Sala Silvergruva AB är ett av många företag som just nu kämpar med höga energi-kostnader. Denna rapport undersöker vilka möjligheter det finns att skapa ett hållbart energisystem i Sala Silvergruva med avseende på ekonomi, miljö samt sociala aspekter.   Rapporten undersöker nio tekniker; vindkraft, vattenkraft, solfångare, solceller, pelletspannor, värmepumpar, effektivisering samt lagring av värme från växthus respektive fjärrvärme. Dessa analyseras var för sig med utgångspunkt i tio krav som speglar hållbarhetsaspekterna. I samband med analysen ges rekommendationer angående investering i respektive energilösning. Rapporten mynnar ut i en resultatskarta där det tydligt framgår vilka krav de olika teknikerna uppfyller. Den följande diskussionen leder fram till en slutsats som presenterar vilka åtgärder som bör vidtas i syfte att skapa ett uthålligt energisystem för Sala Silvergruva AB.   Pelletspannor och värmepumpar visar sig i nuläget vara de mest uthålliga tekniklösningarna. På grund av husens ålder och egenskaper bör även energieffektiviserande investeringar göras. Eventuella investeringar beräknas vara återbetalda inom 1-5 år.   Det finns finansiella incitament för det lokala energiföretaget Sala-Heby Energi AB att bygga ett fjärrvärmelager i gruvan. En sådan lösning visar sig skapa nytta för såväl Sala Silvergruva AB som regionen i helhet. Återbetalningstiden för Sala-Heby Energi blir mellan 4 till 12 år vid en investering, beroende på lagerstorlek. / Sala Silvergruva AB is one of many companies currently struggling with high energy prices. This thesis examines what possibilities there are to create a sustainable energy system for Sala Silvergruva considering economics, environment and social aspects.   The report examines nine technologies; wind power, hydropower, solar capture, solar cells, pellet boilers, heat pumps, energy efficiency and storage of heat from greenhouses or district heating. These technologies are analyzed from ten different aspects representing the sustainability demands. In the analysis recommendations are given according investment to each technology. The thesis culminates in a result map which clearly indicates what requirements the various techniques fulfill. The following discussion will lead to a conclusion that present the steps to be taken in order to create a sustainable energy system for Sala Silvergruva AB.   Pellet boilers and heat pumps show to currently be the most resilient solutions. Due to the age and properties of the houses energy-efficiency investments should also be made. These investments are expected to be repaid in 1-5 years.   There are financial incentives for the local energy company Sala-Heby Energi AB to build storage for district heating water in the mine. Such a solution is found to create benefits for both the Sala Silvergruva AB region as a whole. Payback time for the investment is for Sala-Heby Energi AB between 4 to 12 years, depending on size of the storage.

All types of electricity production have a negative impact on the environment, the most sustainable electricity is the one that never has been produced. If the West is to continue living with electricity and at the same time try to reduce the carbon footprints, there must be a change. In order to increase the use of renewable energy, off-grid installations are currently being produced for those houses that are far from civilization. But if you can connect to the grid electricity, what option is best from a sustainability perspective? This project therefore examines the possibilities for energy alternatives and aims to explore which option is most environmentally friendly based on the resources offered by the environment on Bornholm. Based on previous research and data, the conditions for electricity from the grid and an off-grid combination, are examined. The study begins with an in-depth literature study that deals with site data, technical aspects and life-cycle assessments of the energy alternatives that today can be used on Bornholm. Built on the analyses and measurements made on Bornholm's electrical mix and the off-grid system that works best given the conditions that the site has, it is concluded that electricity from the electricity grid is affecting the environment the least. / All elproduktion har en negativ inverkan på miljön. Det mest hållbara är att inte producera någon el. Om världen ska fortsätta leva med elektricitet och samtidigt försöka reducera koldioxidavtrycken måste det ske en förändring. För att öka användningen av förnybar energi tillverkas idag off-grid installationer för de hus som ligger långt från civilisationen. Om det finns möjlighet att ansluta till elnätet, vilket alternativ är då bäst ur ett hållbarhetsperspektiv? I detta projekt undersöks därför möjligheterna till olika energialternativ för trädtoppshus på Bornholm. Målet är att försöka bena ut vilket alternativ som är miljövänligast utifrån de resurser som omgivningen erbjuder. Utifrån tidigare forskning och data undersöks förutsättningarna för el dragen från elnätet, och el från en off-grid kombination. Studien börjar med en djupgående litteraturstudie som behandlar platsdata, tekniska aspekter och livscykelanalyser av de energialternativ som idag kan brukas på Bornholm, samt på olika typer av off-grid alternativ. Utifrån de analyser och mätningar som gjorts på Bornholms elmix, och det off-grid system som fungerar bäst med tanke på de förutsättningar som platsen erbjuder, blir slutsatsen att el från elnätet är det som påverkar miljön minst.

Det här arbetet gjordes i samarbete med organisationen Stockholm Tiny House Expo. Syftet med arbetet var att försöka ta fram en fungerande off-grid-lösning för uppvärmning och elproduktion, för en specifik typ av småhus med två våningar. Femton småhus kommer placeras på en flytande plattform i vattnet utanför Kastellholmen i Stockholm till en utställning år 2022. Simuleringarna utfördes på ett sådant hus under premissen att en eventuell lösning skulle vara applicerbar på samtliga småhus. Det var på förhand inte givet att en fullständig lösning skulle påträffas, eller vilken metod som skulle vara mest lyckad. Off-grid-lösningen undersöktes genom simuleringar i programvaran IDA Indoor Climate and Energy. Arbetet innefattade dimensionering av husets klimatskal, värmesystem samt system för elproduktion och energilagring. Först konstruerades en enkel modell av huset. Två olika värmesystem undersöktes. Den ena modellen använde en pelletspanna för värmeproduktion och den andra modellen använde en värmepump med sjövärme som värmekälla. I båda modellerna arbetade värmeproducenterna mot en ackumulatortank, vars vatten värmdes och sedan försåg husets tre radiatorer med varmvatten. Båda modellerna använde ett kompletterande FTX-system för uppvärmning. Målet med uppvärmningen var att på årlig basis förse huset med värme motsvarande dess effektbehov, för att hålla en jämn inomhustemperatur. Båda modellerna lyckades upprätthålla en medelinnetemperatur nära förvald temperatur på 21℃ _under höst och vinter. Ingen hänsyn togs till kylning av huset vilket resulterade i att innetemperaturen steg under sommaren. För elproduktion dimensionerades en solcellsanläggning som kompletterades med energilagringskapacitet från ett solcellsbatteri. Målet var att förse huset med en elenergi motsvarande en normal årsförbrukning för hus av den storleken samt elenergi för att driva ventilationssystemets fläktar. I värmepumpmodellen behövde även värmepumpen förses med elenergi vid drift. När hänsyn togs till energibalansen under ett år kunde ingen av modellerna förses med elenergi under hela vinterhalvåret. Detta berodde på att elförbrukningen var större än vad solcellsanläggningen tillsammans med batterilager tillförde systemet under samma period. Pelletsmodellen klarade av att vara off-grid under cirka åtta månader av året, med undantag för årets två första och sista månader. Värmepumpmodellen klarade endast av att vara off-grid under vår och sommar.

As part of Sweden's goal of zero carbon dioxide emissions, renewable energy will play an increasingly important role in the future. A major change in the electrification of industries and the transport sector will lead to an ever-increasing need for electricity production. Modern electricity production in the form of solar energy and wind power brings new challenges for the Swedish electricity system. Electricity production and consumption must always be the same momentarily. This is so that the frequency can be controlled and kept at 50 Hz. As the Swedish electricity system is designed according to a frequency of 50 Hz, there are major consequences, such as power outages, if the frequency deviates from this for a longer period of time. The Swedish Transmission System Operator (TSO) is responsible for balancing the production and consumption to be on the same level at all time. To do so with weather dependent intermittent power sources that lacks natural inertia needs additional and external balancing assets. This report investigates the technical specifications needed for a balanced future Swedish energy system. This rapid regulation is a problem in today's system, but in this report it is assumed that the rapid regulation is not a problem in a future system, instead it is examined how large the need for regulation is when consumption is significantly higher than today, and when this increased consumption is covered by weather-dependent renewable energy. In this report, six different scenarios are modeled on how a future electricity system could be designed. These scenarios are based on Svenska Kraftnät's long-term market analysis, where different scenarios are based on different degrees of electrification and scaling of the respective producer. The different scenarios are modeled so that increased consumption is met with different scaling by the respective electricity producer. The production profile and the consumption profile are then compared in order to find how much the two deviates and for how long. This in order to find the technical specifications needed for external balancing assets in the different system designs. The results of the modeling show that what will be decisive in the future is the extent to which there is flexibility in both production and consumption. It shows that it will not be sustainable to only expand production, but this must also be met by consumption. This consumption can be energy storage or export, but as both storage and export are limited, there must also be an opportunity to control surplus production. The result shows how much flexibility is required for each specific future scenario, i.e. what maximum capacity must exist, as well as how sustainable this resource must be for the system to be stable. In the report there is one scenario were the system is optimized according to available balancing reserve, adjusted consumption profile and a large increase in consumption and weather dependent power sources. This leads to the need for a flexibility with a peak hour demand of 0,3 GW; duration time of 5 hours and a total capacity of 1,5 GWh. / Som en del i Sveriges mål om noll koldioxidutsläpp kommer förnybar kraft att spela en allt större roll i framtiden. En stor omställning inom elektrifiering av industrier samt inom transportsektorn kommer att medföra ett allt större behov av elproduktion. Den moderna elproduktionen i form av solenergi samt vindkraft medför nya utmaningar för det svenska elsystemet. Elproduktionen och konsumtionen måste momentant alltid vara densamma. Detta för att frekvensen skall kunna kontrolleras och hållas vid 50 Hz. Då det svenska elsystemet är dimensionerat efter en frekvens på 50. Hz innebär det stora konsekvenser om frekvensen avviker från detta under en längre tid. Svenska Transmissionssystemoperatören (TSO) ansvarar för att balansera produktion och förbrukning för att hela tiden vara på samma nivå. För att göra det med väderberoende intermittenta kraftkällor som saknar naturlig tröghet krävs ytterligare och externa balanseringstillgångar. Denna rapport undersöker de tekniska specifikationer som behövs för ett balanserat framtida svenskt energisystem. Denna snabba reglering är ett problem i dagens system, men i denna rapport antas det att den snabba regleringen inte är ett problem i ett framtida system, istället undersöks hur stort behovet är av reglering då konsumtionen är avsevärt högre än idag, och när detta ökade behov täcks av väderberoende förnybar energi. I denna rapport modelleras sex olika scenarier för hur ett framtida elsystem skulle kunna utformas. Dessa scenarier bygger på Svenska Kraftnäts långsiktiga marknadsanalys, där olika scenarier utgår från olika grader av elektrifiering och skalning av respektive producent. De olika scenarierna är modellerade så att ökad förbrukning möts med olika skalning av respektive elproducent. Produktionsprofilen och konsumtionsprofilen jämförs sedan för att ta reda på hur mycket de två avviker och hur länge. Detta för att hitta de tekniska specifikationer som behövs för externa balanseringstillgångar i de olika systemdesignerna. Resultaten av modelleringen visar att det som kommer att vara avgörande i framtiden är i vilken utsträckning det finns flexibilitet i både produktion och konsumtion. Det visar att det inte kommer att vara hållbart att bara utöka produktionen utan detta måste också mötas av konsumtion. Denna förbrukning kan vara energilagring eller export, men då både lagring och export är begränsad måste det också finnas möjlighet att styra överskottsproduktionen. Resultatet visar hur mycket flexibilitet som krävs för varje specifikt framtidsscenario, det vill säga vilken maximal kapacitet som måste finnas, samt hur hållbar denna resurs måste vara för att systemet ska vara stabilt. I rapporten finns ett scenario där systemet är optimerat efter tillgänglig balansreserv, justerad förbrukningsprofil och en stor ökning av förbrukningen och väderberoende kraftkällor. Detta leder till behovet av en flexibilitet med en maximal kapacitet på 0,3 GW; uthållighet på 5 timmar och en total kapacitet på 1,5 GWh.

Electrification in rural areas of West African countries remain to be a challenge for the growth of the region. The Economic Community of West African States (ECOWAS) has set a target of 2030 to achieve 100% electrification in all member countries. Burkina Faso is one of the least electrified countries in the world, where only 9 % of the rural population has access to electricity. This study presents a conceptualization of techno-economic feasibility of pumped hydro storage (PHS) and electric batteries with solar photovoltaics (PV) in the context of Burkina Faso. The results are explored for an off grid standalone PV plus storage system for a rural setting and a grid connected PV system for an urban setup. The least cost configurations for both the cases are determined using HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables). The results indicate the need of extended solar penetration in Burkina Faso in response to the challenges of low electrification rates in the country. Adding more PV to the present electricity mix of Burkina Faso could drive down the cost of energy by 50 % compared to the present grid electricity prices by making cheap electricity available to the local population. Adding PHS to grid connected PV leads to a cost reduction of 8% over a lifetime of 25 years which does not provide enough motivation for the high investments in storage at present. Policy interventions that allow stacking up of revenues and benefits of storage are needed to make it more competitive. PV plus pumped hydro storage remains the optimal system architecture as compared to PV plus electric batteries for off grid standalone systems provided the geographic availability of lower and upper reservoirs. The capital cost of PV remains to be the most dominating factor in the cost of optimal system for both the urban and the rural cases, and driving down the costs of PV would have the most positive effect for increased electricity access in the country. / Elektrifiering i landsbygdsområden i västafrikanska länder är fortfarande en utmaning för tillväxten i regionen. Ekonomiska gemenskapen i Västafrikanska stater (ECOWAS) har satt upp ett mål 2030 att uppnå 100% elektrifiering i alla medlemsländer. Burkina Faso är ett av de minst elektrifierade länderna i världen där bara 9% av landsbygdsbefolkningen har tillgång till el. Denna studie presenterar en konceptualisering av teknisk ekonomisk genomförbarhet för pumpad vattenkraftlagring (PHS) och elektriska batterier med PV (photovoltaics) paneler i samband med Burkina Faso. Resultaten undersöks med avseende på ett fristående fristående PV plus lagringssystem för landsbygden och ett nätanslutet PV-system för en stadsinstallation. De lägsta kostnadskonfigurationerna för båda fallen bestäms med hjälp av HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables). Resultaten visar på behovet av utökad solpenetrering i Burkina Faso som svar på utmaningarna med låga elektrifieringshastigheter i landet. Att lägga till mer PV till den nuvarande elmixen av Burkina Faso skulle kunna sänka energikostnaderna med 50% jämfört med de nuvarande elpriserna för nätet genom att göra billig el tillgänglig för lokalbefolkningen. Att lägga till PHS till nätansluten PV leder till en kostnadsminskning på 8% under en livslängd på 25 år som inte ger tillräcklig motivation för de stora investeringarna i lagring för närvarande. Politikåtgärder som möjliggör stapling av intäkter och fördelar med lagring behövs för att göra det mer konkurrenskraftigt. PV plus pumpad hydro förblir den optimala systemarkitekturen jämfört med PV plus elektriska batterier för fristående nät utanför nätet förutsatt geografisk tillgänglighet av nedre och övre reservoarer. Kapitalkostnaden för PV är fortfarande den mest dominerande faktorn i det lägsta kostnadssystemet för både stads- och landsbygdsfall och att köra ner PV-kostnaderna skulle ha den mest positiva effekten för ökad elåtkomst i landet.

Sverige har en hög andel installerade bergvärmepumpar, som är en typ av vätska-vatten värmepump. Ett problem som finns för befintliga bergvärmesystem är att berget med tiden kyls ned då returslangen till borrhålet konstant levererar kyla till berget. Till följd av detta mister systemet en betydande del av sin verkningsgrad samtidigt som det i extrema fall kan leda till permanent isbildning i borrhålet. Ett sätt att motverka detta problem är att tillämpa termisk energilagring i bergvärmesystemets borrhål. Den internationella benämningen för denna teknik är ”Borehole Thermal Energy Storage, BTES”. Rapporten har behandlat en friliggande enplansvilla med ett befintligt bergvärmesystem som tillämpar termisk energilagring i bergvärmesystemets borrhål med solvärme. Två beräkningsfall har gjorts och resultatet från simuleringarna i en upprättad beräkningsmodell visar att en temperaturhöjning i borrhålet inte alltid innebär en årlig energibesparing. Vid varje grads temperaturhöjning sker en ökning av värmepumpens COP med ca 1,85 % enligt ett linjärt samband för höga temperaturdifferenser över värmepumpen. Detta motsvarar en kostnadsbesparing på 1,02 %/°C. Detta gäller för normala förhållanden med en framledningstemperatur för tappvarmvatten och rumsvärmare på 55 ⁰C. Med en högre energiförbrukning finns alltså större besparingar att göra. Vid mycket låga temperaturdifferenser mellan förångare och kondensor sker dock större procentuella förändringar, vilket medför att lågtemperatursystem kan bidra till en större energibesparing. I normalfallet är dessa system svåra att räkna hem för småhus. För en god lönsamhet krävs en optimerad systemlösning och effektiv styrning av cirkulationspumpar och andra samspelande komponenter med en PLC. I framtiden kommer dock sannolikt värmepumparnas mekaniska verkningsgrad att öka med bättre teknik och även energipriset som följd av politiska beslut, tillgång etc. Detta innebär att varje besparad kilowattimme kommer att bli mer värd. / Sweden has a high proportion of installed geothermal heat pumps, which are a type of liquid -water heat pump. One problem that exists for existing geothermal heating systems is that the rock in time cool down when the return hose to the borehole constantly supply cooling to the rock. As a result of this the system loses a significant portion of their efficiency while in extreme cases has led to the permanent ice in the borehole. One way to counter this problem is to apply thermal energy storage in the geothermal heating systems borehole. The international term for this technique is "Borehole Thermal Energy Storage, BTES". This report has analyzed a detached single storey house with an existing geothermal heating system utilizing thermal energy storage in the geothermal heating systems borehole with solar heating. Two calculation cases has been made and the results of the simulations in an established computational model shows that an increase in temperature in the borehole does not always result in an annual energy savings. Each degree of increased temperature is an increase in the heat pumps COP of 1.85 %, according to a linear relationship for high temperature differences across the heat pump. This results in a cost saving of 1.02 %/°C. This applies to normal conditions with a radiator temperature at 55 ⁰ C. With higher energy consumption can greater savings be made. At very low temperature differences between the evaporator and condenser is however larger percentage changes made, which means that low temperature systems can lead to greater energy savings. Typically, these systems are difficult to recoup for small detached houses. For a good profitability requires an optimized system solution and efficient control of circulation pumps and other interacting components with a PLC. In the future the heat pump mechanical efficiency will probably increase with better technology and even energy prices as a result of political decisions, access, etc. This means that each spared kilowatt hour will be worth more.

n a world of unsustainable growth and increasingly catastrophic climate events, the quest for sustainability is open. Electrochemical ammonia synthesis (EAS) represents an eco-friendly means for green ammonia production. This technology mainly requires electricity, which can be harvested from renewable sources, as its energy input, and can be employed in a decentralized fashion, cutting down transport emissions and complexity. Green ammonia could help humanity as a hydrogen carrier, energy storage and sustainable fertilizer. However, sustainable alternatives are still far from achieving the production rates of the current adopted technology, namely the Haber-Bosch process. The present experimental-based investigation explores the feasibility of implementing a new membrane-less porous walls approach to electrochemical ammonia synthesis. This research mainly revolves around two experimental phases: the first considering a single compartment (SC) cell electrochemical set-up, and the second a membrane-less porous walls (PW) cell set-up. The former was used to gain knowledge regarding membrane-less cell behaviour, which then was applied to the latter, whose aim was to achieve ammonia synthesis. It was demonstrated that this approach can achieve high current densities (707.4 mA cm-2) and high ammonia production rate (1727.9 μmol cm-2 h-1) at -3.1V (cell voltage), through catalytic nitrate (𝑁𝑂3−) reduction, on nickel phosphide sheet cathode, in an aqueous sodium hydroxide electrolyte solution. On the contrary, it shows low faradaic efficiency, only 43%. Even if the results were partially validated by literature and contamination tests, isotope labelling experiments need to be conducted for more reliable estimates. These findings add another promising perspective to the field of electrochemical ammonia synthesis. / I en värld av ohållbar tillväxt och alltmer katastrofala klimathändelser är strävan efter hållbarhet öppen. Elektrokemisk ammoniaksyntes (EAS) är en miljövänlig metod för grön ammoniakproduktion. Denna teknik kräver främst el, som kan förses från förnybara källor, för energitillförsel och kan användas på ett decentraliserat sätt, vilket minskar transportutsläppen och komplexiteten. Grön ammoniak kan hjälpa mänskligheten som vätgasbärare, energilagring och hållbart gödningsmedel. Hållbara alternativ är dock fortfarande långt ifrån att uppnå produktionsnivån för nuvarande teknik, nämligen Haber-Bosch-processen. Detta experimentella arbete undersöker möjligheten att implementera en ny strategi för elektrokemisk ammoniaksyntes genom membranfri porösväggar. Denna forskning handlar huvudsakligen om två experimentella faser: den första handlar om enkelfack (SC) cellelektrokemisk uppsättning, och den andra en membranfri porösväggar (PW) celluppsättning. Den förstnämnda användes för att få kunskap om membranfritt cellbeteende, som sedan applicerades på det senare, vars mål var att uppnå ammoniaksyntes. Det har visats att den just nämnda tekniken kan uppnå högströmtätheter (707.4 mA cm-2) och hög ammoniakproduktionshastighet (1727.9 μmol cm-2 h-1) vid -3.1V (cellspänning), genom katalytiskt nitrat (𝑁𝑂3−) reduktion, på nickelfosfidarkatod i en vattenhaltig natriumhydroxidelektrolytlösning. Å andra sidan visar resultaten en låg faradaisk effektivitet, bara 43%. Även om resultaten delvis validerades genom litteratur- och kontamineringstester, måste isotopmärkningsexperiment genomföras för mer pålitliga uppskattningar. Dessa fynd lägger till ytterligare ett lovande perspektiv på området elektrokemisk ammoniaksyntes.

Elanvändningen i Sverige förväntas fördubblas till 2045 på grund av ökad elektrifiering av det svenska samhället. För att ställa om till ett elsystem som är beroende av mer förnyelsebara elproduktionsslag föreslår Svenska kraftnät (2021) att Sverige kommer att behöva öka sin flexibilitet i elnätet. Ett sätt att göra detta på är genom ellagring, där batterisystem är ett alternativ. Någon konkret plan för hur och när detta skulle genomföras har inte gjorts av Svenska kraftnät. Därför syftade detta projekt till att ta reda på om ett litiumjärnfosfat (LFP) batterienergilagringssystem skulle vara en lönsam investering att använda för energiomställning i det svenska elmarknadsområdet SE3. Detta mål uppnåddes genom att modellera ett batterilager över ett år och extrapolera dessa resultat till en investeringskalkyl genom annuitetsmetoden. Sammanfattat så konstaterades det att det inte är en lönsam investering. Men det fullständiga svaret är mer komplicerat än så. Batteriets storlek och livslängd påverkar batteriets investeringskostnad, som vidare påverkar batteriets lönsamhet. Batteriets livslängd är beroende av egenskaper som batteriets upp och urladdningstid (s.k. C-rate) samt i vilken utsträckning batteriet laddas och laddas ur (s.k. state of charge), som i sin tur influerar totala antalet laddningscykler batteriet kan genomföra. Exakt hur mycket dessa egenskaper påverkar livslängden för LFP:erna är oklart eftersom resultaten från tidigare studier av LFP-batteriers prestanda skiljer sig något. Till exempel är det känt att state of charge för ett batteri påverkar livslängden för ett LFP-batteri, men mer exakt hur mycket varierar beroende på studie, vilket visas i detta examensarbete. Det som gör detta ännu mer komplicerat är det faktum att investeringskostnaden kommer att förändras beroende på till exempel vilken state of charge som används. Dessutom varierar uppskattningar av investeringskostnaden för LFP-batterier i olika källor. Allt detta leder till flera typer av osäkerheter för att bestämma den exakta investeringskalkylen. Det huvudsakliga bidraget denna studie kan ge är dock att den kan ge en första inblick i hur ett batterilagringssystem för kortvarig energilagring (energy shifting) skulle fungera i Sverige. Med fler studier liknande detta projekt skulle en mer konkret plan kunna göras för genomförandet av det statliga klimatmålet om netto noll utsläpp av växthusgaser till år 2045 (Naturvårdsverket, 2023). / The electricity use in Sweden is expected to double before 2045 due to increased electrification of the Swedish society. In order to transition into an electrical system that is dependent of more sustainable renewable energy sources, Svenska kraftnät (2021) is suggesting that Sweden will need to increase their flexibility in the power grid. One of the main ideas on how to do that is through energy storages, where battery systems could play an important part. However, a concrete plan of how and when this would happen was not made clear by Svenska kraftnät. Therefore, this project aimed at finding out whether a Lithium iron phosphate (LFP) battery energy storage system would be a worthwhile investment to use for energy shifting in the Swedish SE3 electricity market area. This aim was reached through modelling a battery storage over a year and extrapolating these results into an investment calculation using the annuity method. In short, it was found that it is not a profitable investment. But the full answer was found to be more complicated than that. The battery’s size and lifetime affect the battery’s investment cost, which further affects the battery’s profitability. The battery’s lifetime is dependent on battery characteristics such as the charge/discharge time of the battery (C-rate) and the extent to which the battery is charged and discharged (state of charge), which in turn influences the total amount of charge cycles a battery can perform. Further, how significant these characteristics affect cost and lifetime of the LFP’s is unclear as the results from previous studies on LFP batteries differ somewhat. For example, it is known that the state of charge range of a battery affects the lifetime of an LFP battery, but by exactly how much varies with different studies, which is explained in this master thesis. What makes this even more complicated is the fact that depending on the state of charge used, the investment cost will change. Additionally, the assessed investment cost also changes depending on the source used. Therefore, the exact cost is difficult to determine. However, the main contribution this study has is that it can give a first insight into how a battery storage system for energy shifting would work. With more case-like studies similar to this project, a more concrete plan could be made about how to realise the Swedish governmental climate goal of net zero greenhouse gas emissions by the year 2045 (Naturvårdsverket, 2023).

This project proposes a hybrid system for hydrogen production, which includes a connection to the grid, a source of renewable energies, namely photovoltaic (PV), a Battery Energy Storage System (BESS), and a PEM (Proton Exchange Membrane) electrolyzer modelled from commercial technologies available. A dispatch optimization algorithm will evaluate the price of the energy inputs and the power available from the solar PV system and will decide the operation on an hourly basis to maximize net profit in a year timeframe. This algorithm will have a daily hydrogen production constraint. When the price of electricity is low, the energy is used for two purposes. First, to electrolyze water in the electrolyzer system and second, to store it in the BESS. The stored energy will be used to produce hydrogen when electricity prices are high or inject back to the grid when it is economically sound to do. The PV input will be used to alleviate the need for energy from the grid, therefore, it can be used to feed the electrolyzer or to store in the batteries or to inject back to the grid. In this study, a multi-energy system is modelled and its operation strategy for green hydrogen production is analyzed. Four topological scenarios were chosen, which include Scenario 1 (Grid + PEM), Scenario 2 (Scenario 1 + BESS), Scenario 3 (Scenario 2 + Grid injection), and Scenario 4 (Scenario 3 + Solar PV). These scenarios facilitate a comprehensive assessment of the system's economic and environmental performance contingent on the installed assets. In addition to the scenario analysis, the study broadens its scope by exploring two diverse geographical regions, Sweden and Spain, as case studies. This comparative approach offers invaluable insights into the role of factors like lower electricity prices and reduced solar energy availability, as observed in the Swedish case, versus the dynamics of higher electricity prices and abundant solar energy in the Spanish context. Lastly, the research undertakes a thorough sensitivity analysis, considering two pivotal factors with great influence over the system's behavior: hydrogen pricing and BESS capacity. This exploration enriches our understanding of how variations in these factors can impact the system's operational and economic viability. / Detta arbete presenterar ett hybridsystem för produktion av vätgas som integrerar elnätsanslutning, förnybar energiförsörjning genom solceller (PV), ett batterilager (BESS) och en PEM-elektrolysör. För detta energisystem har en optimeringsalgoritm för systemdrift skapats. Denna algoritm utvärderar energipriser och tillgänglig kapacitet från PV-systemet, och driftar systemet på timbasis för att optimera nettovinsten över ett år, med dagliga produktionsgränser för vätgas. När elpriset är lågt används energin för två ändamål: Att elektrolysera vatten i elektrolyssystemet, och att lagra det i batterilagret (BESS). Den lagrade energin från BESS kommer att användas för att producera vätgas när elpriserna är höga eller för att injicera tillbaka i elnätet när det är ekonomiskt försvarbart. Energin från PV-systemet används för att lindra behovet av energi från elnätet och kan användas för att driva elektrolysören, eller för att lagra i batterierna, eller för att injicera tillbaka i elnätet. I denna studie modelleras en elektrolysör, baserat på kommersiellt tillgängliga teknologier, och en driftsstrategi utvecklas för produktionen av grön vätgas. Fyra unika scenarier valdes ut: Scenario 1 (Nät + PEM), Scenario 2 (Scenario 1 + BESS), Scenario 3 (Scenario 2 + Injektion till Elnät) och Scenario 4 (Scenario 3 + Solenergi från PV). Dessa scenarier underlättar en omfattande bedömning av systemets ekonomiska och miljömässiga prestanda beroende på installeradetillgångar. Utöver scenarioanalysen vidgar studien sin omfattning genom att utforska två olika geografiska regioner, Sverige och Spanien, som fallstudier. Denna jämförelse ger värdefulla insikter i systemfaktorernas roll, där det Svenska fallet (med lägre elpriser och minskad tillgänglighet av solenergi) ställs emot the Spanska fallet (med högre elpriser och rikligt med solenergi). Slutligen genomför forskningen en noggrann känslighetsanalys och beaktar två avgörande faktorer med stor påverkan över systemets beteende: Priset på såld vätgas och BESS-kapaciteten. Denna utforskning berikar vår förståelse för hur variationer i dessa faktorer kan påverka systemets operativa och ekonomiska livskraft.

Planer finns till att bygga ett mikronät på Hemsön, i Härnösand. Denna studie syftar till att utreda möjligheter till detta och om möjligt identifiera var kostnadsbesparingar kan göras inför byggnationen och implementeringen av denna energigemenskap. Mikronätet kommer innefatta 18 tomter varvid sommarstugor förväntas byggas och enligt kontrakt även ska inkludera en produktionsanläggning för egenproducerad el, vilka förväntas bli solceller. En utredning har även gjorts för att finna svar på om energilagring via elfordon kan utnyttjas i stället för ett batterilager. Studien har funnit att denna typ av energilagring har potential att eliminera behovet av inköpt el under sommarmånader då solel produceras. Vidare har studien tydliggjort att implementering av detta mikronät ej tillåter en högre total produktion än 44,1 kW, vilket är betydligt lägre än först var väntat. Studiens resultat visar på att kabelskåpets impedans bör reduceras om högre produktion är önskat. Detta kräver vidare dialog med elnätsföretaget och en fortsatt utredning för detta är rekommenderat i framtiden. / Plans have arisen to build a micro grid in Hemsön, Härnösand. The purpose of this study is to evaluate possibilities for solutions and identify ways to save on costs during the building and implementation of the micro grid. The grid will contain 18 building plots where vacation homes may be built, which by contract shall include energy production assumingly solar panels. An investigation has also been conducted regarding if electric vehicles can be used for energy storage instead of batteries. During the study it has been found that energy storage through electric vehicles has the potential to eliminate the need to buy electricity during the summer months when solar power is produced. Furthermore, the study has shown that the maximum total production of solar power for the micro grid is 44,1 kW which is less than first expected. It has been found that the impedance needs to be reduced if a higher production is wanted. To resolute this, a dialogue needs to be held with the power supplier which is recommended going forward.