I ett kraftvärmeverk produceras både el och värme vilket är ett energieffektivt sätt att utnyttja energin i ett bränsle. Energikrävande verksamheter skulle med installation av ett eget biokraftvärmeverk kunna göra sig mindre beroende av elmarknaden samtidigt som el och värme produceras på ett förnyelsebart sätt. I denna rapport presenteras en ekonomisk fallstudie för Emåmejeriets investering i småskalig krafvärme baserat på förgasning. Emåmejeriet är ett smålänskt mejeri placerat i Hultsfred. I arbetet har ett beräkningsdokument skapats som ska kunna användas för aktörer som är intresserade av en investering av småskalig kraftvärme. I beräkningsdokumentet presenteras en känslighetsanalys där investeringkostnad, drift- och underhållskostnad, elpris, elertifikatpris och bränslepris (flis) är parametrar som studeras. I beräkningsdokumentet presenteras också ett tekniskt och ekonomiskt utfall. För Emåmejeriet skulle 12 % av elbehovet respektive 80 % av värmebehovet täckas av kraftvärmeverket. Det tekniska utfallet visade att Emåmejeriets investering var lönsam. Dock skulle investeringen inte vara lönsam utan investeringsstödet på 25 % som man fått. Investeringskostnaden var parametern som påverkade känslighetsanalysen mest.

I Sverige finns det stor potential för att utnyttja förgasning av biomassa för el- och värmeproduktion. Forskning och utveckling går framåt både nationellt och internationell men det finns en del kvar för att få förgasningstekniken kommersiell. Vid förgasning av biomassa är fukthalten ett stort problem, det försämrar förgasningsprocessen och minskar på processens värmevärde. Det kan lösas genom att använda sig av en bränsletork. I detta arbete presenteras en energi- och massbalans över en torkprocess som är installerad på en förgasningsanläggning i mikroskala på Emåmejeriet i Hultsfred. Analysen kommer att bidra till en större förståelse för hur torkningen fungerar och hur det påverkar fukthalten på utgående bränsle. En bra torkprocess bidrar till en förbättrad förgasningsprocess i framtiden. Resultatet visar att torken torkar bränslet och ger en låg fukthalt som gör att förgasaren fungerar bra. Luften till utloppet av torken har en temperatur på 20 grader och har en relativ fuktighet på 76 % vilket innebär att luften inte blir mättad i torken. Det visar att det finns mer utrymme för att göra en förbättring. Enligt mätningar som har gjorts på fukthalten visar att torken lyckas att torka bränsle med en fukthalt på 30-40% till en fukthalt på 5-10%. Den till torkprocessens tillförada värme är spillvärme från förgasaren med en effekt på 23.6 kW och torkeeffekte, alltså den effekt som krävs för att förånga vattnet i bränslet ger 14.5 kW.

<p>When a combined heat and power plant produces heat and power it often faces a deficit of heat load during the summer or other periods of time. This heat is often unnecessarily cooled away or the power production has to be reduced or shut off. If it is possible to store heat from periods with low heat demand to periods with high heat demand one can get many benefits. Among these benefits are: increased power production, decreased operation with partial load, uniformly distributed load.</p><p>To be able to store heat in situations like this long-term thermal heat storages are needed. In this thesis five different types of stores are presented: rock cavern storage, tank storage, pit water storage, borehole storage and aquifer storage. In this thesis the principles of the different storages is presented and experiences from operation in Sweden, Germany and Denmark are also presented.</p><p>The thesis contains a calculation of costs for the types of thermal heat storages that are suitable for use in a combined heat and power plant. To be able to function in a combined heat and power plant, a long-term thermal heat storage must be able to handle a high charge and discharge output. Storages that can meet these demands use water as store medium.</p><p>The conclusion is:</p><p>Pit storages are interesting if the capacity is below 20 000 m^3.</p><p>For capacities between 20 000 to 50 000 m^3, tank storages are most suitable.</p><p>Rock cavern storages are interesting if the capacity is larger than 100 000 m^3.</p><p>For capacities between 50 000 to 100 000 m^3, either rock cavern storages or connected tank storages are appropriate.</p>

When a combined heat and power plant produces heat and power it often faces a deficit of heat load during the summer or other periods of time. This heat is often unnecessarily cooled away or the power production has to be reduced or shut off. If it is possible to store heat from periods with low heat demand to periods with high heat demand one can get many benefits. Among these benefits are: increased power production, decreased operation with partial load, uniformly distributed load. To be able to store heat in situations like this long-term thermal heat storages are needed. In this thesis five different types of stores are presented: rock cavern storage, tank storage, pit water storage, borehole storage and aquifer storage. In this thesis the principles of the different storages is presented and experiences from operation in Sweden, Germany and Denmark are also presented. The thesis contains a calculation of costs for the types of thermal heat storages that are suitable for use in a combined heat and power plant. To be able to function in a combined heat and power plant, a long-term thermal heat storage must be able to handle a high charge and discharge output. Storages that can meet these demands use water as store medium. The conclusion is: Pit storages are interesting if the capacity is below 20 000 m^3. For capacities between 20 000 to 50 000 m^3, tank storages are most suitable. Rock cavern storages are interesting if the capacity is larger than 100 000 m^3. For capacities between 50 000 to 100 000 m^3, either rock cavern storages or connected tank storages are appropriate.

<p>Syftet med detta arbete är att identifiera geografiska platser i Sverige där det finns affärsmöjligheter för Vattenfall med industrikombinat som grundtanke samt definiera industrikombinatets uppbyggnad. Då arbetet skrivs för Vattenfall Elproduktion Norden ska elproduktion ingå i industrikombinatet. Begreppet industrikombinat används i detta arbete för att beskriva samarbeten där restvärme från en produktionsenhet används som primärvärme i en annan produktionsenhet</p><p>Branscherna med störst energianvändning i Sverige anses vara mest intressanta att samarbeta med eftersom det i dessa branscher bör finnas affärsmöjligheter med störst potential. Industrier ur dessa branscher kartläggs och placeras ut på en Sverigekarta för att lokalisera geografiska områden med stor energianvändning. Även enskilda industrier med stora energibehov ur andra branscher placeras ut på kartan. För geografiska områden där affärsmöjligheter identifieras beskrivs det föreslagna industrikombinatets uppbyggnad och nuvärdet av den föreslagna affärsmöjligheten presenteras.</p><p>Affärsmöjligheterna i Grycksbo och området Ludvika och Grängesberg anses mest intressanta med hänsyn till investeringarnas nuvärde och genomförbarhet. I dessa områden genomförs en fördjupad analys. I analyserna optimeras de berörda industriernas värmesamarbeten. Optimeringen görs genom att en modell av energi-systemet för de berörda industrierna byggs upp och optimeras i programmet Modest.</p><p>Affärsmöjligheten i Grycksbo är mycket lönsam. Nuvärdet för den affärsmöjligheten är 613 MSEK sett över en tioårsperiod med 6 % kalkylränta. Affärsmöjligheten är att investera 541 MSEK i en ny kraftvärmeanläggning för att förse Grycksbo Paper med den ånga de behöver. Affärsmöjligheter som liknar denna identifieras också vid pappersbruken i Munkedal och Åsensbruk.</p><p>I Ludvika och Grängesberg är nuvärdet av affärsmöjligheten -12 MSEK sett över en tioårsperiod med 6 % kalkylränta. Affärsmöjligheten är att investera 247 MSEK i en kraftvärmeanläggning och en förbindelse mellan fjärrvärmenäten i Ludvika och Grängesberg. Kraftvärmeanläggningen kan då förse Spendrups med den ånga de behöver samt leverera värme till fjärrvärmenäten. Lönsamheten för denna affärsmöjlighet påverkas kraftigt av investeringskostnaden för kraftvärmeanläggningen. Kostnaden för kraftvärmeanläggningar har stigit mycket de senaste åren. Om kostnaden för kraftvärmeanläggningar skulle sjunka skulle investeringen i Ludvika och Grängesberg vara mer lönsam.</p><p>Vattenfall rekommenderas ta kontakt med Grycksbo Paper samt Arctic Paper i Åsensbruk och Munkedal för att diskutera de affärsmöjligheter som presenteras i denna rapport. Dessutom rekommenderas Vattenfall att föra samtal med Spendrups i Grängesberg angående samarbete och bevaka kostnaden för kraftvärmeanläggningar.</p> / <p>The purpose of the thesis is to identify locations in Sweden with investment opportunities considering Industrial Symbiosis. Electricity generation has to be enabled by the investment since the thesis is written on behalf of Vattenfall Generation within the Nordic Business Group. The concept of Industrial Symbiosis is used to denote collaborations regarding exchange of energy.</p><p>The lines of business using most energy are found to be most interesting to cooperate with. Companies within these lines of business are scanned in order to mark their location on a map of Sweden. The locations of certain companies in other lines of businesses are also marked on the map if the company in question uses a lot of energy. The aim of marking locations on the map is to find firms with geographic proximity offering the possibility to collaborate in the form of Industrial Symbiosis. The designs of the symbiosis and the Net Present Values of the investment opportunities found by means of this scanning are presented in this thesis.</p><p>The most interesting investment opportunities are analysed more thoroughly and two business cases are built. The analysis includes building a model of the energy system and optimizing the collaboration regarding heat between firms in the model using the program Modest.</p><p>One of the business cases concerns Grycksbo Paper in Grycksbo. The identified opportunity is investing 541 MSEK in a CHP-plant to provide Grycksbo Paper with the steam needed in their paper production. The NPV of the investment is 613 MSEK based on 10 years with an interest rate of 6 %. Similar investment opportunities are identified concerning Arctic Paper in Åsensbruk and Munkedal.</p><p>The other business case concerns Spendrups brewery and the district heating networks in Ludvika and Grängesberg. The opportunity is investing 247 MSEK in a CHP-plant in order to deliver heat to Spendrups and to the district heating networks. An investment in a connection between Ludvika and Grängesbergs district heating networks is also included in the 247 MSEK mentioned above. The NPV of the investment is – 12 MSEK based on 10 years with an interest rate of 6 %. This NPV is strongly dependent on the investment cost of the CHP-plant. Investment costs in CHP-plants have risen drastically during the last couple of years. This investment would be more profitable if the cost of CHP-plants were to fall.</p><p>Vattenfall is recommended to start discussing a collaboration regarding a CHP-plant with Grycksbo Paper and Arctic Paper. Vattenfall is also recommended to start discussing a collaboration regarding a CHP-plant with Spendrups and to observe the costs of CHP-plants in order to notice a possible decline in prices making the collaboration with Spendrups more profitable.</p>

Syftet med detta arbete är att identifiera geografiska platser i Sverige där det finns affärsmöjligheter för Vattenfall med industrikombinat som grundtanke samt definiera industrikombinatets uppbyggnad. Då arbetet skrivs för Vattenfall Elproduktion Norden ska elproduktion ingå i industrikombinatet. Begreppet industrikombinat används i detta arbete för att beskriva samarbeten där restvärme från en produktionsenhet används som primärvärme i en annan produktionsenhet Branscherna med störst energianvändning i Sverige anses vara mest intressanta att samarbeta med eftersom det i dessa branscher bör finnas affärsmöjligheter med störst potential. Industrier ur dessa branscher kartläggs och placeras ut på en Sverigekarta för att lokalisera geografiska områden med stor energianvändning. Även enskilda industrier med stora energibehov ur andra branscher placeras ut på kartan. För geografiska områden där affärsmöjligheter identifieras beskrivs det föreslagna industrikombinatets uppbyggnad och nuvärdet av den föreslagna affärsmöjligheten presenteras. Affärsmöjligheterna i Grycksbo och området Ludvika och Grängesberg anses mest intressanta med hänsyn till investeringarnas nuvärde och genomförbarhet. I dessa områden genomförs en fördjupad analys. I analyserna optimeras de berörda industriernas värmesamarbeten. Optimeringen görs genom att en modell av energi-systemet för de berörda industrierna byggs upp och optimeras i programmet Modest. Affärsmöjligheten i Grycksbo är mycket lönsam. Nuvärdet för den affärsmöjligheten är 613 MSEK sett över en tioårsperiod med 6 % kalkylränta. Affärsmöjligheten är att investera 541 MSEK i en ny kraftvärmeanläggning för att förse Grycksbo Paper med den ånga de behöver. Affärsmöjligheter som liknar denna identifieras också vid pappersbruken i Munkedal och Åsensbruk. I Ludvika och Grängesberg är nuvärdet av affärsmöjligheten -12 MSEK sett över en tioårsperiod med 6 % kalkylränta. Affärsmöjligheten är att investera 247 MSEK i en kraftvärmeanläggning och en förbindelse mellan fjärrvärmenäten i Ludvika och Grängesberg. Kraftvärmeanläggningen kan då förse Spendrups med den ånga de behöver samt leverera värme till fjärrvärmenäten. Lönsamheten för denna affärsmöjlighet påverkas kraftigt av investeringskostnaden för kraftvärmeanläggningen. Kostnaden för kraftvärmeanläggningar har stigit mycket de senaste åren. Om kostnaden för kraftvärmeanläggningar skulle sjunka skulle investeringen i Ludvika och Grängesberg vara mer lönsam. Vattenfall rekommenderas ta kontakt med Grycksbo Paper samt Arctic Paper i Åsensbruk och Munkedal för att diskutera de affärsmöjligheter som presenteras i denna rapport. Dessutom rekommenderas Vattenfall att föra samtal med Spendrups i Grängesberg angående samarbete och bevaka kostnaden för kraftvärmeanläggningar. / The purpose of the thesis is to identify locations in Sweden with investment opportunities considering Industrial Symbiosis. Electricity generation has to be enabled by the investment since the thesis is written on behalf of Vattenfall Generation within the Nordic Business Group. The concept of Industrial Symbiosis is used to denote collaborations regarding exchange of energy. The lines of business using most energy are found to be most interesting to cooperate with. Companies within these lines of business are scanned in order to mark their location on a map of Sweden. The locations of certain companies in other lines of businesses are also marked on the map if the company in question uses a lot of energy. The aim of marking locations on the map is to find firms with geographic proximity offering the possibility to collaborate in the form of Industrial Symbiosis. The designs of the symbiosis and the Net Present Values of the investment opportunities found by means of this scanning are presented in this thesis. The most interesting investment opportunities are analysed more thoroughly and two business cases are built. The analysis includes building a model of the energy system and optimizing the collaboration regarding heat between firms in the model using the program Modest. One of the business cases concerns Grycksbo Paper in Grycksbo. The identified opportunity is investing 541 MSEK in a CHP-plant to provide Grycksbo Paper with the steam needed in their paper production. The NPV of the investment is 613 MSEK based on 10 years with an interest rate of 6 %. Similar investment opportunities are identified concerning Arctic Paper in Åsensbruk and Munkedal. The other business case concerns Spendrups brewery and the district heating networks in Ludvika and Grängesberg. The opportunity is investing 247 MSEK in a CHP-plant in order to deliver heat to Spendrups and to the district heating networks. An investment in a connection between Ludvika and Grängesbergs district heating networks is also included in the 247 MSEK mentioned above. The NPV of the investment is – 12 MSEK based on 10 years with an interest rate of 6 %. This NPV is strongly dependent on the investment cost of the CHP-plant. Investment costs in CHP-plants have risen drastically during the last couple of years. This investment would be more profitable if the cost of CHP-plants were to fall. Vattenfall is recommended to start discussing a collaboration regarding a CHP-plant with Grycksbo Paper and Arctic Paper. Vattenfall is also recommended to start discussing a collaboration regarding a CHP-plant with Spendrups and to observe the costs of CHP-plants in order to notice a possible decline in prices making the collaboration with Spendrups more profitable.

Umeå Energi AB har bestämt att en kontroll av pannverkningsgraden för kraftvärmepannan Dåva 2 skall genomföras. I dagsläget genomförs en beräkning av verkningsgraden månadsvis med den direkta beräkningsmetoden. Resultatet varierar dock kraftigt månad till månad varav en undersökning med indirekt beräkningsmetod är av intresse. Arbetet genomförs för att ge en mer noggrant beräknad verkningsgrad samt utreda förlustfaktorer kopplad till pannan. Då pannverkningsgraden i vanliga fall inte inkluderar rökgaskondensering beräknades också totalverkningsgraden för att ge en mer rättvis bild av pannan samt för att illustrera dess relevans. Arbetet genomfördes för två olika driftsfall, hög och låg last, för att undersöka hur verkningsgraden varierar beroende på driftsfall. Arbetet inleddes genom att studera de standarder som finns inom området för att utreda vilka faktorer som skulle beräknas samt vilka kriterier som skulle följas. Det framgick att en hel del provtagningar och analyser skulle genomföras på bland annat bränsle, aska och rökgaser. Detta krävde i sin tur en noggrann planering varav ett provtagningsschema skapades. Samtliga provtagningar genomfördes vid bägge driftsfallen och proverna skickades på analys, därefter kunde verkningsgraden beräknas. Resultatet tyder på hög totalverkningsgrad med något lägre pannverkningsgrad. Beroende på driftsfall varierar pannverkningsgraden mellan 74% vid hög last och 72% vid låg last. Totalverkningsgraden ligger på 92% vid hög last och 91% vid låg last. Den förlustfaktor som är av störst magnitud är rökgasförluster som beror av rökgasernas fukthalt och temperatur. Rökgasförlusterna varierar mellan 24% till 26% för pannverkningsgraden och 6.6% till 7.2% för totalverkningsgraden. Utöver rökgasförlusterna ligger strålningsförlusterna på runt 0.7% vid bägge driftsfallen. Förbränningsförlusterna är mycket låga och varierar mellan 0.52% och 0.53% vilket i kombination med de låga askförlusterna (0.006%-0.04%) tyder på mycket bra förbränning. På grund av de höga verkningsgraderna framkom inga självklara effektiviseringsåtgärder. Då rökgasförlusterna är de största förlustfaktorerna är därför åtgärder mot dessa av störst betydelse för verkningsgraden. Ett alternativ för att öka verkningsgraden ytterligare är att minska fukthalten på de utgående rökgaserna. De är i dagsläget runt 9% och står för majoriteten av rökgasförlusterna. En sänkning av denna fukthalt kan erhållas genom att sänka temperaturen på rökgaserna och på så vis kondensera mer fukt ur rökgaserna. Detta innebär att temperaturen på kondensatet i rökgaskondenseringsanläggningen måste sänkas, vilket i sin tur innebära att antingen sänka fjärrvärmereturen som kyler kondensatet, alternativt installera en värmepump mellan kondensatet och fjärrvärmereturen. Detta kräver dock en djupare utredning för att fastställa om dessa effektiviseringsåtgärder är genomförbara rent tekniskt samt om de är ekonomiskt försvarbara. / Umeå Energi AB has decided that an evaluation of boiler efficiency should be performed on their CHP-plant Dåva 2. Calculation of the efficiency using the input-output method is currently carried out monthly but the results vary greatly over time whereby an evaluation of the efficiency using the energy balance method was of interest. This was done to give a more accurate efficiency and to evaluate boiler losses. Due to the fact that the boiler efficiency doesn’t usually include flue gas condensation two different efficiency were calculated, boiler efficiency and total efficiency.  The boiler and total efficiency was determined for the CHP during two different loads, high and low. This was done to investigate how the efficiency varies with different loads. The work was initiated by studying the standards in the field of efficiency calculations to evaluate which factors and criteria to be calculated and followed.  It was shown that a lot of samplings and analysis was to be performed which demanded accurate sampling interval. A sampling schedule was therefore constructed to be followed. All sampling was then performed at both loads and the efficiency calculations could begin. The results indicate a high total efficiency with somewhat lower boiler efficiency. The boiler efficiency varied depending on the load by 74% on high load and 72% on low load. The total efficiency was 92% on high load and 91% on low load. The greatest losses were all connected to flue gas losses. Losses like moisture in flue gas or hot dry flue gas. The flue gas losses varied between 24% to 26% for the boiler efficiency and 6.6% to 7.2% for the total efficiency on high and low loads. Besides flue gas losses the next greatest loss is radiation losses, about 0.7% for both high and low loads. Losses due to incomplete combustion were very low and varied between 0.52% and 0.53% for high and low load which in combination with the low ash loses (0.006%-0.04%) indicates very good combustion. Due to the relatively high efficiencies, no obvious solutions for decreased energy losses were found. The greatest energy losses are flue gas losses and a solution to this will influence the efficiency the most. One solution to increase the efficiency is to reduce the moisture content of the flue gas. At this time the moisture content is at 9% and contributes the most to the flue gas losses. Reducing the moisture content can be done by lowering the flue gas temperature. This will increase the amount of moisture that is condensed in the flue gas condenser. To achieve this, the flue gas condensate temperature needs to be decreased. This can be done by either lowering the temperature on the district heating return which is cooling the flue gas condensate or install a heat pump between the flue gas condensate and the district heating return. These solutions require a more in depth analysis to evaluate if this is technically possible and if it is economically viable.

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.

The use of biomass-based combined heat and power (CHP) plants is considered by the EU administration to be an effective way to increase the use of renewables in the energy system, to reduce greenhouse gas emissions and to alleviate the dependency on imported fossil fuels. At present in Sweden, most of the CHP plants are operated in part-load mode because of variations in heat demand. Further use of the potential heat capacity from CHP plants is an opportunity for integration with other heat-demanding processes. Retrofitting the conventional CHP plants by integration with bioethanol and pellet production processes is considered a feasible and efficient way to improve the plants’ performances.   Modeling and simulation of the CHP plant integrated with feedstock upgrading, bioethanol production and pellet production is performed to analyze the technical and economic feasibility. When integrating with bioethanol production, the exhaust flue gas from the CHP plant is used to dry the hydrolysis solid residues (HSR) instead of direct condensation in the flue gas condenser (FGC). This drying process not only increases the overall energy efficiency (OEE) of the CHP plant but also increases the power output relative to the system using only a FGC. Furthermore, if steam is extracted from the turbine of the CHP plant and if it is used to dry the HSR together with the exhaust flue gas, pellets can be produced and the bioethanol production costs can be reduced by 30% compared with ethanol cogeneration plants.   Three optional pellet production processes integrated with an existing biomass-based CHP plant using different raw materials are studied to determine their annual performance. The option of pellet production integrated with the existing CHP plant using exhaust flue gas and superheated steam for drying allows for a low specific pellet production cost, short payback time and significant CO2 reduction. A common advantage of the three options is a dramatic increase in the total annual power production and a significant CO2 reduction, in spite of a decrease in power efficiency.   The retrofitted biomass-based CHP plants play a crucial role in the present and future regional energy system. The total costs are minimized for the studied energy system by using wastes as energy sources. Analyses of scenarios for the coming decades are performed to describe how to achieve a regional fossil fuel-free energy system. It is possible to achieve the target by upgrading and retrofitting the present energy plants and constructing new ones. The conditions and obstacles have also been presented and discussed through optimizing the locations for proposed new energy plants and planting energy crops. / REMOWE, CSC

Denna rapport är en litteratur- och källstudie med syfte att utforska den svenska förnybara elens utveckling. Förnybar energi är idag viktigt i samhället då den genererar den el som vi är i behov av, utan att påverka miljön i lika stor omfattning som tidigare energislag. Målet var att efter genomfört arbete, ha svar på hur Sveriges elmix ser ut och eventuellt kunna svara på hur den kan se ut till nästa generation. Vilka tekniska lösningar som används idag för respektive kraftslag är något som återges i rapporten. Alla kraftslag påverkar miljön på något vis. Rapporten beskriver dessa miljöpåverkan med hjälp av livscykelanalyser som pekar på var i produktions- och driftprocessen som den största påverkan sker. Vidare granskar rapporten den svenska elanvändningen och diskussioner har hållits på hur denna kan komma att påverka den framtida elproduktionen. Ett intressant ämne under arbetets gång var, huruvida en storskalig export av el till närliggande länder med hjälp av sjökablar var möjligt för Sverige. Studiens slutsats blev att det finns en väldigt stor utbyggnadspotential för ett flertal förnybara kraftslag. Dock bestämmer ett flertal styrmedel utbyggnadstakten. Även politiska beslut har ett stort inflytande för hur mycket förnybar elproduktion som kommer att finnas i framtiden. / This report is a literature and source study with the purpose of exploring the Swedish renewable electricity development. Renewable energy is today important in society as it generates the electricity that we are in need of, without affecting the environment to the same extent as fossil fuels. The objective of the report was to obtain the answer to how the Swedish electricity mix looks like and if possible, be able to answer how it might look for the next generation. The technologies used today in each type of power plant are something that is rendered in the report. All power production affects the environment in some way. The report describes the environmental impacts using life-cycle assessment that points out where in the production and operation process the greatest impact occurs. Furthermore, the report examines the Swedish use of electricity and discussions have been held on how this may affect the future electricity production. An interesting topic during the process of the report was whether a large-scale export of electricity to neighboring countries by means of submarine power cables, was possible for Sweden. The conclusion of the study was that there is a very significant potential for further development of the renewable power sources. However, means of control is one of the determining factors for the rate of expansion. Political decisions also have a major influence on the amount of renewable electricity that can be available in the future.