Kraftvärmen – den dolda räddaren i elsystemet

2022-09-22 06:00  

I valrörelsens skälvande slutskede kom plötsligt Sveriges kraftvärme i fokus. Hur kan den öka sin elproduktion? Ett svar finns under marken i Västerås.

Tre avlånga bergrum ligger som mörka grottor på rad under gatan i utkanten av staden. Här har Mälarenergi på 1970- och 1980-talen förvarat tjockolja som har använts som bränsle i kraftvärmeverket.

Nu pågår sanering av utrymmet för att det i stället ska kunna fyllas med varmvatten. Grottorna ska fungera som värmelager. På så sätt ska pannorna i kraftvärmeverket kunna drivas mer effektivt och hela anläggningen ge cirka 11 GWh mer el per år.

Initiala undersökningar pekade på att det skulle finnas totalt 300 kubikmeter olja här, men hittills har 2 500 kubikmeter samlats upp. ”Och vi är inte färdiga än”, säger Rickard Svensson på Mälarenergi. Foto: Tobias Ohls

Och Mälarenergi är inte ensamma. Politiker, energibolag och branschaktörer ser över hur elproduktion i samband med värmeproduktion kan ökas. Outnyttjad kapacitet ska tas i bruk så fort som möjligt.

Om två år, 2024, ska det nya värmelagret i Västerås tas i drift. Men än återstår mycket arbete. Mycket mer olja har upptäckts i bergrummen än förväntat och saneringen har försenats.

Blir tre underjordiska termosar

Värst är det i bergrummet närmast utgången.

– Känner ni lukten? Det är lukten av pengar. Negativa pengar, skojar Rickard Svensson, projektledare på Mälarenergi, och stegar in i det mörka bergrummet.

Här känns luften svår att andas. Rickard Svensson tar upp en sten och kastar in den i det vattenfyllda bergrummet. Oljan som ligger tjock på ytan slukar stenen med ett dämpat ”slurp”.

En skimmer samlar upp olja på ytan av vattensamlingen. Foto: Tobias Ohls

Stövlar, slangar och spadar som står uppradade här är täckta av kladdig olja. På bergväggen visar en skarp svart rand att oljenivån gick högre tidigare, innan saneringen påbörjades.

När värmelagret är klart ska de tre grottorna fungera som underjordiska termosar. 95-gradigt vatten från kraftvärmeverket ska värma upp vattnet i lagret via värmeväxlare. Själva lagervattnet stannar i ett slutet system.

”Undviker en massa start och stopp”

När det finns överskottsvärme från kraftvärmeverket, och bostäderna i fjärrvärmenätet inte behöver mer värme, kan laddning av det underjordiska lagret ske.

Åt andra hållet kan värme från lagret tankas över till fjärrvärmenätet vid behov.

– Till exempel kan vi klara kortare kylperioder med lagret, utan att behöva starta upp fler pannor, säger Per Thunberg, teknisk rådgivare på Mälarenergi.

Per Thunberg och Rickard Svensson i Mälarenergis underjordiska lager. Foto: Tobias Ohls

Därigenom hoppas Mälarenergi att lagret ska leda till att anläggningen minskar sina utsläpp av fossil koldioxid. De pannor som eldas med återvunna och förnybara bränslen ska användas i första hand och behövs mer värme kan den tas ut från lagret. Endast i sista hand ska reservpannor som drivs med fossilt bränsle gå i gång.

Dessutom räknar Mälarenergi med att pannorna ska kunna drivas jämnare och mer lönsamt tack vare lagret.

– Vi undviker en massa onödiga start och stopp av anläggningen, och kan köra i ekonomiska driftlägen med full last, i stället för perioder med minimi-last, säger Per Thunberg.

Måste välja: Elda mer eller dra ner på elproduktion

Men Mälarenergi har fler förhoppningar knutna till lagret. Det ska också göra så att kraftvärmeverket kan producera mer el och minska problemet med effektbrist i Västerås.

När oljelagret slutade användas pluggades det igen med två meter tjock betong. Rickard Svensson visar. Foto: Tobias Ohls

I vanliga fall produceras både el och värme i ett kraftvärmeverk. Det är ett resurseffektivt sätt att använda bränslet som förbränns. Vatten värms till ånga som först driver en turbin och generator så att el genereras. Därefter leds ångan vidare och värmer vattnet i fjärrvärmenätet.

Men om det blir riktigt kallt ute kanske inte den vanliga pannan räcker till för att värma bostäderna i nätet. Då måste anläggningsägaren välja mellan att antingen dra i gång en spetslastpanna för att producera mer värme eller dra ner på elproduktionen.

Om ägaren väljer att minska elproduktionen leds ångan helt enkelt förbi turbinen och går direkt till en kondensor för att värma fjärrvärmevattnet. Det kallas för direktkondensering. Då tappar inte ångan tryck och temperatur vid turbinen utan all energi går till fjärrvärmen.

– Förhållandet är 1 till 1. Tar man bort 1 MW el blir det 1 MW värme i stället, säger Per Thunberg.

”Biooljan kostar 2 000 kronor per MWh”

Tack vare värmelagret i berget räknar Mälarenergi med att kunna hålla elproduktionen i gång längre i sådana lägen. Värme kan tappas ur lagret i stället för att elproduktion minskas eller en extrapanna startas.

Dessutom blir justeringen mycket snabbare. Det kan gå på några minuter att få upp värme från lagret och ut på fjärrvärmenätet.

– Annars tar det ungefär tolv timmar att gå från kall panna till full produktion, säger Per Thunberg.

En svart kant på bergväggen vittnar om hur högt oljan har nått tidigare. Rickard Svensson till vänster och Per Thunberg till höger. Foto: Tobias Ohls

Elpriset behöver inte heller nå lika högt som i dag för att det ska löna sig för bolaget att hålla elproduktionen uppe.

– Vi kan gå in och elda med bioolja i en panna i stället för att dra ner på elproduktionen. Men biooljan kostar 2 000 kronor per MWh och nu när vi har lagret kostar värmen därifrån 250 kronor per MWh. Så det blir billigare för oss nu att behålla elproduktion, säger Per Thunberg.

Mälarenergi bedömer att anläggningen tack vare värmelagret ska kunna producera 11 GWh mer el per år. Det motsvarar el till 550 genomsnittsvillor.

Det kan låta mycket, men är samtidigt inte så stor mängd ”ny” elproduktion jämfört med de 650 GWh el som Mälarenergi brukar producera under ett normalår.

”Vi började från scratch här”

Men elproduktionen är värdefull eftersom den lindrar effektbristen lokalt i Västerås. Likt flera andra större städer finns det flaskhalsar i stamnätet vid Västerås vilket gör det svårt för företag att ta ut mer effekt. Som mest kan det nya värmelagret tillfälligt bidra med 90 MW.

– Det gäller i ett läge när lagret är fulladdat och vi kör ut värme från berget. Då kan vi bibehålla elproduktion i två block som ger 45 MW el vardera i fem dygn om det är kallt väder, säger Per Thunberg.

Redan i dag har Mälarenergi två mindre ackumulatorer för att lagra värme. Med det underjordiska lagret görs allt i större skala.

Mälarenergi är inte först med att skapa ett underjordiskt och storskaligt värmelager i fjärrvärmenätet. Ett tidigt lager byggdes i Storvreta utanför Uppsala och för några år sedan fick även Hudiksvall ett varmvattenlager i ett gammalt oljerum.

– Men Hudiksvall hade ett bergrum som var sanerat från oljor. Vi började från scratch här, ingen annan har gjort det, säger Per Thunberg.

Kraftvärmen i fokus under valrörelsen

Lina Enskog Broman, ansvarig för kraftvärme på branschorganisationen Energiföretagen, tror att fler storskaliga värmelager kommer att dyka upp i fjärrvärmenäten.

– Det är ett sätt att få större frihet och köra anläggningarna med mer elproduktion, till exempel när behovet av fjärrvärme är lågt. Då kan värmelagret fungera som avkylning i stället för att bara kyla bort värmen så att den går till spillo, säger hon.

I takt med de stigande elpriserna och den hotande energikrisen i Europa kom kraftvärmen i fokus under årets valrörelse. Flera partier hävdade att det finns outnyttjad potential i kraftvärmeverken för att producera mer el.

Den sittande socialdemokratiska regeringen gav Svenska kraftnät i uppdrag att upphandla mer elproduktion från kraftvärmeverken inför vintern och föreslog även att skatten på avfallsförbränning skulle slopas. Moderaterna meddelade att de ville göra ungefär samma sak, samt undersöka hos EU om det går att få ett undantag för skatt på bioolja i kraftvärmeproduktion.

”Slipper se hämmad investeringsvilja”

Både skatten på avfallsförbränning och bioolja är pålagor som kraftvärmebranschen självt har klagat på och velat få bort.

Särskilt skatten på avfallsförbränning, som trädde i kraft i april 2020, vållade stora protester hos kraftvärmebolagen. Syftet med skatten var att mer av avfallet skulle materialåtervinnas, men en utvärdering av Skatteverket visade att så inte blev fallet.

I stället ändrade bolagen sina investeringsplaner.

– Skatten har försämrat ekonomin negativt och det påverkar nya investeringar. Vi har sett i intervjuer med bolagen att de inte känner sig trygga i att investera. Det är illa, eftersom vi hela tiden måste förnya vår kraftproduktion, säger Anna Nordling, energiexpert på WSP.

Redan tidigare, 2018, pekade Energiföretagen på att 1 500 MW kraftvärme hotades av nedläggning under de närmaste åren. Det gällde anläggningar med 20–30 år på nacken som behövde rustas för att kunna köras vidare.

Men nu när avfallsförbränningsskatten ser ut att slopas, kanske så tidigt som till 1 januari 2023, kommer det sannolikt bara att öka elproduktionen från kraftvärmeverken marginellt nu i vinter.

– Det kan finnas en viss sådan effekt, vi ser en tendens att mindre avfall har kommit till anläggningarna för att det är för dyrt för avfallslämnarna. Men på lång sikt tror vi att vi slipper se hämmad investeringsvilja i energiåtervinningsanläggningar, säger Lina Enskog Broman.

”Skulle inte underlätta situationen i vinter”

Större effekt för ökad elproduktion redan i vinter bedömer Energiföretaget i stället att det skulle ha om skatten på bioolja skulle tas bort.

I dag finns ungefär 4 400 MW installerad kapacitet i kraftvärme i Sveriges fjärrvärmenät och industri. Så hur stor är potentialen för att öka elproduktionen? WSP har tidigare i en rapport bedömt potentialen till 1,5 GW. Men det gäller på lång sikt och kräver en omstöpning av elmarknaden. Energiföretagen har räknat på hur stor outnyttjad kapacitet det finns i befintlig kraftvärme och landar på 500–1 100 MW elproduktion som kan komma igång på kortare sikt, en del redan i vinter.

En lösning för att få fram mer el är att komplettera värmeverk med utrustning så att de också kan producera el. Till exempel undersöker Vattenfall nu, i ljuset av de höga elpriserna, om bolagets nya biobränsleanläggning i fjärrvärmenätet i Uppsala ska förses med en turbin och en generator. Då skulle anläggningen kunna bidra med 30 MW el.

Vattenfalls nya biobränsleanläggning Carpe Futurum producerar i dag enbart värme, ingen el. Men nu funderar bolaget på att komplettera den med en turbin och generator. Foto: Vattenfall

– Men vår bedömning är att installationen tar minst två år att genomföra, så det skulle inte underlätta situationen i vinter, säger Johan Siilakka, chef för anläggningsutveckling på Vattenfall Värme i Uppsala.

”De sista fossila slattarna ska vara borta före 2030”

Av Sveriges cirka 500 fjärrvärmenät saknas elproduktion i 400. Men med de höga elpriserna blir det allt mer intressant att investera i små ORC-turbiner för att producera sin egen el från lägre temperaturer än vad som krävs för en ångturbin. ORC står för Organisk Rankinecykel och innebär att värme omvandlas till rörelse och sedan till el.

– Det är småskaliga kraftvärmeverk som producerar lite el, 100 kW eller mindre. Även om anläggningarna inte producerar el som går ut på elnätet så avlastar man elnätet genom att producera el för sin egen användning, säger Lina Enskog Broman.

Men när nu politikerna snabbt vill få ut mer el från kraftvärmeverken leder det också sannolikt till ökade fossila utsläpp. Pannor som drivs av fossila bränslen och som har legat i malpåse, eller använts i enstaka reservfall, kan dammas av på nytt.

– Branschen hamnar i ett dilemma. Vi har fasat ut nästan allt fossilt och har en färdplan som säger att de sista fossila slattarna ska vara borta före 2030. Det vore olyckligt att öka den fossila produktionen. Men vi är i en kris och säger Svenska kraftnät att det behövs för energisystemet så måste man väga samhällsnyttan mot klimatnyttan, säger Lina Enskog Broman.

Mälarenergi

Mälarenergi producerar cirka 1 800 GWh värme och 650 GWh el per år.

Cirka 15 000 kunder finns i bolagets fjärrvärmenät.

Kraftvärmeverket i Västerås består av flera pannor, varav tre (block 5, 6 och 7) är i basdrift. De eldas med bioolja, biobränsle, avfall och returträ.

Dessutom finns hetvattenpannan HVK som bara producerar värme, ingen el, och eldas med bioolja. Den används som förstärkning vid så kallad spetslast.

Därutöver finns en reservpanna i block 3 och sex mindre pannor utspridda i fjärrvärmenätet som alla eldas med fossilt bränsle.

Det nya underjordiska värmelagret får en lagerkapacitet om 13 GWh, vilket ska räcka till Västerås fjärrvärmenät i två till fyra veckor, beroende på utetemperatur. Volymen i lagret är 300 000 kubikmeter.

Vattnet i lagret kommer att ha en temperatur mellan 55 och 95 grader Celsius.

Bergrummet användes som oljelager mellan 1971 och 1985. Konverteringen till värmelager beräknas kosta drygt 100 miljoner kronor.

Kraftvärme i Sverige

Kraftvärmen producerade 15 TWh el under 2021, vilket motsvarar nio procent av elproduktionen i Sverige.

Totalt 52 TWh värme levererades i fjärrvärmenäten år 2021.

Sverige har cirka 500 fjärrvärmenät som ägs av omkring 200 företag.

Det finns drygt 100 kraftvärmeverk i Sverige. Mindre städer har ofta värmeverk utan elproduktion i fjärrvärmenäten.

Bränslet som används i fjärrvärmenäten består till 97 procent av förnybar eller återvunnen råvara. Drygt två procent består av fossil råvara. Knappt en procent klassas som ”övrigt”, där ingår bland annat torv.

Det vanligaste återvunna bränslet är avfall och det vanligaste förnybara bränslet är grot (grenar och toppar), sågspån och bark.

Källa: Energiföretagen

Linda Nohrstedt

Mer om: Kraftvärme El

Kommentarer

Välkommen att säga din mening på Ny Teknik.

Principen för våra regler är enkel: visa respekt för de personer vi skriver om och andra läsare som kommenterar artiklarna. Alla kommentarer modereras efter publiceringen av Ny Teknik eller av oss anlitad personal.

  Kommentarer

Debatt