The installation of variable renewable energy sources has rapidly increased during the last decade in several countries. It is likely that it will also increase in Sweden. Such a development could lead to periods of very high power production. In order to keep the stability of the electric grid, curtailment is the most common feed-in management method. This study examines how Power-to-Heat can utilize this surplus power in Swedish district heating systems instead of using curtailments and thereby facilitate the development of installed variable renewable energy sources. During this study a model was developed in MatLab where the capacity utilization was simulated for Power-to-Heat. The study indicates that the capacity utilization varies from 1,1–4,2 TWh electricity. In this scenario a share of the base load is substituted with new installed wind and solar power; 50 TWh respectively 10 TWh. The parameter that showed greatest sensitivity for the analysis were how the net power profile was simulated.

Durch den Ausbau insbesondere wetterabhängiger erneuerbarer Energien steigen zukünftig die Anforderungen an die Bereitstellung von Flexibilität im Stromsektor. Wärmespeicher und Power-to-Heat-Anlagen in der Fernwärmeversorgung können einen großen Beitrag zur Bereitstellung von Flexibilität an der Schnittstelle von Strom- und Wärmesektor liefern. Die vorliegende Arbeit untersucht vor dem Hintergrund von unterschiedlichen regulatorischen Rahmenbedingungen, an welchen Märkten der Einsatz der Power-to-Heat-Anlagen aus Systemsicht den größten Mehrwert zur Integration von erneuerbaren Energien liefern kann. Mithilfe des Strommarktmodells MICOES-Europe wird der stündliche Kraftwerkseinsatz aller europäischen Kraftwerke vor dem Hintergrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien untersucht. Ziel der gemischt-ganzzahligen Optimierung, die insbesondere techno-ökonomische Charakteristika thermischer Kraftwerke berücksichtigt, ist die kostenminimale Deckung des Strombedarfs im Großhandelsmarkt bei gleichzeitiger Erfüllung der Leistungsvorhaltung für Regelenergie. In Deutschland werden die größten Fernwärmenetze mit ihren zugehörigen Erzeugungsanlagen (Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizwerke, Wärmespeicher) abgebildet und stündlich die optimale Deckung des Wärmebedarfs berechnet. In einem Szenario für das Jahr 2025 wird die Verfügbarkeit von 1.000 MW an Elektrokesseln in großen deutschen Fernwärmenetzen angenommen. Hierbei wird deren Einsatz nur am Spotmarkt oder nur für negative Sekundärregelleistung dem Fall gegenübergestellt, dass die Anlagen auf beiden Märkten agieren und sich situationsabhängig zwischen ihnen entscheiden können. Es werden dabei die Fälle verglichen, bei denen Elektrokessel entweder Abgaben auf den Stromverbrauch zahlen oder keine zusätzlichen Abgaben tragen müssen. Der Einsatz der Elektrokessel in Verbindung mit Wärmespeichern in der Fernwärmeversorgung kann den Einsatz der KWK-Anlagen so flexibilisieren, dass sich deren Stromerzeugung stärker an die Einspeisesituation der erneuerbaren Energien anpassen kann. Auf diese Weise kann in allen betrachteten Szenarien die marktbedingte Abregelung von erneuerbaren Energien verringert werden. Dabei sinken die CO2-Emissionen der Strom- und Wärmeversorgung ebenfalls in allen Szenarien. Die größten Reduktionen sowohl bei CO2-Emissionen als auch bei den variablen Kosten der Strom- und Wärmeerzeugung werden dabei in den Szenarien mit Teilnahme der Elektrokessel am Regelleistungsmarkt erreicht. Stellen Elektrokessel negative Sekundärregelleistung bereit, kann hierdurch die Must-run-Erzeugung thermischer Kraftwerke in Stunden mit hoher Einspeisung von erneuerbaren Energien deutlich gesenkt werden. Hierdurch ergibt sich ein großer Hebel für die Integration von Strom aus erneuerbaren Energien. / The requirements for the provision of flexibility in the power sector will increase in the future due to the expansion of the usage of weather-dependent renewable energy sources. Heat storage and power-to-heat-plants (electric boilers) in the district heating supply can provide flexibility at the interface of the power and heat sector. At the moment the use of power-to-heat plants is only cost-effective on the control power market due to the current regulation. High charges for the direct use of electricity impede a use on the spot market. The present work examines from a system perspective on which market the use of electric boilers can provide the largest benefits for the integration of renewable energies considering different regu-latory frameworks. The year 2025 is considered where Germany aims to reach a share of 40 to 45 % renewable energy generation in the gross power consumption. For this purpose the hourly power plant dispatch of all European power plants is examined using the electricity market model MICOES-Europe. The model describes the wholesale electricity market and the control power market (secondary and tertiary reserve). The aim of the mixed-integer optimization is the calculation of the cost-minimal coverage of the electricity demand in the wholesale market while at the same time fulfilling the provision of control power. The optimization takes into account in particular the techno-economic characteristics of thermal power plants. In Germany, the largest district heating grids with their associated generation plants (combined heat and power plants, fossil-fuel and electric boilers, heat storage) are modelled and the optimal coverage of the heat demand is calculated for every hour. With the assumed payment of high electricity charges the use of electric boilers on the spot market is no business case in 2025. The situation changes in the scenario without electricity charges. Here, electric boilers reach between 1,050 and 2,140 full load hours. If the electric boilers provide negative secondary control power, the must-run generation of thermal power plants in hours with a high feed-in of renewable energies can be reduced significantly. This results in a large lever for the integration of renewable energies. Electric boilers reach up to 1,800 full load hours by providing control energy, if they provide control power all year round and without payment of electricity charges. The use of the electric boilers in combination with heat storages in the district heating system can make the dispatch of combined heat and power plants more flexible, so that their electricity generation can be better adapted to the feed-in situation of renewable energies. In this way, the market-dependent curtailment of renewable energies can be reduced in all scenarios. The CO2-emissions of the electricity and heat supply can be reduced by this technology in Germany. Furthermore, CO2-emissions in other European countries can be reduced as well due to effects of the power trade. The highest reductions in both CO2-emissions and variable costs of electricity and heat generation are achieved in the scenarios with electric boilers participating in the control power market.

Die Dissertationsschrift untersucht die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt mit einem besonderen Fokus auf Wärmepumpen und Wärmenetzen. Vor dem Hintergrund des steigenden Ausbaus erneuerbarer Energien und der langfristigen Klimaziele stellt sich dabei die Frage der Wirkung, welche die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt auf die Reduktion der CO2-Emissionen, die Energiesystemkosten und die Integration der erneuerbaren Energien hat. Zur Beantwortung der Forschungsfrage wird das lineare Optimierungsmodell Enertile um zwei Wärmemodule zur Berücksichtigung von Wärmepumpen und Wärmenetzen erweitert. Im Unterschied zu anderen Modellen wird in der Implementierung für diese Arbeit der Ausbau und der Einsatz der erneuerbaren Energien, der KWK und der weiteren fossilen Kraftwerkskapazitäten gleichzeitig optimiert, wodurch eine Analyse der Wechselwirkungen zwischen dem Ausbau erneuerbarer Energien und der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt möglich ist. Die in dieser Arbeit vorgenommene modellgestützte Analyse zeigt die große Bedeutung der Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Im Rahmen einer langfristigen Dekarbonisierung der Energieversorgung durch einen verstärkten Ausbau von erneuerbaren Energien ergeben sich sowohl Chancen als auch Herausforderungen für die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Die Modellierung der Wärmepumpen zeigt für den gesamten Zeitraum ab 2020 deutlich geringere spezifische CO2-Emissionen gegenüber der Wärmeerzeugung in modernen Gasbrennwertkesseln. Die Ergebnisse zeigen auch, dass bivalente Systeme – die kombinierte Nutzung verschiedener Wärmeerzeugungstechnologien wie beispielsweise KWK, Gasheizkessel und Elektroheizkessel – vor dem Hintergrund der Umstrukturierung des Stromsektors eine wichtige Rolle spielen. Langfristig stellt die flexible Wärmebereistellung durch elektrische Heizungstechnologien insbesondere bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien eine kostengünstige und CO2-arme Alternative zur fossilen Wärmeerzeugung dar.:1 Einleitung 1 1.1 Ausgangslage 1 1.2 Problemstellung 3 1.3 Zielsetzung und Vorgehen 4 2 Rahmenbedingungen auf dem Strom- und Wärmemarkt in Deutschland 7 2.1 Rahmenbedingungen auf dem Strommarkt 7 2.2 Rahmenbedingungen auf dem Wärmemarkt 12 2.3 Schlussfolgerungen für diese Arbeit 16 3 Modellierung der Interaktionen von Strom- und Wärmemarkt 17 3.1 Stand der Forschung und Anforderungen an das Modell 17 3.2 Modelle zur Untersuchung von Strom- und Wärmemarkt 18 3.3 Stromsystemoptimierung Enertile 21 3.3.1 Eingangsdaten und Ergebnisse 23 3.3.2 Problemformulierung 24 3.4 Modellerweiterung zur Integration des Wärmemarktes 26 3.4.1 Wärmepumpen 26 3.4.2 Wärmenetze 32 4 Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 42 4.1 Unsicherheiten im Rahmen dieser Arbeit 42 4.2 Methoden zum Umgang mit Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 43 4.3 Szenarienentwicklung und Sensitivitäten 47 5 Definition von Szenarien zur Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 50 5.1 Szenarienübersicht 50 5.2 Zentrale Annahmen 51 5.3 Strommarkt 56 5.3.1 Erneuerbare Energien 56 5.3.2 Konventionelle Kraftwerke 57 5.3.3 Stromnachfrage 59 5.4 Wärmenetze 59 5.5 Wärmepumpen 63 5.6 Sensitivitäten 65 5.7 Kritische Reflexion der Annahmen 66 6 Modellgestützte Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 68 6.1 Einfluss auf die CO2-Emissionen 69 6.1.1 Strommarkt 69 6.1.2 Wärmepumpen 72 6.1.3 Wärmenetze 77 6.2 Entwicklung des Kraftwerksparks und des Erzeugungsmixes 82 6.2.1 Strommarkt 82 6.2.2 Wärmepumpen 95 6.2.3 Wärmenetze 106 6.2.4 Integration erneuerbarer Energien auf dem Strommarkt 128 6.3 Änderung der Systemkosten durch die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt 131 6.3.1 Kosten der Stromerzeugung 132 6.3.2 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmepumpen 134 6.3.3 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmenetze 136 6.4 Zusammenfassung der Szenarienanalyse 140 6.4.1 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei ambitionierten Klimaschutz 140 6.4.2 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei mäßigem Klimaschutz 141 7 Sensitivitäten 142 7.1 Stabile Brennstoffpreise 142 7.2 Potentiale von erneuerbaren Energien 145 7.3 Isolierte Effekte von Elektroheizkesseln und KWK 148 7.3.1 Keine KWK 148 7.3.2 Keine Elektroheizkessel 150 7.4 Hohe Flexibilität der Wärmepumpen 151 7.5 Zusammenfassung Sensitivitäten 152 8 Zusammenfassung 154 8.1 Motivation und Forschungsfrage 154 8.2 Methodisches Vorgehen 154 8.3 Ergebnisse 155 8.4 Schlussfolgerungen und kritische Reflektion 156 8.4.1 Szenarienanalyse 156 8.4.2 Methodik 157 8.4.3 Ausblick 159

This work aims to investigate the potential electricity savings, as well as the potential decrease in LCoH and OPEX, that an integration of an industrial heat pump can have on a molten salt-based power-to-heat system with integrated thermal energy storage. The original system uses an electric heater to heat up molten salt, which acts as the heat transfer fluid of the system, from which heated steam can be produced and delivered at the output. The idea of integrating an industrial heat pump into this power-to-heat system is that it would heat up the molten salt for a certain temperature range in the beginning of the heating phase, while the electric heater would be used for the later part of the heating phase of the molten salt.  First, a background section is presented in order to provide background information about the topic at hand, primarily focusing on heat pump theory and avaliable process- and waste heat that could be used by an industrial heat pump. After that, a system configutaion is presented of the investigated power-to-heat system with all the components in it thoroughly explained. The methodology followed throughout this work is then presented, which includes the description of a mixed-integer linear program that is of fundamental importance in relations to this work, and used for conducting simulations from which much of the results is derived from.  When using a waste heat tempreture of 100°C and a sink temprerature of 250°C for the industrial heat pump, results show that the electrical power used in the system without an industrial heat pump can be decreased by 15,6%. Moreover, a maximum decrease of 13,4% of the LCoH and 16,6% of the OPEX can be achieved by the integration of the industrial heat pump. The biggest decrease, in regard to the LCoH and the OPEX, were for the countries with the highest average electricity prices, while a smaller decrease was shown for the countries with lower average electricity prices.  A cost increase for the industrial heat pump, which would affect the CAPEX of the system, was shown to have a small outcome for the LCoH savings, the major contributor was the OPEX of the system. If any impactful change for this particular power-to-heat system is desired, it's going to have to decrease the OPEX for best result, which is what the integration of an industrial heat pump aims at doing.

För att Sverige ska uppnå de energimål som satts upp i enighet med Agenda 2030, är det av stor vikt att implementera mer förnybara resurser. Sektorkopplingsstrategier är en potentiell åtgärd vilket skulle optimera det svenska energisystemet. På sikt skulle det även kunna frigöra kapacitet, och därmed möjliggöra hantering av en större andel förnybara källor i elnätet. Syftet med den här studien är att bistå med en nulägesrapport av sektorkopplingsetablering i Sverige, med särskild fördjupning i region Gotland. Studien grundas i en omfattande litteraturstudie och kvalitativa intervjuer. Genom att studera tidigare litteratur inom området identifierades tekniker och metoder inom sektorkoppling, vars nuvarande utsträckning i Sverige kartlades. Den fördjupade datainsamlingen för studien var ostrukturerade kvalitativa intervjuer med projektledare och aktörer med relevans för Gotland. Resultatet från studien är en sammanställning av sektorkopplingtekniker samt hur dessa kan bidra till att öka flexibiliteten i energisystemet i allmänhet, och elnätet i synnerhet. Vidare kartlades projekt i Sverige som tillämpar dessa tekniker. Slutsatserna visar på att sektorkoppling redan är etablerat i Sverige, men befinner sig i ett tidigt stadium. Resultatet visade vidare att det krävs engagemang från kunder och aktörer, samt en viss standard i energisystemet för att möjliggöra en framgångsrik tillämpning av sektorkoppling i det svenska energisystemet. Resultaten belyser likväl att en fortsatt etablering av sektorkoppling kan komma att kräva ekonomiska incitament i form av bidrag och satsningar. / Including more renewable energy sources in the energy system is of great importance to enable Sweden to achieve its climate goals in unity of Agenda 2030. Sector coupling is a potential strategy for energy optimization, which in time could become a more established method to manage capacity issues, as well as permitting more renewable energy sources in the electricity grid. The purpose of this study is to compile a status report on current sector coupling in Sweden, with additional further investigation of region Gotland. The study is based on a comprehensive literature study as well as data collection through qualitative interviews with relevant stakeholders. Previous research and literature in the field enabled the identification of different technologies and methods relating to sector coupling. Qualitative data was gathered through unstructured interviews with represenatatives from companies and organizations having their focus set on energy planning in the Gotland region. The results consist of an assortment of various sector coupling technologies and their ability to increase the flexibility of the power grid and energy system in Sweden. In addition, several projects with diverse implementation of sector coupling strategies were also being mapped out. In conclusion, it became apparent that sector coupling is only at its earlier stages of implementation in Sweden. Further interest and commitment by customers and businesses is of great importance and needed to enable expansion of sector coupling technologies in Sweden. Moreover, the energy system requires standards, as well as financial incentives to promote further use of sector coupling in society.

Sweden is working on increasing the share of wind energy, but it comes along with many challenges,one of those challenges is the uncertainty of the wind power; CHP could be an option for betterutilizing of wind power by adapting the power to heat ratio according to wind energy fluctuation.The potential for utilizing installed wind energy in Sweden using CHP plant has been studied. A CHPplant installed in the South of Sweden was considered as studied case. To match the heat andelectricity demand requested by the region with the output from the CHP plant two scenarios weresimulated. Results showed that 5.3 MW of installed wind energy in Sweden could be adjusted andset to a level of 73.6 MW if the CHP plant alone were to cover the heat demand, and 25.4 MW ofinstalled wind power in Sweden could be adjusted and set to a level of 54.2 MW with an additionalheat supply of 8 MW in the studied case.

<p>Predložen je i testiran model za energetsko vrednovanje kogenerativnih postrojenja pri čemu se proračun koeficijenta gubitka električne snage obavlja pomoću postupka koji je posebno naveden i predložen.<br />Sam model može i treba da predstavlja snažan alat prilikom kreiranja energetske politike, u delu koji se odnosi na kogeneraciju, s obzirom na to da pruža mogućnost jasnog energetskog vrednovanja postrojenja u smislu efikasnosti i uštede primarne energije kao i definisanja koji deo i koliko kogeneracija treba da bude stimulisana, odnosno potencijalno zastupljena u okviru nekog energetskog sistema.<br />Predloženi model je testiran na složenom kogenerativnom postrojenju snage 150 MW.</p> / <p>A model for energy evaluation of a cogeneration plant is proposed<br />and tested with the calculation of electric power loss done by means<br />of a procedure which is particularly specified and proposed.<br />The model itself can and should be used as a powerful tool for the<br />creation of energy policies in the part regarding cogeneration since it<br />gives opportunities for a clear energy evaluation of a plant in terms of<br />efficiency and primary energy saving, as well as for defining which<br />part and to what extent cogeneration should be stimulated, that is,<br />potentially represented within a specified energy system.<br />The proposed model has been tested on a cogeneration plant with<br />the capacity of 150 MW.</p>