ELFÖRBRUKNING FÖR UPPVÄRMNING I ÖVRIGSEKTORN

Transkript

1 Efter Tjernobyl Underlag till Statens energiverks utredning Förtida avveckling av kärnkraften i Sverige ELFÖRBRUKNING FÖR UPPVÄRMNING I ÖVRIGSEKTORN Eje Sandberg Rolf Westerlund K-Konsult

2 Elförbrukning för uppvärmning i övrigsektorn Eje Sandberg RolfWesterlund K-Konsult Statens energiverk 98:R

3 Statens energiverk FÖRORD Statens energiverk har utrett förutsättningarna för en tidigare avveckling av de svenska kärnkraftsverken. Utredningen har publicerats i verkets utredningsserie, 98:. Förtida avveckling av kärnkraften i Sverige. I samband med utredningen har ett omfattande underlagsmaterial tagits fram av konsulter, företag och andra mritgheter. En del av detta material redovisas i verket uportserie och denna skrift är en av de samroar t 4 underlagsrapporterna. För a v> och slutsatser svarar respektive författare. Stow^r I- i oktober 98 Hans :ode Gene' jldirektör Asa Sohlman ByrSchef Statens energiverk Besök Lilieholm^voCf-n 3C Telefon Telegram Eneryyodmin II787STOCKHOLM l,l,eholmen Postgiro Telex 287 ENERGY S

4 KBOMSOLT ELFÖRBRUKNING FÖR UPPVÄRMNING ÖVRIGSEKTORN Prognosunderlag för kärnkraftsawecklingsstudie statens energiverk SEPT 98 K-KONSULT i Stockholm Energiproduktion Eje Sandberg Rolf Westerlund v

5 INNEHÅLLSFÖRTECKNING. SAMMANFATTNING i 2. FÖRUTSÄTTNINGAR 4 2. Uppdraget Analysmodell Elpriser Bränslepriser 8 3. BERftKNINGSFÖRFARANDE 3. Nettoenergibehov i 3.2 Produktionssystem Ii 3.3 Sparmöjligheter Antalet enheter 5 4 SPARANDE 9 5. SMÅHUS Nuvarande uppvärmning Specifik förbrukning Elförbrukning i småhus Uppvärmningsalternativ Resultat småhus 35. FLERBOSTADSHUS OCH LOKALER 4. Uppvärmningsalternativ 42.2 Prestanda och kostnadsuppgifter 45.3 Resultat flerbostadshus och lokaler 47

6 i j BILAGOR. Småhus, systemval och resultat 2. Teknikalternativ, småhus 3. laknikalternativ, flerbostadshus och lokaler 4. Flerbostadshus och lokaler, systemval och resultat 5. Sammanställningstabell nr 7, småhus 997 lågt oljepris. "- nr, småhus 997 högt oljepris 7. "- nr 2, småhus 989 referensalternativ kortsiktigt sparande 8. "- nr 4, småhus 989 lånsiktigt sparande 9. "- nr 3, småhus 989 högt oljepris. "- nr 4, småhus 989 lågt oljepris. "- nr 2, flerbostadshus och lokaler, 997 högt oljepris 2. "- nr 3, flerbostadshus och lokaler II _ I _ If _ fl _ fl lågt oljepris nr 5, flerbostadshus elradiatorer 997 nr, lokaler, elradiatorer 997 nr 8, flerbostadshus och lokaler 989, kortsiktigt sparande referensalternativ nr 9, flerbostadshus och lokaler 989 högt oljepris nr, flerbostadshus och lokaler 989 lågt oljepris 8. Naturgas, småhus

7 . SAMMANFATTNINC På uppdrag av statens energiverk har elförbrukning för uppvärmning undersökts inom övrigsektorn. Analysen omfattar elförbrukningen på kort sikt (989) och lång sikt (997) vid olika elpriser. Som underlag för analysen har använts statistik från SCB och Kraftsam vad gäller nulägesbeskrivningen av antalet hus och uppvärmningsform. Prognosuppgifter på oljepriser och andra bränslepriser har lämnats av statens energiverk. Som utgångsvärde har elförbrukningen för uppvärmning beräknats till 9,4 TWh brutto 985 för småhus och,3 respektive 3, TWh för flerbostadshus och lokaler, dvs hotalt 23,8 TWh. Bedömningen av hur mycket elvärme som förbrukas i flerbostadshus och lokaler är mycket osäker då en hel del dold elvärme kan ligga i posten driftsel, som 985 uppgick till storleksordningen 2 TWh. Vidare är även beskrivningen av hur el användes för uppvärmning i flerbostadshus och lokaler mycket osäker. Analysen av elförbrukningens priskänslighet har genomförts med K-Konsults dataprogram MAS. Genom att dela in bebyggelsen i 5 olika kategorier avseende förbrukning, teknisk utrustning och möjliga uppvärmningsalternativ har för varje elprisnivå, uttryckt som råkraftpris, uträknats bästa uppvärmningsalternativ och åtgång på el, olja eller annat bränsle och investeringsbehov. Elefterfrågan har uppdelats på höglast och låglastperiod vilket också möjliggör en beräkning av efterfrågan på eleffekt vid olika elpriser. Tidstariff har förutsatts. Hushållningsåtgärder har också beaktats som ett handlingsalternativ och investeringsbehoven för hushållningsåtgärder beräknats. Elförbrukningen 997 för ett referensalternativ enligt Statens energiverks oljeprisprogos redovisas i fig... Angivet elpris gäller råkraft. Oljepriset för Eo ä" 322 kr/mwh och för Eo4 23 kr/mwh % Förbrukning 997 referensalt förbr TWh brutto 'L>C ;C*v^ r~ fh+lok! LJ småhus! elpris kr/mwh

8 Vad som händer vid olika elpriser kan sammanfattas med följande: Vid lågt elpris ökar elanvändningen ytterligare jämfört med olja för de bebyggelsekategorier som till del använder olja. Installation av värmepumpar av olika slag är lönsamt från låga elpriser upp till måttligt höga elpriser. Speciellt om befintlig utrustning ändå är dags att byta. Finns värmepumpar redan installerade är de kvar i systemet även vid mycket höga elpriser. Hus med elpannor eller elradiatorer investerar hellre i hushållningsåtgärder vid måttliga till höga elpriser. Först vid högre priser är investering i produktion och då i någon form av värmepumpsteknik aktuell. Finns utbytesbehov sker konvertering vid något lägre elpriser. Först vid mycket höga elpriser installeras en oljepanna och då kombinerat med solvärme. Kan fjärrvärme erbjudas börjar detta bli intressant redan vid måttligt höga elpriser. Kombipannor med el och olja använder el först under låglast och sommarlast för att vid högre elpriser endast använda el för sommarlasten då oljepannan har dålig verkningsgrad. Hur oljepriset påverkar utfallet framgår av fig..2 där lågt, resp högt oljepris står för - 2% av referenspriset (322 kr/mwh, Eol). Figur.2 25 T Förbrukning 997 I lågt oljepris förbr TWh brutto referens högt oljepris elpris kr/tmh

9 Hotsvarande analyser för 989 ger 2-3 TWh högre elanvändningsnivå, mycket beroende på att lönsamma sparåtgärder inte hunnit genomföras och att färre installationer av elbaserad uppvärmningsutrustning har utbytesbehov. Uppgifter om teknik och prestanda för olika teknikalternativ är något osäkra då de huvudsakligen inhämtats från tidigare genomförda översiktsstudier. Tidsbrist har inte möjliggjort någon ordentlig uppföljning av dessa. Genom att bebyggelsebeståndet indelats i ett så pass stort antal kategorier kommer avvikelser i bedömningen av enstaka uppgifter ha en mindre betydelse jämfört med den osäkerhet som ligger i det statistiska underlaget av bebyggelsebeståndet, oljeprisutvecklingen och fastighetsägarnas tröghet i att svara på rent ekonomiska signaler. Beräkningarna är inte att betrakta som prognoser utan som kalkylerade potentialer för lönsamma minskningar av elanvändningen. En helt annan fråga är hur lönsam en investering måste vara för att den skall genomföras. Krävs bättre ekonomi än % real avkastning blir elanvändningen mindre priskänslig än vad som ovan angivits. Kominer nödvändiga investeringsmedel finnas tillgängliga? Vid råkraftpriser på 3 kr/mwh krävs ca 7 miljarder kronor för nya produktionsanläggningar utöver det rena utbytesbehovet. Kommer tillverkarna av utrustning och entreprenörerna hinna med om efterfrågan kommer snabbt? Osäkert är också vilka nya tekniska system som hinner utvecklas under en tioårsperiod och erbjudas marknaden. I denna analys har endast känd tillgänglig teknik ingått om dock med antaganden om förbättrade prestanda till 997.

10 2. FÖRUTSÄTTNINGAR 2. Uppdraget Detta uppdrag gäller en analys av hur el- och energiefterfrågan förändras vid de förändrade elpriser som kan bli aktuella vid en snabbare kärnkraftsavveckling än till år 2. Utgångspunkten är att kärnkraften successivt tas ur drift under perioden Dessutom analyseras förändringar i elefterfrågan även vid en mycket snabb avveckling dar hela kärnkraftens produktionskapacitet tas bort inom två år. Utgångsåret för bägge alternativen är 985. Fortsättningsvis kallar vi dessa två alternativ för års- respektive 2-årsalternativet. Uppdraget är begränsat till en studie av förändringarna i elefterfrågan för uppvärmning i sektorerna småhus, flerbostadshus och lokaler. För att Statens Energiverk skall kunna analysera de ekonomiska och miljömässiga konsekvenserna av en snabbare avveckling tas även uppgifter fram om de bränslen och bränslevolymer som vid eventuell konvertering från eluppvärmning ersätter elförbrukningen och vilka investeringsbehov som blir aktuella. I 2-årsavvecklingsalternativet kan effektbrist i elproduktionen uppträda varför även eleffektförändringar studeras. Uppdraget har genomförts under stor tidspress huvudsakligen under juli månad varför studien huvudsakligen baserats på tillgängliga kunskaper och snabbt åtkomliga uppgifter Analysmodell Analysen görs med en statisk modell som innebär att den begränsas till bostäder och lokaler som i dag använder el för att täcka hela eller en stor del av sitt värmebehov. Beräkningarna görs utifrån 984 års fastighetsbestånd (tillgänglig statistik). Värmeförbrukninoen och elanvändningen har dock korrigerats till 985 års nivå. Modellen tar alltså inte hänsyn till eventuella övergångar till elvärme efter 985 och ger heller inget svar på när en konvertering sker från elvärme. Modellen ger svar på vid vilket pris en övergång från elvärme är lönsam, till vilket system övergången sker och hur el- respektive bränsleförbrukningen blir efter övergången. Denna modell är därför inte användbar för ett referensalternativ där elpriserna ökar först långt senare i en studerad avvecklingsperiod och därför en fortsatt övergång till elvärme hinner ske. Även vid snabbt ökade elpriser kan vissa installationer, typ frånluftsvärmepumpar i flerbostadshus med gynnsamma förutsättningar, vara lönsamma och därför aenomföras.

11 Studien ska ge svar på hur mycket el,i fastigheter som i dag använder el för uppvärmning, som åtgår för uppvärmning när kärnkraften är avvecklad efter 2 respektive år. Under förutsättning att lönsamheten för en konvertering från el ökar under awecklingsperioden är analysen mest kritisk för de fastigheter som ännu inte konverterat mot slutet av avvecklingsperioden. Därför genomförs analysen för den beslutssituation som gäller år 997 (-årsalternativet) och 989 (två-årsalternativet). För den aktuella beslutssituationen gäller de elpriser, bränslepriser, investeringskostnader och teknikalternativ som då är aktuella. Vid övergång till nytt uppvärmningssystem jämförs det nuvarande systemets rörliga kostnader med hela kostnaden för ett nytt system om det befintliga systemet inte är äldre än 5 år vid beslutstillfället. I annat fall jämförs totala kostnaden för ett nytt system med totala kostnaden för det befintliga systemet. Beräkningarna genomförs med K-Konsults databeräkningsprogram MAS, macrostudie av energisektorn, som närmare beskrivs i kapitel Elpriser Analysen skall enligt uppdraget genomföras med säsongsdubbeltariff (tidstariff). Elpriset differentieras därmed mellan höglast (HL) som infaller under november till mars (kl ) vardagar och låglast (LL) resterande tid. Höglast antas svara mot 3 % av lasten i producentledet. Under awecklingsperioden kommer diferensen mellan höglastpris och låglastpris i producentledet att förändras. I fig2,langes hur resp pris förändras enligt verkets förutsättningar för 2 års- och -årsalternativet. \ i

12 Figur 2. Elprisprognos råkraft, låg- respektive höglast, Höglastpris öre/kwh 2-4rs Qlt(t989) 5 W-8rs olt (997) M> SO 7 Låglastpris öre/kwh Med given sammansättning för lasten mella höglast och låglast kan priset för höglast PHL och låglast PLL anges vid olika genomsnittliga elpriser enligt fig 2.2 Figur 2.2 Låg- respektive höglastpris som funktion av råkraftprin RJKRAFTPRIS ÖRE/kWh w HL,HL< LLUÄglost HL«Hoglast W-Irs olt 2 - År $ olt PLL PHL K) 2 3 W SO 7 8 Elpris ÖRE/kWh

13 I konsumentledet tillkommer kostnader för överföringsförluster som antas vara %. Vid en jämförelse med Vattenfalls taxa för högspänning, säsongsdubbeltariff är differensen mellan hög- och låglast avsevärt större. Den kostnadsdifferens som i producentledet är 3 öre/kwh motsvarar 3,3 öre/kwh hos konsument med hänsyn till överföringsförlusterna, men i nuvarande taxa är differensen 8,7 öre/kwh. Skillnaden på 5,4 öre/kwh beror på att även kostnaderna för effektuttaget under högbelastningstid har lagts in i energiavgiften. Då föreliggande analys ej omfattar konsekvenser och förändringar i producentledet antas att detta effektkostnadstillägg på 5 öre/kwh är konstant oberoende av förändring i elpriset. * ' Motsvarande effektkostnadstillägg vid tidstariffen för säkringstariffer är 22,7 öre/kwh och för lågspänning, effekttariff 23,2 öre/kwh. Fasta avgifter, abonnemangsavgifter och säkringsavgifter antas lika med dagens avgifter. Därmed erhålls konsumencens elpris enligt tabell 2.. ) Huruvida antagandet om att effektkostnadstillägget olir konstant framöver även vid ökade energipriser kan belysas av följande. i Konsumentens effektavgift under höglasttid ska i dag svara mot kostnaderna för att bygga ut kraftnätet, effektutbyggnad i vattenkraftverk som varit relativt omfattande de senare åren och syftat till att flytta vattenkraften till höglastperioderna och därmed komplettera en stor baslast med kärnkraft, samt effektutbyggnad i de kapitalkrävande kärnkraftverken. Vid en avveckling av kärnkraften kan de rörliga energikostnaderna förväntas öka så pass att den totala efterfrågan på elenergi och eleffekt kommer att avta. Det vill säga att marginalutnyttjande av elkraft inte längre kommer att kräva utbyggd distributionskapacitet. Tillkommande marginalinvesteringar i effektutbyggnad begränsas därmed till kraftproduktion genom kondenskraft (efter det att kraftvärme och vindkraft byggts ut). Vi finner inga skäl att anta att kostnaderna för denna effektutbyggnad kommer att öka jämfört med dagens effektkostnader, snarare kommer de att minska.

14 Tabell 2. Högspänning (ND 3) Lågspänning (ND 4) Säkringstariff (SD 4) 2) Säkringsavgift S + 25 Fast avgift kkr 5 4,3,23 Abonnemangsavgift kr/kw 45 5 Energiavgift HL 3, + P^ x, 39 P HL x, 32, + P HL x, LL, + P LL x, 3,9 + P HL x, 3,4 + P LL x, ) inkl elskatt 7,2 öre/kwh 2) tätort mellansverige 2»4 Bränslepriser Aktuella bränslepriser har erhållits som "preliminära förutsättningar för scenarierna i awecklingsalternativen" Statens energiverk. Priserna är uträknade som annuitetsmedejvärden under en 5-årsperiod för de två aktuella beslutstidpunkterna 989 resp 997. Priserna inkluderar energiskatter som gäller januari 987. öre/kwh Eol värmecentraler Eo4 värmecentraler Eol småhus Torv Flis Briketter 27, 28,7 2,7 23, 29, 32,2, 2, 2, 3, 5,2 7, (989) (997) (989) (997) (989) (997) (989) (997) (989) (997) (989) (987)

15 Ved ' 2) Fjärrvärme öre/kwh 2, 28, 22, (989) (997) (989) (997) Naturgas 2, 2,8 (989) (997) ) Vedpriset har ansatts så att det under låglasttid ger samma värmekostnad per kwh som olja i en befintlig kombipanna med hänsyn till verkningsgrad och driftskostnad. Vedeldning har i beräkningarna antagits vara aktuell endast för dem som redan i dag eldar ved och att "kostnaden" eller uppoffringen för att elda med ved är lika med eldning med olja. Detta bygger på ett marginalanvändningsresonemang där jämvikt råder i hela beståndet mellan eldning med olja och ved. 2) Genomsnittspris för fjärrvärme inklusive effektavgift.

16 3. BERÄKNINGSFÖRFARANDE Beräkningarna har genomförts med dataprogrammet MAS Macrostudier av energisektorn. Programmet är användbart för att analysera hur priskänslig elbaserade uppvärmningssystem är för elpriser vid olika oljeprisnivåer. Programmet kan som vid denna tillämpning ge ett underlag för att bedöma elefterfrågan för uppvärmning i hela övrigsektorn uppdelat på låglasttid och höglasttid. Självklart kan också studier över elefterfrågan genomföras för en delregion eller tom en kommun förutsatt att underlag för att beskriva de olika bebyggelsekategorierna till antal finns. Även dynamiska studier över hur uppvärmning av hus kommer att förändras vid olika energiprisscenarios är möjlig om flera beslutstidpunkter studeras för ett antal år under en längre tidsperiod. Resultatet från ett beslutstillfälle används då som indata för studie av nästa beslutstillfälle. Programmet kan även användas för marknadsstudier vid naturgasintroduktion inom en given region, eller för att bedöma marknadspotential för en ny uppvärmningsteknik som ska konkurrera med befintliga installationer och annan ny teknik. Beräkningarna utgår från konverterings- och sparbenägenheter hos olika fastighetskategorier. Genom att summera resultatet från de olika fastighetskategorierna och antalet enheter i varje kategori erhålls konverterings- och sparbenägenheten för hela fastighetsstocken. För varje kategori förutsätts att det produktionssystem och den sparnivå, som ger den lägsta totalkostnaden, kommer att väljas. Totalkostnderna för en viss kombination av produktion och sparande beror på investeringskostnaderna för produktion och sparande samt energi- och övriga kostnader. Energikostnaderna för ett visst produktionsalternativ beror på de tekniska förutsättningarna i aktuall fastighetskategori. Fastighetskategorierna definieras av:. Nettoenergibehov idag och vid beslutstillfället samt varaktighetsdiagram. 2. Produktionssystem, befintliga och tänkbara alternativ, samt tillämplig tariff. 3. Sparmöjligheter efter beslutstillfället, med respektive utan komfortsänkning. 4. Antal enheter idag och vid beslutstillfället. De olika fastighetskategorierna redovisas i bilaga.

17 Där redovisas också, för tioårsperspektivet och mod referenspriser på olja etc, det produktionsalternativ och sparnivå som ger lägst totalkostnad vid olika råkraftpris. I bilagan finns vissa detaljanmärkningar angående fastighetskategorierna. Dessa anmärkningar påverkar inte slutresultatet. 3. Nettoenergibehov För varje fastighetskategori anges netf.oenergibehovet i dag och vid beslutstillfället, dvs 989 respektive 997. Värmebehovets fördelning under året, varaktighetsdiagrammet, har utformats efter en klimatprofil för Stockholm (temperaturzon 3) med 27 timmars varaktighet och med 35 % av nettoenergibehovet för varmvattenproduktion. Varaktighetsdiagrammet har delats upp i en höglastoch en låglastperiod. Uppdelningen är gjord efter de definitioner på höglast respektive låglast som används av elkraftleverantörerna. Höglastperioder är vardagar under oktober till april. Det blir 7 timmar per år. övrig tid är låglasttid. Höglastperioden utgör, med det valda varaktighetsdiagrammet, 32 % av nettoenergibehovet. Under perioden 5 maj till 5 september krävs ingen värme utan enbart varmvatten produceras. Denna del av låglastperioden, kallad sommarlast, kräver % av det totala nettoenergibehovet. Resten, 58 % av nettobehovet, krävs under låglastperioden mellan september till 5 maj. Det fel som görs genom att använda samma varaktighetsdiagram för samtliga fastighetskategorier bedöms som försumbart. Felet blir störst för lokaler med litet varmvattenbehov, men eftersom dessa lokalers andel av den totala elvärmeanvändningen är liten, ca 5 %, blir felet som görs po detta sätt litet. Om det anses nödvändigt med större noggrannhet kan i modellen användas olika varaktighetsdiagram för olika fastighetskategorier. 3.2 Produktionssystem För samtliga fastighetskategorier anges vilket produktionssystem som används i dag och vilka produktionssystem som är tänkbara.

18 Produktionssystemen definieras genom andelen brut'oenergi och andelen bruttoeffekt under hög- respektive låglasttid. Andelen olja och andra energislag, brutto, anges också, liksom driftkostnader utöver energiförbrukning. Verkningsgraden eller värmefaktorn inkluderas i energi och effektandelarna. Produktionssystemen omfattar inte bara olika utrustningar utan också den driftstrategi som används. En kombipanna med el och olja kan t ex använda enbart el, enbart el under låglast eller enbart under sommartid eller bara olja. Sven andra kombinationer t ex upp till en viss effektar.del kan vara aktuell. I samtliga fall blir investeringskostnaden densamma men driftkostnaderna samt elenergi, eleffekt och oljeförbrukning förändras. Elförbrukningen per enhet under höglasttid beräknas som elenergiandelen under höglasttid för aktuellt produktionssystem (i %)/ x nettoenergibehovet. Elenergiförbrukningen under låglasttid och oljeförbrukningen samt förbrukningen av andra energislag beräknas på motsvarande sätt. Eleffektbehovet under höglast respektive låglasttid beräknas som eleffektandelen under höglasttiden för aktuellt produktionssystem (i %)/ x nettoenergibehovet/ varaktighet. Effektbehovet för olja och andra energislag beräknas inte, men kan göras om det är intressant. Det befintliga produktionssystemets verkningsgrad eller värmefaktor förutsätts i analysen motsvara medelnivån på dagens teknik. Modellen tillåter dock att man använder befintliga system som är bättre eller sämre, än medelnivån hos dagens teknik. Det befintliga produktionssystemets förbrukning utgår från dagens förbrukning. Fram till beslutstillfället förutsätts att det produktionssystemet behålls. För nya alternativ används nettoenergibehovet vid beslutstillfället, med reduktion för tillkommande sparande. Det befintliga produktionssystemet kan vara: elpanna med vattenburen värme - elradiatorer och varmvattenberedare kombipanna med el, olja och ved i olika kombinationer - värmepump med olika spetslastsystem För varje fastighetskategori anges ett befintligt system. Modellen tillåter även andra befintliga system som inte använder el, men dessa fastighetskategorier ingår inte i studien. 2

19 r"ör var e fastighetskateqori anges vilka alternativ till befintligt system som är tänkbara. Ett tänkbart =ystem Ur givetvis fortsatt drift med det befintliga systeuer. Finns inget utbytesbehov är investeringskostnader, för fortsatt drift noll, annars krävs en viss re i n ve s te r ing. Investeringskostnaden för olika alternativa produktionssystem beror på vilket system som väljs och dess storisk, men också på vilka tillägggsinvesteringar som krävs för distribution etc. Installation av en oljepanna i en fastighet som i dag har vattenburen elvärme, kräver förutom oljepannan också skorsten och tank. I fastigheter med elradiatorer tillkommer vattenradiatorer. Värdet av det utrymme som ev tas i anspråk för den nya produktionsanläggningen har satts till noll. Tänkbara alternativ och investeringskostnader för varje fastighetskategori framgår av bilaga. I bilaga 2 och 3 visal samtliga tillgängliga alternativ. Bilaga 2 avser småhus och bilaga 3 flerbostadshus och lokaler. I samtliga fall har installation av oljeeldning och vattenradiatorer förutsatts vara möjlig att genomföra. Detta beror på att i undersökningen kan endast ekonomiska och fysiska hinder för konvertering beaktas. I de fastighetskategorier där installation av oljeeldning är tveksam även ur andra aspekter, d v s fastigheter med enbart elpanna eller elradiatorer, gör de höga investeringskostnaderna att oljeeldning blir aktuell först vid mycket höga elpriser. Vid byte till ett nytt system senast 989 sker byte till dagens bästa teknik och år 997 sker byte till morgondagens teknik. Den tekniska skillnaden mellan dagens, dagens bästa respektive morgondagens teknik är successivt bättre verkningsgrad eller värmefaktor. Investeringskostnaden antas inte förändras, realt, mellan 989 och 997. Undantaget är solvärmesystem för vilka den tekniska utvecklingen fram till 979 kan förväntas innebära en sänkning av investeringskostnaderna. Verkningsgrader, värmefaktorer och investeringskostnader framgår av sid 29 och 3 för småhus och sid 45 och 4 för lokaler och flerbostadshus. Investeringskostnader räknas om till en årskostnad med hjälp av annuiteten,. Det motsvarar 5 års livslängd och % realränta. Totalkostnaden för de olika tekniska alternativen blir Tk = an x inv + drift + elförbr (hl) x elpris (hl) + + elförbr () x elpris () + eleffektbehov (hl) x x kostnad för effekt (hl) eleffektbehov () x kostnad () + oljeförbr x oljepris + förbrukning av andra energislag x pris. 3

20 Det alternativ som ger lägst totalkostnad väljs. Jämförelser görs vid ett energi- och effektbehov motsvarande nettoenergibehovet vid beslutstillfället. I modellen anges vilken tariff som är tillämplig för de olika fastighetskategorierna. Småhus och små flerbostadshus och lokaler antas använda tariff SD4. Medelstora flerbostadshus och lokaler använder tariff ND4 och stora använder N3. Samma tarifftyp förutsätts vara aktuell både i dag och vid beslutstillfället i denna analys. Modellen tillåter användandet av flera tarifftyper samt byte av tarifftyp från dagens till en annan vid beslutstillfället. Fasta årsavgifter inkluderas i driftkostnaden för aktuellt produktionssystem. 3.3 Sparmöjligheter Det sparande som genomförts före beslutstillfället och.! ingår i skillnaden mellan det nuvarande nettoenergibehovet och energibehovet vid beslutstillfället utgår från ett sparande som är oberoende av energiprisnivån. Cm energipriset stiger kan ytterligare sparande bli aktuellt, genom inves- tering i energisparande utrustning eller genom komfortsänkning. Energisparkostnaden jämföres med den rörliga energikostnaden för det mest ekonomiska produktionssystemet. I analysen förutsätts att man först väljer det mest ekonomiska produktionsalternativet vid det energibehov som råder vid teslutstillfället. Om energisparkostnaden är lägre eller lika med den rörliga produktionskostnaden genomförs sparandet Energisparande utan komfortsänkning kräver investeringar. Investeringsnivån beräknas som sparkostnad (kr/mwh och år x besparing (MWh)/annuitet. I denna studie har annuiteten för sparande satts till,5. Energisparande med komfortsänkning, dvs genom sänkt inomhustemperatur, minskad ventilation och minskad varmvattenför- brukning, kräver inga investeringar. Ii ; Vid energisparande minskar storleken på en baslastanläggning vid en given effekt- och energiandel. I analysen har dock ingen reduktion av investeringskostnaden gjorts med hänsyn till detta, varför energisparandets lönsamhet underskattats något. Vissa sparåtgärder förändrar fördelningen mellan nettoenergibehovet under hög- och låglastperioderna. Nattsänkning kan t ex ge en minskning av energibehovet under låglastperioden med ca 5 %, men ger samtidigt en ökning under höglastperioden med ca 2 %. Denna förändring av varaktighet ^d i agramme t har således inte tagits med. 5 Av beräkningarna framgår att sparandet i stor utsträckning konkurreras ut av nya produktionssystem vid höga energii priser. 4

21 3.4 Antalet enheter Antalet enheter i varje fastighetskategori i dag har tagits fram med hjälp av statistik från SCB, Statens energiverk och Vattenfall m fl. Fastighetskategorierna har definierats så att de stämmer med dessa statistikkällors beskrivning av olika elvärmeförbrukare. Om modellen används för andra ändamål kan fastighetskategorierna definieras på andra sätt än här. Antalet enheter i en viss fastighetskategori kan förändras fram till beslutstidpunkten till följd av rivning, om- eller tillbyggnad. Nybyggnation kan täckas in genom tillägg av antalet enheter eller genom att skapa en ny fastighetskategori utan enheter i dag. Antalet enheter kan också ändras till följd av konvertering från ett energislag till ett annat fram till beslutstillfället. I Här studeras enbart konvertering från el till andra energislag hos fastigheter som idag använder huvudsakligen el för uppvärmning och varmvattenproduktion. Rivning och förändring av elanvändningen fram till bei slutstillfället har inte beaktats och därför blir an- ' talet enheter lika stort i dag som vid beslutstillfället. I modellen kan dock hänsyn tas till de förändringar som kan bli aktuella om så är önskvärt. i :'. 3.5 Beräkningsexempel I ett beräkningsexempel visas hur beräkningarna är 5 gjorda. f i t j Beräkningsexemplet utgår från en småhusfastighet med elpanna och vattenburen värme. Fastigheten saknar skorsten och oljetank. Konvertering förutsätts bli aktuell 987. Elpannan är inte utsliten. Elpriserna är anpassade till det tioåriga avvecklingsalternativet. Oljepriset är 322 kr/mwh, dvs referensalternativet. Nettoenergibehovet 985 är 8,8 MWh och behovet vid beslutstillfället, 997, är,2 MWh. De. 2. alternativ som är tänkbara Fortsatt elpannedrift Installation panna därav av kombikombipanna skorsten tank är investering kkr kkr kkr kkr kkr Kombipannan kan användas för % oljedrift eller oljedrift enbart under höglasttid eller eldrift enbart under sommaren. 3 Uteluftvärmepump + elpannespets investering 3 kkr ) Om elpannan hade behövt bytas hade investeringskostnaden ökat med 2 kkr, r

22 4. Värmepump + oljespets 9 kkr varav för oljepanna 33 kkr Värmepumpen stängs av under höglastperiod, om detta driftfall ger lägre kostnader. Resultatet visas i diagram 3.. Där framgår hur totalkostnaden för olika alternativ påverkas av olika elpris. Användaren förutsätts välja det system som ger den lägsta totalkostnaden. Den sparnivå som bör genomföras framgår av diagram 3.2 och diagram 3.3. Dessa diagram visar tydligt att vid byte av produktionssystem minskar sparbenägenheten betydligt. Detta beror på att det nya systemets rörliga energikostnader är lägre än det gamla. Om de rörliga energikostnaderna för det nya systemet inte är lägre än för det gamla systemet finns nya förutsättningar för byte eftersom bytet introducerar ökade kapitalkostnader. Sparande genom komfortsänkning kräver ingen investering, men andra uppoffringar i form av sänkt inomhustemperatur, minskad ventilation och minskad användning av varmvatten. Sparande utan komfortsänkning kräver investering i energi sparande åtgärder. Investeringsbehovet i diagram 3.3 omfattar både sparande och ny produktionsanläggning.

23 Fiqur 3. änåhus ned elpanna utan skorsten, 997 TOT KOSTNAD Kr/ar inget sparande hänsyn till sparande 5 Kombipanna, olja + el under i.^lasttid eljianna Värmepump/elpanna Värmepump/oljepanna Värmepump låglasttid/ oljepanna Kombipanna, olja + el sotranarlast 2.5 elpanna enbart el A = el sommar last, olja övrig tid B = enbart olja *5 Figur R&kraftpris kr/mwh Nettovärraebehov som funktion av råkraftpris vid optimal produktion 7