För att kunna möta framtida energibehov och samtidigt värna om miljön kommer det krävas att energisystemet och transportsektorn, som den ser ut idag, förändras i grunden. För att få till förändring läggs på Europeisk och nationell nivå direktiv respektive mål. Detta har lett till att man på regionala nivåer kollar över sina energibalanser och hur ens klimatpåverkan ser ut och kan minskas. En av dessa regioner är Kronobergs län i Småland som år 2050 vill bli ett Plusenergilän. Plusenergilän innebär att Kronoberg ska vara självförsörjande på sitt energibehov samt vara helt klimatneutrala. Energikontor Sydost har av regionen givits i uppdrag att följa upp de här målen, vilket sätter premisserna för det här projektet.För detta ändamål har en nutida energibalans i länet skapats för år 2019 för att utifrån denna ge en bild av de utmaningar Kronoberg kommer ställas inför, och på så sätt skapa ett framtida scenario med milstolpar för år 2030 och 2050.I rapporten skapas utifrån Energimyndighetens framtidsprognoser, ett elektrifieringsscenario där främst transport och industrisektorn i högre grad förväntas använda elenergi. Utifrån prognoserna och elektrifieringsscenariot fastslogs att Plusenergi inte uppnås år 2050 och därför föreslogs tre ytterligare åtgärder som innefattade mer vindkraft, egenproduktion av flytande biobränslen samt Bioenergy Carbon Capture and Storage. Med dessa åtgärder uppnås Plusenergilän år 2050 men som slutsats dras också att utifrån hur energibalansen såg ut år 2019, är det en lång väg för Kronobergs län att uppnå de fastställda målen till Plusenergi, och att det främst är energi inom transportsektorn och den totala tillförseln av el som är de stora parametrarna som behöver förändras i infrastrukturen. SCB, PHEV, BEV, BECC, Pyrolysolja, HDO, Plusenergilän, Scenario, Elektrifiering, Energibalans, Vindkraft, EnergyPLAN

Municipal energy systems in Nordic environments face multiple challenges: the cold climate, large-scale industries, a high share of electric heating and long distances drive energy consumption. While actions on the demand side minimize energy use, decarbonization efforts in mining, industries, the heating and the transport sector can increase the consumption of electricity and biofuels. Continued growth of intermittent wind and solar power increases supply, but the planned phase out of Swedish nuclear power will pose challenges to the reliability of the electricity system in the Nordic countries. Bottlenecks in the transmission and distribution grids may restrict a potential growth of electricity use in urban areas, limit new intermittent supply, peak electricity import and export. Environmental concerns may limit growth of biomass use. Local authorities are committed in contributing to national goals on mitigating climate change, while considering their own objectives for economic development, increased energy self-sufficiency and affordable energy costs. Given these circumstances, this thesis investigates existing technical and economic potentials of renewable energy (RE) resources in the Nordic countries with a focus on the northern counties of Finland, Norway and Sweden. The research further aims to provide sets of optimal solutions for sustainable Nordic municipal energy systems, where the interaction between major energy sectors are studied, considering multiple objectives of minimizing annual energy system costs and reducing carbon emissions as well as analyzing impacts on peak electricity import and export. This research formulates an integrated municipal energy system as a multi-objective optimization problem (MOOP), which is solved by interfacing the energy system simulation tool EnergyPLAN with a multi-objective evolutionary algorithm (MOEA) implemented in Matlab. In a first step, the integration or coupling of electricity and heating sectors is studied, and in a second step, the study inquires the impacts of an increasingly decarbonized transport sector on the energy system. Sensitivity analysis on key economic parameters and on different grid emission factors is performed. Piteå (Norrbotten County, Sweden) is a typical Nordic municipality, which serves as a case study for this research. The research concludes that significant techno-economic potentials exist for the investigated resources. Optimization results show that CO2 emissions of a Nordic municipal energy system can be reduced by about 60% without a considerable increase in total energy system costs and that peak electricity import can be reduced by up to 38%. The outlook onto 2030 shows that the transport sector could be composed of high electrification shares and biofuels. Technology choices for optimal solutions are highly sensitive to electricity prices, discount rates and grid emission factors. The inquiries of this research provide important insights about carbon mitigation strategies for integrated energy sectors within a perspective on Nordic municipalities. Future work will refine the transport model, develop and apply a framework for multi-criteria decision analysis (MCDA) enabling local decision makers to determine a technically and economically sound pathway based on the optimal alternatives provided, and analyze the existing policy framework affecting energy planning of local authorities. / Kommunala energisystem i nordiska miljöer möter flera utmaningar: det kalla klimatet, storskaliga industrier, en stor andel elvärme och långa distanser driver energiförbrukningen. Medan åtgärder vidtas på efterfrågesidan för att minimera energianvändningen, kan utsläppsminskande åtgärder inom gruvdrift, industrier, uppvärmningen och transportsektorn öka förbrukningen av el och biobränslen. Fortsatt tillväxt av intermittent vind- och solkraft ökar elproduktion, men den planerade avvecklingen av svensk kärnkraft kommer att utmana tillförlitligheten i elsystemet i de nordiska länderna. Flaskhalsar i överförings- och distributionsnäten kan begränsa en potentiell tillväxt av elanvändningen i stadsområden, begränsa ny intermittent utbud, och påverka elutbyte mellan länderna. Miljöhänsyn kan begränsa ökad användning av biomassa. Lokala myndigheter är engagerade i att bidra till nationella klimatmål, samtidigt som de följer sina egna mål för ekonomisk utveckling, ökad självförsörjning av energi och överkomliga energikostnader. Mot bakgrund av dessa omständigheter undersöker denna avhandling befintliga tekniska och ekonomiska potentialer för förnybar energi i Norden med fokus på de nordliga länen i Finland, Norge och Sverige. Forskningen syftar vidare till att utveckla optimala lösningar för hållbara nordiska kommunala energisystem, där samspelet mellan stora energisektorer studeras, med tanke på att minimera årliga energisystemkostnader och samtidigt minska koldioxidutsläppen samt analysera påverkan på elimport till och export från kommunen. Denna forskning formulerar ett integrerad kommunalt energisystem som multimåloptimeringsproblem (multi-objective optimisation problem - MOOP), som löses genom att kombinera simuleringsverktyget EnergyPLAN med en evolutionär algoritm implementerad i Matlab. I ett första steg studeras kopplingen av el- och värmesektorerna, och i ett andra steg effekterna av en integrerad och alltmer förnybar transportsektor på energisystemet. Känslighetsanalys på viktiga ekonomiska parametrar och på olika utsläppsfaktorer utförs. Piteå (Norrbottens län, Sverige) är en typisk nordisk kommun som fungerar som en fallstudie för detta arbete. Forskningens slutsatser innebär att det finns betydande teknisk-ekonomiska potentialer för de undersökta förnybara resurserna. Optimeringsresultaten visar att koldioxidutsläppen från ett nordiskt kommunalt energisystem kan minskas med cirka 60% utan en avsevärd ökning av de totala energisystemkostnaderna och att den högsta elimporten kan minskas med upp till 38%. Resultat för år 2030 visar att transportsektorn kan ha en mycket hög elektrifieringsgrad och samtidigt används biobränslen i tunga fordon. Optimala lösningar är mycket känsliga för elpriser, räntor och utsläppsfaktorer. Detta arbete ger viktiga insikter om strategier för koldioxidminskning för integrerade energisektorer i ett perspektiv på nordiska kommuner. Min framtida forskning kommer att förfina transportmodellen, utveckla och tillämpa ett ramverk för beslutsanalys med flera kriterier (multi-criteria decision analysis - MCDA) som ska stödja lokala myndigheter att fastställa tekniskt och ekonomiskt hållbara lösningar i deras energiplanering.

To reach the Swedish goal of reaching a completely fossil-free electricity sector by the year 2040, there is a need for an increased rate of installed renewable electricity sources. Companies have the opportunity to work towards this goal by investing in solar power technologies, which results in a lowered electricity bill, and an additional revenue when electricity is sold to the grid. As a result, the investment usually pays back within a reasonable timeframe. GEHAB is a company located that is located in Alvesta, Sweden, and they are interested in investing in rooftop solar power. This thesis investigates the potential and effects of such an investment at the company through energy simulations. This is done through four different scenarios, which aim at finding the largest possible installation, the most cost-optimal installation, according to the Levelized Cost Of Energy (LCOE), the impact of an added battery installation and finding the current issues with becoming a net-zero consumer of electricity. Finally, a sensitivity analysis was made to investigate how different factors impacted the LCOE. The results showed that the most cost-optimal size for the company to invest in was a 215 kWp installation, which is smaller than the maximum possible size of 335 kWp that can be installed on the rooftop. Such an installation would have an LCOE of -366 SEK/MWh when the avoided costs are included. The discounted payback time of that investment was 11.3 years. The involvement of batteries showed that they would lead to a higher LCOE and for the largest possible solar installation size, including a battery, means that it would not pay back within the lifetime of the PVs. Finally, the net-zero electricity consumption scenario found that currently, the largest issue to reach this scenario is that there is a regulation that limits solar installations to 500 kWp to avoid an energy tax.

In this dissertation, an assessment is conducted of the potential benefits of combined heat and power (CHP) based district energy (DE) grids in energy systems of different scale having significant fossil fuel fired electrical generation capacity. Three studies are included in the research. In the first study, the potential benefits of expanding CHP-based DE grids in a large scale energy system are investigated. The impacts of expanding wind power systems are also investigated and a comparison between these technologies is made with respect to fossil fuel utilization and CO2 emissions. A model is constructed and five scenarios are evaluated with the EnergyPLAN software taking the province of Ontario, Canada as the case study. Results show that reductions in fuel utilization and CO2 emissions of up to 8.5% and 32%, respectively, are possible when switching to an energy system comprising widespread CHP-based DE grids. In the second study, a high temporal resolution numerical model (i.e. the SS-VTD model) is developed that is capable of rapidly calculating distribution losses in small scale variable flow DE grids with low error and computational intensity. The SS-VTD model is validated by comparing simulated temperature data with measured temperature data from an existing network. The Saanich DE grid, located near Victoria, Canada, is used as the case study for validation. In the third study, the potential benefits of integrating high penetrations of renewable energy via a power-to-heat plant in a small scale CHP-based DE grid are investigated. The impacts of switching to a CHP-based DE grid equipped with an electric boiler plant versus a conventional wave power system are compared with respect to fossil fuel utilization and CO2 emissions. The SS-VTD model is used to conduct the study. The energy system of the Hot Springs Cove community, located on the west coast of Vancouver Island, Canada is used as the case study in the analysis. Results show that relative to the conventional wave power system, reductions in fuel utilization and CO2 emissions of up to 47% are possible when switching to a CHP-based DE grid. / Graduate