蓄電池は携帯機器，電気自動車をはじめ，自然エネルギー有効利用に至るまで広範囲に利用され，その重要性はますます高まっている。これら機器の使用時間や特性は蓄電池の特性に大きく依存することから，電池自体の特性改善に加え，劣化を診断してより効率的に電池を運用することが求められている。本論文は，非線形情報処理を得意とする人工知能を用いた2次電池の劣化診断法を開発し，エネルギーの有効利用に資する技術を確立した。機器動作時の電池電圧・電流波形と電池劣化特性との関連性を，人工知能を用い学習することにより，機器稼働時に電池の劣化を診断することができる。なお，この関連性は非線形で複雑であるが，非線形分析を得意とする人工知能は劣化診断に適している。学習には時間を要するものの，診断は短時間になし得ることから，提案法は稼働時劣化診断に適している。本論文では，この特徴を生かし，電池の等価回路（ECM）を導出し，充電率（SOC），容量維持率（SOH）を推定している。また，本論文では現在産業応用分野で用いられている，リチウムイオン電池，ニッケル水素電池，鉛蓄電池を対象とし，提案法はあらゆる電池使用機器に応用可能である。また，提案法を電池状態監視装置（BMU）や，マイコンなどを用いた組み込みシステムに応用可能とし，実証している。以上のことから，本論文は，新たな蓄電池の劣化診断法の確立し，その有効性を確認している。 / The importance of rechargeable batteries nowadays is increasing from the portable electronic devices and solar energy industry up to the development of new EV models. The rechargeable batteries have a crucial role in the storage system, mostly in mobile applications and transportation, because the period of its usage and the flexibility of the function are determined by the battery. Due to the black box approach of the ANN it is possible to connect the complex physical phenomenon with a specific physical meaning expressed with a nonlinear logic between inputs and output. Using specific input data to relate with the desired output, makes possible to create a pattern connection with input and output. This ability helps to estimate in real time the desired outputs, behaviors, phenomes and at the same time it can be used as a real time diagnosis method. / 博士(工学) / Doctor of Philosophy in Engineering / 同志社大学 / Doshisha University

Due to increasing penetration of decentralized variable renewable energy generators and the increasing demand of electrical power due to the electrification of the heat and transport sectors, low voltage grids are facing critical problems. Deviation of the permitted voltage range and local overloads of the grid equipment, are the two main issues that are compromising a smooth distribution grid operation. An intelligent integration of distributed generators, heat-pumps and electric vehicles into a Smart Grid, allows the flexibility that they intrinsically provide, to be used by distribution system operators to avoid critical grid conditions. Smart grid suppliers currently available on the market, have been categorized into Local, Decentralized and Centralized Smart Grid Concepts. Their main difference is represented by the level of control, communication and coordination that they make use of. The aim of the thesis was to evaluate the effectiveness of solution of the Smart Grid Concepts implementation in specific low voltage grids, especially in term of voltages and loadings mitigation capabilities, to be used as a decision making tool for future smart grid implementations. A control architecture that emulates the way the analyzed Smart Grid Concepts operate, has been implemented in Python and tested on three different low voltage distribution networks in DigSILENT PowerFactory. The control architecture is an algorithm that communicates to DigSILENT PowerFactory how the Smart Grid needs to operate in response to detected critical grid conditions. The flexibility that the Smart Grid Concepts make use of, are battery storage, active power curtailment and reactive power compensation from photovoltaic inverters and demand side management by means of electric vehicles and heat pumps. In particular, in order to make most use of the available flexibility, an intelligent electric vehicles charging strategy has been implemented as well as an intelligent heat pump operation. Both static worst-case simulations and time-dependent simulations, over a winter and a summer day, for different penetration scenarios, have been carried out. The summary of the simulation results showed that while the Decentralized Smart Grid Concept, if the flexibility is available, is always able to keep voltages and loadings between their critical values, the Local Smart Grid Concept is not able to do the same for the loadings. / På grund av ökad penetration av decentraliserade variabla förnybara energikällor och den ökande efterfrågan på elkraft på grund av elektrifiering av värme- och transportsektorn, står lågspänningsnätet inför kritiska problem. Avvikelse av det tillåtna spänningsområdet och lokala överbelastningar av nätutrustningen är de två huvudproblemen som äventyrar en smidig nätdrift. En intelligent integration av distribuerade generatorer, värmepumpar och elektriska fordon i ett smart nät, tillåter flexibiliteten som de egentligen tillhandahåller, för att undvika kritiska rutnätförhållanden. Smartnätleverantörer som för närvarande är tillgängliga på marknaden har system som kategoriserats som lokalt, decentraliserat och centralt Smart Grid Concepts. Deras huvudsakliga skillnad representeras av den nivå av kontroll, kommunikation och samordning som de utnyttjar. Syftet med avhandlingen var att utvärdera effektiviteten av lösningen av implementeringen av Smart Grid Concepts i specifika lågspänningsnät, särskilt när det gäller spänningar och belastningsreducerande förmågor, som ska användas som beslutsverktyg för framtida smarta nätverksimplementeringar. En reglerarkitektur som emulerar hur ett analyserat Smart Grid Concepts fungerar, har implementerats i Python och testats på tre olika lågspänningsdistributionsnä i DigSILENT PowerFactory. Kontrollarkitekturen är en algoritm som kommunicerar med DigSILENT PowerFactory hur Smart Grid bör fungera som svar på detekterade kritiska gridförhållanden. Den flexibilitet som Smart Grid Concepts använder sig av är batterilagring, aktiv strömavbrott och reaktiv effektkompensation från fotovoltaiska omvandlare och efterfrågesidan hantering med elbilar och värmepumpar. I synnerhet för att på bästa sätt utnyttja den tillgängliga flexibiliteten har en intelligent laddningsstrategi för elfordon implementerats liksom en intelligent värmepumpsoperation. Både statiska wärsta fall simuleringar och tidsberoende simuleringar, över en vinter och en sommardag, för olika penetrationsscenarier har utförts. Sammanfattningen av simuleringsresultaten visade att medan det decentraliserade Smart Grid Conceptet, om flexibiliteten är tillgänglig, alltid kan hålla spänningar och belastningar mellan sina kritiska värden, kan det lokala Smart Grid Concepts inte göra samma för belastningarna.

Solar energy is resourceful for many purposes, for example, harvesting renewable electricity with photovoltaic (PV) technology. The number of new grid connections of PV is continuously increasing, and the Swedish PV market for residential prosumers is growing. Providing accurate information about PV’s benefits and the installation’s technical details is essential to attract more prosumers to the PV market. One outlet for such information is providers of PV, who are also responsible for the technical details. From a technical perspective, how much of the produced electricity the prosumer can self-consume impacts the profitability of the investment. Higher self-consumption is associated with more savings, and a battery storage system has the potential to increase self-consumption. Two different approaches were used to carry out this thesis. Communication was studied with a qualitative approach, and the technical term self-consumption was analysed quantitatively. A discourse analysis with a pragmatic approach was performed to study what meanings are created when retailers communicate about the two genres within the discourse of PV: the benefits and the technical specifications. Qualitative data used for this part was collected from the websites of PV retailers. The quantitative part involved calculations of self-consumption levels and simulations of a battery storage system in MATLAB using an extensive data set over households with real PV systems. The identified research gap indicates no previous studies on how PV retailers communicate and few studies of self-consumption using data from real systems. The results from the discourse analysis of the benefits showed that some of the central meanings were: “a prosumer's roof is worth money if they can afford the investment”, “PV has a positive environmental impact”, and “adoption of PV is a trend that prosumers should follow”. The central meaning from the analysis of the technical specifications was that “a prosumer does not need to be concerned about the technical aspect of the installation because the company takes care of it”. The results from the quantitative study showed that from the available data, self-consumption was dependent on how the PV system size is matched to the consumption of the household. Depending on the ALR groups, the households had different mean values of self-consumption, whereas the most common group ALR=6 had a mean self-consumption level of 38%. The simulations with battery storage showed that systems with lower initial self-consumption (below 40%) could increase self-consumption faster with increasing battery capacity but could not reach maximum self-consumption values.

There is a need to reduce unsustainable use of fossil fuels. Increased usage of renewable energy by combined use of photovoltaic solar panels (PV) with battery storage is one way. Another way is to increase awareness of energy usage and reduce the energy performance gap by building energy-efficient buildings. Buildings have a long lifetime and high energy usage will have an impact for a long time. Barriers, drivers and non-energy benefits (NEBs) for investments in battery storage in photovoltaic systems (PV) in the context of farmers in Sweden with PV systems was investigated by a questionnaire study. The questionnaire was sent to farmers in Sweden who already have photovoltaics installed and about 100 persons answered, a response rate of 59%. Among the drivers for investments in battery storage in PV systems in agriculture it was found that the highest-ranked driver, i.e., to use a larger part of the electricity produced oneself, turns out to be the highest priority for grid owners seeking to reduce the need for extensive investments in the grid. The primary NEBs found were the possibility to become more independent of grid electricity. A method for the building process, called ByggaE, which aims to reduce the energy performance gap, has been developed and described. The method is based on two main processes with activities. Documents that support the activities can be found and stored in the energy documentation, a digital map structure. The two main processes are: The client’s activity to formulate requirements and ways to verify these requirements. The main process for other actors is to identify, handle and follow up risks or critical parts. An overall relation between the energy efficiency gap and the energy performance gap has been identified. Realistic assumptions and follow-up related to the assumptions are found to be important to reduce both the energy efficiency gap and the energy performance gap. / För att uppnå klimatmålen är det nödvändigt att minska den ohållbara användningen av fossila bränslen. Ett sätt är att öka användning av förnybar energi genom att kombinera solel med batterilager. Ett annat sätt är att öka medvetenheten om energianvändningen med dess negativa påverkan på miljön och uppfylla energikraven för nya byggnader bättre. Eftersom byggnader har lång livslängd ger onödigt hög energianvändning påverkan under lång tid.   Hinder, drivkrafter och andra icke energirelaterade fördelar med att investera i batterilager till solel har undersökts i en enkätstudie bland svenska lantbruk. Det kom in 100 svar från lantbrukare som har solel, vilket motsvarar en svarsfrekvens på 59 %. Den viktigaste drivkraften för att investera i batterilager till solelanläggningen är en högre egenanvändning av el. Detta visade sig också vara högst prioriterat av elnätsägare för att minska behovet av kostsamma investeringar i elnätet. Den största icke energirelaterade fördelen med batterilager är större oberoende av elnätet.   En kvalitetsäkringsmetod för byggprocessen har utvecklats och beskrivits. Syftet med metoden, som kallas ByggaE, är att minska skillnaden mellan verklig energianvändning och energikrav i nya byggnader. Metoden bygger på två huvudprocesser med aktiviteter. Beställarens huvudprocess är att formulera krav och metoder att kontrollera och följa upp dessa krav. De andra aktörernas huvudprocess är att identifiera, hantera och följa upp risker eller kritiska moment som kan påverka energianvändningen. Dokument som stödjer aktiviteterna lagras i en digital mappstruktur.   Det är viktigt med realistiska antaganden och uppföljning som relaterar till dessa antaganden för att fler lönsamma energieffektiviseringsåtgärder ska bli genomförda och för att de energiprestanda som krävs eller förväntas ska bli uppfyllda.

I takt med ökad elektrifiering i samhället står elnätet inför en problematik med kapacitetsbrist. Med anledning av detta finns ett behov av att utveckla en mer flexibel och effektiv användning av elnätet. En del i detta är införandet av effekttariffer, vilket ska skapa incitament för elkunder att sprida ut sin elanvändning och på så sätt avlasta elnätet. Företaget Enequi tillhandahåller ett system med smart styrning och batterilagring vilket kan utföra effekttoppskapning i syfte att reducera effektavgiften. I denna studie granskas två bostäder, belägna i Partille och Sollentuna, vilka båda har ett styrsystem från Enequi installerat. Syftet är att undersöka hur styrningen bidrar till en förändring i effektavgiften hos de båda bostäderna, samt att bedöma systemets prestanda. Resultatet från Partille visar att ägaren under de åtta månaderna systemet varit i drift sparar 259 kronor på effektavgiften, medan ägaren i Sollentuna under tolv månader sparar 865 kronor. Analysen av systemets prestanda visar också att systemet presterar mest optimalt när egenproducerad el är tillgänglig. Systemet bidrar till nätnytta genom att flytta lasten i bostaden från högt belastade timmar till lågt belastade. Brister som har identifierats i prestandan inkluderar problematik med förhöjda effektavgifter under vissa månader. Slutsatsen är att systemet presterar funktionellt trots vissa brister och att det är möjligt att göra besparingar på effektavgiften över tid.

Main purpose of the thesis is to create proposal of the photovoltaic hybrid system for commercial building in accordance with applicable rules for energy savings program. The introductory part of the thesis describes the rules regarding the photovoltaic system parts. The next part of the thesis describes the available technical solution for realization of the photovoltaic system design and the possibilities of electric energy accumulation in these systems and how to deal with power overflows using the power flow controller and what is the negative impacts on the distribution network when switching the connected load. In the next part the design of the PV system is carried out according to the valid assumptions described in the theoretical part of the thesis. Verification of power flow controller and measurement results in UEEN laboratories. The last part of the thesis is an evaluation of the economic part of the proposed system.

Main purpose of the thesis is the creation of a concept a fast-charging station associated with accumulation that uses renewable source. The introduction of the thesis describes a standard that specifies the charge of electric vehicles using direct and alternating current as well. It depicts an overview of using charging connectors. The first part also deals with overview of the technology of renewable sources and exploitation energy storage system for charging station. The second part introduces the theoretical basement for mathematical model of the charging station in Matlab/Simulink. The function of model station is verified by a physical laboratory model. For options verification of the connection station to the distribution net is created simulation of voltage losses in Matlab/Simulink. The thesis shows four 24 hours’ scenarios that have been simulated. According to the assumptions of simulation, the technology of station and connecting component is suggested. Next is the designed energy and financial analysis of the project charging station until 2030.

An increased amount of intermittent electricity production, more electric vehicles (EV), and an overall electrification of society may all cause a higher variability between the balance of supply and demand on the electric grid. Battery storage has been identified as a solution to the emerging problem asit can be charged during hours of low power demand and then discharged to help meet the power demand during peak loads. This master thesis investigates how characteristics from yearly power demand data can be defined so that a battery energy storage system (BESS) can be dimensioned for it and which parameters are important when dimensioning a BESS. The investment cost of the dimensioned BESS is investigated and calculated, and there is as well a general discussion of potentials, drivers, and barriers for a grid owner to implement a BESS. The master thesis includes a literature study and a case study performed together with Tekniska verken and its subsidiary company Tekniska verken Nät where three cases of varying sizes were investigated:• An EV charging station, with a peak power demand of up to 1 MW.• A distribution station, with an original peak power demand of close to 3 MW.• Purchased power from the regional grid, with a peak power demand of almost 152 MW. By dimensioning a BESS from a year-long data curve of the hourly power demand, a power limit was set. The highest peak power value over the power limit, the longest peak duration, and the highest energy peak were then identified to establish the curve characteristics. A battery storage was investigated to see if it could be used to meet the demand occurring when implementing a power limit to the yearly power demand curve. Batteries store electrical energy in the form of electrochemical energy and then transforms the energy back into electrical energy when needed and does so with varying efficiency according to the type of chemistry that is used in the battery. The so-called lithium ion (li-ion) battery is mostly used today and utilizes lithium in the shape of ions along with a metallic cathode and a carbon anode. The cathode and anode can vary in a li-ion battery chemistry, which varies its characteristics and means that there are multiple types of li-ion battery chemistry types. The specific li-ion battery chemistry lithium iron phosphate (LFP), was established as the most applicable battery due to its high energy density, easy to attain materials, general safety, maturity, and amount of discharge cycles it can handle throughout its lifetime. A BESS could be modelled from the LFP limitations and data curve for each case. The results showed that a short-duration variability of a power demand was a success factor for the implementation of a BESS. It allows the BESS to recharge often and the minimum required energy capacity could be lower and more optimal. An investment cost insecurity was established from literature when comparing estimates, as it could vary depending on the published date, used battery chemistry, taxes, and subsidies in the origin country of the literature. Therefore an estimate given by the Swedish transmission system operator (TSO), Svenska Kraftnät of 5-6 MSEK/MWh from a report published in late 2022 was deemed most relevant. An investment cost for each scenario in every case could be calculated and additional economical benefits relevant in the cases such as comparing to the cost of conventional grid reinforcement or economical gains from a lowered grid subscription were investigated. However, an overall conclusion that the investment cost of a BESS was too expensive to be deemed feasible and that there were no overwhelming economical gains from reducing the peak loads was made. A final generalization and discussion of drivers and barriers concluded that the applicability of a BESS can be identified by the defining characteristics of a demand curve. Moreover, it was found that the BESS investment cost was too high when only applying it for grid reinforcement methods. Although, a BESS can have additional benefits to the grid stability. The grid owner cannot however, own a BESS and use it on the frequency service market which otherwise would potentially make it economically feasible to strengthen the grid. The ultimate goal of the project is to help create a broader understanding of battery storage as part of the electrical network, where and when it can be applicable, and how one could go about investigating its use. / En ökad mängd variabel elproduktion, fler elbilar och en elektrifiering av samhället i helhet. Detta kommer skapa en högre variabilitet och därmed större obalans mellan tillförsel och efterfrågan på elnätet. Batterilagring har identifierats som en potentiell lösning till det ökade problemet då det kan laddas vid ett lågt effektbehov och urladdas vid ett högt effektbehov. Genom detta examensarbete kommer det undersökas hur karaktäristik från årliga effektkurvor kan definieras. Det görs i syfte av att dimensionera ett batterilagringssystem utefter datan. Därefter undersöks även vilka parametrar som är viktiga vid dimensioneringen av ett batterilagringssystem. Utefter de dimensionerade batterilagringssystemen tas även en investeringskostnad fram. En diskussion framförs även utifrån den generella potentialen, drivkrafter och barriärer som finns vid implementering av ett batterilagringssystem från perspektivet av en nätägare. Examensarbete består av en litteraturstudie och en fallstudie som genomförs i samarbete med Tekniska verken i Linköping AB och Tekniska verken Nät, där tre fall av varierande storlek undersöks:• En elbilsladdningstation, med ett toppeffektbehov på upp till 1 MW.• En fördelningsstation, med ett ursprungligt toppeffektbehov på nästan 3 MW.• Köpt effekt från det regionala nätet, där toppeffektbehovet uppgår till nästan 152 MW. Vid dimensionering av ett batterilagringssytem från den årliga effektkurvan måste en effektbegränsning sättas. Därefter kan den överstigande effektopplasten, den längsta tiden effektbegränsningen överstigs och den högsta överstigande energin tas fram, för att etablera kurvans karaktäristik. En undersökning gjordes om ett batterilager kunde användas för att möta effektbehovet då en effektbegränsning införs till den årliga effektkurvan. Batterier lagrar elektrisk energi i formen av elektrokemisk energi för att sedan transformera tillbaka det till elektrisk energi då det finns ett behov. Effektiviteten av transformeringen varierar beroende på den kemiska blandningen som batteriet är uppbyggt av. Det så kallade litiumjonbatteriet är det mest använda idag och nyttjar litium i formen av joner tillsammans med en metallisk katod och en anod av kol. Katod och anod kan variera vilket medför en förändrad karaktäristik och betyder alltså att det finns olika sorters litiumjonbatterier. Den specifika litiumjärnfosfat (LFP) blandningen ansågs mest användbar i elnätsapplikationer. Detta på grund av sin höga energidensitet, lättillgängliga material, generella säkerhet, teknikens mognad och mängden urladdningscyklar den kan hantera. Ett batterilagringssytem kunde då modellerades utefter LFP-batterikemin i kombination med den årliga effektkurvan för varje fall. Resultatet därifrån visade att en korttidsvariabilietet av effektbehovet var en framgångsfaktor vid implementeringen av ett batterilagringssystem. Detta då det tillåter för ett batterilagringsystem att återladdas oftare och en lägre minimal energikapacitet kan dimensioneras vilket gör den mer optimal. Vid undersökning av investeringskostnaden upptäcktes en svaghet i litteraturen vid jämförandet av kostnadsuppskattningar. Uppskattningen kunde variera beroende på publiceringsdatum, val av batterikemi, landets skatter och bidrag. Därav valdes en kostnadsuppskattning från den svenska stamnätsägaren, Svenska Kraftnät på 5–6 MSEK/MWh utifrån en rapport publicerat sent i 2022 som mest relevant. Utifrån kostnadsuppskattningen kunde en beräkning av investeringskostnad och ytterligare ekonomiska gynnsamheter relevanta för varje fall undersökas (såsom en jämförelse mot konventionell nätförstärkning eller sänkt abonnemangskostnad). Den generella slutsatsen som drogs var däremot att investeringskostnaden för ett batterilagringssystem var för dyrt för att vara ekonomiskt genomförbart. Det var dessutom inga betydande ekonomiska gynnsamheter som kunde ändra på det då batterilagringssystemet endast användes till att sänka toppeffektlaster. En avslutande generalisering och diskussion av drivkrafter och barriärer framgav att applicerbarheten av ett batterilagringsystem kunde definieras utifrån den identifierade karaktäristiken av den årliga effektkurvan. Dessutom framkom det att investeringskostnaden i varje fall var för hög då batterilagringssystemet endast nyttjades som nätförstärkning. Hursomhelst kan ett batterilagringssystem bidra till ytterligare fördelar i elnätets stabilitet. Elnätsägaren kan inte äga ett batterilagringssystem och använda det på effektreservmarknaden som annars kunde bidra till batterilagringssystemets ekonomiska genomförbarhet. Det slutliga målet av arbetet har varit att ge en bredare förståelse för batterilagring som en del av elnätet. Detta genom att ta reda på när och var det är applicerbart och hur man kan utvärdera dess användning.

Over the past decade, technologies that facilitate household electricity production and storage have seen a rapid development along with a significant cost reduction. Research points to an increased share of household-produced electricity within the existing national grids across the globe. In some cases, self-sufficiency is possible where households are able to decouple from the grid and become independent on their electricity, in other words, go off-grid. Furthermore, this change puts additional pressure on how the electricity system is set up, which, challenges prevailing incumbents to adapt. Depending on the geographical location, circumstances for selfsufficiency varies. Sweden is a country with high seasonal variations with its Northern position, which raises the question of how off-grid households are feasible and, how they can receive traction. To investigate possible changes within large technical systems such as the electricity system, which is a vital part of the society, theories within socio-technical systems have shown much promise. However, these theories often lack the more techno-economic aspect of concrete and future investment costs from a consumer perspective, suggesting an existing research gap. Hence, the purpose of this study is to provide further knowledge regarding off-grid applications in the Swedish Context. This is done by investigating what circumstances could trigger existing electricity consumers to go off-grid. The research process and structure of the report can be interpreted as indiscriminate, however, the study has focused on combining theories surrounding socio-technical changes whilst applying techno-economic modelling to strengthen the work, similar to a dual paper study. Data was collected in the form of a literature review and interviews to provide a holistic representation of off-grid and its nexus to the electricity system. In addition to this, complementing modelling of grid-connected-, prosumer-, and off-grid households were performed. Results point towards a scene where off-grid reaches grid parity within the coming two decades, which, will increase the economic rationale of investing in an off-grid. Opposingly, there is currently no economic rationale in off-grid applications considering the relatively low electricity costs in Sweden as of today. Moreover, conditions show promise if the adopters see beyond economics and, possesses a strong will towards independence. However, implications suggest that the high reliability and low costs of the Swedish electricity grid impedes the ability of new radical innovations to receive traction. Furthermore, this study has contributed by filling the research gap between socio-technical changes and techno-economic projects in regards to electricity systems. Consequently, contributing to the academic field of socio-technical change, it has been shown that the combination of socio-technical change and techno-economic projections is applicable and beneficial. Additionally, it can be argued that the results of this study highlight that the consumer have a greater role in the development of off-grid applications than what the theories suggest. Lastly, the electricity system is a complex mechanism and, to further strengthen the perception of how a relatively new application, as in the case of off-grid, will impact the system, appurtenant suggestions for possible future research within the area are proposed. / Under det senaste decenniet har teknik som underlättar hushållens elproduktion och lagring haft en hastig utveckling tillsammans med en betydande kostnadsminskning. Forskning pekar på en ökad andel hushållsproducerad el inom de befintliga nationella elnäten över hela världen. I vissa fall är självförsörjning möjligt där hushållen kan koppla bort sig från nätet och bli oberoende av sin elförsörjning, med andra ord gå off-grid. Vidare leder en potentiell förändring mot offgrid till ytterligare påtryckningar på hur elsystemet är uppbyggt, vilket utmanar många aktörers sätt att agera. Beroende på geografisk plats så varierar förutsättningarna för självförsörjning. Sverige är ett land med stora säsongsvariationer i och med sin nordliga position, vilket väcker frågan om off-grid hushåll är genomförbara i Sverige och hur de kan skulle kunna etableras. För att undersöka möjliga förändringar inom stora tekniska system som elsystemet, som är en viktig del av samhället, har teorier inom socio-tekniska system visat vara till stor nytta. Däremot saknar dessa teorier emellertid den mer tekno-ekonomiska aspekten av konkreta och framtida investeringskostnader ur ett konsumentperspektiv, vilket antyder ett befintligt forskningsgap. Följaktligen är syftet med den här studien att ge ytterligare inblick om off-grid-applikationer i svenska sammanhang. Vilket har gjorts genom att undersöka vilka omständigheter som kan leda till att befintliga elkonsumenter går off-grid. Forskningsprocessen och strukturen i rapporten kan vara svårtolkat, men studien har fokuserat på att kombinera teorier kring socio-tekniska förändringar samtidigt som man använder teknoekonomisk modellering för att stärka arbetet. Data samlades in i form av en litteraturstudie och intervjuer för att ge en holistisk representation av off-grid och dess koppling till elsystemet. Utöver litteraturstudie utfördes kompletterande modellering av hushållsanslutna, prosumeroch off-gridhushåll. Resultaten pekar mot scenarion där off-grid når nätparitet under de kommande två decennierna, vilket kommer att öka den ekonomiska rationaliteten för att investera i ett off-grid. Det finns det för närvarande inga ekonomiska skäl till att investera off-grid-applikationer med tanke på de relativt låga elkostnaderna i Sverige idag. Förhållandena visar dessutom löfte om att potentiella användare ser förbi ekonomin och har istället en stark vilja mot självständighet. Implikationer tyder emellertid på att det svenska elnätets höga tillförlitlighet och låga pris hindrar nya radikala innovationers förmåga att ta få fäste. Det är argumenterbart att den här studien har bidragit med att fylla forskningsgapet mellan socio-tekniska förändringar och tekno-ekonomiska projektioner inom elsystem. Samtidigt har studien bidragit till det vetenskapliga området kring socio-tekniska visat på möjligheten och fördelen i att kombinera teorier kring socio-teknisk förändring och tekno-ekonomiska förändringar. Dessutom kan det hävdas att resultaten av den här studie visar att konsumenten har en större roll i utvecklingen av applikationer utanför nätet än vad teorierna föreslår. Slutligen är elsystemet en komplex mekanism, och för att ytterligare stärka uppfattningen om hur en relativt ny applikation, som i fallet utanför nätet, kommer att påverka systemet föreslås lämpliga förslag för eventuell framtida forskning inom området.

I takt med en ökad andel variabel förnybar elproduktion i Sveriges energimix blir elnätets flexibilitet allt viktigare för att upprätthålla en stabil elförsörjning. Detta arbete undersöker framtida prognoser för priser och volymer på de svenska frekvenshållningsreserverna FCR-N, FCR-D upp och FCR-D ned fram till år 2030. Prognoser för sådan utveckling är viktiga för elmarknadens aktörer och deras beslut att investera i flexibilitetsresurser. SARIMAX-modeller utvecklades baserade på historisk data och antaganden om framtida utvecklingar, vilka i sin tur grundades på en intervju med en branschexpert samt aktuella kartläggningar och rapporter. Resultaten visar på en markant nedåtgående pristrend. För FCR-N prognostiseras priserna sjunka med 367 % från 2024 till 2030, från 29 euro/MW till 5 euro/MW. FCR-D upp förväntas följa en liknande trend med ett prisfall på 325 %, från 20 euro/MW år 2024 till 4 euro/MW år 2030. Den kraftigaste prisnedgången prognostiseras för FCR-D ned, där priserna beräknas rasa med över 1900 % under samma period - från 61 euro/MW år 2024 till endast 3 euro/MW år 2030. Vad gäller volymer visar prognoserna på en relativt stabil utveckling kring upphandlingsplanerna, med en viss ökning för FCR-D ned på 44 % från 2024 till 2030. Den pågående etableringen av batterilager förutses ha stor påverkan genom att öka konkurrensen och pressa priserna nedåt. De låga prisnivåerna 2030 kan dock göra det utmanande att motivera investeringar enbart baserat på intäkter från FCR-marknader. Vidare diskuteras modellernas begränsningar samt behovet av framtida forskning kring batteriteknik, råvaruaspekter och avancerade simuleringsmodeller för att bättre förstå marknadsdynamiken. / As the share of variable renewable electricity production increases in Sweden's energy mix, the flexibility of the power grid becomes increasingly important to maintain a stable electricity supply. This study aims to forecast prices and volumes of the Swedish frequency containment reserves FCR-N, FCR-D up, and FCR-D down until 2030. Forecasts of such developments are important for electricity market participants and their decisions to invest in flexibility resources. SARIMAX models were developed based on historical data and assumptions about future developments, which in turn were based on an interview with an industry expert as well as current reports. The results indicate a significant downward price trend. For FCR-N, prices are forecasted to decrease by 367% from 2024 to 2030, dropping from 29 euros/MW to 5 euros/MW. FCR-D up is expected to follow a similar trend with a 325% price drop, from 20 euros/MW in 2024 to 4 euros/MW in 2030. The sharpest price decline is forecasted for FCR-D down, where prices are estimated to plummet by over 1900% during the same period - from 61 euros/MW in 2024 to only 3 euros/MW in 2030. Regarding volumes, the forecasts show a relatively stable development around the procurement plans, with a certain increase for FCR-D down by 44% from 2024 to 2030. The ongoing establishment of battery storage is expected to have a major impact by increasing competition and putting downward pressure on prices. However, the low price levels in 2030 may make it challenging to justify investments based solely on revenues from FCR markets. Furthermore, the limitations of the models are discussed, as well as the need for future research on battery technology, raw material aspects, and advanced simulation models to better understand market dynamics.