Le développement du bois énergie est un des principaux leviers dans la lutte contre le changement climatique. Cependant son utilisation à grande échelle n’est pas sans risque pour l’environnement. Afin de quantifier les impacts environnementaux de la filière bois énergie, nous avons, dans un premier temps, développé un modèle systémique de la filière, depuis la forêt jusqu’à la production d’énergie. Deux technologies ont été considérées pour la co-production d’électricité et de chaleur à partir de biomasse forestière : l’une, traditionnelle, par combustion directe, et l’autre, plus avancée mais moins mature, par gazéification. Dans le cas de la gazéification, nous avons défini les conditions opératoires les plus favorables du procédé en tenant compte des rendements énergétiques et exergétiques ainsi que de la qualité du syngas. Dans un deuxième temps, nous avons calculé les flux de carbone et de minéraux exportés lors de la récolte du bois ainsi que le nombre d’hectares requis, puis les ressources et rejets liées au fonctionnement des centrales biomasses. Nous avons noté qu’une intensification des pratiques sylvicoles résultait en une augmentation des exportations de minéraux. Enfin, nous avons évalué les performances environnementales des deux filières à l’aide d’une Analyse de Cycle de Vie (ACV). Dans le contexte énergétique français, les deux systèmes offrent des performances très similaires, avec un léger avantage à la combustion. Du point de vue du changement climatique, il serait plus particulièrement bénéfique de développer ces procédés biomasse afin de remplacer les technologies de production d’énergie basées sur les combustibles fossiles / Biomass is one of the most promising renewable energy source in Europe. Its use as a substitute to fossil energy is expected to mitigate climate change. However, potential drawbacks are also feared with large scale development. In order to assess the environmental impacts of the biomass-to-energy chain, we firstly developed a model of the bioenergy system, from the forest to the energy production. We focused on two biomass power plants for combined heat and power (CHP) production: one is based on the conventional direct combustion process while the other is based on the more advanced gasification process. Gasification offers higher electrical efficiency, but its development is still facing technical difficulties. In case of the gasification process, we defined the best operating conditions regarding energetic and exergetic efficiencies, as well as the syngas quality requirements. Secondly, we calculated the carbon and mineral flows taken from the forest through energy wood harvesting, along with the forested area required to feed the CHP plant. The other resources and emissions related to the plant operation were also predicted. We observed that more extensive forestry practices led to an increase in the mineral exports. Finally, we evaluated the environmental performance of the two biomass CHP plants using life cycle assessment (LCA). Within French energy context, we found that both CHP technologies had very similar impacts with a slight advantage toward the combustion process. It appears of particular benefit to replace current fossil energy systems with biomass CHP plants to reduce climate change

Det här projektet har varit på uppdrag av Kalmar Energi AB och har utförts på kraftvärmeanläggningen Moskogen. Projektet syftade till att undersöka om återvinning av rökgaskondensat till spädvatten var möjlig och ekonomiskt försvarbart. Denna åtgärd skulle potentiellt kunna minska anläggningens råvattenkonsumtion och det skulle leda till en ekonomisk besparing. Åtgärden skulle även bidra till att anläggningen blev mer självförsörjande och mindre känslig vid störningar på det lokala råvattennätet. Mätningar av flöden på rökgaskondensatsproduktionen, halter av föroreningar och råvattenkonsumtionen gav viktiga parametrar för kontakt med leverantör av reningssystem. Samarbete upprättades med Eurowater AB där två olika reningsanläggningar togs fram och delgavs Kalmar Energi AB. Kostnaden för de två olika förslagen och respektive råvattenbesparing gav två avskrivningstider för investeringarna. Slutsatsen som drogs av projektet var att en installation av en reningsanläggning för återvinning av rökgaskondensatet var möjlig. / This project has been commissioned by Kalmar Energi AB and has been carried out at the CHP plant Moskogen. The project aimed to investigate whether recycling of flue gas condensate was possible and economically justifiable. This measure could potentially reduce the plant´s raw water consumption and would result in economic savings. The measure would also help the plant become more self-sufficient and less sensitive to disturbances on the local raw water distribution net.  Measurements of the flow of flue gas condensate, levels of pollution and raw water consumption gave important parameters for contact with the purification supplier. We entered a collaboration with Eurowater AB where two different purification plants were presented to Kalmar Energi AB. The cost of the two different proposals and their respective raw water savings gave two different payback periods in which the initial investment would be recouped by the client. The conclusion drawn from the project is that the installation of a purification plant for recycling of flue gas condensate was possible.

The aim of master´s thesis is analysis of utilization of large-capacity battery energy storage systems, used in cooperation with facility Červený mlýn to supply ancillary services to ČEPS, a.s.. In the first part, categorisation of ancillary services is presented. Within the categorisation technical and legislative requirements on subjects providing individual services are defined, the overview of ancillary services providers is listed and the mechanisms of ancillary services procurement are elucidated. The thesis continues with an overview of accumulation technologies used in high-capacity application around the world and in Czech republic. Subsequently three technologies are presented – Li-Ion, NaS and VRB, which are considered as suitable technological solutions for given application. The last part of thesis deals with specification of parameters of the accumulation system, with selection of installation site within the facility and with description of operating modes while providing ancillary services. In order to evaluate the investment from an economic point of view, a model of sensitivity analysis is created and described and its outputs are presented and discussed at the end of the thesis.

The master's thesis deals with district heat exchangers in a thermal steam cycle of combined heat and power plants and with types of condensate cascades in the multilevel heating systems. Calculation of the thermal efficiency of electricity generation is provided for the investigated thermal cycle, which was modified for three different types of cascades. Besides that, a comparison of useful electric power and electricity generation through one year period of working is made. A significant part of the work is devoted to the design of district heat exchangers, including the calculation of thermal power and heat transfer area. Main dimensions are proposed for each exchanger together with a basic drawing.

This research focuses on developing strategies for the optimal control of large-scale Combined Cooling, Heating and Power (CCHP) systems to meet electricity, heating, and cooling demands, and evaluating the cost savings potential associated with it. Optimal control of CCHP systems involves the determination of the mode of operation and set points to satisfy the specific energy requirements for each time period. It is very complex to effectively design optimal control strategies because of the stochastic behavior of energy loads and fuel prices, varying component designs and operational limitations, startup and shutdown events and many more. Also, for large-scale systems, the problem involves a large number of decision variables, both discrete and continuous, and numerous constraints along with the nonlinear performance characteristic curves of equipment. In general, the CCHP energy dispatch problem is intrinsically difficult to solve because of the non-convex, non-differentiable, multimodal and discontinuous nature of the optimization problem along with strong coupling to multiple energy components. <div><br></div><div>This work presents a solution methodology for optimizing the operation of a campus CCHP system using a detailed network energy flow model solved by a hybrid approach combining mixed-integer linear programming (MILP) and nonlinear programming (NLP) optimization techniques. In the first step, MILP optimization is applied to a plant model that includes linear models for all components and a penalty for turning on or off the boilers and steam chillers. The MILP step determines which components need to be turned on and their respective load needed to meet the campus energy demand for the chosen time period (short, medium or long term) with one-hour resolution. Based on the solution from MILP solver as a starting point, the NLP optimization determines the actual hourly state of operation of selected components based on their nonlinear performance characteristics. The optimal energy dispatch algorithm provides operational signals associated with resource allocation ensuring that the systems meet campus electricity, heating, and cooling demands. The chief benefits of this formulation are its ability to determine the optimal mix of equipment with on/off capabilities and penalties for startup and shutdown, consideration of cost from all auxiliary equipment and its applicability to large-scale energy systems with multiple heating, cooling and power generation units resulting in improved performance. </div><div><br></div><div>The case-study considered in this research work is the Wade Power Plant and the Northwest Chiller Plant (NWCP) located at the main campus of Purdue University in West Lafayette, Indiana, USA. The electricity, steam, and chilled water are produced through a CCHP system to meet the campus electricity, heating and cooling demands. The hybrid approach is validated with the plant measurements and then used with the assumption of perfect load forecasts to evaluate the economic benefits of optimal control subjected to different operational conditions and fuel prices. Example cost optimizations were performed for a 24-hour period with known cooling, heating, and electricity demand of Purdue’s main campus, and based on actual real-time prices (RTP) for purchasing electricity from utility. Three optimization cases were considered for analysis: MILP [no on/off switch penalty (SP)]; MILP [including on/off switch penalty (SP)] and NLP optimization. Around 3.5% cost savings is achievable with both MILP optimization cases while almost 10.7% cost savings is achieved using the hybrid MILP-NLP approach compared to the current plant operation. For the selected components from MILP optimization, NLP balances the equipment performance to operate at the state point where its efficiency is maximum while still meeting the demand. Using this hybrid approach, a high-quality global solution is determined when the linear model is feasible while still taking into account the nonlinear nature of the problem. </div><div><br></div><div>Simulations were extended for different seasons to examine the sensitivity of the optimization results to differences in electric, heating and cooling demand. All the optimization results suggest there are opportunities for potential cost savings across all seasons compared to the current operation of the power plant. For a large CCHP plant, this could mean significant savings for a year. The impact of choosing different time range is studied for MILP optimization because any changes in MILP outputs impact the solutions of NLP optimization. Sensitivity analysis of the optimized results to the cost of purchased electricity and natural gas were performed to illustrate the operational switch between steam and electric driven components, generation and purchasing of electricity, and usage of coal and natural gas boilers that occurs for optimal operation. Finally, a modular, generalizable, easy-to-configure optimization framework for the cost-optimal control of large-scale combined cooling, heating and power systems is developed and evaluated.</div>

I värme- och kraftvärmeverk förbränns olika typer av bränslen för produktion av el och fjärrvärme. Vid förbränningen bildas rökgaser som innehåller föroreningar, till exempel tungmetaller, från bränslet. Anläggningarna har ofta krav på utsläpp både via rökgaserna och avloppsvatten. Rökgaserna renas därmed genom olika tekniker var av en vanlig teknik är rökgaskondensering. Vid rökgaskondenseringen bildas en vätska, kallad rökgaskondensat, som delvis innehåller tungmetaller från bränslet. Rökgaskondensatet måste renas innan det kan lämna anläggningen och det görs bland annat med tungmetalljonbytare. Jonbytarmassan i tungmetalljonbytarkolonnerna behöver bytas ungefär två gånger per driftsäsong då den inte längre kan binda mer tungmetaller. Detta är en kostnad för värme- och kraftvärmeverken som de vill minimera. I denna studie undersöktes om lokal provtagning och analys på ett kraftvärmeverk av ett antal utvalda tungmetaller i rökgaskondensat är en bra metod för att optimering av reningssteget med tungmetalljonbytare. Samt om detta kan säkerställa att miljökraven för tungmetaller i det renade rökgaskondensatet uppfylls. Med optimering avses att jonbytarmassornas fulla kapacitet utnyttjas, d.v.s. att byten av jonbytarmassor kan reduceras utan att riskera otillåtna halter av tungmetaller i de renade rökgaskondensatet till följd av att jonbytarmassorna använts för länge. Även tiden som behöver avsättas för lokal provtagning och analys dokumenterades. I dagsläget sker analyser hos ackrediterade laboratorium där det tar drygt två veckor att få resultatet och under väntetiden kan mycket på anläggningen förändras. En verifiering av resultaten från studien gjordes mot resultat från ett sådant. I denna studie undersöktes lokal provtagning och analys med mätinstrumentet FREEDD som bygger på tekniken kvartskristall mikrobalans (QCM-teknik). Andra alternativ för lokal analys har inte undersökts här.  Resultatet visade att det i dagsläget är svårt att med lokal provtagning optimera reningssteget med jonbytarmassor samt kontrollera utsläppen av tungmetaller via det renade rökgaskondensatet. Korrigeringar hos mätinstrumentet och provpunkterna behöver göras för att få pålitligt resultat. Tiden som behöver avsättas för provtagning och analys beror på vilken metall som ska analyseras då tiden för preparering av prov varierar. Men om det kan möjliggöra att anläggningarna kan använda jonbytarmassorna längre samt får kontroll på utsläppen via det renade rökgaskondensatet kan det vara lönsamt att avvara den tiden. / In heating and combined heat and power plants, different types of fuels are burned to produce electricity and district heating. During the combustion flue gases containing pollutants, such as heavy metals, are formed from the flue. The plants have requirements for low emissions, both from the flue gases and the wastewater. The flue gases are purified by various techniques and a common technique is flue gas condensation. During the flue gas condensation, a liquid called flue gas condensate, is formed, which partly contains heavy metals from the flue. The flue gas condensate must be cleaned before it can leave the plant. A step in the purification of the flue gas condensate is usually heavy metal ion-exchanger. The ion-exchange mass in the heavy metal ion-exchange columns needs to be changed approximately twice per operating season as it no longer has room to bind more heavy metals. This is an expensive cost for the heating and combined heat and power plants that they want to minimize. This study investigated whether local sampling and analysis at a cogeneration plant of a number selected heavy metals in flue gas condensate is a good method for optimizing the purifications step with heavy metal ion-exchangers. And if this can ensure that the environmental requirements for the heavy metals in the purified flue gas condensate are met. Optimization means that the full capacity of the ion-exchange masses is utilized, i.e. that the exchange of ion-exchange masses can be reduced without risking unauthorized levels of heavy metals in the purified flue gas condensate as a result of the ion exchange masses being used for too long.  The time needed for local sampling and analysis was also documented. At present, analyzes are done at accredited laboratories where it takes over two weeks to get the result and during that time much can be changes at the plant. A verification of the result of the study was also made against the result of an accredited laboratory. In this study, local analysis was made with the measuring instrument FREEDD which is based on quartz crystal microbalance (QCM-technology). Other options for local sampling and analysis have not been investigated. The result showed that, in the present, it is difficult to optimize the purification step with ion-exchange masses and check emissions of heavy metals with the purified flue gas condensate. To obtain reliable result, corrections to the measuring instrument and test points need to be made. The time that needs to be set aside for sampling and analysis depends on the metal, as the time for sample preparation varies.  But if it can enable the plants to use the ion-exchange masses longer and gain control of the emissions of heavy metals with the purified flue gas condensate, it can be profitable to save that time.

Sweden has the goal of reaching a fossil independent transportation sector by 2030. Two ways to reach the goal is to increase the use of electric vehicles or produce more biofuels. Both alternatives could be powered by forest residue, which is an underutilized resource in the country. Electricity could be produced in a biomass fired Combined Heat and Power (CHP) plant, and biofuel could be produced in a biorefinery through gasification of biomass and Fischer-Tropsch process. When located in Stockholm County, both system can also distribute heat to the district heating system. It is however important to use the biomass in an energy-efficient way. The scope of this work has been to analyze the efficiency together with environmental and economic aspects of the two systems.  To assess the efficiency and environmental impact of the two systems a forest to wheel study was made of the systems where the product was studied from harvesting of forest residue to driving the vehicle. The studied functional units were: kilometers driven by vehicle, kWh of district heating, CO2-equivalents of greenhouse gases and MWh of forest residue. The system using CHP technology and electric vehicles outperformed the biorefinery system on the two first functional units. Using the same amount of forest residue more than twice as much district heating and almost twice as many driven kilometers were produced in this system. The study also showed that both systems avoids significant greenhouse gas emissions and can be part of the solution to decrease emissions from road transportation.  The profitability of investing in a CHP plant or a biorefinery was calculated through the net present value method. It showed that the expected energy prices are too low for the investments to be profitable. The CHP plant investment has a net present value of -1.6 billion SEK and the biorefinery investment has a net present value of -4.6 billion SEK. Furthermore, the biorefinery investment entails higher risk due to the high investment cost and uncommercialized technology. Both systems face barriers for implementation, these barriers have been studied qualitatively. / Sverige har som mål att skapa en fossiloberoende fordonsflotta till år 2030. Två vägar som pekats ut för att nå målet är att öka användningen av eldrivna fordon eller att producera mer biobränsle. Båda alternativen kan drivas av skogsavfall, en råvara som det finns gott om i Sverige. Elektricitet kan produceras av skogsavfallet i ett kraftvärmeverk, och biobränsle i ett bioraffinaderi genom användning av förgasning och Fischer-Tropschmetoden. I Stockholms län skulle båda systemen dessutom kunna producera värme till Stockholms fjärrvärmesystem. Det är dock viktigt att använda skogsavfallet på ett resurseffektivt sätt. Därför undersöker detta arbete effektiviteten av de två olika systemen tillsammans med en analys av växthusgasutsläpp och ekonomiska förutsättningar.  För att kunna utvärdera effektiviteten och klimatpåverkan av de två olika systemen utfördes en ”skog-till-hjul”-analys där produkten undersöktes från ursprunget, till drivandet av ett fordon. För att utföra studien definierades fyra funktionella enheter. De funktionella enheterna var: körsträcka med bil mätt i kilometer, kWh fjärrvärmeproduktion, CO2 ekvivalenter av växthusgasutsläpp och MWh skogsavfall. Studien visade att systemet där skogsavfallet används i ett kraftvärmeverk för att producera elektricitet och ladda elbilar hade bättre resultat i de två första funktionella enheterna. Systemet producerade nästan dubbelt så lång körsträcka och mer än dubbelt så mycket fjärrvärme som systemet där skogsavfallet används i ett bioraffinaderi och biobränslet används i dieselbilar. Studien visade även att båda system kan bidra till att sänka växthusgasutsläppen från transportsektorn.  Lönsamheten att investera i ett kraftvärmeverk eller bioraffinaderi beräknades med nuvärdesmetoden. Studien visade att de förväntade framtida energipriserna är för låga för att investeringarna ska bli lönsamma. Kraftvärmeanläggningen hade ett nuvärde på -1.6 miljarder kronor, och bioraffinaderiet ett nuvärde på -4.6 miljarder kronor. Dessutom ansågs investeringen i ett bioraffinaderi vara en hög risk på grund av den höga investeringskostnaden och att tekniken idag inte är kommersialiserad. Det finns även en rad andra barriär för att genomföra de två olika systemen, dessa barriärer har studerats kvalitativt i arbetet.

Utsläppen av växthusgaser måste minska snabbt under de kommande åren. Sveriges mål är att uppnå nettonollutsläpp till år 2045. Industrisektorn spelar en avgörande roll i omställningsarbetet genom att minska sitt energibehov och fasa ut sin användning av fossila bränslen, teknikutvecklingen måste gå mot mer klimatsmarta och hållbara produkter och produktionsmetoder. Omställningen kommer att kräva ett mer robust och tillförlitligt energisystem där dagens centraliserade system kompletteras med mindre decentraliserade produktionsanläggningar så att effekt- och energibehov kan tillgodoses i alla lägen. Att producera el och värme närmare användaren bidrar till minskade överföringsförluster. Småskalig kraftvärmeproduktion (CHP) baserad på biobränslen eller restvärmeresurser kan vara en del av lösningen för att minska utsläppen av växthusgaser. Syftet med det här examensarbetet är att undersöka möjligheten för ett medelstort svenskt industriföretag att producera sitt eget basbehov av värme och el med hjälp av den konventionella Rankinecykeln. Samt att undersöka hur produktionskostnaderna av el och värme förändras beroende på anläggningens storlek. Arbetet har bestått av datainsamling från olika tillverkare av turbiner och pannor, en beräkningsmodell skapades i Excel där anläggningar av olika storlek har jämförts vid olika driftscenarion. Ekonomiska kalkyler har gjorts med hjälp av Pay-off metoden och Nuvärdesmetoden. Resultatet visar att produktionskostnaderna för anläggningar med turbiner i storleksordningen 10 – 100 kWel ligger på en relativt jämn nivå och betydligt lägre än priserna på köpt el och fjärrvärme. Den ekonomiska bedömningen visar generellt på positiva resultat med korta pay-offtider och positiva nuvärden. En jämförelse av anläggningarna visar att elverkningsgraden är låg och att totalverkningsgraden i vissa fall blir lägre än för företagets befintliga värmeleverantör. Detta visar att trots att det ur ett ekonomiskt perspektiv kan vara en lönsam investering kan det ur ett systemperspektiv vara ett sämre alternativ då en lägre verkningsgrad leder till en ökad primärenergianvändning. Det är många parametrar som påverkar en CHP-anläggnings prestanda och ekonomiska lönsamhet, men en av de viktigaste är drifttiden. Att ha en kontinuerlig drift under större delen av året har stor påverkan på anläggningens ekonomiska prestanda. Anläggningens låga elverkningsgrad gör också att största besparingen hamnar på värmeproduktionen vilket gör att anläggningen bör dimensioneras så att den ersätter så stor del som möjligt av företagets värmebehov. / The emissions of greenhouse gases need to decrease rapidly over the coming decades. Sweden has set the target to achieve net zero emissions by 2045. The industrial sector plays a crucial role in that conversion by reducing its energy needs and to convert from fossil fuels to renewables. This conversion will require a more robust and reliable energy system were todays centralized system has been supplemented by small decentralized production facilities. To produce heat and power closer to the consumers means less transmission losses. Small scale combined heat and power (CHP) production based on biofuels or excess heat could be a solution to reduce greenhouse gas emissions. The purpose of this paper is to evaluate the possibility for a mid-size Swedish industrial company to produce its own base load of heat and power with a conventional Rankine cycle. Also to evaluate the production costs depending on the size of the plant. The work has consisted of data collection from different manufacturers of steam turbines and steam boilers, a calculation model has been made in Excel to compare different plant sizes and in different operating scenarios. Economical evaluations has been made with the Pay-off method and the net present value method (NPV). The result shows that production costs for facilities with steam turbines in the size range of 10 – 100 kWel is well below the price of bought electricity and district heating. The economical evaluation generally shows on short pay-off times and positive NPV. A comparison of the CHP plants shows that the electric efficiency is low and the total efficiency sometimes can be lower than for the existing heat supplier of the company. This means that a switch to local CHP will have a negative impact from a system perspective, because of the increased use of primary energy resources. There is many parameters that affects the performance of a CHP plant but the most crucial is the operation time. To have a continuous operation over a major part of the year has a great impact on the economic performance. The low electric efficiency means that the major part of the savings gets on the heat production. This means that the CHP plant should be dimensioned to replace primarily the heat requirement.

The energy transition taking place in various parts of the world will have many effects on the current energy systems as an increasing amount of intermittent power supply gets installed every year. In Sweden, just as many other countries, this will cause both challenges and opportunities for today´s energy producers. Challenges that may arise along with an increasingly fluctuating electricity production include both power deficits at certain times and regions but also hours of over-production which can cause electricity prices to drop significantly. Such challenges will have to be met by both dispatchable power generation and dynamic consumption. Conversely, actors prepared to adapt to the new climate by implementing new technologies or innovative business models could benefit from the transition towards a fully renewable energy system.  This thesis evaluates the techno-economic potential of green hydrogen production at a combined heat and power plant with the objective to provide decision support to a district heat and electricity producer in Sweden. It was in the company’s interest to investigate how hydrogen production could help reduce the production cost of district heat as well as contribute to the reduction of greenhouse gases.  In the project, two separate business models: Power-to-gas and Power-to-power were evaluated on the basis of technical and economic performance and environmental impact. To do this, a mathematical model of the CHP plant and the hydrogen systems was developed in Python which optimizes the operation based on costs. The business models were then simulated for two different years with each year representing a distinctly different electricity market situation.  The main conclusions of the study show that Power-to-gas could already be profitable at a hydrogen retail price of 40 SEK per kg, which is the projected retail price for the transportation sector. The demand today is however limited but is expected to grow fast in the near future, especially within heavy transportation. Another limiting factor for hydrogen production showed to be the availability of storage space, as hydrogen gas even at pressures up to 200 bar require large volumes.  Power-to-power for frequency regulation was found to not be economically justifiable as the revenue for providing grid services could not outweigh the high investment costs for any of the simulated years. This resulted in a high levelized cost of energy at over 3000 SEK per MWh which was mostly due to the low capacity factor of the power-to-power system.  Finally, green hydrogen has the potential of replacing fossil fuels in sectors that is difficult to reach with electricity, for example long-haul road transport or the shipping industry. Therefore, green hydrogen production in large scale could help decarbonize many of society’s fossil-heavy segments. By also serving as a grid-balancer, hydrogen production in a power-to-gas process has the potential of becoming an important part of a renewable energy system. / Energiomställningen som äger rum i olika delar av världen kommer att ha många effekter på de nuvarande energisystemen eftersom en ökande mängd väderberoende kraftproduktion installeras varje år. I Sverige, precis som många andra länder, kommer detta att medföra både utmaningar och möjligheter för dagens energiproducenter. Utmaningar som kan uppstå tillsammans med en alltmer fluktuerande elproduktion inkluderar både kraftunderskott vid vissa tider och regioner men också timmar av överproduktion som kan få elpriserna att sjunka avsevärt. Sådana utmaningar måste mötas av både planerbar kraftproduktion och dynamisk konsumtion. Omvänt kan aktörer som är beredda att anpassa sig till det nya klimatet genom att implementera ny teknik eller innovativa affärsmodeller dra nytta av övergången till ett helt förnybart energisystem.  Denna rapport utvärderar den tekno-ekonomiska potentialen för produktion av grön vätgas vid ett kraftvärmeverk med målet att ge beslutsstöd till en fjärrvärme- och elproducent i Sverige. Det var i företagets intresse att undersöka hur vätgasproduktion kan bidra till att sänka produktionskostnaden för fjärrvärme samt bidra till att minska växthusgaser.  I projektet utvärderades två separata affärsmodeller: Power-to-gas och Power-to-power baserat på teknisk och ekonomisk prestanda samt miljöpåverkan. För att kunna göra detta utvecklades en matematisk modell i Python av kraftvärmeverket och vätgassystemen som optimerar driften baserat på kostnader. Affärsmodellerna simulerades sedan för två olika års elpriser för att undersöka modellens prestanda i olika typer av elmarknader.  De viktigaste slutsatserna i studien visar att Power-to-gas redan kan vara lönsamt till ett vätgaspris på 40 SEK per kg, vilket är det förväntade marknadspriset på grön vätgas for transportsektorn. Efterfrågan är idag begränsad men förväntas växa snabbt inom en snar framtid, särskilt inom tung transport. En annan begränsande faktor för vätgasproduktion visade sig vara tillgången på lagringsutrymme, eftersom vätgas även vid tryck upp till 200 bar kräver stora volymer.  Power-to-power för frekvensreglering visade sig inte vara ekonomiskt försvarbart, eftersom intäkterna för att tillhandahålla nättjänster inte kunde uppväga de höga investeringskostnaderna under några av de simulerade åren. Detta resulterade i en hög LCOE på över 3000 SEK per MWh, vilket främst berodde på Power-to-power-systemets låga utnyttjandegrad.  Slutligen kan det sägas att grön vätgas har stor potential att ersätta fossila bränslen i sektorer som är svåra att elektrifiera, exempelvis tunga vägtransporter eller sjöfart. Därför kan storskalig grön vätgasproduktion hjälpa till att dekarbonisera många av samhällets fossiltunga segment. Genom att dessutom fungera som balansering har väteproduktion i en Power-to-gas-process potential att bli en viktig del av ett system med stor andel förnybar energi.

Urgent CO2 mitigation strategies are crucial to combat climate change. Power-to-X encompasses the conversion of renewable electricity into carbon-neutral fuels, such as hydrogen and its derivatives. E-methanol, both an e-fuel and a platform chemical, can be obtained by combining hydrogen with biogenic CO2. Moreover, e-methanol holds the potential to defossilize both heavy transportation and chemical sectors, by reducing the reliance on fossil fuels. Sweden and Finland are global leaders in the wood processing industry, offering substantial potential for capturing and utilizing biogenic CO2 emissions from industrial flue gases in e-methanol production. The pulp and paper industry and the energy sector with combined heat and power plants are identified as the best point sources for biogenic emission capture in Sweden and Finland, due to their substantial use of biomass and biofuels. The thesis comprises a quantitative analysis with cost curve calculations to identify the key cost drivers of a power-to-methanol project. Additionally, a qualitative analysis is conducted to examine other important aspects influencing the project’s feasibility, such as power plant availability, environmental benefits, and grid availability. The levelized cost of e-methanol is calculated to range from 1,873 to 951 €/t depending on production capacity and electricity price area, compared to the current market value of fossil methanol estimated at an average of approximately 250 €/t. The key cost drivers for e-methanol projects include initial investments in technologies such as water electrolysis and carbon capture technology, as well as potential requirements for seasonal CO2 storage. A project’s geographical location will also impact production costs due to fluctuating electricity prices and grid availability in different electricity price areas. Among these areas, price area FI turned out to be the most feasible, while SE1 and SE3 are considered the least feasible regions for implementing a power-to-X project. Nevertheless, power-to-methanol presents an opportunity for the establishment due to society’s dependence on carbon. However, due to the high production costs, the realization of a power-to-methanol project might be infeasible without financial support, subsidies, and regulatory frameworks promoting and increasing the demand for sustainable and environmentally friendly fuels. / Akuta åtgärder krävs för att minska koldioxidutsläpp som är avgörande för att bekämpa den pågående klimatförändringen. Power-to-X innebär omvandling av förnybar elektricitet till koldioxidneutrala bränslen, såsom vätgas och dess derivat. E-metanol är både ett elektrobränsle och en viktig komponent inom kemikalieindustrin som främställs genom att kombinera grön vätgas och biogen koldioxid. E-metanol har potential att minska beroendet av kol inom sektorer för tungtransport och kemikalieindustrin genom att ersätta användandet av fossila bränslen. Sverige och Finland är världsledande inom skogsindustrin och har en betydande potential att fånga och använda biogen koldioxid från industriella rökgaser i produktionen av e-metanol. Pappersmassafabriker och energisektorn med kraftvärmeverk identifieras som de bästa punktkällorna för infångning av biogena utsläpp i Sverige och Finland, tack vare deras omfattande användning av biomassa och biobränslen. Uppsatsens omfattas en kvantitativ analys för kostnadsberäkningar, samt en kvalitativ analys för att undersöka andra viktiga aspekter som påverkar projektets genomförbarhet, såsom tillgänglighet av industrier, miljöfördelar samt möjligheten till att få en anslutningspunkt på elnätet. Produktionskonstnaden för e-methanol beräknas variera mellan 1 873 €/t till 951 €/t beroende på productionskapacitet och elprisområde, jämfört med det nuvarande marknadsvärdet för metanol som ligger runt 250 €/t. De primära kostnadsdrivarna i dessa projekt är investeringskostnaderna i tekniker så som elektrolyser och teknik för koldioxidinfångning, samt eventuella kostnader för långtidslagring av koldioxid. Projektets geografiska placering påverkar också produktionskonstanderna på grund av variationer i elpris och tillgång till elnätskapacitet i olika områden. Resultaten pekar på att det mest lämpliga prisområdet är FI, medan prisområde SE1 och SE3 anses vara minst lämpliga för implementeringen av ett power-to-X-projekt. Trots detta finns det stor potential för realiseringen av e-metanol baserat på samhällets beroende av kol. På grund av de höga produktionskostnaderna kan projektets genomförbarhet dock vara osäker utan ekonomiskt stöd, subventioner och regulationer som förespråkar och ökar efterfrågan på miljövänliga bränslen.