The master´s thesis deals with the economic and strategic analysis in selected company. The aim is to identify risks that arise from the analyzes and suggest measures that will lead to the elimination of identified risks.

Electricity grids require the ancillary services frequency control, grid operation, re-establishment of supply and voltage stability for a proper operation. Historically, conventional power plants in the transmission grid were the main source providing these services. An increasing share of decentralized renewable energy in the electricity mix causes decreasing dispatch times for conventional power plants and may consequently lead to a partial replacement of these technologies. Decentralized energy sources are technically capable of providing ancillary services. This work focuses on the provision of reactive power for voltage stability from decentralized sources. The aim is to answer the question of how voltage stability and reactive power management can be achieved in a future electricity system with increasing shares of decentralized renewable energy sources in an economical and efficient way. A methodology that takes reactive power and voltage stability in an electricity system into account is developed. It allows for the evaluation of the economic benefits of different reactive power supply options. A non-linear and a linearized techno-economic grid model are formulated for this purpose. The analysis reveals an increasing importance of reactive power from the distribution grid in future development scenarios, in particular if delays in grid extension are taken into account. The bottom-up assessment indicates a savings potential of up to 40 mio. EUR per year if reactive power sources in the distribution grid provide reactive power in a controlled manner. Although these savings constitute only a small portion of the total cost of the electricity system, reactive power from decentralized energy sources contributes to the change towards a system based on renewable energy sources. A comparison of different reactive power remuneration mechanisms shows that a variety of approaches exist that could replace the inflexible mechanisms of obligatory provision and penalized consumption of reactive power that are mostly in place nowadays.

No description available.

This diploma thesis is about an evaluation of risks of public investment projects. The first part of the thesis is focused on explanation of an essential terms relating to an economic evaluation and the evaluation of risks of public investment projects. The second part is defining a project and a practical elaboration of the analysis of project risks.

The subject of the diploma thesis is to acquaint the reader with the issue of a public investment project and then apply the information found to the case study in the form of a financial and economic evaluation of the selected investment plan. The evaluated investment project is the reconstruction of a cinema in the village of Hustopeče in the South Moravian Region, while the identified outputs were achieved using the cost method of cost-benefit analysis using the eCBA application. Part of the evaluation also includes a risk analysis in the form of a sensitivity and qualitative analysis.

Sweden has experienced a significant increase in installed solar power capacity between 2010 and 2020, driven by decreasing installation costs, government subsidies and widespread public interest. However, Sweden's geographical distribution of electricity generation and consumption presents challenges for the national grid. Recent instability in the electricity supply due to the war in Ukraine has prompted increased interest in residential battery energy storage systems (BESS) as a means to enhance energy resilience and reduce electricity bills. The rapid growth of the European residential BESS market is expected to continue, driven by the need for flexibility and energy-shifting services in response to increasing renewable energy production. BESS can provide economic benefits to households with installed PV systems through peak shaving, allowing them to store excess electricity during periods of high production and use it during peak demand. This thesis investigates photovoltaic (PV) and BESS performance and profitability for Swedish households under various conditions. The study considers parameters such as system costs, energy prices, grid tariffs and dynamic battery management strategies to investigate the profitability of the systems. The research aims to provide guidelines for households to maximize the benefits of their PV and BESS installations and minimize their dependence on the grid. The effectiveness and practicality of the developed method are demonstrated through verification in two real-world installations. The study’s findings demonstrate that electricity prices, household consumption and roof orientation highly influence the profitability of PV systems. If future electricity prices align with present forecasts, installations on north-facing roofs will not be profitable under any circumstances investigated in this study. A distinct correlation is also discernible between larger loads and improved economic viability for PV and BESS installations, while a smaller battery capacity results in higher economic viability. This reveals that BESS profitability currently is limited due to high installation costs. However, the potential for future BESS profitability is shown if battery costs are reduced and more advanced battery dispatch strategies are developed. / Sverige har upplevt en betydande ökning av installerad solkraftskapacitet mellan åren 2010 och 2020, drivet av faktorer som minskande installationskostnader, statliga bidrag och ett brett folkligt intresse. Geografiska skillnader mellan elproduktion och konsumtion i Sverige innebär utmaningar för elnätet. Instabilitet i elförsörjningen till följd av kriget i Ukraina har ökat intresset för batterilagringssystem i bostäder som ett medel för hushåll att öka deras energiresiliens och minska elkostnaderna. Den snabba tillväxten på den europeiska marknaden för batterilagringssystem förväntas fortsätta, drivet av behovet av flexibilitet i elnätet och energiomställningstjänster till följd av ökad produktion av förnybar energi. Batterilagringssystem kan ge ekonomiska fördelar för hushåll med installerade PV-system genom utjämning av effekttoppar, vilket gör att överskottsenergi kan lagras under perioder av hög produktion och användas under toppbelastning. Denna rapport undersöker prestanda och lönsamhet för solcells- och batterisystem för svenska hushåll under olika förhållanden. Studien utforskar betydande parametrar såsom systemkostnader, energipriser, nättariffer och dynamiska batterihanteringsstrategier för att undersöka lönsamheten för systemen. Detta ämnar till att ge riktlinjer för hushåll att maximera fördelarna med solcells- och batteri-installationer och minimera dess beroende av elnätet. Effektiviteten och praktikaliteten av den utvecklade metoden demonstreras genom verifiering i två verkliga installationer. Resultaten visar atta elpriser, hushållsförbrukning och takorientering i hög grad påverkar lönsamheten hos solcellsanläggningar. Om framtida elpriser stämmer överens med nuvarande prognoser kommer installationer på tak mot norr inte att vara lönsamma under några omständigheter som undersökts i denna studie. En tydlig korrelation kan också urskiljas mellan större elkonsumtion och förbättrad ekonomisk lönsamhet för PV och batteri-installationer, medan en mindre batterikapacitet resulterar i högre ekonomisk lönsamhet. Detta visar att batteriers lönsamhet för närvarande är begränsad på grund av höga installationskostnader. Potentialen för framtida lönsamhet för batterier visas dock om batterikostnaderna sänks och mer avancerade batterihanteringsstrategier utvecklas.

As of today, large unused potential for biogas production exist within the Swedish agriculture sector. The biogas production within this sector is, however, associated with several problems such as poor energy efficiency and non-profitable systems. This is to some degree due to lack of standardized technical solutions. International Micro BioGas AB (IMB AB) has been aided by KTH since 2014. This project investigates several innovations from IMB AB in regards to biogas production:  A mixing device  A building capturing waste heat from the digesters (building concept)  Insulation of the digester (cover concept)  Small-scale and modular package systems The innovations listed above are evaluated from energy, economic and environmental perspectives by doing a case study on the dairy farm Ogestad close to Gamleby, Sweden. Two cases are considered. In Case 1, the raw biogas is burned in a combined heat and power-unit (CHP) in order to produce electricity. In Case 2, raw biogas is upgraded in a small-scale upgrading unit to vehicle gas standards which is sold to the market. The results show that the mixing device is promising in terms of energy use. It is therefore recommended to move on with testing of the equipment. The cover concept and the building concept show similar performance from energy and environmental standpoints. The building concept is concluded not to be economically viable. The cost reduction by applying a modular concept where one product can be used on different sized farms is significant. However, the needed investment from the company is large. The goal of achieving a modular system is therefore concluded desirable. The subsidy from the Swedish board of agriculture covering 40 % of the investment cost, has a major impact on the profitability of the systems. Without this subsidy, the systems are not viable in terms of economy. In Sweden, the small-scale vehicle gas production (Case 2) was concluded the most profitable as well as the best-performing from energy and environmental standpoints. / Inom den svenska jordbrukssektorn finns stor potential för utvidgning av biogasproduktionen. Det finns dock många problem med småskalig biogasproduktion, exempelvis olönsamma och energimässigt ineffektiva system. International Micro BioGas AB (IMB AB) har identifierat att detta till viss del kan bero på bristfälliga tekniska lösningar. Detta då det inte finns någon standardisering av teknik på området. IMB AB har, i samarbete med KTH, sedan 2014 arbetat med olika aspekter av småskalig biogasproduktion. Detta arbete undersöker ett antal innovationer och koncept från IMB AB rörande biogassystem:  En ny metod för omrörning  En byggnad som återvinner värmen från rötkamrarna (byggnadskonceptet)  Ett nytt sätt att isolera rötkamrarna (huvkonceptet)  Småskaliga och modulära paketlösningar Innovationerna och koncepten ovan utvärderas från ett energitekniskt, ekonomiskt och miljömässigt perspektiv genom en fallstudie på mjölkgården Ogestad nära Gamleby i Sverige. Två användningsområden för biogasen analyseras. I Fall 1 (Case 1) bränns rågasen i en kraftvärmeanläggning för att producera elektricitet och värme. I Fall 2 (Case 2) uppgraderas rågasen till fordonsgaskvalitet som sedan säljs till marknaden. Resultaten visar att den nya omrörningsmetoden är lovande ur ett energiperspektiv och en rekommendation är att gå vidare med tekniken och göra experimentella studier. Byggnadskonceptet och huvkonceptet visade likvärdiga resultat ur energitekniskt och miljömässigt perspektiv. Byggnadskonceptet konstaterades vara ineffektivt ur ett ekonomiskt perspektiv. Kostnadsreduceringen som uppnås genom att systemet är modulärt och därmed kan produceras i stor skala till olika gårdsstorlekar, är signifikant. Det krävs dock en stor investering från företagets sida. För samtliga fall är systemens lönsamhet starkt beroende av Jordbruksverkets subvention på 40 % av investeringskostnaden och utan den ökar företagets investeringsbehov drastiskt. Med svenska förutsättningar är småskalig produktion av fordonsgas det mest lönsamma samt mest fördelaktiga ur ett miljö- och energiperspektiv.

Steel is one of the most essential metals in the world, and it plays a vital role in various industries. The growing demand for steel has resulted in increased CO2 emissions, with the steel industry contributing to approximately 7% of global emissions of carbon dioxide. Among the different production methods, the electric arc furnace (EAF) has emerged as a promising option, and its market share is expected to double in the future. While the EAF exhibits high efficiency and a reduced carbon footprint in comparison to alternative production routes, there is still considerable room for improvement. In the EAF, a significant amount of input energy, ranging from 15% to 30%, is wasted through off-gas, along with a substantial amount of CO2. To better understand the current state and ongoing research in off-gas handling, a literature review and a preliminary analysis were conducted which revealed that the waste heat from the off-gas can be effectively recovered using an evaporative cooling system, yielding approximately 105 kg of steam per ton of liquid steel. This emphasizes the importance of waste heat recovery in conjunction with CO2 capture. Calcium looping stands out as a promising carbon capture technology among the available options, primarily because of its lower environmental impacts and energy penalty. Furthermore, with its operation at elevated temperatures and dependence on limestone, calcium looping presents a potential solution to reduce the emissions from steel industry. Therefore, this study focuses on the analysis of a waste heat recovery system integrated with calcium looping technology, aiming to capture CO2 and utilize waste heat from the EAF off-gas. Additionally, the potential of coal substitution with bio-coal in the EAF for achieving negative emissions is also investigated. Through a steady state analysis and by employing semi-empirical mass and energy balance equations, it was determined that capturing 90% of the CO2 emissions from a 145-ton EAF requires 12 MW of heat and 16 kg of fresh limestone per ton of liquid steel. Although the average off-gas temperature is high, it cannot be considered as a reliable heat source. Therefore, the heat demand is met by burning biomass inside the calciner. Despite the increased heat demand, the waste heat recovery system integrated with calcium looping has the potential to generate approximately 11 MW of electricity using a supercritical steam cycle. This significant output can be attributed to the elevated temperature of the off-gas and the exothermic carbonation process. The economic analysis reveals that the levelized cost for capturing and storing CO2 is 1165 SEK per ton of CO2 with a negative Net Present Value (NPV). It was noted that, a higher carbon tax could significantly enhance the economic viability of the system. Moreover, the study found that by introducing bio-coal in the EAF with a fossil coal share below 69%, it has the potential to achieve negative emissions. Furthermore, recent studies have shown an increase in the CO2 content in the off-gas when introducing bio-coal into the EAF which further enhances the efficiency and economic feasibility of carbon capture. / Stål är en av de viktigaske metallerna i världen, och det spelar en avgörande roll i olika branscher. Den ökade efterfrågan på stål har lett till ökade koldikoxidutsläpp, och stålindustrin står för cirka 7% av de globala koldioxidutsläppen. Bland de olika produktionsmetoderna har ljusbågsugnen (EAF) framstått som ett lovande alternativ, och dess marknadsandel förväntas fördubblas i framtiden. Även om EAF uppvisar hög effektivitet och ett minskat koldioxidavtryck jämfört med alternativa produktionsvägar, finns det fortfarande stort utrymme för förbättringar.  I EAF går en betydande mängd tillförd energi, mellan 15 och 30%, till spillo genom avgaserna, tillsammans med en betydande mängd CO2. För att bättre förstå det aktuella läget och pågående forskning inom hantering av avgaserna genomfördes en litteraturstudie och en preliminär analys som visade att spillvärmen från avgaserna effektivt kan återvinnas med hjälp av ett evaporativt kylsystem, vilket ger cirka 105kg ånga per ton flytande stål. Dettta understryker vikten av att återvinna spillvärme i samband med CO2-avskiljning.  Kalciumlooping framstår som en lovande teknik för koldioxidavskiljning bland de tillgängliga alternativen, främst på grund av dess lägre miljöpåverkan och energiåtgång. Eftersom kalciumlooping används vid förhöjda temperaturer och är beroende av kalksten, utgör den dessutom en potentiell lösning för att minska utsläppen från stålindustrin. Därför fokuserar denna studie på analysen av ett system för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping-teknik, i syfte att fånga in CO2 och utnyttja spillvärme från EAF-avgaserna. Dessutom undersöks potentialen för att ersätta kol med biokol i EAF för att uppnå negativa utsläpp.  Genom en steady state-analys och med hjälp av semi-empiriska mass- och energibalansekvationer fastställdes att det krävs 12 MW värme och 16 kg färsk kalksten per ton flytande stål för att fånga 90% av CO2-utsläppen från en 145-tons EAF. Även om den genomsnittliga avgastemperaturen är hög kan den inte betraktas som en tillförlitlig värmekälla. Därför tillgodoses värmebehovet genom förbränning av biomassa i kalcinatorn. Trots det ökade värmebehovet har systemet för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping potential att generera cirka 11 MW el med hjälp av en superkritisk ångcykel. Denna betydande produktion kan hänföras till den förhöjda temperaturen i avgaserna och den exoterna karbonatiseringsprocessen. Den ekonomiska analysen visar att den nivellerade kostnaden för avskiljning och lagring av CO2 är 1165 SEK per ton CO2 med ett negativt nettonuvärde (NPV). Det konstaterades att en högre koldioxidskatt skulle kunna förbättra systemets ekonomiska lönsamhet avsevärt. Dessutom visade studien att genom att introducera biokol i EAF med en andel fossilt kol under 69%, har det potential att uppnå negativa utsläpp. Nya studier har dessutom visat en ökning av koldioxidhalten i avgaserna när biokol införs i EAF, vilket ytterligare förbättrar effektiviteten och den ekonomiska genomförbarheten för koldioxidavskiljning.

Hard carbon is an important material for future fossil-free transport systems, as it is a popular choice for the production of anodes for sodium-ion batteries. Biomass is a popular carbonaceous raw material for making hard carbon. It was only noticed at first because it is a renewable energy source, but with the wide application of carbon materials in several fields, industrial manufacturing using biomass as raw material has also been studied a lot. Process simulation of biomass pyrolysis and carbonization to produce hard carbon, pyrolysis gas, and bio-oil are investigated in this thesis work. The model simulation is assumed based on the current operating data and previous literature review, where the first two models use heat exchangers, and the last case uses by-products to generate heat. Economic analysis based on operating expenses and total capital investment is given based on simulated results. The results show that the yield of hard carbon is about 17% under 1000kg/h biomass feedstock, and the economic performance of using heat exchangers is better than that of pyrolysis gas combustion to supply energy. The economic results and break-even point are used to calculate the minimum selling price, payback period, and sensitivity analysis. The calculated minimum selling price for hard carbon is about SEK 20/kg, which is within the range of the current market price, and the payback period is about 16 years. From the sensitivity analysis results, if electricity prices continue to rise, the economics of using cracked gas may become more significant. / Hårt kol är ett viktigt material för framtida fossilfria transportsystem, eftersom det är ett populärt val för tillverkning av anoder till natriumjonbatterier. Biomassa är en populär kolhaltig råvara för att tillverka hårt kol. Det märktes först bara för att det är en förnybar energikälla, men med den breda användningen av kolmaterial inom flera områden har även industriell tillverkning med biomassa som råvara studerats mycket. Processimulering av biomassa pyrolys och karbonisering för att producera hårt kol, pyrolysgas och bioolja undersöks i detta examensarbete. Modellsimuleringen antas baserat på nuvarande driftdata och tidigare litteraturgenomgång, där de två första modellerna använder värmeväxlare och det sista fallet använder biprodukter för att generera värme. Ekonomisk analys baserad på driftskostnader och totala kapitalinvesteringar ges utifrån simulerade resultat. Resultaten visar att utbytet av hårt kol är cirka 17 % under 1000 kg/h biomassaråvara, och den ekonomiska prestandan för att använda värmeväxlare är bättre än för pyrolysgas förbränning för att leverera energi. De ekonomiska resultaten och brytpunkten används för att beräkna lägsta försäljningspris, återbetalningstid och känslighetsanalys. Det beräknade lägsta försäljningspriset för hårt kol är cirka 20 kr/kg, vilket ligger inom intervallet för gällande marknadspris, och återbetalningstiden är cirka 16 år. Om elpriserna fortsätter att stiga från resultaten av känslighetsanalysen kan ekonomin med att använda krackad gas bli mer betydande.

Efforts to mitigate climate change and current geopolitical disruptions have revealed that changes to the existing energy system are urgently required to offer sustainable and secure energy for Europe. Hence, the role of conventional thermal power plants is being challenged and new technologies providing additional functionality for the power grid are pushing into the market. Thus, system perspectives and considerations of synergies between different technologies become more important. Current research efforts are focused on the hybridization of renewable technologies, sector coupling, and repurposing of existing energy infrastructure. Nevertheless, literature is still lacking a system perspective analysis of these combined topics. For this purpose, a case study on integrating the existing Mellach combined cycle gas turbine (CCGT) power plant into a hybrid energy system dominated by PV and wind power via hydrogen production facilities is performed. The performance of this innovative storage power plant (ISPP) is assessed through an optimization-based techno-economic-environmental analysis. Further, the sensitivity of such a system to external uncertainties such as the electricity price, component costs, or CO2 emission pricing is evaluated.  Under the assumptions made, the retrofitting of the CCGT to be (co-)fired with hydrogen does not provide an economically feasible solution for repurposing the power plant. The results indicate that the highest revenues are obtained when natural gas firing in the CCGT is enabled. Simultaneously, this also causes the highest CO2 emissions. However, natural gas needs to be phased-out by 2030 to meet Austria’s climate target. Combining renewables with hydrogen-firing of the CCGT system or sales to the hydrogen market increases the system flexibility and resilience to external influences. However, the revenue streams from continuing the CCGT operation cannot offset the initial investment costs of the turbine upgrade. The investigated ISPP is subject to several uncertainties. Depending on the development of certain components or market properties, utilizing the existing power block through sector coupling with hydrogen can improve the system economics. Eventually, this can make the system profitable depending on the developments. The investigated system behavior shows an improved utilization of renewable energy by converting it into hydrogen instead of curtailing or selling the electricity at a low price. Hence, the investigated set of components is most profitable when the installed renewable energy capacity is a multiple of the maximum electric power of the existing CCGT power block. On the other hand, providing the option of blending natural gas with hydrogen is not economically beneficial under the assumptions made. Further, the results showed that an increase in EU ETS CO2 certificate prices would improve the profitability of the ISPP compared to the state-of-the-art operation with natural gas. Another finding of the analysis is the sensitivity of the hydrogen system to the electrolyzer cost. Meeting the near-term electrolyzer cost development target would significantly increase the optimal hydrogen system sizing, as well as the economic performance of the entire power plant. Additionally, the system can balance the power grid by operating the electrolyzer using grid electricity purchased at negative prices during hours of power oversupply, which is not possible in the existing configuration. It can be concluded that the investigated ISPP is more resilient to external influences given its enhanced operation flexibility and different revenue streams. / Bemötande av klimatförändringar och nuvarande geopolitiska störningar har avslöjat att förändringar av det befintliga energisystemet är nödvändiga för att erbjuda hållbar och säker energi för Europa. Därför ifrågasätts rollen för konventionella termiska kraftverk och nya teknologier som erbjuder ytterligare funktionalitet för elnätet gör sin inmarsch på marknaden. Därmed blir systemperspektiv och överväganden av synergier mellan olika teknologier allt viktigare. Aktuell forskning fokuserar på hybridisering av förnybara teknologier, sektorkoppling och omdaning av befintlig energiinfrastruktur. Trots detta saknas fortfarande en systemperspektivsanalys av dessa kombinerade ämnen i litteraturen. För detta ändamål genomförs en fallstudie om integrering av det befintliga kombikraftverket (CCGT) i Mellach i ett hybridenergisystem dominerat av sol- och vindkraft via vätgasproduktionsanläggningar. Prestandan för detta innovativa lagringskraftverk (ISPP) utvärderas genom en optimeringsbaserad teknisk-ekonomisk-miljömässig analys. Dessutom utvärderas känsligheten hos ett sådant system för externa osäkerheter som elpriset, komponentkostnader eller prissättning av koldioxidutsläpp. Under de antaganden som gjorts ger ombyggnaden av CCGT för att använda (co-)eldning med vätgas inte en ekonomiskt genomförbar lösning för omdaning av kraftverket. Resultaten indikerar att de högsta intäkterna uppnås när naturgaseldning i CCGT tillåts. Samtidigt orsakar detta också de högsta koldioxidutsläppen. Dock behöver naturgas fasas ut före 2030 för att uppnå Österrikes klimatmål. Att kombinera förnybara energikällor med vätgaseldning av CCGT-systemet eller försäljning till vätgasmarknaden ökar systemets flexibilitet och motståndskraft mot externa påverkan. Intäktsströmmarna från fortsatt drift av CCGT kan dock inte kompensera för de initiala investeringskostnaderna för uppgraderingen av turbinen. Det undersökta ISPP påverkas av flera osäkerheter. Beroende på utvecklingen av vissa komponenter eller marknadsegenskaper kan användningen av det befintliga kraftblocket genom sektorkoppling med vätgas förbättra systemekonomin. Slutligen kan detta göra systemet lönsamt beroende på utvecklingen. Det undersökta systembeteendet visar en förbättrad användning av förnybar energi genom att omvandla den till vätgas istället för att avbryta eller sälja el till ett lågt pris. Därför är det undersökta komponentsystemet mest lönsamt när den installerade kapaciteten för förnybar energi är flera gånger den maximala elektriska effekten hos det befintliga CCGT-kraftblocket. Å andra sidan är möjligheten att blanda naturgas med vätgas inte ekonomiskt fördelaktig under de antaganden som gjorts. Dessutom visade resultaten att en ökning av EU ETS-koldioxidcertifikatpriserna skulle förbättra lönsamheten för ISPP jämfört med dagens drift med naturgas. En annan slutsats från analysen är känsligheten hos vätgassystemet för elektrolysatorns kostnad. Att uppnå den närtidsmål för kostnadsutveckling för elektrolysatorn skulle signifikant öka den optimala storleken på vätgassystemet, liksom den ekonomiska prestandan för hela kraftverket. Dessutom kan systemet balansera elnätet genom att driva elektrolysatorn med el från elnätet som köps till negativa priser under timmar av överflödig kraft, vilket inte är möjligt i den befintliga konfigurationen. Slutsatsen är att det undersökta ISPP är mer motståndskraftigt mot externa påverkan med tanke på dess förbättrade driftflexibilitet och olika intäktsströmmar.