kg 41 42, pr. kg Emissioner til luft (Elforbrug) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Negativ fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra år 2030 CH4-omkostninger Negativ fremskrivningsfaktor 0,9843 N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug + Fjernvarme DKK ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012 x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (199 kg/mwh) 5771 kg 5,771 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (206 g/mwh) g (regnet til CO2 ækv.) 1,25454 ton --//-- --//-- pr. ton N2O (4,9 g/mwh) 44193,1 g (regnet til CO2 ækv.) 0,44193 ton --//-- --//-- pr. ton SO2 (203 g/mwh) 5887 g 5,887 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) g 15,138 kg 41 42, pr. kg

55 Varmepumpescenariet V1 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Basisår 0 Diskontering (Kalkulationsrente) 5% Fremskrivning fra år 1 Nettoafgiftsfaktor 17% 1,17 Investering (samlet) Fuld installation DKK Pumpeskift Efter 15 år DKK år (ca. 6%/år af Drift og vedligehold investeringen) DKK D&V (Årlig omkostning) DKK 3200 Forbrug (el) 30 år DKK Årlig elpris pr. MWh DKK 496 El til ventilation Indlagt i samlet forbrug - i alt 5.0 kwh x 5000 MWh 25 Kapitalomkostninger (3 % nom. rente) 30 år diskonteret (5%) Kapitalomkostninger (5 % nom. rente) 30 år diskonteret (5%) Afgifter (el) 30 år Årlige afgifter Energispareafgifter, PSO, elafgift, distributionsbidrag mv. DKK 1167 Moms 30 år 25% DKK Afgifter og moms I alt/30 år DKK Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Selskabsøkonomi (Eksl. moms) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Omkostninger pr. MWh nom. rente 5% DKK 617 Omkostninger pr. MWh nom. rente 3% DKK 605 Levelized Energy Cost Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. Rente 5%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. Rente 3%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energienhed/år/mwh (nom. Rente 5%) DKK 257 kr. energienhed/år/mwh (nom. Rente 3%) DKK 246

56 Varmepumpescenariet V2 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Basisår 0 Diskontering (Kalkulationsrente) 3% Fremskrivning fra år 1 Nettoafgiftsfaktor 17% 1,17 Investering (samlet) Fuld installation DKK Pumpeskift Efter 15 år DKK år (ca. 6%/år af Drift og vedligehold investeringen) DKK D&V (Årlig omkostning) DKK 3200 Forbrug (el) 30 år DKK Årlig elpris pr. MWh DKK 496 El til ventilation Indlagt i samlet forbrug - i alt 5.0 kwh x 5000 MWh 25 Kapitalomkostninger (3 % nom. rente) 30 år diskonteret (3%) Kapitalomkostninger (5 % nom. rente) 30 år diskonteret (3%) Afgifter (el) 30 år Årlige afgifter Energispareafgifter, PSO, elafgift, distributionsbidrag mv. DKK 1167 Moms 25% DKK ,38 Afgifter og moms I alt/30 år DKK Samfundsøkonomi (Eksl. moms og afgifter + NAF) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Selskabsøkonomi (Eksl. moms) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Brugerøkonomi (Inkl. moms og afgifter) Nutidsværdi (NPV) nom. rente 5% DKK Nutidsværdi (NPV) nom. rente 3% DKK Omkostninger pr. MWh nom. rente 5% DKK 760 Omkostninger pr. MWh nom. rente 3% DKK 740 Levelized Energy Cost Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. Rente 5%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energi/år (nom. Rente 3%) DKK Average Levelized Cost of Energy (LEC) Average Levelized Cost of Energy (LEC) kr. energienhed/år/mwh (nom. Rente 5%) DKK 310 kr. energienhed/år/mwh (nom. Rente 3%) DKK 290

57 Varmepumpescenariet V1 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Originalværdi Omregnet værdi/kr Enhed Emissioner til luft (Elforbrug) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra år 2030 CH4-omkostninger Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9843. N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug DKK ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012 x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (199 kg/mwh) kg 10,945 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (206 g/mwh) g (regnet til CO2 ækv.) 0, ton --//-- --//-- pr. ton N2O (4,9 g/mwh) 83814,5 g (regnet til CO2 ækv.) 0, ton --//-- --//-- pr. ton SO2 (203 g/mwh) g 11,165 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) g 28,710 kg 41 42, pr. kg Varmepumpescenariet V2 Nybyg m2 - BK2020 Specificeret Enhed 2011-DKK Originalværdi Omregnet værdi/kr Enhed Emissioner til luft (Elforbrug) CO2-ækvivalenter pris pr. år 2020 og frem DKK 222,71 CO2-omkostninger Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9770. Nedjusteret fra år 2030 CH4-omkostninger Negativ Fremskrivningsfaktor 0,9843. N2O-omkostninger Horisontal fremskrivning Drivhusgaaser x Nettoafgiftsfaktor CO2, CH4 og N2O x 1,17 DKK SO2-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 93,14 NOX-omkostninger Horisontal fremskrivning DKK 42,9 SO2 + NOX I alt 30 år DKK Nutidsværdi (NPV) Emissioner til luft El-forbrug DKK ENS, BF 2011: 23 + tillæg 23. marts 2012 x faktor og forbrug I alt omk.pr.enhed 2020 (2009 pris) omk.pr.enhed 2020 (2011 pris) CO2 (199 kg/mwh) kg 10,945 ton 212,8 222, pr. ton CH4 (206 g/mwh) g (regnet til CO2 ækv.) 0, ton --//-- --//-- pr. ton N2O (4,9 g/mwh) 83814,5 g (regnet til CO2 ækv.) 0, ton --//-- --//-- pr. ton SO2 (203 g/mwh) g 11,165 kg 89 93, pr. kg NOX (114 g/mwh) g 28,710 kg 41 42, pr. kg

58 Hovedstol ,00 I alt renter ,62 Antal terminer pr år 1 I alt afdrag ,00 Nom. Rente/ år 5,00% Løbetid i år 30,0 I alt Udgifter ,62 Termin År Restgæld Rente Afdrag Ydelse akk. Rente akk. Afdrag , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,21 968, , , , , ,70 744, , , , , ,41 508, , , , , ,11 260, , , , , ,00 0, , , ,62 Amortisationslån Fjernvarmesystem Ydelse/per termin kr 5.464,32

59 Hovedstol ,00 I alt renter ,53 Antal terminer pr år 1 I alt afdrag ,00 Nom. Rente/ år 3,00% Løbetid i år 30,0 I alt Udgifter ,53 Termin År Restgæld Rente Afdrag Ydelse akk. Rente akk. Afdrag , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,72 902, , , , , ,61 801, , , , , ,01 696, , , , , ,87 588, , , , , ,06 477, , , , , ,35 363, , , , , ,40 246, , , , , ,79 124, , , , , ,00 0, , , ,53 Amortisationslån Fjernvarmesystem Ydelse/per termin kr 4.285,62

60 Hovedstol ,00 I alt renter ,23 Antal terminer pr år 1 I alt afdrag ,00 Nom. Rente/ år 5,00% Løbetid i år 30,0 I alt Udgifter ,23 Termin År Restgæld Rente Afdrag Ydelse akk. Rente akk. Afdrag , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,00 0, , , ,23 0,00 Amortisationslån Varmepumpesystem Ydelse/per termin kr ,17

61 Hovedstol ,00 I alt renter ,56 Antal terminer pr år 1 I alt afdrag ,00 Nom. Rente/ år 3,00% Løbetid i år 30,0 I alt Udgifter ,56 Termin År Restgæld Rente Afdrag Ydelse akk. Rente akk. Afdrag , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,63 698, , , , ,00 0, , , ,56 Amortisationslån Varmepumpesystem Ydelse/per termin kr ,05