It is known that the heating and cooling market constitutes a large part of energy market across Europe and that the domestic and non-domestic buildings have together the largest share of energy demand. The aim of the European climate goals is to reduce the use of fossil fuel based systems and the allowance of energy demand. These have been striving reasons to increase efficiency and reduce GHG emissions on energy systems for buildings. The climate goals and regulations mentioned in this study implicates that European countries strives towards renewable sources in the heating sector, and encouraging heating networks with renewable sources. E.ON has developed a new low temperature district heating and cooling system called EctogridTM, a heat network integrated with heat pumps and cooling machines to supply energy. This thesis will thoroughly describe this heating and cooling system, called EctogridTM, and its constitutive components. The aim of this study is to determine whether the energy markets in Germany and United Kingdom are ready for an introduction of EctogridTM, and exploit existing and upcoming obstacles. To determine this, two research questions are answered through literature review, research and a case analysis. The first research question is evaluating the energy market in Europe with a focus on the heating demand in Germany and United Kingdom where fossil fuels are the dominating fuel. Second research question is comparing EctogridTM with a 4th generation district  heating  network, 4GDHn, in costs to evaluate the competitiveness with existing energy systems on the market. It is concluded that obstacles exist, how big they are for EctogridTM differs from country to country. How developed and flexible the infrastructure is, what energy sources and technologies are commonly used for heating purposes, building insulation, energy prices and regulations are factors that more or less variates from country to country and decides the severity of the feasible imposed obstacles. Germany and United Kingdom mostly uses decentralized gas boilers for the building heating demand, people often reasons them to have cheap running cost due to the energy prices. This study shows that that despite the big difference in energy price between gas and electricity for a household, heat pumps with a minimum COP of 3.5 will have lower running costs  than traditional gas boilers. Since EctogridTM uses heat pumps with a COP between 4-5, in optimal conditions, it is quite competitive in running cost to gas boilers. The obstacle here lies in most buildings being old and insufficient insulated for an EctogridTM system and the investment costs often being more expensive compared to gas boilers. Installing a heat pump or a gas boiler shows that the CO2 emissions per kWh of useful heat (kg CO2/kWh) are 0.31 for a gas boiler and 0.16 for an AHP which means a decrease in emissions of around 50% per useful kWh heat. The case study compared 4GDHn with an EctogridTM solution as an energy system. The case study consisted of 3 buildings with a heating and cooling need in a newly built area in Germany and United Kingdom. The study showed that an EctogridTM solution was more expensive for the customers but more profitable for producers when comparisons were made with regards to the current energy prices and estimations. However, a larger area with a much higher energy demand needs to be considered to see the real competitiveness of EctogridTM and electrified solution. A larger cooling demand will benefit EctogridTM  while reducing the profits of a 4GDHn. The uncertainty of the acquired data, since no pilot project exists yet, makes it hard to draw a certain conclusion whether it is a more competitive energy system than a 4GDHn and other current low carbon heating systems. / Värme- och kylbehovet utgör en stor del av energisektorn i Europa, där kommersiella och icke- kommersiella byggnaderna tillsammans står för den största andelen av energibehovet i energimarknaden. Målet med Europas klimatmål är bland annat att minska användningen av fossila bränslen samt energibehovet. Klimatpåverkan från värme- och kylsystem i byggnadssektorn har varit omfattande och klimatmålen motiverar ägarna av energisystemen att bli mer energi effektiva och minska deras växthusemissioner. Klimatmål och bestämmelser som nämns i denna rapport visar att länderna i Europa strävar efter att främja förnybara källor i värmesektorn, där värmenätverk är ofta nämnd.E.ON har utvecklat ett låg temperaturs nätverk som kallas för EctogridTM, där nätverket är integrerat med värmepumpar och kylmaskiner för att leverera energi. Det här arbetet kommer noggrant att beskriva EctogridTM och dess djupgående komponenter.Syftet med denna studie är att avgöra om energimarknaden i Tyskland och Storbritannien är redo för en implementering av EctogridTM, och upplysa om de existerande samt framtida hindren. För att svara på detta är två nyckelfrågor framtagna och besvarade genom litteraturstudie, forskning och en fallstudie.Första nyckelfrågan utvärderar energimarknaden i Europa med fokus i Tyskland och Storbritanniens värmebehov där användingen av fossila bränslen utgör större delen av marknaden. Andra nyckelfrågan jämför kostnaderna mellan EctogridTM  och 4:e generationens fjärrvärmenätverk, detta för att ta veta hur konkurrenskraftig EctogridTM är gentemot nuvarande och snarliknande energisystem i marknaden. Studien visar att hinder existerar när EctogridTM introduceras till marknaden, hur stora dom är kan variera mellan olika länder. Hur utvecklat och flexibelt infrastrukturen är, vilken energikälla samt teknologi som vanligtvis används för komfortvärmen, byggnadsisolering, energipriser och bestämmelser är faktorer som mer eller mindre varierar mellan länderna och  bestämmer storheten på hindret/n. Tyskland och Storbritannien använder mestadels lokala gaspannor för värmebehovet i byggnader. Ofta associeras gaspannor med låga driftkostnader på grund av energipriserna. Den här studien visar att värmepumpar med en genomsnittlig COP som är minst 3.5 har lägre driftkostnader än traditionella gas pannor, trots den stora skillnaden mellan gas- och elpriset. Då EctogridTM använder värmepumpar som i drift skall ha en genomsnittlig COP på mellan 4-5, vid optimala förhållanden, är detta system konkurrenskraftigt gentemot lokala gaspannor. Hindret här ligger i att de flesta byggnader inte är tillräckligt bra isolerade och kan implementera EctogridTM då systemet opererar i för låga temperaturer, samt att investeringskostnaderna oftast är betydligt dyrare än ett system med gaspanna. Vid installation av en luftvärmepump eller gaspanna visar att CO2 emissionerna per kWh nyttig värme (kg CO2/kWh) är 0.31 för en gaspanna och 0.16 för luftvärmepumpen, vilket leder till en halvering av CO2 utsläpp. Den skapade fallstudien jämför 4:e generationens fjärrvärmenät med en EctogridTM lösning, där systemen ska förse tre nybyggda fastigheters värme- och kylbehov i ett nybyggnationsområde i Tyskland samt Storbritannien. Fallstudien visade att implementerandet av EctogridTM var dyrare för kunden men avkastningen för energibolagen var högre än 4:e generationens fjärrvärmenät, detta baserades på nuvarande energipriser samt prissättningen. Men det är rekommenderat att göra en jämförelse över ett större område med högre energibehov än i denna fallstudie för att få en mer verklig uppfattning. Ökad andel av kylbehov än i denna fallstudie är även något att se över då det ökar avkastningen för EctogridTM och förväntas öka effektiviteten avsevärt för systemet. Något som inte är lika fördelaktigt för 4:e generationens fjärrvärmenät. Det är svårt att ge helt tillförlitliga slutsatser och resultat då ett pilotprojekt på EctogridTM inte existerar ännu, det vill säga den data som har varit grunden för vår analys och resultat är inte bekräftad att vara helt korrekta. Vilket gör att man med säkerhet inte kan säga om EctogridTM är mer eller mindre konkurrenskraftig än 4:e generationens fjärrvärmesystem och andra befintliga lågemitterande värmesystem.

The building sector is a significant contributor to global greenhouse gas emissions, necessitating the development of energy-efficient measures to address environmental concerns. The availability of building energy data sets enables the application of data analysis techniques to assess building energy conditions, providing greater potential for evaluating building energy demands. This research centers on the evaluation of three distinct Campuses in Stockholm, including KTH, Frescati, and Solna buildings. The analysis encompasses two critical dimensions: the first related to energy performance certificates, while the second leverages data from the Akademiska Hus database. The information gathered from the Akademiska Hus database is obtained by using a web application developed at KTH Energy Technology, which was mainly available for internal usage. Examination of energy performance certificates reveals a crucial distinction among buildings concerning their energy utilization, construction year, and activity areas. Buildings categorized with energy performance levels E, F, and G emerge as critical areas demanding urgent evaluations. By inspecting data from the Akademiska Hus database, the study evaluates district heating, district cooling, and electricity variations in relation to outdoor temperature fluctuations during 2022. This analysis uncovers notable anomalies in buildings' energy demands. KTH and Solna buildings present abrupt district cooling and district heating variations, as well as high district cooling values during winter, and high district heating values during summer. While some Frescati and Solna buildings evidence constant district heating and district cooling values as an anomaly, along with high district cooling and district heating values during winter and summer periods, respectively. In conclusion, this study recommends in-depth assessments and the implementation of energyefficient measures for buildings classified with energy performance levels E, F, and G linked to large energy variation anomalies. The aim is to recognize the sources of these anomalies and enhance overall energy performance. Notably, KTH and Solna Campuses are identified as areas warranting immediate attention / Byggsektorn är en betydande bidragsgivare till globala utsläpp av växthusgaser, vilket kräver utveckling av energieffektiva åtgärder för att hantera miljöproblem. Tillgången till byggnadsenergidatauppsättningar möjliggör tillämpning av dataanalystekniker för att bedöma byggnaders energiförhållanden, vilket ger större potential för att utvärdera byggnaders energibehov. Denna forskning fokuserar på utvärdering av tre distinkta Campus i Stockholm, inklusive KTH, Frescati och Solna-byggnaderna. Analysen omfattar två kritiska dimensioner: den första avser energicertifikat, medan den andra utnyttjar data från Akademiska Hus energiplattform. Granskning av energicertifikat visar en avgörande skillnad mellan byggnader när det gäller deras energianvändning, ålder och verksamhetsområden. Byggnader kategoriserade med energiprestandanivåerna E, F och G framstår som kritiska områden som kräver brådskande utvärderingar. Genom att granska data från Akademiska Hus energiplattform utvärderar studien fjärrvärme-, fjärrkyla- och elvariationer i relation till utomhustemperaturfluktuationer under 2022. Denna analys avslöjar betydande anomalier i byggnaders energibehov. KTH och Solnas byggnader uppvisar abrupta fjärrkyla- och fjärrvärmevariationer, samt höga fjärrkylavärden under vinter noch höga fjärrvärmevärden under sommaren. Medan vissa Frescati- och Solna-byggnader visar konstanta fjärrvärme- och fjärrkylavärden som en anomali, tillsammans med höga fjärrkyla och fjärrvärmevärden under vinter- respektive sommarperioder. Sammanfattningsvis rekommenderar denna studie fördjupade bedömningar och genomförande av energieffektiva åtgärder för byggnader klassificerade med energiprestandanivåer E, F och G kopplade till stora energivariationer. Syftet är att lokalisera källorna till dessa anomalier och förbättra den övergripande energiprestanda. Noterbart är att Campus KTH och Solna har en framträdande plats som områden som kräver omedelbar uppmärksamhet.

This work includes modelling of decarbonization scenarios at the scale of an urban area, providing policy insights and a methodology focusing on introducing district heating and maintaining the existing gas distribution network in a case study. With a focus on reducing gas consumption in the residential and tertiary sectors, the research integrates scenario developments giving a methodology to develop district heating, requiring a careful balance in selecting the optimal scale for city-wide analysis. The study assesses the fate of existing gas networks. The development of district heating can affect the use of gas, particularly in residential or tertiary buildings. This thesis assesses potential use cases of existing gas networks by identifying certain criteria. Among them are industrial, tertiary or residential consumption, the presence of a district heating network, or the number of homes using individual gas heating. These criteria make it possible to define areas where the question of removing the gas distribution network can be raised, and other areas where the gas distribution network must be retained even if gas consumption falls sharply between 2019 and 2050. By reviewing the relevant literature, detailing the research questions and presenting a comprehensive methodology of scenario modelling, the thesis provides policy insights and a methodology to develop district heating at the scale of an urban area while addressing the future of existing gas infrastructure. / Detta arbete ger en modellering av scenarier för minskade koldioxidutsläpp i stadsområden, samt ger policyinsikter och metodik med fokus på införandet av fjärrvärme och underhållet av det befintliga gasdistributionsnätet som en fallstudie. Med fokus på att minska gasförbrukningen i bostads- och tjänstesektorerna integrerar forskningen scenarioutveckling med en metod för att utveckla fjärrvärme, vilket kräver en noggrann avvägning för att välja den optimala skalan för stadsomfattande analys. I studien bedöms vad som ska hända med befintliga gasnät. Utvecklingen av fjärrvärme kan påverka användningenav gas, särskilt i bostads- eller tertiärbyggnader. Denna avhandling bedömer potentiella användningsfall befintliga gasnät genom att identifiera kriterier baserade på faktorer som industriell, tertiär tertiär eller bostadsförbrukning, förekomsten av ett fjärrvärmenät eller antalet av bostäder som använder individuell gasuppvärmning, till exempel. Dessa kriterier gör det möjligt att definiera områden där frågan om att ta bort gasdistributionsnätet kan väckas, och andra områden där gasdistributionsnätet måste behållas även om förbrukningen förbrukningen minskar kraftigt mellan 2019 och 2050. Genom att granska den relevanta litteraturen, specificera forskningsfrågorna och presentera en omfattande metod för scenariomodellering, ger avhandlingen ett värdefullt exempel på hur man kan ge politisk insikt och metodik för att utveckla fjärrvärme i ett stadsområde samtidigt som man tar itu med framtiden för befintlig gasinfrastruktur.

I den här rapporten har fokus varit att undersöka och identifiera förbättringsområden i användandet av  fjärrvärme inom dagens fjärrvärmesystem. Rapporten är huvudsakligen en teoretisk studie som är kombinerad med egna simuleringar via programvaran NetSim.  Användningen av fjärrvärme utvecklas ständigt och i dagsläget används främst tredje generationens fjärrvärme med en pågående utveckling av fjärde generationens fjärrvärme. Fjärrvärme kan produceras via olika anläggningar  där kraftvärme har  valts att avgränsa och fokusera på. Den producerade fjärrvärmen inom Sverige består av en framledningstemperatur med ett medelvärde av +86 ̊C och +47,2 ̊C i returledningen. Rapporten inriktar sig specifikt på användning av fjärrvärme inom bostads-  och service sektorn där fjärrvärme stod för 31% av uppvärmningsbehovet år 2019. Detta skapar en bra grund för argumentet att effektivisera dess användning vilket kan möjliggöras utanför byggnaden i fjärrvärmenätet men även inuti byggnaden.   Genomförandet har varit att ta fram slutsatser via simuleringar, tidigare forskning samt litteratur. Programvaran NetSim som är utvecklat för fjärrvärmesimuleringar användes för att simulera och undersöka hur fjärrvärmenätet påverkas utifrån tre olika scenarion (i) referensscenario (ii) lägre nättemperatur (iii) lägre nättemperatur vid högre påfrestning i fjärrvärmenätet.  Scenarierna  reflekterar  dagens fjärrvärmenät och vilken potential som finns inom framtida fjärde generationens fjärrvärmenät.   De resultat rapporten visar är att det finns potential för ett antal förbättringar inom fjärrvärmesystemet, första förbättringen är kring ändring av kopplingsprincip i fjärrvärmecentralen. Olika kopplingar har potential att uppnå olika returtemperatur utifrån dess utformning. De principer som studerades var parallell-, tvåstegs-, trestegs- och seriekoppling, där trestegskoppling åstadkom lägst returtemperatur på bekostnad av ökad komplexitet, miljöpåverkan och pris. Andra förbättringen är att frångå användningen av varmvattencirkulation då det estimeras att det stå för omkring 10 – 20% av flödet i fjärrvärmesystemet, det leder till en ökad returledningstemperatur vilket är ej något som eftersträvas. Lösningen är introduktionen av en tredje ledning som återcirkulerar varmt vatten från framledningen tillbaka till framledningen igen fast i ett tidigare skede.   Framtidens fjärde generation för med sig stora förbättringar vilket visades i litteratur, tidigare forskning och egna simuleringar men det är i ett tidigt skede än. Endast tio projekt kring fjärde generationen hade startat eller planerades i Sverige år 2020. Fjärde generationen medför lägre nättemperatur med en framledningstemperaturen kring +50 ̊C till +55 ̊C och en returtemperatur på omkring +20 ̊C. Den lägre nättemperatur ger möjlighet till användning av lägenhetsväxlare i flerbostadshus i stället för en gemensam fjärrvärmecentral på botten-  eller källarplan, det eliminerar användningen av varmvattencirkulation och risk för Legionella. Lägre nättemperatur möjliggör även att större mängd elektricitet i kraftvärmeverk kan produceras vid samma värmebehov samtidigt som högre effekt uppnås med rökgaskondensering ifall kraftvärmeverket använder sig av det.  Det noteras även  att  det bör finnas  större initiativ  för  fjärrvärmekunder  att sänka dess returledningstemperatur antingen via ekonomiska medel eller alternativa lösningar. I dagsläget finns det ej tillräckligt stort incitament för kunden att vilja genomgå en förändring, en förändring som har potential att påverka nätet positivt ur ett ekonomiskt och miljömässigt perspektiv. / The focus of this report has been to investigate and identify areas for improvement in the use of district heat  within  our  current  district heating system. The report is mainly a theoretical study combined with own simulations via the software NetSim.   The use of district heating is constantly evolving and currently mainly third generation district heating is used with ongoing development of fourth generation district heating. District heating can be produced by different plants, where  CHP-plants  has been chosen to be delimited and focused on. The district heat produced within Sweden consists of a supply temperature with an average value of +86 ̊C and +47.2 ̊C in the return line. The report focuses specifically on the use of district heating in the residential and service sector where district heating accounted for 31% of the heating demand in 2019. This creates a good basis for the argument to make its use more efficient which can be made possible outside the building in the district heating network but also inside the building.    The methodology  has been to  develop  conclusions via simulations, previous research, and literature. The NetSim software developed for district heating simulations was used to simulate and investigate the impact on the district heating network based on three different scenarios (i) reference scenario (ii) lower network temperature (iii) lower network temperature at higher demand in the district heating network. The scenarios reflect the current district heating network and the potential of the future fourth generation district heating network.    The results of the report show that there is potential for a number of improvements in the district heating system, the first improvement is around the change of the coupling principle in the district heating plant. Different couplings have the potential to achieve different return temperatures depending on their design. The principles studied were parallel, two-stage, three-stage and series coupling, where three-stage coupling achieved the lowest return temperature at the cost of increased complexity, environmental impact, and price. The second improvement is to abandon the use of hot water circulation as it is estimated to account for around 10 - 20% of the flow in the district heating system, leading to an increased return line temperature which is not desirable. The solution is the introduction of a third pipe that recirculates hot water from the supply line back to the supply line again but at an earlier stage.    The fourth generation of the future brings great improvements  which has been  shown in literature, previous research, and own simulations but it is in an early stage yet. Only ten fourth generation projects had started or were planned in Sweden in 2020. Fourth generation brings lower net temperature with a supply temperature around +50 ̊C to +55 ̊C  and a return temperature of around +20 ̊C. The lower net temperature allows the use of apartment exchangers in apartment buildings instead of a collective  district heating  substation  on the ground or basement level, it eliminates the use of hot water circulation and the risk of Legionella. Lower net temperature also allows a larger amount of electricity to be produced in CHP-plants for the same heating demand, while higher output can be achieved with flue gas condensation if the CHP-plant uses it.   It is also noted that greater initiative should be given to district heating customers to lower their return line temperature either through financial means or alternative solutions. At present, there is not enough incentive for the customer to want to undergo a change, a change that has the potential to positively impact the network from an economic and environmental perspective.

Reducing carbon emissions in our societies requires a massive shift towards renewables. In Sweden, biomass is the dominant source for the district heat production, but growing demand for biomass in other sectors may cause pressure on it. In this context, this thesis explores the possibility to supply heat with solar parabolic thermal collectors to a district heating system in Kosta, a locality in Lessebo municipality, Kronoberg county. The simulations and calculations are based on the locally available hourly data of weather conditions, supply and return temperatures of district heat and heat demand profiles. The energy production as well as the profitability of the installation is evaluated through the calculation of carbon abatement costs, considering that heat supplied from solar collectors spares biomass which can be made available for decarbonating the power sector. Results have shown that a solar installation that cover most of the heat demand during the months of summer, thus 10% of the annual heat demand, can be profitable. This study also investigates different scenarios with increased costs for the biomass resource to simulate the growing pressure around this resource and concludes that with growing costs of the biomass resource, solar application will become more attractive, allowing to make larger solar district heating plants profitable.

The combination of Biomass Energy with Carbon Capture and Storage (BECCS) can reduce the level of CO2 in the atmosphere. It is, therefore, seen as an interesting tool in the CO2 abatement portfolio. In a Swedish context, BECCS could contribute to the goal of CO2 neutrality by 2045. This thesis aims to investigate the application of BECCS in the district heating system of Stockholm region with a case study at the energy utility Fortum Värme. The focus of the study is the technical and economic feasibility of such an application. The applicability of Fortum Värme´s plants to implement carbon capture is investigated together with costs and technical implications on each applicable plant and the district heating system as a whole. Three plants are deemed feasible for carbon capture with a cost of about 45€/tonne of captured CO2 (not including transport or storage). A model for transport of CO2 to promising storage sites in Sweden, Norway, and Denmark is constructed for transport by pipeline and ship. Ship transport is estimated to be the most cost-efficient option in all scenarios. The total cost for BECCS is calculated at 70-100€/tonne depending on size of emissions and distance to storage locations. Furthermore, the total cost is calculated to decrease by 10-25% if some current promising technologies for carbon capture reach maturity, a market for transport services of CO2 evolves, and a number of actors are sharing the costs for storage.Calculated costs are on a similar price level as other CO2 abatement strategies such as CCS in industries, biogas, and biodiesel in the vehicle fleet. If the cost is applied directly to the heat price, without any subsidies, it would increase the price of heat by 14-21%.The major challenge of BECCS in combined heat and power production, compared to other studies based on power production, is the seasonality of heat demand. The capacity of the carbon capture system will be oversized during the summer, or undersized during the winter. This is an optimization challenge which has to be further studied.

Heat production together with electricity production stands for 31% of the global CO2 emissions. The production is as of today still highly dependent on fossil fuels, with a global district energy mix share of fossil fuels of 90%. To stay in line with the Paris Agreement, district heating must be configured away from fossil fuels by utilizing new emission free heat sources as well as creating higher energy efficient cities by incorporating more waste heat recovery. Helsinki has a District Heating (DH) dominated by fossil fuels and proclaimed goals of becoming carbon-­neutral by 2035, as of 2020 the annual heat demand in the city was 6.4TWh of heat. To do so, there is a need for research to investigate ways to include carbon-­free heat sources into the current heating system. There is currently a limited amount of literature available in this area and from the identified research gap the following main research question was developed. How can Helsinki achieve carbon-­free district heating? To easier answer the main research question, three three sub­questions were developed. (1) How large is the energy potential for non­-carbon based heat sources in Helsinki for district heating? (2) Where are the heat sources located? (3) What are the techno-­economic implications of the heat sources? A high resolution heat source mapping and spatial analysis was conducted for the city of Helsinki where low grade heat sources were to be identified for the purpose of district heating. The work focused on the following heat sources: Grocery Retail, Ice Rinks, Subway Stations, Data Centers, Wastewater, Sea Water Heat Pumps and Geothermal Energy. The developed model consists of five steps: (1) Heat source identification, (2) Technical potential evaluation, (3) DH-network mapping & Spatial analysis, (4) Economic model, and (5) Techno-­Economic evaluation. A total of 363 heat source points was identified and evaluated. The combined results of the heat sources were a total capacity of 1257.56 MW with a resulting total annual heat production of 7008.31 GWh. The majority of the capacity and heat was contributed from seawater heat pumps and geothermal heat pumps. Around 84% of the mapped heat sources were within 100 meters of the current district heating piping network. The economical findings show that a majority of the heat sources yield a positive net present value and a discounted payback period of below 11 years. The levelized cost of heat was within reasonable expectations when compared to existing data where Data centers showed the most promising result. The study can conclude that Helsinki can potentially achieve a non-­carbon­ based district heating system with a sufficient heat production management strategy. / Värme­- och elproduktionen står tillsammans för 31% av de globala koldioxidutsläppen. Produktionen är idag fortfarande starkt beroende av fossila bränslen med en global andel fossila bränslen i fjärrvärmeblandningen på 90%. För att hålla sig i linje med Parisavtalet måste fjärrvärmen konfigureras bort från fossila bränslen genom att utnyttja nya utsläppsfria värmekällor samt skapa mer energieffektiva städer genom att utnyttja mer återvinning av spillvärme. Helsingfors har en fjärrvärme som domineras av fossila bränslen och har utsatt mål om att bli koldioxidneutralt senast 2035, vid 2020 hade staden en årlig värmekonsumption på 6.4 TWh. För att uppnå detta behövs forskning för att undersöka hur man kan inkludera koldioxidfria värmekällor i det nuvarande värmesystemet. Det finns för närvarande bristfällig mängd litteratur på detta område och utifrån den identifierade forskningsluckan utvecklades följande huvudsakliga forskningsfråga. Hur kan Helsingfors uppnå koldioxidfri fjärrvärme? För att lättare kunna besvara huvudfrågan utvecklades tre underfrågor. (1) Hur stor är energipotentialen för icke kolbaserade värmekällori Helsingfors för fjärrvärme? (2) Var finns värmekällorna? (3) Vilka är de tekno-­ekonomiska konsekvenserna av värmekällorna? En högupplöst kartläggning av värmekällor och en rumslig analys genomfördes för Helsingfors stad där lågkvalitativa värmekällor skulle identifieras för fjärrvärme. Arbetet fokuserade på följande värmekällor: Livsmedelsbutiker, isbanor, tunnelbanestationer, datacenter, avloppsvatten, värmepumpar för havsvatten och geotermisk energi. Den utvecklade modellen består av fem steg: (1) Identifiering av värmekällor, (2) Utvärdering av teknisk potential, (3) Kartläggning av DH­-nätverk och rumslig analys, (4) Ekonomisk modell och (5) Teknisk-ekonomisk utvärdering. Totalt 363 värmekällor identifierades och utvärderades. De kombinerade resultaten av värmekällorna var en total kapacitet på 1,257.56 MW med en total årlig värmeproduktion på 7,088.31 GWh. Merparten av kapaciteten och värmen kom från havsvattenvärmepumpar och geotermisk värme. Cirka 84% av de kartlagda värmekällorna låg inom 100 meter från det nuvarande fjärrvärmerörnätet. De ekonomiska resultaten visar att majoriteten av värmekällorna gav ett positivt nettonuvärde och en diskonterad återbetalningstid på mindre än 11 år. Den standardiserade kostnaden för värme låg inom rimliga gränser när den jämförs med befintliga data, där datacenter visade det mest lovande resultatet. Givet studiens resultat kan slutsatsen erhållas att Helsingfors potentiellt kan uppnå ett fossilfritt fjärrvärmesystem med en tillräcklig produktions-­ och värmehanteringsstrategi för fjärrvärme.

District heating (DH) is of great significance for the Nordic countries due to the high heat demand especially in the winter. In Finland, 40% of heat was generated by fossil fuels in DH system, and DH sector emits 10% of the total emissions. The Finnish government aims to achieve carbon neutrality as the national goal by 2035. This study aims to evaluate the decarbonization objectives of each city (i.e. Helsinki capital city, Espoo and Vantaa) in the Helsinki metropolitan area and their influences on DH oper-ation from 2010 to 2030 by energyPRO. A model of a joint DH system with the interconnec-tions between Helsinki-Espoo and Helsinki-Vantaa is developed, in order to describe the whole Helsinki metropolitan area DH under the decarbonization objectives. The study pro-vides a least-cost DH operation solution while matching the supply and demand conditions. The optimum performance of the DH is simulated considering different operation strategies (technical aspect), operation expenditures (economic aspect), CO2 emission (environmental aspect). The results are presented from 2010 to 2030 in five years intervals. From the technological option, heat pump has great potential operating in DH in the Helsinki metropolitan area, it will be turned from peak load producer to the baseload heat producer. Instead, heat pro-duced by combined heat and power plants (CHPs) will not be dominant in DH system in the future year. Waste incineration power plant in Vantaa will increase the total annual opera-tion time to about 7000h, it will export more heat to Helsinki city when heat transmission is allowed. From the economic aspect, average heat production cost will decrease with more biomass penetration and heat recovery technology implemented in the future year. Natural gas may appear less profitable with higher CO2 prices after phasing out the coal. About cli-mate change impact, CO2 emission has an 88% reduction in 2030 compared with 2010. / Fjärrvärme (DH) har stor betydelse för de nordiska länderna på grund av det höga värmebe-hovet, särskilt på vintern. I Finland genererades 40% av värmen, i DH-systemet av fossila bränslen och DH-sektorn släpper ut 10% av de totala utsläppen. Finlands regering strävar efter att uppnå koldioxidneutralitet som ett nationellt mål år 2035. Denna studie syftar till att utvärdera målen för koldioxidutsläpp för varje stad i Helsingfors storstadsområde (d.v.s. Helsingfors huvudstad, Esbo och Vanda) och deras påverkan på DH-drift från 2010 till 2030 av energyPRO. En modell av ett gemensamt DH-system med sammankopplingarna mellan Helsingfors-Esbo och Helsingfors-Vanda utvecklas för att beskriva hela Helsingfors storstadsregions DH under målen för koldioxidutsläpp. Studien ger en billig DH-driftslösning samtidigt som utbud och efterfrågan stämmer överens. Den optimala prestandan för DH simuleras med beaktande av olika driftsstrategier (teknisk aspekt), driftskostnader (ekonomisk aspekt), CO2-utsläpp (miljöaspekt). Resultaten presenteras från 2010 till 2030 i femårsintervaller. Från det tekniska alternativet har värmepumpen en stor potential i DH i huvudstadsregionen, den kommer att förvandlas från topplastproducent till baslastvärmeproducent. Istället kommer värme som produceras av kraftvärmeverk inte vara dominerande I DH-systemet under det kommande året. Avfallsförbränningsanläggningen i Vanda kommer att öka den totala årliga drifttiden till cirka 7000 timmar, den kommer att exportera mer värme till Helsingfors när överföringen tillåts. Ur ekonomisk aspect kommer den genomsnittliga värmeproduktionskostnaden att minska i takt med större penetration av biomass samt värmeåtervinningsteknik som imple-menteras under det kommande året. Naturgas kan verka mindre lönsamt med högre koldi-oxidpris efter att kolet fasats ut. Vad gäller klimatförändringarnas påverkan så minskar koldioxidutsläppen med 90% år 2030 jämfört med 2010.

Climate change is a global phenomenon that strongly affect cities and urban areas. Due to the intensive industrial activities and global population growth leading to more fossil energy demands for the last century, the global warming effect appeared to have been significantly exacerbated. To overcome the issues related to the increase of greenhouse emissions amplifying the global warming, multiple initiatives and engagements have appeared for the last 10 years in order to reduce our global energy demands and reduce the dependency to fossil energy and engage a transition to renewable energy. One way to achieve these objectives is to engage a technological and societal shift in the building industry by reducing energy demands and increasing local energy productions based on renewable energy or, at least, carbon neutral systems. In order to qualify these new types of construction, the concept of positive energy district (PED) has arisen through multiple initiative around the world. This thesis aims to assess the possibility to meet the PED requirements for the new Jakobsgardarna district extension project proposed by Sweco in Borlange, Sweden. This project is based on 144 buildings composed of schools, residentials, retails shop, and offices spread on an 80 ha of land. The Building Energy Modelling (BEM) has been performed on IDA ICE to assess the energy demands and energy production of the entire district following multiple scenarios. These simulations have been performed with either a district heating system or a heat pump as base system. Then, the models have been extended with photovoltaic (PV) panel in multiple configurations in order to find the bes tsolution to meet the PED requirements. First results of the baseline configuration (district heating) shows that the yearly energy demand was around 14,227 MWh which represent almost 69 kWh/m2, mainly dominated up to 75% by the heating demands including domestic hot water (DHW). Moreover, an uncomfortable situation has been met in almost all residential building during summer with temperature reaching up to 31°C. The second configuration considering a heat pump with bore holes in replacement of the district heating shows an overall yearly energy demands of 9,738 MWh representing 47.2kWh/m2 per heated area. This results in a 67% reduction of the energy demands in comparison with the base case. This is due to the high coefficient of performance (COP=4) of the heat pump compared to the district heating system’s (COP=1). In this configuration the heating demands still corresponds to 70% of the overall energy demands. The addition of PV panels compensated the entire electrical needs of the district when combined with district heating and even allowed to reach the positive energy requirements when combined with heat pumps with bore holes. The latter case generates up to 20% of electrical energy in excess of what it produced, even while considering solar panels at a15° of tilt angle in a region where the optimal inclination is defined at 45°. According to the preliminary results obtained in this study, positive energy requirements could be met by the combination of heat pump and PV panels according to our assumptions. This work could then be used to further refine the district design and propose suggestions to improve both the thermal modeling of the district and the design rules for architects and local stakeholders.

Large-scale infrastructure projects are risky ventures, often subjected to poor performance. Time and cost are often escalating beyond estimation while quality and benefits remain unchanged. However, little is known about the project performance in the district heating sector, which serves as basic infrastructure and plays an important role in regional energy transitions. This thesis aims to explore the project performance of large-scale infrastructure projects within the energy sector, particularly the district heating setting to enhance the knowledge of large-scale project performance, and further explore what factors contribute to explaining the performance of large-scale projects within this setting. To fulfil the purpose of this thesis, a multiple case study was conducted in a Swedish district heating setting. A review of relevant literature served as a complement to the primary data retrieved from the cases, laying a theoretical foundation for analysis. The empirical study consists of three parts. The first phase consisted of 18 interviews conducted with people at various positions within the case company to get a holistic picture of the problem and to select the nine cases focused on within this study. The second phase consisted of gathering qualitative and quantitative data on project performance, while the last phase consisted of nine in-depth interviews with the project managers of the nine selected projects. This thesis found a varying project performance, with a mean cost escalation of 12.9 percent and a time increase of 140 days on average. Similar to other studies, large-scale energy infrastructure projects have a tendency to fail rather than succeed when compared to the Iron Triangle criterias, cost, time and quality. Insufficient planning and procurement, weak leadership and ill-performing contractors are significant factors that have a large negative impact on performance. In addition, scope change, environmental context and luck are also shown to impact project performance. Limited evidence on whether political factors have a substantial impact on project performance has been found, in contrast to a large segment within earlier literature. Strong teamwork, both internally within the project team and externally with contracting parties can help neutralise any poor performance caused by any of the above-mentioned factors. The thesis contributes to the literature by discussing large-scale energy infrastructure performance. It is known that large-scale projects are complex and uncertain endeavours and by analysing project performance, knowledge can be enhanced not only on what went wrong but also on what went right. With a global sustainability transition and decarbonisation, energy infrastructure is going to experience large investments in the years to come. With this in mind, developing the most sustainable best practices and prudent project objectives can help project managers to embrace uncertainty and make the right decisions to enhance project performance. / Storskaliga infrastrukturprojekt är ofta riskfyllda, och levererar sällan i linje med uppsatta mål. Både projektens tid och kostnad eskalerar långt bortom de initiala estimeringar som gjorts medan kvalitén och investeringens förmåner förblir oförändrade. Fjärrvärmesektorn är en viktig del i Sveriges energisystem men behöver ständigt tackla dyra investeringar med låg lönsamhet. Syftet med denna uppsats var att undersöka storskaliga infrastrukturprojekt inom energisektorn, i synnerhet med fokus på fjärrvärme, för att öka kunskapen om projektens resultat gällande tid, kostnad och kvalité samt att utforska vilka faktorer som påverkar utfallet av storskaliga projekt i denna sektor. För att uppfylla syftet med denna studie så valdes en flerfallsstudie med en kombination av kvalitativ och kvantitativ metod tillsammans med en genomgång av relevant litteratur. Litteraturstudien fungerade som ett komplement till den projektspecifika informationen som samlades in och la grunden till det teoretiska ramverk som användes under analysen. Den empiriska studien bestod av tre delar. I den första delen utfördes 18 intervjuer med anställda på olika positioner inom företaget, syftet med dessa intervjuer var att få en holistisk bild av problemet samt att välja ut de nio projekt som analyserades vidare. Fokus för studiens andra del var att samla in kvantitativa och kvalitativa data för de nio projekten medan den sista delen bestod av intervjuer med projektledarna för de nio utvalda projekten. Studien visade på ett varierande resultat gällande projektens utfall där medelvärdet för kostnadsöverskridningar var 12,9 procent och medelvärdet för tidsfördröjningar var 140 dagar. I linje med tidigare studier så har storskaliga energiprojekt en tendens att misslyckas gällande att uppfylla både tidoch kostnadskriterier. De främsta faktorerna som påverkade projektens utfall var otillräcklig planering, en ofördelaktig inköpsstrategi, svagt ledarskap samt entreprenörer som presterade dåligt. Utöver dessa så påverkade även förändringar av projektets omfattning, projektets omgivande kontext och ren och skär tur projektens utfall. Politiska faktorer var ej en framträdande faktor i denna studie, till skillnad från tidigare litteratur där politiska faktorer ofta är i fokus. En sammansvetsad projektgrupp, både internt och externt med avtalade parter, visade sig kunna neutralisera de ovan nämnda faktorerna så att det övergripande utfallet ändå blev bra. Storskaliga energiprojekt är både komplexa och osäkra investeringar. Genom att studera projekts utfall och prestation kan insikter fås inte bara kring vad som gick fel utan också kring vad som gick rätt. Stora investeringar kommer att krävas inom energisektorn under kommande år för att möjliggöra den hållbara omställning som krävs på global nivå. Att etablera bra och hållbara metoder med försiktiga projektmål kan hjälpa projektledningen att flytta fokus från att minimera riskerna till att istället omfamna osäkerheten och fatta rätt beslut på bra grunder.