Thermal energy storage (TES) systems are technologies with the potential to enhance the efficiency and the flexibility of the coming 4th generation low temperature district heating (LTDH). Their integration would enable the creation of smarter, more efficient networks, benefiting both the utilities and the end consumers. This study aims at developing a comparative assessment of TES systems, both latent and sensible heat based. First, a techno-economic analysis of several TES systems is conducted to evaluate their suitability to be integrated into LTDH. Then, potential scenarios of TES integration are proposed and analysed in a case study of an active LTDH network. This is complemented with a review of current DH legislation focused on the Swedish case, with the aim of taking into consideration the present situation, and changes that may support some technologies over others. The results of the analysis show that sensible heat storage is still preferred to latent heat when coupled with LTDH: the cost per kWh stored is still 15% higher, at least, for latent heat in systems below 5MWh of storage size; though, they require just half of the volume. However, it is expected that the cost of latent heat storage systems will decline in the future, making them more competitive. From a system perspective, the introduction of TES systems into the network results in an increase in flexibility leading to lower heat production costs by load shifting. It is achieved by running the production units with lower marginal heat production costs for longer periods and with higher efficiency, and thus reducing the operating hours of the other more expensive operating units during peak load conditions. In the case study, savings in the magnitude of 0.5k EUR/year are achieved through this operational strategy, with an investment cost of 2k EUR to purchase a water tank. These results may also be extended to the case when heat generation is replaced by renewable, intermittent energy sources; thus increasing profits, reducing fuel consumption, and consequently emissions. This study represents a step forward in the development of a more efficient DH system through the integration of TES, which will play a crucial role in future smart energy system. / Thermal energy storage (TES) eller Termisk energilagring är en teknologi med potentialen att öka effektivitet och flexibilitet i den kommande fjärde generationens fjärrvärme (LTDH). Studien har som mål att kartlägga en komparativ uppskattning av TES systemen, baserad både på latent och sensibel värme. Resultaten visar att lagring av sensibel värme är att föredra före latent värme när den kopplas med LTDH: pris per lagrade kWh kvarstår som 15% högre än för latent värme i system under 5 MWh av lagringsutrymme; dock fordrar de endast hälften av volymen. Utifrån systemperspektiv innebär introduktionen av TES system i nätverket en ökning av flexibilitet vilket leder till reducerade värmeproduktionskostnaderna i mindre belastning. I fallstudien nås en sparnivå av femhundra euro per år genom denna operativa strategi, med en investering av 2000 euro för inköp av vattentank. Resultaten kan också vidgas till en situation där värmeproduktionen ersätts av förnybara, intermittenta energikällor; till detta medföljer högre vinster, lägre bruk av bränsle vilket skulle innebära lägre utsläpp. Studien kan ses som ett steg framåt mot skapandet av en mer effektiv DH system genom integrationen av TES, vilket kommer att spela en betydande roll i framtida smarta energisystem.

District heating (DH) systems have been commonplace in Europe for over a century. These systems have undergone an evolution since their conceiving, and today we are at the precipice of the next major transition from the third-generation district heating system (3GDH) to the fourth generation (4GDH). Current 3GDH systems operate at a supply temperature in-between 80 °C - 100 °C and a return temperature of around 45 °C. Future 4GDH systems will operate at a supply temperature below 70 °C and return temperature as low as 25 °C, and therefore, will integrate waste heat available at low temperatures, and renewable heat sources.The literature review performed here shows that low temperature DH (LTDH) systems have several benefits over their conventional temperature DH (CTDH) predecessor and achieve lower operating costs for some technologies when compared to the CTDH alternative. Therefore, in this thesis, a TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) model is used to simulate the operation of a DH system. The learnings from the literature review were incorporated into the model so that certain operational differences between CTDH and LTDH systems could be compared.In this context, the aim of this project is to analyse the effects of flexibility options on the operation of a DH system, and to compare these effects between CTDH and LTDH systems. Flexibility options in DH systems are technologies and concepts that work towards balancing heat generation and demand in thermal grids and can also help balance power generation and demand in electrical grids. Examples of flexibility options are thermal energy storage (TES) tanks, and seasonal energy storages (e.g., borehole TES (BTES), caverns (CTES), and pits (PTES)). These flexibility options have already been implemented in varying amounts in today’s CTDH systems and will therefore have to provide the same service with LTDH systems in the future.As part of the REWARDHeat project (grant agreement No. 857811), the Swedish city of Helsingborg was used as the case-study in this thesis. The city’s heating sector was incorporated into a TIMES heat model and simulated for the period 2017 to 2052. The existing CTDH system model was then adapted to a LTDH system model and simulated for the same time horizon. Both the CTDH model and LTDH model were simulated for a case with TES available and then for a case where TES was not available, to better-identify the flexibility benefits. The effect of electricity prices on the operation of the system was also studied, where one case uses electricity prices that are on the conservative (i.e., higher) side and another on the ambitious (i.e., lower) side. This means that a total of eight scenarios were simulated and analysed.The results show that more heat storage capacity is utilised in the LTDH system due to TES technologies having lower heat losses. Also, it was found that peak shaving was more pronounced in the LTDH system. This is due to more base heat supply in the system from more excess heat, and from STES discharging. This means that the required installed capacity of heat generating technologies are lower compared to the CTDH alternative. This all translates to TES technologies facilitating greater savings in total system cost, by almost 10%, in the LTDH system. The CTDH and LTDH systems studied in this thesis (i.e., with and without TES) are seen to transition from being a net electricity generator to being a major electricity consumer. This is due to reducing electricity prices going into the future, which incentivise investments into heat pumps (HPs), eventually making the systems (with combined heat and power (CHP) plants in the mix in the earlier years) HP-dominated. The inclusion of TES technologies is shown to accelerate this transition in both CTDH and LTDH systems studied in this thesis. More electricity is generated in the CTDH system than in a LTDH system as the cost savings from running HPs (due to higher coefficients of performance (COP) in low-temperature operation) offsets the revenue from electricity sales.Finally, the effect of electricity prices is also seen in the results. Lower electricity prices favour more DH production from HPs, while higher electricity prices incentivise increased production from CHP plants. The results show that the CTDH system gives the network operator more freedom (than in the LTDH system) to respond to electricity prices.Therefore, to conclude, LTDH systems can make more use of the flexibility provided by TES technologies due to lower heat losses, as shown through DH production volumes being lower, and through more peak shaving.Similar studies in future could incorporate a sensitivity analysis on the COPs of HPs in LTDH systems, given that this parameter seems to greatly influence the cost optimised strategy for operating DH systems. Also, it may be beneficial to expand the study into incorporating the city’s power sector, which would mean incorporating the electricity demand into the model. It would be interesting to see if this would cause the model to invest in other technologies other than HPs, or if it might still make more financial sense to import the electricity at market prices. Finally, the cost of transitioning from a CTDH system to a LTDH system could also be considered in the model, as it was not the case in this project. This would probably show that the financial benefit of LTDH systems is less than what is predicted in this study. / Fjärrvärmesystem har varit vanliga i Europa i över hundra år. Dessa system har utvecklats sedan de utformades, och idag står vi inför nästa stora övergång från tredje generationens fjärrvärmesystem (3GDH) till fjärde generationen (4GDH). Dagens 3GDH-nät fungerar med en framledningstemperatur mellan 80 °C och 100 °C och en returtemperatur på cirka 45 °C. Framtida 4GDH-nät kommer att fungera vid en framledningstemperatur under 70 °C och en returtemperatur så låg som 25 °C, och kommer därför att integrera spillvärme som är framkomlig vid låga temperaturer och förnybara värmekällor.Litteraturstudien som gjorts i den här studien visar att fjärrvärmenät med låg temperatur har flera fördelar jämfört med deras föregångare med konventionell temperatur och att driftskostnaderna för vissa tekniska system är lägre än för alternativet med konventionell temperatur. I denna avhandling används därför en TIMES-modell (The Integrated MARKAL-EFOM System) för att simulera driften av ett fjärrvärmesystem. Lärdomarna från litteraturstudien användes i modellen för att vissa driftskillnader mellan dessa två system så att de kunde jämföras. I detta sammanhang är syftet med detta projekt att analysera effekterna av flexibilitetsalternativ på driften av ett fjärrvärmesystem och att jämföra dessa effekter mellan konventionella temperaturer och lågtemperaturssystem. Flexibilitetsalternativ i fjärrvärmenät är teknologi och koncept som arbetar för att balansera värmeproduktionen och efterfrågan i termiska nät och som också kan bidra till att balansera elproduktionen och efterfrågan i elnätet. Exempel på flexibilitetsalternativ är lagringstankar av värmeenergi och säsongsbundna energilägen (till exempel lagring av värmeenergi i borrhål, grottor och gropar). Dessa flexibilitetsalternativ har redan införts i varierande omfattning i dagens fjärrvärmenät och kommer därför att användas med lågtemperaturnät i framtiden.Som en del av REWARDHeat-projektet (bidragsavtal nr 857811) användes den svenska staden Helsingborg som fallstudie i denna studie. Stadens värmesektor införlivades i en TIMES-värmemodell och simulerades för perioden 2017–2052. Den befintliga fjärrvärmenät modellen med konventionell temperatur anpassades sedan till en fjärrvärmenätmodell med låg temperatur och simulerades för samma tidsperiod. Båda modellerna simulerades för ett fall där värmeenergilagring var tillgänglig och sedan för ett fall där värmeenergilagring inte var tillgänglig, för att bättre identifiera flexibilitetsfördelarna. Effekten av elpriserna på systemets funktion undersöktes också, där ett fall använder elpriser som är på den konservativa (dvs. högre) sidan och ett annat på den ambitiösa (dvs. lägre) sidan. Detta innebär att totalt åtta scenarier simulerades och analyserades.Resultaten visar att mer värmelagringskapacitet utnyttjas i fjärrvärmesystemet med låg temperatur på grund av att tekniken för lagring av värmeenergi har mindre värmeförluster. Det konstaterades också att lastutjämning var mer i fjärrvärmesystemet med låg temperatur. Detta beror på att det finns mer grundvärme i systemet på grund av mer överskottsvärme och på att värmeenergilagringar i borrhålen laddas ur. Detta innebär att den installerade kapacitet som krävs för värmeproducerande teknologi är lägre jämfört med alternativet med konventionell temperatur. Allt detta innebär att tekniken för lagring av värmeenergi möjliggör större besparingar i den totala systemkostnaden, med nästan 10 %, i fjärrvärmesystemet med låg temperatur. De konventionella och lågtemperatur fjärrvärmesystem som studeras i denna avhandling (dvs. med och utan lagring av värmeenergi) övergår från att vara nettogeneratorer av el till att bli stora elkonsumenter. Detta beror på att elpriserna kommer att sjunka i framtiden, vilket ger incitament till investeringar i värmepumpar, vilket i slutändan gör att systemen (som har haft kraftvärmeverk i mixen under tidigare år) kommer att domineras av värmepumpar. Införandet av tekniken för värmeenergilagring visar sig påskynda denna övergång i båda de system som studeras i denna avhandling. Det produceras mer el i fjärrvärmesystemet med konventionell temperatur än i ett fjärrvärmesystem med låg temperatur, eftersom kostnadsbesparingarna från drift av värmepumpar (på grund av högre prestandakoefficienter) med låg temperatur uppväger intäkterna från elförsäljning.Slutligen syns också effekten av elpriserna i resultaten. Lägre elpriser gynnar mer värmeproduktion från värmepumpar, medan högre elpriser stimulerar ökad produktion från kraftvärmeverk. Resultaten visar att fjärrvärmesystemet med konventionell temperatur ger nätoperatören större frihet (än i fjärrvärmesystemet med låg temperatur) att reagera på elpriserna.Sammanfattningsvis kan man därför konstatera att fjärrvärmesystem med låg temperatur i högre grad kan utnyttja den flexibilitet som tekniken för värmeenergilagring ger på grund av lägre värmeförluster, vilket visas genom att produktionsvolymerna för fjärrvärme är lägre och genom en högre grad av lastutjämning.Liknande studier i framtiden skulle kunna omfatta en känslighetsanalys av värmepumparnas prestandakoefficient i fjärrvärmesystem med låg temperatur, eftersom denna parameter verkar ha stor betydelse för den kostnadsoptimerade strategin för driften av systemet. Det kan också vara fördelaktigt att utvidga studien till att omfatta stadens energisektor, vilket skulle innebära att elbehovet inkluderas i modellen. Det skulle vara intressant att se om detta skulle få modellen att investera i andra tekniker än värmepumpar, eller om det fortfarande skulle vara mer ekonomiskt fördelaktigt att importera el till marknadspris. Slutligen skulle kostnaden för att övergå från ett fjärrvärmenät med konventionell temperatur till ett fjärrvärmenät med låg temperatur också kunna beaktas i modellen, eftersom så inte var fallet i detta projekt. Detta skulle förmodligen visa att den ekonomiska fördelen med fjärrvärmenät med låg temperatur är mindre än vad som förutses i denna studie.

The integration of distributed energy sources and systems is of high relevance for the transition towards a more sustainable energy system. Taking into consideration the  amount of emissions produced by the heating sector, which account for at least half of the energy demand in buildings, district heating systems have the potential to play a key role in the transition, by enabling the integration of various energy sources and provide flexible energy services to the grid. The objective of this research is to evaluate the potential for flexible sector coupling between the electrical and heating sectors, utilizing thermal energy storage alongside various heat generation units, including heat pumps and a combined heat and power (CHP) unit. To examine this concept, we used a district heating facility located in Oskarshamn, Sweden, as our case study. At present, the production mix at this facility comprises various production units- that utilize mainly biomass as their fuel source, including wood pellets, wood chips, and occasionally, bio-oil. Extensive research was conducted to review the existing literature and gain a comprehensive understanding of the technologies and concepts associated with FSC. This thorough examination allowed for a comprehensive overview of the current state-of-the-art in FSC. As the main contributions of this work, two numerical models respectively for production and dispatch optimization were developed and simulated complementary, concerning the thermal and electrical system of the studied plant. A dispatch model was developed with the aim of analyzing the operating behaviour of the system, identifying the available energy sources and optimizing their hourly dispatch. Subsequently, utilizing the open-access tool for capacity and investment optimization (OSeMOSYS), various scenarios were examined to evaluate the potential of thermal energy storage (TES), where a water tank was found to be the most cost-effective solution, and heat pump integration in enhancing the plant performance and providing flexibility. The study was divided into two distinct time periods. The first period focused solely on hourly dispatch optimization until 2035. In the second period, the analysis extended to include investment optimization, followed by the subsequent dispatch optimization until 2050, hence, using both tools. To effectively compare and assess the different scenarios, several key performance indicators (KPIs) were chosen, including the levelized cost of energy (LCOE), capital expenditure (CAPEX), generation costs, and emissions. These scenarios were designed to account for variations in crucial variables such as electricity prices, the plant’s self-consumption potential, and the capital cost of storage. By considering the aforementioned factors, a comprehensive analysis was conducted to determine the optimal approach for maximizing performance and cost-effectiveness. It is important to mention that the electrical self-consumption within the plant was considered as one of the potential improvements. While the potential for electrical self-consumption was mainly studied on a shorter-term, the variability in the capital cost of the TES system was better considered on the long-term investment analysis. From the different simulations, the cases where self-consumption is included result in smaller operating costs, as producing electricity via the CHP unit of the plant is cheaper on average than the prices offered by the local distribution company. The obtained capacities for TES and the heat pump vary among the studied scenarios. Higher electricity prices favor investments in alternative fuel boilers like wood chips or wood pellets, while lower electricity prices result in increased TES capacities and higher heat pump production. The capital cost of storage also determines the capacity chosen for the storage water tank, sometimes investing a bit more to gain efficiency and reduce operational costs. Throughout the project, various sustainability aspects have been addressed. These encompass environmental responsibilities, with a focus on reducing CO2 emissions, enhancing social equity by implementing a more efficient heating system within the municipality, and assessing the economic viability of these initiatives. In conclusion, the study provides evidence and showcases the viability of implementing FSC in Oskarshamn’s power plant, as results from the different scenarios commonly show that FSC could bring down the total costs, as well as the amount of CO2 emissions on a long-term basis. Based on the findings, additional recommendations are proposed to optimize the plant’s performance and leverage the potential of this innovative approach. The proposed recommendations include increasing the time resolution in the model simulations to improve result accuracy and exploring different scenarios, which may involve considering various electricity or fuel price predictions, among other factors. / Integreringen av distribuerade energikällor och energisystem är av stor betydelse för övergången till ett mer hållbart energisystem. Med hänsyn till det utsläpp från värmesektorn, som står för minst hälften av energibehovet i byggnader, har fjärrvärmesystem potential att spela en nyckelroll i omställningen genom att möjliggöra integrering av olika energikällor och tillhandahålla flexibla energitjänster till nätet. Syftet med denna forskning är att utvärdera Potentialen för flexibel sektorkoppling (FSC) mellan el- och värmesektorerna, med hjälp av termisk energilagring tillsammans med olika värmeproduktionsenheter, inklusive värmepumpar och en kombinerad kraftvärmeproduktion (CHP). För att undersöka detta koncept, använde vi en fjärrvärmeanläggning i Oskarshamn, Sverige, som vår fallstudie. För tillfället består produktionsmixen vid denna anläggning av olika produktionsenheter som huvudsakligen använder biomassa som bränslekälla, inklusive träpellets, träflis och ibland bioolja. Omfattande forskning genomfördes för att granska den befintliga litteratur och få en heltäckande förståelse för de tekniker och koncept som är förknippade med FSC. Denna grundliga undersökning möjliggjorde en omfattande översikt av det aktuella kunskapsläget inom FSC. Som de viktigaste bidragen i detta arbete utvecklades och simulerades två numeriska modeller för produktions- respektive leveransoptimering, som berör det termiska och elektriska systemet i den studerade anläggningen. En fördelningsmodell utvecklades i syfte att analysera systemets driftsbeteende, identifiera tillgängliga energikällor och optimera deras fördelning per timme. Med hjälp av det verktyget med öppna tillgång (open-aceess) för kapacitets- och investeringsoptimering (OSeMOSYS) undersöktes därefter olika scenarier för att utvärdera potentialen för termisk energilagring (TES), där en vattentank visade sig vara den mest kostnadseffektiva lösningen, och integration av värmepumpar för att förbättra anläggningens prestanda och ge flexibilitet. Studien var uppdelad i två olika tidsperioder. Den första perioden fokuserade enbart på optimering av timfördelning fram till 2035. Under den andra perioden utvidgades analysen till att omfatta investeringsoptimering, följt av efterföljande optimering av driften fram till 2050, vilket innebär att båda verktygen användes. För att effektivt kunna jämföra och bedöma de olika scenarierna valdes flera viktiga nyckelprestandaindikatorer (KPI:er), inklusive den nivellerade energikostnaden (LCOE), kapitalinvesteringar (CAPEX), produktionskostnader och CO2 utsläpp. Dessa scenarier utformades för att ta hänsyn till variationer i viktiga variabler som elpriser, anläggningens självkonsumtionspotential och kapitalkostnaden för lagring. Med hänsyn till de ovan nämnda faktorerna genomfördes en omfattande analys för att fastställa den optimala metoden för att maximera prestanda och kostnadseffektivitet. Det är viktigt att nämna att den elektriska självförbrukningen inom anläggningen betraktades som en av de potentiella förbättringarna. Medan potentialen för elektrisk självförbrukning främst studerades på kortare sikt, beaktades variationen i kapitalkostnaden för TES-systemet bättre i den långsiktiga investeringsanalysen. De olika simuleringarna visar att de fall där självförbrukning ingår resulterar i lägre driftskostnader, eftersom elproduktionen via kraftvärmeverket i genomsnitt är billigare än de priser som erbjuds av det lokala distributionsbolaget. De erhållna kapaciteterna för TES och värmepumpen varierar mellan de studerade scenarierna. Högre elpriser gynnar investeringar i alternativa bränslepannor som flis eller träpellets, medan lägre elpriser resulterar i ökad TES-kapacitet och högre värmepumpsproduktion. Kapitalkostnaden för lagring avgör också vilken kapacitet som väljs för vattentanken (some en TES), ibland investerar man lite mer för att öka effektiviteten och minska driftskostnaderna. Under hela projektet har olika hållbarhetsaspekter beaktats. Dessa omfattar miljöansvar, med fokus på att minska CO2-utsläppen, öka den sociala rättvisan genom att införa ett mer effektivt värmesystem inom kommunen, och bedöma den ekonomiska bärkraften i dessa initiativ. Sammanfattningsvis visar studien att det är möjligt att implementera FSC i Oskarshamns kraftverk, eftersom resultaten från de olika scenarierna visar att FSC kan sänka de totala kostnaderna samt mängden CO2-utsläpp på lång sikt. Baserat på resultaten föreslås ytterligare rekommendationer för att optimera anläggningens prestanda och utnyttja potentialen i denna innovativa metod. De föreslagna rekommendationerna inkluderar att öka tidsupplösningen i modellsimuleringarna för att förbättra resultatens noggrannhet och utforska olika scenarier, vilket bland annat kan innebära att man överväger olika el- eller bränsleprisprognoser.