1

TOPLOTNE ČRPALKE

NIZKOTEMPERATURNA GEOTERMALNA

ENERGIJA IN TOPLOTNE ČRPALKE V

OKOLJU DALJINSKEGA OGREVANJA IN

PLITKIH GEOTERMALNIH VIROV.

2

Zapisal: Darko Fius

1. UV O D

Nove tehnologije nam omogočajo proizvodnjo, prenos in hrambo toplote/hladu in električne energije, kjer

ni omembe vredne obrabe opreme, energent pa stane danes in bo tudi jutri stal nič. Večjega vzdrževanja

ni, rezultat pa je ekonomija, kjer je energija čista, cenena in učinkovita v smislu nizkega obremenjevanja

okolja.

Alternativne ideje o programih učinkovite rabe energije in obnovljivih virih energije vrednih uvajanja v

Slovensko gospodarstvo se porajajo vsak dan; to so študije o ekonomskih vidikih proizvodnje, okoljevarstva,

stroškov logistike ipd., vse pa obravnavajo:

• potencial donosa,

• prihranke na relaciji do potrošnika (družbe),

• zmanjšanje zunanjih (eksternih) stroškov.

Uspešna razvojna politika družbe zahteva, da so investicijske odločitve utemeljene na dejstvih, na podlagi

priznanih in preverjenih metod, ki se merijo na monetarni osnovi za vse stroške in dobrobit projektov,

dolgoročno z namenom, da zadovoljimo potrebe sedanje generacije in ne ogrozimo vsaj enakovrednega

zadovoljevanja prihodnjim generacijam. Trajnostni razvoj pojmuje okoljsko, ekonomsko in družbeno

aktivnost kot blaginjo, ki jo bomo zapustili zanamcem v obliki neoporečnega okolja in cvetoče ekonomije.

EN E RGE TS K A UČ IN K O VITO S T , S AMOZ AD OS TN OS T IN S AMOOS K RB A

Projekti energetske učinkovitosti, samozadostnosti ali samooskrbe so okvirjeni v gibljivem, evolucijskem

okolju, kjer vpliv na ekonomijo ni točno določen, prav tako ni enakomerno razporejen v prostoru. Okoljske

študije, ki obravnavajo vprašanja energetike se pogosto osredotočijo na specifične regije, kjer metode

vrednotenja ne zajamejo celotnega multidisciplinarno povezanega vprašanja, na primer, dinamične,

celovite geoprostorske analize v daljšem časovnem intervalu. V tem kontekstu se skoraj vedno navaja

uporaba orodij informacijske tehnologije za analizo tveganj, npr. v prostorsko-časovni analizi, v zgodnjem

opozarjanju in napovedovanju tveganja dobav energentov iz uvoza, izmenjavi podatkov ipd., vendar ta

orodja vse prepogosto poudarjajo specifična vprašanja in grobo zanemarjajo številna druga.

Vrzel, ki pogosto nastane v razumevanju prostorsko-časovnih dejavnikov postane akutna ob vrednotenju

energetsko povezanih odločitev, kot je na primer pomanjkanje ali višek specifičnih virov v različnih regijah.

V kontekstu, ko načrtujemo izboljšanje energetske učinkovitosti, vzdržnosti, dolgoživosti (dolgoživost in

ohranitev funkcionalnosti trajne dobrine), samozadostnosti in samooskrbe se pri reševanju in

implementaciji teh zahtev neobhodno dvigne kompleksnost družbe, za vzdrževanje kompleksnosti pa se

rabijo sredstva (energija). Kaj hitro se zgodi, da družba porabi za vzdrževanje kompleksnosti več energije,

kot pa je s tem pridobi.

Poudariti je potrebno, da se investicija v sodoben sistem gretja/hlajenja računa kot marginalna, tj. razlika

med alternativo, ki bi jo investitor v vsakem primeru moral vgraditi v stavbo, objekt ali industrijski proces,

in novim visoko učinkovitim in okoljsko neoporečnim sistemom. Z upoštevanjem vseh stroškov bo razlika

skoraj vedno majhna (marginalna).

3

In kaj bomo dolgoročno dosegli v Sloveniji z investicijami v obnovljive vire ter učinkovito rabo energije?

Ciljna sinergija med obnovljivimi viri energije in energetsko učinkovitostjo, zmanjša eksterne stroške in

ustvari dobrobiti čistega, neoporečnega okolja na področju zdravja - približno 290 milijonov evro/letno in

prehod na OVE zmanjša stroške emisij CO2 ekvivalent za približno 590 milijonov evro/letno (izračuni po

podatkih IRENA, International Renewable Energy Agency, 2015).

Ni potreben samo pogled z več zornih kotov na argumente in kritična evaluacija dosedanje prakse ter

spoznanje, da obstaja sinergija med tehnološko visoko učinkovitimi sistemi gretja/hlajena in rabo

obnovljivih virov energije. Od nas se pričakuje znatno več - ustvarili bi naj blaginjo tudi zanamcem; da to

uresničimo, pa moramo biti dobri gospodarji že danes.

PRIČ AK OVAN J A D RU ŽB E IN US ME RITE V V VZD RŽ N O G O S P OD ARJ E N J E

Višja raba toplotne energije iz okolice znižuje stroške, oziroma ustvarja prihranke in pripomore k večji

blaginji vseh nas. Resnično ironično je, da uvažamo energente katerekoli že, domače vire pa predhodno ne

izkoristimo tako kot bi jih lahko.

V ekonomskih izzivih energetskega koncepta, je z analizo širokega nabora kazalnikov potrebno osvetliti

dejavnike, ki najpomembneje vplivajo na dolgoročni razvoj Slovenije in na tej podlagi nato določiti glavne

izzive ekonomske politike. Specifična analiza na področju porabe virov energije do leta 2040 predvideva 30

% večje povpraševanje kljub dejstvu, da bo energetska intenziteta predvidoma nižja za polovico in več.

Podatek velja tudi za gospodinjstva oziroma za stavbe na splošno. Med ključna strukturna neskladja sodijo:

• nizka produktivnost nekaterih sistemov gretja/hlajenja, na primer električni grelniki sanitarne tople

vode in gretje bivalnih prostorov na elektriko,

• neprilagojenost demografskim spremembam,

• za gospodinjstva v marsičem še vedno neugodni pogoji financiranja projektov učinkovite rabe

energije (draga kompleksnost procesov pridobivanja finančnih sredstev za namene učinkovite rabe

energije (URE) in obnovljivih virov energije (OVE),

• vztrajno ohranjanje visoke ravni odliva sredstev za nabavo energentov iz uvoza, visoka energetska

odvisnost in trajno zelo nizka raba toplotne energije iz okolice.

Da je elektrika iz OVE cenejša od katerekoli druge fosilne oblike proizvodnje elektrike je dejstvo, enako velja

za koriščenje toplote/hladu iz okolice. Iz metodologije o obveznih vsebinah lokalnih energetskih konceptov,

Ur.l. RS, št. 74/2009, 3/2011, ni specifično razvidno, da bodo priredbe, dopolnila ali izboljšave lokalnih

energetski konceptov (LEK) eksplicitno poudarile (predpisale) prioriteto koriščenja lokalnih virov energije.

Slovenija v razvojnih dokumentih venomer poudarja potenciale majhnih proizvajalcev energije, npr.

bolnišnice, kmetije, šole, mikro podjetja, obrtnike ter fizične osebe, katerih glavna dejavnost ni vezana na

proizvodnjo energije (električne ali toplotne), tovrstni viri so znatni, za geotermalne je ocena > 2 TWh letno.

TRE N D RAB E F OS ILN I H E N E RGE N TOV IN OB N OVLJ I V IH V IROV TOP L OTE IN H LAD U

Distribucija naravnega plina je izjemno kapitalsko intenzivna in približno za faktor 2 višja v primerjavi z

električno distribucijo. Za dežele brez lastne proizvodnje plina investicije v distribucijsko omrežje

(infrastrukturo) predstavlja 70 – 80 % vse investicije v verigo do končnega kupca.

Zaradi visokih stroškov distribucije in dajatev v Sloveniji ni za pričakovati, da bo za široko potrošnjo cena

naravnega plina po letu 2017 nižja (plin je v veleprodaji v Sloveniji dražji v primerjavi z Avstrijo (- 20,3%),

Hrvaško ali Madžarsko (- 15,5 %), čeprav je dobavitelj isti. Dandanes beležimo izrazite diference med

4

visokimi maloprodajnimi cenami v Sloveniji in sosednjimi državami, npr. Hrvaška (- 37,6 %), in Madžarska (-

41,4 %). Nestanovitnost (gibljivost cene, angl. gas market volatility) na EU trgu je visoka, npr. od sredine

septembra 2016 do prve polovice januarja 2017, se je cena plina na EEX borzi zvišala za faktor 1,876.

Nepričakovano visoka pa so lahko tudi dnevna nihanja cen - npr. 9.1 %.

SE D AN J A VRE D N OS T K ILOV ATN E U RE P L IN A (3600 KJ)

Izpostavimo vprašanje, koliko bo porabnika stal fosilni energent v naslednjih 30 letih, tj. vrednost dobljena

po metodi vrednotenja dolgoročnih kapitalskih naložb, ki je usklajena in bliže funkcionalni dobi stavb. Ko

zajamemo tveganja, ki so pri fosilnih energentih prisotna, npr. nestanovitnost cen, geopolitične rizike,

tveganja dobav (logistične poti so 4500 - 6000 km dolge, tudi daljše), okoljske dajatve, ipd., dobimo

dolgoročno sedanjo vrednost od 2.900 do 4.920 evro za 2.600 ur letnega obratovanja ter znatno več v SPTE

režimu.

Plin danes stane okvirno 0,0438 evro/kWh (43,8 evro/MWh brez DDV in drugih dajatev, ki se vedno

prenesejo na končnega porabnika). Za primerjavo, povprečna urna cena elektrike na BSP je bila preteklo

leto 0,04141 Evro/kWh, kar gospodarstvenik prevede, da plin lahko le s ceno približno 0,0207 Evro/kWh

(20,7 Evro/MWh) efektivno konkurira na slovenskem trgu. V 30 letih se vrednost porabljenega plina

akumulira, tako, da v primeru SPTE, ko sistem obratuje 8.230 ur letno (ocene za obratovanje pod polno

obremenitvijo za SPTE so od 2.500 do 7.000 ur, IEA navaja 5.520 ur letno), se sedanja vrednost sešteje v

izdatek za energent, od 9.800 do 16.580 eVro (za 1 kW inštalirane kapacitete), izračunano po tržni - CAPM

metodi vrednotenja dolgoročnih kapitalskih naložb. Brez upoštevanja tveganj so projekcije grobo okrnjene,

riziki so neocenjeni (podcenjeni), gospodarski akter pa se izpostavi tveganju nestanovitnega trga, obsega

možnih posledic pa ni treba posebej poudarjati.

Tako kot tržno tveganje za energent, lahko obravnavamo tveganje glede stroškov emisij. Izhodišče je lahko

navedba Ecofys-a za vrednost emisij SPTE na plin v EU okolju, 42 evro/MWh, kateri prištejemo 21 evro

(vrednost tveganj v 10 letnem obdobju) in dobimo pričakovano dolgoročno sedanjo vrednost emisij. Bolj

trdna ocena pa bi kot izhodišče uporabila zgornjo oceno vrednosti emisij za SPTE na plin, približno 89

Evro/MWh, k tej vrednosti se prišteje še 44 evro za vrednost tveganj in dobi se zgornja ocena pričakovanih

izdatkov za emisije. Naj še omenimo, da končni porabnik trpi poleg stroškov energije še obveznosti za

vzdrževanje omrežja, davke in različne prispevke in dajatve, ki vsakoletno nelinearno rastejo (eksponentni,

obrestni račun), učinek eksponentne rasti pa poznamo vsi.

TOP LOTA I Z OK OL IC E K O T VIR E N E RGIJ E Z N AJ VIŠ J IM UČ IN K O M N A ZN IŽAN J E E MIS I J TO P L OGRE D N IH

P L IN OV

Obnova strojne in krmilne opreme gretja ali hlajenja stavb da največji ekonomski učinek glede na vložena

sredstva, saj v primerjavi z vrednostjo celotne zgradbe predstavlja manjši delež, rekonstrukcija pa se lahko

izvede izven kurilne/hladilne sezone v relativno kratkem času. Poudarimo potrebo po predhodnem

energetskem pregledu stavbe (razširjena, celostna analiza rabe energije), ki služi kot izhodišče za vsa

nadaljnja načrtovanja in optimizacijo operativnih, tehničnih in ekonomskih dejavnikov v okvirjih

investicijskih sredstev danes in v prihodnosti (obnove in posodobitve imajo časovno kontinuiteto in se lahko

izvedejo v več fazah). Njihov cilj je zmanjšanje stroškov gretja/hlajenja na dolgoročni bazi.

Modernizacija kotla (kurilni sistem) lahko učinkovitost grelnega sistema dvigne npr. iz sedanjih 50 - 60 % na

86 %, kar pomeni dvig za odstotkov (tehnično uresničljiva ekonomska zgornja meja). V praksi je prihranek

5

manjši saj nastane znan povratni učinek nižjih stroškov – poraba se zviša in končni rezultati so nižji od

pričakovanih.

Pri toplotni črpalki govorimo o povečanju učinkovitosti od 50 - 60 % (klasični kurilni sistemi) na 140 % in več.

Sezonsko grelno število - SPF > 6 je bilo v praksi doseženo v številnih primerih koriščenja odpadne

(procesne) toplote ter na geotermalno bogatejših območjih. Dvig učinkovitosti za 80 do 90 % dosežemo pri

TČ sistemih, oz. za faktor 3,4 in več krat v primerjavi s kurilnimi sistemi, v tem primeru je sezonsko grelno

število SPF 4,1. Na geotermalno ugodnih območjih (plitki geotermalni viri), ki jih je v Sloveniji 3200 km2 je

pričakovan SPF > 6, npr. pri temperaturi plitkega geotermalnega vira 26 °C in nizko temperaturnega ponora,

kot ga rabimo za talno gretje pri 35 °C dobimo grelno število COP 8.1 in SPF > 6 (Ecofys navaja v poročilu EU

komisiji SPF za toplotne črpalke tip voda-voda EU povprečje 5.5).

Primer je npr. lokacija v Ljubljani, jugovzhodno od industrijske cone Ježica (LK-1/89) kjer na globini 100 m

že dobimo temperature 30 °C in 36 °C na globini 200 m. Zvišanje COP za dve števili zniža stroške pogonske

elektrike za faktor 1.49, kar zniža izravnane stroške energije toplote/hladu. Diference so visoke in skoraj

vedno financirajo marginalno razliko v vrednosti investicije za optimalen GTČ sistem, ki se v gospodarstvu

definira v metriki ekonomije kot »skupni stroški lastništva«. Toplotni izmenjevalci so trajna dobrina,

funkcionalna doba je ocenjena na 50 in več let, njihova implementacija pa je ekonomsko učinkovita.

Razmerje sedanje vrednosti investicija - donos je 1 : 6 in več pri večini projektov. Za 10 °C višja temperatura

vira poveča sistemsko učinkovitost toplotne črpalke za 20 %, zniža se raba električne energije ter emisij.

Sistemi geotermalne toplotne črpalke izvedeni z opcijo hlajenja, nudijo ne samo aktivno, temveč tudi

pasivno hlajenje objekta v obdobju hladilne sezone. Ta opcija je stroškovno ugodna in je v ponudbi

uveljavljenih proizvajalcev opreme že standard, takšne preklopne opcije pa so ekonomsko učinkovite.

Beležka:

Za rabo podzemne vode za odvzem toplote ne bi smelo biti pristojbin, tako kot ne obstaja davek na sončno

in vetrno energijo (EGEC, 2007).

DOLOČ AN J E VRE D N OS TI TO P LOTE/H LAD U IN E LE K T RIK E

Določanje vrednosti toplote ali hladu je kontroverzno opravilo. Denimo, da za toploto vzamemo danes

naslednja izhodišča kot zgornjo mejo:

• vrednost toplote pozimi 55 evro/MWh, za obdobje hlajenja vzamemo isto vrednost kot za gretje.

Dolgoročna, izravnana cena toplote/hladu je pričakovano višja. Če vzamemo za eskalacijo cen

toplote/hladu preteklo desetletno povprečje 4,8 % in socialno obrestno mero 3 %, dobimo:

• izravnano vrednost toplote pozimi 86,3 evro/MWh, za hlajenje vzamemo za poletno obdobje isto

vrednost kot za gretje pozimi,

Mednarodna agencija za energijo - IEA predlaga vrednost 49,11 evro/MWh za OECD države (vrednost

toplote za 2017). Predloženo vrednost IEA lahko prevedemo v dolgoročno oceno za SPTE na plin (za

naslednjih 10 let) in dobimo oceno vrednost toplote 84,81 evro/MWh in za SPTE na lesno biomaso 73,61

evro/MWh.

Če alternativa oz. scenarij, ki ga obravnavamo, ne zadovolji ekonomskih kriterijev, ga zavržemo ali pa

razvrstimo v drugi krog izbora. Podobno postavimo zgornjo mejno vrednost električni energiji.

• Za ciljno vrednost električne energije vzamemo tržno ceno v preteklem letu: povprečna urna cena

elektrike na BSP je bila 41,41 evro/MWh.

6

• Izravnano tržno ceno elektrike ovrednotimo na 71,77 evro/MWh; to vrednost definiramo tudi kot

zgornjo stroškovno mejo v samooskrbi. Za projekt s približno enako izravnano ceno energije

rečemo, da je primerljiv (at par) s trgom.

• Tržno ceno elektrike, OVE + baterije, vzamemo kot 105 evro/MWh, dolgoročno izravnano pa 157

evro/MWh neodvisno od vira.

Iz cenovnih izhodišč, navedenih za toploto/hlad in elektriko, lahko ocenimo vrednost zgornje meje

investicije, npr. s stohastično metodo opcij, ki je v finančnih krogih uveljavljena že desetletja, z razširjeno

metodo neto sedanje vrednosti ali CAPM metodo. Omenjene metode vsebujejo po definiciji vse atribute

okoljevarstva in so brez podpor, subvencij ali kakšnih drugih administrativno induciranih dejavnikov

kompleksnosti, ki vplivajo na ravnotežje trga v različnih oblikah. V praksi vzamemo, da je ciljna vrednost

toplote 1/2 vrednosti električne energije (pravilo dobrega gospodarja).

E K ON OMS K A UČ IN K OV ITO S T IN S TROŠ K I E N E R GE N TA

Ekonomsko učinkovitost grelnih (hladilnih) sistemov lahko predstavimo s primerjavo dveh scenarijev,

recimo kot investicijo v javnem sektorju, kjer se odloča med investicijo v kurilni sistem zadnje generacije na

plin in sistemom na geotermalno toplotno črpalko, prav tako najvišjega razreda (sistem z visoko

učinkovitostjo oz. z visokim sezonskim grelnim številom in z opcijo pasivnega/aktivnega hlajenja).

Predpostavimo tudi, da investicijo v primerjalni analizi ovrednotimo kot marginalno (vsakdanja praksa

analitikov), tj. vzamemo le razliko med sistemom A in B, ki bi ga investitor v vsakem primeru moral imeti oz.

vgraditi. Da v primerjalni analizi ne bo večje pristranskosti, ločimo analizo v tri ločene stroškovne postavke:

v opremo in inštalacijo, obratovanje in vzdrževanje ter strošek energenta, tj. elektrike in plina. Postavimo

tudi pogoj, da se vsi stroški obravnavajo od rojstva do groba z upoštevanjem tržnih tveganj (eskalacije in

nihanja).

Primerjalna analiza, ki bi vse postavke, gledano iz ekonomskega aspekta, detajlno predstavila, nima mesta

v tem spisu saj bi morali obravnavati še kombinacijo prezračevanja in rekuperacije, toplozračno ogrevanje,

zvočno obremenjevanje, proizvodnjo okoljsko čiste elektrike, itd., lahko pa predstavimo pogled na stroške

energenta in stroškovno učinkovitost v skrčenem obsegu, z drugimi besedami, koliko kWh toplote/hladu

predstavlja 1 evro danes, brez da se upošteva nestanovitnost in tveganje trga (scenarij A) in primer z

upoštevanjem tržnih dejavnikov za obdobje naslednjih desetih let (scenarij B); daljša časovna projekcija od

deset let je, kot vemo, spekulativna v najboljšem primeru.

1) Scenarij danes (A): cena električne energije za javni sektor 0,0608 evro/kWh in cena plina 0,0438

evro/kWh brez DDV in učinkovitost kurilnega sistema 0.86 (tehnično uresničljiva), učinkovitost GTČ pa

je zajeta v sezonskem grelnem številu SPF,

2) Scenarij z upoštevanjem tržnih tveganj za obdobje desetih let (B): cena električne energije 0,091

evro/kWh in cena plina 0,08963 evro/kWh.

3) Oba sistema obratujeta enako število dni v letu ob 60 % povprečni utilizaciji, recimo 3.500 ur.

Poudarimo pomembnost zanesljivosti in učinkovitosti vseh preostalih sklopov v sistemu gretja/hlajenja,

npr. pretočnih črpalk, kontrolnega sistema in instrumentov (tipal) in sistema distribucije, ipd., to so

možne izgube, ki so obvladljive v domeni inženiringa in sodobne avtomatike.

V scenariju A dobimo za vsak porabljen evro za električno energijo pri obratovanju TČ približno 99 kWh

toplote (98,68 kWh/evro), za kurilni sistem na plin pa 20 kWh (19,63 kWh/evro), diferenca v učinkovitosti

je 79 kWh/evro.

7

V scenariju B dobimo za vsak porabljen evro za električno energijo pri obratovanju GTČ približno 66 kWh

toplote (65,8 kWh/evro), za kurilni sistem na plin pa 11 kWh (11,16 kWh/evro), diferenca v ekonomski

učinkovitosti je 54,6 kWh za vsak porabljen evro, razmerje pa približno 6:1 v korist visoko učinkovitega

sistema GTČ.

Okvir modela za izračun dohodka na vložene sredstva (energije) eksplicitno poudarja, da je investicija vzeta

kot marginalna kar v izračunih zniža občutljivost za investicijo in poudari stroške vhodne energije (plina,

elektrike, itd.) in faktor eskalacij (trend) cene energentov. Za obstoječe podpore in subvencije se vzame, da

jih več ne bo (administrativni posegi na trgu so za državo dragi). V primerjavi med kurilnimi sistemi na fosilne

energente ob upoštevanju vseh navedenih dejavnikov in sistema s toplotno črpalko je diferenca (izguba oz.

prihranek) izrazita, dolgoročno pa se akumulira eksponentno (obrestni račun). Koncept implicira tehnologije

OVE, ki se glede na metriko kapitalske intenzivnosti vsakoletno izboljšujejo in nimajo omembe vrednih

vhodnih stroškov energenta, energija sonca ali toplota iz okolice stane danes in bo stala tudi jutri nič.

Vrednost cene elektrike v scenariju B smo določili ob obrestni meri za pričakovan donos 6.9 % in

nestanovitnost trga električne energije 10 % letno, za nestanovitnost trga plina na letni ravni pa 59 %. Vir

podatkov: EEX 2016 in Eurostat 2016, metoda pa je Black-Scholes za evropske "call" opcije.

Z referenčno vrednostjo toplote, ki je določena iz proizvodnih parametrov visoko učinkovite SPTE, vrednost

toplote pozimi 0,055 evro/kWh. S pasivnim hlajenjem objekta investitor (lastnik, operater) v hladilnem

obdobju »greje geotermalni vir«, ki ga črpa v obdobju grelne sezone. Tehnično in ekonomsko optimalno

izveden sistem omogoča nadvse ceneno pasivno hlajenje (skoraj brezplačno hlajenje in hranjenje toplote).

Kurilni sistem te opcije seveda nima, zato mora v primeru hlajenja (normativ sodobnega časa) investitor to

funkcijo dodatno inštalirati in plačati. V Sloveniji še nismo vzpostavili e-vsebin glede primernosti specifičnih

lokacij za koriščenje geotermalnih in hidrotermalnih virov toplotne energije. Prav tako še nimamo

vzpostavljene sheme za podporo pri gradnji geotermalnih vrtin in zajetja hidrotermalnih virov energije, ki

predstavljajo družbi – vsem nam, dolgoročno ekonomsko korist ter zdravo okolje vredno življenja.

Omenimo še, da Imamo neizkoriščene potenciale kjer sistemi skoraj vedno dajo (toplotne črpalke)

nadpovprečne ekonomske rezultate, npr. poleg že ustaljene prakse za gretje in hlajenje vklj. daljinsko

ogrevanje s faktorjem razpoložljivosti 0.37, za kopanje in plavanje vklj. balneologija s faktorjem

razpoložljivosti 0.415, gretje rastlinjakov in pokrito gretje tal, ribogojništvo, industrijska procesna toplota z

faktorjem razpoložljivosti 0.54, ostale rabe so aplikacijsko specifično uperjene, povprečen faktor

razpoložljivosti ki se išče pa je > 0.578.

STROŠ E K TOP LOTE N A OS N OVI E N O TE IN Š TA LIRAN E M OČ I

V analizi od rojstva do groba so stroški kurilnih sistemov visoki, tako za opremo, spremno infrastrukturo,

logistiko, energent kot tudi za obnove, vzdrževanje in obratovanje. Rezultat izračuna, tj. sedanja vrednost

anuitet dolgoročnih prihrankov toplotne črpalke v višini 3800 evro/kW anulira trditev, da so geotermalne

izvedbe drage in plinske poceni, osnovni ekonomski izračun te navedbe ne podpira, končni izravnani strošek

toplote - ekonomsko merilo, je v primeru implementacije GTČ nižji.

Sedanja vrednost donosa (prihrankov) za tipični toplotni izmenjevalec voda-voda, podtalnica, zemlja-voda,

ali plitki geotermalni vir kapacitete 12-24 kW je med 650 in 1460 evro/kW, na geotermalno ugodnih

lokacijah pa seveda več.

8

Podoben izračun pokaže, da sistem s toplotno črpalko obratuje, ekonomsko in okoljsko gledano, ceneje kot

mikro in majhne SPTE v okvirjih meril kWh/evro za toploto/hlad, pri tem pa so emisije za okvirno 20 % nižje.

Ilustrativen primer: predpostavimo, da majhna SPTE obratuje s faktorjem kapacitete 0,923, v celoletnem

obratovanju bo 22,9 % časa v režimu ko toplotnega odvzema ni (takrat obratuje z učinkovitostjo za

električno postrojenje, recimo 0,32), za 69,4 % obratovalnega obdobja pa predvidevamo 57,6 % povprečni

odvzem toplote. Operaterji SPTE se soočajo z nihanjem odvzema toplote, sledenje pa stane, izgube v

učinkovitosti so za kombinirani cikel 10 – 11 % in za plinsko turbino 22 – 23 %, vsakršna zaustavitev in

ponovni zagon sistema seveda tudi stane, saj se porabi več goriva, strojna oprema pa doživlja stres in večjo

degradacijo, tj. funkcionalna življenjska doba strojne opreme se vsakič zmanjša. V obdobju odvzema toplote

ima toplovodno omrežje izgube, recimo med 10 - 12 %, stroški distribucije pa so od 10 - 13 % od prodane

toplote. Ker je dohodek od prodaje elektrike tržno pogojen, se preostanek stroškov plus dohodek na vložena

sredstva pripiše toploti in obremeni končnega potrošnika. Ni potrebe, da se spustimo v zahtevne izračune,

lahko že s pregledom izhodišč zaključimo, da prednost SPTE hitro skopni.

EK S TE RN I S TR OŠ K I

Izračun za strošek energenta bo brez upoštevanja vrednosti emisij grobo amputiran (za projekte financirane

iz EU sredstev ni popoln), izhodišče, ki smo ga predstavili je 59,33 evro tona CO2, ekvivalent. Upoštevanje

eksternih stroškov bo diferenco v korist implementacije GTČ dodatno povečalo in odločitev potrdilo kot

»prvo alternativo« v primerjalni analizi tehnološke rešitve gretja in hlajenja ob upoštevanju ekonomskih

kriterijev. Toplotne črpalke niso brez eksternih stroškov, povzete ocene (EU - ECOFYS) za 2016 so:

• 6,74 evro/MWh toplote je vrednost eksternih stroškov za klimatske spremembe,

• 2,06 evro/MWh prašni delci,

• 1,31 evro/MWh toksičnost (vpliv na ljudi),

• 0,19 evro/MWh agrikultura,

• 0,75 evro/MWh ostalo in

• 2,62 evro/MWh izčrpavanje energetskih resursov,

Skupaj je ocena eksternih stroškov ocenjena na 13.68 evro/MWh.

V primerjavi s plinskim kotlom toplotna črpalka ustvari 0.09 kg/kWh CO2 ob učinkovitosti COP 3.7, plinski

kotel pa 0.24 kg/kWh CO2, (kWhth). Višji COP se prevede v nižje emisije, tehnološki napredek na področju

toplotnih črpalk pa vse bolj znižuje CO2.

Ecofys navaja vrednost 95,73 evro za tono CO2, ekvivalent v kontekstu omejitev globalnega segrevanja na <

2 C° (glejte tukaj), kar bi virtualno vse generatorje na fosilne goriva naredilo neekonomične. Vrednotenje

emisij na takšni ravni ima za končnega porabnika velike finančne posledice, prav tako za industrijo, obenem

pa da vedeti, da je vrednost emisij znatno višja, kar so advokati koriščenja fosilnih goriv dolga leta negirali.

Poslovno tveganje za vse, ki proizvajajo električno in toplotno energijo na fosilna goriva se v tem pogledu

strmo zviša. Iz poročila Ministrstva za okolje in prostor o kakovosti zraka v letu 2014, je možno izračunati,

da je strošek emisij 97.51 evro/MWh, kar potrjuje navedbe svetovno priznanih ustanov, ki so vse revidirale

v preteklem letu ocene emisijskih stroškov.

Kako se bodo v bodoče »računale« vrednosti emisij je kontroverzno saj se (dolgoročno) obravnava:

1) socioekonomsko, kjer se vpliv emisij »računa« na osnovi globalne populacije in globalnega

ekonomskega donosa (produkta),

9

2) klimatsko, kjer se emisije prevedejo v zvišanje globalne temperature, IPCC navaja interval 1.5 do

4.5 °C, revija Nature pa 2.2 °C do 3.4°C in centralno vrednost 2.8 °C (spremembe temperature, dvig

morske gladine, zvišanje koncentracije CO2, da ne naštevamo) ,

3) odškodninsko, tj. škode, ki nastanejo zaradi zvišanja globalne temperature (na osnovi denarne

vrednosti posledic in vrednosti, ki ni ovrednotena v denarju), in

4) ekonomsko, tj. povezava finančnih pokazateljev in stroškov obremenjevanja okolja z emisijami -

vpliv na družbo (globalno).

Glej: New Framework for Estimating the Social Cost of Carbon, The National Academies of Sciences,

Engineering, and Medicine, Washington, USA, 2017.

CE N TRALN O UME Š Č AN J E T OP LOTN E Č R P ALK E V E N E RG E TS K I S IS TE M GRE TJ A/H LAJ E N J A

Toplotne črpalke, centralno umeščanje v energetski sistem gretja/hlajenja

10

Beležke:

z 1 % višja učinkovitost se prevede v 2,6 % nižji uvoz plina (pravilo palca, glej »input-output« tabele

SURS-a),

tehnologija toplotne črpalke nima omejene kapacitete glede virov, zrak, zemlja in voda so na razpolago

v neomejenih količinah,

vse odločitve morajo biti na osnovi – v kontekstu okoljskih sprememb.

V primeru, da se dela analiza stroškov in dobrobiti od »spodaj navzgor« omenimo, da je za kurilne sistem

potrebno vključiti še strošek izgradnje dimnika, recimo »Shiedel« dimnik stane, odvisno od velikosti, od

2.300 do 7.600 evro, v povprečju pa 4.520 evro, sedanja vrednost dolgoročnih dimnikarski (okoljskih) uslug

znese približno 3.660 evro, prav tako se upošteva dejstvo, da kurilni sistemi »pregorijo«, odvisno od

kvalitete. Njihova funkcionalna doba je pogosto kratka, 13 - 15 let, prav tako je potrebno predvideti vsakih

15 let obnovo krmilnega sistema. Da se zavarujemo pred nihanjem cen energenta k letnim stroškom

energenta dodamo vrednost opcije, recimo 10 %. Strošek vzdrževanja je pri kurilnih sistemih visok, višji kot

za dimnikarske usluge, vzamemo lahko konzervativno oceno sedanje vrednosti 4.000 evro. Poudarimo, da

v primeru, ko kurilni sistemi ne obratujejo v »kondenzijskem« režimu, takrat je njihova učinkovitost ista kot

pri klasičnih sistemih, ob tem pa stanejo za faktor 1.6 krat več.

SC E N ARIJ N IZK IH D E LE Ž E V F OS ILN IH E N E RGE N T OV V S I S TE MIH G RE TJ A I N H LAJ E N J A

Toplotne črpalke predstavljajo tehnologijo okarakterizirano s fiksnimi stroški proizvodnje toplote/hladu

(zunanji vpliv na strošek proizvodnje toplote ali hladu (elektrika) predstavlja le frakcijo, tj. 1/4 do 1/6

stroška, od 3/4 do 5/6 pa toplotna črpalka pridobi, oz. črpa iz okolice). Prav tako je nestanovitnost stroškov

proizvodnje v primerjavi s fosilnimi energenti nizka, strošek energenta v večji meri ni občutljiv na gibanja

cen fosilnih energentov, korelacija je nič ali blizu nič, zato so stroškovna nihanja nizka v razmerju s skupnimi

stroški. Variabilni stroški, tj. stroški energenta (elektrike) so relativno nizki, stroški so predvsem kapitalski v

obdobju finančnih obvez, po plačilu teh pa toplotne črpalke obratujejo ceneno z nizkimi letnimi stroški za

vzdrževanje in obratovanje, poleg stroškov za elektriko, seveda. Večjih zvišanj stroškov elektrike v

prihodnosti ni za pričakovati, niso pa izključeni pri dobavah iz omrežja. Investitor lahko z realno opcijo

zavaruje izdatke za elektriko relativno ceneno za naslednjih 30 - 40 let, ki ob implementaciji napajanja

toplotne črpalke iz obnovljivih virov energije, recimo sončne elektrarne, postanejo fiksni in 100 % OVE,

razen stroškov vzdrževanja in obratovanja. Tako nizek izdatek za elektriko pri toploti/hladu bo za investitorja

veljal za naslednjih 30 - 40 let, z drugimi besedami, investitor bo imun na tržne eskalacije cen elektrike v

naslednjih desetletjih.

Podobno frakcijo stroškov za elektriko bi investitorji imeli v javnem sektorju, recimo občine, okvirno 0,0608

evro/kWh, kar podelimo s sezonskim grelnim številom, ki ga sodobne toplotne črpalke nudijo, SPF je med 4

in 6. Na geotermalno izdatnejših lokacijah plitkih geotermalnih virov katerih je v Sloveniji več kot 3200 km2,

približno 52 % Slovenske populacije živi na teh geotermalno bogatih lokacijah, v tem primeru lahko

pričakujemo sezonsko grelno število SPF 5,5 – 6+. Za javni sektor brez dodatne investicije v OVE oz. FV

dobimo delež stroška elektrike med 0,015 in 0,01 evro/kWh toplote/hladu (od 66 do 100 kWh/evro), manj

kot je to možno doseči v SPTE alternativi, prav tako pri sistemih daljinskega ogrevanja ni znano, da je tako

nizko vrednost možno danes ali v prihodnosti doseči.

11

PROD UK T IVN OS T TOP LOTN E Č RP ALK E N A OS N OV I KW H/EV R O

Produktivnost toplotne črpalke na osnovi kWh/evro, funkcija SPF - sezonsko grelno število in cene

električne energije.

Sezonsko grelno število - SPF in strošek električne energije za toplotno črpalko manjše (hišne) kapacitete.

Opomba: V zgornji preglednici predstavljamo ocene za geotermalne toplotne črpalke tip voda-voda in

zemlja-voda, za tip zrak-voda, primernejši za priobalno, toplejšo regijo, pa bo začetna investicija nižja,

12

vendar bodo dolgoročni stroški električne energije sorazmerno višji (sedanja vrednost za energijo). V

primeru, da se koristijo ugodni eko investicijski krediti (npr. Eko sklada, ali SID banke) z nizko obrestno mero

in terminom odplačevanja 10 ali več let, v tem primeru in ob pogoju, da je zajetje toplote za sistem voda-

voda ali zemlja-voda tehnično izvedljivo, potem se generično priporočijo geotermalne izvedbe. Seveda ima

potencialni investitor vedno realno opcijo in lahko izvede projekt s toplotno črpalko tip zrak-voda.

Omenimo, da ima projekt toplotne črpalke tip voda-voda ali zemlja-voda odprto realno opcijo za

implementacijo pasivnega hlajenja poleti, recimo 800 ur letno se objekt hladi relativno ceneno, tj. z

minimalnim dodatnim investicijskim stroškom v sodoben, z hladilno opcijo nadgrajen grelni/hladilni sistem.

KRITE RI J E K ON OMIJ E IN AD MIN IS TRA TIVN I P OS E GI N A TRG U T OP LO TE /H LAD U

Z intenzivno in obširno eksploatacijo potencialov, ki nam jih tehnologija in doma razpoložljivi viri nudijo, se

hitrejša in obširnejša integracija toplotnih črpalk na vseh ravneh gospodarstva obrestuje. Ne samo v

ekonomskem pogledu, temveč tudi v okoljskem, tj. pri znižanju emisij toplogrednih plinov in drugih

toksičnih snovi, ki so pri kurjenju prisotne. Finančna tveganja so nizka, dohodek pa je višji (stroški so nižji).

Optimiziran portfelj proizvodnje toplote/hladu z toplotnimi črpalkami je pozitiven v korelaciji (korelacijski

koeficient je visok) z nizkimi proizvodnimi stroški in izpusti toplogrednih plinov, z zdravim okoljem in z

eliminacijo stroškov remediacije nastalih zaradi emisij. Toplotne črpalke okarakterizirane kot OVE

tehnologija nudijo ekonomske rezultate ob nizkih tveganjih, nasprotno, tehnologije na osnovi kurjenja dajo

nizek donos na osnovi kWh/evro in so termodinamično omejene. Sistemska učinkovitost kurilnih sistemov

je < 86 % in je ne moremo ekonomsko upravičeno kaj več izboljšati, izgube so neizbežne in eksergijska

učinkovitost je nizka. Za gretje prostorov na temperaturo 19 - 24 °C ali sanitarne tople vode na 45 -60 °C ne

potrebujemo plamena s temperaturo 1960 °C, ki nastane pri gorenju plina, npr. metana. Kurilni sistemi, še

posebno tisti, ki koristijo fosilni energent iz uvoza, predstavljajo nesprejemljivo finančno tveganje iz vidika

varnosti dobav, variabilnosti tržnih cen, ipd., prav tako so izpostavljeni »okoljskim tveganjem« kjer imajo

stroški remediacije znatno sedanjo vrednost (primer so v času grelne sezone z emisijami preobremenjena

urbana naselja v Sloveniji, katerih strošek, oz. sanacija kurilnih sistemov je ocenjena na 400 mio evro).

TOP LOTN E Č RP A LK E V IN OV ATI VN E M P OS LOVN E M OK O LJ U

V inovativnem okolju sodobne družbe tehnologija toplotnih črpalk zadovolji tri ključne dejavnike:

• kvaliteto življenja,

• nižjo rabo energije in

• varovanje okolja, tj. nizkih ali ničnih emisij v primeru napajanih TČ iz OVE.

Atribute tehnične prirode tehnologija TČ rešuje bolje kot katera koli druga na trgu uveljavljena alternativa.

V inovativno poslovno okolje umeščene OVE tehnologije (mednje se šteje toplotne črpalke), je odprto za

implementacijo realnih opcij, ki so relativno cenene za implementacijo, pogoj je seveda, da se jih vgradi v

poslovni konstrukt že danes, kar pa seveda stane (žanjemo tisto, kar posejemo, brez setve ni žetve). Za

nekatera, z emisijami obremenjena urbana okolja, so analitiki predstavili ocene za dobrobiti manjšega

onesnaževanja na zdravje in emisije toplogrednih plinov na 245 evro/MWh, kar lahko prevedemo v vrednost

za vsa urbana okolja z degradiranim ozračjem (kjerkoli po svetu, tudi Slovenska). Ecofys ocenjuje eksterne

stroške proizvodnje električne energije iz lignita od 76,79 do 158,39 evro/MWh, mediana je 92,4

evro/MWh, kar bi naredilo ob obračunu eksternih stroškov emisij TE na lignit virtualno neekonomično. Tudi

SPTE na plin bi z upoštevanjem stroškov emisij postali dragi, npr. ocena je od 31,2 do 88,8 evro/MWh dražji,

z mediano 42 evro/MWh. Komentarji in beležke glede energetske učinkovitosti:

13

• trajnostno gospodarjenje (tudi v energetiki) predstavlja aktivne dejavnosti reševanja problemov in

ne pasivno konsekvenco manjše porabe, dvigne kompleksnost družbe in je ekonomska funkcija z

dobrobitmi in stroški ter kaj hitro vodi do vse nižjih in nižjih pozitivnih učinkov, za vzdrževanje

kompleksnosti pa se porabi vse več resursov (ne manj), akumulacija negativnih učinkov je (skoraj

vedno) skrita, nepredvidljiva in kumulativna (Dr. Joseph Tainter),

• tehnološki napredek se upošteva pri načrtovanju. Tehnologije, ki imajo potencial za nadaljnja

znižanja stroškov se prednostno izpostavijo, tiste, ki so dosegle tehnološko raven, ki ne obetajo

večjega napredka, pa se obravnavajo v kontekstu, kjer podpor več ne bo, tehnologije bodo

konkurirale na trgu izključno na osnovi ekonomskih kriterijev (relativno tveganje),

• interventni mehanizmi ne smejo povzročati socializacije stroškov, temveč morajo upoštevati

pomemben vidik enakomernega trajnostnega razvoja celotne Slovenije,

• primerjalne analize med sistemi, ki koristijo fosilne energente in OVE, morajo upoštevati tveganost

in nestanovitnost cen fosilnih energentov ter okoljske atribute – dobrobiti in škode, nasprotno

analize ne dajo realne stroškovne ocene saj so fosilni energenti stroškovno znatno podcenjeni,

• znaten je potencial za prihranek energije s toplotnimi črpalkami v industriji, konzervativna ocena:

20 - 30 % rabe toplote v industriji (vir: ECN, R&D on Industrial Heat Pumps, 2014),

• ocena: 3.280 km2 plitkih geotermalnih virov v RS; od skupne površine ozemlja je večina populacija

razporejena na 6.200 km2, preostalo so gozdne in visokogorske površine,

• povprečne temperature plitkih geotermalnih virov, spodnje povprečje intervala je 26 °C, in zgornje

55 °C,

• za 1 K (Kelvin) višja temperatura vira predstavlja 2 % višjo učinkovitost GTČ sistema; nizko

temperaturni sistemi gretja – 40 % nižja raba energije (S. Carnot), npr. talno gretje,

• poudarimo, da predstavlja en % prihrankov (nižji stroški) kar 4 - 5 % višji „končni donos“, tj. vpliv

na profit je znaten,

• v aplikacijah kjer je prisotno gretje in hlajenje istočasno, se pogosto doseže ob istem sistemu TČ

skupno grelno število nad COP 6, tudi COP 7 je možen (realiziran), z drugimi besedami, raba

električne energije je 1/6 – 1/7 vs realizirana toplota/hlad, diferenca (manko) se po potrebi črpa iz

okolice, večji del toplotne energije pa se samo črpa (premešča) iz enega okolja v drugo.

Detajlnih javnih kart plitkih geotermalnih virov še nismo izdali, verjetnost, da bo specifična stavba (lokacija)

na območju s temperaturo višjo, kot je povprečje temperature zemlje na 1 m globoko je visoka, p = 0.505,

z drugimi besedami, v Sloveniji vsaka druga stavba v povprečju stoji na znatnem geotermalnem potencialu

(toplotnem viru). Iz objavljenih strokovnih del mednarodnih sodelovanj strokovnjakov Geološkega zavoda

Slovenije je možno grobo oceniti, da imamo v Sloveniji dva seta temperatur plitkih geotermalnih virov, prvi

s povprečjem približno 26 °C in drugi s povprečjem 55 °C.

Kako lahko gospodarimo z obnovljivimi viri energije se vprašamo, če točno ne vemo kje in kaj imamo, npr.

geotermalni viri, hidrotermalni viri, primernost streh (orientacija in naklon ter nosilnost) za implementacijo

FV sistemov, prav tako še nimamo izdelanih kart za optimalno lociranje mHE ali mVE, ipd. Izpostavimo, da

predstavlja diferenca 1 °C (1 K) nad srednjo vrednostjo temperature zemlje na globini 1 m (približno 10 °C)

povečanje učinkovitosti toplotne črpalke za 2 %, povečanje sistemske učinkovitosti za 1 % lahko prevedemo

v 2,6 % nižjo porabo plina (fosilnih energentov iz uvoza), toliko bo tudi višja ekonomska učinkovitost

investitorju na relaciji: nižji izravnani stroški toplote - višja donosnost; 1 % nižji stroški se prevedejo v 4 - 5

% višji donos in da o trgovinski bilanci, zaposlovanju in pozitivnih prelivih v gospodarstvu, ipd., podrobneje

ne spregovorimo.

14

ZAK LJ UČ E K

Ravnovesje med decentraliziranim modelom gretja (toplotne črpalke, mikro SPTE, adsorbcijske toplotne

črpalke) in centraliziranim (toplovodi, večji generatorji SPTE, toplotne črpalke večjih kapacitet) se primerja

z realnimi opcijami razširjeno analizo stroškov-dobrobiti po principu od rojstva do groba dolgoročno, recimo

za obdobje 25 - 50 let (bliže funkcionalni dobi stavb), zato dandanes v večini primerov izračun ne upraviči

zakoreninjene paradigme, tj. da so toplovodi in centralna proizvodnja v okvirjih deklariranih ekonomsko-

okoljevarstvenih parametrov ugodnejša alternativa. Visoka učinkovitost decentraliziranih sistemov brez

omembe vrednih izgub, eliminacija infrastrukturne komponente (v urbanem okolju investicijsko zahtevna,

prav tako iz vidika vzdrževanja, obratovanja in stroškov distribucije), velik delež obnovljivih virov, relativno

hitra implementacija, nižje obremenitve okolja in večja zanesljivost (robustnost) celotnega sistema ter

kompatibilnost s sistemi zajetja in lokalne hrambe energije "veljavno paradigmo" ne podpira, z drugimi

besedami rečeno, paradigma preteklih let je skoraj vedno ovržena.

Holistični pregled primerov iz prakse znotraj specifičnega konteksta ovrže v preteklost zakoreninjen vzorec,

ki je nastal na osnovi generičnih ocen stroškov ogrevanja/hlajenja brez, da se upoštevajo realne opcije v

analizah sedanje vrednosti, ki upoštevajo med ostalim stohastično prirodo stroškov kapitala in časovne

komponente, stohastično nestanovitnost cen energentov iz uvoza, fleksibilnost in tehnološki napredek.

Elektro omrežje je v investiciji približno dvakrat ceneje kot plinsko ali toplovodno, stroški vzdrževanja in

obratovanja so tudi sorazmerno nižji in je odprt za številne realne opcije optimizacij, tak sistem nam bo

služil v prihodnosti, recimo s sto tisoči FV sistemov vključenih v omrežje, med njimi pa bo večje število imelo

še kapacitete shrambe, ki bodo operaterju Elektro omrežja dani na razpolago v kontrolni funkciji na ozemlju

celotne države.

Realnost sodobnega časa: Tehnologija vsak dan prinaša nove spremembe, razdvojitev med tehnologijo

preteklosti in sodobne alternative je neizbežna, oklepanje na stare tehnologije ne vodi nikamor,

neekonomičnost "starih" sistemov so očitne v primerjavi s sodobno - najboljšo na trgu.

Potrebne so drugačne rešitve in prilagoditev na novo nastalo tehnološko (gospodarsko) okolje. Poglejmo v

prihodnost, da ne bomo čez leto ali dve ugotavljali, kako kratkovidno smo v preteklosti ravnali, prej ko

uvidimo, kaj je in kaj ni vzdržno in se temu primerno odzovemo, manj škode bo nastalo oz. več dobrobiti bo

ustvarjeno. Še enkrat izpostavimo, tehnologija toplotnih črpalk je tista, ki ekonomsko dopolnjuje naša

pričakovanja glede cenenega gretja/hlajenja in okoljevarstva in kar je izredno pomembno, kompatibilnost

z bodočimi energetskimi sistemi.

Ne zanemarimo načela previdnosti, ki je pomemben steber Slovenske, kot tudi EU zakonodaje glede

energetske neodvisnosti in samooskrbe, kar se odraža v pristopu "koristim v prvi vrsti tisto, kar imam

doma", ter upoštevanje drugih dejavnikov za ocenjevanje tveganj pri oblikovanju politike oskrbe z

energenti. Med ostalimi so to za Slovenijo nesprejemljivi geopolitični riziki dobav energentov tujega izvora.

Bodimo dobri gospodarji. Tisti, ki imamo gozd se grejmo na drva, tisti, ki ga nimamo, pa na toplotno črpalko.

15

RE F E RE N C E

• ABB, Inc., Zurich Switzerland, in collaboration with Rocky Mountain Institute, USA, Power

Generation, Energy Efficient Design of Auxilary Systems in Fossil-Fuel Power Plants, ABB Energy

Efficiency Hanbook, 2009.

• Lapanje, Andrej s sodelavci in soavtorji, Program pobude skupnosti INTERREG IIIA AVSTRIJA -

SLOVENIJA 2000 - 2006, skupni prekomejni projekt TRANSTHERMAL, Geotermalni viri severne in

severovzhodne Slovenije.

• Bertani, R. , Strategic research priorities for geothermal technology. European technology platform

on renewable heating and cooling, RHC ETP, EGEC, www.rhc-platform.org.

• Bettgenhauser, Kjell, et all., Ecofys 2013, Heat Pump Implementation Scenarios until 2030.,DG

Energy, Quarterly Report on European Gas Markets, Market Observatory for Energy, Volume 9,

2016.

• Donohoo-Vallett, Paul, with contributing Authors, The Future Arrives for Five Clean Energy

Technologies - 2016 Update, U.S. Department of Energy.

• Ecofys 2016, DG ENER, European Commision, Prices and costs of EU energy, Data for industrial

analysis.,

• Prek, Matjaž, Izračun projektne toplotne moči za ogrevanje, 2013, (SIST EN 12831), Univerza v

Ljubljani, Fakulteta za strojništvo, Laboratorij za ogrevalno, sanitarno in solarno tehniko ter

klimatizacijo.

• Prestor J., Dušan Rajver, Simona Pestotnik, Andrej Lapanje, Nizkotemperaturna geotermalna

energija: neizčrpen vir energije neposredno pred našo hišo, Projekt GEO.POWER v Sloveniji,

Geološki zavod Slovenije, 2012.

• Sanner, B., Geothermal heat pumps - Ground source heat pump. EGEC, Brussels, 2008a.

• Timothy Dierauf, et all, Weather-Corrected Performance Ratio, NREL - National Laboratory of the

U.S. Department of Energy, Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, 2013, www.nrel.gov ,

• Wiltshire, R., Olof Jangsten, Jonathan Williams, Antonio Aguilo-Rullan, Community heating and

combined heat and power, NHBC Foundation, BRE Trust, 2009.

• Witshire, Robin, Williams J., Woods P., A technical guide to district heating, IHS BRE Press, IHS

2014.,

• Zottl, Andreas, Roger Nordman, Marek Miara, Benchmarking method of seasonal performance,

The IEE project SEPEMO-Build 2012 (Seasonal Performance foctor and monitoring for heat pump

systems in the building sector), Inteligent Energy Europe.

• Slovenska zakonodaja; zakoni in predpisi ter uredbe:

https://www.borzen.si/sl/Domov/menu1/Informacije/Zakonodaja-in-predpisi.

• Priročnik za projektiranje gradbenih konstrukcij po Evrokod standardih, IZS 2009.

• Novak, Peter, FTS, Novo mesto, Energotech, Ljubljana, NOV PRISTOP PRI ENERGIJSKI PRENOVI

STAVB Z UPORABO TOPLOTNIH ČRPALK, ZEO 2016.

• Novak, Peter, Heat Pumps and »ZEB«, ASHRAE DL Seminar, BGD, 08.10.2015.

• Novak, Peter, Sustainable energy systems with zero emissions of GHG for cities and countries,

Elsevier, journal Energy and Buildings, 2015.

• Novak, Peter, Sonaravni energetski sistem, Možna osnova za energetski koncept Slovenije,

Ljubljana EKO-energija, 2014.

• Novak, Peter, Energetski koncept Slovenije, Predlog SES za EKS, DZ-Razprava EKS 2015.

16

• Vukelić, Željko, Univerza v Ljubljani, Naravoslovnotehniška fakulteta, Kraljič M.,

http://www.izs.si/fileadmin/dokumenti/dan_izs/2009/Zbornik_DI09_web.pdf.

Lendava – prvo geotermalno mesto v Sloveniji.

• Uradni list Republike Slovenije Št. 67 / 18. 9. 2015 / Stran 7703 , Metode za določanje prihrankov

energije, rabe obnovljivih virov energije in zmanjšanja izpustov CO2; Emisijski faktorji za določanje

zmanjšanja izpustov ogljikovega dioksida; Življenjska doba ukrepov za izboljšanje energetske

učinkovitosti.

• Šijanec Zavrl, Marjana, s sodelavci, Priročnik, Energetska učinkovitost in energetska izkaznica stavb.

• Prestor J., Pestotnik S., Rajver D., Lapanje A., Akcijski načrt za večji razmah geotermalnih toplotnih

črpalk v Sloveniji, Strategija za podporo obsežnejši uporabi nizkotemperaturnih geotermalnih virov

energije v stavbah GEO.POWER, GEO, Evropski sklad za regionalni razvoj v okviru programa

INTERREG IVC 2007 -2013.

• Raziskave geoloških in geotermalnih razmer za oceno potenciala plitve geotermalne energije na

območju Ljubljane, Slovenija Mitja JANŽA, Andrej LAPANJE, Dejan ŠRAM, Dušan RAJVER & Matevž

NOVAK.

• InvestmentBanking, Cost of Energy Comparison, Including Levelized Cost of Energy (LCOE) – 2015

update, http://www.bankinginvestment.net/article/916076191/cost-of-energy-comparison-

including-levelized-cost-of-energy-lcoe-2015-update/.

• http://www.mdpi.com/2071-1050/9/5/797/htm.