This thesis aims to examine the viability of various techniques for increased electricity generation in CHP plants and the effect of electricity price fluctuations on the profitability.The techniques examined are fuel dryer, pellet production, methane production, combined methane- and pellet production, seasonal heating storages in caverns and pit heat storages and condensing tail. Using Excel and Matlab, the prerequisites for investment costs, revenues and expenses were calculated. What affects the price of electricity is a combination of economic and technological development, energy prices, economic structure, population changes and weather. Different scenarios for the electricity price were therefore examined. In the base case, the electricity price was given by the Nord Pool electricity price statistics of area three in 2011. Thereafter, WiMo was used to design the electricity scenarios for 2030, which was then applied to the data to obtain the viability of various scenarios. The techniques examined were found to give greater profits to the CHP plant by increasing and optimizing the production of electricity. Methane production and combined methane and pellet production showed good revenue. These investments, however, require large initial capital and are somewhat sensitive to political fluctuations. Fuel drying is essential to invest in the polygeneration techniques but is according to this study, a risky single investment. Seasonal heat storages show signs of becoming a good investment. However, the technology is new and relatively untested. According to this study an investment in a condensing tail is not recommended, since it exhibits non-viability in all cases. / Detta examensarbete syftar till att undersöka lönsamheten i olika tekniker för utökad elproduktion i kraftvärme. Elpriset, som påverkar intäkterna från den utökade elproduktionen, analyseras särskilt för att påvisa hur lönsamheten i de olika teknikerna påverkas av elprisetsvariationer. De tekniker som undersöks är bränsletork, energikombinat i form av pellets-och metanproduktion, säsongsvärmelager och kondenssvans. Examensarbetet har utförts i samarbete med Sweco Energuide. Bakgrunden till rapporten är de förändringar som sker på värme- och elmarknaderna, där ökade krav på energieffektiviseringar i byggnader och utbyggnaden av förnyelsebar elproduktion kan leda till ett minskat värmebehov och mer varierande elpriser. Detta påverkar kraftvärmebranschens lönsamhet och kan leda till ett större intresse för att hitta nya användningsområden för värme och öka intresset för en mer flexibel elproduktion. Övriga faktorer som påverkar lönsamheten identifierades som tekniska förutsättningar, politiska styrmedel samt bränslepriser. De undersökta teknikerna är: • Bränsletork med hjälp av bäddtorksteknik. I en bränsletork värms bränslet upp innan det sätts in i pannan. Ett torrare bränsle ökar förbränningstemperaturen och reducerar rökgasflödet, vilket innebär att pannans effektivitet ökar. På detta sätt kan elverkningsgraden ökas samtidigt som det ger kraftvärmeproducenten mer flexibilitet då värmen från kraftvärmeverket antingen kan användas till att torka bränslet eller skickas ut på fjärrvärmenätet. • Energikombinatsystem som kan producera ytterligare nyttighet, i denna rapport i form av pellets och/eller metan, utöver att producera el och värme. För att framställa pellets och bränsle genom förgasning krävs att bränslet först torkas. Intäkter kan bestå i längre drifttid, ökad elproduktion och försäljning av kombinatet. • Säsongsvärmelager i form av bergrumslager och groplager. Säsongsvärmelager ökar möjligheten att frikoppla värmeproduktionen från elproduktion genom lagring av värme. Genom att lagra värme när värmebehovet hos fjärrvärmekunderna är lågt kan verket köras på fullast under större delar av året och producera mer el under denna tid. Värme från lagret kan sedan användas när efterfrågan på värme är stor och på så sätt minimera användningen av kostsamma oljepannor. • Kondenssvans som kopplas på den existerande kraftvärmeproduktionen. Genom att installera en kondensturbin efter den vanliga fjärrvärmeturbinen kan operatören välja mellan att producera både el och värme eller att leda ångan genom kondensturbinen och därmed endast producera el med högre elverkningsgrad. Detta kan vara lönsamt i situationer då efterfrågan på el är hög medan efterfrågan på värme är liten. Med hjälp av Excel och Matlab har grundförutsättningar för investeringskostnader, intäkteroch utgifter räknats ut. I grundfallet har elprisdata använts från NordPools statistik för år2011. Därefter har programmet WiMo, Swecos egna prognosprogram, använts för att utforma elprisscenarier för år 2030 som sedan applicerats på data för att få fram lönsamheten i olika scenarier. Att optimera elproduktionen mot elpriset visade sig ge större lönsamhet från elintäkterna i kraftvärmeverk för de undersöka teknikerna. De energikombinattekniker som i denna studie visar god lönsamhet är metanproduktion och kombinerad metan- och pelletsproduktion. Dessa investeringar kräver dock ett stort startkapital och lönsamheten påverkas till stor del av politiska styrmedel och marknadssvängningar. Bränsletork är en förutsättning för att kunna investera i energikombinatteknikerna men är enligt denna studie en riskfylld enskild investering. Säsongsvärmelager har goda förutsättningar att bli en god investering. För att säsongsvärmelager skall vara lönsamt krävs dock att det finns en oljeanvändning på vintern att minimera. Enligt denna studie är en investering i kondenssvans inte att rekommendera då den uppvisar olönsamhet i alla olika fall.

<p>To identify the exchange and adaptation that takes place in the business relationship between electricity suppliers and electricity customers and analyze how these factors affect the strength of the relationship.</p><p>The investigated concepts create synergies. The strength of the business relationship in the current situation is dominated by weak reciprocity in adaptation and an inefficient exchange of information with low frequency.</p>

Stochastic weather generators produce synthetic time series of meteorological data based on the statistical characteristics of observed weather at that specific location. It is important to note that weather generators are not weather forecasting algorithms, and thus are quite different from deterministic weather models. Stochastic model outputs behave statistically like weather data, but it is not expected that any particular simulated weather sequence will be duplicated in weather observations for a given location at a given time. Stochastic weather generators have for example been used in hydrological, agricultural and ecosystem studies. The synthetic time series of meteorological data then provide those conditions needed for a long term planning and risk analyses within these areas. In this study a stochastic weather generator, based on the approach reviewed in Richardson [1981], is developed and evaluated. The aim of the model is to provide the energy company E.ON’s models for hydrology and energy consumption with synthetic, correlated series of temperature and precipitation. The model is based on observed temperature and precipitation series from Gunnarn in the north of Sweden. A bipartite model composes the stochastic weather generator, one for the generation of temperature and one for the generation of precipitation. The two model parts are connected via the correlation between the two variables. Evaluation and tests of the stochastic weather generator are based on the specific requirements and the usage that the model is intended for. This includes for example the stochastic weather generator’s ability to simulate mean and variance of temperature as a function of the day of the year, monthly mean precipitation and average precipitation per period of precipitation as a function of the length of the period. The ability to simulate periods where the dominant factor is either warm or cold as well as dry and wet weather conditions was also investigated. All test results were very good, with the exceptions for one. The model encountered difficulties catching the characteristic double peak of the observed temperature distribution. Further investigations indicate that the problem occurred due to the fact that the observed temperature distribution exhibits skewness with seasonal variation. A solution is suggested, but for optimal performance further studies are required. This particular problem is not mentioned in accessible literature, thus it is hard to say if the problem has been ignored or not yet been noticed. The stochastic weather generator fulfills the requirements in a very good way. The model produce in a great extent synthetic time series of temperature and precipitation that statistically behave like observed weather data. / Stokastiska vädergeneratorer är modeller som genererar syntetiska tidsserier av meteorologiska variabler, genom att simulera egenskaperna hos observerad meteorologisk data. Det är viktigt att skilja en stokastisk vädergenerator från en deterministisk prognosmodell. Den resulterande tidsserien från en stokastisk vädergenerator har samma statistiska egenskaper som observerad väderdata, men det förväntas inte att någon viss simulerad sekvens skall kunna observeras på en viss plats under en viss tidpunkt. Stokastiska vädergeneratorer används bland annat för generering av indata till modeller för hydrologi, växtodling och ekologi. De simulerade serierna av meteorologiska variabler ger då förutsättningar för långsiktig planering och riskanalys inom dessa områden. I det här arbetet utvecklas och utvärderas en stokastisk vädergenerator av Richardson-typ, vars syfte är att förse energibolaget E.ONs modeller för hydrologi och energiförbrukning med syntetiska, korrelerade, temperatur- och nederbördsserier. Modellen är uppbyggd och anpassad efter observerade temperatur- och nederbördsserier från Gunnarn, som ligger i norra Sverige. Den stokastiska vädergeneratorn är uppbyggd av två delmodeller, en för temperaturgenerering och en för nederbördsgenerering, som kopplats ihop med hjälp av korrelationen mellan dessa variabler. Utvärdering och test av modellen baserar sig främst på de specifika krav och användningsområden som modellen är konstruerad för. Detta inkluderar bland annat undersökningar av den stokastiska vädergeneratorns förmåga att fånga temperaturens medelvärde och standardavvikelse som funktion av dag på året samt månadsmedelnederbörd och snittnederbörd per nederbördsperiod, som funktion av periodlängd. Även modellens förmåga att fånga antalet perioder (konsekutiva dagar) då temperaturen är kallare (≤ 2 °C) och varmare (≥ 2 °C) än medeltemperatur samt förmågan att fånga antalet perioder med uppehåll och med nederbörd undersöks. Överlag visar samtliga test ett mycket bra resultat, med ett undantag. Modellen har svårt att fånga den karakteristiska dubbeltoppen i den observerade temperturfördelningen. Vidare undersökningar tyder på att problemet orsakas av att den observerade temperaturseriens fördelning har en årstidsvarierande skevhet som försvårar modellens beskrivning av den samma. Ett förslag på lösning presenteras, men vidare studier krävs för att problemet skall lösas på ett optimalt sätt. Problemet har inte uppmärksammats i tillgänglig litteratur, vilket gör det svårt att veta om det har ignorerats eller om det inte har belysts tidigare. Sammanfattningsvis kan sägas att den stokastiska vädergeneratorn på ett mycket bra sätt lever upp till de krav som ställs. Modellen genererar syntetiska tidsserier av temperatur och nederbörd som i stor utsträckning har samma egenskaper som observerad data.

To identify the exchange and adaptation that takes place in the business relationship between electricity suppliers and electricity customers and analyze how these factors affect the strength of the relationship. The investigated concepts create synergies. The strength of the business relationship in the current situation is dominated by weak reciprocity in adaptation and an inefficient exchange of information with low frequency.

På uppdrag av Skövde Värmeverk undersöker detta examensarbete hur det svenska framtida kraftsystemet kan vara utformat genom en jämförande litteraturstudie. Det utförs också en ekonomisk utvärdering av att undvika balansavgifter med hjälp av produktionsplanering av elproduktionen för energibolagets två kraftvärmeverk. Den jämförande litteraturstudien omfattade relevanta scenariostudier, utredningar och prognoser från myndigheter och organisationer. Även litteratur om det danska och tyska kraftsystemet undersöktes för att göra en jämförelse mellan ländernas elförsörjning. Två scenarier togs fram för kostnadsbesparing med en ökad prisvolatilitet i förhållande till referensåret 2017. Ett scenario med hjälp av lägre genomsnittspriser och ett med högre genomsnittspriser. Priserna är prognostiserade årsgenomsnittspriser som har gjorts om till spotpriser på timbasis i enlighet med den variation som fanns året 2017, dock med en ökad volatilitet på 1 procentenhet per år från referensårets priser. Kostnadsbesparingen baseras på en obalans om 3MW vid alla tillfällen som spotpris och nedregleringspris har en differens. Orsaken till den schablonmässiga beräkningen är avsaknaden av den inrapporterade produktionsplanen till systemansvarig aktör och därmed den verkliga obalansen som uppstod året 2017. I detta fall är det endast nedreglering av elproduktion som utvärderats och en möjlig bränslebesparing togs därför fram. I detta fall kan alternativ dyrare värmeproduktion regleras ned om 3MW elproduktion ersätter annan värmeproduktion. Resultatet tyder på ett svenskt kraftsystem utan kärnkraft efter åren 2040 - 2050 och en fortsatt investering i det interna nätet samt i utlandsförbindelser. Ökningen av intermittent kraft, exempelvis vindkraft, väntas fortsätta och det svenska kraftsystemet har på grund av vattenkraften goda förutsättningar att hantera volatil produktion och de prisvariationer som framträder mer i system utan samma flexibilitet. Kring frågan om likheter mellan Sveriges, Danmarks och Tysklands kraftsystem är det förutsättningarna att ta sig an utmaningarna som skiljer länderna emellan. Kostnadsbesparingen för produktionsplanering av kraftvärmeverken visar ett positivt resultat som ökar vid en möjlig bränslebesparing. / On behalf of Skövde Värmeverk this paper investigates the future Swedish electricity system and its similarities to the Danish and German systems. The report also analyzes the potential economic profitability of using production planning to avoid the fee for causing imbalances on the electricity system. The analysis of the future Swedish electricity system is a comparative study of relevant literature in the subject area. The potential economic saving was analyzed by using price forecasts for annual average prices which then were modified with an increasing volatility by 1 percent unit, each following year, relative to the volatility of the reference year 2017. The result shows that the Swedish electricity system will have a lack of nuclear power by year 2040–2050, a continued expansion of wind power and good conditions to handle expected volatility in electricity prices compared to systems without the same flexibility. The result indicates that there is an economic profitability for production planning.

Som ett led i en naturlig utveckling har de nordiska länderna tillsammans beslutat sig för att minska barriärerna och harmonisera processer mellan länderna och på så sätt möjliggöra för en gemensam nordisk elmarknad. År 2008 påbörjades arbete med harmoniseringen, vilken syftar till att möjliggöra för kunden att handla sin el från samtliga nordiska länder. Tillförlitliga elleveranser och effektiva och konkurrensmässiga elpriser ska förändra konkurrensbilden och elmarknaden ska anta ett mer marknadsanpassat utseende.    Syftet med den här rapporten är att studera hur ett elföretag kommer att påverkas av utvecklingen mot en gemensam nordisk slutkundsmarknad. I ett första steg presenteras nuläget på den svenska elmarknaden, vartefter ett scenario har tagits fram, baserat på förväntade förändringar på elmarknaden. Scenariot syftar till att ge en överskådlig bild av elmarknaden år 2020, men har sin tyngdpunkt i arbetet med en gemensam nordisk slutkundsmarknad. Rapporten avslutas med allmänna rekommendationer om hur ett nät- och elhandelsföretag bör agera för att fortsätta att vara framgångsrika på elmarknaden.  En framtida gemensam nordisk slutkundsmarknad kommer att bestå av 15 miljoner elanvändare och en helt ny konkurrenssituation kommer att växa fram. Nya aktörer, uppköp och klusterbildning kommer att prägla den marknad som ett elföretag ska verka på, på en framtida gemensam nordisk slutkundsmarknad.  Intervjuer, workshops och enkäter visar att harmonisering kommer att leda till ökade kostnaderna för elföretagen. Detta då de exempelvis måste implementera nya IT-system som är kompatibla med övriga system i Norden, samt att företagen måste kunna hantera så väl språkskillnader som kulturella skillnader. Mindre elföretag kommer att få det svårt ekonomisk i ett initialt skede och bör därför fundera över olika strategiska vägval på den nordiska slutkundsmarknaden. Dessa företag rekommenderas generellt att satsa på stark regional anknytning, medan de mellan - och större företagen bör fundera på internationell närvaro. / In 2008, the harmonisation of the Nordic electricity markets was initiated as a measure to reduce the barriers between the countries and to harmonise the utilities’ internal processes. Thereby, the overall goal of creating a common Nordic electricity market will be fulfilled. In this market, customers will be able to purchase electricity from a retailer based in any of the participating markets, creating a reliable supply and a highly competitive and efficient market character.   By analysing the as-is situation of the Swedish electricity market and creating a scenario of the common Nordic electricity market in 2020, the report aims at assessing the impact on a utility from the change of market situation. The scenario focuses on changes derived from the harmonisation but also includes macro trends. In the report, general recommendations are presented on how DSOs and retailers can manage the transformation prosperously and profitably.   The future Nordic electricity market will consist of 15 million end users and a competitive landscape, new to every utility in the energy sector, will emerge. The new market will be characterised by new players, frequent mergers and acquisitions and cluster strategies.   By conducting interviews and workshops, and by carrying out surveys, it could be concluded that the harmonisation inevitably will result in increased costs for the utilities. Investments in new IT-systems compatible with systems in the other Nordic countries will be prerequisites for participating in the new market, as well as language training for customer service. In addition the utilities will face challenges in operating in countries with different cultures. Especially small sized utilities will be hit economically in the short term, being forced to take on the significant investments. The way forward for a small utility is thus strategic reviews, preferably with the result of focusing on regional presence. Medium and large sized utilities should on the contrary investigate and focus on the direction of internationalisation.

<p>I Norden avreglerades elmarknaden under 1990-talet. För att skapa en effektiv marknad räcker det emellertid sällan med enbart avreglering. Ofta behövs även fler konkurrerande aktörer på marknaden. Inom vissa branscher med exempelvis höga anläggningskostnader kan det dock vara svårt för potentiella konkurrenter att etablera sig. Ett sätt kan då vara att öppna upp marknaden för internationell handel och på så sätt skapa konkurrens. Det var tänkt att den nordiska elmarknaden skulle agera som en gemensam marknad. Kapaciteten i överföringssystemen mellan de nordiska länderna är emellertid låg, vilket innebär att potentiella konkurrenter från de nordiska länder inte kan slå sig in i önskad grad på den svenska elmarknaden. I Sverige är det tre stora elproducenter som dominerar den svenska elmarknaden, Vattenfall AB, Sydkraft AB samt Birka Energi. Uppsatsens syfte är dels att analysera prisområdesproblematiken på den nordiska elmarknaden, dels att avgöra om de största elproducenterna i Sverige agerar som oligopolister. Dessutom görs en kortare jämförelse mellan de olika metoderna som används i uppsatsen för att studera marknadsdominans.</p>

<p>I denna uppsats undersöks om terminspriset på el är snedvridet jämfört med det framtida spotpriset. Undersökningen har fokuserats på elmarknaden och den prissättning som sker på den Nordiska elbörsen, Nord Pool. Först presenteras en teori om varför det finns en derivatamarknad och vilken betydelse den har. Vidare så förklaras vad som menas med spot- respektive terminspris och därefter förklaras hur de förhåller sig till varandra utifrån ekonomisk teori. Sedan introduceras hur marknaden fungerar på Nord Pool och hur prissättningen sker av spot- och terminspriset. Detta följs upp med hur det går till rent praktiskt att handla med ett terminskontrakt i form av ett futureskontrakt. Olika ekonometriska tester kommer sedan att utföras för att se på variablernas underliggande trender och slutligen undersöks huruvida futurespriset är en snedvriden skattning av framtida spotpris. Datamaterialet som har använts är veckovisa observationer från vecka 1, 1996 till vecka 41, 2007. Resultatet visar på att futurespriset är en snedvriden skattning av framtida spotpris då futurespriset i genomsnitt visade sig vara högre än framtida spotpris.</p>

I Norden avreglerades elmarknaden under 1990-talet. För att skapa en effektiv marknad räcker det emellertid sällan med enbart avreglering. Ofta behövs även fler konkurrerande aktörer på marknaden. Inom vissa branscher med exempelvis höga anläggningskostnader kan det dock vara svårt för potentiella konkurrenter att etablera sig. Ett sätt kan då vara att öppna upp marknaden för internationell handel och på så sätt skapa konkurrens. Det var tänkt att den nordiska elmarknaden skulle agera som en gemensam marknad. Kapaciteten i överföringssystemen mellan de nordiska länderna är emellertid låg, vilket innebär att potentiella konkurrenter från de nordiska länder inte kan slå sig in i önskad grad på den svenska elmarknaden. I Sverige är det tre stora elproducenter som dominerar den svenska elmarknaden, Vattenfall AB, Sydkraft AB samt Birka Energi. Uppsatsens syfte är dels att analysera prisområdesproblematiken på den nordiska elmarknaden, dels att avgöra om de största elproducenterna i Sverige agerar som oligopolister. Dessutom görs en kortare jämförelse mellan de olika metoderna som används i uppsatsen för att studera marknadsdominans.

Bakgrund: En omvärldsförändring som under senare tid hamnat i fokus världen över är avregleringar och en av de sista marknaderna i Sverige som har avreglerats är elmarknaden. Många problem som ett företag möter vid en avreglering härrör från att företagsledningen har vuxit fram ur ett tänkande baserat på en monopolmarknad istället för på en konkurrensutsatt marknad. Ett verktyg som en företagsledning använder sig av, för att företaget ska kunna vara flexibelt och anpassa sin strategi för framtida förändringar, är interaktiva styrsystem. Däremot behöver inte ett interaktivt styrsystem som idag är berättigade vara det rätta imorgon. Detta faktum gör det intressant att undersöka om ett företag klarar av att anpassa sig samt förbli en konkurrenskraftig aktör på den nya marknaden. Syfte: Syftet med denna uppsats är att undersöka vilka förändringar en avreglering av den svenska elmarknaden har på Vattenfalls interaktiva styrsystem och vad de eventuella förändringarna beror på. Avgränsningar: I denna undersökning ämnar vi inte bedöma Vattenfalls val av strategi eller Vattenfalls marknadsprognos innan respektive efter avregleringen. Vidare har vi valt att avgränsa denna undersökning till att gälla distributionen av el till slutkund, vilket gör att det endast är Vattenfalls försäljningsavdelning som är av intresse i denna undersökning. Slutligen kommer inte att behandla interaktiva styrsystem som anknyter till juridiska strategiska osäkerheter och vi kommer inte heller försöka identifiera brister och svagheter med Vattenfalls interaktiva styrsystem och dess beroendevariabler. Genomförande: Den data som denna undersökning består av har samlats in genom en kvalitativ metod, där vi har gjort intervjuer med anställda på Vattenfall AB. Till viss del har vi använt oss av sekundärdata likt statliga rapporter, Internet och årsredovisningar. Resultat: Denna undersöknings resultat kan summeras med att Vattenfalls interaktiva styrsystem och dess beroendevariabler inte har genomgått någon markant förändring. Strategin har förändrats från att vara produktorienterad till att vara kundorienterad och liknas vid en differentieringsstrategi. Vattenfalls marknadsprognos är i stort oförändrad. Även de strategiska osäkerheterna har förändrats marginellt. I detta fall är den tydligaste förändringen att kundorientering har blivit en strategisk osäkerhet, vilket beror på att den svenska elmarknaden utsattes för konkurrens i och med avregleringen. Vad gäller interaktiva styrsystem har tre system förblivit oförändrade. Ett interaktivt styrsystem, logistiksystem, har försvunnit i och med avregleringen och istället har ett kundorienterat styrsystem skapats. Det ska dock tilläggas att det före detta logistiksystemet täcks upp av kundorienteringssystemet.