Utvecklingsplattform Energi. Andra seminariet, Energisektorns transformation

Utvecklingsplattform Energi

Andra seminariet, Energisektorns transformation 2020-02-07

Agenda

• Välkomna

• Värmemarknaden, kort inledning; Profu

• Några aktuella projekt med koppling till värmemarknaden; Profu

• Pathways to Net Zero Greenhouse Gas Emissions in Supply Chains; Chalmers

• 12.00 Lunch

• Digitalisering inom värme-/energiområdet;

Profu, Stena Fastigheter

• Senaste nytt från Temagrupperna; SUST

• Avslutning

• 14.50 Fika

Välkomna till

Utvecklingsplattform Energi

• Att utvidga gruppen aktörer som tar del av

resultaten från Värmemarknad Sverige och andra aktuella forskningsprojekt (NEPP, …)

• Ge fler vägar för information in i projekten

• Initiera/stödja fler lokala dialogprojekt mellan lokala aktörer

• Skapa en arean för att skapa nya utvecklings- och demonstrationsprojekt och på sikt ge internationell spridning

• Att lägga grunden för ett långsiktigt forum för samverkan kring energisystemfrågor

Medel

•

Arrangera tema-seminarier och skapa temagrupper

•

Samverka med andra forskningsprojekt

•

Medverka i lokala samverkansprojekt

•

Utökad resultatspridning genom nyhetsbrev, resultatblad, artiklar, …

•

Deltagande vid konferenser, nätverk och forum

•

Utveckla nya projektansökningar

Värmemarknaden

100

Värmemarknaden i omdaning

Mot ökad hållbarhet

Värmemarknadens utveckling de senaste 40 åren

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

1970 1980 1990 2000 2010 2020

Primärenergi Effektivisering Naturresursindex Förnybart

CO2-utsläpp Svavel-utsläpp

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

1970 1980 1990 2000 2010 2020

Transport Industri

Värmemarknad

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

?

?

?

Värmemarknaden

- Energi- och miljöhållbarhetsindex

Nedre gräns

Långsam utveckling

Energisnålare hus

Mer

individuellt

Kombinerade lösningar

Värmemarknaden

- Fyra framtidsscenarier

Framtida värmeanvändning

- Nettoenergibehov (använd energi), Långsam utveckling

Framtida värmeanvändning

- Nettoenergibehov (använd energi), Energisnålare hus

Framtidsscenarier

- Inköpt energi (levererad energi)

Några aktuella projekt med

anknytning till värmemarknaden

- Värmepumpar och eleffektbalansen - El och fjärrvärme - samverkan mellan

marknader

- Kraftvärme i framtiden

- Värdet av säsongslager i fjärrvärmesystem Håkan Sköldberg; Profu

P r o fu

Värmepumpar och eleffektbalansen

En studie finansierad av Energimyndigheten och Kylbranschens samarbetsstiftelse (KYS)

Pr ofu

Frågeställningar

• Eleffektbehovet för värmepumpar och elvärme - idag och i framtiden (2030-perspektiv)

• Hur påverkas eleffektbehovet av kalla respektive varma år?

• Hur förhåller sig eleffektbehovet för värmepumpar och elvärme till annat elbehov och till elproduktionen?

• Kan vi genom ”smart” styrning minska elsystem-

belastningen ytterligare?

Den svenska värmepumpsexpansionen

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Årligt installerad (MW)

Luft-vatten Frånluft Vätska-vatten Luft-luft

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000

före 1982 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Sålda värmepumpar per år (antal)

Uteluft - vatten Frånluft - vatten Slutna vätskesystem Luft-luft* (uppskattning)

Källa: SKVP och egna antaganden

Årlig installerad värmeeffekt

→ Uppskattningsvis 8-9 GW total installerad värmeeffekt för VP

Scenarier för den framtida utvecklingen

Nyttig värme från värmepumpar i

Värmemarknad Sveriges fyra scenarier.

0 5 10 15 20 25 30 35 40

2010 2020 2030 2040 2050 2060

TWh/år

Mer individuellt Långsamutveckling Kombinerade lösningar Energisnålare hus

Fokus på omkring 2030

Värmepumparna fortsätter att bli bättre och bättre …

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10

2030 Idag

COP

Utetemp (C)

Värmefaktor (COP) som funktion av utetemperatur för den genomsnittliga bergvärmepumpen idag och år 2030

Verkningsgrad (COP-värdet) Effekttäckning (av husets maxbehov vid DUT)

BVP: från ca 55% för hela dagens bestånd till ca 85% för 2030 års hela bestånd

Nya installationer: ca 100% täckning Utbytesmarknaden: ca 65% täckning

(borrhålsuppgradering fordras vid ~100%)

Prestandan för övriga värmepumpar antas också förbättras signifikant över tid!

→ Idag (2016) i normalfallet, drygt 7 GW (inkl varmvattenberedning)

→ Kallår: typiskt +2 GW på normalåret

→ År 2030 typiskt 20-40% lägre pga prestandaförbättringar för VP och fortsatt konvertering bort från elvärme

Eleffektuttaget för VP och elvärme (i bostäder och lokaler)

0 2 4 6 8 10

GW

Idag

2030,

"Mer indiv."

2030,

"Energisn. hus"

Kallår 2003 Varmår 2008 Normalår 2016

Den säsongsvisa variationen i eleffekt- förbrukning (2016)

0 5 10 15 20 25 30

GW

Max effekt 26,7 GW fred 15/1 kl 08 Ca 11,5 GW skillnad mellan typisk kall vinterdag och typisk (för)sommardag

Varav

- Ca 6,5 GW endast uppvärmn i inkluderat byggn.bestånd

- Ca 2 GW belysning+annan apparatel

- Ca 1 GW el till FV, vattenverk - Ca 1 GW i övr byggn.bestånd

(semesterhus+ind-lokaler) - Ca 1 GW ”övrigt”

(Vvberedning, ca 1 GW, antas inte ha någon säsongs-

dimension)

0 5 10 15 20 25 30

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Timvis maxeffekt (GW)

År

Timvis maxeffekt

(t o m jan-19: 25,1 GW)

Källa: Nordpool

Veckan med högst elförbrukning

- idag och 2030

Effektuttaget för elbaserad uppvärmning minskar men ökar för annan elanvändning (hushålls- och driftel samt transporter).

OBS – scenariot förutsätter endast måttlig elektrifiering!

2016 2030 (”Mer individuellt”)

Max effektbehov

För VP+elvärme, ca 5,5 GW

Vad innebär detta för Sthlmsområdet?

– prel resultat

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601

GWh/tim

Elförbrukning (regional profil) Max uttag från stamnät

Ca 20 TWh i Sthlms län, samma effektprofil som SE3 antags

Kall vinterdag (normalvinter)

Sommardag

Sommardag (semester)

Sommarnatt

Max 3,8 GW uttag från stamnät (givet n-1-kriteriet)

Elbaserad uppvärmn idag

(exkl vvb)

Kall vinternatt

2030

+/- ca 0,3-0,4 GW om kall/varm vinter

Nyfiken på mer?

http://effsysexpand.se/wp-content/uploads/2018/09/Rapport-VP-effekt-slutgiltig.pdf

El och fjärrvärme - samverkan mellan

marknaderna

Reglering av ett framtida svenskt kraftsystem:

• Delrapport från projektet ”North European Power Perspectives”

(NEPP) http://www.nepp.se/

• Analyserar påfrestningar på kraftsystemet vid ökad andel vind- och solkraft

• Vind- och solkraften har några egenskaper som skapar utmaningar:

– Begränsad styrbarhet

– Osäkra prognoser, noggrannhet först några timmar innan drifttimmen – Använder inte synkronmaskiner

Åtta utmaningar:

1. Mekanisk svängmassa 2. Balansreglering

3. Överskottssituationer 4. Överföringsförmåga

5. Tillgång till topplastkapacitet

6. Större behov av flexibilitet i styrbar produktion och förbrukning 7. Anpassning av ansvarsfördelning och marknadsmekanismer 8. Årsreglering

Utmaningar vid mycket vind- och solkraft och låg konsumtion

Utmaningar vid lite vind- och solkraft och hög konsumtion

Generella utmaningar för att upprätthålla balans

Fjärrvärmens möjliga bidrag till kraftsystemet vid ansträngda driftfall – ett enkelt ”score card”:

Under rubriken ”övrigt” återfinns exempelvis ökad fjärrvärmeanvändning och värmelagring Fjärrvärmens möjliga bidrag till kraftsystemet vid ansträngda driftfall

Kraftvärme Elpanna / värmepump

Övrigt¹

Mycket vind- och solkraft och låg konsumtion

- Mekanisk svängmassa + 0 0

- Balansreglering ++ + 0

- Överskottssituationer + ++ +

- Överföringsförmåga + + 0

Lite vind- och solkraft och hög konsumtion

- Tillgång till topplastkapacitet +++ + +++

Generella utmaningar för att upprätthålla balans

- Flexibilitet i styrbar produktion och förbrukning + + +

- Ansvarsfördelning och marknadsmekanismer 0 0 0

- Årsreglering 0 0 +

+++: Stor påverkan; ++: Tydlig påverkan; +: Viss påverkan; 0: Ingen eller mycket liten påverkan

1 Under rubriken ”övrigt” återfinns exempelvis ökad fjärrvärmeanvändning och värmelagring

Syfte och mål för senaste etapp

• Att analysera hur de samlade svenska fjärrvärme-

och, omvänt, hur fjärrvärmesystemen i sin tur

påverkar elmarknaden.

• Skapa ett modellverktyg som beskriver samverkan av el- och FV-marknaderna för framtida bruk

Viktiga nyckelord: ökad

variabilitet på elmarknaden,

kraftvärme, elpannor och

värmepumpar i fjärrvärme-

produktionen

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Stockholm Göteborg Ale och Partille Malmö Västerås Uppsala Linköping Sundbyberg-Solna HÖK Helsingborg Södertörn Fjärrvärme Totalt Norrköping - Söderköping Eslöv-Lund-Lomma m fl Umeå Luleå Jönköping Gävle Södertälje Eskilstuna-Torshälla Borås Karlstad Halmstad Östersund Växjö Sundsvall Drefviken Borlänge Skövde Kalmar Kristianstad Falun Trollhättan Mölndal Skellefteå Karlskoga Lidköping Uddevalla Järfälla Nyköping Landskrona Processånga Piteå Örnsköldsvik Sandviken Karlskrona Avesta Enköping Köping Kiruna C Hässleholm Mjölby Härnösand Ängelholm Katrineholm Visby Karlshamn Gällivare-Malmberget Motala Nässjö Varberg (Fjv) Värnamo Nybro stadsnät Sala-Heby Göteborg Ale och Partille Bra… Strängnäs Oskarshamn Ljungby Ystad Vänersborg Mariestad Söderhamn Vetlanda Bollnäs Tranås Norrtälje Alingsås Götene Hudiksvall Kungsbacka Kungälv Finspång Vimmerby

GWh

Fossila bränslen Avfall (inkl RT-flis) Oförädlade fasta biobränslen Förädlade fasta biobränslen Bioolja och biogas Torv El Spillvärme och rgk

Fossila bränslen Avfall Oförädlade fasta biobränslen Förädlade fasta biobränslen Bioolja och biogas Torv AGG, lev (%)

Sveriges FV-system (över 300 st)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Stockholm Göteborg Ale och Partille Malmö Västerås Uppsala Linköping Sundbyberg-Solna HÖK Helsingborg Södertörn Fjärrvärme Totalt Norrköping - Söderköping Eslöv-Lund-Lomma m fl Umeå Luleå Jönköping Gävle Södertälje Eskilstuna-Torshälla Borås Karlstad Halmstad Östersund Växjö Sundsvall Drefviken Borlänge Skövde Kalmar Kristianstad Falun Trollhättan Mölndal Skellefteå Karlskoga Lidköping Uddevalla Järfälla Nyköping Landskrona Processånga Piteå Örnsköldsvik Sandviken Karlskrona Avesta Enköping Köping Kiruna C Hässleholm Mjölby Härnösand Ängelholm Katrineholm Visby Karlshamn Gällivare-Malmberget Motala Nässjö Varberg (Fjv) Värnamo Nybro stadsnät Sala-Heby Göteborg Ale och Partille Bra… Strängnäs Oskarshamn Ljungby Ystad Vänersborg Mariestad Söderhamn Vetlanda Bollnäs Tranås Norrtälje Alingsås Götene Hudiksvall Kungsbacka Kungälv Finspång Vimmerby

GWh

Fossila bränslen Avfall (inkl RT-flis) Oförädlade fasta biobränslen Förädlade fasta biobränslen Bioolja och biogas Torv El Spillvärme och rgk

Fossila bränslen Avfall Oförädlade fasta biobränslen Förädlade fasta biobränslen Bioolja och biogas Torv AGG, lev (%)

De 20 största står för ca 60%

av leveranserna

De 80 största står för nästan 80%

Modellverktyget täcker in de 20-25 största fjärrvärmesystemen i detalj (knappt 60% av FV-underlaget). Resten beskrivs i form av enstaka typsystem

Våra två huvudfall: Basfallet och

”Mer förnybart utan KK”

0 50 100 150 200

SWE FIN DEN NOR

TWh

Nuclear Coal Gas+oil

Bio Hydro Wind

PV+oth Gross demand

0 50 100 150 200

SWE FIN DEN NOR

TWh

Nuclear Coal Gas+oil

Bio Hydro Wind

PV+oth Gross demand

Basfall ”Mer förnybart utan KK”

50 TWh KK, 35 TWh vindkraft, 2 TWh solel 0 TWh KK, 65 TWh vindkraft, 8 TWh solel Även Tyskland, Polen, Estland, Lettland och Litauen ingår i modellbeskrivningen

0 20 40 60 80 100

0 5 10 15 20 25 30

EUR/MWh

GW

Period med max nettolast

Ind BP Nuclear CHP Wind

PV Hydro Condensing Load

El use in DH MC of elec Månad jan

0 20 40 60 80 100

0 5 10 15 20 25 30

EUR/MWh

GW

Period med max nettolast

Ind BP Nuclear CHP Wind

PV Hydro Condensing Load

El use in DH MC of elec Månad jan

50 TWh KK, 35 TWh vindkraft, 2 TWh solel 0 TWh KK, 65 TWh vindkraft, 8 TWh solel

En vintervecka år 2030 med max nettolast i Sverige

→ Kraftvärmen levererar nära max (2.8 GW)

samtidigt som elförbrukningen i FV-systemen är mycket liten

Våra grannländers termiska kapacitet och andra vindförhållanden täcker vårt importbehov

Viktiga slutsatser

• Det som avgör graden av variabilitet på elmarknaden är mycket

komplext: omvärlden, vattenkraften, flexibilitet, överföringar, tillgänglig kapacitet, mm, mm

• Under normala betingelser finns utrymme för väsentligt mer vRES samtidigt som termisk styrbar kapacitet fasas ut i Nordeuropa (”hanterbara elpriser”)

→ vi blir dock mer sårbara för tillfälliga effekttoppar (10-årsvintrar), torrår eller driftstörningar och måste sätta större tillit till import/export

→ vad kan efterfrågesidan bidra med?

• Eleffekten i de svenska FV-systemen relativt liten jämfört med den

framtida variationen i förnybar elproduktion (nettolasten kan variera avsevärt!)

• I det lokala systemet kan dock kraftvärmekapaciteten ha en avgörande betydelse för eleffektbalansen (Sthlm, Malmö, Mälardalen,..Gbg?)

• Flexibilitet kommer att efterfrågas (och premieras?)

→ hur flexibla är de svenska FV-produktionsanläggningarna – tekniskt och organisationsmässigt?

• Viktigt bidrag från kraftvärme under ansträngda situationer (viss backning på elproduktionen)

Viktiga slutsatser (forts)

• FV-systemen präglas av övervägande låga rörliga produktionskostnader – kan dämpa intresset för el i FV-produktionen

• FV-systemens absorberande förmåga under elöverskottsperioder är idag begränsad:

• elskatten

• potentialen normalt sett som störst under uppvärmningssäsongen då elpriserna dock generellt är högre

→ Säsongslager kan ev exploatera låga priser sommartid

• FV-företagens ekonomiska utfall kan påverkas väsentligt av balansen mellan styrbar och icke-styrbar elproduktion

• Variationer i vattentillrinning (våt- och torrår) kommer att ytterligare

förstärka den väderberoende variabiliteten på elmarknaden och, därmed, påverka hur anläggningarna inom fjärrvärmesystemen körs

Kort om projektet ”Kraftvärme i

framtiden”

Enkät till fjärrvärmeföretagen

- Har ni planer på nya anläggningar?

Tillkommande effekter - Avfall 40%

- Biobränsle 60%

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

[MW]

Hur mycket el blir det från kraftvärmen (energi)?

0 5 10 15

TWh

Kraftvärmeproduktion (TWh el)

2016

2030

8 TWh

2030 formulerade med utgångs- punkt från Energimyndighetens långtids-scenarier och

Energiföretagens färdplan för fossilfri el

Värdet av säsongslager i fjärrvärmesystem

- inom Energiforsks forskningsprogram Termiska Energilager och med

delfinansiering från Energimyndigheten

Värdet av säsongslager i fjärrvärmesystem

• Syftet med projektet är att identifiera värdet av ett säsongslager ur fjärrvärmesystemets perspektiv

• Typiskt varierar de rörliga värmeproduktions- kostnaderna mellan olika säsonger

• Skillnaden är olika stor i olika fjärrvärmesystem, sex verkliga system studerade

• Genom säsongslagring kan värmen ”flyttas” mellan säsongerna

• Värdet av ett lager utgörs av den årliga ”drift- nyttan”, eventuellt undvikt behov av ny

värmeproduktionsanläggning samt kompletterande driftstrategier

– Nuvärdet av nyttorna svarar på frågan ”hur mycket får ett lager kosta”

Laddning / urladdning

•

Identifiera energiöverskott under låglastperiod

–Anläggningar med låg rörlig produktionskostnad

•

Urladdning sker mot systemets högsta toppar

–Antagande att den dyraste produktionen körs under dessa perioder

–Lagereffekten är dock begränsad

Resultat och iakttagelser

• Driftnytta ökar med lagerstorlek (energi och effekt)

• Avtagande nytta med ökande storlek

– Syns inte så tydlig eftersom vi vid val av lagerstorlek valt rimliga

– Inte detsamma som att ett litet lager är bäst (fortsatt tillkommande nytta och skalfördelar för lagret)

• Driftnyttan – stor spridning beroende på fjärrvärmesystemens förutsättningar

– Tre gånger större nytta för ”Helsingborg” jämfört med

”BioKVV/HVP” för samma lagerstorlek

Tag fram nuvärde av årlig driftnytta => Vad får lagret kosta

Nuvärde av årliga driftnyttor vid 3 % ränta och en livslängd på 30 år som funktion av fjärrvärme-

system och lagrets storlek (energi och effekt)

Utgångspunkt

• Lagret ger inte endast driftnytta utan kan också göra att produktionsinvesteringar undviks

• Ersätter inte produktionsanläggning helt

• Behövs produktionsutbyggnad?

• Vi har förutsatt pelletspanna med investeringskostnad 4000 kr/kW

• Typiskt ökar maximal tillåten kostnad för lagret med 50 % om undviken produktionsinvestering adderas till driftnyttan

• Detta bör ses som ett övre värde

Resultat

Maximal kostnad för ett säsongslager utifrån

nuvärdet av den årliga driftnyttan samt värdet av den undvikna produktionsinvesteringen

Kalkylräntan 3 % och

ekonomisk livslängd på 30 år. Undviken produktions- investeringen avser pellets- panna

Utgångspunkt

•

Grundläggande strategi: lagra billig energi från sommarhalvåret för att ersätta dyr energi

vintertid

•

Kompletterande driftstrategier:

– Korttidslagring

• Om man redan har ackumulator så ger

säsongslagret i detta avseende mindre nytta – Återladdning under urladdningsperioden

– Ersättning vid ofrivilligt produktionsbortfall

Resultat och iakttagelser

• Indikation: alternativa driftstrategier kan öka lageromsättningen från 1 till 1,8 per år

• Hur väl går det att uppnå detta i verkligheten med begränsad kunskap om framtiden?

• Indikation: driftnyttan är proportionell mot antalet lageromsättningar

• Grov uppskattning: Indikationerna för Göteborg är tillämpliga även för övriga system

• Den samlade nyttan blir stor

– Nuvärdet av årlig driftnytta för en lageromsättning – Undviken produktionsinvestering

– Värdet av kompletterande driftstrategier

• För lagerstorleken 50 GWh hamnar den maximala kostnaden för ett lager typiskt på 500 – 1000 Mkr.

Nuvärde av driftnytta, undvikna investeringar samt mycket grov uppskattning av tillkommande

driftnytta av ökad lageromsättning

Kalkylräntan 3 % och

ekonomisk livslängd på 30 år. Undviken produktions- investeringen avser pellets- panna. Nytta av alternativa

driftstrategier som ger mer än en årlig lager- omsättning (1,8 gånger den ursprungliga driftnyttan)

Ett räkneexempel

•

En indikation: Skanskas lager TES med en lagringsvolym på 200 – 300 GWh/år och

urladdningseffekten 400 MW sägs kosta 3 mdr kr

•

Resultat för Göteborg antyder:

– Nuvärde av årlig driftnytta ger 1,7 mdr kr => räcker inte

– Även undviken produktionsinvestering ger 3 mdr kr =>

på gränsen till lönsamhet

– Även kompletterande driftstrategier => lagret lönsamt

•

Är dessa indikationer tillämpligt även för övriga

system?

Slutsatser och viktiga iakttagelser

• Lagret bör laddas med värme med nära noll-kostnad

• Vid urladdning är hög effekt värdefull

• Avtagande nytta med allt större lager. Dock skalfördelar

• Lokalisering av lagret viktig m.h.t. flaskhalsar

• Undvikna produktionsinvesteringar ökar typiskt värdet med 50 %

• Kompletterande driftstrategier ökar värdet

• Värdet av lagret robust m.h.t. varierande omvärldsförutsättningar

• Indikation: lagret lönsamt om alla värden adderas, endast driftnyttan av en omsättning räcker inte

Pathways to Net Zero Greenhouse Gas,

Emissions in Supply

Chains

Kommande aktiviteter

m.m.

Lokala projekt

•

I projektet skall vi medverka till att initiera och stödja lokala samarbetsprojekt

•

Vi har / kommer att medverka på seminarier i nätverk i Örebro och Stockholms län

•

Vi är eventuellt öppna för ytterligare ett förslag

Övriga frågor

•

Hemsida: www.plattformenergi.se

Kommande seminarier

Seminarium Preliminärt tema

14 maj 2020 Hållbarhet och lokala utmaningar Oktober 2020 Lokala energiinfrastruktursystemen

Jan 2021 Slutseminarium