This master thesis examines the economical profitability of integrating a battery storage system with the commercial property Pyramiden 19. The model is developed in Matlab and analyses three different profitability strategies for utilizing the battery storage: peak shaving, time of use arbritage and the grid supporting service FCR-D up. The modeling of these scenarios involves numerous parameters, with uncertainties surrounding factors such as battery price and characteristics, electricity prices, and the actual activation of grid-supporting services. Results indicate that only minor savings can be modeled through the electricity contracts, leading to both peak shaving and time-of-use arbitrage generating additional costs than previously when factoring in battery investment expenses. Although peak shaving and time of use arbritage are innovating strategies to redistribute consumption with, they are not suitable to reduce costs with all types of electricity contracts and cannot cover largely added investment costs. Looking at the third strategy, the flexibility market appears to hold a significant potential for economical profitability. The model shows that the grid supporting service FCR-D up, with a 2000 kW battery, reduces the initial annual electricity costs by 36%. This can mainly be explained by the fact that, in the model, the battery is activated for only 2% of the total hours in a year, and the fact that the service is compensated based on called bids rather than activated bids. Connection to the balance market would therefore not only generate revenues for the property but would also result in relief for the local electricity grid. Due to the uncertain future regarding compensation levels in the flexibility market, an early connection is recommended to ensure timely reimbursement for the battery.

The increased number of electric vehicles (EV) will influence the electricity demand and could possibly exceed the maximum power available on the grid. In order to manage such development, new innovations and impactful policy mechanisms are crucial.  EV fleets are prospected to work as dynamic energy storage systems and if controlled smartly, it could result in energy savings and revenue streams. The EV could, be charged when electricity prices are low and discharged when high. Thus, discharged power could be sold to the grid or supplied to a building. This could then generate revenue streams and enhance self-consumption through services called vehicle-to-grid (V2G) and vehicle-to-building (V2B). Despite the advantages of V2X (vehicle-to-anything), premature battery degradation due to capacity loss as a consequence of charging and discharging processes is a prominent concern since the battery is unfit for EV when it reaches 80 percent of the initial capacity. This could be managed by providing the battery a second life as storage solution and thus enhance the feasibility, and lifetime for EV batteries thereby contributing to circular economy.  Previous studies have investigated the possibility of EV as energy vectors and optimizing the charging and discharging schedules for demand supply management, for example in peak shredding or shifting. This study aims to combine the mechanism of V2B and V2G and further providing the EV battery a second life in residential PV storage to optimize the usage through the battery’s lifetime in a circular perspective. Hence, for this thesis, a mixed integer linear problem (MILP) was developed to optimize the potential, savings and earnings from V2B/V2G as well as from second-life energy storage in residential PV. For this purpose, a case study with real data from a residential building with a build-in PV from 2018 in Switzerland was integrated. Further, the impact of the batteries in the two stages and the contribution towards a circular economy was investigated.  Results show that the battery lifetime from exercising V2G/V2B could at its worst last for 3.11 years. This is however strongly impacted from input data, degradation and selling price of electricity. During its lifetime, the EV battery could avoid 26% of cost compared with not using V2X. Overall, V2B/V2G leads to energy and economic savings, but there is degradation in the battery and the savings made by V2B/V2G is not enough to justify the investment costs of an EV battery. Hence, the cost of replacing the battery in the EV due to the degradation of V2B/V2G needs to be subsidized or by other incentives for it to become feasible. When further providing the battery a second life, it shows huge potential in savings as observed from the result which contributes to resource efficiency and circular economy. In this study, the reused battery could last for either 2.4 or 9.45 years, depending on the electricity selling price. Thus, the lifetime usage of the battery can be increased substantially with second life of batteries depending on the application. / Det ökande antalet elbilar kommer att resultera i ökad efterfrågan av elektricitet och då även överskrida tillgängligheten på elnätet. För att hantera utveckling som denna är nya innovationer och kraftfulla policys vitalt.  Elbilar förväntas att kunna användas som dynamisk energilagring och leda till energibesparingar och intäkter. Genom innovationer som vehicle-to-grid (V2G) och vehicle-to-building (V2B) finns det potential för elbilar att ladda upp batteriet när elpriserna är låga och sedan ladda ur batteriet när priserna är höga. Den urladdade energin kan då exempelvis säljas till elnätet (V2G) eller levereras till en byggnad (V2B) och således leda till intäkter eller reducerade elkostnader. Trots fördelarna med att tillämpa elbilsbatterier för urladdning, tillkommer följder av ökad degradering av batteriet på grund av upp- och urladdning. Då batteriet inte är lämpligt för användning i elbilar när det degraderat till 80 procent av den initiala kapaciteten, finns det även en problematik. Detta skulle kunna hanteras genom att återanvända batteriet i lagringslösningar och öka lönsamheten i att använda dynamisk energilagring, förlänga livslängden men även bidra till den cirkulära ekonomin.  Den här studien syftar till att optimera potentialen, besparingar och intäkter av elbilsbatterier i ett cirkulärt perspektiv genom V2B och V2G och därefter återanvända elbilsbatteriet för energilagring med solceller i ett bostadshus. För detta, användes linjär programmering. Vidare integrerades en fallstudie med verkliga data från ett bostadshus i Schweiz med solceller.  Resultaten visar att batteriets livslängd reduceras till 3,11 år genom att använda V2G/V2B, men är starkt påverkat av inmatningsdata, degraderings modellen och försäljningspriset av elektricitet. Under batteriets livstid kunde elbilsbatteriet undvika 26% av elkostnaderna jämfört med att inte implementera V2B/V2G. Sammantaget leder sådan användning av elbilsbatterier till energi- och ekonomiska besparingar, men på grund av den signifikanta reduceringen i livslängd och höga investeringskostnader, räcker det inte för att motivera implementerandet av sådana tekniker som det ser ut idag. Det finns därmed ett behov av subventionering av elbilsbatterier för att använda V2B/V2G. Vidare, när batteriet återanvänds, visar resultaten signifikant besparingspotential som kan bidra till resurseffektivitet och cirkulär ekonomi. I den här studien, varierar livslängden på det återanvända batteriet mellan 2,4 och 9,45 år som ett resultat av försäljningspriset av elektricitet. Således kan batteriets livslängd beroende på applikation förlängas avsevärt genom återanvändning.

Today’s society already requires a great connectivity network. This need will only increase in the future, and EDGE data centres are concepts meeting this future need, where the computational power is deployed close to the end user. They are defined, in this thesis, as a concept including different nodes, or data centres, located in proximity connected and participating in the market as one entity. The electricity grid in the Nordics is also a complex system. Many types of interactions with the grid exist and depend on the type of stakeholder. One collection of such interactions is ancillary services, which refer to different types of measures that maintain a reliable grid and electricity system. Electricity consumers within the grid network have the potential to interact and participate in these different functions. In this thesis, the participation of data centres, or EDGE data centres in ancillary services market, is studied. This thesis modelled different scenarios of an EDGE data centre with the grid network. Scenario 1 looked into self-consumption; scenario 2 looked into spot trading; scenario 3 looked into the FCR-N market; scenario 4 looked into the FCR-D markets; and scenario 5 looked into the combination of self-consumption and the FCR-D markets. It is observed from the results that scenario 4 generated the most favourable economic benefits. The results in relation to the price areas (zones in Sweden) were varied for the results. The price area SE4 gave better results for scenarios 1, 2, and 5 as compared to others. The best price area for scenarios 3 and 4 was from the SE1 zone. It is observed from the results that the potential benefit of the different ancillary markets exist and are at times favourable. Hence, there lies a future potential for the participation of EDGE networks in the electricity market thereby generating benefits for the data centres as well as stability for the grid. / Dagens samhälle kräver redan ett bra nätverk för uppkoppling. Detta behov kommer bara att öka i framtiden, och EDGE:s datacenter är koncept som uppfyller detta framtida behov, där datakraften placeras nära slutanvändaren. De definieras i denna avhandling som ett koncept som omfattar olika noder, eller servrar, som är placerade i närheten av varandra och som deltar på marknaden som en enhet. Elnätet i Norden är också ett komplext system. Det finns många olika typer av interaktioner med elnätet som beror på vilken typ av aktör det är fråga om. En samling av sådana interaktioner är stödtjänster, som avser olika typer av åtgärder som upprätthåller ett tillförlitligt nät och elsystem. Elkonsumenter inom elnätet har möjlighet att interagera och delta i dessa olika funktioner. I den här avhandlingen undersöks datacentraler, eller EDGE-datacenter, som deltar. I denna avhandling har olika scenarier för EDGE-datacenter modellerats i förhållande till elnätet. I scenario 1 undersöktes självkonsumtion, i scenario 2 spothandel, i scenario 3 FCR-N-marknaden, i scenario 4 FCR-D-marknader och i scenario 5 en kombination av självkonsumtion och FCR-D-marknader. I korthet gav scenario 4 de mest gynnsamma ekonomiska fördelarna. De potentiella miljöfördelarna diskuteras och kan inte lika lätt kvantifieras. Resultaten i förhållande till prisområdena varierade för resultaten. Prisområde SE4 gav de bästa resultaten för scenario 1 och 2 samt 5. Det bästa prisområdet för scenario 3 och 4 var SE1. Det framgår tydligt av denna avhandling att de potentiella fördelarna med de olika stödmarknaderna finns och att de vid vissa tillfällen är mycket gynnsamma med tanke på de höga lagringskostnaderna. EDGE-nätverkens framtida potentiella deltagande ger positiva resultat i både ekonomiska och miljömässiga termer.

Med mikronät åsyftas i denna rapport en sammankoppling av solcellsanläggningar som möjliggör delning av elektrisk energi. Målet med undersökningen var att ta reda på vilka förutsättningar som gör att det är fördelaktigt att bygga mikronät. Detta har gjorts genom att undersöka två tidigare fall där mikronät varit intressant och jämföra slutsatserna från dessa fall med resultaten och slutsatserna från en egen undersökning av Södra Hemlingby där mikronät övervägs. Undersökningen av Södra Hemlingby visar att mikronät i deras fall är lönsamt och att tak som troligtvis inte skulle användas till en enskild solcellsanläggning nu kan komma till användning för solceller. Genom att bygga mikronät skulle mängden inköpt el minska, CO2-utsläpp undvikas och eventuellt skulle en högre nivå av Miljöbyggnad kunna uppnås.  Undersökningen av Södra Hemlingby visar också att ett batteri både kan användas till att reducera effekttoppar och att öka egenanvändningsgraden. Vidare dras slutsatserna att bra förutsättningar för mikronät är vid nybyggnation, när grävarbete kan göras tillsammans med andra grävarbeten, när husen som är tänkta att anslutas står nära varandra, då komponenterna i eventuellt befintligt system är kompatibla med mikronätet och således inte behöver bytas ut, då det finns storanvändare av el i systemet, när elanvändningsprofilerna matchar elproduktionen samt då det finns möjlighet till en ordentlig ökning av egenanvändning. Bäst ekonomi uppnås med en storanvändare som är bra på att ta tillvara på produktionen från solpaneler som har ett högt energiutbyte. / The term microgrid in this report refers to a link-up between solar cell plants which make sharing of electrical energy possible. The aim of this survey was to examinate the pre-requisites that makes building of microgrids meaningful. This has been completed by analyzing two earlier cases where microgrids has been evaluated. The conclusions from these cases have been compared with the results and conclusions from an own made survey of Södra Hemlingby where microgrid is considered. The survey of Södra Hemlingby shows that a microgrid would be a profitable investment and that roofs that probably not would qualify for separate plants now was useful. By building a microgrid the amount of electricity from the power distribution grid would decrease, the carbon dioxide emissions would be avoided, and possibly a higher energy classification for the building would be achieved. The survey of Södra Hemlingby also shows that a battery storage could be used for either power reduction or for increasing the own usage rate. The conclusion about good pre-requisites is drawn to be new housing estate, when ditching could be coordinated with other works, short distances between houses in the system, when the components in a existing system is compatible with a microgrid and dont have to be exchanged, when there is a large consumer of electricity in the system, when the electric consumtion profiles matches the production and when there is room for a large increas in own used electricity. Best economy is reached when large consumer of electricity is utilizing the electricity from panels with a high energy exchange.

The ocean has tremendous potential in terms of energy generation, and wave energy is especially promising. However, wave energy technology is still non-commercial. Along with ambitious renewable energy targets and investments, much is happening within the field and the wave energy converter developers CorPower Ocean intend to have their technology proven in the upcoming years. This study aims at investigating the value of commercial wave energy in an energy system. This is fulfilled by the possibilities of achieving 24/7 Carbon-free Energy with the wave energy technology from CorPower Ocean at the stage of commercialization. An energy system is modeled with wave energy, floating offshore wind energy, lithium-ion battery storage and the Portuguese national grid, supplying Northvolt’s and Galp’s future lithium conversion facility in Portugal. Different system configurations are compared based on three Key Performance Indicators: 24/7 Carbon-free Energy performance, system emission, and cost for the electricity consumer. In addition, a review of available financial support mechanisms for renewable energy technologies and especially wave energy is done to understand how such mechanisms can affect the economic feasibility of the energy system modeled. The wave energy technology from CorPower Ocean shows to have a high power output and 24/7 carbon-free Energy performance in this study. Although a combination of wave and floating offshore wind energy better ensure energy security with generation profiles that peak at different times, the modeling shows that a system with wave energy alone is preferred for supplying the facility with electricity both from an environmental and economic perspective. The economic feasibility of Lithium-ion battery storage in the system is uncertain and to achieve 24/7 Carbon-free Energy supply of the facility a longer duration storage solution is needed. The price for wave energy in this study is higher than for other commercial renewable energy technologies such as solar PV. However, based on the available financial support structures from governments and other stakeholders, wave energy technology has the potential to be competitive as soon as the technology is proven. / Energigenerering från våra hav har stor potential, inte minst från vågkraft. Trots att vågkraftstekniken ännu inte har nått ett kommersiellt stadie händer det mycket inom området i takt med fler ambitiösa miljökrav och investeringar. CorPower Ocean utvecklar vågkraftsteknik och planerar att ha sin teknik bevisad inom några år. Den här studien syftar till att undersöka värdet av kommersiell vågkraft, vilket uppfylls genom möjligheterna till förnybar el 24 timmar om dygnet med CorPower Ocean’s vågenergiomvandlare. Ett energisystem modelleras med vågkraft, flytande vindkraft, litium-jon batterier och det portugisiska elnätet för att försörja Northvolts och Galps planerade anläggning för litiumkonvertering i Portugal. Olika systemkonfigurationer är jämförda utifrån tre parametrar: 24/7 förnybar el prestation, systemutsläpp och elkostnad för konsumenten. I tillägg utförs en studie om vilka finansiella supportmekanismer som finns för hållbar energiteknik och speciellt för utvecklingen av vågkraft. Detta för att få insikt i om vågkraft kan få finansiellt stöd och konkurrera med andra förnybara energitekniker. Studien visar att vågkraftstekniken presenterar bra utifrån de tre parametrarna. Trots att en kombination av våg och flytande vindkraft ger bättre elsäkerhet med alternerande produktionskurvor visar modelleringen att ett system med endast vågkraft är att föredra både från ett ekonomiskt och ett miljöperspektiv. En investering av litium-jon batterier i energisystemet är tveksam och för att uppnå förnybar elförsörjning av anläggningen 24 timmar om dygnet krävs en energilagringsteknik som möjliggör lagring över längre perioder. Priset för vågkraft i studien är högre än för andra kommersiella förnybara energitekniker så som solpaneler. Baserat på det finansiella stöd som finns från myndigheter och andra intressenter så är det möjligt för vågkraften att bli konkurrenskraftig så fort tekniken är bevisad.

This work was done on the behalf of Sala-Heby Energi on the use of solar energy in district heating facilities around Sala municipality, the work has looked at the potential in using solar panels for heating through electricity and found that it was possible but it wasn’t economically feasible to recover the investment costs during the lifetime of the solar cells if the investment cost were above 4000 kr per solar panel for most of the district heating networks. Another viable way to generate district heating was with the use of solar thermal collectors the technology was found to be both viable and potentially economically feasible, this was due to the lower size of land needed for allocation and lower overall investment costs, however reaching the company associated with this technology was not possible in the given timeframe. This work analysed Energy storage solutions and the most optimal solution for thermal storage in the use for district heating was the use of hot water tanks, this had the ability to both store energy for night-time use and to have the lowest associated cost.

Battery Storage Systems (BESS) installed Behind the Meter (BTM) can provide demand management services, reducing electricity costs and enhancing overall electricity system stability. BTM BESS can also imporve self-consumption obtained with distributed generation assets like solar photovoltaics. This study examines the influence on value creation from consumption patterns and utility tariffs. Using Swedish and UK tariffs and a set of consumption profiles, the study determines the optimal BESS configuration and conducts simulations to assess profability through Net Present Value. Comparative analysis reveals the impact of utility tariffs and consumption profiles on profitablility. Projected BESS cost levels for 2030 and 2050 are used to evaluate expected future profitability.  The findings indicate that utility tariff has a stronger influence on BTM BESS profitability than consumption profile. Energy arbitrage creates most of the value, depending more on tariff structure than consumption pattern. However, with higher demand charges, the consumtion profile becomes more important as the relative value of peak shaving increases. Two sensitivity analyses have been performed. The first shows that NPVs are affected by decreased electricity price variability, emphasising the need for accurate long-term price forcasts. The second shows that existing electricity consumption forecasting techniques prove sufficient for effective peak shaving.  In conclusion, this research inderscores the significance of utility tariffs and consumption profiles in determining BTM BESS profitability. Energy arbitrage dominates value creation, while peak shaving gains importance with higher demand charges. Accurate long-term price forecasts are crucial for assessing BTM BESS profitability, and existing consumption forecasting techniques are suitable for peak shaving. / Batterilagring installerad bakom elmätaren kan optimera en fastighets elkonsumtion för att reducera elkostnader samt förbättra stabiliteten i elsystemet som helhet. Den här studien undersöker faktorer som påverkar värdeskapande genom energiarbitrage och peak shaving, inklusive konsumtionsprofiler och eltariffer. Studien undersöker även om det går att uppnål önsamhet under nuvarande och framtida prisnivåer för batterilagring. Studien utgår ifrån svenska och brittiska eltariffer samt fem konsumtionsprofiler, och fastställer den mest optimala konfigurationen av batterilagring genom optimering. Därefter jämförs lönsamheten genom nettonuvärde-analys för att dra slutsatser om hur eltariff och konsumtionsprofil påverkar lönsamhet. Studien visar att lönsamhet för batterilagring bakom mätaren beror mer på eltariff än konsumtionsprofil. Detta eftersom mest värde skapas genom energiarbitrage som är mindre beroende av konsumtionsprofil men direkt beroende av variationer i elpriset. Med högre effektavgifter ökar lönsamhetens beroende av konsumtionsprofilen då det relativa värdet av peak shaving höjs. En känslighetsanalys visar på en stark korrelation mellan värdet av energiarbitrage och variationer i elpriset, vilket visar vikten av långsiktiga prognoser av elprisets volatilitet. Befintliga tekniker för prognostisering av elkonsumtion har tillräcklig noggrannhet för effektivpeak shaving. Sammanfattningsvis visar studien hur eltariff och konsumtionsprofil påverkar lönsamheten för batterilagring installerad bakom elmätaren. Majoriteten av värdet skapas genom energiarbitrage för svenska och brittiska tariffer. Med högre effektavgifter ökar betydelsen av peak shaving. Dessutom betonar studien vikten av långsiktiga prognoser av elprisvolatilitet vid utvärderingen av lönsamheten för investeringar i batterilagring bakom mätaren.

Due to increasing penetration of decentralized variable renewable energy generators and the increasing demand of electrical power due to the electrification of the heat and transport sectors, low voltage grids are facing critical problems. Deviation of the permitted voltage range and local overloads of the grid equipment, are the two main issues that are compromising a smooth distribution grid operation. An intelligent integration of distributed generators, heat-pumps and electric vehicles into a Smart Grid, allows the flexibility that they intrinsically provide, to be used by distribution system operators to avoid critical grid conditions. Smart grid suppliers currently available on the market, have been categorized into Local, Decentralized and Centralized Smart Grid Concepts. Their main difference is represented by the level of control, communication and coordination that they make use of. The aim of the thesis was to evaluate the effectiveness of solution of the Smart Grid Concepts implementation in specific low voltage grids, especially in term of voltages and loadings mitigation capabilities, to be used as a decision making tool for future smart grid implementations. A control architecture that emulates the way the analyzed Smart Grid Concepts operate, has been implemented in Python and tested on three different low voltage distribution networks in DigSILENT PowerFactory. The control architecture is an algorithm that communicates to DigSILENT PowerFactory how the Smart Grid needs to operate in response to detected critical grid conditions. The flexibility that the Smart Grid Concepts make use of, are battery storage, active power curtailment and reactive power compensation from photovoltaic inverters and demand side management by means of electric vehicles and heat pumps. In particular, in order to make most use of the available flexibility, an intelligent electric vehicles charging strategy has been implemented as well as an intelligent heat pump operation. Both static worst-case simulations and time-dependent simulations, over a winter and a summer day, for different penetration scenarios, have been carried out. The summary of the simulation results showed that while the Decentralized Smart Grid Concept, if the flexibility is available, is always able to keep voltages and loadings between their critical values, the Local Smart Grid Concept is not able to do the same for the loadings. / På grund av ökad penetration av decentraliserade variabla förnybara energikällor och den ökande efterfrågan på elkraft på grund av elektrifiering av värme- och transportsektorn, står lågspänningsnätet inför kritiska problem. Avvikelse av det tillåtna spänningsområdet och lokala överbelastningar av nätutrustningen är de två huvudproblemen som äventyrar en smidig nätdrift. En intelligent integration av distribuerade generatorer, värmepumpar och elektriska fordon i ett smart nät, tillåter flexibiliteten som de egentligen tillhandahåller, för att undvika kritiska rutnätförhållanden. Smartnätleverantörer som för närvarande är tillgängliga på marknaden har system som kategoriserats som lokalt, decentraliserat och centralt Smart Grid Concepts. Deras huvudsakliga skillnad representeras av den nivå av kontroll, kommunikation och samordning som de utnyttjar. Syftet med avhandlingen var att utvärdera effektiviteten av lösningen av implementeringen av Smart Grid Concepts i specifika lågspänningsnät, särskilt när det gäller spänningar och belastningsreducerande förmågor, som ska användas som beslutsverktyg för framtida smarta nätverksimplementeringar. En reglerarkitektur som emulerar hur ett analyserat Smart Grid Concepts fungerar, har implementerats i Python och testats på tre olika lågspänningsdistributionsnä i DigSILENT PowerFactory. Kontrollarkitekturen är en algoritm som kommunicerar med DigSILENT PowerFactory hur Smart Grid bör fungera som svar på detekterade kritiska gridförhållanden. Den flexibilitet som Smart Grid Concepts använder sig av är batterilagring, aktiv strömavbrott och reaktiv effektkompensation från fotovoltaiska omvandlare och efterfrågesidan hantering med elbilar och värmepumpar. I synnerhet för att på bästa sätt utnyttja den tillgängliga flexibiliteten har en intelligent laddningsstrategi för elfordon implementerats liksom en intelligent värmepumpsoperation. Både statiska wärsta fall simuleringar och tidsberoende simuleringar, över en vinter och en sommardag, för olika penetrationsscenarier har utförts. Sammanfattningen av simuleringsresultaten visade att medan det decentraliserade Smart Grid Conceptet, om flexibiliteten är tillgänglig, alltid kan hålla spänningar och belastningar mellan sina kritiska värden, kan det lokala Smart Grid Concepts inte göra samma för belastningarna.

This thesis evaluates the installation of solar panels at Malarenergi's pump stations in Vasteras, with the aim of supporting the company's vision to meet its commitment of achieving zero emissions by 2035. The study employs the Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) to simulate solar radiation and estimate potential electricity generation from the solar panels monthly for one of the pump stations to compare its production with other stations, to see if it is effective for other pump stations, as all the stations have almost the same size in configuration. Additionally, financial analyses are performed using Excel to assess the costs and benefits of these installations. The findings suggest that solar panels can significantly decrease ongoing energy expenses and environmental impact by reducing the reliance on non-renewable energy sources. However, the initial costs are substantial. The analysis also explores the benefits of integrating battery storage systems to enhance the reliability and efficiency of the solar power supply, this highlights the importance of strategic implementation of modern technology to maximize the benefits. The study's main finding is that although the initial cost of installing solar panels is high, the benefits over the long term such as reduced operating costs and a smaller environmental impact, make them a worthwhile investment for the future. / Detta examensarbete utvärderar potentialen för solcellsinstallationer vid Mälarenergis pumpstationer i Västerås som en del av Mälarenergis strategi att uppnå nollutsläpp till år 2035. Genom simuleringar i Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) har solinstrålning och den potentiella elproduktionen från solpaneler analyserats för att bedöma systemens tekniska, ekonomiska och miljömässiga aspekter. Arbetet fokuserar på 26 pumpstationer, varav endast 6 för närvarande är täckta med tak. För de återstående 20 pumpstationerna planeras tak att byggas. En utvald pumpstation användes som referensstation för att genomföra simuleringarna, eftersom den representerar alla pumpstationernas standarddimensioner. Tre installationsalternativ undersöktes, installation på endast taket (Fall 1), installation på både tak och väggar (Fall 2) samt etablering av en solcellspark (Fall 3). Resultaten från PVGIS-simuleringarna jämfördes med faktisk elförbrukning från Mälarenergis pumpstationer och analyserades i Excel för att utvärdera den ekonomiska lönsamheten, fördelarna med batteri i systemet och miljöfördelarna. Vidare genomfördes en ekonomisk analys, där initiala kostnader för installationen jämfördes med kostnadsbesparingar genom minskad elförbrukning och ökad elproduktion från solceller. Resultaten visar att installation av solpaneler kan minska både driftskostnader och miljöpåverkan genom att minska beroendet av icke-förnybara energikällor, trots att initialkostnaderna är betydande. Arbetet lyfter även fram fördelarna med att integrera batterilagring för att öka tillförlitligheten och effektiviteten hos solcellsinstallationerna. Analysen anger att även om installationskostnaderna är höga i början, överväger de långsiktiga fördelarna med minskade driftskostnader och lägre miljöpåverkan, vilket gör solcellsinvesteringar till ett hållbart val för Mälarenergis framtid.

I takt med ökad elektrifiering i samhället står elnätet inför en problematik med kapacitetsbrist. Med anledning av detta finns ett behov av att utveckla en mer flexibel och effektiv användning av elnätet. En del i detta är införandet av effekttariffer, vilket ska skapa incitament för elkunder att sprida ut sin elanvändning och på så sätt avlasta elnätet. Företaget Enequi tillhandahåller ett system med smart styrning och batterilagring vilket kan utföra effekttoppskapning i syfte att reducera effektavgiften. I denna studie granskas två bostäder, belägna i Partille och Sollentuna, vilka båda har ett styrsystem från Enequi installerat. Syftet är att undersöka hur styrningen bidrar till en förändring i effektavgiften hos de båda bostäderna, samt att bedöma systemets prestanda. Resultatet från Partille visar att ägaren under de åtta månaderna systemet varit i drift sparar 259 kronor på effektavgiften, medan ägaren i Sollentuna under tolv månader sparar 865 kronor. Analysen av systemets prestanda visar också att systemet presterar mest optimalt när egenproducerad el är tillgänglig. Systemet bidrar till nätnytta genom att flytta lasten i bostaden från högt belastade timmar till lågt belastade. Brister som har identifierats i prestandan inkluderar problematik med förhöjda effektavgifter under vissa månader. Slutsatsen är att systemet presterar funktionellt trots vissa brister och att det är möjligt att göra besparingar på effektavgiften över tid.