As the share of weather-dependent renewable electricity production increases, the demand for power system flexibility grows. In the Swedish power system, gas turbines have historically been utilised for back-up power generation. However, these gas turbines traditionally use fossil fuels, which limits their applications given Sweden’s target of net zero emissions of greenhouse gases. With recent technological advancements, fossil-free fuels, such as hydrogen and eMethanol have emerged as promising green alternatives, expanding the potential benefits of gas turbines in a power system. Possible applications include local bottleneck relief, providing grid inertia, voltage regulation, black start capability, and island operation capability. Market-based benefits include generating revenue by participating in both ancillary service markets and electricity markets. The benefits of a fossil-free gas turbine can be particularly valuable for distribution grids in need of strengthening, and where feed-in from the overlying grid is nearing maximum capacity. Therefore, gas turbine manufacturer Siemens Energy, and distribution network owner Mälarenergi, are interested in assessing the benefits that a fossil-free gas turbine can provide to the distribution network in Västerås, Sweden. Grid resilience benefits were evaluated through a literature study, while the market-based revenue potential were estimated using a quantitative bidding model. Included markets are the day-ahead electricity market and the ancillary service markets FCR-D, aFRR and mFRR. The model simulates the markets in 2022-2023 and uses forecasts based on historical data to determine the optimal bidding strategy. The study found that there is a large revenue potential with current fuel and market prices. The most promising configuration is a combination of eMethanol and hydrogen, with a profit potential of 72.6 MSEK/year, or a net present value of 463.2 MSEK. Operating on only hydrogen is also identified as a promising pathway. HVO100 and biomethane are, with current prices, less attractive alternatives. The results are highly sensitive to changes in costs, emphasising the importance of a diverse portfolio of fuels and potential markets for profitability. However, grid resilience benefits provide an incentive to invest in a fossil-free gas turbine, regardless of market-based revenue potential. As a suggested course of action, HVO100 or biomethane can be utilised during a transition period while the technology and infrastructure for hydrogen and eMethanol are being developed. Lastly, other technologies may offer certain services at a competitive cost, but the strength of the gas turbine lies in its extensive range of capabilities. / I samband med att andelen väderberoende förnybar elproduktion ökar, ökar även behovet av flexibilitet i elnätet. I det Svenska elsystemet har gasturbiner länge använts för att bidra med reservkraft. Dessa gasturbiner drivs vanligtvis med fossila bränslen, och således begränsas deras användningsområde av Sveriges ambitioner om nettonollutsläpp av växthusgaser. Närtida teknologiska framsteg har dock öppnat upp för möjligheten att, i allt större utsträckning, använda fossilfria bränslen i gasturbiner. Bland annat har e-Metanol och vätgas identifierats som två lovande alternativ, och med dessa bränslen får gasturbinen ett mycket bredare användningsområde. Möjliga nyttor inkluderar eliminering av lokala flaskhalsar i nätet, tillförsel av rotationsenergi, spänningsreglering, samt tillhandahållande av förmåga till dödnätsstart och ödrift. Därtill finns det en marknadsmässig nytta i att delta på stödtjänst- och elmarknaderna. Tjänsterna som en fossilfri gasturbin kan bidra med är troligtvis av särskilt intresse för distributionsnätsägare vars nät är i behov av förstärkning och där inmatningen från det överliggande nätet allt oftare närmar sig maxgränsen. Således vill gasturbintillverkaren Siemens Energy, tillsammans med distributionsnätsägaren Mälarenergi, utreda vilka nyttor som en fossilfri gasturbin kan bidra med i den svenska staden Västerås distributionsnät. Nyttor kopplade till elnätets motståndskraft utvärderades kvalitativt genom en literaturstudie, medan den marknadsmässiga intäktspotentialen utvärderades med hjälp av en kvantitativ budgivningsmodell. De marknader som inkluderas i studien är spotmarknaden (dagen-före-marknaden) samt stödtjänstmarknaderna FCR-D, aFRR och mFRR. Modellen simulerar marknaderna under perioden 2022-2023, och använder prognoser för att identifiera en optimal budgivningsstrategi, som avgör hur gasturbinen deltar på marknaderna. Studien kom fram till att det finns goda marknadsmässiga intäktsmöjligheter med dagens marknadspriser och bränslepriser. Den mest lovande bränslekonfigurationen är en kombination av e-Metanol och vätgas, med en uppskattad vinstpotential på 72.6 MSEK/år, motsvarande ett nettonuvärde på 463.2 MSEK. Drift på enbart vätgas identifierades också som ett lovande alternativ. Bränslena HVO100 och biometan är med dagens priser mindre lovande alternativ, dock enbart med avseende på den marknadsmässiga potentialen. Resultaten är mycket känsliga för kostnadsförändringar, varför vikten av gasturbinens bränsleflexibilitet och förmåga att delta på ett stort antal marknader bör understrykas. Nyttor kopplade till elnätets motståndskraft skapar dock incitament för en investering oberoende av den marknadsmässiga intäktspotentialen. Ett rekommenderat tillvägagångssätt vid en investering är att använda HVO100 eller biometan som bränsle under en övergångsperiod, i väntan på att teknologin och infrastrukturen för e-Metanol och vätgas utvecklas. I studien konstaterades det att andra teknologier kan erbjuda vissa tjänster till ett konkurrenskraftigt pris. Detta leder till slutsatsen att den fossilfria gasturbinens främsta styrka är en dess stora mångsidighet, snarare än dess enskilda förmågor.

Elektrifieringen av bilflottan sker i rasande takt. Även andra samhällssektorers efterfrågan på el väntas öka drastiskt under kommande decennier, vilket i kombination med en växande andel intermittenta energikällor trappar upp påfrestningarna på elnätet och ställer krav på anpassningar. En föreslagen dellösning till kraftsystemets kommande utmaningar är att utnyttja efterfrågeflexibiliteten i laddande elbilar genom att en aggregator styr ett stort antal elbilsladdare och säljer den sammanlagda kapaciteten på till exempel Svenska kraftnäts stödtjänstmarknader.  För att avgöra hur mycket flexibilitet som elbilsladdning kan bidra med behöver aggregatorn upprätta prognoser över hur mycket effekt som mest sannolikt finns tillgänglig vid en viss tidpunkt – en punktprognos – men också en uppskattning av vilken effektnivå man kan vara nästan säker på att utfallet överstiger – en kvantilprognos. I den här studien har en undersökning gjorts av hur prognosfelet förändras om gruppen av aggregerade elbilsladdare ökas, och hur mycket en aggregator på så sätt kan sänka sina marginaler vid försäljning av efterfrågeflexibiliteten för att med säkerhet kunna uppfylla sitt bud. Det gjordes genom att kvantifiera flexibiliteten för 1 000 destinationsladdare belägna vid huvudsakligen arbetsplatser, och genom att skala upp och ner datamängden genom slumpmässiga urval. För dessa grupper gjordes sedan probabilistiska prognoser av flexibiliteten med en rullande medelvärdes- och en ARIMA-modell. Utifrån prognoserna simulerades slutligen potentiella intäkter om aggregatorn skulle använda den flexibla kapaciteten för uppreglering till stödtjänsten FCR-D upp, vilket är en frekvensreserv som aktiveras vid störningar av nätfrekvensen.  Resultaten visar att en tiodubbling av antalet aggregerade elbilsladdare mer än halverar det relativa prognosfelet. De båda prognosmodellerna visade sig ha jämförbar precision, vilket talar för att använda sig av den rullande medelvärdesmetoden på grund av dess lägre komplexitet. Den ökade säkerheten i prognosen resulterade dessutom i högre intäkter per laddare.  De genomsnittliga intäkterna av att leverera flexibilitet från 1 000 aggregerade elbilsladdare till FCR-D uppgick till 6 900 kr per månad, eller 0,8 kr per session – siffror som troligen hade varit högre utan coronapandemins ökade hemarbete. En 99-procentig konfidensgrad för kvantilprognosen resulterade i en säkerhetsmarginal med varierande storlek, som i genomsnitt var runt 90 procent för 100 laddpunkter, 60 procent för 1 000 laddpunkter samt 30 procent för 10 000 laddpunkter. Mest flexibilitet fanns tillgänglig under vardagsförmiddagar då ungefär 600 kW fanns tillgängligt som mest för 1 000 laddpunkter.  Att döma av tio års nätfrekvensdata är den sammanlagda sannolikheten för att över 50 procent aktivering av FCR-D-budet skulle sammanfalla med att utfallet för den tillgängliga kapaciteten är en-på-hundra-låg i princip obefintlig – en gång på drygt 511 år. Att aggregatorn lägger sina bud utifrån en 99-procentig konfidensgrad kan alltså anses säkert. / The electrification of the car fleet is taking place at a frenetic pace. Additionally, demand for electricity from other sectors of the Swedish society is expected to grow considerably in the coming decades, which in combination with an increasing proportion of intermittent energy sources puts increasing pressure on the electrical grid and prompts a need to adapt to these changes. A proposed solution to part of the power system's upcoming challenges is to utilize the flexibility available from charging electric vehicles (EVs) by letting an aggregator control a large number of EV chargers and sell the extra capacity to, for example, Svenska kraftnät's balancing markets. To quantify how much flexibility charging EVs can contribute with, the aggregator needs to make forecasts of how much power that is most likely available at a given time – a point forecast – but also an estimate of what power level the aggregator almost certainly will exceed – a quantile forecast. In this study, an investigation has been made of how the forecast error changes if the amount of aggregated EV chargers is increased, and how much an aggregator can lower their margins when selling the flexibility to be able to deliver according to the bid with certainty. This was done by quantifying the flexibility of 1000 EV chargers located at mainly workplaces, and by scaling up and down the data through random sampling. For these groups, probabilistic forecasts of the flexibility were then made with a moving average forecast as well as an ARIMA model. Based on the forecasts, potential revenues were finally simulated for the case where the aggregator uses the available flexibility for up-regulation to the balancing market FCR-D up, which is a frequency containment reserve that is activated in the event of disturbances. The results show that a tenfold increase in the number of aggregated EV chargers more than halves the forecast error. The two forecast models proved to have comparable precision, which suggests that the moving average forecast is recommended due to its lower complexity compared to the ARIMA model. The increased precision in the forecasts also resulted in higher revenues per charger. The average income from delivering flexibility from 1000 aggregated electric car chargers to FCR-D amounted to SEK 6900 per month, or SEK 0.8 per session – figures that would probably have been higher without the corona pandemic's increased share of work done from home. A 99 percent confidence level for the quantile forecast resulted in a safety margin of varying size, which on average was around 90 percent for 100 chargers, 60 percent for 1000 chargers and 30 percent for 10,000 chargers. Most flexibility was shown to be available on weekday mornings when approximately 600 kW was available at most for 1000 chargers. By examining frequency data for the Nordic power grid from the past ten years, the joint probability that a more than 50 percent activation of the FCR-D bid would coincide with the outcome for the available capacity being one-in-a-hundred-low, was concluded to be nearly non-existent – likely only once in about 511 years. For the aggregator to place bids based on a 99 percent confidence level can thus be considered safe.

The need for ancillary services is on the rise due to the increasing share of weather-dependent power sources in the electric power system. This master thesis focuses on the Swedish FCR-D Up market. It is a national balancing market for transmission system operator’s procurement of the ancillary service called FCR-D Up, that is the up-regulating frequency containment reserve in case of system disturbances. The FCR-D Up market is undergoing significant changes to adapt to the changing electric power system, which may affect the current market dominance of hydropower suppliers due to the emergence of new suppliers and regulatory changes by the Swedish transmission system operator. This master thesis establishes a conceptual qualitative market development system model for price formation on the FCR-D Up market. The research question addressed is: "What FCR-D Up market developments and regulatory market changes on the supply and demand side respectively are expected in Sweden in the upcoming years, 2024-2026, and how will they affect the market prices?" The research was based on the theoretical concepts of system modeling and price formation, using Soft Systems Methodology. Data was collected from various sources and analysed using CATWOE analysis, Casual Loop Diagram, as well as supply and demand curve model theory. It was concluded that price-influencing market development and regulatory changes are focused on the supply side of the market. These include the market entry of new suppliers, transition to marginal pricing, new technical requirements for market participation and increasing value stacking opportunities for FCR-D Up suppliers on Nord Pool’s electricity markets and the other balancing markets. / Behovet av stödtjänster ökar på grund av den ökande andelen väderberoende kraftkällor i elkraftsystemet. Denna masteruppsats fokuserar på den svenska FCR-D Upp-marknaden. Det är en nationell balansmarknad för transmissionsnätsoperatörens upphandling av den stödtjänst som kallas FCR-D Upp, som är den uppreglerande frekvenskontrollreserven vid störningar i systemet. FCR-D Uppmarknaden genomgår betydande förändringar för att anpassas till det föränderliga elkraftsystemet, vilket kan påverka den nuvarande marknadsdominansen av vattenkraftsleverantörer på grund av tillkomst av nya leverantörer och regulativa marknadsförändringar av transmissionsnätsoperatören. Denna masteruppsats etablerar en konceptuell kvalitativ systemmodell för marknadsutveckling avseende prisbildning på FCR-D Upp-marknaden. Forskningsfrågan är: "Vilken utveckling av FCR-D Upp-marknaden och vilka regulatoriska marknadsförändringar på utbuds- respektive efterfrågesidan förväntas i Sverige under de kommande åren, 2024-2026, och hur kommer de att påverka marknadspriset?". Arbetet baserades på teoretiska koncept kring systemmodellering och prisbildning, med fokus på Soft Systems Methodology. Data samlades in från olika källor och analyserades med hjälp av CATWOE-analys, Casual Loop Diagram samt modellteori för utbuds- och efterfrågekurvor. Slutsatsen var att prisinfluerande marknadsutvecklingar och regulatoriska marknadsförändringar är inriktade på marknadens utbudssida. Det handlar bland annat om nya leverantörers inträde på marknaden, övergången till marginalprissättning, nya tekniska krav för marknadsdeltagande och ökande möjligheter till värdestapling för FCR-D Upp leverantörerpå Nord Pools elmarknader och de andra balansmarknaderna.