Energitekniska alternativ vid ansträngd eleffekt

Sammanfattning: I Sverige pågår det idag en omställning av energisystemet och denna omställning har lett till att det finns effektbrist under vissa perioder av året. Denna effektbrist beror på att det i Sveriges elnät finns vissa kapacitetsbegränsningar, att mycket av elproduktionen sker i norr men att fler bor i söder, nedstängningen av kärnkraftreaktorer samt den elektrifiering som sker av samhället. Effektbristen leder till att Sverige är beroende av att importera el under vissa perioder och i värsta fall skulle Svenska Kraftnät kunna beordra en roterande bortkoppling av vissa elanvändare för att trygga Sveriges elförsörjning. Höganäs AB är en av världens största tillverkare av järn- och stålpulver med huvuddelen av verksamheten förlagd i Höganäs och Halmstad. Produktionen är energiintensiv och i Höganäs finns det ett medelbehov på 8-10 MW med ett maxbehov på 10-12 MW. Vid ett eventuellt elavbrott blir medelbehovet 6-8 MW med befintliga reservkraftsaggregat inräknade. Syftet med examensarbetet är att genomföra en förstudie om potentialen för Höganäs AB i Höganäs att investera i en teknisk lösning som kan säkerställa tillgången på el även vid effektbrist. För att uppnå det uppställda syftet undersöktes: olika tekniska alternativ för elproduktion, potentiella energikällor omkring Höganäs industri, möjligheten för att kombinera elproduktion med eventuellt spetslastbehov i fjärrvärmenätet samt en ekonomisk analys över möjligheten att få en lönsam investering. För att ta beslut om vilka tekniker som är mest lämpade användes en första preliminär värdering där teknikernas egenskaper värderades. Därefter kontaktades ett antal leverantörer som gav underlag till kostnadsbedömningen samt gjorde att ytterligare tekniker kunde uteslutas. Kapaciteten på reservkraftsanläggningen valdes utefter medelbehovet till 6 och 8 MW. I kostnadsbedömningen av teknikerna så framstod det att investeringskostnaden, vid en kapacitet på 6 och 8 MW, för dieselmotorn var det billigaste alternativet (30-47 miljoner kronor) tätt åtföljd av gasmotorn (35-48 miljoner kronor), gasturbinen var det dyraste alternativet som reservkraft (48-65 miljoner kronor). Vid kraftvärmeproduktion utreddes gasmotorn och det bränsle som skulle få den billigaste produktionskostnaden var syntesgas som med värmekreditering (Höganäs Energis kostnad för värmeproduktion) skulle kosta 36-37 öre/kWh. För en drifttid på 1000-3000 timmar och med en kapacitet på 2-3 MWel togs nuvärdet efter 20 år fram som blev 3-5 miljoner kronor beroende på kapacitet. Möjligheten för att komplettera reservkraftsanläggningen med ORC-tekniken utreddes genom en nettonuvärdesanalys där återbetalningstiden blev 8-12 år och nettonuvärdet efter 20 år blev omkring 5 miljoner kronor. Det alternativ som uppvisade mest potential för en framtida investering var gasmotorn då investeringskostnaden var ungefär densamma som för dieselmotorn, men då bränslet redan finns på plats för en gasmotor ansågs denna mer lämplig. Det finns även en viss potential för att kraftvärmeproduktion då det finns ett spetslastbehov i fjärrvärmenätet.