Hur elpris och värmelast påverkar fjärrvärmesystem fallet Göteborg Energi och Volvo Cars

Hur elpris och värmelast påverkar fjärrvärmesystem fallet Göteborg Energi och Volvo Cars Markus Alsbjer Energisystem Examensarbete Institutionen för ekonomisk och industriell utveckling LIU-IEI-TEK-A 09/00714 SE

Sammanfattning Rapporten betraktar energisystemen vid Göteborg Energi (GE) och Volvo Cars, Torslanda. De två systemen integreras som ett system och inverkan av olika åtgärder betraktas. Huvudsyftet är att minska systemkostnaden för det totala systemet. Arbetet är genomfört med kraftbonusmetoden, en marginalsyn på el där all ny elproduktion beräknas ersätta kolkondensproducerad el. Allokeringen för utsläpp vid kraftvärmeproduktion är också beräknad med kraftbonusmetoden. För simulering har optimeringsprogrammet Modest använts. En konstruktion av datormodeller av energisystemen vid Göteborg Energi och Volvo Cars har gjorts. Systemen kan kopplas mot varandra och hur åtgärder som introduceras på det ena systemet påverkar det andra kan studeras. Åtgärder som studerats med hjälp av simuleringsmodellerna: Elpris höjt till europeisk nivå En sammankoppling av fjärrvärmenäten vid Volvo Cars och Göteborg Energi Fjärrvärmekonverteringar vid Volvo Cars Viktiga slutsatser av arbetet: Höjt elpris både ökar vinsten ordentligt och minskar de globala utsläppen för energisystem med både el- och värmeproduktion Sammankoppling av två system är ekonomiskt lönsamt då de ligger nära varandra Fjärrvärmekonverteringar på Volvo lönar sig inte ekonomiskt i dagsläget men blir betydligt mer intressant om elpriset i Sverige ökar till europeiskt elpris Det räcker med att det svenska elpriset ökar till dagens europeiska nivå för att skuggpriset på fjärrvärme skulle bli negativt under sommarmånaderna. Detta under förutsättning att ett kraftvärmeverk ligger på marginalen för värmeproduktion 1

Abstract This report observes the energy systems at Göteborg Energi and Volvo Cars, Torslanda. The systems are integrated as one system and the influence of different measures is evaluated. The main purpose is to reduce the total cost of the integrated system. This work use the power bonus method, a margin perspective view where all additional electricity production is calculated to replace condense power. The allocation for emissions at a combined heat and power plant is also calculated with the power bonus method. The data is simulated with the optimisation program Modest. Using computer models for the energy systems at Göteborg Energi and Volvo Cars the systems have been connected. The results from measures on one of the systems can be evaluated in the complete system. Evaluated measures using the computer models: Electricity price raised to European levels A connection between the district heating networks at Göteborg Energi and Volvo Cars Conversions to district heating in Volvo Cars network Important conclusions in this report: Raised electricity prices increases the profit vastly and reduces the global emissions for energy systems with combined heat and power production Connecting two nearby district heating networks is profitable Conversions to district heating at Volvo Cars is not profitable in the present situation but gains interest if electricity prices in Sweden increases to a European level An electricity price on the present European level is enough to make the shadow prices for heat negative during the summer months if a combined heat and power plant is on the margin for heat production 2

Förord Rapporten är ett resultat av ett examensarbete som är avslutningen på en civilingenjörsutbildning i teknisk fysik och elektroteknik med inriktning mot miljöteknik och energisystem. Examensarbetet är en idé av professor Björn Karlsson där målet är att visa den ekonomiska och miljömässiga potentialen med ett kraftvärmeverk i ett fjärrvärmesystem då elpriserna stiger. Arbetet är finansierat av Göteborg Energi och utfördes under slutet av 2007 och 2008. Jag vill tacka min handledare och examinator på universitetet Professor Björn Karlsson, min inofficielle handledare, påknuffare och MODEST-expert, forskningsingenjör Alemayehu Gebremedhin samt min handledare på Göteborg Energi, fjärrvärmestrateg Karin Ekh. Jag vill också tacka de personer jag fått hjälp och indata av på Göteborg Energi, Sörred Energi och Volvo Cars, Torslanda. Göteborg, augusti 2009 Markus Alsbjer 3

Innehåll Sammanfattning... 1 Abstract... 2 Förord... 3 Innehåll... 4 Bakgrund... 7 Marginalsyn... 7 Koldioxidutsläpp... 8 Kraftbonusmetoden... 8 Simuleringsprogrammet Modest... 9 Syfte... 10 Frågeställningar... 10 Genomförande... 10 Grundmodellen med förändringar... 10 1. Sammankopplade system... 11 2. Europeiskt elpris... 12 3. Fjärrvärmekonverteringar... 13 4. Elpris 1 kr/kwh... 13 Valda scenarier i simuleringsmodellen... 13 Scenario 1 Grundmodellen... 14 Scenario 2 Europeiskt elpris... 14 Scenario 3 Sammankopplade system... 14 Scenario 4 Sammankopplade system med europeiskt elpris... 14 Scenario 5 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar... 14 Scenario 6 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och europeiskt elpris... 14 Scenario 7 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och elpris på 1 kr/kwh. 14 Begränsningar i simuleringsmodellen... 14 Resultat... 15 Resultat för scenario 1 Grundmodellen... 16 Resultat för scenario 2 Europeiskt elpris... 18 Resultat för scenario 3 Sammankopplade system... 21 Resultat för scenario 4 Sammankopplade system med europeiskt elpris... 24 Resultat för scenario 5 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar... 27 4

Resultat för scenario 6 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och europeiskt elpris... 30 Resultat för scenario 7 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och elpris på 1 kr/kwh... 33 Resultatsammanfattning och slutsatser... 36 Diskussion... 39 Varierande dygnspris för el... 39 Investeringskostnader... 39 Sopförbränning... 39 Rekommenderat fortsatt arbete... 39 Bilaga 1: Indata... 40 Allmänt... 41 Scenario 1... 44 Veckovarierande indata... 44 Fasta indata... 44 Scenario 2... 45 Veckovarierande indata... 45 Fasta indata... 45 Scenario 3... 46 Veckovarierande indata... 46 Fasta indata... 46 Scenario 4... 47 Veckovarierande indata... 47 Fasta indata... 47 Scenario 5... 48 Veckovarierande indata... 48 Fasta indata... 48 Scenario 6... 49 Veckovarierande indata... 49 Fasta indata... 49 Scenario 7... 50 Veckovarierande indata... 50 Fasta indata... 50 Referenser... 40 Tryckta... 40 Muntliga... 40 5

Figur 1: Trolig elprisutveckling... 7 Figur 2: Nettoutsläpp för olika bränslen och tekniklösningar... 9 Figur 3: Simuleringsmodellen av grundmodellen... 11 Figur 4 Simuleringsmodellen av det sammankopplade systemet... 12 Figur 5: Värmelast månadsvis för scenario 1... 17 Figur 6: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 1... 17 Figur 7: Värmelast månadsvis för scenario 2... 19 Figur 8: Värmelastförändring mellan scenario 1 och scenario 2 (scenario 2 scenario 1)... 19 Figur 9: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 2... 20 Figur 10: Värmelast månadsvis för scenario 3... 22 Figur 11: Värmelastförändring mellan scenario 1 och scenario 3 (scenario 3 scenario 1)... 22 Figur 12: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 3... 23 Figur 13: Värmelast månadsvis för scenario 4... 25 Figur 14: Värmelastförändring mellan scenario 2 och scenario 4 (scenario 4 scenario 2)... 25 Figur 15: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 4... 26 Figur 16: Värmelast månadsvis för scenario 5... 28 Figur 17: Värmelastökning från scenario 3 till scenario 5 (scenario 5 scenario 3)... 28 Figur 18: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 5... 29 Figur 19: Värmelast månadsvis för scenario 6... 31 Figur 20: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 6... 32 Figur 21: Värmelast månadsvis för scenario 7... 34 Figur 22: Värmelastförändring mellan scenario 6 och scenario 7 (scenario 7 scenario 6)... 34 Figur 23: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 7... 35 Figur 24: Systemkostnad för de 7 scenarierna... 37 Figur 25: Lokala och globala koldioxidutsläpp för de 7 scenarierna... 37 6

Bakgrund Utgångspunkten för detta arbete är att det innebär en stor miljövinst att producera el i samband med värmeproduktion i kraftvärmeverk. Ryaverket i Göteborg är ett kraftvärmeverk med hög kapacitet, men idag används det inte fullt ut. Anledningen är brist på ekonomisk lönsamhet. Elpriset i Sverige är idag mycket lägre än på kontinenten. Avregleringen av elmarknaden kommer att göra att priset här i Sverige närmar sig europeiska priser, vilket innebär en rejäl ökning av priserna här hemma, men också att kombinerad el- och värmeproduktion lönar sig mera. Marginalsyn Marginalsynsättet innebär att om någon släcker en lampa i Sverige betyder det inte att den svenska elproduktionen minskar, det är det kraftverk på kontinenten som har högst marginalkostnad som minskar sin produktion. Detta medför att varje oanvänd kwh även i Sverige ger är en minskning av koldioxidutsläpp på 950 g. Det betyder också att all extra el Sverige kan producera ersätter kolkraftverk och den behöver inte direkt konkurrera med annan svensk elproduktion. Svenska elpriser är mycket lägre än priserna i övriga Europa och så har det varit länge. Detta är en av anledningarna till att elanvändningen per capita är tre gånger så hög i Sverige i jämförelse med övriga Europa. Gemensam handel med el och på sikt utsläppsrätter kommer att medföra att skillnader i elpris mellan länderna kommer att utjämnas. Fortsätter Sverige att använda tre gånger så mycket el som kontinenten, blir även kostnaden tre gånger så hög för elanvändningen. Detta kommer främst att drabba den svenska industrin som får svårt att konkurrera med övriga Europa. 1 Figur 1: Trolig elprisutveckling 2 Hälften av Europas elproduktion är fossilbaserad. En fjärdedel av elproduktionen kommer från kolkraftverk som endast klarar av att omvandla 37 % av bränslet till el. Kolkraften är dessutom minst 1 Karlsson, Björn (2006) Energiresurser, TMES25, Kursmaterial höstterminen 2006 2 Dag, Süleyman (2000) Volvo Faces a Deregulated Electricity Market 7

lönsam att köra, dvs. den som ligger på marginalen. Med en avreglerad elmarknad kommer detta att innebära att kolkraft ligger på marginalen även för Sveriges elanvändning. Sverige har många konkurrensfördelar vad gäller elproduktion. Här är stora delar vatten- och kärnkraft. Tillsammans täcker de mer än 90 % av Sveriges elbehov och driftkostnaden är nästintill gratis. Dessutom finns det extensiva fjärrvärmenät i alla större städer. Med dessa förutsättningar finns möjlighet för kraftvärmeverk, som producerar både el och värme samtidigt, med nästan 100 % verkningsgrad. Idag används mest värmekraftverk (förvirrande lika termer, kraftvärmeverk producerar alltså både el och värme medan värmekraftverk bara producerar värme). Endast en tredjedel av den svenska fjärrvärmeproduktionen utnyttjas för elproduktion. Sverige skulle kunna producera 25 TWh el till om vi byggde om våra värmekraftverk till kraftvärmeverk. Denna elproduktion skulle då ersätta marginalproducerad el i Europa, alltså kolkraft. Med stigande elpriser skulle detta betyda en välfärdsvinst samtidigt som vi minskar de globala koldioxidutsläppen. Koldioxidutsläpp 3 Det är lätt att se el som en miljövänlig energibärare då den inte släpper ut föroreningar när den används. Dock kan det finnas utsläpp vid produktion av el, t ex vid kolkraftproduktion eller kraftvärmeproduktion med naturgas. Dessa utsläpp bortses ofta, då produktionen och konsumtionen inte ligger i samma land. Problemen med global uppvärmning är dock inte ett lokalt problem. Man måste se till de globala utsläppen. Det överskott av el vi kan producera i Sverige kan exporteras till övriga Europa och där konkurrera ut den el som produceras på marginalen. Kraftverk på marginalen tillhör de smutsigaste och har en verkningsgrad på runt 40 % och släpper ut ungefär 950 g CO 2 per producerad kwh el. Ökad elproduktion i kraftvärmeverket i Göteborg (Ryaverket) skulle ge ett minskat globalt utsläpp på mer än 500 g CO 2 per producerad kwh el, då verket släpper ut 450 g CO 2 per producerad kwh el. Sven Werner har visat på lokala och globala koldioxidutsläpp för olika tekniklösningar. Kraftvärmelösningar kan få negativa utsläpp ur ett globalt perspektiv. Om man ser biobränsle som en begränsad resurs blir de två gasalternativen de klart mest miljövänliga lösningarna. Kraftbonusmetoden 4 Kraftbonusmetoden innebär i korthet att den el som produceras med kraftvärme bedöms som om den hade producerats i en kondensanläggning. Den producerade värmen ges en primärenergifaktor motsvarande den del av bränsleåtgången som inte täcks av elproduktionen. Denna kan bli negativ, om elverkningsgraden i kraftvärmeanläggningen är tillräckligt hög. Metoden innebär följande ekvation för beräkning av utsläppsallokeringen för den kraftvärmeproducerade värmen: Utsläpp fjärrvärme = Totalt Utsläpp Utsläpp vid motsvarande elproduktion i kondenskraftverk 3 Karlsson, Björn (2001) Kursmaterial Industriella Energisystem HT 2007 4 Näringsdepartementet (2008) SOU 2008:25 - Ett energieffektivare Sverige 8

Nettoutsläpp av koldioxid för olika bränslen och tekniklösningar, när kolkondens är marginell elproduktion i det gemensamma europeiska elsystemet Elvärme Värmepump Olja-värme Lokala koldioxidutsläpp (all el är koldioxidfri) Naturgas-värme Biobränsle-värme Kol-kraftvärme Globala koldioxidutsläpp (all el värderas som kolkondens) Olja-kraftvärme Biobränsle-kraftvärme Naturgaskombi-kraftvärme Biogaskombi-kraftvärme -1200-1000 -800-600 -400-200 0 200 400 600 800 1000 1200 kg CO2 per MWh producerad värme Figur 2: Nettoutsläpp för olika bränslen och tekniklösningar 5 Det främsta skälet till användningen av denna metod är att den bäst beskriver vad som fysiskt verkligen sker i energisystemet. Den nya kraftproduktion som i dag byggs i Sverige utgörs delvis av certifikatsberättigad biokraftvärme. När den tas i drift i det nordiska elsystemet kommer den allt annat oförändrat att ersätta fossil kondenskraft då denna ligger på marginalen. Kraftbonusmetoden är därför även ur detta perspektiv den lämpligaste metoden för att värdera den fjärrvärme som erhålls ur denna typ av kraftvärme. Vidare är kraftbonusmetoden antagen som europeisk standard 6 och bör därför tillämpas även i Sverige. Ett ytterligare skäl är att såväl EU:s som den svenska energibranschens analyser visar att det finns ett mycket stort behov av att bygga ny kondenskraft i Europa, dels för att ersätta äldre dåliga anläggningar, dels för att möta en ökad efterfrågan. Behovet av nya anläggningar för fjärrvärmeproduktion bedöms inte vara lika stort. Kraftvärme, som har högre energieffektivitet och lägre koldioxidutsläpp än t ex energi producerad i kondensanläggningar, är högt prioriterad såväl i EU som i Sverige. Simuleringsprogrammet Modest Det i rapporten använda Modest-redskapet är ett verktyg för optimering av dynamiska energisystem med tidsberoende randvillkor och komponenter. Metoden tillämpas framförallt vid analyser av kommunala energisystem, men har också använts för att bl a simulera olika avvecklingsscenarier för 5 Werner, Sven (2001) Rewarding energy efficiency: the perspective of emissions trading 6 Swedish Standards Institute (2007) SS-EN 15316-4-5 - Värmesystem i byggnader - Metod för beräkning av energibehov och systemeffektivitet - Del 4-5: Värmegenererande system, prestanda och kvalitet på fjärrvärmesystem och andra storskaliga system 9

den svenska kärnkraften och hur detta skulle påverka det nationella kraftsystemet ur såväl kostnadssom miljösynpunkt. Vid energisystemanalysen beräknas det billigaste sättet att tillgodose el- och fjärrvärmebehovet under en önskad beräkningsperiod. Därvid beaktas såväl inköp av råkraft och bränsle samt drift- och underhållskostnader. Beräkningen av vad som är billigast sker med optimeringsmetoden linjärprogrammering. Med detta menas att alla flödesförhållanden är linjära eller approximativt kan anses linjära. Summan av alla kapitalkostnader och alla årliga kostnader omräknade till nuvärde kallas systemkostnad och är den totala kostnaden för att tillgodose el- och fjärrvärmebehovet under tioårsperioden. Vid optimeringen beräknas hur el- och fjärrvärmetillförseln ska ske för att systemkostnaden ska bli så liten som möjligt. Syfte Huvudmålsättningen är att simulera en sammankoppling av Göteborg Energis fjärrvärmesystem med Volvo Torslandas dels med dagens elpriser och dels med europeiska elpriser för att se om det finns några ekonomiska och miljömässiga fördelar att samarbeta närmare än man gör idag. Ytterligare en målsättning med examensarbetet är att undersöka om det finns ekonomiskt utrymme för fjärrvärmekonverteringar på Volvo, såsom absorptionskyla och lokaluppvärmning. Frågeställningar Vad händer med el-/värmeproduktionen om elpriset höjs till europeisk nivå? Vad händer med el-/värmeproduktionen om fjärrvärmenäten vid Volvo Cars och Göteborg Energi sammankopplas? Är det lönsamt att fjärrvärmekonvertera vid Volvo Cars med dagens elpris respektive europeiskt elpris? Genomförande En färdig grundmodell fanns för Göteborg Energis system gjord av Dag Henning i ett tidigare projekt. Inför denna undersökning samlades data in för Volvo Cars fjärrvärmesystem. Grunden för datainsamlingen lades vid besök i fabriken på Torslanda samt på Sörred energi. Sörred energi ombesörjer driften av Volvo Cars energisystem och ägs av Göteborg Energi. Där genomfördes intervjuer med ansvariga för energisystemet. Ytterligare datainsamling gjordes genom dessa kontakter på Volvo Cars och Sörred energi. Grundmodellen med förändringar Med hjälp av simuleringsprogrammet Modest byggdes en modell av Volvos fjärrvärmenät och Göteborg Energis nät (fig. 3). En modell för hur Göteborgs fjärrvärmenät ser ut idag är gjord av Dan Henning. Därutöver gjordes i detta arbete en modell av Volvo Cars fjärrvärmesystem, som idag försörjs av Sörred energi. De båda systemen är inte sammankopplade i grundmodellen. 10

Simuleringsmodellen består av: Bränslenoder med pris och koldioxidutsläpp för olika bränslen Konverteringsnoder för de olika pannorna, som konverterar bränsle till el och värme Behovsnoder för fjärrvärmelasterna, med behov uppdelat veckovis Slutnoder för att beräkna priset på producerad el Figur 3: Simuleringsmodellen av grundmodellen Efter testsimuleringar av grundmodellen gjordes återkoppling till personal på Volvo för att verifiera att systemet speglade hur det körs idag. Nästa steg i processen var välja vilka förändringar som var viktiga att undersöka. Fyra förändringar valdes: 1. Sammankopplade system Här är en fjärrvärmeledning från Göteborgs nät till Volvos nät tillagd. Fjärrvärme producerad i Göteborg Energis system kan användas i Volvos system. Detta för att se vilka ekonomiska och 11

miljömässiga vinster det innebär att samköra två system som ett större system. Den röda pilen representerar kopplingen som är tillagd, när de två systemen sammankopplas. Figur 4 Simuleringsmodellen av det sammankopplade systemet 2. Europeiskt elpris För att se hur körningen av Göteborg Energis och Volvo Cars system förändras då elpriset höjs, ändrades priset i modellen till europeiska priser. Det europeiska elpriset har beräknats till 549 kr/mwh utifrån Dynamiska elpriser elprissättning på en integrerad europeisk elmarknad, ett examensarbete av Marcus Melkersson och Sven-Olof Söderberg 7. Data för medelenergianvändningen för GE:s nät är tagen ur Modell för kostnadseffektiv samverkan mellan Göteborg Energi och Volvo PV av Süleyman Dag 8. 7 Melkersson & Söderberg (2004) Dynamiska elpriser elprissättning på en integrerad europeisk elmarknad 8 Dag, Süleyman (1996) Modell för kostnadseffektiv samverkan mellan Göteborg Energi och Volvo PV 12

Tabell 1 Uträkning av europeiskt elpris Höglasttid [h/år] 2 500 Låglasttid [h/år] 6 260 Medelenergianvändning höglasttid [MWh/h] 479 Medelenergianvändning låglasttid [MWh/h] 413 Pris höglasttid * /MWh+ 80,50 Pris låglasttid * /MWh+ 44,33 Växlingskurs *kr/ + 9,84 Sammanlagt pris [kr/mwh] 549 3. Fjärrvärmekonverteringar För att svara på frågan om det är lönsamt att göra fjärrvärmekonverteringar på Volvo Cars implementerades ett antal konverteringar i modellen. På Volvo Cars i Torslanda finns flera processer som kan konverteras från el till fjärrvärme. Värdena i tabellen nedan är tagna från Volvo Faces a Deregulated European Electricity Market av Süleyman Dag 9 : Tabell 2: Elförbrukning som är möjlig att konvertera till fjärrvärme Process Förbrukad el (GWh/år) Komfortkyla 14,5 Direktverkande elvärme 6,0 Elvärmd sandbädd för torkning 5,7 Elpanna 3,5 Varmvatten 1,3 Elvärmd testbana 1,3 Bastu 1,2 Bastuaggregaten, sandbädden och testbanan får anses svåra att konvertera till fjärrvärme. Den direktverkande elen anses kunna konverteras till stor del, 80 %, 4,8 GWh/år. Varmvattnet anses helt konverterbart, 1,3 GWh/år. Komfortkylan som idag drivs av en elkompressor kan ersättas av en central absorptionskylmaskin. Med COP på 2,5 för kompressorkylan och ett COP på 0,7 för absorptionskylmaskinen ges en ökad värmelast på 52 GWh/år. Sammanlagt ger dessa konverteringar en ökad värmelast på 58 GWh/år och en minskad elförbrukning med 20,6 GWh/år 4. Elpris 1 kr/kwh Även det europeiska elpriset är på väg uppåt. För att se hur fjärrvärmeproduktionen och lönsamheten förändras ökades elpriset till 1kr/kWh utan skatt. Valda scenarier i simuleringsmodellen Utifrån de fyra förändringarna skapades scenarier i simuleringsprogrammet Modest. Förändringarna kombinerades och de 7 mest relevanta valdes ut. Indata för de olika scenarierna finns i bilaga 1. 9 Dag, Süleyman (2000) Volvo Faces a Deregulated European Electricity Market 13

Scenario 1 Grundmodellen Grundmodellen, som det ser ut idag. Volvo system har ingen koppling till Göteborg Energis system. Elpriset varierar över året, med minimum 286 kr/mwh i juli och maximum 509 kr/mwh i januari för köpt el. Rya KVV är avstängt under sommarmånaderna maj september. Scenario 2 Europeiskt elpris Uppdelat system med europeiskt elpris. Här finns ingen sammankoppling mellan Volvos och Göteborgs system. Elpriset är höjt till europeisk nivå och är konstant över året. Rya KVV är inkopplat hela året. Scenario 3 Sammankopplade system Volvos system kopplas ihop med GE:s system. Volvo kan ta emot fjärrvärme från GE:s nät, men värme kan inte gå från Volvos nät till GE:s. Rya KVV är inkopplat hela året. Scenario 4 Sammankopplade system med europeiskt elpris Volvos system kopplas ihop med GE:s system. Volvo kan ta emot fjärrvärme från GE:s nät, men värme kan inte gå från Volvos nät till GE:s. Elpriset höjt till europeisk nivå. Rya KVV är inkopplat hela året. Scenario 5 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar Volvos system kopplas ihop med GE:s system. Volvo kan ta emot fjärrvärme från GE:s nät, men värme kan inte gå från Volvos nät till GE:s. Värme-/kyllaster som idag försörjs av el är konverterade till fjärrvärme och absorptionskyla i Volvos nät. Rya KVV är inkopplat hela året. Scenario 6 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och europeiskt elpris Volvos system kopplas ihop med GE:s system. Volvo kan ta emot fjärrvärme från GE:s nät, men värme kan inte gå från Volvos nät till GE:s. Elpriset höjt till europeisk nivå. Värme-/kyllaster som idag försörjs av el är konverterade till fjärrvärme och absorptionskyla i Volvos nät. Rya KVV är inkopplat hela året. Scenario 7 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och elpris på 1 kr/kwh Volvos system kopplas ihop med GE:s system. Volvo kan ta emot fjärrvärme från GE:s nät, men värme kan inte gå från Volvos nät till GE:s. Elpriset höjt till 1 kr/kwh. Värme-/kyllaster som idag försörjs av el är konverterade till fjärrvärme och absorptionskyla i Volvos nät. Rya KVV är inkopplat hela året. Begränsningar i simuleringsmodellen Det finns ingen möjlighet att sätta olika priser/lastbehov för dag och natt, vilket hade varit av signifikans särskilt för elpriset. Avfall finns inte med som bränsle i modellen, värmen från Renova går in som startnod i modellen. Detta gör det svårt att sätta krav som tvingar in avfallsförbränning i modellen. Spillvärmen från Renova, Preem och Shell är gratis i modellen. Detta gör att den inte konkurreras ut förrän vi får negativa skuggpriser på andra bränslen. Slutligen behandlas inte utsläppsrätter i Modest. 14

Resultat Definition av använda begrepp: Systemkostnad Summan av alla kapitalkostnader och alla årliga kostnader omräknade till nuvärde kallas systemkostnad och är den totala kostnaden för att tillgodose el- och fjärrvärmebehovet under optimeringsperioden ett år. Vid optimeringen beräknas hur el- och fjärrvärmetillförseln ska ske för att systemkostnaden ska bli så liten som möjligt. Koldioxidutsläpp Mängden koldioxid utsläppt vid förbränning av bränsle i systemet. Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad Här beräknas mängden koldioxid utsläppt vid energiproduktionen minus de utsläpp ett kolkondenskraftverk skulle släppa ut om det producerade lika mycket el som fjärrvärmesystemet har nettoelproduktion. Ett kolkondenskraftverk beräknas släppa ut 950 kg/mwh. Denna siffra representerar den förändring i globala utsläpp som respektive system skapar. Använda bränslen Antal GWh av olika bränslen som använts för att försörja energisystemet. Producerad el Antal GWh som produceras i kraftvärmeverken. Producerad värme Antal GWh värme som produceras av de olika instanserna. 15

Resultat för scenario 1 Grundmodellen Systemkostnad: 441 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 393 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -144 000 ton Redan idag genererar energisystemet tillräckligt mycket el för att ur ett marginalperspektiv få ett negativt koldioxidutsläpp. Tabell 3: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 1 Bränsle Bränsle använt GWh Verk Producerad värme (GWh) El 228 Renova 1 416 Skogsflis 209 Preem 198 Pellets 93 Shell 618 Bioolja 49 Värmepumpar Rya 714 Rapsolja 0 Rosenlund 156 Naturgas 1 876 Rya KVV 770 Volvo - Naturgas till pannor 61 Högsbo KVV 2 Summa 2 517 Rya VC 70 Sävenäs HP3 230 Sisjön HVP 15 Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 17 Verk Rya KVV 739 Perstorp 44 Rosenlund 53 Volvo - Spillvärme OK/Q8 172 Högsbo KVV 2 Volvo - Naturgaspannor 58 Summa 794 Summa 4 479 Bränslet som används domineras av naturgas, mer än 75 % av totalen. De största delarna av naturgasen går till Rya KVV, 84 %. El och Skogsflis är näst vanligast, men knappa 8-9 % vardera av totalen. Elpriset varierar över året, med minimum 286 kr/mwh i juli och maximum 509 kr/mwh i januari. Rya KVV står för nästan all elproduktion, 93 %. Värmeproduktionen är mer utspridd över många verk, Renova bidrar med 32 %, Rya KVV med 17 %, värmepumpar med 16 % och Shells spillvärme med 14 %. I Volvos system täcks grundlasten av spillvärme från OK/Q8 och står för 75 % av årsproduktionen. Den resterande topplasten täcks av naturgaspannor. 16

Pris (kr/mwh) Figur 5: Värmelast månadsvis för scenario 1 Grundlasten täcks av Renova och spillvärme från Shell och Preem. Rya KVV är avstängt majseptember. Ryas värmepumpar kommer också in tidigt med dagens nivå på elpris. 500 Skuggpriser Scenario 1 450 400 350 300 250 200 150 100 50 Januari Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti September Oktober November December 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Figur 6: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 1 Skuggpriset för fjärrvärmen är positivt under hela året. Priset går i princip aldrig under 100 kr/mwh. Förutom några toppar i december februari ligger priset mellan 100 och 200 kr/mwh. 17

Resultat för scenario 2 Europeiskt elpris Systemkostnad: 283 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 929 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -872 000 ton Ett ökat elpris har en enorm positiv inverkan på både systemkostnaden och nettokoldioxidutsläpp. Systemkostnaden sjunker med 36 %, 158 miljoner kr/år. Trots att utsläppen mer än fördubblas ökar elproduktionen så mycket att systemet sammanlagt kan tillgodoräkna sig 728 000 ton mer koldioxid än i grundmodellen. Tabell 4: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 2 Bränsle Bränsle använt GWh Verk Producerad värme (GWh) El 27 Renova 1 097 Skogsflis 149 Preem 169 Pellets 27 Shell 468 Bioolja 17 Värmepumpar Rya 83 Rapsolja 0 Rosenlund 248 Naturgas 4 521 Rya KVV 1 936 Volvo - Naturgas till pannor 61 Högsbo KVV 46 Summa 4 802 Rya VC 20 Sävenäs HP3 164 Sisjön HVP 5 Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 15 Verk Rya KVV 1 798 Perstorp 26 Rosenlund 84 Volvo - Spillvärme OK/Q8 172 Högsbo KVV 42 Volvo - Naturgaspannor 58 Summa 1 923 Summa 4 506 I scenario 2 finns två stora förändringar jämfört med grundmodellen. Elpriset är höjt till europeisk nivå, försäljningspriset är 549 kr/mwh och köpt el kostar 819 kr/mwh. Dessutom är priset konstant över året till skillnad från i grundmodellen. Detta innebär att Rya KVV hamnar som bottenlast vilket innebär större användning av naturgas och en mer än fördubblad elproduktion, en ökning med 142 %. Alla pannor som inte producerar el får minskad produktion och även spillvärmen minskar. Värmepumparna försvinner nästan helt och producerar bara 12 % av vad som producerades i grundmodellen. På Volvo blir det ingen skillnad, då elpannan var utkonkurrerad redan i grundmodellen. Här finns ingen kraftvärme att utnyttja. Spillvärmen täcker grundlasten och en naturgaspanna försörjer topplasten. 18

Figur 7: Värmelast månadsvis för scenario 2 Rya KVV konkurrerar ut Renova och Shell som bottenlast. Värmepumparna används försvinnande lite jämfört med i grundmodellen och syns endast under vintermånaderna. Förändringarna hur värmelasten täcks är stora och åskådliggörs tydligare i nedanstående diagram. Figur 8: Värmelastförändring mellan scenario 1 och scenario 2 (scenario 2 scenario 1) 19

Pris (kr/mwh) Rya KVV utnyttjas bättre under hela året, sammanlagt produceras 1147 GWh mer värme per år. Dessutom producerar Rosenlund 92 GWh mer värme per år. Under vintermånaderna är det värmepumparna och Sävenäs som ersätts, värmeproduktionen minskar med 631 GWh per år för värmepumparna och 66 GWh per år för Sävenäs. På sommaren är det Shell och Renova som ersätts, Shell med 151 GWh per år och Renova med 318 GWh per år. 500 Skuggpriser Scenario 2 400 300 200 100 0-100 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Januari Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti September Oktober November December -200 Figur 9: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 2 Spillvärmen som är nästintill gratis konkurreras ändå ut av Rya KVV som har negativ marginalkostnad under sommarmånaderna. Detta ger negativa skuggpriser på sommaren för hela systemet, som bäst -144 kr i augusti. Skuggpriset varierar mer över året och toppen vid årsskiftet ligger i samma nivå som för grundmodellen, 430 kr/mwh. 20

Resultat för scenario 3 Sammankopplade system Systemkostnad: 419 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 454 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -231 000 ton Kopplingen mellan systemen sparar 22 miljoner kr/år. Dessutom kan systemet tillgodoräkna sig 87 000 ton koldioxid extra jämfört med grundmodellen. Detta beror delvis på att Rya KVV är i bruk året runt. Tabell 5: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 3 Bränsle Bränsle använt GWh Verk Producerad värme (GWh) El 223 Renova 1 416 Skogsflis 223 Preem 198 Pellets 88 Shell 618 Bioolja 50 Värmepumpar Rya 698 Rapsolja 0 Rosenlund 175 Naturgas 2 233 Rya KVV 923 Volvo - Naturgas till pannor 0 Högsbo KVV 8 Summa 2 818 Rya VC 66 Sävenäs HP3 245 Sisjön HVP 14 Verk Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 45 Rya KVV 878 Perstorp 56 Rosenlund 59 Volvo - Spillvärme OK/Q8 44 Högsbo KVV 7 Volvo - Naturgaspannor 0 Summa 944 Summa 4 506 Bränsleanvändningen ökar med 200 GWh/år då spillvärmen får vika för naturgas till kraftvärmeverken. Kraftproduktionen ökar också med 150 GWh/år. Denna ökning beror delvis på att Ryaverket inte är avstängt under sommarmånaderna, men en körning med icke sammankopplade system och Rya KVV igång året om visar att sammankopplingen ger 108 GWh mer el. På Volvo blir det stora förändringar. Naturgaspannorna går aldrig igång och spillvärmen minskar med 74 % till 44 GWh/år. 21

Figur 10: Värmelast månadsvis för scenario 3 Låga elpriser på sommaren gör spillvärmen från Renova billigare än värme från Rya KVV. Elpriset gör också att värmepumparna finns med i mixen i princip hela året. För att påvisa skillnaderna mellan sammankopplade system och grundmodellen, där produktionen i Volvos nät är separat från Göteborg Energis nät, redovisas skillanderna i värmelast i diagrammet nedan. Figur 11: Värmelastförändring mellan scenario 1 och scenario 3 (scenario 3 scenario 1) 22

Pris (kr/mwh) En sammankoppling visar att marginalkostnaden generellt är lägre i Göteborg Energis system än i Volvos system. Spillvärme från raffinaderi minskar med 185 GWh per år och Volvos naturgaspanna med 58 GWh per år. För att ersätta dessa ökar Rya KVV med 157 GWh per år. Även Rosenlund, Perstorp och Sävenäs bidrar mer till värmebehovet i scenario 3 än i scenario 1. 500 Skuggpriser Scenario 3 450 400 350 300 250 200 150 100 50 Januari Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti September Oktober November December 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Figur 12: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 3 Skuggpriserna kryper ner mot 0-strecket sommartid, ner till 20 kr i 11 veckor. Förutom dessa sommarveckor är skuggpriserna i princip identiska med grundmodellen. Denna sommarminskning går också att härleda till inkopplingen av Rya KVV året runt. 23

Resultat för scenario 4 Sammankopplade system med europeiskt elpris Systemkostnad: 249 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 946 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -897 000 ton Här börjar det löna sig ordentligt med sammankopplade system, systemkostnaden är 34 miljoner kr lägre per år jämfört med samma priser utan sammankoppling (scenario 2). Förtjänsten med en sammankoppling blir hälften så stor vid europeiska elpriser som vid dagens priser. Tabell 6: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 4 Bränsle Bränsle använt GWh Verk Producerad värme (GWh) El 32 Renova 1 116 Skogsflis 196 Preem 175 Pellets 30 Shell 474 Bioolja 21 Värmepumpar Rya 99 Rapsolja 0 Rosenlund 296 Naturgas 4 666 Rya KVV 1 976 Volvo - Naturgas till pannor 0 Högsbo KVV 49 Summa 4 946 Rya VC 23 Sävenäs HP3 216 Sisjön HVP 5 Verk Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 19 Rya KVV 1 827 Perstorp 27 Rosenlund 100 Volvo - Spillvärme OK/Q8 31 Högsbo KVV 44 Volvo - Naturgaspannor 0 Summa 1 972 Summa 4 506 Bränsleanvändandet ökar då spillvärmen från raffinaderi (OK/Q8) i Volvos nät konkurreras ut. Elproduktionen ökar marginellt då värmelasten ökar en aning under sommarmånaderna. Precis som i scenario 2 konkurreras Volvos naturgaspannor ut helt. Dessutom blir spillvärmen från OK/Q8 än mer marginaliserad jämfört med scenario 3. För att täcka den ökade lasten får flera verk gå lite extra olika tider på året, beroende på vilket som ligger på marginalen. 24

Figur 13: Värmelast månadsvis för scenario 4 Lastdiagrammet är mycket likt det i scenario 2, men Volvos naturgaspanna är försvunnen och spillvärmen från OK/Q8 har marginaliserats. Värmelastförändringen mellan scenario 2 och scenario 4 visas i diagrammet nedan. Figur 14: Värmelastförändring mellan scenario 2 och scenario 4 (scenario 4 scenario 2) 25

Pris (kr/mwh) I jämförelsediagrammet ser man att marginalkostnaderna är lägre för Göteborg Energis nät än Volvo Cars nät. Volvos naturgaspanna och spillvärme från raffinaderi ersätts av Rosenlund, Rya KVV, Sävenäs och Renova. Detta visar även på att det finns ekonomiska vinster att sammankoppla de två näten med varandra. 500 Skuggpriser Scenario 4 400 300 200 100 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Januari Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti September Oktober November December -100 Figur 15: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 4 Skuggpriserna är nästan identiska med de i scenario 2. 26

Resultat för scenario 5 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar Systemkostnad: 421 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 463 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -235 000 ton Här blir det främst intressant att jämföra med scenario 3. Systemkostnaden blir 3 miljoner kr dyrare per år jämfört med scenario 3, alltså är det inte ekonomiskt lönsamt att göra fjärrvärmekonverteringar på Volvo med dagens elpriser. I systemkostnaden räknas dessutom varken investeringskostnaden för konverteringen eller kostnaden för elcertifikat med. Tabell 7: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 5 Bränsle använt Producerad värme Bränsle GWh Verk (GWh) El 230 Renova 1 416 Skogsflis 224 Preem 198 Pellets 89 Shell 618 Bioolja 51 Värmepumpar Rya 719 Rapsolja 0 Rosenlund 177 Naturgas 2 280 Rya KVV 945 Volvo - Naturgas till pannor 0 Högsbo KVV 8 Summa 2 874 Rya VC 66 Sävenäs HP3 247 Sisjön HVP 14 Verk Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 45 Rya KVV 897 Perstorp 56 Rosenlund 60 Volvo - Spillvärme OK/Q8 54 Högsbo KVV 7 Volvo - Naturgaspannor 0 Summa 964 Summa 4 564 27

Figur 16: Värmelast månadsvis för scenario 5 Lastdiagrammet är svårt att skilja från det i scenario 3, enda skillnaden är några enstaka GWh tillagda på varje stapel. Fjärrvärmekonverteringarna ger ett sådant litet tillägg till hela systemet att det är svårt att urskilja förändringen. För att åskådliggöra detta presenteras förändringarna separat i diagrammet nedan. Figur 17: Värmelastökning från scenario 3 till scenario 5 (scenario 5 scenario 3) 28

Pris (kr/mwh) Tilläggen sker vintertid i Ryaverket, sammanlagt under året 22 GWh. Under sommarmånaderna är det värmepumpar och spillvärme från raffinaderi som täcker ökningen, värmepumpar med 21 GWh och spillvärmen med 10 GWh. Tilläggen kommer från den källa som ligger på marginalen, vilken varierar över året. 500 Skuggpriser Scenario 5 450 400 350 300 250 200 150 100 50 Januari Februari Mars April Maj Juni Juli Augusti September Oktober November December 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Figur 18: Skuggpriser för fjärrvärmeproduktion veckovis för scenario 5 Skuggpriserna ligger som i scenario 3 förutom i delar av juni och juli då Perstorp ligger på marginalen istället för Shell. 29

Resultat för scenario 6 Sammankopplade system med fjärrvärmekonverteringar och europeiskt elpris Systemkostnad: 236 miljoner kr/år Koldioxidutsläpp: 958 000 ton Koldioxidutsläpp med elproduktionen tillgodoräknad: -905 000 ton En jämförelse med scenario 4 är mest intressant då den visar på hur fjärrvärmekonverteringarna blir mer lönsamma med europeiska elpriser. Med högre pris på elen blir systemkostnaden 13 miljoner kr lägre per år om fjärrvärmekonverteringar införs på Volvo. Dessutom blir de globala koldioxidutsläppen marginellt bättre. Tabell 8: Bränsle använt, producerad el och producerad värme för scenario 6 Bränsle Bränsle använt GWh Verk Producerad värme (GWh) El 32 Renova 1 121 Skogsflis 202 Preem 177 Pellets 31 Shell 478 Bioolja 22 Värmepumpar Rya 101 Rapsolja 0 Rosenlund 302 Naturgas 4 725 Rya KVV 2 002 Volvo - Naturgas till pannor 0 Högsbo KVV 50 Summa 5 013 Rya VC 24 Sävenäs HP3 222 Sisjön HVP 5 Producerad el (GWh) HVP bioolja väst 20 Verk Rya KVV 1 846 Perstorp 27 Rosenlund 103 Volvo - Spillvärme OK/Q8 34 Högsbo KVV 45 Volvo - Naturgaspannor 0 Summa 1 994 Summa 4 564 Ytterligare jämförelser med scenario 4: Bränsleökningen som krävs läggs på naturgasen. Elproduktionen ökar marginellt, med 22 GWh/år. Flera värmeproducenter får arbeta lite hårdare beroende på vad som ligger på marginalen. Värmen till absorptionskylmaskinen täcks av Rya KVV som försörjer knappt hälften av den ökade värmelasten. 30

Figur 19: Värmelast månadsvis för scenario 6 Lastdiagrammet är i svårt att skilja från det i scenario 4, enda skillnaden är några enstaka GWh tillagda på varje stapel. Sammanlagd ökning är 58 GWh på ett år varav 26 GWh kommer från Rya KVV. 31