The transition to a 100% renewable-based energy system in Sweden requires investments in large-scale energy storage to balance the variable output from renewable energy sources. Currently, many energy storage technologies exist and their feasibility and effectiveness needs to be critically evaluated for every particular location with different sets of parameters. Underground hydrogen storage has been suggested by many researchers as one such viable option.   This study explores the potential costs and benefits of developing the technological framework and investing in a grid-scale hydrogen energy storage, from the point of view of electricity distribution system operators in Sweden. A tool called StorageVET was used for the analysis, to simulate three potential scenarios for the implementation of hydrogen energy storage in Sweden, such as: a) offshore underground storage in saline aquifers; b) underground storage in geological formations onshore; and c) liquid hydrogen storage in large steel vessels on land.   All three scenarios were calculated to have a NPV of just over $100 million, for the specific parameters selected, suggesting that investing in hydrogen energy storage could be economically feasible for the case of Sweden. It is believed that this work would lead to increased focus on hydrogen as a grid-scale energy storage technology and to further detailed feasibility evaluation studies by distribution system operators and energy researchers.

The importance of reducing greenhouse gases to tackle climate change has been widely discussed.Leading climate scientists warn that we immediately have to take action to avoid the dangerouseffects that would be generated if the global temperature rises by 2°C above pre‐industrial levels.Additional anthropogenic carbon dioxide emissions are accelerating the changes in the Earth’sclimate, therefore reducing carbon footprint is a principal goal of these times. The energy industry isone of the biggest contributor to carbon dioxide emissions. Renewable energy technologies will playa central role in the future electricity system and their business potential in the future energy marketappears in line with a low carbon economy. The present study analyses the evolution of renewableenergy technologies in the electricity and heating market for Sweden on a cost optimal basis. Aniterative process is carried out throughout the research with the help of a modelling framework,OSeMOSYS, and a calculation file based on a comparison with historical data for electricitygeneration. Results show how the Swedish electricity and heating system could be dominatedrespectively by wind and biomass due to the large resource availability.

Increased access to modern energy fuels, especially electricity, is of high importance in order to promote sustainable development in developing countries. High quality planning processes using well developed energy models are required for globally increased electrification rates. The Open Source Spatial Electrification Tool (OnSSET) may be used for such purposes as it can model least cost electrification strategies in a region based both on increased grid-connection rates as well as off-grid electricity generation technologies. In this thesis some new developments to the methodology behind OnSSET have been studied. The first task was to add a new method of estimating residential electricity demand using remote sensing data. The second task was to add hybrid energy systems to the list of electricity generation technologies in OnSSET. The additions were also examined by means of a least cost electrification case study of Tanzania.   Strong correlations were found between residential electricity demand and GDP, electricity price and nighttime lights. One of these correlations was used to propose a new iterative method for setting residential electricity access targets in OnSSET. Some problems with the usability of NTL were discussed, and further research was proposed to examine the universality of the residential electricity demand correlations. Furthermore two mini-grid hybrid energy systems were developed for inclusion in OnSSET. PV-diesel hybrid systems were found to be cost-competitive with the already existing mini-grid technologies, while wind-diesel systems were found to be more expensive. It was discussed that the option of another method of choosing technology in OnSSET which includes more factors than simply LCOE may better capture the benefits of hybrid energy systems and allow for more diverse analyses. Finally it was found that a combination of grid-connection and off-grid technologies may be the most economic choice to reach 100% electrification rate in Tanzania for a cost between 2 and 55 billion USD depending on the level of electricity access target and choice of discount rate. PV technologies were found to be the dominating off-grid technologies in most cases. / Ökad tillgång till moderna energislag, inte minst elektricitet, är viktigt för främjandet av hållbar utveckling i utvecklingsländer. För att öka tillgången till elektricitet på en global nivå krävs det högkvalitativa planeringsprocesser som använder välutvecklade energimodeller. Energimodellen Open Source Spatial Electrification Tool (OnSSET) kan användas för detta ändamål då den kan användas för att beräkna den mest kostnadseffektiva strategin för att öka elektrifieringsgraden i en region baserat på ökad anslutning till det nationella elnätet kombinerat med fristående off-grid teknologier. I denna avhandling har två nya tillägg för OnSSET studerats. Det första syftet var att med hjälp av fjärranalyserad data utveckla en metod för att uppskatta hushållskonsumtion av elektricitet. Det andra syftet var att lägga till hybrida elsystem till de sju nuvarande teknologikonfigurationerna i OnSSET. Resultaten av dessa tillägg studerades med hjälp av en fallstudie av Tanzania.   Starka korrelationer hittades mellan hushållens elkonsumtion och BNP, elpriset och mängden nattligt ljus. Ett av dessa samband användes för att föreslå en ny iterativ metod för att sätta mål gällande hushållens tillgång till elektricitet i OnSSET. Några problem gällande användandet av nattligt ljus diskuterades och fortsatt arbete föreslogs där man bland annat bör undersöka universaliteten av de korrelationer som upptäckts. Vidare utvecklades två modeller för hybrida mini-elnät som kan inkluderas i OnSSET. Hybrida sol-dieselsystem visade sig vara ekonomiskt konkurrenskraftiga med andra mini-elnätsteknologier medan hybrida vind-dieselsystem var signifikant dyrare. Det diskuterades att nya metoder för att välja elteknologier i OnSSET som inkluderar fler aspekter än endast priset per kWh bättre skulle kunna fånga nyttan av hybridsystem och även möjliggöra en större vidd av analyser med hjälp av OnSSET. Slutligen så påvisade fallstudien att en kombination av anslutning till det nationella elnätet kombinerat med off-grid teknologier tycks vara det mest ekonomiska alternativet för att öka elektrifieringsgraden i Tanzania till 100%. Detta för en kostnad på mellan 2 till 55 miljarder USD beroende på energimål och diskonteringsränta.

Coupling High-Temperature Borehole Thermal Energy Storages (HT-BTES) with existing Combined Heat and Power (CHP) systems is a promising approach to increase energy efficiency of district energy systems through recovery of otherwise wasted heat. This solution is currently being discussed in Sweden by the company Tekniska Verken in Linköping AB, for storing waste heat from their CHP operation in summer in a HT-BTES and to utilize it during peaks in winter. This would increase the flexibility between energy supply and demand in one of their plants. The available supply temperature during charge of the BTES is around 95C. There is, though, still limited experience of HT-BTES operation with just a few installations throughout the world.   The aim of this Master´s thesis has been to evaluate a potential system design configuration for effective extraction and storage of waste heat from the Gärstadverket CHP-plants in connection to a HT-BTES. Data from previous operation of the CHP-plants and an existing TRNSYS model, developed at KTH and Bengt Dahlgren AB based on the well-known DST approach (Duct Ground Heat Storage Model), was used as a starting point to the development of a new, more complete model that includes a heat pump. The heat pump model was developed from manufacturer’s data for a non-standard 50 MW heat pump system using R717 as refrigerant. As an additional objective, design and operational experience of already existing HT-BTES installations has been compiled and analyzed.   The BTES design were simulated with varied number of boreholes and borehole depth. The system was furthermore simulated with two different borehole heat exchangers (BHEs): double U-pipes and coaxial. Based on the results three optimized designs were found: 1 400 boreholes with double U-pipes and a borehole depth of 300 m, 1 300 boreholes with coaxial BHEs and a borehole depth of 300 m, and a design with 1 500 boreholes and 275 m borehole depth – all three designs with a borehole spacing of 5 m and with loops of 3 boreholes connected in series. The three BTES designs showed similar results with a potential to store around 107 GWh/year and to extract around 93 GWh/year with the use of a GSHP. The resulting discharge temperature from the BTES ranges between 40-60C, and up to 70C in the initial discharge period in the tenth simulation year. Further investigation is though needed regarding if there are any coaxial BHE available on the market that can work with the high temperatures in the BTES. Coupling High-Temperature Borehole Thermal Energy Storages (HT-BTES) with existing Combined Heat and Power (CHP) systems is a promising approach to increase energy efficiency of district energy systems through recovery of otherwise wasted heat. This solution is currently being discussed in Sweden by the company Tekniska Verken in Linköping AB, for storing waste heat from their CHP operation in summer in a HT-BTES and to utilize it during peaks in winter. This would increase the flexibility between energy supply and demand in one of their plants. The available supply temperature during charge of the BTES is around 95C. There is, though, still limited experience of HT-BTES operation with just a few installations throughout the world.   The aim of this Master´s thesis has been to evaluate a potential system design configuration for effective extraction and storage of waste heat from the Gärstadverket CHP-plants in connection to a HT-BTES. Data from previous operation of the CHP-plants and an existing TRNSYS model, developed at KTH and Bengt Dahlgren AB based on the well-known DST approach (Duct Ground Heat Storage Model), was used as a starting point to the development of a new, more complete model that includes a heat pump. The heat pump model was developed from manufacturer’s data for a non-standard 50 MW heat pump system using R717 as refrigerant. As an additional objective, design and operational experience of already existing HT-BTES installations has been compiled and analyzed.   The BTES design were simulated with varied number of boreholes and borehole depth. The system was furthermore simulated with two different borehole heat exchangers (BHEs): double U-pipes and coaxial. Based on the results three optimized designs were found: 1 400 boreholes with double U-pipes and a borehole depth of 300 m, 1 300 boreholes with coaxial BHEs and a borehole depth of 300 m, and a design with 1 500 boreholes and 275 m borehole depth – all three designs with a borehole spacing of 5 m and with loops of 3 boreholes connected in series. The three BTES designs showed similar results with a potential to store around 107 GWh/year and to extract around 93 GWh/year with the use of a GSHP. The resulting discharge temperature from the BTES ranges between 40-60C, and up to 70C in the initial discharge period in the tenth simulation year. Further investigation is though needed regarding if there are any coaxial BHE available on the market that can work with the high temperatures in the BTES. / Koppling av högtemperatur-borrhålslager (HT-BTES) med befintliga kraftvärmeverk (CHP) är ett lovande tillvägagångssätt för att öka energieffektiviteten i fjärrvärmesystem genom återvinning spillvärme. Denna lösning diskuteras för närvarande i Sverige av Tekniska Verken i Linköping AB, för att lagra spillvärme från kraftvärmeproduktion sommartid i en HT-BTES och utnyttja denna under effekttoppar på vintern. Detta skulle öka flexibiliteten mellan energiförsörjning och efterfrågan i en av deras anläggningar, Gärstadverket. Den tillgängliga framledningstemperaturen under laddning av borrhålslagret är ca 95 ℃. Det finns dock fortfarande begränsad erfarenhet av HT-BTES med bara några få installationer i drift över hela världen.   Syftet med detta masterexamensarbete har varit att utvärdera en potentiell systemkonfigurationskonfiguration för effektiv utvinning och lagring av spillvärme från Gärstadverkets kraftvärmeverk kopplat till ett HT-BTES. Data från tidigare drift av kraftvärmeverket och en befintlig TRNSYS-modell, utvecklad hos KTH och Bengt Dahlgren AB baserat på den välkända DST-metoden (Duct Ground Heat Storage Model), användes som utgångspunkt för utvecklingen av en ny, mer komplett modell som inkluderar en värmepumpsmodell. Värmepumpsmodellen utvecklades utifrån data från en värmepumpstillverkare för ett icke-standardiserat 50 MW värmepumpsystem, med R717 som kylmedium. Som ett ytterligare mål har designparametrar och erfarenheter från drift av redan befintliga HT-BTES installationer sammanställts och analyserats.   BTES-designen varierades genom simuleringar med olika antal borrhål och borrhålsdjup. Systemet simulerades fortsatt med två olika borrhålsvärmeväxlare (BHE): dubbla U-rör och koaxiala BHE. Baserat på resultaten hittades tre optimerade BTES-geometrier: 1 400 borrhål med dubbla U-rörs BHE och 300 m borrhålsdjup, 1 300 borrhål med koaxiala BHE och 300 m borrhålsdjup samt en design med 1 500 borrhål med dubbla U-rör och ett borrhålsdjup på 275 m – alla tre konfigurationer med ett borrhålsavstånd på 5 m och borrhålsloopar med tre borrhål kopplade i serie. De tre BTES-geometrierna visade liknande resultat med potential att lagra cirka 107 GWh / år och att extrahera runt 93 GWh / år med användning av en värmepump. Den resulterande urladdningstemperaturen från borrhålslagret varierar mellan 40-60 °C och upp till 70 °C i början av urladdningsperioden under det tionde simuleringsåret. Vidare studie krävs dock för att undersöka tillgängligheten av koaxiala BHE på marknaden som kan fungera med de höga temperaturerna i borrhålslagret.

The climate change of the environment raises concerns about the increasing greenhouse gas (GHG) emissions where the energy sector is a large contributor to the emission problems. As the electricity demand rises, due to increased population, urbanisation, and improved lifestyle, expanding the renewable generation can solve the problem of covering the increased electricity demand while decreasing the GHG emissions. However, the intermittency of renewable energy put a lot of stress on the electricity distribution system where a decentralised approach of the electricity generation could reduce the stress from renewable energy sources (RES).   This techno-economic study investigates the decentralisation of electricity generation through the Local System Operator (LSO) concept by creating a perfect prediction model where the LSO operates a local energy system in a multi-dwelling unit in Örebro, Sweden which is owned by the housing company ÖrebroBostäder (ÖBO). The local energy system will consist of one or more of the technical components; photovoltaic (PV) system for electricity generation, a battery energy storage system (BESS) to store and supply electricity to the facility, but also to increase the self-consumption and self-sufficiency and electrical vehicles (EV) which will be able to store and supply the building with electricity through Vehicle-to-home (V2H) application charging stations. The cost-benefit analysis of the energy system is made by parametric optimization of the sizes of the different components to maximize the Net Present Value (NPV) of the system after 25 years, and also by creating control and operation strategies of the BESS and the EVs in order to reduce the electricity consumption peaks of the facility load. A degradation model is used to mimic the capacity fade the batteries in the BESS and the EVs experience as time elapses, and different availabilities of EVs during the day is used in the case study to see the effect the driver’s habits and vehicle patterns have on the result.   The result of the case study shows that a 92.4 kWP PV system (yearly production of 710 kWh/kWP) without a BESS or any EVs will provide the highest NPV after 25 years which amounts to 145 420 SEK. Also, shown by the results, is that the BESS and EVs is not economically viable due to high costs, but combining a BESS with a PV system will make the energy system profitable up to 41 kWh BESS, if combined with the PV system size resulting in highest NPV. Whereas a system consisting of EVs will never be profitable no matter what sizes and what components are used in the system. The sensitivity analysis shows that decreasing the cost of the BESS and the EV charging stations for V2H application by 10 % will still not make the components profitable by themselves. However, it will make the BESS profitable for larger sizes when combined with a PV system, while only make the EV charging stations with the V2H services become a little less economically unfavourable.   The results also suggest that the charging and control strategy applied in the study is successful in its task of decreasing the electricity bill, but the investments are too high compared to the savings. Availability of the EVs has a large impact on the use of the V2H on the facility loads profile, where a high availability during the day will increase the usefulness of the EVs on the modelled multi-dwelling unit. Finally, the LSO concept might be viable in the future since it is profitable for a housing company to invest in flexible assets as BESS up to a certain size and if the LSO can aggregate enough of the housing company’s building portfolio it can help transforming the energy system from a traditional top-down approach to a bottom-up approach. / Klimatförändringarna väcker oro med ökande växthusgaser, där energisektorn är den största orsaken till utsläppsproblemen. Medan elanvändningsbehovet ökar på grund av ökande population, urbanisering och högre levnadsstandarder, kan en utökning av förnybar elproduktion lösa en del av problemen med att täcka det ökande elanvändningsbehovet och samtidigt minska växthusgasutsläppen. Däremot skapar faktumet att många förnybara energikällor är intermittenta höga belastningar på elnätet, och där ett decentraliserat tillvägagångssätt av elgenereringen skulle kunna minska belastning från förnybara energiresurser.   Denna tekno-ekonomiska studie undersöker decentraliseringen av elgenerering med hjälp av lokal systemoperatör- (LSO) -konceptet genom att skapa en perfekt prognos-modell där LSO:n opererar ett lokalt energisystem i ett flerbostadshus i Örebro, Sverige, som ägs av fastighetsägaren ÖrebroBostäder (ÖBO). Det lokala energisystemet består av en eller fler av de tekniska komponenterna; solcellssystem (PV) för elgenerering, ett batterienergilagringssystem (BESS) för att lagra och tillhandahålla el till fastigheten men även för att öka självanvändningen och självförsörjandet, samt elbilar (EV) som kan lagra och tillhandahålla el till byggnaden genom fordon-till-hem (V2H) funktion på laddningsstationer. Lönsamhetsanalysen av energisystemet är utförd genom en parametrisk optimering av de olika komponenternas storlekar med syfte att maximera nuvärdet (NPV) på systemet efter 25 år, och även genom att skapa kontroll- och laddningsstrategier av BESS och EV:s för att minimera toppanvändningen av el från byggnadens fastighetslaster. En degraderingsmodell används för att imitera kapacitetsminskningen batterierna har i BESS och EV:s medan tiden fortlöper, och olika tillgänglighetsnivåer på EVs under dagen används för att se vilken effekt olika användningsbeteenden har på resultatet.   Resultatet på studien visar att ett 92,4 kWP PV system (med årlig produktion på 710 kWh/kWP) utan ett BESS eller några EV:s ger det högsta NPV efter 25 år, vilket är 145 420 SEK. Resultatet visar också att ett BESS och EV:s inte är ekonomiskt hållbart på grund av för höga kostnader, men att kombinera ett BESS med ett PV system gör energisystemet lönsamt upp till 41 kWh BESS, om det kombineras med det PV system som ger högst NPV. Däremot kommer ett system som består av EVs aldrig att vara lönsamt oberoende av vilka komponenter eller storlekar som används i systemet. Känslighetsanalysen visar att en minskning av kostnaderna för BESS och EV-laddningsstationer med V2H-funktion med 10 % kommer fortfarande inte att göra komponenterna lönsamma själva. Det kommer däremot göra BESS lönsamma för större storlekar när det kombineras med PV system, medan det endast gör EV-laddningsstationer med V2H-funktion lite mindre icke-lönsamma.   Resultatet visar också att laddnings- och kontrollstrategin som använts i studien är framgångsrik i sin uppgift att minska elräkningen på ett effektivt sätt, men investeringskostnaden är fortfarande för hög i jämförelse med besparingen som kan göras. Tillgängligheten på EV:s har en stor påverkan på användningen av V2H-funktionen på fastighetslasten, där en hög tillgänglighet under dagen ökar nyttigheten av EV:s på det modellerade flerbostadshuset. Slutligen, LSO-konceptet kan komma att bli hållbart i framtiden eftersom det är lönsamt för en fastighetsägare att investera i flexibla resurser som BESS upp till en viss storlek och om en LSO kan aggregera tillräckligt av fastighetsägarens byggnader kan det hjälpa att förvandla energisektorn från ett traditionellt toppstyrt tillvägagångssätt till ett tillvägagångssätt nedifrån och upp.

A relevant contribution to sustainable development can be achieved by providing efficient solutions for heating buildings. The use of a heat pump taking heat from the bedrock with the help of a borehole heat exchanger is a common solution in Sweden to accomplish this. In situ measurement of the thermal conductivity of the ground by means of thermal response test is necessary for medium to large size installations to ensure proper sizing of the borehole system. This master thesis was done in cooperation with the department of geo energy at the company Bengt Dahlgren. The aim was to design a new compact thermal response test equipment, test it on a coaxial borehole heat exchanger and evaluate the test results and design a simple business model for using the equipment commercially. The company already had an equipment for thermal response tests, which formed the basis for the new equipment. A literature review was done to gain knowledge on thermal response test equipment, its components and borehole heat exchangers. Also, an evaluation of results from an earlier test of an 800 m deep borehole with a coaxial borehole heat exchanger was made. The project resulted in the construction of a new more compact equipment for thermal response tests with a new, improved heating solution. Two different business models based on renting out the equipment were designed. The equipment was tested on a 200 m deep borehole with a coaxial borehole heat exchanger. The test indicated a thermal conductivity of 2.46 𝑊𝑚∙𝐾 and a borehole resistance of 0.031 m∙KW. / En viktig del av en hållbar utveckling är energieffektiva lösningar för uppvärmning av byggnader. En vanlig lösning i Sverige är att använda en värmepump kopplad till en borrhålsvärmeväxlare och utnyttja berggrunden som värmekälla. I vissa fall är det motiverat att testa bergets värmeledningsförmåga med hjälp av ett termiskt responstest för att mer precist kunna dimensionera borrhålen. Denna mastersuppstas gjordes i samarbete med Bengt Dahlgren geoenergi. Arbetet syftade till att designa en kompakt utrustning för termiskt responstest, testa den nya utrustningen på en koaxial borrhållsvärmeväxlare och utvärdera testresultatet samt att designa en enkel affärsmodell för den nya utrustningen. Företaget hade sedan tidigare en utrustning för termiskt responstest, som låg till grund för designen av den nya. En litteraturstudie utfördes för att få mer kunskap om termisk responstestutrustning, dess komponenter och borrhålsvärmeväxlare. Dessutom gjordes en utvärdering av mätresultat från ett tidigare utfört test på ett 800m djupt borrhål med en koaxial borrhålsvärmeväxlare. Arbetet resulterade i en ny kompaktare utrustning för termiskt responstest med en ny smart lösning för uppvärmningen. Två olika affärsmodeller baserade på uthyrning av den nya utrustningen togs fram. Utrustningen testades på ett 200 m djupt borrhål med en koaxial borrhålsvärmeväxlare. Borrhålet visade en termisk värmeledningsförmåga på 2,46 𝑊𝑚∙𝐾 och ett borrhålsmotstånd på 0,031 m∙KW

This master thesis focuses on the review of the thermochemical energy storage (TCES) concept and its application in Concentrated Solar Power (CSP) plants. The TCES concept has been reviewed and critically analyzed, highlighting the advantages and digging into the challenges that this technology must overcome to reach commercial scale. As an emerging concept, research interest is just starting to grow. Studies are scarce and there are only a handful of experimental campaigns. This work has therefore focused on the conceptual design, material properties matching and preliminary economic analysis. Thermodynamic performance as well as kinetics of a model system have been described. The model system consists of a solid bed of Calcium Hydroxide (Ca(OH)2) activated by heat transfer from molten salts (MS). A heat transfer model was built using COMSOL Multiphysics. The results indicate that due to low thermal conductivity of the studied materials, poor performance results and long charging times are required for material activation. The cost of the system can vary between 7 and 32 times the cost for current MS storage, highlighting that important improvements are required for the development of this technology. / Denna uppsats fokuserar på översynen av termokemisk energilagring (TCES) -konceptet och dess tillämpning i CSP-anläggningar (Concentrated Solar Power). TCES-konceptet har granskats och analyserats kritiskt, belyser fördelarna och gräver i de utmaningar som denna teknik måste övervinna för att nå kommersiell skala. Som ett växande koncept börjar forskningsintresse bara växa. Studier är knappa och det finns bara en handfull experimentella kampanjer. Detta arbete har därför fokuserat på konceptuell design, materialegenskaper matchning och preliminär ekonomisk analys. Termodynamisk prestanda samt kinetik hos ett modellsystem har beskrivits. Modelsystemet består av en fast bädd av kalciumhydroxid (Ca(OH)2) aktiveradgenom värmeöverföring från smälta salter (MS). En värmeöverföringsmodell byggdes med hjälp av COMSOL Multiphysics. Resultaten visar att på grund av låga värmeledningsförmåga hos de studerade materialen krävs dåliga resultat och långa laddningstider för materialaktivering. Kostnaden för systemet kan variera mellan 7 och 32 gånger kostnaden för nuvarande MS-lagring, vilket tyder på att viktiga förbättringar krävs för utvecklingen av denna teknik.

This master’s thesis was developed at KTH-dESA, the division of Energy Systems Analysis of the Royal Institute of Technology of Stockholm, in close collaboration with the research organization Prayas Energy Group (PEG) and the Indian government institution NITI Aayog. The focus of this work, part of a wider project aimed at carrying out a comprehensive analysis of the entire Indian energy system, is placed on the electricity sector of the country, which is modeled from a multi-regional perspective. Through the use of the open-source energy systems modeling software OSeMOSYS, cost-optimal configurations for India’s future electricity mix were developed, thus obtaining valuable insights regarding potential decarbonization pathways for the power sector of the country.   According to the simulation results, India’s future electricity mix will see a much stronger presence of renewable energy sources. In particular, the vast majority of them will be equally represented by utility-scale solar PV and onshore wind, mainly deployed in the resource-endowed Western and Southern Region. Nevertheless, in the upcoming decades, the country’s dependence on coal will remain as well. Notable additions in coal capacity are forecasted to take place in the form of captive power connected to the final Industrial sector, due to the overall economic convenience and sustained electricity outputs allowed by such energy source. On the other hand, only a limited amount of utility-level coal plants is foreseen to be added to the power generating fleet. By means of gradually incrementing the currently implemented coal tax, or substituting it with an equivalent carbon tax, GHG emissions could be reduced by 18-20% compared to the BAU scenario, at a system cost increment per each Mt of CO2eq avoided respectively equal to 3.03 and 3.48 million USD. Both policy measures will, in fact, foster a much larger deployment of renewables, especially of both utility-level and rooftop solar PV.   The results shown in this report, although rather realistic, should not be considered definitive. More effort will, in fact, be needed in order to further increase the level of resolution and site-specificity of part of the input data. Nevertheless, the model developed during this master’s thesis work can serve as a valid and comprehensive foundation for future energy planning initiatives focusing on the Indian electricity sector. / Denna masteruppsats utfördes på KTH-dESA, Energisystemanalysdivisionen på Stockholms Kungliga Tekniska Högskola, i samarbete med forskningsorganisationen Prayas Energy Group (PEG) och den indiska myndigheten NITI Aayog.   Fokus för detta arbete, som är del av ett bredare projekt som syftar till att genomföra en omfattande analys av hela det indiska energisystemet, är placerat på landets elsektor, som är modellerat ur ett mångregionalt perspektiv. Genom användningen av open-source energisystem modelleringsprogrammet OSeMOSYS utvecklades kostnadseffektiva konfigurationer för Indiens framtida energimix, vilket gav värdefulla insikter om potentiella decarboniseringsvägar för landets energisektor.   Enligt simuleringens resultat kommer Indiens framtida energimix att innebära en mycket starkare närvaro av förnybara energikällor. I synnerhet kommer de allra flesta av dem att vara lika representerade av fotovoltaik och vindkraft i bruk, huvudsakligen utplacerade i de resursrika västra och södra regionerna. Men under de kommande årtiondena kommer landets beroende av kol också finnas kvar. Anmärkningsvärda tillägg i kolets kapacitet bedöms ske i form av kraft som är kopplad till den slutliga industrisektorn, på grund av den övergripande ekonomiska bekvämligheten och kontinuerlig användning elektriska utgångar som tillåts av sådan energikälla. Å andra sidan förväntas endast en begränsad mängd kolkraftverk på nytt nivå kunna läggas till kraftgenerering flottan. Genom att gradvis öka den nuvarande skatten på kol eller ersätta den med en ekvivalent kolskatt kan utsläppen av växthusgaser minskas med 18-20% jämfört med BAU-scenariot, vid en ökad systemkostnad per varje Mt CO2eq undviks respektive lika med 3,03 och 3,48 miljoner USD. Båda principer kommer i själva verket att främja en mycket större utplacering av förnybara energikällor, särskilt på både nytta och tak på solceller.   Resultaten som visas i denna rapport bör inte betraktas som slutgiltiga. Mer ansträngning kommer behövas för att ytterligare öka nivån på upplösning och platsspecifika som delar av input data. Modellen som utvecklats under denna masteruppsats kan fungera som en giltig och övergripande grund för framtida energiplanering med inriktning på den indiska elsektorn.

In light of the ongoing climate change dilemma, and the consequences that a failure to reduce the greenhouse gas emissions to a stable level will most likely induce, there is an overwhelming consensus among scientists and political leaders that actions are necessary to ensure that adaptation and mitigation options are secured. The European Union, as well as the Swedish government, agrees with the Intergovernmental Panel on Climate Change and the United Nations Conference of Parties that a reduction of the fossil fuel dependency is essential. In respect of this, the concept of a hydrogen economy has been around as a promising solution to the current challenges that the energy systems faces, e.g. an increasing amount of renewable intermittent capacity.  This is calling for smart grids, demand side management and storage solutions. Hydrogen as an energy carrier can serve multiple purposes, as an energy storage for variable generation as well as a fuel for both the industry and the transport sector. Currently, there have been a few incentives to develop these so-called power-to-gas and power-to-power energy chains; however, progress is still slow. Before major investments can be seen in this technology, the potential will have to be evaluated thoroughly. In this thesis, the hydrogen potential costs and environmental benefits are assessed through energy modelling in the cost optimisation analytical tool OSeMOSYS (Open Source energy Modelling SYStem). Specifically, through scenario development, the potential use of hydrogen as fuel for passenger cars and buses has been analysed. The results show that although there is some potential for hydrogen use in fuel cell electric vehicles (FCEVs), the transition will be expensive and slow. Yet, a large reduction of emissions due to the shift from fossil fuels in the transport sector still makes hydrogen a relevant energy carrier to consider for the future. Continued efforts to assess the potential synergies of interconnecting the different energy sectors are necessary to understand its full potential. / I ljuset av de pågående klimatförändringarna, och de konsekvenser som fås av ett misslyckande att sänka utsläppen av växthusgaser till en rimlig nivå, råder idag övervägande konsensus bland både forskare och politiska ledare att omgående åtgärder är nödvändiga. Detta för att säkerställa alternativ för att begränsa utsläppen och anpassa systemet. Europeiska Unionen är tillsammans med den svenska regeringen i samtycke med den Internationella klimatpanelen (IPCC) och Förenta Nationerna (FN) om att en minskning av det fossila bränsleberoendet således är väsentlig. Med avseende på detta har begreppet vätgasekonomi vuxit fram som en lovande lösning på många av de nuvarande problemen som energisystemen möter, som t.ex. en växande andel intermittent elproduktion. Den förnyelsebara elen kräver nya idéer inom bland annat smarta elnät och alternativ för energilagring. Vätgas som energibärare kan där möta flera behov, från energilagring till bränsle för både industri- och transportsektorn. I nuläget finns det några få incitament för att utveckla dessa så kallade kraft-till-gas- och kraft-till-kraft-energikedjor men trots det så är framstegen små. Innan stora investeringar kan ses i dessa tekniker så behöver de utvärderas noga. I den här uppsatsen uppskattas vätgasens potentiella kostnad och möjliga miljönytta genom energimodellering i kostnadsoptimeringsprogrammet OSeMOSYS (Open Source energy MOdelling SYStem). Genom att jämföra olika scenarion så har särskilt den möjliga användningen av vätgas som bränsle för bilar och bussar analyserats. Resultaten visar att medan det finns en viss potential för användning av vätgas i bränslecellsfordon så är övergången från andra bränslen både kostsam och långsam. Stor minskning av utsläpp som följd av ett byte från fossila bränslen i transportsektorn gör dock fortfarande vätgas till en relevant energibärare att överväga för framtiden. Fortsatt arbete med att undersöka de tänkbara positiva effekterna som finns av att binda samman de olika energisektorerna behövs för att förstå vätgasens fulla potential.

Ardema3D is a new type of vortex free model code that can simulate wind turbines. This code has been developed in order to replace the state of the art model, the blade element momentum (BEM). Indeed, the BEM is using strong assumptions and empirical correction, which are relevant for standard operation, however, there is a doubt on the validity of this model for complex situation. Ardema3D is developed to be substitute for the BEM when it is not valid. This code has been implemented in a coupled code, FARDEMAST, taking into account the elasticity of the blade and the controller. FARDEMAST is a code based on FAST, a code developed by the National Renewable Energy Laboratory (NREL), where the aerodynamic module has been replaced by Ardema3D. Both codes are under validation. The couple code FARDEMAST is computing the loads on the wind turbine, which are used to design the blade. Since vortex panel codes such as Ardema3D are using much less assumptions than the state of the art model for the industry, they are supposed to give more accurate results which can lead to safe and cheaper design for wind turbines. The Master Thesis proposed will cover two main topics of research : 1. Validation of the far wake model of Ardema3D The free wake vortex model ARDEMA3D is accurate in terms of description of the unsteady forces on the blades and on the rotor near wake velocities. The far wake description is not so accurate. For the wakes, Adwen and the CORIA have been developing an actuator line model inside the Large Eddy Simulation code YALES2 for very advanced and detailed wake simulations. Several validations of the actuator line model have been initiated with respect to the existing bibliography. The most useful experimental results considered the analysis of wake velocity deficits downstream of a small scale wind turbine placed on a wind tunnel in the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in Norway. Based on the NTNU experimental setup, the work to be performed during this Master Thesis will be to compare the results of Ardema3D and the actuator line model both in terms of local rotor quantities such as forces, angle of attacks, etc, on blades, where ARDEMA3D is assumed to be more accurate together with the velocity deficit close and far from the rotor where YALES2 should have a better description and analyze the sources of the differences. 2. Validation of the coupled code FARDEMAST After the validation of the aerodynamic code, the student will validate the use of the code for aero-elasticity purpose with the code FARDEMAST. The comparison will be done with FAST. The only difference with FARDEMAST is the use of an aerodynamic model based on the momentum equation, thus faster but less accurate. The validation will be done also with two structural models of FAST : ElastoDyn and BeamDyn. / Ardema3D ar en ny typ av vortexfri modellkod som kan simulera vindkraftverk. Denna kod har utvecklats for att ersatta den senaste tekniken, bladelementets momentum (BEM). Faktum ar att BEM anvander starka antaganden och empirisk korrigering, som ar relevanta for standardoperation, men det ar tveksamt om giltigheten av denna modell for komplexa situationer. Ardema3D ar utvecklad for att ersatta BEM nar den inte ar giltig. Denna kod har implementerats i en kopplad kod, FARDEMAST, med hansyn till bladets elasticitet och kontrollenheten. FARDEMAST ar en kod baserad pa FAST, en kod som utvecklats av National Renewable Energy Laboratory (NREL), dar den aerodynamiska modulen har ersatts av Ardema3D. Bada koderna ar under validering. Parkoden FARDEMAST beraknar lasterna pa vindturbinen, som anvands for att designa bladet. Eftersom vortexpanelkoder som Ardema3D anvander mycket mindre antaganden an toppmodernmodellen for industrin, ska de ge mer exakta resultat som kan leda till saker och billigare design for vindkraftverk. Den foreslagna uppsatsen ska omfatta tva huvudamnen av forskning: 1. Validering av Ardema3Ds langvaktmodell Fri vatsvortexmodellen ARDEMA3D ar korrekt nar det galler beskrivning av de ostadiga krafterna pa knivarna och pa rotorn nara vackthastigheter. Beskrivningen av langt kolvattnet ar inte sa exakt. For vackningarna har Adwen och CORIA utvecklat en manovermodell i Large Eddy Simulationkoden YALES2 for mycket avancerade och detaljerade vakningssimuleringar. Flera valideringar av manoverlinjemodellen har initierats med hansyn till den befintliga bibliografin. De mest anvandbara experimentella resultaten betraktade analysen av vackthastighetsbristerna nedstroms en liten vindturbin placerad pa en vindtunnel i Norges teknisk-naturvetenskapliga universitet (NTNU) i Norge. Utifran NTNU: s experimentella installning ar det arbete som ska utforas under denna examensarbete att jamfora resultaten fran Ardema3D och manovermodellen, bade nar det galler lokala rotorkvantiteter som krafter, angreppsvinkel mm pa blad, dar ARDEMA3D antas vara mer exakt tillsammans med hastighetsunderskottet nara och langt ifran rotorn dar YALES2 ska ha en battre beskrivning och analysera skillnadskallorna. 2. Validering av den kopplade koden FARDEMAST Efter validering av den aerodynamiska koden kommer studenten att validera anvandningen av koden for aeroelasticitetsandamal med koden FARDEMAST. Jamforelsen gors med FAST. Den enda skillnaden med FARDEMAST ar anvandningen av en aerodynamisk modell baserad pa momentumekvationen, sa snabbare men mindre noggrann. Valideringen kommer ocksa att goras med tva strukturella modeller av FAST: ElastoDyn och BeamDyn.