E.ON har satt som mål att leverera 100% förnybar och återvunnen energi år 2025. På E.ON:s kraftvärmeverk Händelö i Norrköping måste då den koldrivna Panna 12, men även den biodrivna Panna 11 ersättas med en ny typ av förnybar och återvunnen lösning som ska producera värme. En lösning som diskuteras på E.ON är att ersätta dessa två pannor med en biohetvattenpanna, Panna 16. I Händelöområdet finns dock en del verksamheter med restflöden i form av överskottsvärme som i nuläget inte tas vara på. Genom utnyttjande av överskottsvärme kan växthuseffekten minskas och det nationella energisystemet effektiviseras. En ytterligare lösning skulle därför kunna vara att ersätta pannorna med en energilösning som utnyttjar överskottsvärme och med hjälp av värmepump producerar värme. Syftet med det här projektet har därför varit att undersöka möjligheterna för en framtida energilösning med värmepump och hur den kan användas i samverkan med Händelöverket för att minska investerings-och marginalkostnaderna för värmeproduktionen till Norrköpings fjärrvärmenät. Målet med projektet har därför varit att ta fram en modell i modelleringsverktyget reMind och VBA Excel som kan beräkna lönsamheten för den framtida värmepumpslösningen gentemot den nya Panna 16 med olika scenarier för elpriser. Under projektet har en dimensionering av en kompressordriven värmepump utförts för att ta reda på de tekniska och driftmässiga förutsättningarna för en värmepump. Sedan har olika modeller gjorts i reMind och VBA Excel för en kompressordriven värmepump och en absorptionsvärmepump. Absorptionsvärmepumpen har inte dimensionerats under projektet, utan där har olika värden relaterade till de tekniska-och driftmässiga förutsättningarna erhållits från en värmepumpsleverantör. Resultatet visar att en energilösning med absorptionsvärmepump är betydligt mer lönsam än en lösning med enbart Panna 16. Absorptionsvärmepumpen blev 30 – 42 MSEK billigare i investering gentemot Panna 16. Dessutom blev absorptionsvärmepumpen 79 – 102 MSEK mer lönsam med en ekonomisk livslängd på 20 för de olika elprisscenarierna. Totalt sett blev det en lönsamhet på ca 110 – 140 MSEK gentemot Panna 16. Den kompressordrivna värmepumpen blev å andra sidan inte lönsam i jämförelse med Panna 16. Investeringskostnaden för den kompressordrivna värmepumpen blev 14 – 24 MSEK dyrare än Panna 16:s motsvarande investeringskostnad och skillnaden i marginalkostnad hamnade endast i intervallet 0 – 5 MSEK med olika elprisscenarion. Slutsatsen blev att E.ON ska fortsätta att utreda möjligheterna med att eventuellt investera i en absorptionsvärmepump. För den kompressordrivna värmepumpen anses det dock inte vara värt att undersöka vidare. / E.ON has set a goal to deliver 100% renewable and recycled energy year 2025. To achieve this goal at E.ON’s combined heat-and power plant, Händelö in Norrköping, the coal driven Boiler 12 and the biofuel driven Boiler 11 must be replaced with a new renewable and recycled solution to produce heat. A solution that is being discussed at E.ON is replacing these two boilers with a single heat water boiler, Boiler 16 which will be producing heat. In the Händelö area there are some enterprises with residual flows in form of excess heat that is not being used today. By using the excess heat, the greenhouse emissions can be reduced and the national energy system can become more efficient. Another solution is therefore replacing the boilers with an energy solution that uses the excess heat and with the help of a heat pump producing heat. The aim of this project has been to investigate the possibilities of a future energy solution with heat pump and how it can be used in cooperation with the Händelö plant to decrease the investment-and marginal costs of the heat production to the district heating network of Norrköping. The objective of this project has therefore been, creating a model in the modelling tool remind and VBA Excel that can calculate the profitability of the future heat pump solution in comparison to the new Boiler 16 with different scenarios of the electricity price. A dimensioning of a compressor heat pump has been performed to investigate the technical-and operation qualifications for a heat pump. Furthermore, different models have been created in remind and VBA Excel for a compressor heat pump and an absorptions heat pump. The absorption heat pump has not been dimensioned, a heat pump supplier has provided different values based on the technical- and operating qualifications. The result shows that an energy solution with an absorption heat pump is considerably more profitable than a solution consisting of a single Boiler 16. The investment cost of an absorption heat pump became 30 – 42 MSEK cheaper than the corresponding investment cost for the Boiler 16. In addition, the marginal cost of the absorption heat pump became 79 -102 MSEK more profitable than Boiler 16’s marginal cost considering an economical life span of 20 years and different electricity price scenarios. The total profitability of the absorption heat pump became 110 – 140 MSEK. The compressor heat pump did not become profitable in comparison to Boiler 16. The investment cost for the compressor heat pump became 14 – 24 MSEK more expensive than the corresponding investment cost of Boiler 16 and the marginal cost was only 0 – 5 MSEK less expensive than considering different electricity price scenarios. The conclusion of the project is that E.ON should continue investigating the possibilities of investing in an absorption heat pump. The compressor heat pump is not considered being worth investigating further.