I en framtid med stor variabel elproduktion finns det en betydande potential för power-to-heat i fjärrvärmesystemen för att balansera elsystemet.

Eric Dotzauer från Fortum Värme skrev 26 maj på Second opinion energi om fjärrvärmens potential att förbättra effektbalansen i elsystemet. En ny studie från Lunds universitet belyser också denna potential, men ur ett annat perspektiv. Utgångspunkten är fjärrvärmesektorns möjlighet att utgöra en flexibel elanvändare genom så kallad power-to-heat, det vill säga kraft-till-värme. Studien visar att power-to-heat i fjärrvärmesystemen skulle kunna bidra till att balansera ett framtida elsystem med stor andel vind- och solkraft.

Såväl danska som tyska studier har pekat ut tekniken för power-to-heat som en lovande möjlighet att öka flexibiliteten i elsystemet i länder med fjärrvärmesystem. Samverkan mellan el- och fjärrvärmemarknaderna har nyligen även studerats för svenska förhållanden i en Energiforskrapport framtagen av Profu. Även i EU-kommissionens senaste strategi för värme och kyla lyfts denna teknik fram. Intressant nog så har Sverige en historia inom området som ofta glöms bort. Under 1980-talet präglades den svenska elsektorn av överkapacitet, och låga elpriser ledde till att det installerades många elpannor och värmepumpar i fjärrvärmesystemen. Denna historia har nyligen kartlagts vid Högskolan i Halmstad och mycket talar för att vi bör lära av historien och överväga mer elbaserad fjärrvärmeproduktion igen, dock med ett betydligt större inslag av flexibilitet.

Den nuvarande produktionen av vindkraft i Sverige kan relativt enkelt hanteras i elsystemet. En fortsatt utbyggnad av vindkraft och solceller kommer emellertid på sikt att kräva anpassningar och ökad flexibilitet inom andra delar av energisystemet. Det är i en sådan framtid som power-to-heat är intressant då det kan minska behovet av att periodvis spilla vind, samtidigt som man sparar bränsle i fjärrvärmeproduktionen.

I studien uppskattas potentialen för power-to-heat för tre elproduktionsscenarier och givet olika antaganden. Kärnkraften antas finnas kvar på nuvarande nivå i ett av scenarierna och vara utfasad i de övriga två. Den sammanlagda elproduktionen varierar mellan 155 och 170 TWh och den variabla elproduktionen (vind- och solenergi) mellan 35 TWh och 90 TWh. Användningen av el väntas ligga kvar nära dagens nivå, på 140 TWh. Scenarierna bygger alltså på en svensk nettoexport av el. Denna export tas inte med i beräkningen av potentialen för power-to-heat, men utgör en alternativ väg att balansera elnätet.

Potentialen beräknas genom att på timbasis matcha ”överskottselen”, den så kallade residualen, mot fjärrvärmebehovet. Residualen beräknas genom att för varje timme under ett år dra ifrån elproduktionen från vindkraft, solkraft, en lägsta nivå av vattenkraft samt termiska kraftverk som ”måste” köras (”must-run generators”) från elanvändningen. För den termiska elproduktionen antas att 50 % av elproduktionen från kraftvärmeverk och 100 % från kärnkraftverk måste köras. Lägsta nivån för vattenkraft sätts till det lägsta noterade värdet under perioden 2011-2015 om 1,68 GW.

Svenska kraftnät erbjuder timdata över kraftproduktionen i Sverige. Då motsvarande data inte enkelt kan erhållas för fjärrvärmen, modelleras värmebehovet på timbasis genom att använda data för total årlig produktion och korrelation mellan utetemperatur och värmebehov. Modellen har validerats mot verklig timdata för utvalda nät.

Potentialen för power-to-heat uppskattas till 3,8-8,5 TWh för scenariot med 90 TWh variabel elproduktion. I den lägre potentialen antas industriell spillvärme och värme från avfallsförbränning inte ersättas. I den högre potentialen ingår inte denna begränsning och samtidigt antas tillgång till värmelager.

Många fjärrvärmesystem använder redan värmelager, främst för att jämna ut produktionen över dygnet. En ökning av volymen värmelager skulle öka potentialen för power-to-heat. Detta är särskilt intressant om man tar i beaktande att det är avsevärt mycket billigare att lagra värme än el.

I en känlighetsanalys justeras konsumtionsnivån till 125 respektive 170 TWh. Potentialen för scenariot med 90 TWh variabel elproduktion (utan värmelagring) beräknas i dessa fall till 8,6 respektive 3,1 TWh.

Förutom den tekniska potentialen görs också en grov uppskattning av den ekonomiska potentialen för power-to-heat. I denna analys vägs investeringar i elpannor mot besparingar i form av bränslekostnader. För tidpunkter med negativ residual antas ett lågt elpris, som understiger priset för det bränsle som ersätts. Med en elkostnad på 10 öre/kWh och antagandet att elen ersätter träflis värt 20 öre/kWh uppskattas den ekonomiska potentialen för scenariot med 90 TWh till 5,1 TWh. Detta innebär lokala installationer av elpannor motsvarande sammanlagt 3,5 GW.

Det finns således en betydande potential för power-to-heat i fjärrvärmesystemen i en framtid med stor variabel elproduktion. Huruvida denna potential realiseras beror framför allt på hur elmarknaden och andra flexibilitetsåtgärder utvecklas framöver.

Patrick Lauenburg, universitetslektor
Karin Ericsson, universitetslektor
Jonatan Rantzer, civilingenjör
Gerald Schweiger, gästdoktorand
Lunds universitet

BILD: Kraftvärmeverket i Katrineholm. Foto: Tekniska verken i Linköping.