Syftet med detta arbete var att undersöka om olika utökningar av ett passivt borrhålslager kan påverka dess långsiktiga prestanda ur ett ekonomiskt samt ett tekniskt perspektiv. Målet var att genom överdimensionering av borrhålslagret försöka sänka de långsiktiga driftkostnaderna och därmed minska dess totala livscykelkostnader samt förlänga lagrets tekniska livslängd.  För detta gjordes en fallstudie på ett projekterad borrhålslager belägen i Luleå kommun som projekterades av WSP till Alviksskolans alternativa bergvärmeanläggning. Borrhålslagret som från början består av 16 borrhål vardera med 300 meters djup utökades eller överdimensionerades genom addering av borrhål samt ökning av dess totala djup. Kombinationerna av dessa utökningsalternativ sammanställdes i olika fall som sedan utvärderades ekonomiskt samt tekniskt ur ett långtidsperspektiv. Fem olika fall undersöktes där ett borrhål adderades för varje fall med 16 borrhål som utgångspunkt i det första fallet upp till 20 borrhål i det femte fallet. Dessa kombinerades med tre olika borrhålsdjup på 300,- 350- samt 400 meter. Genom att addera borrhål samt öka dess totala djup kan medeltemperaturen av i borrhålslagret cirkulerande köldbärarvätskan ökas samt dess nedkylningstakt med åren minskas som kan förbättra bergvärmesystemets långsiktiga prestanda. Förbättringen av prestandan medför minskad energikonsumtion och därmed sänkta driftkostnader som under en längre tid kan medföra sänkta livscykelkostnader. För att se hur köldbärarvätskans temperatur i borrhålslagret påverkas hos de utökade fallen simulerades dess temperaturutveckling med hjälp av programvaran EED. Utifrån de simulerade temperaturprofilerna hos de utökade borrhålslagren räknades sedan den teoretiskt maximala COP ut samt dess degraderingstakt med tiden som för varje undersökta fall jämfördes med den ursprungligen projekterade lagrets uträknade maximala COP och dess degraderingstakt. På så sätt räknades en teoretisk procentuell förbättring fram av systemets långsiktiga prestanda hos de överdimensionerade fallen. Av dessa kunde sedan minskandet av energikonsumtionen hos de utökade fallen räknas ut varav dess livscykelkostnader kunde beräknas. Temperaturutvecklingen av köldbärarvätskan som simuleringarna visade hos de undersökta fallen plottades också upp i grafer för att se hur borrhålslagrets tekniska livslängd påverkas av de applicerade utökningarna.  Resultaten visar att det långsiktigt inte är lönsamt att överdimensionera ett borrhålslager utifrån de beräknade livscykelkostnaderna. Hos alla de studerade fallen är livscykelkostnaderna av de överdimensionerade borrhålslagren alltid högre än av den ursprungligen projekterade borrhålslagret vilket resulterar alla dessa i ekonomiska förluster i slutändan. Det beror på de höga extra investeringskostnaderna som olika utökningar av borrhålslagret medför vilket inte kan kompenseras av den minskade energikonsumtionen. Tekniska livslängden förlängs däremot hos alla utökade fall vilket är en teknisk fördel som kan framtidssäkra borrhålslagret. Generellt presterar utökning mot djupet bättre än utökning av adderade borrhål både ur ett ekonomiskt och ett tekniskt perspektiv. Då energikonsumtionen minskar hos alla de undersökta utökade fallen blir också borrhålslagret mindre beroende av extern elproduktionen som indirekt kan minska användningen av fossila bränslen. Reducering av fossila bränslen till elproduktion kan därmed mildra koldioxidutsläppet och sakta ner globala uppvärmningen. Slutsatsen som kan alltså dras är att överdimensioneringen av ett borrhålslager i norra Sverige är ekonomiskt inte en fördelaktig investering på grund av de höga investeringskostnaderna som detta medför. Förlängningen av den tekniska livslängden samt minskandet av externa elproduktionen kan däremot vara fördelaktigt i längden.Arbetet begränsas av just den specifika fallstudien som görs på Alviksskolans projekterade bergvärmeanläggning. Den specifika platsen gör att endast unika utformningar kan appliceras på den tillgängliga ytan som tillsammans med platsspecifika klimatet gör att resultaten av denna studie inte kan generaliseras för andra borrhålslager belägna på andra platser. Framtida arbeten inom ämnet skulle därför kunna undersöka överdimensioneringar i andra klimat samt utvärdera långsiktiga effekterna av färre borrhål i kombination med djupare borrningar. / The purpose of this work was to investigate whether different expansions of a geothermal borehole field can affect its long-term performance from an economical as well as a technical perspective. The goal was to try to reduce the long-term operating costs and reduce its total life cycle costs by over-dimensioning the borehole field, as well as extending its technical lifetime. For this, a case study was made on a projected borehole field in Luleå municipality which was designed by WSP for Alviksskolan's alternative ground source heat pump (GSHP) system. The borehole field, which initially consists of 16 boreholes each with a depth of 300 meters, was expanded or over-dimensioned by adding boreholes and increasing their total depth. The combinations of these expansion options were compiled in different cases, which were then evaluated economically and technically from a long-term perspective. Five different cases were investigated where a borehole was added for each case with 16 boreholes as a starting point in the first case up to 20 boreholes in the fifth case. These were combined with three different borehole depths of 300, 350 and 400 meters. By adding boreholes and increasing their total depth, the average temperature of the coolant circulating in the boreholes can be increased and its cool-down rate reduced over time, which can improve the long-term performance of the GSHP system. The improvement in performance leads to reduced energy consumption and thus lower operating costs, which over a longer period can lead to lower life cycle costs. To see how the temperature of the coolant in the boreholes is affected when the cases are extended, its temperature development over time was simulated using the EED software. Based on the simulated temperature profiles of the extended borehole fields, the theoretical maximum COP and its degradation rate over time were then calculated, which for each investigated case were compared with the calculated maximum COP of the originally dimensioned borehole field and its degradation rate. In this way, a theoretical percentage improvement of the system's long-term performance in the oversized cases could be achieved. From these, the reduction in energy consumption of the extended cases could then be calculated, from which its life cycle costs could be acquired. The temperature evolution of the coolant obtained from the simulations of the investigated cases was also plotted in graphs to see how the technical life of the borehole layer is affected by the applied expansions. The results show that in the long term it is not financially profitable to oversize a well-dimensioned borehole field based on the calculated life cycle costs. For all the studied cases, the life cycle costs of the oversized variants are always higher than for the originally dimensioned borehole field, which results all these in financial losses in the long-term. This is due to the high additional investment costs that various expansions of the borehole field entail, which cannot be compensated by the reduced energy consumption. However, the technical lifetime is extended in all the extended cases, which is a technical advantage that can future proof the borehole field. In general, expansion towards depth performs better than expansion of added boreholes from both an economic and a technical perspective. As energy consumption decreases in all the investigated expanded cases, the borehole also becomes less dependent of external electricity production which can indirectly lower the usage of fossil fuels. Reduction of fossil fuels for electricity production can thus mitigate CO2 emissions and slow down global warming. The conclusion that can thus be drawn is that the over-dimensioning of a borehole field in northern Sweden is not economically an advantageous investment due to the high investment costs involved. The extension of the technical lifespan and the reduction of external electricity production can, however, be beneficial in the long run.The work is limited by the specific case study that is done on Alviksskolan's projected GSHP system. The specific location means that only unique designs can be applied to the available land area at the school which together with the site-specific climate means that the results of this study cannot be generalized to other borehole fields in other locations. Thus, future work on the subject could investigate oversizing in other climates as well as evaluate long-term effects of fewer boreholes in combination with deeper drilling.

Increased resource efficiency in an energy system could result in large economic and environmental benefits. Tekniska verken i Linköping AB (Tekniska verken) is responsible for the district heating network in Linköping. Their vision is to create the world’s most resource efficient region. An important step towards this vision is more efficient usage of produced heat, something which could be achieved through integration of a seasonal heat storage in the energy system. The purpose of the Master’s thesis is therefore to explore the economic and technical potential for a seasonal heat storage in Tekniska verken’s energy system. The investigated technology is borehole thermal energy storage using two different kinds of borehole heat exchangers; u-pipe and annular coaxial heat exchanger. To evaluate how Tekniska verken’s energy system changes through integration of a seasonal heat storage a calculation model has been developed in MATLAB. The heat from the seasonal storage needs to be upgraded in order to be used in the ordinary district heating network. Therefore two kinds of heat pumps have been evaluated in the model; absorption heat pumps and compression heat pumps. The main method used for calculations on the heat transfer processes in the storage is the finite difference method. During economic calculations, the economic potential of the investment is expressed solely in relation to the scenario that the storage is not built. Four different combinations of borehole heat exchangers and heat pumps have been simulated over a twenty year period. The simulated storages have a depth of 200-250 meters and a radius of approximately 100 meters which relates to1500 boreholes. The result shows small differences between the two types of heat exchangers. The choice of heat pump has though a crucial importance of the economic result. The systems with absorption heat pumps uses drive heat from existing steam production and can cover a major part of the peak load during winter. Meanwhile the compression heat pumps have a large cost for electricity. This causes a negative net present value according to the result, while the systems with absorption heat pumps have a discounted pay-back time of 12 years. Another positive effect of the systems with absorption heat pumps is the decrease in carbon dioxide emissions from the heat production. The result of the Master thesis shows that both economic advantages and increased resource efficiency can be achieved through integration of a borehole thermal energy storage with absorptions heat pumps.  To further investigate this potential seems therefore beneficial. / Att öka resurseffektiviteten i ett energisystem kan medföra stora ekonomiska och miljömässiga fördelar. Tekniska verken i Linköping AB (Tekniska verken) är ansvariga för Linköpings fjärrvärmeförsörjning. De har som vision att skapa världens mest resurseffektiva region. Ett viktigt steg på vägen för att nå detta är bättre utnyttjande av producerad värme, något som kan uppnås genom integrering av ett säsongsvärmelager i energisystemet. Syftet med detta examensarbete är därmed att utreda vilken ekonomisk och teknisk potential som finns för ett säsongsvärmelager i Tekniska verkens energisystem. Den lagerteknik som undersöks är borrhålslager med två typer av borrhålsvärmeväxlare; u-rör och ringformad koaxial borrhålsvärmeväxlare. För att utvärdera hur Tekniska verkens energisystem förändras vid integrering av ett säsongsvärmelager har en beräkningsmodell byggts upp i MATLAB. Två typer av värmepumpar har utvärderats i modellen; absorptionsvärmepumpar och kompressions­värmepumpar. Anledningen till detta är att den säsongslagrade värmen behöver uppgraderas för att kunna användas i ordinarie fjärrvärmenät. Den huvudsakliga metoden som använts vid beräkning av värmeöverföringsprocesser är finita differensmetoden. Vid ekonomiska beräkningar uttrycks investeringens ekonomiska potential enbart i relation till scenariot att lagret inte byggs. Fyra system med olika kombinationer av borrhålsvärmeväxlare och värmepumpar har simulerats över en tjugoårsperiod. De simulerade lagren har ett djup på 200-250 meter och en radie på cirka 100 meter vilket motsvarar ungefär 1500 borrhål. Resultatet påvisar små skillnader mellan de två typerna av borrhålsvärmeväxlare. Vilken typ av värmepump som används har dock en avgörande betydelse för det ekonomiska resultatet. Systemen med absorptionsvärmepumpar drivs av värme från befintlig ångproduktion och klarar av att täcka en större andel av topplasten vintertid. Samtidigt medför användning av kompressionsvärmepumpar en stor kostnad för drivel. Detta medför ett negativt nettonuvärde enligt examensarbetets resultat, medan systemen med absorptionsvärmepumpar har en diskonterad avbetalningstid på 12 år. Ytterligare en positiv effekt av systemen med absorptionsvärmepump är minskade utsläpp av koldioxid. Utifrån examensarbetets resultat framstår det som att genom integrering av ett borrhålslager med absorptionsvärmepumpar uppnås både ekonomiska vinster och en ökad resurseffektivitet i Tekniska verkens energisystem. Att fortsätta utreda denna potential framstår därmed som fördelaktigt.

In this thesis proposals for different designs of a borehole thermal energy storage (BTES) have been developed for the building DN-huset in Stockholm, Sweden. To build a BTES results in savings in energy costs by approximately 44 %, i.e. 2 million Swedish crowns annually. Furthermore, a BTES would reduce the annual environmental impact with roughly 75-157 tonnes of CO2 equivalents per year, depending on how the electricity consumption’s environmental impact is estimated. The payback period is about 11 years, including the warm-up period that is necessary before commissioning the BTES. The savings in environmental impact and operating costs are a result of energy being reused. During the summer heat is stored in the bedrock beneath the building for retrieval about half a year later in the winter, when there is a heating demand. In addition to developing proposals for different BTES designs the thesis also examines the influence of certain design parameters, conservative choices and operating conditions.

<p>When a combined heat and power plant produces heat and power it often faces a deficit of heat load during the summer or other periods of time. This heat is often unnecessarily cooled away or the power production has to be reduced or shut off. If it is possible to store heat from periods with low heat demand to periods with high heat demand one can get many benefits. Among these benefits are: increased power production, decreased operation with partial load, uniformly distributed load.</p><p>To be able to store heat in situations like this long-term thermal heat storages are needed. In this thesis five different types of stores are presented: rock cavern storage, tank storage, pit water storage, borehole storage and aquifer storage. In this thesis the principles of the different storages is presented and experiences from operation in Sweden, Germany and Denmark are also presented.</p><p>The thesis contains a calculation of costs for the types of thermal heat storages that are suitable for use in a combined heat and power plant. To be able to function in a combined heat and power plant, a long-term thermal heat storage must be able to handle a high charge and discharge output. Storages that can meet these demands use water as store medium.</p><p>The conclusion is:</p><p>Pit storages are interesting if the capacity is below 20 000 m^3.</p><p>For capacities between 20 000 to 50 000 m^3, tank storages are most suitable.</p><p>Rock cavern storages are interesting if the capacity is larger than 100 000 m^3.</p><p>For capacities between 50 000 to 100 000 m^3, either rock cavern storages or connected tank storages are appropriate.</p>

Inom svensk process- och tillverkningsindustri finns det stora mängder spillvärme som sällan kommer till användning. Att hitta olika tekniska lösningar för att effektivt tillvarata denna spillvärme skapar både nytta ur ett hållbart perspektiv samt ur ett ekonomiskt perspektiv för företaget. I denna rapport presenteras en utarbetad beräkningsmodell i Excel. Beräkningsmodellen används för att uppskatta lönsamheten för anläggning av ett högtemperaturlager i berggrunden. Excel-filen ska kunna användas för företag som en första uppskattning om ett borrhålslager är ett alternativ för tillvaratagande av spillvärme. Utformningen av beräkningsmallen utgick från Xylems högtemperaturlager i Emmaboda. Beräkningsmallen testades på Xylems borrhålslager. Resultatet visar att 2166 MWh/år kan tas ut från lagret, vilket stämmer överens till 83 % med Xylems egna beräkningar. Borrhålslagrets verkningsgrad beräknades till 65 % vilket kan jämföras med de 68 % som Xylem kalkylerat med. Nyckelord: Borrhålslager, UTES-system, BTES-system, HT-BTES-system, geoenergi, spillvärme.

When a combined heat and power plant produces heat and power it often faces a deficit of heat load during the summer or other periods of time. This heat is often unnecessarily cooled away or the power production has to be reduced or shut off. If it is possible to store heat from periods with low heat demand to periods with high heat demand one can get many benefits. Among these benefits are: increased power production, decreased operation with partial load, uniformly distributed load. To be able to store heat in situations like this long-term thermal heat storages are needed. In this thesis five different types of stores are presented: rock cavern storage, tank storage, pit water storage, borehole storage and aquifer storage. In this thesis the principles of the different storages is presented and experiences from operation in Sweden, Germany and Denmark are also presented. The thesis contains a calculation of costs for the types of thermal heat storages that are suitable for use in a combined heat and power plant. To be able to function in a combined heat and power plant, a long-term thermal heat storage must be able to handle a high charge and discharge output. Storages that can meet these demands use water as store medium. The conclusion is: Pit storages are interesting if the capacity is below 20 000 m^3. For capacities between 20 000 to 50 000 m^3, tank storages are most suitable. Rock cavern storages are interesting if the capacity is larger than 100 000 m^3. For capacities between 50 000 to 100 000 m^3, either rock cavern storages or connected tank storages are appropriate.

The study compared four different cooling systems and analyzed the competitiveness in those systems regarding electricity consumption, environmental impact and life cycle cost analysis. The assignment was given from the consultant company Ramböll who believed in these systems design as a solution to minimize the energy consumption in cooling systems. The purpose of the study was to facilitate the selection of cooling system by finding a key ratio for profitability in terms of energy consumption. This makes it easier to select one of these systems in project planning. A representative building model was built in the energy simulation program IDA ICE. From these result an energy profile was achieved.   The energy profile was then used in another simulation program called Polysun were detailed system regulations could be made. By programing the controllers to regulate the distribution in an efficient way the energy consumption was minimized and matches the building cooling demand. The simulation was done for one full year and the obtained total energy consumption for each system, it was then used to calculate the operational cost. The life cycle cost analysis is a tool that compare each system costs during its lifetime. A depth analysis was also done regarding the sensitivity of changes in the profitability for the systems, by applying different electrical price and cost of capital.   The study shows that the systems with different borehole storage solutions proves to be effective systems for covering the building cooling demand with a significant lower electricity consumption, compared to the system with a chiller. The different borehole storage systems also contribute to cover some parts of the heat demand, since the stored heat needs to be used in order to make the borehole storage functional. By analyzing the cooling systems in a comparative perspective, the most effective solution is identified from an economic and environmental point of view. The cooling system that only contained a borehole storage was the solution that distinguished the most regarding total electricity consumption and environmental impact. This system resulted in being the most profitable cooling system between the compared systems. The combined system with a borehole storage system and a heat pump solution was also proven to be an effective cooling system, additionally with an advantage of providing parts of the hot water demand in the building.

The thermal response of a borehole field is often described by non‐dimensional response factors called gfunctions.The g‐function was firstly generated as a numerical solution based on SBM (Superposition BoreholeModel). An analytical approach, the FLS (Finite Line Source), is also accepted for generating the g‐function. In thiswork the potential to numerically produce g‐functions is studied for circular borehole fields using the commercialsoftware COMSOL. The numerical method is flexible and allows the generation of g‐functions for any boreholefield geometry. The approach is partially validated by comparing the solution for a square borehole field containing36 boreholes (6x6) with g‐functions generated with the FLS approach and with the program EED (Earth EnergyDesigner). The latter is based on Eskilsons SBM, one of the first documents where the concept of g‐functions wasintroduced. Once the approach is validated, the square COMSOL model is compared with a circular geometryborehole field developed by the same method, consisting of 3 concentric rings having 6, 12, and 18 boreholes.Finally the influence on the circular geometry g‐function is studied when connecting the boreholes in radial zoneswith different thermal loads. / Den termiska responsen för ett borrhålsfält beskrivs ofta med den dimensionslösa responsfunktionen kallad gfunktion.Responsfunktionen togs först fram som en numerisk lösning med SBM (Superposition Borehole Model).En analytisk metod, FLS (Finite Line Source) är också accepterad för framtagandet av g‐funktioner. I det här arbetetundersöks förutsättningarna att numeriskt ta fram g‐funktioner för cirkulära borrhålsfält genom att använda detkommersiella simuleringsprogrammet COMSOL Multiphysics. Den numeriska metoden är flexibel och kananvändas för alla typer av borrhålsgeometrier. Metoden att använda COMSOL valideras delvis genom att jämföraresultatet för ett kvadratiskt borrhålsfält innehållande 36 borrhål (6x6) med lösningar framtagna med FLS och meddimensioneringsprogrammet EED (Earth Energy Designer). Det senare har sin grund i Eskilsons SBM, ett av deförsta arbeten där begreppet g‐funktion introducerades. När metoden att använda COMSOL verifierats, jämförsden kvadratiska borrhålsmodellen med en cirkulär borrhålskonfiguration, upprättad med samma metod,innehållande 3 koncentriska ringar om vardera 6, 12, 18 borrhål. Slutligen undersöks hur den termiska responsenpåverkas då borrhålen i ett cirkulärt borrhålsfält kopplas samman och grupperas i radiella zoner med olika termiskalaster. / SEEC Scandinavian Energy Efficiency Co.

The district heating load is seasonally dependent, with a low load during periods of high ambient temperature. Thermal energy storage (TES) has the potential to shift heating loads from winter to summer, thus reducing cost and environmental impact of District Heat production. In this study, a concept of high temperature borehole thermal energy storage (HT-BTES) together with a pellet heating plant for temperature boost, is presented and evaluated by its technical limitations, its ability to supply heat, its function within the district heating system, as well as its environmental impact and economic viability in Gothenburg, Sweden, a city with access to high quantities of waste heat. The concept has proven potentially environmentally friendly and potentially profitable if its design is balanced to achieve a good enough supply temperature from the HT-BTES. The size of the heat storage, the distance between boreholes and low borehole thermal resistance are key parameters to achieve high temperature. Profitability increases if a location with lower temperature demand, as well as risk of future shortage of supply, can be met. Feasibility also increases if existing pellet heating plant and district heating connection can be used and if lower rate of return on investment can be accepted. Access to HT-BTES in the district heating network enables greater flexibility and availability of production of District Heating, thereby facilitating readjustments to different strategies and policies. However, concerns for the durability of feasible borehole heat exchangers (BHE) exist in high temperature application. / Värmebehovet är starkt säsongsberoende, med låg last under perioder av högre omgivningstemperatur och hög last under perioder av lägre omgivningstemperaturer. I Göteborg finns en stor mängd spillvärme tillgängligt för fjärrvärmeproduktion sommartid när behovet av värme är lågt. Tillgång till säsongsvärmelager möjliggör att fjärrvärmeproduktion flyttas från vinterhalvår till sommarhalvår, vilket kan ge såväl lönsamhet som miljönytta. Borrhålsvärmelager är ett förhållandevis billigt sätt att lagra värme, och innebär att berggrunden värms upp under sommaren genom att varmt vatten flödar i borrhål, för att under vinterhalvåret användas genom att låta kallt vatten flöda i borrhålen och värmas upp. I traditionella borrhålsvärmelager används ofta värmepump för att höja värmelagrets urladdade temperatur, men på grund av höga temperaturkrav för fjärrvärme kan kostnaden för värmepump bli hög. I denna rapport föreslås ett system för att klara av att nå höga temperaturer till en lägre kostnad. Systemet består av ett borrhålsvärmelager anpassat för högre temperaturer (HT-BTES) samt pelletspannor för att spetsa lagrets utgående fluid för att nå hög temperatur. Syftet med rapporten är att undersöka potentialen för detta HT-BTES-system med avseende på dess tekniska begränsningar, förmåga till fjärrvärmeleverans, konsekvenser för fjärrvärmesystemet, samt lönsamhet och miljöpåverkan. För att garantera att inlagringen av värme inte är så stor att priset för inlagrad värme ökar väsentligt, utgår inlagringen från hur mycket värme som kyls bort i fjärrvärmenätet sommartid. I verkligheten finns betydligt mer värme tillgänglig till låg kostnad. När HT-BTES-systemet producerar fjärrvärme, ersätts fjärrvärmeproduktion från andra produktionsenheter, förutsatt att HT-BTES-systemets rörliga kostnader är lägre. I Göteborg ersätts främst naturgas från kraftvärme, men också en del flis. Kostnadsbesparingen beror på differensen för total fjärrvärmeproduktionskostnad med och utan HT-BTES-systemet. Undersökningen visar att besparingen är större om HT-BTES-systemet placeras i ett område där det är möjligt att mata ut fjärrvärme med lägre temperatur. Om urladdning från HT-BTES kan ske med hög temperatur ökar också besparingen. Detta sker om lagrets volym ökar, om avståndet mellan borrhål minskar eller om värmeöverföringen mellan det flödande vattnet i borrhålen och berggrunden ökar. Dessa egenskaper för lagret leder också till minskade koldioxidutsläpp. Storleken på besparingen beror dock i hög grad på hur bränslepriser utvecklas i framtiden. Strategiska fördelar med HT-BTES-systemet inkluderar; minskad miljöpåverkan, robust system med lång teknisk livslängd (för delar av HT-BTES-systemet), samt att inlagring av värme kan ske från många olika produktionsenheter. Dessutom kan positiva bieffekter identifieras. Undersökningen visar att HT-BTES-systemet har god potential att ge lönsamhet och minskad miljöpåverkan, och att anläggning och drift av lagret kan ske utan omfattande lokal miljöpåverkan. Det har också visats att de geologiska förutsättningarna för HT-BTES är goda på många platser i Göteborg, även om lokala förhållanden kan skilja sig åt. För att nå lönsamhet för HT-BTES-systemet krävs en avvägning på utformning av lagret för att nå hög urladdad temperatur utan att investeringskostnaden blir för stor. Undersökningen visar att om anslutning av HT-BTES-systemet kan ske mot befintlig anslutningspunkt eller till befintlig värmepanna kan investeringskostnaden minska och därmed lönsamheten öka. Placering av HT-BTES-systemet i områden med risk för överföringsbegränsningar kan också minska behovet av att förstärka fjärrvärmenätet, och således bidra till att minska de kostnader som förstärkning av nätet innebär. Betydelsefulla parametrar för att nå lönsamhet för HT-BTES-system inkluderar dessutom kostnaden för inlagrad värme liksom vilket vinstkrav som kan accepteras. Tillgång till HT-BTES möjliggör ökad nyttjandegrad och flexibilitet för fjärrvärmeproduktionsenheter, och därmed ökad anpassningsmöjlighet till förändrade förutsättningar på värmemarknaden. Dock återstår att visa att komponenter som klarar de höga temperaturkraven kan tillverkas till acceptabel kostnad.