The objective of this thesis is to understand how changes in electricity prices influence household investment decisions in solar photovoltaic (PV) installations. By analyzing data from 2016 to 2022 at the municipal level, the study examines the impact of both variable and fixed three-year electricity price contracts on the installation of solar PV systems among Swedish households.The results provide valuable insights for policymakers, investors, and other stakeholders seeking to promote sustainable energy transition. Understanding how households base their investment decisions on electricity prices can contribute to the development of effective strategies to encourage solar PV installations.The findings indicate a statistically significant relationship (p<0,01) between both types of contracts and the installed solar PV capacity. An increase of 0,01 krona in electricity prices is associated with a 4,754 W increase in installed capacity per single-family house for variable price contracts and a 2,692 W increase for fixed three-year contracts. However, it is worth noting that the fixed three-year contracts exhibit a certain level of unreliability, making thevariable price contracts more suitable as the explanatory variable. Moreover, the study reveals that households show some degree of present bias when making solar PV investments.

Elektricitet är någonting vi alla använder dagligen och eftersom elpriserna varierar över tid kan det bli dyrt för vissa hushåll. Det finns många tillvägagångssättför att dra ner på elkonsumtionen och det finns även smarta tekniker som Smart Grid anpassar elkonsumtionen utifrån elpriser. Dessa smarta enheter kommunicerar med Smart Grid control centers databas för att koordinera dess körtid. Problemet är att för att denna lösning ska vidhålla en långtidslösning måste databaserna utföra operationer med låga svarstider. I studien utförs experiment som undersöker vilkenav databaserna MySQL eller MongoDB är mest lämpad och ger svar på hypotesen “För denna undersökning kommer MongoDB att prestera med lägst svarstider”. Detta undersöks genom att jämföra svarstider mellan respektive databas ochresultatet visar att MySQL presterar bättre än MongoDB vid hantering av elpris data. I framtiden vore det intressant att använda andra databaser samt andra tillvägagångssätt för att hantera datan. / <p>Det finns övrigt digitalt material (t.ex. film-, bild- eller ljudfiler) eller modeller/artefakter tillhörande examensarbetet som ska skickas till arkivet. / There are other digital material (eg film, image or audio files) or models/artifacts that belongs to the thesis and need to be archived.</p>

The Swedish energy system is changing and two major events that are taking place are the phase out of nuclear power and the increase of wind power. The associated changes affect the electricity market and the electricity producers, including combined heat and power plants. This thesis evaluates the Swedish energy system of 2025 with focus on electricity spot prices. It also investigates how a combined heat and power plant might perform in the future, given certain changes in the electricity price. Six different scenarios are developed where the electricity price is modified according to findings with regards to the influence of wind- and nuclear power. A model of a combined heat and power plant and a district heating network is created in BoFiT. The scenarios are applied to the model and results are analyzed in terms of heat production, choice of operational mode, merit order and economical performance. Major findings show a more volatile electricity price in 2025. Low price hours (&lt;100SEK/MWh) occur throughout the year, while high price hours (&gt;640SEK/MWh) take place mostly during winter - the season during which the heat demand is at its peak. Results show that the developed electricity prices require much more regulation from the modelled power plant and that the power plant is more adapted to handling high price hours than low price hours. The district heating network is also affected by the volatile electricity prices, and more frequent and greater variations are observed in the merit order. This suggests that in the future, the electricity prices will need to be followed more actively, and that a strategy will need to be developed, allowing for quick adaptation to the prices - communication and cooperation between the different actors in the network will be needed. / Sveriges energisystem är i förändring där avvecklingen av kärnkraft och ökad implementering av vindkraft är i fokus. Konsekvenserna av dessa förändringar kommer påverka elmarknaden och därmed elproducenterna, bland dem kraftvärmeverk. Detta examensarbete utvärderar energisystemet i Sverige 2025 med fokus på elmarknaden. Arbetet undersöker också hur ett kraftvärmeverk kan prestera i framtiden baserat på förändringar i elpriset. Sex olika scenarios har utvecklats där elpriset har modifierats baserat på analysen av vind- och kärnkraftsutvecklingen i Sverige och dess påverkan på elpriset. Ytterligare skapas en modell av ett kraftvärmeverk och ett fjärrvärmenät i BoFiT. Scenarierna implementeras i modellen och resultat extraheras och analyseras baserat på värmeproduktion, val av driftläge, körordning i systemet samt ekonomisk prestanda. Resultaten visar främst att volatiliteten i elpriset ökar till 2025. Låga elpristimmar (&lt;100SEK/MWh) visar sig inträffa under hela året medan höga elpristimmar(&gt;640 SEK/MWh) dominerar under vintern - säsongen där efterfrågan på värme är som högst. Resultaten visar att det förväntade elpriset kräver högre reglering av det modellerade kraftvärmeverket och att anläggningen idag är anpassad för att hantera framförallt höga elpriser men inte låga elpriser. Även fjärrvärmenätet i sig påverkas av volatilitet i elpriserna och mer frekventa och större variationer observeras i körordningen. Detta antyder att elpriserna i framtiden måste följas mer aktivt och att en strategi, som möjliggör snabb reglering för anpassning av elpriserna, måste utvecklas. Kommunikation och samarbete mellan parterna i fjärrvärmesystemet kommer därmed vara av hög betydelse.

Första och andra världskrigen medförde stora importrestriktioner för bensin och diesel och Sverigestod inför en potentiell kris. Lösningen till drivmedelsbristen var gengas som produceras genom attförbränna träd eller kol i en syrefattig miljö. Med dagens kontinuerligt stigande bensin, diesel ochelpriser står Sverige inför en liknande situation och nya lösningar för att kompensera för de högapriserna söks. Detta kandidatarbete undersöker potentialen med att använda gengas som ett alternativ för attbedriva fordon och småhus för att sänka kostnaden. Arbetet tittar på hur gengas kan användas i treolika fall; i en taxi, lätt lastbil samt ett småhus över ett års tid där kostnadsvinsten beräknas genom attbestämma hur mycket ved som krävs utifrån hur mycket energi som krävs vid användning. Resultatettyder på att med dagens elpriser är el det billigare alternativet för bostäder. Däremot går det att se attdet kan vara ekonomiskts fördelaktigt att använda gengas istället för flytande bränsle när vedprised är billigt. / The First and Second World Wars imposed major import restrictions on gasoline and diesel andSweden faced a potential crisis. The solution to the fuel shortage was producer gas, which isproduced by burning trees or coal in a low-oxygen environment. With today's continuously risinggasoline, diesel and electricity prices, Sweden faces a similar situation and new solutions tocompensate for the high prices are being sought.This bachelor thesis examines the potential for using producer gas as an alternative to power vehiclesand small houses to reduce the cost. The thesis looks at how producer gas can be used in threedifferent cases; in a taxi, light truck and a small house over a years time where the cost benefit iscalculated by determining how much wood is required based on how much energy is required in use.The results indicate that with current electricity prices, electricity is the cheaper option for poweringhouses. However, it can be seen that it can be economically advantageous to use producer gas instead of liquid fuel when the price of wood is cheap.

Syfte Syftet är att utreda kopplingen mellan väder och elproduktion i ett begränsat sydsvensktområde; elområde 4. Metod Arbetet kommer att utföras med en kvantitativ och en kvalitativ metod. Den kvantitativametoden innefattar den största delen av den empiriska huvudundersökningen och utgörs avinsamlad data från SMHI och Nordpool. Det kvantitativa materialet kommer att redogöras föri diagramform vilket utgör grunden för den kvalitativa analysen. Begreppet hållbarhetkommer att figurera som en central punkt för arbetets utformning. Resultat Resultaten består av väder- och klimatdata från ett antal utvalda väderstationer i elområde 4vilka visar på hur olika väderförutsättningar skapar trender för elproduktion. Kustnäraområden har väderkontexter som lämpas bäst för placering av vindkraftverk. Områden iinlandet är mer problematiska och måste utvärderas individuellt för lämplighet förvindkraftsparker. Temperaturerna i elområde 4 visar på en regional sänkning av temperaturenunder slutet av november 2022. I resultaten finns även en betydande undersökning omelmarknadens förutsättningar i elområde 4, främst då med tanke på elproduktion och elprisersamt elhandel. Elproduktionen i elområde 4 är i huvudsak beroende av vindkraft ochsamtidigt finns det ett stort behov av elhandel med andra elområden. Slutsats Kopplingen mellan väder och elpriser är tydligast inom två kategorier, nämligen elproduktionoch elkonsumtion. Elproduktionen varierar kraftigt från dag till dag beroende påvindhastigheten, vilken i sin tur skapar förutsättningar för vindkraften som elområde 4 ärberoende av. Över tid har vindkraftverken en rimlig förmåga att producera el men från dag tilldag kan elproduktionen och därmed även elpriserna variera oerhört mycket. Elkonsumtionensyftar främst på behovet av uppvärmning vilket är onekligt sammankopplat med höjningaroch sänkningar i temperaturen. Det är temperaturförändringar som styr de störreförändringarna i elmarknadens balans mellan produktion och konsumtion. Vid mycket kallatemperaturer kan inte elproduktionen längre hålla jämna steg med konsumtionen ochelpriserna skjuter i höjden.

Gräslöken is a tenant-owner association that owns real-estate and controls the electricity usage in certain areas in Årsta – Uppsala. Gränslöken strives for producing electricity by using solar cells, which helps improve their future environmental plans. The facility has a renovation plan that includes roof replacement, which will take place in 2032. Thus, the decision makers in Gränslöken are reconsidering whether it is profitable to install solar cells on their roofs that are to be replaced within 10–15 years. This study aims to suggest the most optimal installation proposals for solar cells on Gräslöken’s roof. It also measures the cost of the investment and analyzes and profitability. In this study, a theoretical design for the solar cells systems is presented, regarding the roof replacement on the corrugated sheet saddle roofs and flat roofs. The investment cost and pay-off period analyses are going to be presented in this study. The profitability analysis is based on the annual production of electricity, plus the electricity cost, in relation to Gräslöken’s annual electricity needs.           The results of the investigation shown considerable possibilities to invest in a solar cells project, both from economical and technical perspectives. As a result of the building-technical study, the decision was taken to install the solar cells only on the corrugated sheet saddle roofs, due to economic reasons, in addition to the necessity for roof replacement. In terms of profitability and pay-off period, the deal is profitable for Gräslöken, even in case of reinstallation of the solar cells, or if the electricity price was fallen. The results of the report show that the pay-off period increases from around 9 to 10.2 years.  The reason of the increase is that the solar cells need to be installed down and back when changing the roof.           This investment in solar cells and renewable energy contributes to Gräslöken’s sustainable development and move forward to reach national environmental goals. / Brf Gräslöken är en bostadsrättförening som äger fastigheter och råder över all elanvändning i fastigheterna i Årsta i Uppsala. Bostadsrättsföreningen har en renoveringsplan som inkluderar takbyte år 2032; därför funderar föreningen på om det är lönsamt att installera solceller på sina tak som ska bytas ut inom 10–15 år.  Utredningen har som syfte att ta fram de mest optimala monteringsförslag för solceller på bostadsrättsföreningens tak samt att ta fram en investeringskostnad och lönsamhetsanalys. I denna uppsats presenteras en teoretisk projektering av solcellsanläggningar med hänsyn till takbytet på korrugerat plåtsadeltak och platta papptak. I arbetet redogörs för en analys av investeringskostnad och återbetalningstid. Lönsamhetsanalysen utgår från kostnad för producerad el och årsproduktion i förhållande till fastigheternas årliga elbehov.           Resultaten av utredningen visar på goda möjligheter för Brf Gräslöken att investera i en solcellsanläggning, både ur ett ekonomiskt och byggnadstekniskt perspektiv. I resultatet av den byggnadstekniska studien föll valet på att installera solcellerna enbart på korrugerat plåtsadeltak med anledning av ekonomiska förutsättningar och behovet av takbytet. I fråga om lönsamheten och återbetalningstid är investeringen lönsam för bostadsrättsföreningen även vid behovet av återmontering av solcellsanläggningarna eller om elpriserna sänks. Resultatet av rapporten visar att återbetalningstiden ökar från ca nio år till ca 10,2 år om solcellspanelerna behöver monteras ner och tillbaka vid takbytet.           Det kan poängteras att investeringen i form av solcellsanläggning med en förnybar energiförsörjning bidrar till att Brf Gräslöken utvecklas hållbart och går framåt mot nationella miljömål.

Fuel cell electric vehicles, powered by hydrogen are an enticing alternative to fossil-fuel vehicles in order to reduce greenhouse gas emissions and consequently accomplish the environmental targets set to tackle the environmental crisis. It is crucial to develop the appropriate infrastructure if the FCEVs are to be successfully accepted as an alternative to fossil-fuel vehicles. This study aims to carry out a techno-economic analysis of different hydrogen supply chain designs, that are coupled with the Swedish electricity system in order to study the inter-dependencies between them. The supply chain designs comprehend centralised production, decentralised production and a combination of both. The outputs of the hydrogen supply chain model include the hydrogen refuelling stations’ locations, the electrolyser’s locations and their respective sizes as well as the operational schedule. Both the hydrogen supply chain designs and the electricity system were parameterized with data for 2030. The supply chain design is modelled to minimize the overall cost while ensuring the hydrogen demands are met. The mixed-integer linear programming problems were modelled using Python and the optimisation software was Gurobi. The hydrogen models were run for two different scenarios, one that considers seasonal variations in hydrogen demand, and another that does not. The results show that for the scenario with seasonal variation the supply chain costs are higher than for the scenario without seasonal variation, regardless of the supply chain design. In addition, the hydrogen supply chain design with the minimal cost is based on decentralised hydrogen production. / Bränslecellsdrivna elbilar, som drivs av vätgas, är ett lockande alternativ till fossildrivna fordon för att minska växthusgasutsläppen och därigenom uppnå de miljömål som satts för att tackla miljökrisen. Det är avgörande att utveckla lämplig infrastruktur om FCEV:er ska accepteras som ett alternativ till fossildrivna fordon. Denna studie syftar till att utföra en teknisk-ekonomisk analys av olika vätgas supply kedjedesign som är kopplade till det svenska elsystemet för att studera beroendeförhållandena mellan dem. Försörjningskedjans design omfattar centraliserad produktion, decentraliserad produktion och en kombination av båda. Resultaten från vätgas supply kedja modellen inkluderar vätgasmackarnas placeringar, elektrolysörernas placeringar och deras respektive storlekar samt den operationella schemat. Både vätgas supplykedjedesi och elsystemet parameteriserades med data för 2030. Supplykedjedesignen modellerades för att minimera de totala kostnaderna samtidigt som vätgasbehoven uppfylls. Mixed-integer lineära programmeringsproblem modellerades med hjälp av Python och optimeringsprogramvaran Gurobi. Vätgasmodellerna kördes för två olika scenarier, ett som tar hänsyn till säsongsvariationer i vätgasbehovet och ett annat som inte gör det. Resultaten visar att för scenariet med säsongsvariation är supply kedja kostnaderna högre än för scenariot utan säsongsvariation, oavsett supplykedjedesignen. Dessutom är vätgas supply kedjedesignen med minimal kostnad baserad på decentraliserad vätgasproduktion.

Sverige och Europa genomgår en omställning till högre andel förnybar el, samtidigt har Europas elpriser varit rekordhöga de senaste åren och den sammankopplade elhandeln i EU har bidragit till höga elpriser i Sverige. Litteraturstudien har avsett att redogöra för hur strategier som begränsar elhandeln mellan Sverige och EU påverkar Sveriges försörjningstrygghet, elpriser och konkurrenskraft samt hur miljön påverkas av dessa strategier. Studien kartlägger elhandeln i Sverige och Europa, både den fysiska och marknadsmässiga samt de legala faktorer som påverkar den. Balansen mellan försörjningstrygghet, miljö, ekonomiska faktorer och internationell elhandel undersöks. Dessutom introduceras några strategier för att begränsa och kontrollera den internationella elhandeln, de främsta var fysisk begränsning av elöverföringen samt olika prissättningsstrategier. Resultaten visar att en fysisk begränsning av gränsöverskridande elhandel inte är möjlig givet de regelverk som finns på plats men skulle drabba försörjningstryggheten samt medföra osäkerheter på lång sikt i ekonomiska faktorer som konkurrenskraft och elpriser i Sverige. Dessutom skulle en fysisk begränsning försvåra övergången till mer förnybar energi i Sverige och Europa och på så vis påverka miljön negativt. Det framstår därför som mer gynnsamt på kort sikt att istället kontrollera elhandeln med olika prissättningsstrategier såsom lägre priser för inhemska konsumenter, för att på så sätt dra nytta av inkomsterna och miljönyttan som internationell elhandel innebär utan att de nationella elpriserna drabbas i samma utsträckning. Beroende på prissättningsstrategi innebär det att den negativa påverkan på antingen hushållens eller industriernas elpriser reduceras, varav framför allt det senare innebär att konkurrenskraften inte påverkas lika negativt. Dock visar studien att en sådan modell kräver ytterligare forskning för att utvärdera dess genomförbarhet och potentiella effekter. Slutsatsen av studien indikerar att både bibehålla den nuvarande situationen och implementera alternativa strategier medför olika för- och nackdelar avseende försörjningstrygghet, elpriser, den svenska industrins konkurrenskraft och miljöpåverkan. För att identifiera den mest optimala strategin krävs ytterligare forskning samt en noggrann avvägning av de potentiella konsekvenserna. / Sweden and Europe are increasingly shifting towards renewable electricity. However, Europe has recently seen record-high electricity prices, with the interconnected electricity trade within EU contributing to high prices in Sweden. This literature review aims to elucidate the impacts of strategies restricting electricity trade between Sweden and the EU on Sweden’s energy security, electricity prices, competitiveness, and the environment. The study maps the physical and market dynamics of electricity trade in Sweden and Europe and examines the legal factors influencing it. It also explores the balance between energy security, environmental considerations, economic factors, and international electricity trade. Various strategies for limiting and controlling international electricity trade are introduced, focusing on physical restrictions on electricity transmission and different pricing strategies. The findings suggest that physically restricting cross-border electricity trade is not feasible under current regulations and would harm energy security, leading to long-term uncertainties in economic factors such as competitiveness and electricity prices in Sweden. Additionally, such restrictions would impede the transition to renewable energy in Sweden and Europe, adversely affecting the environment. Therefore, controlling electricity trade through various pricing strategies, such as lower prices for domestic consumers, seems more advantageous in the short run. This approach allows for leveraging the economic and environmental benefits of international electricity trade without significantly impacting national electricity prices. Depending on the pricing strategy, the negative impact on either household or industrial electricity prices is mitigated, with the latter primarily ensuring competitiveness remains less affected. However, further research is needed to evaluate the feasibility and potential effects of this model. The study concludes that both maintaining the current situation and implementing alternative strategies entail various advantages and disadvantages concerning energy security, electricity prices, the competitiveness of Swedish industry, and environmental impact. To identify the most optimal strategy, further research and a careful assessment of the potential consequences are required.

There has recently been an increased interest in hydrogen, both as a solution for seasonal energy storage but also for implementations in various industries and as fuel for vehicles. The transition to a society less dependent on fossil fuels highlights the need for new solutions where hydrogen is predicted to play a key role. This project aims to investigate technical and economic outcomes of different strategies for production and storage of hydrogen based on hydrogen demand and source of electricity. This is done by simulating the operation of different systems over a year, mapping the storage level, the source of electricity, and calculating the levelized cost of hydrogen (LCOH). The study examines two main cases. The first case is a system integrated with offshore wind power for production of hydrogen to fuel the operations in the industrial port Gävle Hamn. The second case examines a system for independent refueling stations where two locations with different electricity prices and traffic flows are analyzed. Factors such as demand, electricity prices, and component costs are investigated through simulating cases as well as a sensitivity analysis. Future potential sources of income are also analyzed and discussed. The results show that using an alkaline electrolyzer (AEL) achieves the lowest LCOH while PEM electrolyzer is more flexible in its operation which enables the system to utilize more electricity from the offshore wind power. When the cost of wind electricity exceeds the average electricity price on the grid, a higher share of wind electricity relative to electricity from the grid being utilized in the production results in a higher LCOH. The optimal design of the storage depends on the demand, where using vessels above ground is the most beneficial option for smaller systems and larger systems benefit financially from using a lined rock cavern (LRC). Hence, the optimal design of a system depends on the demand, electricity source, and ultimately on the purpose of the system. The results show great potential for future implementation of hydrogen systems integrated with wind power. Considering the increased share of wind electricity in the energy system and the expected growth of the hydrogen market, these are results worth acknowledging in future projects.