The continuous escalation of intermittent energy added to the grid and forecasts of peaking power demand increments are rising the effort spent for evaluating the economic feasibility of energy storages. The aim of this research is the techno-economic analysis of Compressed Air Energy Storage (CAES) systems, capable of storing large quantities of off-peak electric energy in the form of high-pressure air, as an ―energy stock‖ which allows the production of high-profit on-peak electricity when required by the grid. Several studies of both conventional and innovative adiabatic concepts are carried out in order to identify and improve the parameters that mostly affect the plant performances. Technical models, that consider the effect of time, are developed to evaluate the parameters that reduce the electric energy spent for compressing the air and that maximize the electric energy produced. In the conventional plant, particular attention is put on the understanding of the effects of air storage pressure range, recuperator, reheating and Turbine Inlet Temperature. For the adiabatic instead, a thorough analysis of the challenging Thermal Energy Storage (TES) is performed for understanding the advantages and drawbacks of this novel efficient concept of CAES. In a further step the economic analyses are aimed at evaluating the different configurations proposed in the technical investigation and the effects that variations of generation train and storage characteristics have on the profitability. After an analysis of the TES impact on the profits, a final comparison is carried out against two existing technologies: Pumped Hydro Energy Storage and gas turbine. The results of these studies confirm, from a technical and economic point of view, the reasons of the growing interest toward CAES as a feasible solution to manage the intermittent energy production. In particular they underline the conventional CAES as promising technology to undertake.

Der Einsatz von erneuerbare Energien und die Anwendung von Energieeffizienz spielt derzeit in den GCC-Staaten noch eine untergeordnete Rolle, aber das Interesse daran ist in den letzten Jahren gewachsen. Die Arbeit wird die Chancen und Hindernisse für den Einsatz von erneuerbare Energien, Empfehlungen für eine bessere Energieeffizienz und für eine stärkere Integration der RE in den Energiemix der GCC-Staaten präsentieren. Die Arbeit beschreibt die traditionelle Energiesituation und analysiert die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkte des Energieverbrauches in den GCC-Ländern. Der Fokus liegt auf Anwendungen der Solarenergie und Energieeffizienz, jedoch wird auch kurz auf Windenergie, Biomasse und einige Lösungen für energieeffizientes Bauen eingegangen. Außerdem werden Vergleiche mit der Situation in Europa und der Welt vorgenommen. Es soll erreicht werden, dass der Energieverbrauch reduziert sowie Energieeffizienz und die Nutzung erneuerbare Energien gefördert werden.

The potential for electrical energy storage to both provide services to the electrical grid and help to better integrate renewable energies in the electrical system is promising. This report investigates one type of storage, compressed air energy storage (CAES), where energy is stored by compressing air during hours of low electricity demand and later expanding the air to generate electricity during high demand hours. To this day it exists two large plants, but small facilities have yet to be implemented, raising the question whether it could be viable to use CAES on a smaller scale as well. By creating a model of a CAES system based on the principles of thermodynamics and applying it to a hypothetical group of residences, its ability to balance daily fluctuations in electricity demand is explored. The result show that the system is able to cover some of the demand but there is no economic profit to be gained. The results of this report suggest that a CAES system of this size is not a viable option during current price market for electricity in Sweden but during other circumstances it could be relevant. / Dagens energisystem kräver vissa tjänster för att kunna behålla stabilitet och tillgodose energibehovet. Energilagring är ett sätt att förse systemet med dessa tjänster samtidigt som det också skapar möjlighet att bättre utnyttja förnyelsebara energiresurser, som vind och sol, som annars kan vara för oförutsägbara för att kunna utnyttjas maximalt. I denna studie undersöks komprimerad luft som energilagring (CAES). Sammanfattningsvis används billig elektricitet under timmar då elförbrukningen är låg för att komprimera luft och lagra denna för att sedan expandera luften igen och på så vis generera elektricitet vid behov eller då det finns ekonomisk vinstmöjlighet. CAES systemet kan vara uppbyggt och dimensionerat på flera olika sätt vilket undersöks samt beskrivs i närmare detalj. Möjligheten att använda CAES i liten skala för att tillgodose ett dagligen varierande energibehov undersöks och det utrönas ifall detta är ekonomiskt gynnsamt eller inte. Detta undersöks genom att skapa en modell över ett CAES-system som appliceras på energibehovet för en grupp bostäder. Resultatet visar att systemet kan täcka en del av energibehovet men ekonomisk vinning är inte möjligt. Utifrån dessa resultat konstateras att CAES i liten skala inte är ett ekonomiskt försvarbart alternativ för att täcka toppar i ett varierande energibehov vid det rådande energipriset i Sverige men under andra omständigheter skulle det kunna vara möjligt.

The potential for electrical energy storage to both provide services to the electrical grid and help to better integrate renewable energies in the electrical system is promising. This report investigates one type of storage, compressed air energy storage (CAES), where energy is stored by compressing air during hours of low electricity demand and later expanding the air to generate electricity during high demand hours. To this day it exists two large plants, but small facilities have yet to be implemented, raising the question whether it could be viable to use CAES on a smaller scale as well. By creating a model of a CAES system based on the principles of thermodynamics and applying it to a hypothetical group of residences, its ability to balance daily fluctuations in electricity demand is explored. The result show that the system is able to cover some of the demand but there is no economic profit to be gained. The results of this report suggest that a CAES system of this size is not a viable option during current price market for electricity in Sweden but during other circumstances it could be relevant. / Dagens energisystem kräver vissa tjänster för att kunna behålla stabilitet och tillgodose energibehovet. Energilagring är ett sätt att förse systemet med dessa tjänster samtidigt som det också skapar möjlighet att bättre utnyttja förnyelsebara energiresurser, som vind och sol, som annars kan vara för oförutsägbara för att kunna utnyttjas maximalt. I denna studie undersöks komprimerad luft som energilagring (CAES). Sammanfattningsvis används billig elektricitet under timmar då elförbrukningen är låg för att komprimera luft och lagra denna för att sedan expandera luften igen och på så vis generera elektricitet vid behov eller då det finns ekonomisk vinstmöjlighet. CAES systemet kan vara uppbyggt och dimensionerat på flera olika sätt vilket undersöks samt beskrivs i närmare detalj. Möjligheten att använda CAES i liten skala för att tillgodose ett dagligen varierande energibehov undersöks och det utrönas ifall detta är ekonomiskt gynnsamt eller inte. Detta undersöks genom att skapa en modell över ett CAES-system som appliceras på energibehovet för en grupp bostäder. Resultatet visar att systemet kan täcka en del av energibehovet men ekonomisk vinning är inte möjligt. Utifrån dessa resultat konstateras att CAES i liten skala inte är ett ekonomiskt försvarbart alternativ för att täcka toppar i ett varierande energibehov vid det rådande energipriset i Sverige men under andra omständigheter skulle det kunna vara möjligt.

As the renewable energy sources are finding more place in the energy generation technologies,the Swedish energy market is also undergoing transformations. Renewable energy sources inthe energy generation system brings more volatility and price fluctuations which can mean challenges and opportunities. Svenska Kraftnät, as the authority responsible for safety and stability of Swedish transmission system, addresses the challenges with higher shares of renewable energy sources to some extent with more frequency stabilizing solutions but the electricity prices are controlled by free market which is led by NordPool. Växjö Energi is a state-owned company with energy generation facility of combined heat and power, operating in SE4 area of electricity market. As SE4 is the region affected the most with the price fluctuations, Växjö Energi is interested in analyzing the possibility of increasing their profit by utilizing the available energy storage technologies in the market in long term energy storage applications. The available energy storage solutions and the ones under development have each, their own pros and cons that this project attempts to go through from economical, technical, and sustainability perspective. Technologies such as compressed air energy storage and pumped hydro are more mature and there are more data available about them with less uncertainty. However, technologies such as gravity power module are new and there is not much information so the uncertainty of data is higher. A model has been developed in this project from earlier work of other researchers, to measure the highest possible profit for each energy storage technology in a specific price time series through electricity storage. The result suggests the compressed air energy storage, gravity power module, and pumped thermal electricity storage are the interesting technologies for further study. We show through this work that their costs and possible revenues are comparable. The future work on this subject is to include the suggested technologies with more details and adaptation to Växjö Energi conditions for more detailed and reliable results. / Förnybara energikällor får en större andel av energiproduktionsteknikerna samtidigt som den svenska energimarknaden genomgår förändringar. Förnybara energikällor i energiproduktionssystemet ger mer volatilitet och prisfluktuationer som kan innebära både utmaningar och möjligheter. Svenska Kraftnät, den ansvariga myndigheten för säkerhet och stabilitet i det svenska överföringssystemet, hanterar utmaningarna relaterade till högre andel förnybara energikällor med mer frekvensstabiliserande lösningar men samtidigt styrs elpriserna av den fria marknaden som leds av NordPool. Växjö Energi är ett statligt företag med energiproduktionsanläggning för kraftvärme som verkar inom SE4-området på elmarknaden. Eftersom SE4 är den region som drabbas mest av prisfluktuationerna, är Växjö Energi intresserad av att analysera möjligheten att öka deras vinst genom att använda tillgängliga energilagringsteknologier på marknaden för energibitrageapplikationer. De tillgängliga energilagringslösningarna och de som är under utveckling har alla sina egna fördelar och nackdelar som detta projekt analyserar ur ett ekonomiskt-, tekniskt- och hållbarhetsperspektiv. Teknik som tryckluft, energilagring och vattenkraft är mer mogna och det finns mer information om dem samt mindre osäkerhet. Däremot, energilagringsystem såsom gravitationskraftmodul är ny vilket gör att den tillgängliga informationen är begränsad och följaktligen mer osäker. Detta projekt har utvecklat en modell utifrån tidigare forskning i området, för att mäta högsta möjliga vinst för varje energilagringsteknik under en specifik tid genom ellagring. Resultatet antyder att lagring av tryckluft, tyngdkraftsmodul och pumpad termisk ellagring är de intressanta teknikerna för vidare studier. Genom detta arbete visar vi att deras kostnader och eventuella intäkter är jämförbara. Vidare studier utifrån detta projekt är att studera de föreslagna teknikerna djupare med hänsyn till Växjö Energis förhållanden för mer detaljerade och tillförlitliga resultat.