För att Sverige ska uppnå de energimål som satts upp i enighet med Agenda 2030, är det av stor vikt att implementera mer förnybara resurser. Sektorkopplingsstrategier är en potentiell åtgärd vilket skulle optimera det svenska energisystemet. På sikt skulle det även kunna frigöra kapacitet, och därmed möjliggöra hantering av en större andel förnybara källor i elnätet. Syftet med den här studien är att bistå med en nulägesrapport av sektorkopplingsetablering i Sverige, med särskild fördjupning i region Gotland. Studien grundas i en omfattande litteraturstudie och kvalitativa intervjuer. Genom att studera tidigare litteratur inom området identifierades tekniker och metoder inom sektorkoppling, vars nuvarande utsträckning i Sverige kartlades. Den fördjupade datainsamlingen för studien var ostrukturerade kvalitativa intervjuer med projektledare och aktörer med relevans för Gotland. Resultatet från studien är en sammanställning av sektorkopplingtekniker samt hur dessa kan bidra till att öka flexibiliteten i energisystemet i allmänhet, och elnätet i synnerhet. Vidare kartlades projekt i Sverige som tillämpar dessa tekniker. Slutsatserna visar på att sektorkoppling redan är etablerat i Sverige, men befinner sig i ett tidigt stadium. Resultatet visade vidare att det krävs engagemang från kunder och aktörer, samt en viss standard i energisystemet för att möjliggöra en framgångsrik tillämpning av sektorkoppling i det svenska energisystemet. Resultaten belyser likväl att en fortsatt etablering av sektorkoppling kan komma att kräva ekonomiska incitament i form av bidrag och satsningar. / Including more renewable energy sources in the energy system is of great importance to enable Sweden to achieve its climate goals in unity of Agenda 2030. Sector coupling is a potential strategy for energy optimization, which in time could become a more established method to manage capacity issues, as well as permitting more renewable energy sources in the electricity grid. The purpose of this study is to compile a status report on current sector coupling in Sweden, with additional further investigation of region Gotland. The study is based on a comprehensive literature study as well as data collection through qualitative interviews with relevant stakeholders. Previous research and literature in the field enabled the identification of different technologies and methods relating to sector coupling. Qualitative data was gathered through unstructured interviews with represenatatives from companies and organizations having their focus set on energy planning in the Gotland region. The results consist of an assortment of various sector coupling technologies and their ability to increase the flexibility of the power grid and energy system in Sweden. In addition, several projects with diverse implementation of sector coupling strategies were also being mapped out. In conclusion, it became apparent that sector coupling is only at its earlier stages of implementation in Sweden. Further interest and commitment by customers and businesses is of great importance and needed to enable expansion of sector coupling technologies in Sweden. Moreover, the energy system requires standards, as well as financial incentives to promote further use of sector coupling in society.

Trafikverket har genom en kapacitetsutredning och nationell plan fastslagit att de ska satsa på att möta framtida efterfrågeökning av transporter genom att effektivisera den befintliga infrastrukturen i första hand, eftersom utbyggnad är väldigt kostsamt och tar lång tid. För det allmänna nätet har begreppet och konceptet intelligenta elnät diskuterats sedan 2005 som ett sätt att effektivisera användningen av näten för att möta nya politiska krav som innebär en energiomställning samt ökad involvering från kunder. Då detta är ett vedertaget koncept för det allmänna nätet blev det relevant att undersöka hur förutsättningar och behov för ett liknande koncept till järnvägens banmatningssystem kunde tänkas se ut. Målet för studien är därför att identifiera potentialen i att utveckla ett liknande koncept för banmatningssystemet som intelligenta elnät är för det allmänna nätet, men också att föreslå lösningar från dagens tillgängliga intelligenta tekniker. För ÅF Infrastructure AB är målet med examensarbetet att utöka kunskapen på området. Av denna anledning blev syftet med examensarbetet att undersöka just förutsättningar och behov av intelligenta elnät till järnvägens banmatningssystem genom en jämförelse med det allmänna nätet samt en situationsanalys av norra malmbanan. Förutsättningarna beskrivs från en litteraturstudie av forskningen och marknaden samt intervjuer med representanter från systemägarna Trafikverket och Vattenfall. Behovet av intelligenta tekniker till banmatningssystemet beskrivs av en statistisk analys gjord på sträckan mellan Stenbacken och Tornehamn på norra malmbanan i Norrbotten. Resultatet från litteraturstudien visar att forskningen kring intelligenta banmatningssystem mestadels är applikationsinriktad och det beskrivs som ett kaos av applikationer som saknar en grundstomme i ett definierat ramverk. Det finns dock en studie som definierat funktioner till ett koncept kring intelligenta järnvägssystem som tar ett helhetsgrepp om järnvägssystemet och föreslår funktioner som forskningen kan tänkas fokusera på. På marknaden har det uppstått tvärvetenskapliga samarbeten mellan IT-bolag och järnvägsbolag för att ta fram integrerade intelligenta tekniker. Idag finns exempel på energieffektiva tåg, aktiv kompensering av övertoner och reaktiv effekt samt lagringsenheter som hanterar återmatning av effekt. Övertoner, reaktiv effekt och återmatning av effekt är alla parametrar som gör banmatningssystemet ineffektivt idag. Resultatet från intervjuerna visar att Vattenfall ser på intelligenta elnät som det framtida elnätet och har börjat implementera det. Trafikverket ser inte på det framtida banmatningssystemet inom ramen av ett koncept så som intelligenta elnät, men ökar informationsinsamlingen för att skapa förståelse kring systemet. Trafikverket var också del av ett europeiskt samarbete för att skapa ett intelligent energihanteringssystem med interoperabilitet mellan länderna och så har de infört överordnad styrning av effekt med goda resultat. De utvecklar alltså elnäten i samma riktning, där Vattenfall gör det inom ramen för intelligenta elnät medan Trafikverket inte har ett definierat koncept som framtidsscenario. Den statistiska analysen indikerar att den aktiva effekten mellan Stenbacken och Tornehamn slår i taket för maxgräns med dagens trafik, så om trafiken ska utökas som planerat behöver systemet effektiviseras eller byggas ut. Analysen visar också att återmatad effekt tas upp av andra tåg på sträckan, vilket leder till minskad utmatad effekt men högre ledningsförluster. Slutligen visar analysen hur viktigt det är att kvalitetssäkra insamlingen av data. Studien var svår att genomföra på grund av avsaknad av parametrar och osäkerheter kring hur de tagits fram. Sammanfattningsvis visar studien att det finns förutsättningar för ett intelligent banmatningssystem då forskningen efterfrågar ett konceptuellt ramverk i ett kaos av applikationsforskning, men som också börjat närma sig just detta. Dessutom finns intelligenta tekniker på marknaden samt en systemägare som utökar informationsinsamlingen och bidrar till utvecklingen via europeiskt samarbete. Den statistiska analysen visar att det finns ett behov av intelligenta tekniker för att kunna utöka trafiken på norra malmbanan samt ett behov av att kvalitetssäkra insamlingen av data. En föreslagen lösning återfinns inom ramen för intelligenta järnvägssystem med enheter som fångar upp återmatad effekt, vilket skulle minska överföringsförlusterna och osäkerheten kring vart i systemet effekten tar vägen och hur systemet påverkas av den. Om trafiken kunde optimeras med hänsyn till effekttoppar skulle trafiken på norra malmbanan kunna utökas utan att taket för maxgräns slås i då denna gräns endast nåddes, eller var nära att nås, vid några få tillfällen. / The aim of this thesis was to investigate the possibility and need of smart grids to the railway power supply system. The possibilities were investigated through a literature study and interviews, which resulted in a systems perspective of research, market and system, related to smart grids and intelligent transportation systems. The results then constituted a basis for a comparison between smart grids for the national grid and smart grids to the railway power supply system. The need of smart grids to the railway power supply system was investigated through a case study of statistical analysis. The case study was located to the most northern railway in Sweden between Stenbacken and Tornehamn. This thesis concludes that the research and market are focused on developing technical applications to create an intelligent railway transportation system but lacks a well-defined concept like the smart grid concept for the national grid. The owner of the railway power supply system, Trafikverket, is planning on increasing the amount of data collected from the system and has participated in a European collaboration to set standards for an interoperable energy management system. The case study indicates a need to make the railway power supply system more efficient or expand the power grid to be able to meet future requirements of more traffic. With regards to Trafikverkets method of making the system more efficient as a first option to increase capacity, this study suggests to do this with smart grids.

<p>Distributionen av elektricitet bedrivs i Sverige som naturliga monopol av lokala nätägare. Regleringen av företagens intäkter har genomgått stora förändringar; från att ha varit en kostnadsbaserad reglering, har nu en modell med nätägarnas prestation i fokus tagits i drift: Nätnyttomodellen (NNM). Prestationen mätes i huvudsak av hur stor kundnyttan är, där en av aspekterna är distributionsnätens tillgänglighet. NNM konstruerar ett radiellt referensnät med en annan struktur, än vad det verkliga nätet har. Rapporten beskriver NNM allmänt och tillförlitlighetsmetoden i modellen mer utförligt. För att uppnå detta har intervjuer med modellens upphovsman varit till hjälp.</p><p>Traditionella matematiska metoder för att modellera elnät och beräkna dess tillförlitlighet beskrivs i denna rapport. Datorprogram som använder klassiska metoder har beskrivits och använts. För de flesta analyser har RADPOW använts, ett program som är utvecklat på den institution där examensarbetet bedrevs. Först görs en kvalitativ analys för att ta fram skillnaderna mellan metoden i NNM och de mer traditionella tillförlitlighetsmetoderna och sedan beräknas skillnaderna med en kvantitativ analys. Metoderna har applicerats på ett verkligt nät. En del av Gävle Energis nät har studerats. Nätet som har valts är på 10 kV-nivån, innehåller både lands- och tätort och innefattar ett av totalt nio fördelningsområden (ca 7 % av Gävle Energis ca 50 000 abonnenter är belägna där). Elnätet med dess komponenter har beskrivits, modellerats och tillförlitlighetsindata för området har tagits fram. Både det verkliga nätet och det av NNM framtagna nätet har använts i analyserna.</p><p>Huvudmålet med rapporten: Skildra och jämföra tillförlitlighetsmetoder, med fokus på att göra en utvärdering av Nätnyttomodellens tillförlitlighetsaspekter. Utvärderingen besvarar bland annat frågeställningar som: Vad skiljer metoden i NNM från klassiska metoder och vilka konsekvenser kan användandet av metoden i NNM ge?</p><p>Examensarbetet är utfört i ett samarbete mellan KTH och Gävle Energi AB.</p> / <p>In Sweden, electrical distribution system operators, possesses a natural monopolistic situation in the distribution of electricity. The regulation has changed radically; from a regulation model based on actual costs, to a model with the performance of the distribution in focus – Network Performance Assessment Model (NPAM). Reliability of the distribution is one of the features the new model takes in to consideration. The NPAM creates a reference network, based on objective data. The thesis describes the NPAM in general and the method of reliability in NPAM in detail. The originator of the NPAM has been interviewed in addition tostudying literature.</p><p>More traditional methods of reliability modelling of electrical systems is described. The computer programs RADPOW and NEPLAN, are described. Especially RADPOW, developed at the Royal Institute of Technology, is used in the analyses. The method in the NPAM is evaluated, with a com aring analyse to the more traditional methods and from the study of the NPAM. All the models and calculations are based on the same, in reality existing electrical distribution system.</p><p>The studied distribution system is a part of the distribution network of Gävle Energi AB, a local Swedish electrical distribution system operator. The studied system, is at the 10 kV level and both has parts with many and few customers per area. Whole electrical system and its components have been described and modelled. For every component type, average reliability data for use in the components, used as input data for the models, have been estimated.</p><p>The most important goals of this thesis: Describe and compare different methods of reliability, especially the aspects of the method of the NPAM. Some of the questions at issue to answer are: What consequences do the method of the NPAM lead to and which distinctions are there in different methods?</p><p>The Royal Institute of Technology in Stockholm and Gävle Energi AB have assisted in the theses.<strong></strong></p> / QC 20100707 / RCAM

Ystad Energi har ansvaret över elnätet i Ystads kommun. Med ökande efterfråga om el har samhället blivit sårbart. Därför jobbar myndigheterna och elleverantörer alltid för att säkerställa en trygg och säker elleverans. Variationer i energibehovet under de olika årstider sätter elsystemet i en svår situation gällande elleveranssäkerhet. Ystad Energi har noterat att elnätet matar ut reaktiv effekt mot överliggande nät under sommarperioden. Vilket kan påverka förlusterna och systemets drifttillstånd i både lokal – och regionnät. Därför fokuserar detta arbete på att utföra analyser av reaktiv effekt i nätledningarna som ligger mellan fördelningsstationerna och nätstationerna, d.v.s. i 10.7 kV – nivå av den s.k. distributionsnätet. För att minska elavbrott i systemet på grund av väder och annan yttre påverkan har Ystad Energi grävt ner alla ledningar i nätet. Datainsamlingen från Ystad Energi visar att den reaktiva effektinmatningen ökar mest under sommaren jämfört med andra årstider. Utifrån vetenskapliga teorier och tidigare arbeten anses kablifiering som en viktig orsak till reaktiv effektinmatning i ett elsystem. Datainsamlingen visar även avsevärda variationer i energiförbrukningen mellan vinter- och sommarhalvåret, där energiförbrukningen är mycket lägre under sommaren på grund av klimatet och livsstilen. Därför leder detta till spänningsförhöjning i elnätet som vidare kan leda till kapacitiv reaktiv effektgenerering. I arbetet utförs även analyser på nätet med anslutna produktionsanläggningar såsom vindkraft som kan påverka effektflödet i nätet. Rapporten skall presentera vilka möjliga lösningar som kan vara lämpliga för att minska den reaktiva effekten i nätet. Kraven som ställs från myndigheterna kring reaktiv effekt redovisas även i rapporten. / Ystad Energy is responsible for the power grid in Ystad municipality. With increasing demand for electricity, society has become more vulnerable. Therefore, authorities and electricity suppliers always work to ensure safe and secure electricity supply. Variations in energy demand and climate change put the electrical system in a difficult situation regarding electricity supply safety. Ystad Energy has noted that the power grid has high values of reactive power over a part of year, which may affect the losses and system operating conditions in both local and regional networks. Therefore, this work focuses on performing reactive power analysis in the power cables located between the high voltage substations and the low voltage substations, i.e. in the 10.7 kV level of the distribution network. All overhead lines in Ystad municipality are already buried in the ground to reduce line faults in the system due to weather and other influences. The data collection from Ystad Energy shows that the reactive power input increases most during the summer. Underground cables are considered an important cause that contributes to reactive power input in an electrical system. Data collection also shows significant variations in energy consumption between the winter and summer months, where energy consumption is much lower in the summer due to the climate and human habits. Therefore, this leads to a voltage increase in the mains that can further lead to a capacitive reactive power generation. In the project, an analysis of the power grid has been performed, considering the current grid topology. Simulations of different scenarios with production plants, such as wind power, which can affect the power flow in the network, are also carried out. It was proved that the reactive power in the grid is produced by the underground cables. The report also presents some possible solutions that may be appropriate to reduce the reactive power in the network.

The need for a more efficient electrical grid has made the smart grid concept popular in recent years. The aims of this study are to identify the conditions in Sweden for implementing a smart grid and to analyse the opinions of stakeholders. One finding is that the large capacity of Sweden’s existing electrical grid decreases the immediate need for smart grid solutions. However, the rapid increase in wind power might push the development of a smart grid in the coming years. By employing case study methodology, five different smart grid projects in Sweden are discussed, using different theoretical frameworks, including actor network theory, discourse analysis, technological trajectories, diffusion of innovation and timing of entry. Norra Djurgardsstaden, a large construction project in Stockholm in which smart grid technology is used, is then analysed. The differing views of the parties involved in the project raise the question of whether more coordination is needed. Another project at Falbygdens Energi focuses on energy storage in batteries. This project poses the question of whether the regulation of the Swedish power market needs to be reformed to support the smart grid and to encourage new ways of collaborating and doing business. The final discussion concludes by suggesting new research questions.

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.

Electricity production from renewable energy resources such as wind energy and photovoltaics is variable. Integration of these intermittent resources into the electricity system leads to new challenges in how to manage imbalance between supply and demand on the grid. One way to meet these challenges is to develop so-called smart grid solutions. One idea, called demand response, is to adjust the amount or timing of energy consumption, e.g. by control of household appliances, to provide flexibility that could be used to balance the grid. In aggregate, when applied to many units across the system, large volumes of energy could be made available when needed and this grid flexibility can be used as a product on the electricity regulation market. Despite the potential benefits, the number of demand response bids is currently low. The aim of this thesis is to identify barriers in the Swedish regulation market, and togive Sweden's transmission system operator, Svenska kraftnät, recommendations on how to facilitate implementations of the technique. This has been done throughliterature studies and a wide range of interviews with people within the electricity market sector. The results indicate that a combination of several elements in the complex energy system impede the introduction of demand response. The main issues are related to market regulations and profitability difficulties. The authors recommend that Svenska kraftnät lowers the minimum bid size in all of the Swedish bidding areas, and adjusts the balance responsibility agreement and the system of balancing settlement.

Att öka leveranskvaliteten i sina elnät är något som varje nätbolag strävar mot. En metod att göra detta kan vara att utrusta nätstationer i mellanspänningsnätet med feldetektering och fjärrstyrning för snabbare felsökning och sektionering vid fel. I denna studie har dessa möjligheter utretts och även de potentiella vinsterna i kortare avbrottstider mätt i indikatorn SAIDI. Studien har resulterat i ett förslag för fortsatt investering i feldetektering och fjärrstyrning i Umeå Energis elnät. Den metod som använts är att beräkna SAIDI för det värsta felscenariot för varje matande linje som tittats på, både med och utan elnätsautomation. Det förslag som tagits fram har utgått ifrån de enskilda matningarna förutsättningar vad gäller kundantal, antal nätstationer och nättopologi och har sedan jämförts med två standardalternativ, med detektering i samtliga nätstationer samt detektering i mitten av linjen. Resultatet visar att det förslag som lämnats till Umeå Energi har potential att sänka det summerade SAIDI-värdet vid värsta felscenario från 37 minuter till 10 minuter i de matningar som undersökts. Detta till en kostnad av mindre än två miljoner kronor, eller en kostnad per potentiellt minskad SAIDI-minut på ca. 70 000 kr. Studien har tittat på 16 matande linjer med totalt ca. 17 000 kunder.

En digitalisering av elnätsberedning har lett till möjligheter att i en digital beredningsplattform undersöka möjligheterna för algoritmer vilka syftar till att effektivisera, kvalitetssäkra samt reducera miljöpåverkan. Rapporten behandlar en behovsundersökning av ett antal algoritmer i en beredningsplattform. Rapporten beskriver med grafiska metoder hur dessa algoritmer kan konstrueras, men även en metod för att tyda och transformera beredningsplattformens rådata till algoritmernas indata presenteras. De framtagna algoritmerna kan användas för underlag vid beslut, vilket kan leda till faktorer som minskad miljöpåverkan, ökad kvalitet och hållbarare samt effektivare arbetsprocesser. Ytterligare föreslås en framtida struktur med algebraisk grafteori för beräkningsalgoritmer i plattformen. / Digitization of working methods has led to the possibility of investigating the possibilities for algorithms in a processing platform for power grids. This report presents a needs assessment for a number of algorithms in a processing platform for power grids. The report describes through graphical methods how such algorithms can be constructed, and presents a methodology for interpreting and transforming the raw data from the platform into input data for such algorithms. The algorithms can be used as a basis for decision-making, potentially leading to reduced environmental impact, improved quality, and more sustainable and efficient work processes. Further, a future structure with algebraic graph theory is suggested for the platform.

Under de senaste åren har blockchain-tekniken fått mer och mer uppmärksamhet. Det har visat speciella fördelar i digital valuta, eftersom det distribueras och dess data inte kan ändras. Med fler länder som presenterar idén om kraftsysteminnovationen har ett stort antal distribuerade kraftkällor dykt upp. Nätanslutningen för dessa distribuerade kraftkällor leder till instabil nätdrift och ökar svårigheten att hantera kraftigt. Därför finns det ett akut behov av en lösning som kan realisera direkt transaktion av distribuerad kraftförsörjning. Denna artikel gör en fördjupad analys av blockchain-tekniken, inklusive hasalgoritm, konsensusmekanism, Merkle-träd, smart kontrakt etc. Och sedan studeras Ethereum och smarta nät. Den här artikeln realiserar automatisering och intelligens för mätning av eltransaktioner genom smart kontraktsteknik som tillhandahålls av Ethereum. En blockchain privat kedja skapas och sedan distribueras det smarta kontraktet i den privata kedjan. Med fördelarna med blockchaintekniken ovan kommer lagring av kraftdata och krafttransaktioner att vara mer trovärdig och mer transparent. Sammantaget designar och bygger detta papper ett smart grid-system baserat på blockchain-smarta teknik. Systemet kan inte bara användas för smarta nätsystem utan även för andra energisystem. Denna artikel ger en referens för tillämpning av blockchain-teknik. / In recent years, blockchain technology has received more and more attention. It has shown special advantages in digital currency, because it is distributed and its data cannot be altered. With more countries put forward the idea of the power system innovation, a large number of distributed power sources have emerged. The grid connection of these distributed power sources will lead to unstable grid operation and greatly increase the difficulty of management. Therefore, there is an urgent need for a solution that can realize direct transaction of distributed power supply. This article makes an in-depth analysis of the blockchain technology, including hash algorithm, consensus mechanism, Merkle tree, smart contract, etc. And then the Ethereum and smart grids are studied. This article realizes automation and intelligence of the electricity transaction measurement through the smart contract technology provided by Ethereum. A blockchain private chain is created and then the smart contract is deployed into the private chain. With the advantages of blockchain technology aforementioned, the storage of power data and the power transactions will be more credible and more transparent. All in all, this paper designs and builds a smart grid system based on the smart contract technology of blockchain. The system can be used not only for smart grid systems but also for other energy trading systems. This article provides a reference for the application of blockchain technology.