Ladda ner dokumentet - Svensk Fjärrvärme

analys av uppvärmnings- 

alternativens kostnadsposter 

Rapport | 2007:2

ANALYS AV 

UPPVÄRMNINGSALTERNATIVENS 

KOSTNADSPOSTER 

Rapport │2007:2 

ISSN 1401-9264 

© 2007 Svensk Fjärrvärme AB 

Art nr 07-03

Svensk Fjärrvärme AB │ 2007:2 Analys av uppvärmningsalternativens kostnadsposter 

Sammanfattning 

Svensk Fjärrvärme tillsatte i december 2005 en arbetsgrupp med uppgift att analysera 

de mest förekommande uppvärmningsalternativens priser och villkor. I juni 2006 fick 

Carl Bro AB i uppdrag att göra en studie i syfte att ta fram underlag för en rättvisande 

jämförelser mellan alternativen. Rapporten avses bland annat användas av Svensk 

Fjärrvärme som referensunderlag för Energimyndighetens årliga redovisning av 

utvecklingen på värmemarknaderna. 

Arbetet har som syfte att analysera och klarlägga kostnadspåverkande faktorer och 

aspekter vid jämförelse av olika uppvärmningsalternativ. Analysen utgår från en 

befintlig bostadsfastighet med oljeeldning där andra alternativ för uppvärmning 

övervägs. Analysen genomförs för det så kallade ”Nils Holgersson-huset” som under 

drygt tio år använts för kostnadsjämförande beräkningar för värme, varmvatten, vatten 

och avlopp, el och renhållning i flerbostadshus i Sverige. 

De studerade alternativa uppvärmningsformerna är fjärrvärme, bergvärme, pelletspanna 

och naturgaspanna. De kostnader som beaktas i analysen är kostnader förknippade 

med teknikval och investeringskostnad, energi- och bränslekostnader, driftoch 

underhållskostnader samt kostnadspåverkande faktorer som beror av vald 

avskrivningstid och finansiering. 

Analysen visar att det inte går att avgöra vilket uppvärmningsalternativ som är det 

kostnadsmässigt mest fördelaktiga. Främst då det gäller bergvärme och pelletspannor 

förekommer det olika möjliga teknikval som i hög utsträckning resulterar i kostnadsskillnader 

såväl vad det gäller investeringskostnader som energikostnader. Då det 

gäller fjärrvärme och naturgaspanna är de tekniska varianterna mer begränsade vilket 

innebär att variationerna i investeringskostnad inte blir så stora. Däremot är skillnaden 

i energikostnad för fjärrvärme stor mellan olika orter i landet vilket medför att även 

fjärrvärmealternativet uppvisar ett stort spann inom vilket den beräknade årskostnaden 

kan variera. 

Beträffande uppvärmningsalternativens drifts- och underhållskostnader konstateras att 

dessa generellt sett är svåra att beräkna, främst på grund av att ett konsekvent sätt att 

bedöma behovet av arbetsinsatser, slitage av utrustning etc saknas. Svårigheterna är 

tydligast märkbara då det gäller alternativen bergvärme och pelletspanna. 

Vald avskrivningstid för investeringen påverkar den beräknade årskostnaden för 

alternativen och bör vara kortare än utrustningens tekniska livslängd. Det förekommer 

tekniska komponenter, främst vad det gäller bergvärme och pelletspanna, som i vissa 

fall har kortare teknisk livslängd än vad som normalt anges av tillverkare. Det 

jämförelseunderlag som finns tillgängligt ger emellertid inte underlag för några 

generella slutsatser. Det är här liksom i så många andra fall upp till investeraren att 

göra bedömningar av risken i den planerade investeringen. 

Det framgår vid jämförelse mellan alternativen att den beräknade årskostnaden i 

princip kan vara lika hög för fjärrvärme, bergvärme och pelletspanna men att den är 

markant högre för naturgas, beroende på en väsentligt högre energikostnad. 

Sammanfattningsvis kan konstateras att värmemarknaden är en lokal marknad och att 

val av alternativ bör baseras på en noggrann genomgång av de lokala förutsättningarna 

för respektive uppvärmningsalternativ. 

│ 3


Innehållsförteckning 

1. Bakgrund ................................................................................7 

1.1. Syfte och avgränsningar ................................................................ 7 

2. Fastigheten.............................................................................9 

2.1. Fastighetens energibehov ............................................................. 9 

2.2. Fastighetens beräknade effektbehov............................................ 9 

3. Alternativa uppvärmningsformer .......................................11 

3.1. Fjärrvärme ..................................................................................... 11 

3.2. Olja och el...................................................................................... 12 

3.3. Värmepumpar................................................................................ 12 

3.4. Biobränslepellets .......................................................................... 13 

3.5. Naturgas ........................................................................................ 14 

4. Teknikval och andra faktorer som påverkar 

investeringskostnaden........................................................15 

4.1. Allmänna förutsättningar ............................................................. 15 


4.3. Bergvärme ..................................................................................... 16 


4.5. Naturgas ........................................................................................ 25 

4.6. Sammanställning över teknikval och faktorer som påverkar 

investeringskostnaden................................................................. 26 

5. Energi- och bränslekostnad................................................28 


5.2. Bergvärme ..................................................................................... 28 


5.4. Naturgas ........................................................................................ 35 

5.5. Sammanställning över faktorer som påverkar energi- och 

bränslekostnaden ......................................................................... 36 

6. Drifts- och underhållskostnad ............................................38 


6.2. Bergvärme ..................................................................................... 39 

6.3. Bränslepellets ............................................................................... 40 

6.4. Naturgas ........................................................................................ 42 

7. Avskrivningstid och finansiering .......................................43 

7.1. Livslängd och avskrivningstid .................................................... 43 

7.2. Finansiering................................................................................... 45 

8. Slutsatser..............................................................................46 

9. Referenser ............................................................................47 

│ 5


1. Bakgrund 

Konkurrenssituationen på den svenska värmemarknaden har under senare år kommit 

alltmer i fokus. I det energipolitiska beslutet från 2002 slås fast att det är ett övergripande 

mål för den svenska energipolitiken att få till stånd effektiva energimarknader. 

1 

Värmemarknaden kännetecknas bl a av att den inte är enhetlig över landet utan 

förhållandena kan variera påtagligt mellan olika landsdelar och orter, beträffande bl a 

tillgång till olika energibärare (biobränsle, el, olja, fjärrvärme, naturgas), den lokala 

marknaden för såväl leverantörer som installatörer av värmeteknisk utrustning m m. 

Värmemarknaden är också beroende av utvecklingen på marknaderna för de olika 

energibärarna. 

Energimyndigheten har sedan budgetåret 2001 ett uppdrag från regeringen att årligen 

redovisa utvecklingen på värmemarknaderna med avseende på priser, konkurrens, 

bränsleslag och miljöeffekter. Myndigheten inhämtar och redovisar i den årliga 

sammanställningen uppgifter om kostnader för olika uppvärmningsalternativ i 

samarbete med bland andra branschorganisationerna för fjärrvärme, värmepumpar, 

bränslepellets m fl. 

En korrekt jämförelse av värmekostnader mellan olika värmealternativ har visat sig 

vara komplicerad och inte helt okontroversiell att genomföra. Förutom de nämnda 

geografiska skillnaderna förekommer skilda uppfattningar om bl a beräkning av 

teknisk och ekonomisk livslängd, drifts- och underhållskostnader, finansieringsalternativ 

etc. 

Svensk Fjärrvärme tillsatte i december 2005 en arbetsgrupp med uppgift att analysera 

de mest förekommande uppvärmningsalternativens priser och villkor. I juni 2006 fick 

Carl Bro AB i uppdrag att göra en studie i syfte att ta fram underlag för en rättvisande 

jämförelser mellan alternativen. Arbetet som redovisas i det följande har en inriktning 

mot att fokusera mindre på de rena energikostnaderna utan mer på de delar som i en 

jämförande kalkyl normalt blir föremål för antaganden. Rapporten avses bland annat 

användas av Svensk Fjärrvärme som referensunderlag för Energimyndighetens årliga 

redovisning av utvecklingen på värmemarknaderna. 

1.1. Syfte och avgränsningar 

Arbetet har som syfte att analysera och klarlägga kostnadspåverkande faktorer och 

aspekter vid jämförelse av olika uppvärmningsalternativ. Samtliga kostnadsjämförelser 

som görs i rapporten avser kostnader inklusive moms. 

Analysen utgår från en befintlig bostadsfastighet med oljeeldning där andra alternativ 

för uppvärmning övervägs. Analysen genomförs för det ”Nils Holgersson-huset” som 

under drygt tio år använts för kostnadsjämförande beräkningar av den så kallade 

Avgiftsgruppen 2 men även av Energimyndigheten i sin årliga rapportering av 

utvecklingen av värmemarknaderna i Sverige. Analysens avgränsning till den aktuella 

kända jämförelsefastigheten bedöms innebära att det finns ett pålitligt jämförelse- 

1 Prop 2001/02:143 (2002): 

2 Sedan tio år tillbaka utger årligen Avgiftsgruppen, med representanter HSB 

Riksförbund, Hyresgästföreningen Riksförbundet, Riksbyggen, SABO och Fastighetsägarna 

Sverige, rapporten ”Fastigheten Nils Holgerssons underbara resa genom 

Sverige”. I denna redovisas fakta bland annat om de kostnadsskillnader som föreligger 

mellan olika kommuner. 

│ 7


8 │ 

underlag. I Avgiftsgruppens rapport 3 konstateras att skillnaden i kronor per 

kvadratmeter för bl a uppvärmning är relativt liten mellan relativt små flerbostadshus 

och större fastigheter. Resultatens överförbarhet till fastigheter av annan storlek 

behandlas därför endast diskussionsmässigt i rapporten där det bedöms vara befogat. 

3 Avgiftsgruppen (2006)


2. Fastigheten 

2.1. Fastighetens energibehov 

Förutsättningar gällande Nils Holgersson-fastigheten sammanställs i tabell 2.1, så som 

de anges i Avgiftsgruppens rapport. 

Tabell 2.1 Förutsättningar för Nils Holgersson-fastigheten 

Area 

Antal lägenheter 

Årsförbrukning 

Elenergi 

- Fastighetsel (35A) 

- Hushållsel (16A) 

Fjärrvärme 

- Energibehov 

- Flöde 

1 000 kvm 

15 

Olja 25 m 3 

15 000 kWh 

34 500 kWh 

193 000 kWh 

3 860 m 3 

2.2. Fastighetens beräknade effektbehov 

För dimensionering av en uppvärmningskälla för en byggnad är det viktigt att kunna 

bestämma fastighetens maximala värmeeffektbehov. Vid nybyggnation bestäms 

effektbehovet beräkningsmässigt utgående från byggnadens konstruktion och den 

planerade användningen av byggnaden. Vid utbyte av uppvärmningskälla i en 

befintlig byggnad kan en förnyad beräkning göras med den aktuella användningen av 

byggnaden som grund. Det är emellertid ovanligt att detta sker. Istället brukar man 

utgå från byggnadens energibehov för uppvärmning och tappvarmvatten – använd 

årlig bränslemängd, uppskattning av elbehov för uppvärmning i relation till 

byggnadens totala elanvändning – beroende på vilken uppvärmningskälla som 

används. 

Ett vedertaget sätt att beräkna effektbehov för uppvärmning och beredning av tappvarmvatten, 

då förbrukningsmönstret är känt som för t ex bostäder, är att tillämpa 

kategoritalsmetoden som bygger på att byggnadens värmeenergibehov divideras med 

en för den aktuella fastighetskategorin uppskattad utnyttjningstid. 

De kategorital som normalt används framgår av tabell 2.2. Värdena varierar över 

landet beroende på i vilken temperaturzon byggnaden är belägen. 

│ 9


10 │ 

Tabell 2.2 Utnyttjningstid för användning med kategoritalsmetoden 

Temperaturzon 

Utnyttjningstid (h/år) 

Flerfamiljshus Lokaler, 

småhus 

Zon 1 2400 1900 

Zon 2 2300 1800 

Zon 3 2200 1700 

Zon 4 2100 1600 

Det är otvetydigt så att en lika stor byggnad som är belägen i norra Sverige respektive 

i Sydsverige förbrukar olika mycket energi och att dess effektbehov därmed inte är 

lika stort i hela landet. 

Byggnadens effektbehov är en faktor som påverkar kostnaden för uppvärmningssystemet 

och jämförelser av kostnader för uppvärmningsalternativen bör göras för ett 

effektbehov som är representativt för byggnaden. Som grund för beräkningar och 

analys av uppvärmningsalternativens kostnadsposter i det följande förutsätts att husets 

energibehov är 193 MWh/år, i enlighet med tabell 2.1 och att det sammanlagda 

effektbehovet för uppvärmning och beredning av tappvarmvatten uppgår till 86 kW. 

Beräknat enligt kategoritalsmetoden motsvarar det ett flerfamiljshus som är beläget i 

Mellansverige med en utnyttjningstid på ca 2250 timmar per år.


3. Alternativa uppvärmningsformer 

Avsikten är här att beskriva olika uppvärmningssystem som utgör alternativ till 

fjärrvärme i samband med att ett nytt uppvärmningssystem övervägs för en befintlig 

oljeeldad fastighet som är belägen i en tätort. Avsnittet inleds med en översiktlig 

beskrivning av fjärrvärmen som uppvärmningsform i Sverige. 

3.1. Fjärrvärme 

Fjärrvärme är den dominerande uppvärmningsformen för flerfamiljshus och lokaler i 

de flesta större tätorterna i Sverige. I Avgiftsgruppens rapport 4 har fjärrvärme ansetts 

vara den dominerande uppvärmningsformen i centralorten i 246 av Sveriges 290 

kommuner. För småhus har fjärrvärmen varit mindre dominerande därför att kostnaden 

för distributionen måste fördelas på mindre leveranser. Under senare år har 

emellertid även fjärrvärmen ökat inom småhusbeståndet på många håll, främst till 

följd av prisstegringar på olja och el och ett ökat miljömedvetande bland allmänheten 

samt ett ökat fokus och ökade marknadsinsatser mot småhussektorn från fjärrvärmeföretagen. 

En fördel som ofta framhålls för fjärrvärme är att det går att utnyttja värmeenergi som 

inte har någon alternativ användning med hjälp av ett fjärrvärmesystem. Fjärrvärmen i 

Sverige baseras till mycket stor del på utnyttjande av förnybara bränslen. 

Figur 3.1 Andel förbrukade bränslen för fjärrvärmeproduktion 2004. Källa: 

Svensk Fjärrvärme 

Som framgår av figur 3.1 uppgår andelen förnybara bränslen i fjärrvärmeproduktionen 

till sammanlagt ca 60 %. Möjligheten att kunna använda olika bränslen gör att 

4 Avgiftsgruppen (2006) 

│ 11


12 │ 

fjärrvärmeföretagen kan anpassa produktionen och använda det bränsle som för 

tillfället har lägst produktionskostnad. 

Det som ofta framförs som fjärrvärmens nackdel är att kunden blir bunden till en 

leverantör och att byte av uppvärmningssystem blir kostsamt såvida man inte har kvar 

ett pannsystem som kan göras funktionsdugligt. 

En typisk fjärrvärmeinstallation består av servisledningar från fjärrvärmenätet till 

fastigheten samt av en fjärrvärmecentral som ansluts till fastighetens uppvärmningssystem 

och tappvarmvattenberedning. 

3.2. Olja och el 

Huvudalternativen till fjärrvärme för uppvärmning är idag pannor för eldning med 

biobränslepellets eller värmepumpar. Tidigare har nya oljeeldade pannor varit huvudalternativ 

till fjärrvärme vid utbyte av en oljeeldad värmeanläggning. Tidvis har även 

elpannor varit ett gångbart alternativ. På grund av att energikostnaden för såväl 

eldningsolja som el skjutit i höjden kraftigt under senare år kan varken olja eller el 

längre anses vara intressanta som uppvärmningsalternativ. 

Det bedöms heller inte finnas förutsättningar för olja eller el att återkomma som 

vattenburen uppvärmningsform för fastigheter i den storlek som betraktas här, då 

statsmakternas ambition är att minska olje- och elanvändningen för uppvärmning. 

Ytterligare politiska ställningstaganden förväntas sträva i riktning mot att minska 

importberoendet av fossila bränslen, minska koldioxidutsläppen och effektivisera 

energianvändningen. 5 6 Regeringsskiftet 2006 förefaller inte ändra denna inriktning. 

3.3. Värmepumpar 

Värmepumpar hämtar en viss del av uppvärmningsenergin från omgivningen, från 

luften, jorden, berggrunden eller från vatten. För att denna del av uppvärmningsenergin 

ska kunna användas för uppvärmning av bostäder krävs att en viss mängd 

elenergi tillsätts. Normalt används en del elenergi för att uppgradera två delar 

uppvärmningsenergi från omgivningen. 

Värmepumpar har funnits på marknaden i större omfattning sedan 1980-talets början 

och dess popularitet har varierat, främst beroende på relationen mellan el- och oljepris. 

I figur 3.2 redovisas Svenska Värmepumpföreningens statistik över antalet installerade 

värmepumpar i Sverige. Huvuddelen av de installerade värmepumparna utgörs av 

installationer i småhus men enligt föreningen har installationer av främst 

bergvärmepumpar för flerfamiljshus ökat under senare år. 

5 Prop 2005/06:145 (2006): 

6 Kommissionen mot oljeberoende (2006)


Figur 3.2 Antalet installerade värmepumpar i Sverige 7 

Som framgår av figuren har antalet värmepumpar med värmeuttag ur berg, mark och 

sjö ökat på bekostnad av uteluft- och frånluftvärmepumpar. 

En bergvärmepump hämtar sin energi från en borrad bergbrunn. I brunnen finns en 

kollektorslang fylld med vätska (ca 70 % vatten och ca 30 % frysskyddsvätska, 

vanligtvis etanol). Genom att cirkulera vätskan mellan värmepumpen och borrhålet 

hämtas energi från hålet. 

En ytjordvärmepump hämtar sin energi från en nedgrävd tunnväggig slang. Systemet 

fungerar i övrigt som en bergvärmepump. Systemet är mer utrymmeskrävande än 

bergvärme och kan medföra betydande ingrepp i exempelvis trädgården vid 

installationen. 

En luft/vatten-värmepump utvinner sin energi ur utomhusluft genom att luft via en 

eller flera fläktar blåses igenom värmepumpens kondensorbatteri – d v s hela 

värmepumpen placeras oftast utomhus. En luft/vatten-värmepump har oftast lägre 

installationskostnad än berg- och ytjordvärmepump. Årsvärmefaktorn blir emellertid 

lägre och vid riktigt kall temperatur räcker inte värmepumpen till utan all uppvärmningsenergi 

måste hämtas från någon annan uppvärmningskälla, vanligen en el- eller 

oljepanna. 

Den typ av värmepump som bedöms vara det mest lämpliga alternativet för Nils 

Holgersson-fastigheten är bergvärmepump och det är också den mest frekvent 

förekommande typen för såväl flerfamiljshus som småhus. Både ytjordvärmepumpar 

och luft/vatten-värmepumpar har sin största marknad för småhus och mindre 

fastigheter. En bergvärmeanläggning består av en eller flera borrade bergbrunnar, en 

rörledning mellan bergbrunnen och värmepumpen, som normalt är installerad i 

byggnaden, samt själva värmepumpen som ansluts till fastighetens uppvärmningssystem. 

Värmepumpen dimensioneras normalt inte för fastighetens hela värmeeffektbehov 

utan en tillsatsvärmekälla finns normalt för att klara hela effektbehovet 

vid kall väderlek. 

3.4. Biobränslepellets 

Biobränslepellets har använts som uppvärmningsalternativ, främst som ersättning av 

olja sedan mitten av 1980-talet. Både tillverkningstekniken för pellets och 

förbränningstekniken har utvecklats och eldning med biobränslepellets är idag att 

betrakta som en väl etablerad teknik. 

7 Sipöcz, Sölling (2006): 

│ 13


14 │ 

Under senare år har användningen av biobränslepellets ökat kraftigt. Ökningen har 

varit särskilt stor vad det gäller uppvärmning av småhus där användningen stigit från 

200 GWh/år 1997 till 1200 GWh/år 2004 enligt uppgifter från SCB 8 . Enligt 

Pelletsindustrins Riksförbund uppgår den sammanlagda produktionen av pellets i 

landet till ca 7000 GWh 9 , varav närmare 3000 GWh bedöms användas inom villamarknaden. 

När det gäller flerbostadshus, där fjärrvärmeanvändning dominerar, är 

pelletsanvändningen hittills betydligt mindre och uppgick 2004 till totalt 140 GWh. 10 

Marknaden för pellets är väl organiserad och det finns ett nät av försäljningsställen 

och ett utbud av pellets över hela landet. Bränslet levereras antingen som bulkvara, i 

storsäck om ca 800 kg eller i småsäck om 15 – 20 kg. Vilket leveranssätt som används 

är främst beroende på användarens lagringsmöjligheter. 

En typisk installation för eldning av biobränslepellets omfattar bränsleförråd med 

röranslutningar för fyllning och tömning, ett rör med en invändig skruvtransportör 

mellan bränsleförrådet och pannan samt panna med brännare. Det är möjligt att börja 

elda pellets utan att byta pannan om det finns en fungerande olje- eller vedpanna. 

Härigenom minskar investeringskostnaden betydligt men innebär även att den 

installerade brännareffekten måste vara mindre än motsvarande för olja för att 

bibehålla en acceptabel verkningsgrad. 11 Vid en jämförelse med andra 

uppvärmningsalternativ i den aktuella Nils Holgersson-fastigheten bedöms det därför 

inte vara tillämpbart att enbart byta brännare i en befintlig oljepanna. Frågor kring 

dimensionering, teknikval och installationens omfattning behandlas vidare i kapitel 4. 

3.5. Naturgas 

Naturgas distribueras i tätortsområden inom ca 30 kommuner i Sydsverige och är i 

dessa områden ett möjligt alternativ för byggnadsuppvärmning. Naturgasen har 

miljömässiga fördelar gentemot olja, inga svavelutsläpp och lägre utsläpp av 

koldioxid, och kan förbrännas med mycket hög verkningsgrad. Naturgaspannor är 

normalt utförda som så kallade kondenserande pannor vilket innebär att rökgaserna 

kyls till 30 – 50 o C. Vattenångan i rökgaserna kondenseras då och kondenseringsvärmen 

kan tillvaratas. Idag installeras uteslutande kondenserande pannor då naturgas 

används som uppvärmningsenergi i småhus och flerbostadshus. 12 

8 

SCB (2005) 

9 

Pelletsindustrins Riksförbund (2006): 

10 

SCB (2005) 

11 

Pelletspärmen (2002) 

12 

E.ON Gas (2006)


4. Teknikval och andra faktorer som påverkar 

investeringskostnaden 

4.1. Allmänna förutsättningar 

Alternativen innebär utbyte av en befintlig oljeeldad uppvärmningsanläggning och 

kostnader för rivning av oljepanna och oljetank förekommer i samtliga alternativ. 

Kostnaden för rivningsarbetet kan uppgå till 35 – 40 000 kronor. Kostnaden kan i 

vissa fall reduceras påtagligt genom att skrot och eventuell kvarvarande olja kan 

avyttras. 

För att kunna göra en korrekt jämförelse mellan uppvärmningsalternativen görs 

antagandet att kostnaden för rivning av den befintliga oljepannan och för rivning och 

sanering av oljetank inte utgör en betydande kostnadspåverkande faktor. Kostnaden 

kan variera påtagligt men variationen bedöms inte vara speciellt förbunden med något 

av alternativen. 

Rivningen kan i vissa fall då det gäller installation av fjärrvärme eller bergvärme vara 

onödig om det finns utrymmen tillgängliga för att installera fjärrvärmecentral 

respektive värmepump. I dessa fall görs bedömningen att det inte innebär en reduktion 

av investeringskostnaden utan främst är att betrakta som en uppskjuten investering 

som kommer till genomförande någon gång i framtiden. 

På liknande sätt betraktas kostnader för att konservera den befintliga skorstenen 

genom att skorstensmynningen förses med en huv för att minska risken för att 

regnvatten kommer in i skorstenen och att skorstenen hålls ventilerad. Kostnaderna 

uppkommer enbart vid installation av fjärrvärme och värmepump men bedöms vara 

relativt marginella i sammanhanget. 


En fjärrvärmeinstallation består som tidigare nämnts av servisledningar och av en 

fjärrvärmecentral i fastigheten. Fjärrvärmecentralen består av värmeväxlare för 

uppvärmningssystem och tappvarmvattenberedning. Fjärrvärmeflödet genom 

anläggningen styrs av en reglerutrustning som reglerar temperaturen i det 

fastighetsinterna uppvärmningssystemet i förhållande till utomhustemperaturen och 

inställd önskad varmvattentemperatur. 

En fjärrvärmeinstallation är relativt sätt standardiserad och bedömning av 

investeringskostnaden för en installation i den aktuella storleken kan göras av 

fjärrvärmeföretag och installatörer. De faktorer som kan diskuteras som kostnadspåverkande 

i samband med installation av fjärrvärme är främst 

• anslutningsavgiften. 

• byggnadens temperaturkrav. 

• olika former av tilläggsfunktioner och tilläggsutrustning, t ex om separat 

värmeväxlare för ventilationssystem installeras 

Härtill kommer kostnadspåverkande faktorer till följd av marknads- och 

kvalitetsaspekter. 

4.2.1. Anslutningsavgift 

Anslutningsavgifter i de fall de förekommer är ett av flera möjliga metoder för 

fjärrvärmeföretagen att få täckning för sina kostnader i samband med anslutning av en 

│ 15


16 │ 

fastighet. Ett annat sätt är att dessa kostnader täcks av de framtida energiavgifterna för 

fastighetens fjärrvärmekonsumtion. Vilken metod som i varje enskilt fall används 

beror i de flesta fall på fjärrvärmeföretagets riskbedömning i samband med 

anslutningen. 

I en studie av fjärrvärmens priskomponenter, omfattande detaljerade undersökningar 

av 15 fjärrvärmeföretags priskonstruktioner och serviceutbud, framgår att det är få 

företag som har förutbestämda förutsättningar för beräkning av anslutningsavgiftens 

storlek. 13 Vissa företag uppger att man inte tar ut någon anslutningsavgift alls eller att 

man inte gör det då det handlar om förtätning där fjärrvärmen redan är etablerad. 

Huvuddelen av de undersökta företagen uppger att man tar ut en avgift men att den 

sätts individuellt och att den är förhandlingsbar. 

4.2.2. Byggnadens temperaturkrav 

Byggnadens temperaturkrav kan påverka investeringskostnaden genom att större 

värmeväxlaryta normalt krävs för en äldre byggnad med högre temperaturkrav. Med 

dagens värmeväxlarteknik, med standardiserade produkter för de flesta applikationer, 

bedöms kostnaden för en ökning av värmeväxlarytan i en fjärrvärmecentral vara 

försumbar. 

4.2.3. Tilläggsfunktioner och tilläggsutrustning 

Det finns olika kopplingsprinciper för utförande av fjärrvärmecentraler där 

kopplingsprincipen påverkar antalet och kraven på de olika komponenter som 

fjärrvärmecentralen är uppbyggd av. Kostnadsskillnaden mellan olika 

kopplingsprinciper är försumbar så länge det inte innebär att nya funktioner tillförs 

anläggningen. En sådan funktion kan exempelvis vara att fjärrvärmecentralen förses 

med separat värmeväxlare och styrning för ventilationssystemet. Denna typ av 

tilläggsutrustning är emellertid mycket ovanlig. 

4.2.4. Typisk fjärrvärmeanläggning 

Investeringskostnaden för fjärrvärmecentral inklusive rördragning och montage från 

leveransgräns uppgår till 141 000 kronor. 14 

I investeringen ingår ingen kostnad för anslutningsavgift eller för servisledning 

eftersom fastigheten förutsätts vara belägen i område där fjärrvärme finns etablerad. 

4.3. Bergvärme 

De faktorer som främst påverkar investeringskostnaden för en bergvärmeanläggning 

är 

• Anläggningens omfattning och utformning 

• Kostnaden för borrning av bergbrunnar 

• Dimensioneringen av värmepumpens effekt i förhållande till byggnadens 

maximala värmeeffektbehov 

• Inköpskostnaden för ingående komponenter 

• Konkurrenssituationen på marknaden 

4.3.1. Anläggningens omfattning och utformning 

En bergvärmepump består som tidigare nämnts av en kollektor, i detta fall en slang 

som löper i en eller flera bergbrunnar, en rörledning med cirkulationspump för 

13 Svensk Fjärrvärme (2006) 

14 Medelvärde av uppgifter från ett flertal fjärrvärmeföretag


cirkulation av en frysskyddad vattenlösning (brine) mellan brunnarna och 

värmepumpen, som normalt är installerad i byggnaden, samt själva värmepumpen som 

ansluts till fastighetens uppvärmningssystem och till tappvarmvattenberedningen. 

Installationens omfattning ges i princip av de ingående komponenterna i systemet, 

bergbrunnar, värmepump och installation. De främsta kostnadspåverkande faktorerna 

hör samman med dimensioneringen av värmepumpen och vilken uppvärmningsform 

som används för att producera den nödvändiga spetsvärmen under kalla dagar då 

värmepumpens effekt inte förmår att tillgodose byggnadens hela uppvärmningsbehov. 

Värmepumpen kan vara försedd med inbyggd varmvattenberedare eller anslutas till ett 

separat system för varmvattenberedning. En värmepump utan inbyggd varmvattenberedning 

kan normalt anslutas till ett befintligt system för varmvattenberedning men 

kan, med hänsyn till värmepumpens begränsade framledningstemperatur, behöva 

kompletteras med en eftervärmning med elpatron. Det förutsätts inte vara aktuellt att 

använda värmepumpar med inbyggda vattenförråd för den storlek av värmepumpanläggning 

som är aktuell för Nils Holgersson-huset. 

4.3.2. Kostnaden för borrning av bergbrunnar 

Det borrdjup som erfordras varierar beroende på de geologiska förutsättningarna och 

värmepumpens effekt. Kostnaden för bergbrunnar är i sin tur även beroende av hur 

stor del av brunnen som måste infordras med stålrör. 

Olika bergarter lämpar sig olika väl för bergvärme. Framförallt är det bergets 

värmeledningsförmåga som kan variera mellan olika områden. Huvuddelen av det 

urberg som finns i Sverige har en värmekonduktivitet på 3 – 3,5 W/m o C, medan lera, 

lerskiffer och kalksten ligger betydligt lägre, på 1,3 – 2 W/m o C. 15 Dessa typer av 

bergarter förekommer i relativt begränsad omfattning, främst på Gotland och Öland, i 

Skåne, mellan Vänern och Vättern, öster om Vätterns norra del, norr om Siljan och i 

fjällkedjan och innebär att de är mindre fördelaktiga att använda som värmekälla för 

värmepumpar. I dessa områden måste dels borrhålet göras betydligt djupare än på 

annat håll, dels infordringen av brunnen mellan markytan och berget göras längre. 

Branschen har tagit fram kriterier för utförande av energibrunnar i berg, den s k 

Normbrunn 97 16 , enligt vilka foderröret av stål ska drivas ner minst två meter i fast 

berg. Praktiskt betyder det att en brunn ska infordras med minst ca sex meter foderrör 

medan längden på infordringen kan komma att uppgå till 40 – 60 meter vid 

ogynnsamma förhållanden. Kostnaden för infordringen är enligt leverantörsuppgifter 

ca 450 kr/m vilket innebär att infordringsdjupets längd är en betydande kostnadspåverkande 

faktor. 

Normalt borras inte hål som är djupare än 200 meter eftersom det är maximalt djup för 

de flesta förekommande borrutrustningar. Slangens längd blir då 400 meter vilket 

normalt, med hänsyn till tryckfallsförluster, ger en slangdimension på 40 mm. För 

större värmepumpar än för en- och tvåfamiljshus erfordras normalt flera bergbrunnar. 

En tumregel som förefaller användas av värmepumpinstallatörer är att det erfordras ca 

en meter borrdjup per kvadratmeter uppvärmd yta i de områden som har berg med 

värmekonduktivitet på 3 – 3,5 W/m o C. Berget innehåller en viss mängd värme och 

genom bergvärmeinstallationen kyls berget så småningom ner. Den tillgängliga 

upptagningsytan begränsar hur mycket energi som kan tas ut ur berget. Om 

värmeuttaget inte ska komma att inkräkta på grannarnas möjligheter att ta ut värme ur 

berget begränsas upptagningsytan i princip till tomtytan. För Nils Holgersson- 

15 Svenska Fjärrvärmeföreningen (2000) 

16 Svenska Värmepumpföreningen webbplats 

│ 17


18 │ 

fastigheten, med en uppvärmd yta på 1000 m 2 , erfordras generellt sett fem borrhål á 

200 meter med ett inbördes avstånd av minst 20 meter. Om inte värme återförs till 

berggrunden är det således väsentligt att fastigheterna är tillräckligt stora för att 

bergvärme ska kunna tillämpas i större skala inom tätbebyggda områden. 17 

Kostnaden för bergborrning kan variera kraftigt över landet, vilket tillsammans med 

osäkerheter kring hur noggrant berggrundens beskaffenhet undersöks, med avseende 

på lokala geologiska förhållanden, sprickor i berget, vattenföring etc gör att 

bergborrningen har stor inverkan på dels anläggningens investeringskostnad, dels på 

anläggningens effektivitet och framtida driftskostnader. Kostnaden för borrningen 

påverkas naturligtvis också av bergets temperatur, vilket innebär att det är dyrare att 

bygga en värmepumpanläggning i norra delen av landet än längre söderut eftersom 

man behöver ett längre borrhål för att få ut en viss värmemängd när man kanske bara 

kan ta ut 10 W/m i borrhål i Kiruna mot 40 W/m i Sydsverige 18 . Enligt Energimyndighetens 

sammanställning över villavärmepumpar 19 är skillnaden i totalkostnad 

för borrning ca 60 % mellan Sydsverige och Norra Norrland. I sammanställningen 

förekommer även uppgifter på att det kan skilja upp till 25 % i borrkostnad för en 

bergvärmeanläggning inom samma del av Sverige. 

4.3.3. Värmepumpens effekt i förhållande till byggnadens maximala 

värmeeffektbehov 

Bergvärmepumpar dimensioneras i princip aldrig för byggnadens maximala värmeeffektbehov 

vid dimensionerande utomhustemperatur. Värmepumpen skulle då dels få 

korta drifttider med många start och stopp under en stor del av året, vilket ger stort 

slitage, dels bli dyr i förhållande till producerad värmeenergimängd. 

Dimensioneringen av värmepumpen i förhållande till byggnadens maximala 

värmeeffektbehov är, utöver värmepumpens drifttid, beroende av 

Skillnad mellan energikostnad för el för drift av värmepumpen och energi för 

spetsvärmekällan. 

Skillnad i investeringskostnader mellan olika storlekar av värmepumpar. 

Värmepumpen dimensioneras normalt för 50 – 70 % av det högsta värmeeffektbehovet, 

vilket innebär att 70 – 95 % av byggnadens hela årliga värmeenergibehov 

kommer att täckas in med värmepumpen, beroende på val av värmekälla. 20 Med 

dagens elpriser är det vanligare att värmepumpen dimensioneras för en större andel av 

byggnadens värmeeffektbehov för att öka den andel av värmeenergibehovet som 

värmepumpen står för, till att beräkningsmässigt ligga över 95 %. Den förmodade 

förkortning av livslängden som detta innebär, med hänsyn till fler start och stopp av 

värmepumpen, anses allmänt kunna motiveras av den lägre energikostnaden i 

kalkylen. 

För att täcka resten av byggnadens värmebehov måste tillskottsvärme i någon form 

tillföras. I många moderna villavärmepumpar utgörs denna spetsvärmekälla av en 

elpatron som finns installerad i värmepumpen. För större anläggningar utgörs spetsvärmekällan 

normalt av en separat panna, i vissa fall den befintliga oljepannan, i annat 

fall installeras ofta en elpanna som spetsvärmekälla. 

En följd av värmepumpens effekttäckning och val av spetsvärmekälla kan vara att 

fastighetens säkringsabonnemang måste höjas. Utgående från att Nils Holgersson- 

17 Inregia (2002) 


19 Energimyndigheten (2006) 

20 Svenska Värmepumpföreningens webbplats (2006b)


fastigheten har ett säkringsabonnemang på 35 ampere utan värmepump krävs minst en 

höjning till 63 A eller eventuellt upp till 100 A, beroende på val av spetsvärmekälla 

och dimensionering av värmepumpen. Kostnaden för säkringshöjningen varierar 

ganska mycket mellan olika elnätsföretag. Medelvärdet av kostnaden bedöms 

emellertid vara i storleksordningen 3-5000 kr/år respektive 10 000 kr/år för en höjning 

till 63 A respektive 100 A 21 . Vid en höjning till över 63 A tillkommer dessutom en 

engångskostnad på ca 10 000 kr för installation av strömtransformator, eftersom 

direktmätning inte kan göras. 

4.3.4. Inköpskostnad för ingående komponenter och arbeten 

Investeringskostnaden för en bergvärmeanläggning kan indelas i kostnad för borrning 

och iordningställande av bergbrunnar, kostnad för värmepump samt för installation av 

utrustningen. För mindre värmepumpar förefaller kostnaden, baserat på kontakter med 

flera installatörer, fördelas lika mellan värmepumpen och borrningen (ca 45 % av 

totalkostnaden vardera) medan installationskostnaden uppgår till ungefär en fjärdedel 

av denna kostnad (ca 10 % av totalkostnaden). Vid större bergvärmepumpar förefaller 

borrkostnaden öka relativt sett mer än kostnaden för värmepumpen i och med att en 

större installation oftast kräver att flera brunnar borras. 

Värmepumpen är således den enskilda komponent som har störst påverkan på 

investeringskostnaden. För att klara den värmepumpseffekt som erfordras för Nils 

Holgerssonfastigheten, som uppgår till ca 50 kW, erfordras det att effekten delas upp 

på flera enheter om man väljer bland de mest förekommande fabrikaten på marknaden. 

Orsaken är att tillverkarna väljer att tillverka aggregatstorlekar som innehåller 

maximalt 3 kg köldmediefyllning för att undvika Köldmediekungörelsens 22 krav på 

egenkontroll, installationskontroll, återkommande kontroll och kontroll vid ingrepp för 

stationära anläggningar med en större köldmediefyllning än 3 kg. Gränsen motsvarar 

en värmeeffekt på ca 40 kW. 

Genom att studera tillgängliga uppgifter om rekommenderade cirkapriser och Energimyndighetens 

sammanställning över villavärmepumpar 23 kan konstateras att det finns 

en skillnad i pris mellan olika fabrikat av värmepumpar med lika stor uteffekt som kan 

uppgå till 15 – 20 %. 

4.3.5. Myndighetskostnader 

Det föreligger en skyldighet att anmäla installation av bergvärmeanläggningar till 

kommunens miljö- och hälsoskyddsförvaltning enligt miljöbalken. I vissa kommuner 

finns tillståndsskyldighet då fastigheten omfattas av strandskydd eller är belägen i 

vattenskyddsområde. I en del kommuner krävs bygglov. Flera kommuner tar ut en fast 

avgift för anmälan. Enligt sammanställning på Svenska Värmepumpsföreningens 

webbplats 24 kan den fasta avgiften uppgå till som mest 3200 kronor (Malmö). Det 

förekommer även att kommuner anger en timtaxa på i medeltal ca 700 kronor för 

hanteringen av anmälan och att man har olika avgifter för tätort och glesbygd. Det 

förkommer även kommuner som tar ut en högre avgift om fastigheten är belägen inom 

vattenskyddsområde, exempelvis i Norrtälje där avgiften är 5 540 kronor. Dessa 

kostnader är i huvudsak förknippade med ansökan om uppförande av anläggningen 

och är därmed mer att betrakta som en del av investeringen. 

21 www.eon.se , www.vatenfall.se, www.lidkoping.se/elnät 

22 Köldmediekungörelsen, Naturvårdsverket (1992): 


24 Svenska Värmepumpföreningens webbplats www.svepinfo.se 

│ 19


20 │ 

4.3.6. Leverantörer av värmepumpar 

Konkurrensen på värmepumpsmarknaden förefaller vara god. På Svenska 

Värmepumpsföreningens hemsida 25 finns ett drygt 20-tal tillverkare och importörer 

och ca 800 installatörer och återförsäljare listade. De två största tillverkarna står 

emellertid för drygt 70 % av försäljningen av bergvärmepumpar. Konkurrensen på 

marknaden uppfattas dock som hård och flera installatörer menar att man sett 

sjunkande marginaler under senare år. 

Konkurrenssituationen för installation av värmepumpar kan skilja mellan olika delar 

av landet. Bilden torde vara liknande som inom bygg- och installationsbranschen i 

övrigt där storstadsområdena normalt upplever ett högre kostnadsläge. 

4.3.7. Typisk bergvärmeanläggning 

Som exempel på bergvärmeinstallationer för Nils Holgersson-huset har två alternativa 

anläggningskalkyler tagits fram. Båda fallen bygger på erfarenhetsvärden och budgetofferter 

från en leverantör 26 och kan betraktas som typiska för den aktuella fastigheten. 

Den ena avser en anläggning för ca 50 % effekttäckning som, enligt leverantörens 

beräkningsprogram, producerar ca 93 % av fastighetens värmeenergibehov och den 

andra avser en anläggning för ca 65 % effekttäckning som producerar ca 97 % av 

värmeenergibehovet. Båda fallen avser en fastighet i Stockholmstrakten med ett 

beräknat värmeeffektbehov uppgående till 86 kW. De värmepumpar som valts är 

standardvärmepumpar från en av de två större svenska fabrikanterna 

Skillnaderna mellan alternativen framgår av tabell 4.1. 

Tabell 4.1 Jämförelse av bergvärmealternativ för Nils Holgersson-fastigheten 27 

Värmepumpens 

effekttäckning, % 

Värmepumpens 

energitäckning 

Antal värmepumpar Två stycken á 20 kW 

respektive 25 kW 

Alternativ 1 Alternativ 2 

50 % 65 % 

92 % 97 % 

Två stycken á 30 kW 

vardera 

Spetsvärme, värmesystem Elpanna 55 kW Elpanna 42 kW 

Spetsvärme, varmvatten Elpatron 6 kW Elpatron 6 kW 

Ackumulatorvolym 2000 liter 2000 liter 

Antal bergbrunnar/aktivt 

borrdjup 

5 x 187 meter / 935 meter 6 x 190 meter / 1140 meter 

I anläggningen ingår i övrigt samlingsbrunn för sammankoppling av bergbrunnarna, 

rörlednings- och isoleringsarbeten, schakt, fyllning och återställning samt 

styrutrustning och automatik för samkörning av anläggningen. 

Angiven anläggningskostnad för alternativ 1 uppgår till 700 000 kronor medan 

anläggningskostnaden för alternativ 2 uppgår till 780 000 kronor. 

25 Svenska Värmepumpföreningens webbplats www.svepinfo.se 

26 Värmia Syd (2006) 

27 Värmia Syd (2006)


4.3.8. Sammanställning över kostnadspåverkande faktorer 

I detta avsnitt sammanställs de kostnadspåverkande faktorerna som har diskuterats 

ovan. I sammanställningen är utgångspunkten att investeringskostnaden för alternativ 

1 som redovisas ovan är medelvärde. En prisskillnad på t ex 20 % tas därför upp i 

tabellen som ett avdrag på 10 % (20/2 %) eller ett påslag på 10 % (20/2 %) på 

medelvärdet. 

Tabell 4.2 Faktorer som påverkar investeringskostnaden för Nils Holgerssonfastigheten 

Alternativ Tillkommande 

kostnad, min 

Tillkommande 

kostnad, max 

Höjning av säkringsabonnemang från 35 

A till 100 A (strömtransformator) 1 

+10 000 kr 

Fabrikat -10 % (av 45 %) +10 % (av 45 %) 

Borrkostnad i olika landsdelar -30 % (av 45 %) +30 % (av 45 %) 

Myndighetskostnad +3 500 kr 

Ökning från 50 % till 65 % av 

värmeeffektbehovet 

+80 000 kr 

Summa tillkommande kostnad -126 000 kr 220 000 kr 

Procentuell variation 

Baserat på investeringskostnaden 

700 000 kr 

-18 % +31 % 

1 Årliga kostnader för höjt säkringsabonnemang behandlas som en årlig energikostnad i avsnitt 5.2 

Undersökningen av kostnadsposten investering indikerar således att det kan finnas en 

variation kring ett medelpris som ligger i storleksordningen 50 % (-20 % - +30 %) 

då det gäller en bergvärmeanläggning. 


Även då det gäller att bedöma kostnadspåverkande faktorer vid investering i 

anläggningar för förbränning av biobränslepellets finns det anledning att analysera 

anläggningens omfattning och utformning, inköpskostnad för ingående komponenter 

och kostnader som är beroende av konkurrenssituationen på marknaden. 

4.4.1. Anläggningens omfattning och utformning 

För en pelletsanläggning i den aktuella storleken, som förbrukar ca 50 ton pellets per 

år, sker leveransen av bränsle som bulkvara som blåses in i ett bränsleförråd från en 

bulkbil. 

Installationen omfattar bränsleförråd med röranslutningar för fyllning och tömning, ett 

rör med en invändig skruvtransportör mellan bränsleförrådet och pannan samt panna 

med brännare. Vid ersättning av en befintlig oljeeldning med en panna för pelletseldning 

kan det erfordras åtgärder i den befintliga skorstenen. Riskerna för att 

otätheter orsakade av inre vittring i en traditionellt murad skorsten ska leda till 

läckande rökgaser och ökad fara för brand är särskilt stora vid övergång från oljeeldning 

till en modern biobränsleeldad panna. 28 I dessa fall bör även en insatskanal i 

den befintliga skorstenen ingå i leveransomfattningen. Ett rostfritt insatsrör i befintlig 

28 Pelletspärmen (2002) 

│ 21


22 │ 

skorsten kan kosta mellan 1500 kronor och 3000 kronor per meter beroende på hur 

mycket böjar som krävs. 

Det förekommer även att pelletsanläggningar byggs med ackumulatortank. Ackumulering 

är främst aktuellt om man avser att elda pellets året om, d v s även under 

sommarmånaderna för att bereda tappvarmvatten eller om pelletsanläggningen kombineras 

med solfångare. Ackumulatortanken kan vara fristående eller ingå som en del i 

pannan. 

Figur 4.1 Principskiss för en pelletsanläggning 29 

Bränsleförrådet ska utföras fuktfritt under tak och bör dimensioneras för att rymma en 

så stor del av årsbehovet att leverans inte behöver ske mer än ett par gånger om året. 

Ett bulkbilsekipage med släpvagn kan lasta 30 – 32 ton pellets. Lasten är dock 

uppdelad i mindre enheter på 3 – 5 ton. Volymen av bränsleförrådet kan således 

bestämmas relativt fritt. De lokala förutsättningarna är oftast bestämmande för 

förrådets storlek. Inomhus bedöms förråd upp till ca 15 m 3 byggas in i exempelvis det 

utrymme som tidigare använts för att härbärgera en oljetank. Större förrådsvolymer 

kan byggas i en separat byggnad eller som en silo i stål, aluminium eller armerad 

plast. En fördelaktig storlek på pelletsförråd för anläggningar under 500 kW har 

bedömts till 15 m 3 vilken då rymmer ca 10 ton pellets med de marginaler som 

erfordras. 30 Man kan därför anta att pelletsförrådet för Nils Holgersson-huset kan 

placeras inomhus. Vid utomhusplacering kan den estetiska utformningen vara 

kostnadspåverkande för att erhålla byggnadslov samt för att hyresgäster och kringboende 

ska acceptera lösningen. Det som är relativt tydligt är att kostnaden för 

förrådet kan variera betydligt utifrån de lokala förutsättningarna. Det förekommer 

även att fastighetsägaren platsbygger sitt pelletsförråd i egen regi vilket innebär än 

större svårigheter att bedöma kostnaden för denna del av systemet. 

Bilden av förrådet som kostnadskomponent kompliceras ytterligare av att förrådet kan 

förses med olika system för påfyllning och tömning. Förutom en skruvtransportör kan 

påfyllningssystemet vara utformat som ett vakuumpåfyllningssystem, bestående av en 

varvtalsstyrd fläkt och en eller flera påfyllnings- och returluftledningar. Eventuellt kan 

vakuumpåfyllningen vara kombinerad med skruv. Påfyllningsledningarna kan vara 

upp till 20 meter långa. Kostnaden är omkring 20 000 kronor och relativt oberoende 

av anläggningsstorlek. 

Speciellt anpassade skruvtransportörer, matarskruvar, för bränslepellets har utvecklats 

och den kostnadspåverkande delen av investeringen för matarskruven beror till 

övervägande del på avståndet mellan bränsleförrådet och pannan. Detta avstånd kan 

29 Svebio (2004) 

30 Pelletspärmen (2002)


naturligtvis variera påtagligt utifrån de lokala förhållandena. Priset per meter 

matarskruv kan uppskattas till ca 1500 kronor och bedöms således endast 

kostnadspåverkande vid längre avstånd mellan förråd och panna. Vid skruvlängder 

över 15 m tillkommer kostnad för ”dubbla drifter”, d v s både dragande och skjutande 

skruv. 

För den aktuella fastigheten förutsätts att renodlade pelletspannor installeras. Andra 

möjligheter till pelletseldning är t ex att installera pelletsbrännare i en befintlig panna, 

i pelletskaminer eller på fast rost i en vedpanna. Dessa alternativ är naturligtvis 

kostnadspåverkande men bedöms inte vara tillämpliga för den aktuella flerbostadsfastigheten. 

En pelletspanna skiljer sig åt på många sätt från en panna för flytande 

eller gasformiga bränslen. En begränsning har hittills varit att pelletspannan inte kan 

regleras ner till de minsta effektbehov som främst förekommer under sommaren. 

En traditionell oljeeldad anläggning i flerbostadshus har oftast utförts med fördelning 

av den installerade värmeeffekten på flera, minst två, pannor. Detta arrangemang har 

varit vanligt dels för att pannorna ska utgöra reserv för varandra, dels för att kunna 

erhålla bättre förbränningsegenskaper vid lågt värmebehov. Det förutsätts här att hela 

den befintliga oljeanläggningen byts ut mot en pelletsanläggning trots att varianten att 

behålla en oljepanna som spets- och reservpanna förekommer. Alternativet att ha 

pelletsförrådet inomhus faller då normalt bort. 

Tidigare har det varit vanligt att man installerat enbart en pelletspanna med dels en 

mindre vattenvolym för utjämning av pannas drift, dels en elpatron som används för 

spetsvärme och vid låglast då pelletspannan inte kan reglera ner till aktuellt 

effektbehov. Enligt branschföreträdare 31 ser man emellertid en utveckling mot att 

försöka undvika användning av el för dessa behov. Istället installeras normalt större 

ackumulatorvolymer eller två pannor på vardera halva effektbehovet. Det har även 

skett en teknisk utveckling som gör det möjligt att modulera ner pannans brännare till 

mindre än 5 % av märkeffekten vilket gör att behovet av kompletterande elvärme 

minskar. 

4.4.2. Inköpskostnad för ingående komponenter och arbeten 

Det förekommer många uppgifter på vad inköp och installation av en pelletsanläggning 

kostar. De flesta pris- och kostnadsuppgifterna gäller för anläggningar för 

småhus men generellt bedöms kostnaden för förråd och inmatning utgöra ca 35 % av 

investeringskostnaden medan eldningsutrustning, panna, brännare m m, utgör ca 65 

%. 32 

I avsnitt 4.4.1 har redogjorts för ett antal av de kostnadspåverkande komponenter som 

i form av alternativa utföranden och tillägg till ett basutförande kan påverka den 

sammanlagda investeringskostnaden. 

4.4.3. Typisk pelletsanläggning 

Som framgår av resonemanget ovan kan investeringskostnaden för en pelletsanläggning 

variera inom vida ramar även om anläggningens omfattning är bestämd. 

Variationen beror dels på de lokala förutsättningarna, dels på kompentval. 

Som exempel på standard för en modern pelletsanläggning har två alternativa 

anläggningar som kan betraktas som typiska för den aktuella fastigheten studerats. 

Båda är utrustade med ackumulatortank på 1500 liter och värmeväxlare för 

tappvarmvattenberedning samt ett pelletsförråd på 15 m 3 som installeras inomhus. 

31 ÄFAB (2006) 

32 Baserat på ett flertal leverantörsuppgifter 

│ 23


24 │ 

Askhanteringen sker i båda fallen manuellt. Vid låglast sker reglering av panneffekten 

genom att brännaren regleras on-off och ackumulatorvolymen utnyttjas för utjämning 

av effektbehovet. 

Priset för den ena anläggningen, bestående av en panna för hela effekten, är 275 000 

kronor medan priset för en anläggning som består av två pannor för vardera halva 

effekten är 180 – 200 000 kronor. 33 

Panna och eldningssystem kan förses med ytterligare komponenter som underlättar 

driften av anläggningen men som påverkar investeringskostnaden. Ett exempel på 

sådana komponenter är bland annat en asksug, bestående av dammsugare, avskiljare 

för glöd i askan och kärl för uppsamling av askan. Denna utrustning kostar kring 

15 000 kronor för den aktuella anläggningsstorleken. 

Det finns även skillnader i teknisk nivå mellan pelletspannor som visar på ännu större 

prisskillnader. En panna utrustad med modulerande brännare som arbetar i intervallet 

3 – 100 % av effekten och med automatisk askutmatning och cyklonavskiljning kostar 

enligt uppgift i storleksordningen 700 000 kronor. Det stora reglerområdet åstadkoms 

genom roterande inmatning av bränsle och sekundärluft för att säkerställa nära nog 

fullständig förbränning. Denna typ av panna har i princip helautomatisk drift, liknande 

oljeeldning, och kan idag inte anses som en typisk pelletsinstallation. 



ovan. I sammanställningen utgår vi från den anläggning som har bedömts vara den 

mest typiska installationen för det aktuella effektbehovet och som kostar i medeltal 

190 000 kronor. En prisskillnad på t ex 20 % tas därför upp i tabellen som ett avdrag 

på 10 % (20/2 %) eller ett påslag på 10 % ( 20/2 %) på medelpriset. 



kostnad, min 

Vakuumpåfyllning +20 000 kr 

10 meter längre matarskruv (i detta fall 

antas att man inte har 

vakuumpåfyllning) 

30 % billigare anläggning 

(baserat på prisskillnad mellan 

budgetofferter) 

-30 % 

Tillkommande kostnad, 

max 

+15 000 kr 

Automatisk askutmatning +15 000 kr 

+ 15 m insatsrör till skorsten 

(antaget pris 2 000 kr/m) 

+30 000 kr 

Summa tillkommande kostnad -85 000 kr +60 000 kr – 65 000 kr 


Baserat på en medelinvesteringskostnad 

275 000 kr 

-30 % +23 % 

33 ÄFAB (2006)


Den stora variationen i pannpris utgör en stor del av osäkerheten i den totala 

investeringskostnaden. Ett högre pannpris kan bero på att pannan har en högre 

verkningsgrad, vilket medför lägre bränslekostnader. Härutöver tillkommer stor 

osäkerhet i variationer i kostnader för bränsleförråd som kan öka till följd av krav på 

estetisk utformning etc om förrådet inte ryms inomhus. 

4.5. Naturgas 

Installationen omfattar gasanslutning och gasmätare och gaspanna, eller gasbrännare 

som monteras i befintlig oljepanna. 

Det finns tre olika huvudtyper av naturgaspannor, atmosfärspannor med naturligt drag, 

fläktgaspannor där förbränningsluften blandas med gasen i brännaren med hjälp av 

fläkt samt kondenserande pannor som kondenserar avgaserna. Både verkningsgrad och 

installationskostnad stiger i ordningen gasbrännare i befintlig oljepanna, atmosfärspanna, 

fläktgaspanna, kondenserande panna. Vid installation av en panna som är 

anpassad för gas används numera i princip enbart kondenserande pannor. 34 

Befintliga pannor som konverteras till gas kan förses med en avgaskondensor i avgaskanalen. 

Då pannan är kondenserande eller om en befintlig panna förses med avgaskondensor 

krävs ett nytt insatsrör i skorstenen för att undvika korrosionsskador på 

skorstenen och tillgång till avlopp för avledning av bildat kondensvatten (några liter 

per timme). 

Byte från en gammal oljepanna till en ny gaspanna ger en beräknad förbättring av 

verkningsgraden, med 10-30 %, beroende på den gamla pannans storlek och skick 35 . 

Man räknar med verkningsgrader kring 90 % för moderna atmosfäriska gaspannor och 

fläktgaspannor, och verkningsgrader på betydligt över 95 % för moderna kondensationspannor. 

Beräknat på gasens undre värmevärde kan verkningsgrader som 

överstiger 100 % uppnås för kondenserande pannor. För den aktuella fastigheten 

förutsätts att den befintliga oljepannan är så pass gammal att alternativet med brännarbyte 

inte är aktuellt, utan en helt ny kondenserande panna installeras. Möjligheten att 

använda kondenserande pannor kan begränsas av värmesystemets returtemperatur. 

Vid returtemperaturer över ca 58 o C sker ingen kondensering och vattenångans 

kondensorvärme kan inte utnyttjas. I äldre värmesystem som normalt dimensionerades 

för 80 o C framledningstemperatur och 60 o C returtemperatur kan det vara problem att 

utnyttja kondenserande pannor. 

Gasbrännare har generellt ett större reglerområde än brännare för flytande bränslen. 

Jämfört med motsvarande oljepanna så är gaspannan effektivare och har bättre 

verkningsgrad. Stigande energipriser har gjort att ansträngningar att uppnå en så hög 

årsverkningsgrad som möjligt oftast är lönsamma. En optimal årsverkningsgrad kan 

uppnås genom att fördela effekten på flera mindre pannor som körs i serie, så kallad 

kaskadkoppling. 

Priset för en kondenserande gaspanna på ca 87 kW ligger i storleksordningen 160 000 

kronor inklusive system för tappvarmvattenberedning, installation och ny avgaskanal. 

Pannans reglerområde är 29-87 kW. Kostnaden för installation av två stycken 

kaskadkopplade pannor för samma effekt och med samma kringutrustning uppgår till 

ca 190 000 kronor. 36 Kaskadkopplingen innebär att pannans reglerområde blir ca 11 – 

88 kW. 

34 E.ON Gas (2006) 

35 E.ON Gas (2006) 

36 Beräknat enligt uppgifter från Viessmann Värmeteknik och installatörer 

│ 25


26 │ 

Priset för avlopp försummas, eftersom det förutsätts att kondensatet kan ledas med 

slang till närmaste golvbrunn. 

Ledningsägarens anslutningsavgift anges till ca 10-15 000 kr 37 för anslutning i 

befintlig bebyggelse inom naturgasens distributionsområde, och med servisledningslängder 

på upp till 10 meter. För längre servisledningar tillkommer en kostnad på i 

storleksordningen 700 kr/m. Gasanslutningen måste göras av en auktoriserad 

installatör. Före driftsättning ska anläggningen besiktigas till en kostnad som normalt 

tas ut per timme av ledningsägaren. Kostnaden i det aktuella fallet uppgår till 2 000 – 

4 000 kronor. 38 



ovan. I sammanställningen är utgångspunkten att investeringskostnaden varierar kring 

ett medelvärde. En prisskillnad på t ex 20 % tas därför upp i tabellen som ett avdrag på 

20/2 % eller ett påslag på 20/2 % på medelpriset. 



kostnad, min 

Tillkommande 

kostnad, max 

Kaskadkopplade pannor +30 000 kr 

Anslutningsavgift -2 500 +2 500 

Granskningskostnad -1 000 +1 000 kr 

+ 10 m servisledning +7 000 kr 

Summa tillkommande kostnad -3 500 kr 40 500 kr 


Baserat på medelinvesteringskostnad på 

175 500 kr 

-2 % +23 % 

4.6. Sammanställning över teknikval och faktorer som påverkar 

investeringskostnaden 

I detta avsnitt sammanställs de kostnadspåverkande faktorerna som har diskuterats för 

de olika uppvärmningsalternativen ovan. Utgående från sammanställningen diskuteras 

sedan investeringskostnaderna som redovisas i Energimyndighetens årliga 

rapportering av värmemarknaderna i Sverige 39 . 

37 www.eon.se, www.oresundskraft.se 

38 Öresundskraft (2006) 

39 Energimyndigheten (2006b)


Tabell 4.5 Variationer i investeringskostnaden för Nils Holgersson-fastigheten 


kostnad, min 


(medelinvesteringskostnad 141 000 kr) 

Bergvärme 


Biobränslepellets 


Naturgas 


±0 ±0 

-18 % +31 % 

-30 % +23 % 

-2 % +23 % 

Tillkommande 

kostnad, max 

Investeringskostnaden för en värmepumpanläggningen varierar med ±20-30 % kr 

kring medelinvesteringskostnaden på 700 000 kr. Också för pelletspannan är 

variationerna mycket stora, så stora att det billigaste alternativet kommer i nivå med 

fjärrvärmeanläggningen. Naturgaspannans investeringskostnad varierar inte lika 

mycket, beroende på att installationens omfattning är lite mer given när man inte 

behöver ta hänsyn till borrdjup, bränslelager o s v som för de andra alternativen. 

För att illustrera hur variationerna i investeringskostnad påverkar kapitalkostnaderna 

för de olika alternativen har min-, medel- och maxkapitalkostnader beräknats. 

Beräkningarna har gjorts baserat på investeringskostnaderna som redovisas ovan och 

på ränta och avskrivningstider (fjärrvärme och naturgas 20 år, bergvärme 18 år, 

pelletspanna 15 år) enligt avsnitt 7.1. De valda medelinvesteringskostnaderna har 

använts som ”bas” för jämförelsen eftersom det är svårt att beräkna något ”absolut 

rätt” medelvärde med tanke på de stora variationerna som har diskuterats ovan. Det 

samma gäller för avskrivningstiderna. Detta innebär att nivån på de beräknade 

kapitalkostnaderna kan vara missvisande, men att spannet mellan min- och maxnivåer 

indikerar hur stora osäkerheterna är för de olika alternativen. Samma metod används i 

nästa avsnitt för att illustrera osäkerheten i energi- och bränslekostnader för de olika 

uppvärmningsalternativen. 

Kapitalkostnad (kr/år) 

250000 

200000 

150000 

100000 

50000 

0 

Fjärrvärme Bergvärme Pelletspanna Naturgas 

Min Medel Max 

Figur 4.2 Variationer i kapitalkostnaden för Nils Holgersson-fastigheten 

│ 27


28 │ 

5. Energi- och bränslekostnad 


Fjärrvärmen är den dominerande uppvärmningsformen i flera tätorter. Avgiftsutredningen 

40 visar på stora skillnader i fjärrvärmekostnader, en variation på i runda 

tal 100 % mellan fjärrvärmenät med de lägsta kostnaderna och fjärrvärmenät med de 

högsta kostnaderna, från ca 400 kr/MWh till ca 800 kr/MWh, med ett medelvärde på 

651 kr/MWh. De lägsta kostnaderna finns i etablerade ”fjärrvärmestäder” som byggt 

ut sina nät under lång tid. Större städer har också fördelen av högre kundtäthet jämfört 

med mindre orter. De högsta kostnaderna finns i mindre kommuner som byggt ut 

fjärrvärme under de senaste 10-15 åren. 

Fjärrvärmepriset är i många fall fördelat på ett flertal priskomponenter, alltifrån ett 

helt rörligt energipris enbart beroende av använd energimängd till taxor som innehåller 

såväl fasta komponenter som komponenter relaterade till flöde och effekt. 

Fjärrvärmepriset och dess komponenter behandlas inte vidare i analysen utan konstateras 

vara varierande mellan olika orter beroende på de lokala förutsättningarna för 

fjärrvärmeverksamheten på respektive ort. 

De enda förluster som uppkommer i fjärrvärmecentralen utgörs av strålnings- och 

konvektionsförluster från den installerade utrustningen som kommer fastigheten 

tillgodo som uppvärmning av utrymmet där fjärrvärmecentralen är placerad. Man kan 

därmed säga att fjärrvärmens verkningsgrad i fastigheten i princip är 100 % och 

påverkas normalt inte i högre utsträckning av yttre faktorer eller av fjärrvärmecentralens 

dimensionering. 


De faktorer som främst påverkar energikostnaden för en bergvärmeanläggning är 

• Elkostnaden 

• Värmepumpens värmefaktor 

• Värmepumpsystemets effektivitet i sin helhet 

5.2.1. Elkostnad 

Energikostnaden för en bergvärmeanläggning utgörs av elkostnadens olika komponenter 

– elhandelspris, elnätavgift, samt skatter och avgifter. Både handelspriset och 

nätkostnaden innehåller delar som är fasta och rörliga. Skatter och avgifter utgörs av 

elenergiskatt, avgifter för elcertifikat och utläppsrätter och moms på alla kostnadselementen. 

Som underlag för bestämning av energikostnaden används SCBs statistik för priser på 

elenergi och överföring av el. 41 Statistiken är presenteras för fem olika förbrukningsmönster, 

från lägenhetskunder med årlig förbrukning kring ca 2000 kWh till småindustri 

med årlig förbrukning kring ca 350 MWh. För Nils Holgersson-fastigheten 

med bergvärme, med en årlig elförbrukning kring 75 MWh, bedöms statistiken för 

elförbrukning på ca 100 MWh/år, vara den bäst tillämpliga. 

40 Avgiftsutredningen (2006) 

41 SCB (2006)


Elhandelsavtal tecknade som bundet pris under ett, två respektive tre år eller som avtal 

om rörligt pris samt det så kallade tillsvidarepriset följs upp och publiceras på 

Konsumentverkets webbplats. 42 

I figur 5.1 visas fördelningen mellan elpriskomponenterna. Fördelningen avser 

förbrukningsmönstret för näringsverksamhet. Elhandelspriset i fördelningen utgörs av 

ett medelvärde under november 2005 – oktober 2006 för de aktuella avtalsformerna 

viktat med hänsyn till respektive avtalstyps del av marknaden enligt SCBs 

redovisning. Det beräknade medelpriset under perioden uppgår till 120,9 öre/kWh. 43 

Skatt 

42% 

Elcertifikat 

2% 

Elnät 

15% 

Elhandel inkl 

utsläppsrätter 

41% 

Figur 5.1 Förhållande mellan elpriskomponenter baserat på medelvärden för nov 

2005 – okt 2006 

Variationen i sammanlagt elpris för näringsverksamhet under perioden januari 2005 – 

oktober 2006 enligt SCBs statistik framgår av figur 5.2. 

42 Konsumentverkets webbplats 

43 SCB (2006) 

│ 29


30 │ 

Sammanlagt elpris 

inkl skatter och moms (öre/kWh) 

150 

140 

130 

120 

110 

100 

90 

1 jan 2005 

1 juli 2005 

Figur 5.2 Sammanlagt elpris för näringsverksamhet som viktat medelvärde för 

aktuella avtalsformer 44 

Som framgår av diagrammet är elpriset starkt föränderligt över tiden. 

Att bestämma inom vilka ramar det sammanlagda elpriset varierar vid en viss tidpunkt 

eller under en viss period är komplicerat. I den sammanställning som diagrammet i 

figur 5.2 bygger på finns en variation på ca 26 % (–10 % – 16 %) kring medelvärdet 

120,9 öre/kWh under perioden nov 2005 – okt 2006. Här tas emellerid inte hänsyn till 

skillnaderna i nätkostnad. I Avgiftsutredningens rapport 45 finns en sammanställning 

över de högsta respektive lägsta sammanlagda elpriserna kommunvis. Enligt denna 

sammanställning varierar det sammanlagda elpriset med ca 36 % (-17 % - +19 %) 

kring det medelpris som beräknas i utredningen. I avsaknad av officiell statistik 

bedöms priset för den el som används för drift av en värmepump kunna variera inom 

det intervall som anges av Avgiftsutredningen. 

I enlighet med de uppgifter som lämnas i avsnitt 4.3.3 avseende höjning av 

säkringsabonnemang från 35 A till 63 A respektive 100 A, beroende av vilken 

spetsvärmekälla som används, tillkommer en kostnad för höjning av 

säkringsabonnemanget som är 3 – 5 000 kr/år vid höjning till 63 A och 10 000 kr/år 

vid höjning till 100 A. 

5.2.2. Värmepumpens värmefaktor 

En avgörande faktor för en värmepumps effektivitet är den s k ”värmefaktorn” eller 

COP (Coefficient of Performance) vilket avspeglar hur mycket energi som kan tas upp 

ur värmekällan (berget, marken, luften etc) i förhållande till den tillförda energin. Det 

förekommer i det marknadsföringsmaterial som sprids av tillverkare och leverantörer 

av värmepumpar uppgifter om uppmätta värmefaktorer, som i en del fall uppgår till 

5,0. Dessa värmefaktorer är emellertid uppmätta under optimala förhållanden och 

under korta tidsperioder, vilket normalt inte avspeglar verkligheten. I samband med 

dimensionering av värmepumpar och beräkningar av dess lönsamhet brukar leverantörerna 

använda en värmefaktor som ligger runt 3,0. Enligt uppgift från en värmepumpstillverkare 

är en rimlig värmefaktor för en bergvärmepump idag ca 3,3. Den 

44 SCB (2006) 

45 Avgiftsutredningen (2006) 

1 jan 2006 

1 juli 2006


värmefaktor som används som grund för beräkningar uppgår emellertid fortfarande till 

ca 3,0 för att inte ”måla upp en alltför optimistisk bild”. 46 

Värmefaktorns betydelse för totalekonomin är emellertid inte så stor som man kan 

förledas att tro då den förs fram som försäljningsargument. Diagrammet i figur 5.3 

visar värmepumpens energiförbrukning relativt direkt elvärme som funktion av 

värmefaktorn vid olika förhållande mellan värmepumpens effekt och byggnadens 

maximala värmeeffektbehov. 

Elenergiåtgång relativt elvärme 

100% 

80% 

60% 

40% 

20% 

0% 

1 2 3 

Värmefaktor 

4 5 

90% energitäckning 80% energitäckning 70% energitäckning 

Figur 5.3 Elenergiförbrukning som funktion av värmefaktor 47 

Den totala elenergiåtgången minskar således relativt långsamt i det aktuella intervallet 

kring värmefaktor 3,0. Andra faktorer som lång drifttid, serviceinsatser etc bedöms i 

sammanhanget ha större betydelse. 

5.2.3. Systemoptimering av värmepumpen 

Effektiviteten för värmepumpen inklusive tillskottsvärmen, oavsett om denna kommer 

från en separat panna eller finns inbyggd i värmepumpen, kan benämnas ”systemvärmefaktorn”. 

Systemvärmefaktorn speglar hela systemets effektivitet och är 

beroende av att hela systemet optimerats tillsammans. En värmepump med hög COP 

som är storleksmässigt underdimensionerad i en byggnad medför en låg systemvärmefaktor 

eftersom tillskottsvärmen måste gå in undre stora delar av tiden. 

Ytterligheten på andra hållet är att värmepumpen är storleksmässigt överdimensionerad 

vilket resulterar i en hög systemvärmefaktor men värmepumpens driftförhållanden 

försämras eftersom den men måste starta och stoppa ett mycket större 

antal gånger per år, med ökat slitage som följd. Dessutom är värmepumpen och i viss 

mån dess installation dyrare. Det är därmed inte självklart att en högre systemvärmefaktor 

är mer lönsamt än en lägre, avgörande för kalkylen är investeringskostnader i 

förhållande till energikostnader, se avsnitt 4.2.5 ovan. 

Mätningar som genomförts av SP 48 på fem bergvärmeanläggningar i Sjuhäradsregionen 

där man under ett års tid mätt upp anläggningar som då varit mellan ett och 

fem år gamla, visar att den verkliga systemvärmefaktorn för dessa anläggningar 

varierade mellan 2,5 – 2,8, med 2,6 som en genomsnittlig systemvärmefaktor. 

Mätningarna visade också att de undersökta systemen i stort fungerat som tänkt, 

förutom en del tekniska mindre problem, med systemvärmefaktorer som i stort stämde 

46 Nibe (2006) 



│ 31


32 │ 

överens med det som angivits i leverantörernas ursprungliga dimensionering och 

offerter. 

Utöver värmepumpens behov av el för drift av kompressorn och el för spetsvärme 

erfordras en mängd el för att driva cirkulationen av brine-lösning mellan borrhålet och 

värmepumpen. Elbehov för cirkulation av brine-lösningen är när det gäller 

bergvärmeanläggningar inte försumbart. Överslagsmässigt uppgår elbehovet till ca 

3000 kWh/år för en anläggning med en rörlängd på ca 2000 meter som det här är 

frågan om. Kostnaden uppgår med det medelpris som beräknats i avsnitt 5.2.1 till ca 

3 600 kr/år. 

Systemets effektivitet och behovet av tillsatsvärme påverkas också i hög grad av 

fastighetens värmesystem vilket till stor del är avhängigt av husets ålder. Fastigheters 

värmesystem har under olika tidsepoker dimensionerats utifrån olika förutsättningar. 

Värmesystem i äldre fastigheter är normalt dimensionerade för relativt höga framledningstemperaturer 

och små temperaturdifferenser mellan fram- och returledning. 

Detta är ofördelaktigt för ett värmepumpsystem då värmepumpens framledningstemperatur 

normalt är begränsad till maximalt ca 55 o C och värmepumpens effektivitet 

snabbt försämras vid högre returtemperaturer varvid behovet av tillsatsvärme ökar. 


I detta avsnitt visas hur energikostnaderna för bergvärmeanläggningen kan variera. 

Energikostnaderna baseras på en beräknad elförbrukning på 77 230 kWh/år vid en 

systemvärmefaktor på 2,6 inklusive el för cirkulation av brine-lösning. 

Tabell 5.1 Faktorer som påverkar energikostnaden för Nils Holgerssonfastigheten 


kostnad, min 

Bergvärme 

Elnätskostnad vid höjning av säkring 

från 35 A till 63 A 

Elnätskostnad vid höjning av säkring 

från 35 A till 100 A 

Elpris -15 209 kr/år 

(120,9 öre/kWh – 17 

%) 

Effekttäckning 65 % 

-6 410 kr/år 

(systemvärmefaktor 2,8) istället för 

50 % (systemvärmefaktor 2,6) 

Tillkommande kostnad, 

max 

+4 000 kr/år 

+10 000 kr/år 

+16 998 kr/år 

(120,9 öre/kWh + 19 %) 

Summa tillkommande kostnad -21 619 kr/år +21 000 – 27 000 kr/år 


Baserat på en medelelkostnad på 93 066 

kr/år 

-23 % +23 – 29 %



De faktorer som främst påverkar energikostnaden för en pannanläggning för eldning 

av biobränslepellets är 

• Bränslekostnaden 

• Bränslets kvalitet 

• Anläggningens verkningsgrad 

5.3.1. Bränslekostnad 

Marknaden för pellets är välorganiserad i den meningen att det finns ett utbud och 

försäljningsställen i stort sett över hela landet. Pellets tillverkas i ett 20-tal svenska 

fabriker och i minst lika många fabriker i Sveriges närområde runt Östersjön. De 

svenska fabrikerna är spridda över landet vilket underlättar tillförseln. Producenterna 

förser såväl en storkundsmarknad, bestående av värmeverk och industrier, som en 

småhus- och fastighetsmarknad. Konkurrensen mellan producenterna bedöms vara 

hårdare på storkundsmarknaden än på småhus- och fastighetsmarknaden. I 

Energimyndighetens sammanställning över utvecklingen på värmemarknaderna 2006 

konstateras att priset på pellets förefaller variera tämligen mycket över landet men att 

jämförelser är svåra att göra då det saknas publicerade officiella prisuppgifter. 49 

Att priset varierar mellan orter och mellan de aktuella leveranssätten, bulk, storsäck 

och småsäck framgår tydligt då man studerar olika web-platser med inofficiella 

prissammanställningar. Av web-sidan www.pelletspris.com framgår att variationen i 

pelletspris för bulkleverans är 1700 – 2700 kr/ton (nästan 60 %) med ett medelvärde 

på 2303 kr/ton under den senaste tremånadersperioden (15 augusti – 15 november 

2006). Av framställningen framgår inte om det finns en koppling mellan priset och 

leveransvolymen vilket det bedöms vara troligt att det finns. 

Enligt web-platsen www.afabinfo.com som sammanställer månadsvis information 

uppdelad på regionerna Norrland, Svealand och Götaland med ett beräknat medelpris 

per region finns är priset betydligt högre i Svealand (2490 kr/ton) än i Götaland (2120 

kr/ton) och i Norrland (1940 kr/ton). 

5.3.2. Bränslets kvalitet 

Som råvaror till bränslepellets används vanligtvis grot (avverkningsrester, hyggesrester) 

eller biprodukter från skogs- och trävaruindustri. Bränslepellets består av 

pressat finfördelat torrt material och har en maximal diameter av 25 mm. Det finns en 

svensk standard för bränslepellets, SS 18 71 20. Den innehåller gränser för båda 

kemiska parametrar och fysikaliska egenskaper. I stort sett all pellets som säljs för 

uppvärmningsändamål i Sverige består av ren träråvara. Enligt standarden ska 

värmevärdet i bränslepellets vara större än eller lika med 4,7 kWh/kg vid en fukthalt 

på mindre än 10 %. 50 

Det förekommer uppgifter om att värmevärdet i bränslepellets kan variera 4,7 – 5 

kWh/kg och det finns ingenting som indikerar att bränslepellets med lägre värden än 

vad som föreskrivs i standarden idag förekommer på den svenska marknaden. 

Förekommande skillnader i värmevärde bedöms således kunna innebära en skillnad i 

energipris på upp till drygt 6 %. 

49 Energimyndigheten (2006b) 

50 SIS (2005) 

│ 33


34 │ 

5.3.3. Anläggningens verkningsgrad 

Vid bedömning av verkningsgrad är det väsentligt att skilja på pannverkningsgraden 

(förbränningsverkningsgraden), som anger pannans eller förbränningens effektivitet, 

och systemets verkningsgrad som tar hänsyn till förluster i pannans kringutrustning. 

Den verkningsgrad som anges av en fabrikant är i de flesta fall pannverkningsgraden 

vid nominell effekt. Eftersom detta är ett driftsförhållande som enbart förekommer 

under en mycket begränsad period varje år kan den inte användas som jämförelse med 

andra uppvärmningsalternativ. Då är det snarare en årsmedelverkningsgrad som är av 

intresse. Årsmedelverkningsgrad är emellertid mycket svårt att mäta då förhållandena 

kan variera inom vida gränser under året och förluster kan uppträda på ett högst 

oregelbundet sätt. 

Ett försök att bestämma en årsmedelverkningsgrad för pelletseldade pannor 

genomfördes vid Konsumentverkets jämförelse av pelletspannor 2005. 51 

Som underlag för jämförelsen genomfördes prestandamätningar vid nominell effekt 

och minsta låglasteffekt för respektive panna som ingick i testet samt vid en bestämd 

medeleffekt (4,5 kW) för samtliga pannor. 52 En sammanvägning av uppmätta 

verkningsgrader för respektive panna gjordes genom en bedömning av årlig drifttid 

vid respektive lastfall. Härvid antogs att drift vid nominell effekt respektive vid låglast 

var representativt under ca 15 % av drifttiden vardera medan medeleffekten var 

representativ under resterande 70 % av drifttiden. Medelvärden för de nio pannor som 

ingick i testet redovisas i tabell 5.2. 

Tabell 5.2 Medelvärden för pannverkningsgrad och beräknad årsmedelverkningsgrad 

för pelletspannor ingående i Konsumentverkets test 2005 

Uppmätt verkningsgrad (%) 

Vid nominell effekt Vid medeleffekt 

Beräknad 

årsmedelverkningsgrad 

(%) 

92,0 86,9 85,1 

Det bör nämnas att testen är genomförda utan några ackumuleringsvolymer i systemet. 

En ackumuleringsvolym hade sannolikt inneburit förbättrade driftsförutsättningar men 

innebär samtidigt en större strålnings- och konvektionsförlust. 

Förhållandena torde vara liknande för större pannanläggningar. Visserligen sker en 

sammanlagring genom att det finns fler konsumenter i ett flerbostadshus som inte har 

sammanfallande vanor och vattenvolymerna är större vilket hjälper till att förbättra 

pannans driftförutsättningar men andra ofullständigheter i systemen gör att man inte 

bör räkna med årsmedelverkningsgrad som är större än 85 % för en pelletsanläggning. 

Elbehovet för drift av pelletsanläggningen är större än för motsvarande olje- eller 

gaseldad anläggning. Elbehovet uppskattas till 1 – 1,5 % av värmeproduktionen och 

uppgår då till ca 2 500 kWh/år till en kostnad av 3 000 kr/år. 


Energikostnaden för pelletsanläggningen bedöms således enbart variera på grund av 

bränslepriset och den variation i bränslets värmeinnehåll som kan förekomma. Den 

variation som konstaterats kunna förekommer ligger emellertid mycket lägre än de 

regionala prisvariationer som uppträder på marknaden. Bränslekostnaderna baseras på 

51 Konsumentverket (2005) 

52 ÄFAB/Konsumentverket (2005)


en pelletsförbrukning på 47,3 ton/år vid en pannverkningsgrad på 85 %. I 

bränslekostnaden ingår även kostnaden för drivel på ca 3 000 kr/år. 

Tabell 5.3 Faktorer som påverkar bränslekostnaden för Nils Holgerssonfastigheten 


kostnad, min 


Pelletspris (variation mellan 1700 kr/ton 

och 2700 kr/ton kring ett medelpris på 

2303 kr/ton) 

Tillkommande 

kostnad, max 

-28 521 kr/år +8 778 kr/år 

Variation i värmevärde, 6 % -3 270 kr/år +3 270 kr/år 

Summa tillkommande kostnad -31 791 kr/år +12 048 kr/år 


Baserat på en medelbränslekostnad på 

111 931 kr/år 

-28 % +11 % 

Sannolikt finns det en koppling mellan pannor med högre verkningsgrad och en högre 

investeringskostnad som inte kommer fram i jämförelsen. 

5.4. Naturgas 

Från och med den 1 juli 2005 har naturgasmarknaden öppnats för alla företagskunder. 

Från och med 1 den juli 2007 kommer marknaden att avregleras fullt ut så att också 

hushållskunder fritt kan välja gasleverantör. Däremot kommer man fortfarande att 

vara låst till sitt lokala nätföretag, som också äger gasledningar och gasmätare. Man 

behöver därför teckna två avtal, ett med nätföretaget för transporten av gas, och ett 

med gashandelsföretaget för köp av själva gasen. 

Priset för nättjänsten består normalt av en fast årlig avgift och en avgift per levererad 

kWh. Den fasta delen är kopplad till en abonnerad effekt och tas antingen ut som en 

avgift per kW eller som en fast summa inom vissa effektintervaller. Nivåerna på den 

fasta respektive rörliga delen av nätavgiften varierar kraftigt mellan olika naturgasområden. 

En jämförelse mellan tre nätföretag 53 visar att den fasta avgiften kan variera 

mellan 1 375 kronor och 9 700 kronor för den aktuella fastigheten. Den rörliga delen 

av nätavgiften varierar mellan 9,1 öre/kWh och 19,8 öre/kWh. Totalt för en 

energiförbrukning på 193 000 kWh/år blir nätavgiften mellan 35 000 och 42 000 kr/år. 

Naturgaspriset består av en fast avgift på 1000 – 2000 kr/år, och ett energipris på för 

närvarande ca 80 öre/kWh (inklusive nätavgift, energiskatt och moms) 54 . Totalt för 

den aktuella anläggningsstorleken ligger den sammanlagda naturgaskostnaden i 

storleksordningen 195 000 – 202 000 kr/år. 

Naturgaspriserna är kopplade till oljepris och dollarkurs och varierar därför över tiden, 

dock inte i lika stor omfattning som elprisernas variation under de senaste åren. I figur 

5.4 redovisas naturgasprisets utveckling sedan 2001 för den aktuella kundkategorin. 

För perioden efter avregleringen av marknaden den 1 juli 2005 redovisas även det 

sammanlagda naturgaspriset inklusive nätavgift, skatt och moms. 

53 E.ON, Öresundskraft och Göteborg Energi 

54 SCB/E.ON (2006) 

│ 35


36 │ 

Naturgaspris (öre/kWh) 

90,0 

80,0 

70,0 

60,0 

50,0 

40,0 

30,0 

20,0 

jan- 

01 

jul- 

01 

jan- 

02 

jul- 

02 

jan- 

03 

jul- 

03 

jan- 

04 

jul- 

04 

jan- 

05 

jul- 

05 

jan- 

06 

Handelspris inkl skatt (källa SCB) 

Sammanlagt gaspris inkl nätavgift, skatter och moms (källa E.ON Gas) 

Figur 5.4 Naturgaspris 55 januari 2001 – juli 2006 


I detta avsnitt visas hur bränslekostnaderna för naturgaspannan kan variera. Bränslekostnaderna 

baseras på en naturgasförbrukning på ca 200 000 kWh/år vid en pannverkningsgrad 

på ca 96,5 %. 

Tabell 5.4 Faktorer som påverkar bränslekostnaden för Nils Holgerssonfastigheten 


kostnad, min 

Naturgas 

jul- 

06 

Tillkommande 

kostnad, max 

Variation i nät- och energipris (195 000 

– 202 000 kr/år) 

-3 500 kr +3 500 kr 

Pannverkningsgrad 95 % +2 975 kr 

Pannverkningsgrad 102 % -10 912 kr 

Summa tillkommande kostnad -14 412 kr +6 475 kr 

Procentuell förändring 

Baserat på en medelbränslekostnad på 

198 500 kr/år 

-7 % +3 % 

5.5. Sammanställning över faktorer som påverkar energi- och 

bränslekostnaden 

I detta avsnitt sammanställs de kostnadspåverkande faktorerna som har diskuterats för 

de olika uppvärmningsalternativen ovan. Fjärrvärmepriset 64,6 öre/kWh (min 38,7 

öre/kWh och max 83,3 öre/kWh efter uppräkning av prisuppgifter för 2005) som 

55 SCB/E.ON (2006)


redovisas i Energimyndighetens årliga rapportering av värmemarknaderna i Sverige 56 

har använts som jämförelse. 

Tabell 5.5 Variationer i energi- och bränslekostnader för Nils Holgerssonfastigheten 


kostnad, min 


(medelfjärrvärmekostnad 125 643 kr/år) 

Bergvärme 

(medelelkostnad 93 066 kr/år) 


(medelbränslekostnad 111 930 kr/år) 

Naturgas 

(medelbränslekostnad 198 500 kr/år) 

-39 % +23 % 

Tillkommande 

kostnad, max 

-23 % +23 - 29 % 

-28 % +11 % 

-7 % +3 % 

Variationerna i fjärrvärme- och elkostnader är som synes stora. Variationerna visas i 

diagrammet nedan, uttryckta som årskostnader. Minskade kostnader på grund av 

ökade verkningsgrader för pelletspannor är inte medtagna här, för att diagrammet ska 

kunna jämföras med motsvarande kapitalkostnadsdiagram tidigare i texten utan att 

man behöver justera för ökade investeringskostnader. För gaspannor förutsätts 

däremot att bara kondenserande pannor är aktuella. 

Energikostnad, kr/år 

250000 

200000 

150000 

100000 

50000 

0 

Fjärrvärme Bergvärme Pelletspanna Naturgas 

Min Medel Max 

Figur 5.5 Variationer i årlig energikostnad för Nils Holgersson-fastigheten 

Som framgår av diagrammet kan energikostnaden under gynnsamma förutsättningar 

vara i princip lika stor för alternativen fjärrvärme, bergvärme och pelletspanna. Störst 

variation i energipris förekommer för fjärrvärmekostnaden som till stor del är 

beroende av de lokala förutsättningarna för produktion och distribution. Energikostnaden 

för bergvärme och pelletspanna är alltid lägre än för fjärrvärmen på de orter 

där fjärrvärmepriset är högre än medelpriset för landet. 

56 Energimyndigheten (2006b) 

│ 37


38 │ 

6. Drifts- och underhållskostnad 

Med driftskostnader för uppvärmningsalternativen avses kostnader för daglig tillsyn 

och skötsel som krävs för att hålla anläggningen i gång, administration som krävs för 

att försörja anläggningen, rapportering till myndigheter, jour och säkerhet. 

Med underhållskostnad för uppvärmningsalternativen avses merinvesteringar som 

krävs för att hålla den installerade utrustningen i ett gott funktionsdugligt skick under 

anläggningens tekniska livslängd. 

TILLSYN SKÖTSEL ADMINISTRATION MYNDIGHETS- 

ÅLÄGGANDEN 

DRIFT UNDERHÅLL 

JOUR 

SÄKERHET 

PLANERAT 

UNDERHÅLL 

FELAVHJÄLPANDE 

DRIFT 

UNDERHÅLL 

Figur 6.1 Omfattning och samband mellan drifts- och underhållskomponenter 

Kalkylmässigt beräknas drifts- och underhållskostnader ofta som en generell årlig 

procentandel av investeringskostnaden. Det förekommer varierande uppgifter om 

procentandelens storlek. Procentandelen sätts ofta till två procent för värmeproduktionsanläggningar 

och vissa maskinella utrustningar och en procent för 

byggnader och ledningar i mark, men ingen uppföljning eller utvärdering som visar att 

dessa antaganden är korrekta har kunnat identifieras. 

Alla komponenter som utgör drifts- och underhållskostnader för värmeanläggningarna 

är beroende av en mängd faktorer. I en investeringssituation är det viktigt att göra 

bedömningar utifrån den egna situationen, att försöka bedöma erforderliga arbetsinsatser 

och faktiska kostnader. Att generellt räkna enbart med procentsatser baserade 

på investeringskostnaden kan, speciellt för mindre anläggningar, visa sig leda till att 

kostnaderna för drift och underhåll underskattas. 


För att en fjärrvärmecentral ska bibehålla en god funktion krävs tillsyn och underhåll. 

Flera fjärrvärmeföretag erbjuder serviceavtal till en fast årlig kostnad. I den studie av 

fjärrvärmens priskomponenter, omfattande detaljerade undersökningar av 15 fjärrvärmeföretags 

priskonstruktioner och serviceutbud, framgår att 10 av dessa företag 

erbjuder serviceavtal till ett fast pris. 57 Två företag uppger att service ingår i fjärrvärmepriset. 

Kostnaden för serviceavtalet varierar bland dessa företag från 640 kr/år till 3800 kr/år 

med ett medelvärde på 1578 kr/år. Det beräknade medelvärdet utgör för fjärrvärmecentralen 

i Nils Holgersson-huset omkring en procent av den beräknade 

investeringskostnaden. Nivån är något högre än den nivå på en halv procent som 

ansatts för fjärrvärme i Energimyndighetens sammanställning Uppvärmning i Sverige 


AKUT 

UNDERHÅLL 

ÖVRIGT 

FELAVHJÄLPAND 

E UNDERHÅLL


2006. En förklaring till den högre nivån kan vara att de femton undersökta företagen 

omfattar företag som opererar i de tio största kommunerna i Sverige och fem andra 

slumpvis utvalda kommuner. Resultaten tyder på att de högsta kostnaderna finns i de 

större städerna. 


I det följande görs ett försök att analysera ingående element i kostnadskomponenten 

drifts- och underhållskostnad för bergvärmeanläggningar. 

Daglig tillsyn och skötsel av en bergvärmepump anses av de flesta leverantörer och 

installatörer uppgå till ett minimum. Naturligtvis är det även så – en rätt installerad 

bergvärmeanläggning kräver normalt ingen daglig tillsyn eller skötsel. Däremot 

framhåller branschorganisationen, leverantörer och installatörer att det krävs regelbunden 

service för att undgå driftproblem. Det torde vara ganska givet att alla värmepumpar 

inte är optimalt dimensionerade och installerade och att det därför finns en 

kostnad för daglig tillsyn och skötsel. Kostnaden kan variera genom att tillsyn och 

skötsel kan utföras som en extern tjänst eller av fastighetsägaren själv. I det senare 

fallet är kostnaden beroende av om, och i så fall hur det egna arbetet och engagemanget 

värderas. Bergvärmeanläggningar i den storlek som är aktuell är emellertid 

relativt komplicerade tekniska anläggningar för vilka det bör förutsättas att mer 

teknisk tillsyn och service utförs av professionella inom området. 

För bergvärmeanläggningar i den storlek som är aktuell för Nils Holgerssonfastigheten 

och större förekommer det att installatörer erbjuder serviceavtal som kan 

omfatta ett specificerat antal servicebesök per år. Vid servicebesöken görs en genomgång 

och kontroll av anläggningen och erforderliga justeringar utförs. Kostnaden för 

ett serviceavtal uppgår enligt ett antal kontakter med installatörer till 4 000 – 5 000 

kronor per år. Normalt ingår inget material i kostnaden. 

Rapportering till och kontakter med myndigheter krävs företrädesvis vid 

installation av en bergvärmeanläggning och finns inkluderad i investeringskostnaden 

enligt avsnitt 4.2.8. Löpande kostnader som skiljer en bergvärmeanläggning från andra 

uppvärmningalternativ bedöms inte förekomma för värmepumpar med en köldmediefyllning 

som understiger 3 kg, se avsnitt 4.2.4. 

Kostnader för felavhjälpande underhåll kan i viss mån då det gäller akut underhåll 

motsvaras av kostnader för att undvika kostnader för felavhjälpande underhåll, d v s 

kostnader för garantier och försäkringar. Kostnaden för garantier inkluderas normalt i 

investeringskostnaden och innebär att fastighetsägaren under normala förutsättningar 

inte ska ha några kostnader för akut underhåll under anläggningens garantitid. Detta 

under förutsättning att de skador som inträffar omfattas av installatörens garantiåtagande. 

Försäkringar för byggnader och fastigheter innefattar normalt en maskinskadeförsäkring 

som ska täcka skador på installerad maskinell utrustning. För värmepumpar 

i småhus har fastighetsägaren möjlighet att teckna en separat försäkring som täcker 

självrisk och nedskrivning av utrustningens värde till följd av dess ålder. Denna 

försäkring ingår i de flesta fall i installatörens pris (är ”gratis”) och gäller i sex år med 

möjlighet till förlängning i ytterligare fyra år. Förlängningen kostar ca 3000 kronor för 

de fyra åren tillsammans. Kostnader för direkt avhjälpande av akuta problem i 

anläggningen kan därför undvikas under de första tio driftsåren för en bergvärmeanläggning 

för småhus som omfattas av hemförsäkring. Förhållandena är annorlunda 

för en fastighet i den storleksordning som Nils Holgersson-huset. Försäkringar för 

hyresfastigheter och lokaler baseras i normalfallet på en riskvärdering där 

│ 39


40 │ 

fastighetsägaren har möjlighet att väga premiens storlek mot självrisken och byte av 

uppvärmningssystem påverkar inte försäkringskostnaden. 

Undersökningen av de kostnadspåverkande posterna då det gäller drifts- och 

underhållskostnader för värmepumpanläggningar tyder på att den ofta generellt 

tillämpade schablonkostnaden på en procent av anläggningskostnaden förefaller vara 

rimlig. 

6.3. Bränslepellets 

Vid jämförelse med andra uppvärmningsalternativ som olja, el och fjärrvärme är det 

otvetydigt så att en pelletsanläggning ställer större krav på insatser för att hålla 

anläggningen igång och att bekvämlighetsaspekten har gjort att bränslepellets, trots att 

bränslet funnits tillgängligt under en längre tid, inte har fått större utbredning än det 

har. Det understryks av att de första fastighetsägare som började använda pellets var 

de som tidigare använde ved för uppvärmning. Strängare miljökrav och en föråldrad 

vedeldningsteknik gjorde att många vedeldare på ett tidigt stadium gick över till 

pelletseldning. De senare årens ökade el- och oljepriser som lett till att priset överstiger 

vad fastighetsägare är beredda att betala för uppvärmning har gjort att även 

dessa grupper har börjat intressera sig för pellets. Det kan antas att dessa har betydligt 

högre krav på att tekniken skall fungera underhållsfritt och att den skall ge möjlighet 

till samma bekvämlighet som olja och el. 

Daglig tillsyn och skötsel av pelletspannor och dess kringutrustning är mycket 

beroende av i vilken mån nyttjaren själv gör dessa insatser eller om de köps in externt 

och hur nyttjaren värderar sin egen arbetsinsats. Av pelletsbranschens anvisningar och 

rekommendationer 58 framgår att en uppvärmningsanläggning som betjänar mer än ett 

hushåll ska vara utrustad med larm för funktionsstörningar och att tillsyn av anläggningen 

bör ske minst en gång per vecka. Det anges även att pannan bör ”ekonomisotas” 

vid ett par tillfällen per månad för att bibehålla en god verkningsgrad. För dessa 

regelbundna tillsynsinsatser bör ett par timmar i månaden avsättas. 

Askhalten i pellets uppgår, enligt standard, till 0,7 % av torrsubstansen och man får 

räkna med att askmängden från en pelletsanläggning i Nils Holgersson-fastigheten 

uppgår till ca 400 kg/år, då det även alltid förekommer en viss mängd oförbränt i 

askan. Pannan måste regelbundet tömmas på aska och askan hamnar i normalfallet på 

avfallsdeponi till en deponeringskostnad som uppgår till 1000 – 1500 kr/ton. Manuell 

askhantering från en panna i aktuell storlek uppges ta ca en timme per månad i 

anspråk. 59 

Övrig regelbunden skötsel bestående av bl a kontroll av säkerhetssystem, rengöring av 

brännare, rengöring i samband med sotning m m bedöms ta ytterligare ett antal timmar 

per år i anspråk och bör till vis del göras av fackman. Dessa delar är inbyggda i de 

allra modernaste pannorna. 

Övrigt underhåll som bör göras av fackman årligen är t ex översyn av all mekanisk 

utrustning och pannans säkerhetsutrustning samt justering av automatik. 

Kraven på rapportering till myndigheter beträffande utförande och underhåll av 

förbränningsanläggningar bl a för pellets ändrades i viss mån vad gäller sotning och 

rengöring genom lagen (2003:778) och förordningen (2003:789) om skydd mot 

olyckor. Enligt de allmänna råd till förordningen som upprättats av Räddningsverket 60 

58 Pelletspärmen (2002) 

59 ÄFAB (2006) 

60 Räddningsverket (2004)


bör ägare eller nyttjare anmäla förändringar som kan innebära ändrad sotningsfrist. 

Som exempel nämns byte av bränsleslag. 

Som vägledning till kommunerna beträffande sotningsfrister för pelletsanläggningar 

anges att sotning bör genomföras 1 – 2 gånger per år 61 . 

Kostnaden för sotning varierar mellan olika kommuner och det är inte heller, enligt 

lagen, en kommunal angelägenhet att utföra själva sotningen. Exempel på kostnad för 

sotning i småhus med pelletsvärme i ett antal kommuner är en kostnad på 300 – 500 

kronor per sotningstillfälle. För Nils Holgersson-fastigheten anges en sotningskostnad 

på ca 2600 kr/år för uppvärmning med olja i avgiftsutredningen 2005 medan uppgiften 

inte kommenteras i avgiftsrapporten 2006. Rekommendationen för oljeeldning enligt 

Räddningsverkets allmänna råd är en sotningsfrist på ett år vilket torde betyda att 

kostnaden för sotning av en pelletseldad anläggning uppgår till ca 2600 kr/år i de delar 

av landet som har en årsmedeltemperatur som är +5 o C och däröver och till drygt 5000 

kr/år i övriga delar av landet. Kostnaden för sotning bedöms därför vara en betydande 

kostnadspåverkande post. 

Kostnader för jourberedskap och säkerställning av värmeleveransen i en 

pelletseldad anläggning förefaller inte ingå i några kalkyler. Det är generellt sett inte 

troligt att det finns någon reell jourberedskap för att det ska inträffa störningar i 

värmetillförseln. Störningar indikeras via larm och hyresgästerna klagar om värmen 

inte räcker till. Tiden för att åtgärda en störning kan vara betydande och ge upphov till 

klagomål då det inte alltid finns någon alternativ värmekälla tillgänglig, men det 

förefaller inte motiverat att räkna med kostnader för att säkerställa värmeleveransen 

vid driftsstörningar eller haverier i den pelletseldade anläggningen i en jämförande 

kalkyl. 

Kostnader för planerat underhåll, det vill säga kostnader för att reinvestera i 

utrusning innan den havererar, i en pelletseldad anläggning förekommer bl a för utbyte 

av dammfilter i förråd och transportörer samt slitdelar i transportörer och munstycken. 

Det är svårt att få en klar bild över kostnaden för dessa insatser som beror både av 

utrustningens kvalitet och av dimensioneringen av utrustningen. Kostnaden för 

exempelvis byte av dammfilter i ett externt bränsleförråd anges exempelvis av en 

leverantör till 5000 kronor men att intervallen mellan byten är mycket beroende på de 

lokala förhållandena. 

Kostnader för felavhjälpande underhåll motsvaras på samma sätt som för bergvärme 

av kostnader för att undvika kostnaden, d v s kostnader för garantier och försäkringar. 

Försäkringen erbjuds av föreningen PellSam (Pelletsintressenters Samorganisation) 

och gäller enbart för ett antal angivna fabrikat och typer av pelletsbrännare, 

pelletspannor och pelletskaminer. Försäkringen kan inte förlängas på samma sätt som 

är fallet för bergvärmepumpar. 

Sammanfattningsvis kan det konstateras att det för biobränsleanläggningar 

förekommer årligen återkommande kostnader för kvittblivning av aska, sotning och 

planerat underhåll som tillsammans ligger i storleksordningen minst 4000 kr/år. 

Härutöver tillkommer kostnader för daglig tillsyn och skötsel som på samma sätt som 

för värmepumpar är beroende av om arbetet utförs som en externt upphandlad tjänst 

eller av fastighetsägaren själv. Det kan emellertid konstateras att redan de identifierade 

årligen återkommande kostnaderna för askhantering, sotning och planerat underhåll 

ligger i en nivå som överstiger den generella schablonnivån på 2 % av anläggningskostnaden 

som bland annat används i Energimyndighetens sammanställning 

61 En gång per år om årsmedeltemperaturen är ca +5 o C eller högre 

│ 41


42 │ 

Uppvärmning i Sverige 2006. Undersökningen visar att drifts- och underhållskostnaden 

snarare ligger på 3 – 4 % av anläggningskostnaden för pelletsanläggningar. 

6.4. Naturgas 

Besiktning av naturgasinstallationer ska genomföras vart tredje år. 62 Ledningsägarna 

erbjuder serviceavtal där den återkommande lagstadgade besiktningen och andra 

erforderliga kontroller, jourtjänst etc ingår till en fast årlig kostnad. Omfattningen av 

den service som erbjuds inom avtalets ram varierar mellan olika ledningsägare. 

Kostnader för reparationer, jourutryckningar och felavhjälpning ingår normalt inte i 

serviceavtalet. Kostnaden för ett serviceavtal för den aktuella fastigheten uppgår till 

1500 kr/år vilket utgör knappt 1 % av den beräknade medelinvesteringskostnaden 

enligt avsnitt 4.5. 63 

62 EGN 01 (2001) 

63 E.ON Gas, Öresundskraft


7. Avskrivningstid och finansiering 

Det är inte alltid helt klart vad som avses med avskrivningstid och ekonomisk 

respektive teknisk livslängd när kalkyler för utbyte av uppvärmningssystem upprättas. 

Det enda som är säkert är att den ekonomiska livslängden inte kan överstiga den 

tekniska livslängden. Av den anledningen är det därför viktigt att försöka fastställa en 

trovärdig teknisk livslängd som kan tjäna som utgångspunkt för antaganden om den 

ekonomiska livslängden. 

Avskrivningstiden för investeringen ska motsvara den ekonomiska livslängden för 

respektive uppvärmningsalternativ. Den ekonomiska livslängden definieras som den 

tid som investeringen medverkar till att generera inkomster för ägaren som det mest 

fördelaktiga alternativet. Investeringen ska periodiseras genom avskrivningar i regel 

över hela den ekonomiska livslängden. Investeringens ekonomiska livslängd är i 

allmänhet kortare än den tekniska livslängden, d v s anläggningen kan i normalfallet 

fungera längre än den är det ekonomiskt mest fördelaktiga alternativet, exempelvis till 

följd av teknisk utveckling på marknaden, ökade drifts- och underhållskostnader etc. 

Ytterligare ett skäl till att den ekonomiska livslängden ofta är kortare än den tekniska 

är att man måste ta hänsyn till risken i investeringen. Det finns alltid risker med 

investeringar, en är att investeringen blir omodern, en annan är att anläggningen helt 

enkelt går sönder i förtid. Alla dessa risker måste hanteras och resulterar ofta i att man 

som investerare vill ha tillbaka pengarna fortare än vad anläggningen är tänkt att hålla. 

Det framstår som klart att den tekniska livslängden inte är den samma för uppvärmningsalternativen. 

Det som påverkar den tekniska livslängden kan bland annat vara 

benägenhet för slitage, installationsförhållanden, kvalitet på utförandet vid installationen 

etc. Det kan därför även finnas skillnader i teknisk livslängd för samma typ av 

utrustning men av olika fabrikat och beroende på hur installationen har utförts. 

Avskrivningstidens längd bör således väljas så att det motsvarar den bedömda ekonomiska 

livslängden. Avskrivningstiden påverkar kalkylen för den jämförande lönsamhetsberäkningen, 

som avgör vilket uppvärmningsalternativ som är det fördelaktigaste, 

genom att en för kort avskrivningstid kommer att innebära att alternativet 

kommer att framstå som ofördelaktigt medan en för lång avskrivningstid tenderar att 

medverka till att kalkylen blir en ”glädjekalkyl”. 

7.1. Livslängd och avskrivningstid 

7.1.1. Fjärrvärme 

En undersökning 64 inom branschen visade på att det förekommer olika avskrivningstider. 

Skälen till det är främst att fjärrvärmeföretagen har gjort olika riskbedömningar. 

För produktionsanläggningar låg avskrivningstiderna enligt undersökningen på mellan 

fyra år och 27 år där majoriteten låg strax under 18 år i avskrivningstid. 

För distributionsanläggningar låg avskrivningstiderna mellan åtta och 30 år där 

majoriteten hade avskrivningstider på ca 27 år. 

En bedömning utifrån dessa svar är att det finns en större risk i produktionsanläggningar 

än i distributionsanläggningar. 


│ 43


44 │ 

Generellt har branschen under lång tid använt avskrivningstider på 15 år för panncentraler 

och för värmeteknisk utrustning m m medan 25 år har varit ett riktmärke för 

byggnader och ledningar i mark. För fjärrvärmecentralen, som kan anses utgöra ett 

mellanting mellan produktions- och distributionsanläggningar, bedöms den ofta 

tillämpade avskrivningstiden 20 år därför vara rimlig. 

7.1.2. Bergvärme 

En bergvärmeanläggning innehåller delar som kan ha väsentligt olika teknisk 

livslängd. Det framhålls ofta som en fördel för bergvärmesystem i jämförelse med 

andra värmepumpsystem att investeringen i energibrunnar har längre livslängd än 

systemet i övrigt och att brunnarna kan fortsätta att användas för en ny värmepump när 

den första värmepumpen tjänat ut. Livslängden för en energibrunn anges i vissa fall 

till 100 år. 65 Det bedöms emellertid inte vara befogat att räkna med längre avskrivningstid 

för energibrunnar än för byggnader och ledningar för energiändamål som har 

en normalt tillämpad avskrivningstid på 25 år. 

I värmepumpen är det främst kompressorn som förefaller ha den kortaste tekniska 

livslängden. Av Folksams uppföljning av försäkringsskador på värmepumpar 66 

framgår att kompressorn är den största felkällan i de skadefall som uppstår under de 

första tio driftsåren och står för ca en tredjedel av alla försäkringsfall när det gäller 

berg-, mark- och sjövärmepumpar. Detta får ses som en indikation på att en kompressors 

ekonomiska livslängd bör väljas kortare än tio år, åtminstone för mindre 

värmepumpar för småhus. Statistik som belägger om detta gäller även för kompressorer 

i större bergvärmeanläggningar för flerbostadshus saknas. 

Enligt uppgifter från tillverkare av värmepumpar för bergvärmeinstallationer väljs all 

utrustning som ingår i värmepumpen för att uppfylla krav på minst 15 års teknisk 

livslängd. Vissa tillverkare genomför forcerade livslängdstester för att säkra att kraven 

infrias. 67 

Orsaken till de flesta fel som uppträder bedöms främst vara felaktig dimensionering 

och installation. En felaktig dimensionering av värmepumpen kan ge upphov till 

ogynnsamma temperaturer i kollektor och förångare vilket gör att värmepumpen får 

arbeta under driftförhållanden som den inte är dimensionerad för med åtföljande 

driftproblem. 

Den mest rättvisa bilden av den tekniska livslängden för en bergvärmeanläggning 

bedöms vara att räkna olika tekniska livslängder för bergbrunnar respektive värmepump 

och teknisk installation i övrigt. Förslagsvis används en teknisk livslängd på 25 

år för bergbrunnar, ca 45 % av investeringen, och en teknisk livslängd för systemet i 

övrigt på 15 år. Att det finns komponenter som statistiskt sett kan ha en kortare teknisk 

livslängd, t ex kompressorn, bör främst belasta kalkylen som en drifts- och underhållskostnad 

eftersom dessa kostnader i de flesta fall utgörs av en försäkringskostnad upp 

till tio år efter installationen. 

7.1.3. Biobränslepellets 

Liknande resonemang som för bergvärmepumpar är i stort sett tillämpbart för en 

anläggning för eldning med biobränslepellets. Olika delar av systemet har olika 

teknisk livslängd. Exempelvis har själva bränsleförrådet en teknisk livslängd som 

överstiger den tekniska livslängden för panna, transportörer och mekanisk utrustning i 

övrigt. Det bedöms inte vara orimligt att anta att den tekniska livslängden för bränsle- 

65 

Svenska värmepumpsföreningens webbplats (2006c) 

66 

Folksam (2006) 

67 

Nibe (2006)


förråd, som utgör knappt 35 % av investeringen, är så lång som 25 år. För panna och 

mekanisk utrustning i övrigt bedöms den tekniska livslängden till 15 år. 

7.1.4. Naturgas 

Naturgasens regleregenskaper gör att en naturgaseldad panna utsätts normalt för 

mindre materialpåfrestningar än en panna som eldas med fasta eller flytande bränslen. 

Det kan därför vara befogat att räkna med en något längre teknisk livslängd för en 

panna som eldas med enbart naturgas än för pannor som eldas med olja eller pellets. 

En rimlig teknisk livslängd för naturgaseldade pannor bedöms därför vara 20 år. 

7.2. Finansiering 

Pengar kostar i form av ränta. Det som ofta kan förbises är att även egna pengar 

kostar. Det finns alltid ett alternativt sätt att placera pengar även om det är egna 

pengar. Över tiden varierar avkastningen från olika placeringar och därför är det svårt 

att göra prognoser för framtiden. Alla framskrivningar är mer eller mindre kvalificerade 

gissningar. Ett bra riktmärke i ovissheten är statslåneräntan och tron om dess 

utveckling. Det kan ge en vägledning inför en investering. 

Utbyte av uppvärmningsform är en stor investering som kan behöva finansieras via 

lån. Den kalkylränta som bör användas för lönsamhetsberäkning för en investering ska 

per definition motsvara fastighetsägarens förräntningskrav och det antas inte föreligga 

någon skillnad mellan förräntningskraven som beror av vilket uppvärmningsalternativ 

som väljs. Kalkylräntan utgör därför ingen skillnad mellan uppvärmningsalternativen. 

Därför är det mer intressant att se till skillnader som kan finnas mellan låneerbjudanden 

och dylikt för respektive alternativ. Mot den bakgrunden är det uppenbart 

att de ekonomiska parametrarna blir tungt vägande när väl beslutet om investering ska 

tas av kunden. 

Ekonomin tar inte hänsyn till vilken investering som görs bara om investeringen är 

lönsam eller inte utifrån de antaganden som gjorts av investeraren. 

│ 45


46 │ 

8. Slutsatser 

Den genomförda undersökningen gör inte anspråk på att vara heltäckande. Den visar 

dock att kostnadsposternas storlek kan variera inom vida ramar. I figur 8.1 redovisas 

en sammanställning över beräknad sammanlagd årskostnad, bestående av kapitalkostnad, 

energikostnad samt drifts- och underhållskostnader, för de alternativa 

uppvärmningsformerna. 

Årskostnad (kr/år) 

250000 

200000 

150000 

100000 

50000 

0 

Min Medel Max Min Medel Max Min Medel Max Min Medel Max 

Fjärrvärme Bergvärme Pelletspanna Naturgaspanna 

Kapitalkostnad Energikostnad Drift och underhåll 

Figur 8.1 Variationer i beräknad total årskostnad för uppvärmningsalternativen 

Samtliga uppvärmningsalternativ uppvisar en variation som beror av respektive 

anläggnings lokala förutsättningar och marknaden för energibärarna. 

Undersökningen visar att det inte går att avgöra vilket uppvärmningsalternativ som är 

det generellt sett mest fördelaktiga. Det framgår vid jämförelse mellan alternativen att 

den beräknade årskostnaden i princip kan vara lika hög för fjärrvärme, bergvärme och 

pelletspanna men att den är markant högre för naturgas, beroende på en väsentligt 

högre energikostnad. 

Sammanfattningsvis kan konstateras att värmemarknaden är en lokal marknad och att 

val av alternativ bör baseras på en noggrann genomgång av de lokala förutsättningarna 

för respektive uppvärmningsalternativ.


9. Referenser 

Avgiftsgruppen (2006): Fastigheten Nils Holgerssons underbara resa genom Sverige – en 

avgiftsstudie för år 2006, www.nilsholgersson.nu 

E.ON Gas (2006): Personlig kontakt 

EGN 01 (2001): Svenska Gasföreningen, Energigasnorm EGN 01 

Energimyndigheten (2005): Årsmätning på fem bergvärmeanläggningar i Sjuhärad, SP 

http://www.energimyndigheten.se/WEB/STEMFe01e.nsf/V_Media00/C12570D10037720F 

C125701B003F5ECD/$file/Årsmätning%20på%20fem%20bergvärmeanläggningar%20i% 

20Sjuhärad.pdf 

Energimyndigheten (2006): Energimyndigheten, Villavärmepumpar – Energimyndighetens 

sammanställning över värmepumpar för småhus 

Energimyndigheten (2006b): Uppvärmning i Sverige 2006. Energimyndighetens 

redovisning av läget på värmemarknaderna i Sverige 2006 

Folksam (2006): Folksams Värmeguide http://www.folksam.se/varmeguiden/ 

Inregia (2002): Utveckling av riktlinjer och metoder för att väga in energifrågor i den 

fysiska planeringen, Energimyndighetens projektnummer P12662-2, Inregia AB 

Kommissionen mot oljeberoende (2006): På väg mot ett oljefritt Sverige, Kommissionen 

mot oljeberoende, juni 2006 

Konsumentverket (2005): Konsumentverket, Råd & Rön nr 9 2005 

Konsumentverkets webbplats: 

http://www.elpriser.konsumentverket.se/mallar/sv/elprisertopplista.asp?lngArticleID=3129 

&lngCategoryId=1455&ShowAll=1&WhatListToShow=20 

Köldmediekungörelsen, Naturvårdsverket (1992): Statens naturvårdsverks kungörelse med 

föreskrifter om kyl- och värmepumpsanläggningar innehållande CFC, övriga CFC, haloner, 

HCFC och HFC, SNFS 1992:16 

Nibe (2006): Personlig kontakt 

Pelletsindustrins Riksförbund (2006): Pelletsindustrins Riksförbunds webbplats, 

www.pelletsindustrin.org 

Pelletspärmen (2002): JTI – Institutet för jordbruks- och miljöteknik, Pelletspärmen 

Prop 2001/02:143 (2002): Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig 

energiförsörjning (prop 2001/02:143) 

Prop 2005/06:145 (2006): Nationellt program för energieffektivisering och energismart 

byggande (Prop 2005/06:145) 

Räddningsverket (2004): Statens räddningsverks allmänna råd och kommentarer om 

rengöring (sotning), SRVFS 2004:5 

SCB (2005): Energistatistik för småhus 2004, Statistiska centralbyrån, september 2005 

SCB (2006): SCB Priser på elenergi och överföring av el 

http://www.scb.se/templates/Product____6419.asp 

SCB/E.ON (2006): SCB, Priser på naturgas, typkundskategori I1 

http://www.scb.se/templates/tableOrChart____53606.asp samt E.ON Gas 

│ 47


48 │ 

http://www.eon.se/templates/InformationPage.aspx?id=38836 

Sipöcz, Sölling (2006): Sipöcz, N och Sölling, H. Direktverkande elvärmekonvertering, 

projektarbete i Energihushållning, LTH 2006 (statistik från Svenska 

Värmepumpföreningen) 

SIS (2005): Bakgrundsdokument för kriterieutveckling av pellets, SIS Miljömärkning AB, 

remissutgåva 2005-02-08, http://www.svanen.nu/Remiss/87/bakgrund.pdf 

Svebio (2004): Fokus Bioenergi nr 7 2004, Svebio, www.svebio.se 

Svensk Fjärrvärme (2005): Särredovisning enkätundersökning, Nilsson, P och Dahl, P, 

2005 

Svensk Fjärrvärme (2006): Statistikprojekt – En studie i fjärrvärmepriser, EKAN Gruppen 

på uppdrag av Svensk Fjärrvärme, 2006-01-30 

Svenska Fjärrvärmeföreningen (2000): Värmepumpar för större hus - teknik och ekonomi, 

Svenska Fjärrvärmeföreningen 2000:15 

Svenska Värmepumpföreningen webbplats: NORMBRUNN -97 - Kriterier för utförande av 

energibrunn i berg , http://www.svepinfo.se/normbrunn.php 

Svenska Värmepumpföreningens webbplats (2006b): Svenska Värmepumpföreningens 

webbplats, http://www.svepinfo.se/files/Broschyr_varmepump.pdf 

Svenska värmepumpsföreningens webbplats (2006c): www.svepinfo.se 

Värmia Syd (2006): Kalkyler upprättade av Värmia Syd AB 

ÄFAB (2006): Kalkyler upprättade av ÄFAB 

ÄFAB/Konsumentverket (2005): Test av moderna och automatiskt eldade pelletpannor, 

ÄFAB/Konsumentverket, aug 2005 

Öresundskraft (2006): Personlig kontakt

Ladda ner dokumentet - Svensk Fjärrvärme

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?