Klimatförändringar på jorden sker i snabbare takt än för den naturliga variationen och det står klart att antropogena utsläpp påverkar och kommer fortsätta påverka jordens klimat under lång tid framöver. För att minimiera klimatpåverkan som härrör från mänsklig aktivitet måste mängden utsläpp av växthusgaser minska, vilket främst görs genom att minska förbränningen av fossila bränslen. Den internationella energitillförseln samt elproduktionen kommer till störst del från fossila bränslen, i form av kol, koks, naturgas och olja. Det finns flera energikällor som kan ersätta fossila bränslen, där vattenkraft sedan länge nyttjats och är i nuläget den största förnybara elproduktionskällan i världen. Andra förnybara elproducenter är vindkraft och solkraft som tack vare elcertifikat och andra stödsystem har växt och med största sannolikhet kommer fortsätta växa framöver. Under året 2016 producerades omkring 0,1 TWh solel i Sverige, men Kungliga Ingenjörsvetenskaps-akademin menar att solenergi har en bruttopotential att producera upp till 50 TWh el om alla för ändamålet lämpliga tak beläggs med solcellspaneler. Problemet med solkraft är att den är intermittent till sin natur och för att den ska kunna spela betydande roll i framtidens elproduktion krävs smarta system kring energilagring. Lagringssystem finns såväl små- som storskaligt och kan innebära alltifrån dygns- till säsongslagring. Att se till mindre energi-system har fördelen att kunna appliceras inom en närmare framtid än utifall att helt lands infrastuktur skulle behöva omkonstrueras. I denna studie modellerades ett flerbostadshus med solcellsanläggning och energilagrings-system i Sverige, där fokus låg vid att öka graden egenanvänd solel samt analysera vad dessa system innebär för klimat och ekonomi. Tre energilagringssystem modellerades; (1) dygns-lagring genom litium-jonbatteri; (2) dygnslagring genom vätgaslagring samt (3) säsongs-lagring genom vätgaslagring. I enlighet med tidigare studier inom området ökade graden av egenanvänd solel i fastigheten för samtliga undersökta lagringssystem. Den klimatmässiga analysen i denna studie visade att dygnslagring genom litium-jon-batterier har den lägsta klimatbelastningen av de undersökta lagringssystemen. Att lagra elenergi över säsong genom vätgaslagring har den högsta klimatbelastningen, där vätgas-tanken identifierades som enskild kategori med högst klimatpåverkan. Gällande litium-jonbatterier återfinns den största klimatbelastningen vid användandet av elenergi under tillverkningsprocessen. I denna studie framkom även att de undersökta lagringssystemen har ett nästintill linjärt samband mellan klimatbelastning och maximal lagringskapacitet. Vilket gör att energilagringssystemen skulle kunna göras i mindre eller större skala utan att belasta klimatet ytterligare, baserat på koldioxidekvivalenter per kilowattimme el. Det är enbart lagringssystemet med litium-jonbatteri som minskar fastighetens totala drifts-kostnad. Den årliga besparingen är dock med högsta sannolikhet inte nog stor för att batteri-systemet skall hinna återbetalas under den förväntade livslängden. I denna studie antas pris-sättningen för inköpt elenergi variera till viss del, då elpriset baseras på månadsmedelvärden från Vattenfall AB samt att elnätsägaren Kristinehamns Energi AB har högre effektavgift mellan 1 november – 31 mars. Långtidsprognos kring framtida elpris menar dock att det kanske en ännu större variation över året och även över dygnet, vilket kan tänkas gynna ekonomin kring energilagringssystemen. För att solenergi ska kunna spela roll i den totala elproduktionen, krävs smarta system gällande energilagring. Tekniker för energilagring finns, men fler studier måste utreda energilagringars egna klimatbelastning för att klimatsmarta beslut skall kunna tas idag och i framtiden.

Syftet med arbetet är att undersöka om energilagring i form av väte producerad från solceller, kan vara en lämplig teknik ur ett praktiskt och ekonomiskt perspektiv för fristående hus belägna i fyra olika regioner i Sverige. Energiförbrukningen och den ekonomiska analysen gjordes i fyra fall: 1. med återvinning av spillvärme. 2. utan återvinning av spillvärme. 3. med en elbil och återvinning av spillvärme. 4. med en bränslecellsbil och återvinning av spillvärme. Resultaten visar att vätesystemet är ekonomiskt dyrt under vintersäsongen på grund av låg systemeffektivitet orsakad av den totala enhetseffektiviteten av elektrolys, bränslecell, och vätekomprimering etc. Ändå är hushållens vätesystem tekniskt möjligt. Ett sådant system kan vara ekonomiskt fördelaktigt om energiförbrukningen för husvärme täcks från en annan värmekälla som pelletsbrännare och fjärrvärme. I Kiruna krävs ett större antal solpaneler med en yta upp till 400 m2 eller större, medan det i Lund bara behövs cirka 200 m2. Detta resulterar i att vätesystemet är olämpligt för städer som har låg solstrålning eller ett större värmebehov. I en teknisk och ekonomisk jämförelse är för närvarande en elbil ett mycket bättre grönt val för ett hus än för en vätgasbil. / The purpose of the work is to investigate whether energy storage in the form of hydrogen produced from solar cell can be suitable technology for detached houses located at four different regions of Sweden from a practical and economic perspective. The energy consumption and economic analysis was made in four cases:  1.  with waste heat recovery. 2. without waste heat recovery. 3. with an electric car and waste heat recovery. 4.  with a fuel cell car and waste heat recovery.  The results show that the hydrogen system is economically expensive due to low system efficiency caused by the mutilation of several unit efficiencies of electrolysis, fuel cell, hydrogen compression etc. for winter season. Nevertheless, household hydrogen system is technically possible. Such a system can be economically benefit if the energy consumption for house heating is covered from another heat source such as pellet burner and district heating. In Kiruna, a larger number of solar panels is required with an area that can be up to 400 m2 or even larger, whereas in Lund, only about 200 m2 is needed. As a result, the hydrogen system is unsuitable for cities that have low solar radiation or have a greater heat demand. In a technical and economic comparison, an electric car is currently a much better green choice for a house than for a hydrogen car. The hydrogen system is economically expensive due to low energy efficiency for the winter season but is technically feasible.

Energikonsumtionen ökar globalt och på grund av detta så behövs ökad energiproduktion. El från förnyelsebara källor är och kommer vara en nyckel för att klara av dessa energibehov och den kanske viktigaste energikällan är den primära solinstrålningen. Umeå energi gör en satsning på en solcellsanläggning vid Gammlia idrottsanläggning i Umeå och på grund av detta har en undersökning gjorts om energilagring i kombination med solcellerna. Solinstrålningen varierar över dygnet och året och därmed också elproduktionen. Solcellerna producerar endast el när solen skiner och ett sätt att ta del av den elen de perioder som inte solen lyser så kan vara energilagring. I rapportens första del har Två energilagringsmetoder undersökts, batterilagring och vätgaslagring. Metodernas funktionsprincip, för/nackdelar och en redogörelse huruvida de passar som energilagring i byggnader har gjorts. I den andra delen har beräkningar gjorts för möjligheterna att göra Gammlia idrottsanläggning självförsörjande på den producerade elen från solpanelerna. Rapportens första del har gjorts av en litteraturstudie av vetenskapliga rapporter och annat webbaserat material. Energiberäkningarna grundar sig från tillhandahållen information från Umeå energi samt tillgängliga beräkningsmetoder på internet. Batterier är en elektrokemisk lagringsform och fungerar så att en anod, en katod samt att elektrolyt används i samtliga tekniker. Fördelen med batterier är flexibiliteten och låga underhållskostnader medan den stora nackdelen är den låga energidensiteten. Vätgaslagring med hjälp av elektrolys är en metod där vätgas produceras av vatten och elektricitet. Fördelen är hög energidensitet och miljövänlig omvandling. Den största nackdelen är höga omvandlingsförluster. I undersökningen om möjligheter för energilagring i Gammlia idrottsanläggning undersöktes det om anläggningen kan göras självförsörjande på el på solcellerna. Det har konstaterats att det ej var genomförbart med den solcellsproduktion och de lagringstekniker som är aktuell i denna studie. En mindre omfattande lösning hittades som innebär dygnslagring under sommarmånaderna. Med hjälp av batterier kan energi producerad på dagen sparas och användas på kvällen/natten. Denna lösning är genomförbar rent tekniskt men inte ekonomiskt då förtjänsten är för liten i jämförelse med investeringskostnaden. / Energy consumption is increasing globally and because of this, increased energy production is necessary. Electricity from renewable sources is and will further be a key to meet the energy needs and perhaps the most important energy source is the sun. Umeå energi makes an investment in a photovoltaic system at Gammlia sports center in Umeå, and because of this, a study has been made on energy storage in combination with solar cells. Solar cells have a varied production, seen over the day and year. The solar cells only produce electricity when the sun is up, and energy storage is a possible solution for storing some of the energy produced during the day, to use later during the evening/night. The report's first section has two energy storage methods studied, battery storage and hydrogen storage. Methods for the operating principles, pros/cons and a statement whether they fit as energy storage in buildings has been made. In the second part, calculations have been made for the possibility of installing energy storage in Gammlia sports center for the electricity generated from the solar panels. The first part is made of a literature review of scientific reports and other web-based material. Energy estimates are based from the information provided from Umeå energy and the available methods of calculations on the web. Battery is an electrochemical storage shape and function to an anode, a cathode, and the electrolyte is used in all techniques. The advantage of batteries is the flexibility and low maintenance costs while the major drawback is the low energy density. Hydrogen storage using electrolysis is a method in which hydrogen produced from water and electricity. The advantage is the high energy density and environmentally friendly conversion. The main disadvantage is the high conversion losses. The survey on the possibilities for energy storage in the Gammlia sports facility, an investigation was made whether the plant could be made self-sufficient for electricity on the solar cells. It was costly that it was not feasible with the solar cell demodulation and storage technologies that are relevant in this study. A less comprehensive solution was found that involves daystorage in the summer months. Using batteries, energy produced on the day could be saved and used in the evening / night. This solution was feasible, purely technical, but not economical, as earnings were too small in comparison to investment cost.

Hydrogen can be produced by solar power driven electrolysis and then be long-termed stored until an electrical demand emerge. Therefore, hydrogen energy storage have the potential to solve the issues with seasonal energy mismatch that generally occur in buildings with solar production. The process is done without any emissions, since the input and output are electricity from renewable resources, water, oxygen and heat. In this master thesis the purpose is to evaluate how a hydrogen energy storage can be used in a commercial building in order to reduce its grid power peaks. This is investigated by creating a model which simulates a hydrogen system, combined with a battery, in a grid-connected building in Uppsala. The model dimensions the system components by using six different operation strategies. The potential of using hydrogen storage in a commercial building is evaluated with respect to its energetic and economic feasibility. The result indicates that the building’s grid power peaks can be reduced by integrating a hydrogen system, and thereby savings in terms of electricity and heat are achieved. However, the net present value is negative for all operation strategies, which means that the investment is non-profitable. By varying several factors in a sensitivity analysis, it is discovered that the investment cost must be reduced in combination with a higher monthly power fee in order to make the investment profitable. There are, however, other values that can motivate an investment in a hydrogen system. An energy storage increases the flexibility in a building and also makes the building more robust towards power outages and high electricity prices. These qualities might be more desirable in a future electrical power system with more intermittent power production.

Syftet med detta examensarbete är att designa och användaranpassa en vätgastank som ska lagra solenergi till fastigheter. Kan vätgas vara lösningen på vår omställning till grön energi? Väte är det lättaste av alla grundämnen på jorden och med väldigt hög energitäthet – hela tre gånger mer än fossila bränslen som bensin eller diesel. Men för att lagra vätgas behövs en funktionell och robust förvaring, som kan stå emot trycket som är nödvändigt för att utnyttja vätgasen effektivt. Företaget NITIU har utvecklat världens starkaste makrostruktur och av den tagit fram en innovativ och okonventionell vätgastank gjord av 100% återvunnet stål med 100% grön energi. Examensarbetet är ett samarbete med NITIU som driver olika projekt för att utforska potentiella användningsområden för sina vätgastankar. Ett av dessa projekt är HyLite (Hydrogen Light System) som ingår i forsknings- och innovationsprogrammet "Design för en energieffektiv vardag”. HyLite drivs av Energimyndigheten där SVID, Stiftelsen Svensk Industridesign, är koordinator och RISE, Research Institutes of Sweden, är projektägare och handlar om hur olika typer av fastigheter kan trygga sin elförsörjning och få fossilfri el genom vätgaslagrad solenergi. Jag har i detta arbete valt att fokusera på fastigheterna sjukhus och villa för att kunna se om det är möjligt att göra en väldesignad, skalbar, användarvänlig och robust lösning för varierade fastigheters energibehov. Jag har genomfört en anpassad designprocess som huvudsaklig metod. Där har jag intervjuat olika experter och genom en enkät även fått privatpersoners perspektiv och tankar kring vätgas som energibärande framtida lösning. Med hjälp av data samt litteraturstudier kunde olika användare identifieras och personas skapas till dessa. En designspecifikation togs fram för att kunna tillgodose de behov som finns gällande lagar, standarder, tekniska aspekter och användarna. Genom skisser och enkla prototyper i varierande material och tekniker togs ett antal skissförslag fram och validerades. Det slutliga resultatet blev en vätgastank som speglar värdeorden säker, robust, snäll och ofarlig, tidlös samt kompis med överraskning. Detta för att användaren ska känna sig trygg och bekväm med sin vätgaslagring och kunna lita på att energiförsörjningen är säkrad oavsett vad som händer, som naturkatastrofer eller andra kriser. I konceptet skapades tre storleksvarianter anpassade efter energibehov på fastigheten.

Världen står inför utmaningen att minska sin klimatpåverkan som till en del beror på utsläpp av växthusgaser såsom koldioxid. Detta samtidigt som behovet av energi spås öka markant. Förnybara källor, företrädesvis vind- och solkraft, spås öka sin andel av den globala energiförsörjningen. Förnybar elkraftgenerering är dock inte oproblematisk då produktionen är svår att förutspå. När solen lyser eller vinden blåser sammanfaller dessutom inte alltid med när behovet av elektricitet finns vilket skapar stabilitetsproblem i elnätet. Att lagra energi för att sedan kunna återföra är ett sätt att både lösa stabilitetsproblem i elnätet och säkerställa att energi finns när den behövs. I den här studien undersöks möjligheten att, med el från vindkraft, genom elektrolys framställa vätgas som sedan lagras för att senare återföras som el via bränslecell eller säljas som råvara. Avsikten är att motverka negativa ekonomiska konsekvenser vid försäljning av intermittent vindkraft. I studien används modeller som gör simuleringar utifrån historiska data för 2019 från en vindpark. Detta för att undersöka om regleravgifter vid prognosavvikelser går att undvika eller delvis motverka samt om det går att flytta elproduktion i tid med en vätgasanläggning för att förbättra det ekonomiska utfallet för en vindkraftsproducent. Resultaten visar att detta i dagsläget inte är lönsamt utifrån de antaganden som gjorts. Detta främst för att alltför få drifttimmar uppnås i båda fallen. Studien visar att det dock kan vara lönsamt om syftet är att producera vätgas istället för att vara ett stöd för en vindkraftsproducent. / The world faces the challenge of reducing the emissions of greenhouse gases in order to mitigate climate change. At the same time, global energy demand is predicted to increase significantly. Renewable power generation like wind and solar power are believed to dominate the increase of needed power generation. These renewables power sources do not come without problems. Power fluctuations, due to their variable production causes grid stability problems and does not necessarily correspond to the demand for energy. Energy storage is a possible solution for both grid stability as well as for non-corresponding production/demand situations. This study investigates the feasability of hydrogen production by water electrolysis with electricity from a wind park. The produced hydrogen could either be sold or stored and used in a fuel cell to generate electricity at a later point in time. The aim is to mitigate negative economic consequenses from selling intermittent wind power. In the study simulations are made with historic data from 2019 from a wind park. Two models were created to investigate if imbalance costs due to forecast errors could be avoided or partially avioded and to investigate the possibility to move production of electricity in time and avoid unfavourable spot market prices. This in order to enhance the finacial results. The results from the study shows that at the present moment this is not a profitable approach with the assumptions made. The foremost reason for this is that too few system operating hours is obtained in each case. However, the results also shows that if the objective shifts from supporting wind power to producing hydrogen, the outcome could be profitable.

The European Energy system is currently transitioning towards a reduced use of fossil fuels and increasing use of renewable energy. Hydrogen as energy carrier for renewable electricity has a potential to play a significant role in this transition. It can be stored and transported in its gaseous or liquid state, and utilized in industries that require highprocess heat, which makes them difficult to decarbonize. Further, hydrogen storage canbe employed to store over‐produced renewable electricity in large scale and for long periods of time. This research aims to develop a methodology to conduct a layout and dispatch optimization for utilizing locally produced hydrogen. The objective is to find the least cost supply pathway for a defined demand. In this case study, hydrogen is produced by water electrolysis supplied by the local electricity grid and renewable electricity, such as solar PV, onshore and offshore wind turbines. The scope is limited to gaseous hydrogen thereby the distribution is also limited to pipelines or road trucks. The optimized supplychain comprises four main stages: I) electricity generation and storage; II) hydrogen production; III) hydrogen compression and storage; IV) hydrogen transportation to the end consumer. It results in the system's optimum hourly dispatch schedule and a proposed least‐cost layout. The developed methodology is finally applied to an industrial case study in Sweden, for which scenarios with varying boundary conditions are tested. The least cost supply chain for the case study resulted in a system solely supplied with electricity purchased from the grid, a PEM electrolyzer, a hydrogen storage in a Lined Rock Cavern, and hydrogen transport via pipeline. The lowest Levelized Cost of Hydrogen from electricity purchase until delivery is 5.17 EUR/kgH2. The study concludes that there is no one optimum solution for all and the constraints of the optimization problem need to be evaluated case by case.The study further highlights that intermittency and peaks of both electricity availability and hydrogen demand can lead to an increase in system cost owing to the oversizing and storage needs. / Det europeiska energisystemet är för närvarande i en övergångsprocess mot en minskande användning av fossila bränslen och en ökande användning av förnybar energi. Vätgas som energibärare för förnybar el har potential att spela en viktig roll i denna övergång. Vätgas kan lagras och transporteras i gasform eller flytande form, och användas i industrier som kräver hög processvärme vars koldioxidutsläpp därför är svåra att minska. Vidare kan vätgaslagring användas för att lagra överproducerad förnybar el istor skala och under långa perioder. Denna forskning syftar till att utveckla en metod för layout och distributions optimering för utnyttjandet av lokalt producerad vätgas. Målet är att hitta den minst kostsamma försörjningsvägen för en definierad efterfrågan. I den här fallstudien produceras vätgas genom vattenelektrolys som försörjs av det lokala elnätet och förnybar el, t.ex. solceller, vindkraftverk på land och till havs. Omfattningen är begränsad till gasformig vätgas och därmed är distributionen också begränsad till rörledningar eller lastbilar. Den optimerade försörjningskedjan består av fyra huvudsteg: I) elproduktion och lagring, II) vätgasproduktion, III) komprimering och lagring av vätgas, IV) transport av vätgas till slutkonsumenten. Metodens output är systemets optimala timplan och ett förslag till layout med den lägsta kostnaden.  Den utvecklade metoden tillämpas slutligen i en industriell fallstudie i Sverige, för vilken scenarier med varierande randvillkor testas. Den minst kostsamma försörjningskedjan för fallstudien resulterade i ett system som enbart försörjs med el som köps från nätet, en PEM‐elektrolyser, ett magasin för vätgaslagring i ett fodrat bergrum och vätgastransport via en rörledning. Den lägsta Levelized Cost för vätgas från el inköp till leverans är 5,17EUR/ kgH2. I studien dras slutsatsen att det inte finns någon optimal lösning i allmänhet och att begränsningarna i optimeringsproblemet måste utvärderas från fall till fall. Studien belyser vidare att ostadighet och toppar i både eltillgången och efterfrågan på vätgas kan leda till en ökning av systemkostnaderna på grund av överdimensionering och lagringsbehov.

Sweden has goals to reach net-zero emissions by 2045. Although electricity sector is almost fossil free, industry & transport still rely on fossil fuels. Ambitious initiatives such as HYBRIT, growth of EV market & expansion of wind power aim to expedite emission reduction. Decarbonization of transport, industry and large-scale wind & solar PV integration in the future necessitates studying energy system of Sweden at national scale in the context of sector coupling, external transmission & storage technologies. Therefore, this study aims to evaluate the impact of thermal energy storage, hydrogen storage and batteries via Power-to-heat & Power-to-hydrogen strategies in the future Swedish energy system (2045) with high proportions of wind power. Two scenarios SWE_2045 & NFF_2045 were formulated to represent two distinct energy systems of the future. The SWE_2045 energy system still relies on fossil fuels, but to a lower extent compared to 2019 level and has increased levels of electrification and biofuels in the transport and industrial sectors. In comparison, the fossil fuels are completely removed in NFF_2045 and the industrial sector has significant demand for electrolytic hydrogen. Both the scenarios were simulated using EnergyPLAN, a deterministic energy system model, under each storage technology. The results indicate that HPs coupled with TES has the potential to increase wind integration from 29.12% to 31.8% in SWE_2045 and 26.78% to 29.17% in NFF_2045. HP & TES also reduces heat production from boilers by 67% to 72% depending on the scenario, leading to overall reduction in total fuel and annual costs by at least 2.5% and 0.5% respectively. However, for wind integration of 31.1% in SWE_2045 the annual cost increases by 5.1% with hydrogen storage compared to TES. However, hydrogen storage shows better performance in NFF_2045, wherein the wind integration increases from 26.78% to 29.3%. Furthermore, increasing hydrogen storage for a lower wind capacity (60 GW) in NFF_2045 reduces both electricity import and export while simultaneously increasing the contribution of storage in fulfilling the hydrogen demand from 1.62% to 6.2%. Compared to TES and HS, the contribution of battery storage is minimal in sector integration. For increase in wind integration of 28% to 29%, the annual cost of a system with battery storage is 1.3% to 2% higher than that of the system with TES and hydrogen storage respectively. Therefore, HPs coupled with TES can improve flexibility in both scenarios. Hydrogen storage is not a promising option if the end goal is only to store excess electricity, as shown by the results in SWE_2045. However, it demonstrates better utilization in terms of wind integration, reduction in electricity import and export when there is a considerable demand for hydrogen, as in the case of NFF_2045. / Sverige ligger i framkant när det gäller avkarbonisering och har mål att nå nettonollutsläpp till 2045. Även om elsektorn är nästan fossilfri, är industri och transport fortfarande beroende av fossila bränslen. Ambitiösa initiativ som Hydrogen Breakthrough Ironmaking Technology (HYBRIT), tillväxt av elbilsmarknaden och expansion av vindkraft syftar till att påskynda utsläppsminskningar. Dekarbonisering av transport, industri och storskalig vind- och solcellsintegrering i framtiden kräver att man studerar Sveriges energisystem i nationell skala i samband med sektorskoppling, extern transmissions- och lagringsteknik.  Därför syftar denna studie till att bestämma effekten av termisk energilagring, vätelagring och batterier via Power-to-heat & Power-to-hydrogen-strategier i det framtida svenska energisystemet (2045) med höga andelar vindkraft. Två scenarier SWE_2045 & NFF_2045 formulerades för att representera två distinkta framtidens energisystem. Energisystemet SWE_2045 är fortfarande beroende av fossila bränslen, men i lägre utsträckning jämfört med 2019 års nivå och har ökat nivåerna av elektrifiering och biobränslen inom transport- och industrisektorn. Som jämförelse är de fossila bränslena helt borttagna i NFF_2045-scenariot där transportsektorn endast är beroende av el och biobränslen, medan industrisektorn har en betydande efterfrågan på elektrolytiskt väte. Båda energisystemen simuleras med EnergyPLAN, en deterministisk energisystemmodell, för olika testfall under varje lagringsteknik. Resultatet av simuleringen bedömdes i termer av kritisk överskottselproduktion, potential för ytterligare vindintegration, total bränslebalans i systemet och årliga kostnader.  Resultatet indikerar att värmepumpar i kombination med termisk energilagring kan förbättra flexibiliteten i båda scenarierna genom att minska den kritiska överskottselproduktionen och bränsleförbrukningen samtidigt som vindintegrationen förbättras. Vätgaslagring är inget lovande alternativ om målet är att endast lagra överskottsel, vilket framgår av vindintegrationsnivåerna i SWE_2045. Det förbättrar dock vindintegration och tillförlitlighet avsevärt när det finns en betydande efterfrågan på vätgas i NFF_2045. Som jämförelse är batteriernas bidrag till vindintegration minimalt i båda scenarierna i samband med sektorintegration på grund av utnyttjandet av överskottsel av värmepumpar och extern överföring av restel. Valet av lagringsteknik i framtiden beror dock på dess tekniska ekonomiska utveckling och energipolitik.

En av de största utmaningarna framöver är att säkerställa en jämn övergång från fossila bränslen till förnybar energi utan att kompromissa driftstabilitet. För att genomföra detta behövs det någon form av energilagring för att lagra överskott av förnybar energi, exempelvis solenergi, som sedan kan användas när solenergin inte räcker till för att täcka elbehovet. Syftet med detta projektet är att modellera ett fristående mikronät med vätgaslagring i Simulink. Empiriska data har samlats för samtliga komponenter, som inkluderar en PEM bränslecell, ett NMC622 litiumjonbatteri och en AEM elektrolysör. På så sätt kunde ideala driftparametrar identifieras för komponenterna. Det modellerade systemet klarade elbehovet av en 2 W lampa för en hel vinter-, vår- och sommardag. Genom att använda väderdata för en vårdag kunde systemet dimensioneras för att uppfylla kravet för neutral balans med avseende på vätgasnivån och batteriernas laddningstillstånd. Det krävdes 38 solceller (med en total nominell effekt på 37.95 W), 5 batterier (med en total kapacitet av 175 mAh, 2 bränsleceller (med en vald effekt på 2.34 W inom det ohmiska intervallet) och 2 elektrolysörer (med en maximal effekt på 14.8504 W) för att uppfylla kravet. För att mikronätsystemet ska ha en större ekonomisk potential och en bättre genomförbarhet bör simuleringen förbättras genom att inkludera fler parametrar och använda väderdata som täcker längre perioder.

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.