The load in the electricity grid fluctuates during the day and between seasons. As a distribution system operator (DSO), an uneven load profile leads to increased transmission losses and unnecessary high costs for subscribing power from the feeding grid. Efficiency measures and a more even power consumption by the end-users, could therefore lead to that a DSO can achieve lower costs for power-subscription from the feeding grid and transmission losses, but also implies a lowered cap of total revenues. As a step towards implementing the EU energy efficiency directive, the Energy Markets Inspectorate (Ei) have developed two economic incentives which enables for DSOs to profit economically from cost reductions related to transmission losses and feeding grid. For this reason the electricity suppliers Storuman Energi and Affärsverken Energi sees a possibility to offer a load shift-service to low voltage DSOs using the flexibility in the demand of electrically heated households. The aim of this study is therefore to demonstrate how a service such as this one can be valued in the Swedish electricity market. The task at hand was examined by conducting a survey of the values of demand-side flexibility, as well as an investigation of how the costs for the end-user and incentives for the DSO are affected by flexibility. A review of the values associated with demand-side flexibility has been conducted for electricity suppliers, DSOs and end-users. With regard to the DSOs, the main value is connected to the new economic incentives from Ei, whose potential depends on the properties of the grid and the tariff for the feeding grid. Other values related to operation and delivery reliability can also be achieved. The main values for electricity suppliers are a lowered risk for unbalance following as a consequence of better knowledge of their end-users’ usage, and also the possibility to profit by offering a load shift-service. The values for end-users have been divided between cost reductions and system benefits, both of which are regarded to compensate the remuneration end-users require to offer their flexibility. By adapting consumption after the spot market price or the grid tariff, lowered costs for electricity can be achieved. The end-users can also appreciate system-benefits such as the facilitation for intermittent renewable electricity production, electric vehicles and reducing the societal dependency on expensive fossil-fuelled power generation as positive. They do on the other hand regard a possible depreciation of the heat comfort, data confidentiality and reduced control over one’s own electricity consumption as negative. If the service can be bundled with equipment which yields other values, such as an increased heat comfort, the end-users’ demand for remuneration can decrease. To explore what effects demand-side flexibility can have on the electricity costs of end-users and the economic incentives for DSOs, a case study is conducted in the electricity distribution grid of Karlskrona. Through review of previous studies, a potential for demand reductions was established and used as input in the case study. It can be determined that the incentive for a more even load profile constitutes a substantially greater share of the total incentives, compared to the incentive for reduced distribution losses. It is further concluded that a fairly large part of the incentives can be achieved by controlling the end-users on only a few occasions each year. It is also established that the cost reductions for end-users can match their demand for remuneration. A future scenario with more electrical vehicles connected to the grid for charging, greatly increases the possible benefits for both the DSO and end-users. Through the investigation of different possible designs for the energy service, it is recommended that the demand side management of end-users is placed in the hands of an electricity supplier responsible for balancing the consumption of the end-users. A procurement-procedure is deemed problematicfollowing the risk for unproportional use of resources and time. As a result of this, the energy service should not be traded directly between DSOs and electricity suppliers. Instead, it is proposed that the DSO develops a time-differentiated tariff, after which the electricity supplier can adapt the end-users’ consumption. Since the results indicate that controlling the end-users consumption on just a few occasions is sufficient to yield large benefits for the DSO, a grid-tariff with critical peak pricing is recommended. This tariff employs a high price for shorter periods of time when the grid load is peaking and a rebated price during all other occasions. This opens up for controlling the use during the other days according to the spot market price. As the electricity supplier grants the end-user lowered costs for both the electricity grid and trading, they have the opportunity to apply a charge for the service. Both the DSO, end-user and electricity supplier is presumed to improve their profitability with this design. When implementing the energy service, a couple of aspects are important to shed light on. The grid-tariff of the end-user and the tariff for the feeding grid needs to be synchronized with each other, to stimulate the same type of load shifts. It should also be noted that the possible gain from the incentives will decrease as demand side management-measures is taken since the reference-level from which a comparison is made improves. Another interesting aspect is that the regulation stipulates that only a certain percentage of the cost reductions will result in incentives, thus limiting the amount of profitable measures. Since the costs and revenues between the actors in the transmission system (low and medium voltage DSOs and the TSO) are interdependent, the revenue loss for the medium voltage DSO resulting from the cost reduction for the low voltage DSO, can result in a recoil effect. Lastly, a widespread introduction of control equipment to end-users can facilitate other uses for the demand-side flexibility. / Belastningen i elnätet varierar under dagen och mellan olika säsonger. Att som nätägare ha en ojämn belastning i sitt nät leder till ökade nätförluster och onödigt höga kostnader för att abonnera effekt från det överliggande nätet. Effektiviseringar i nätet och ett jämnare effektuttag av användarna kan därmed leda till att en nätägare kan erhålla minskade kostnader för abonnerad effekt från överliggande nät och nätförluster, men innebär också en sänkt intäktsram för nätägaren. Vid implementering av EU:s energieffektiviseringsdirektiv har Energimarknadsinspektionen tagit fram två ekonomiska incitament som möjliggör för nätägare att dra nytta av kostnadsminskningar för nätförluster och överliggande nät. Av denna anledning ser elhandelsbolagen Storuman Energi och Affärsverken Energi möjligheter att, med hjälp av efterfrågeflexibilitet hos framförallt eluppvärmda hushåll, erbjuda en laststyrningstjänst till lokalnätsnätägare. Syftet med denna studie är därmed att demonstrera hur en tjänst som denna kan värdesättas av aktörerna på den svenska elmarknaden. Frågan behandlas genom att undersöka vilka värden efterfrågeflexibilitet kan ge upphov till, exempelvis hur slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament påverkas av efterfrågeflexibilitet. En inventering har gjorts av efterfrågeflexibilitetens värde för elhandlare, nätägare och slutanvändare. För nätägare bedöms de huvudsakliga värdena finnas kring de nya ekonomiska incitamenten, vars potential beror på nätets förutsättningar och regionnätstariffen. Det finns också nyttor kopplade till driftsäkerhet och leveranskvalitet. Elhandlare kan dra nytta av en lägre risk för obalans genom att de får bättre uppfattning om sina kunders användningsmönster, samt möjligheten att även debitera för utförd laststyrningstjänst. För slutanvändare har värdena delats upp i kostnadsminskningar och systemnyttor. Båda dessa anses kunna kompensera för de krav på ersättning som slutanvändare har för att bidra med sin flexibilitet. Genom anpassning efter exempelvis spotpris eller en nättariff kan lägre kostnader för elhandel respektive nät erhållas. Vad gäller systemnyttor kan följder som att exempelvis främja intermittent förnybar elproduktion, underlätta införande av en eldriven fordonsflotta samt att minska beroendet av dyra fossileldade produktionsslag ses som positiva. Å andra sidan bedöms en upplevd risk för försämrad värmekomfort och datasekretess samt minskad kontroll över sin användning spela in som negativa värden. Om tjänsten kan paketeras tillsammans med utrustning som även ger andra mervärden, exempelvis möjliggör en ökad värmekomfort, kan slutanvändares ersättningskrav minska. För att utreda vilken konkret påverkan efterfrågeflexibilitet kan ha på slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament görs en undersökning i Karlskronas lokalnät. Där appliceras den potential för efterfrågeflexibilitet som tidigare studier visat på. Det konstateras att incitamentet för jämnare nätbelastning visar betydligt större potential än det för minskade nätförluster samt att en stor del av incitamenten går att erhålla genom att styra endast ett fåtal tillfällen varje år. Vidare pekar resultatet på att slutanvändares kostnadsminskningar kan nå upp i nivåer som motsvarar deras ersättningskrav. Ett framtidsscenario med fler elfordon ger mycket större ekonomisk potential för både nätägare och slutanvändare. Efter att ha utrett olika alternativa utformningar för energitjänsten föreslås att passiv efterfrågeflexibilitet tillämpas genom att laststyrning av slutanvändare sker av en elhandlande aggregator med balansansvar. Ett upphandlingsförfarande bedöms medföra risk för stor resurs- och tidsåtgång, varför handel av tjänsten inte bör äga rum mellan elhandlare och nätägare. Men för att elhandlare ändå ska kunna ta del av värdet från de ekonomiska incitamenten föreslås att nätägaren tar fram en tidsdifferentierad nättariff, vilken elhandlaren kan laststyra slutanvändare efter. Då resultatet pekar på att styrning under endast ett fåtal tillfällen är erforderligt kan en nättariff av typen spetspristariff tillämpas, där kostnaden för effektuttag kraftigt stiger när belastningen är hög i nätet. Då möjliggörs styrning efter exempelvis spotpris de tillfällen som inte är nödvändiga att styra med hänsyn till nätet, eftersom kostnaden för effektuttag då är låg. Genom att elhandlare på så sätt kan erbjuda slutanvändare lägre kostnader för både nät och elhandel har de möjlighet att debitera slutanvändare en avgift för utförd tjänst. Med denna utformning anses både nätägare, elhandlare och slutanvändare kunna nå en ökad lönsamhet. Vid införandet av energitjänsten är ett antal aspekter viktiga att belysa. Slutanvändares nättariff och lokalnätets tariff för överliggande nät spelar en viktig roll då de behöver stimulera till att samma styrning utförs, exempelvis om det är fördelaktigt att styrning sker ofta eller mer sällan. Då incitamentens nivå bestäms utifrån en referensperiod kommer möjlig avkastning att avta i takt med att förbättringar görs. I nätregleringen är det fastställt att bara en viss del av kostnadsbesparingarna erhålls i form av de ekonomiska incitamenten, vilket innebär att vilka åtgärder som är lönsamma begränsas. Genom att kostnader och intäkter är tätt sammankopplade mellan aktörerna i elnätet (lokal-, region- och stamnät) kan regionnätets intäktsbortfall till följd av lokalnätets lägre kostnader, ge upphov till rekyleffekter. Att storskaligt installera styrutrustning hos slutanvändare kan också möjliggöra andra användningsområden, med andra ord skapas det en plattform för efterfrågeflexibilitet.

Climate change represents a critical threat to electrical infrastructure. With reliance on electricity expected to increase in Sweden due to the transition from fossil fuel based energy to greener energy sources, it is important that the reliability of the electrical grid be upheld. This thesis studies the potential climate affected effects of extreme precipitation, annual average temperature change, water pooling after 100/500-year rains, and sea level rise. The RCP scenarios used for extreme precipitation and temperature change are RCP 4.5 and RCP 8.5. These climate effects will be studied in this thesis to understand and determine the extent of the climate effects on the electrical grid of Gotland and Klintehamn. The possible issues on infrastructure that can be exacerbated by these climate effects will be presented. This thesis will use spatial analysis to find results using GIS as a tool. GIS will be used to compare the various climate effects over the electrical grid data. Data was received from various sources, extreme precipitation and temperature change were sourced from SMHI, water pooling, and sea level rise were sourced with permission from Region Gotland. The electrical grid data for both Gotland and Klintehamn was received from GEAB, this data is considered nationally sensitive information therefore the location of this data is not shown. The results generally show that climate change, no matter the scenario presents a threat to the infrastructure. Although it should be noted as well that the scenario will impact the severity of the effects. RCP 8.5 will likely have more of an effect for both extreme precipitation and temperature than RCP 4.5. Water pooling is expected to have a greater effect on the <20kV lines than on the 70kV infrastructure. Finally, sea level rise is expected to have a much greater effect from 2-meter sea level rise over the 1-meter sea level rise. The overarching theme found is that climate change will have impacts over the electrical grid.

No / Early warning systems (EWS) for electrical grid infrastructure have played a significant role in the efficient management of electricity supply in natural hazard prone areas. Modern EWS rely on scientific methods to analyze a variety of Earth Observation and ancillary data provided by multiple and heterogeneous data sources for the monitoring of electrical grid infrastructure. Furthermore, through cooperation, EWS for natural hazards contribute to monitoring by reporting hazard events that are associated with a particular electrical grid network. Additionally, sophisticated domain knowledge of natural hazards and electrical grid is also required to enable dynamic and timely decision‐making about the management of electrical grid infrastructure in serious hazards. In this paper, we propose a data integration and analytics system that enables an interaction between natural hazard EWS and electrical grid EWS to contribute to electrical grid network monitoring and support decision‐making for electrical grid infrastructure management. We prototype the system using landslides as an example natural hazard for the grid infrastructure monitoring. Essentially, the system consists of background knowledge about landslides as well as information about data sources to facilitate the process of data integration and analysis. Using the knowledge modeled, the prototype system can report the occurrence of landslides and suggest potential data sources for the electrical grid network monitoring. / FloodPrep, Grant/Award Number: (NE/P017134/1); LandSlip, Grant/Award Number: (NE/P000681/1)

Le développement de la production éolienne permet de satisfaire les objectifs de lutte contre le réchauffement climatique. Cependant, dans certaines zones du réseau électrique, l’intégration d’un volume important de production peut créer des congestions qui traduisent l'incapacité du réseau à évacuer cette production. Les méthodes actuelles pour gérer les congestions sont basées sur des calculs prévisionnels de restrictions de production qui peuvent entrainer des pertes de production importantes pour le renouvelable. Cependant, dans le cadre d’un développement important du renouvelable, il est nécessaire de définir une méthodologie de gestion des congestions fiable, optimale du point de vue économique et non discriminatoire pour la production renouvelable.Dans le cadre de cette thèse, la méthodologie de gestion des congestions locales proposée repose sur l’usage d’un contrôle correctif. Le contrôle correctif est basé sur une boucle de régulation et un algorithme utilisant les réseaux de Petri. Une étude de stabilité de la boucle de régulation a montré que les marges de stabilité dépendantes des gains composant la boucle sont suffisantes. L’algorithme permet de définir les groupes de production à choisir pour la gestion des congestions en considérant leur coût d’utilisation et leur impact sur la congestion. Les essais, effectués sous le logiciel EUROSTAG, ont montré la pertinence de la méthodologie proposée et sa capacité à s’adapter à l’insertion des moyens de production. De plus, des conclusions générales sur les différents coûts associés à la gestion des congestions en fonction des différentes règlementations régissant la production renouvelable ont été obtenues / Development of wind generation is a mean towards global warming reduction. However, in some parts of the electrical grid, the massive integration of renewable generation can lead to congestion problems. These congestions are related to the impossibility for the power grid to transport the generation. Nowadays, congestion management methods are based on day(s)-ahead computation of generation restriction which leads to important production losses for renewables. Based on this context, it’s therefore important to develop a methodology which is optimal, reliable and non-discriminatory for renewable.In this work, the proposed congestion management method is based on corrective actions. These actions are computed in real-time using regulation loops and Petri net-based algorithms. A stability study proved that gain margins are sufficient to assure the stability of the corrective actions. The algorithm allows an optimal selection of the generators than will participate in the congestion management. This selection is based on their cost and efficiency for congestion alleviation. Simulation results using the software EUROSTAG have shown the efficiency of the method and its adaptability to different generator types. Furthermore, general conclusions on congestions costs according to different regulations on the renewable generation were obtained

La problématique de la production d'énergie renouvelable, l'énergie du vent dans notre cas, est liée au réglage de l'amplitude et de la fréquence de la tension du générateur entraîné par l'éolienne. Ces réglages sont nécessaires pour injecter la puissance électrique produite sur le réseau électrique. Les avancées de l'électronique de puissance, en particulier les convertisseurs de puissances commandés (redresseur, onduleur, convertisseur boost, etc), ont aidé à résoudre ces problèmes de réglage. Le défi de la production éolienne est d'améliorer la stratégie de commande appliquée aux convertisseurs, afin d'augmenter la qualité de la puissance produite et de minimiser les pertes électriques et ainsi de réduire le coût de production. Dans cette thèse, nous avons développé la commande non linéaire fondée sur la platitude d'un système de production éolien et son couplage au réseau. Cette approche permet de faciliter la construction de la loi de commande. Nous avons exposé un réglage simple et intuitif des gains des contrôleurs, reposant sur très peu de paramètres. Les pertes électriques au stator du GSAP sont minimisées, la stratégie de MPPT est réalisée sur la partie de production. Le facteur de puissance de l'énergie injectée sur le réseau électrique est contrôlé à n'importe quelle valeur désirée comprise entre zéro et un. / The problem of the production of renewable energy, ``wind energy in our case'' is related to the adjustment of the amplitude and the frequency of the voltage of the generator driven by the wind turbine. These settings are required to supply the produced electrical power to an electrical network. The advancement of the power electronics used in the power converters (rectifiers, inverters, boost converters, etc.), helped to solve these two problems of adjustment. The challenge of wind generation is to improve the control strategy applied to the converters to increase the quality of the produced power and to minimize the electrical losses of the generator, and therefore to reduce the cost of production system. In this thesis, we developed the nonlinear flatness-based control of a wind generation system. This command is used to facilitate the construction of the control law. We have shown that this command allows the designer to choose the controller gains with few and intuitive tuning parameters. Electrical losses in the stator of the Permanent Magnets Synchronous Generator (PMSG) are minimized, the Maximum Power Point Tracking strategy (MPPT) is applied to the production system and the power factor of the apparent power injected to the grid is controlled to obtain any desired value between zero and one.

L'énergie éolienne jouant un rôle de plus en plus important dans le réseau électrique, elle ne peut plus être considérée comme une source d'énergie marginale. Par conséquent, l'impact sur le réseau de l'intermittence, inhérente à ce type d'énergie devient non négligeable. L'utilisation du stockage est une des principales solutions à ce problème d'intégration. Ce travail porte sur l'optimisation du système éolien/stockage en considérant la dynamique de l'éolien, la capacité de stockage et l'interaction avec le réseau. L'objectif consiste à répondre aux exigences du réseau en limitant les fluctuations, à fournir des services-systèmes tout en mettant en avant la rentabilité économique du système. La méthode de gestion proposée s'appuie sur deux niveaux de pilotage : l'anticipation et la gestion réactive. La première phase consiste à utiliser des informations de prévisions (météorologiques, contraintes du réseau, conditions du marché électrique...) afin de définir par avance le programme de fonctionnement optimal du système de stockage. La deuxième phase étudie le fonctionnement en temps réel, où le système doit faire face aux perturbations et respecter les règles du mécanisme d'ajustement. Le problème est complexe avec de nombreuses variables de contrôle discrètes et continues. La Programmation Mixte Linéaire (PML) est utilisée pour résoudre efficacement le problème. La stratégie de fonctionnement optimale proposée sera validée sur un simulateur hors temps réel et un simulateur en temps réel. / Wind energy playing an increasingly important role in the electrical network and it will no longer be considered as a marginal. Therefore, the impact on the electrical grid of its inherent intermittency becomes non-negligible. The use of storage means is one of key points in the integration problem. In this work, the optimization of the wind/storage system is addressed by considering the dynamics of the wind power, the storage capacity and the grid constraints. The main objective is to meet the grids requirements in limiting the fluctuations, providing possible ancillary services and highlighting the economic profitability of system. The proposed method relies on a two levels control approach: anticipation and reactive management. The first one consists in using forecast information (weather, grid constraints, electrical market conditions …) to define in advance the optimal operation schedule for the storage system. In the second one, on real time operation, the system has to deal with possible disturbances and take the right adjustment control with the actual capacity. The problem is complex with numerous discrete control variables and continuous ones. A mixed-integer linear programming (MILP) is used to efficiently solve the problem. The proposed optimal operation strategy will be validated with on an offline simulation (simulink/Matlab) and a real time simulator.

Denna uppsats har skrivits i samarbete med Uppsala Parkering AB (UPAB) arbetar med att implementera olika energitekniska lösningar för att elbilsladdande i Uppsala inte ska påfresta ett redan överbelastat elnät. Dessa lösningar innebär bland annat förändringar i hur och när människor laddar sina elbilar. Genom ett etnologiskt perspektiv undersöker denna uppsats hur människor skapar mening till ägandet, körandet och laddandet av sina bilar för att ge en ökad förståelse för hur el- och hybridbilsägare talar om och interagerar med sina bilar. Genom att analysera intervjuer med elbilsägare utifrån fenomenologiska och posthumanistiska begrepp visar uppsatsen hur elbilsägande och dess praktiker förstås som ett alternativt stig-val. Elbilsägandet som ett alternativt stig-val relateras till andra praktiker i elbilsägandet som körning och laddning och förklarar vilken mening de kopplar till dessa praktiker. Detta system av mening kan delas upp i tre riktningar: att elbilsägandet är något gott, något som är hotat och något som fungerar. Elbilskörandet och laddandet upplevs utifrån alla dessa tre riktningar vilket framkallar flera olika känslor och upplevelser. Oro och irritation känner elbilsförarna men också bra känslor av att köra och ladda miljövänligt och billigt. Körandet och laddandet upplevs också vara roligt och positivt utmanande, där materiella förutsättningar som bristande räckvidd och infrastruktur för laddning blir till en tävling i problemlösning. Genom att se på elbilsägandet och dess praktiker som sammanlänkade av mening, kan en urskilja vad som uppfattas vara viktigt i elbilsägarnas praktiker och hur olika känslor och intentioner hänger samman i elbilsägarnas förståelse för sin vardag.

In this thesis the effect of harmonics on the electrical grid from electric car chargers, specifically the effect on distribution transformers, is analyzed. The study was performed on the electrical grid of two areas provided by the electrical company Dala Energi. Electric car chargers are added to each customer connected to the electrical grid in both areas to examine the effects of harmonics on the distribution transformers. A model of the electrical grid of each area was recreated and simulated with the open source program OpenDSS. The effects of the added harmonic load on the electrical grid was evaluated in a range from 10% to a 100% of the consumers connected to the grid.  The results of this study show an increase in losses due to harmonic distortion. However, the losses are less significant when the added electric car charger load is distributed between all three phases of the grid compared to one phase. All the added harmonics, except the 9th harmonic, maintain acceptable levels set by The Swedish Energy Market Inspectorate. The impact of the 9th harmonic can be reduced by installing filters. The main conclusion of this thesis is that to reduce the effects of harmonic on the grid the harmonic load should be distributed on all three phases. Also scheduling the charging time of the cars can be implemented to further even out the load variations on the electrical grid.

Successful integration of the smart grids is crucial for ensuring the efficiency, resiliency, and sustainability of future power systems. With a 46.53% increase in total primary energy supply between 2008 and 2018 (IEA, 2020a), Turkey has the fastest-growing energy market within OECD countries (Erdin and Ozkaya, 2019).Though, Turkey’s current electrical grid faces many challenges; such as high loss rates from the transmission and distribution lines (Damar, 2016; Düzgün, 2018; IBRD/The World Bank, 2016; TEİAŞ, 2019), frequent power outages (Guner and Ozdemir, 2011; Öztürk, 2017; Yanılmaz, 2016) and several incidents of large-scale blackouts (OECD/IEA, 2016; Project Group Turkey, 2015). Smart grid technologies can address Turkey’s power system’s challenges with a holistic approach, as the smart grid does not have a strict definition yet but has distinctive characteristics. This paper provides an overview of Turkey’s current electric power system’s challenges while analyzing Turkey’s progress up to the present day towards the smart grid transition. Also, in order to summarize fundamental smart grid technologies globally, a smart grid framework was designed. Founded upon the framework; Turkey’s previous actions for its power system development were assessed from the smart grid perspective, and further steps were proposed to accomplish a successful smart grid transition. Country-specific remarks regarding the electrical grid were highlighted, such as the risk of terrorism, high seismic activity in the region, and emerging nuclear power in the country. As a result, it is concluded that Turkey has initiated the process towards the smart grid transition not only to achieve a “smart grid ideal” but mainly to meet its growing energy demands. Furthermore, it is also concluded that if the smart grid technologies’ scope could be extended throughout the country, Turkey would overcome the challenges with its power system in short to medium-term.

Due to the intermittent nature of renewable energy production, maintaining the stability of the power supply system is becoming a significant challenge of the energy transition. Besides, the penetration of Electric Vehicles (EVs) and the development of a large network of charging stations will inevitably increase the pressure on the electrical grid. However, this network and the batteries that are connected to it also constitute a significant resource to provide ancillary services and therefore a new opportunity to stabilize the power grid. This requires to be able to produce accurate short term forecasts of the power consumption of charging stations at distribution scale. This work proposes a full forecasting framework, from the transformation of discrete charging sessions logs into a continuous aggregated load profile, to the pre-processing of the time series and the generation of predictions. This framework is used to identify the most appropriate model to provide two days ahead predictions of the hourly load profile of large charging stations networks. Using three years of data collected at Amsterdam’s public stations, the performance of several state-of-the-art forecasting models, including Gradient Boosted Trees (GBTs) and Recurrent Neural Networks (RNNs) is evaluated and compared to a classical time series model (Auto Regressive Integrated Moving Average (ARIMA)). The best performances are obtained with an Extreme Gradient Boosting (XGBoost) model using harmonic terms, past consumption values, calendar information and temperature forecasts as prediction features. This study also highlights periodical patterns in charging behaviors, as well as strong calendar effects and an influence of temperature on EV usage. / På grund av den intermittenta karaktären av förnybar energiproduktion, blir upprätthållandet av elnäts stabilitet en betydande utmaning. Dessutom kommer penetrationen av elbilar och utvecklingen av ett stort nät av laddstationer att öka trycket på elnätet. Men detta laddnät och batterierna som är anslutna till det utgör också en betydande resurs för att tillhandahålla kompletterande tjänster och därför en ny möjlighet att stabilisera elnätet. För att göra sådant bör man kunna producera korrekta kortsiktiga prognoser för laddstationens strömförbrukning i distributions skala. Detta arbete föreslår ett fullständigt prognos protokoll, från omvandlingen av diskreta laddnings sessioner till en kontinuerlig förbrukningsprofil, till förbehandling av tidsserier och generering av förutsägelser. Protokollet används för att identifiera den mest lämpliga metoden för att ge två dagars förutsägelser av timförbrukning profilen för ett stort laddstation nät. Med hjälp av tre års data som samlats in på Amsterdams publika stationer utvärderas prestanda för flera avancerade prognosmodeller som är gradient boosting och återkommande neurala nätverk, och jämförs med en klassisk tidsseriemodell (ARIMA). De bästa resultaten uppnås med en XGBoost modell med harmoniska termer, tidigare förbrukningsvärden, kalenderinformation och temperatur prognoser som förutsägelse funktioner. Denna studie belyser också periodiska mönster i laddningsbeteenden, liksom starka kalendereffekter och temperaturpåverkan på elbilar-användning.