This degree thesis investigates the possibilities of producing food inside a container at Svalbard, using renewable energy and energy storage. The idea was to be able to place the container at remote places without the need of being connected to the grid. We chose Svalbard, where it is cold and the sun is shining 24 hours a day at summertime. In the winter the opposite occurs and the sun is absent from the sky. The work is divided into theoretical studies and results based on different calculations. Such as economical evaluations (LCOE), and simulations using the computer programs Matlab and PVsyst. We have investigated if solar power and wind power is suitable as energy sources. Options for storage were batteries, grid and hydrogen storage. Different cases with Photovoltaics- and wind power plants, with batteries or grid, were compared against each other. It is not possible to use the grid as storage. This resulted in different sizing of our cases, with no excess energy production. The result showed that a 5 kWp photvoltaic plant with dual axis tracking system, was the most profitable. The Pay off would be 14 years and the total profit 63 453 SEK. If it will become possible in the future to use the grid at Svalbard as storage, it will open up opportunites for bigger systems. This will lead to higher profit than with smaller ones. Our results show that it is now most profitable with solar power.

An increased amount of intermittent electricity production, more electric vehicles (EV), and an overall electrification of society may all cause a higher variability between the balance of supply and demand on the electric grid. Battery storage has been identified as a solution to the emerging problem asit can be charged during hours of low power demand and then discharged to help meet the power demand during peak loads. This master thesis investigates how characteristics from yearly power demand data can be defined so that a battery energy storage system (BESS) can be dimensioned for it and which parameters are important when dimensioning a BESS. The investment cost of the dimensioned BESS is investigated and calculated, and there is as well a general discussion of potentials, drivers, and barriers for a grid owner to implement a BESS. The master thesis includes a literature study and a case study performed together with Tekniska verken and its subsidiary company Tekniska verken Nät where three cases of varying sizes were investigated:• An EV charging station, with a peak power demand of up to 1 MW.• A distribution station, with an original peak power demand of close to 3 MW.• Purchased power from the regional grid, with a peak power demand of almost 152 MW. By dimensioning a BESS from a year-long data curve of the hourly power demand, a power limit was set. The highest peak power value over the power limit, the longest peak duration, and the highest energy peak were then identified to establish the curve characteristics. A battery storage was investigated to see if it could be used to meet the demand occurring when implementing a power limit to the yearly power demand curve. Batteries store electrical energy in the form of electrochemical energy and then transforms the energy back into electrical energy when needed and does so with varying efficiency according to the type of chemistry that is used in the battery. The so-called lithium ion (li-ion) battery is mostly used today and utilizes lithium in the shape of ions along with a metallic cathode and a carbon anode. The cathode and anode can vary in a li-ion battery chemistry, which varies its characteristics and means that there are multiple types of li-ion battery chemistry types. The specific li-ion battery chemistry lithium iron phosphate (LFP), was established as the most applicable battery due to its high energy density, easy to attain materials, general safety, maturity, and amount of discharge cycles it can handle throughout its lifetime. A BESS could be modelled from the LFP limitations and data curve for each case. The results showed that a short-duration variability of a power demand was a success factor for the implementation of a BESS. It allows the BESS to recharge often and the minimum required energy capacity could be lower and more optimal. An investment cost insecurity was established from literature when comparing estimates, as it could vary depending on the published date, used battery chemistry, taxes, and subsidies in the origin country of the literature. Therefore an estimate given by the Swedish transmission system operator (TSO), Svenska Kraftnät of 5-6 MSEK/MWh from a report published in late 2022 was deemed most relevant. An investment cost for each scenario in every case could be calculated and additional economical benefits relevant in the cases such as comparing to the cost of conventional grid reinforcement or economical gains from a lowered grid subscription were investigated. However, an overall conclusion that the investment cost of a BESS was too expensive to be deemed feasible and that there were no overwhelming economical gains from reducing the peak loads was made. A final generalization and discussion of drivers and barriers concluded that the applicability of a BESS can be identified by the defining characteristics of a demand curve. Moreover, it was found that the BESS investment cost was too high when only applying it for grid reinforcement methods. Although, a BESS can have additional benefits to the grid stability. The grid owner cannot however, own a BESS and use it on the frequency service market which otherwise would potentially make it economically feasible to strengthen the grid. The ultimate goal of the project is to help create a broader understanding of battery storage as part of the electrical network, where and when it can be applicable, and how one could go about investigating its use. / En ökad mängd variabel elproduktion, fler elbilar och en elektrifiering av samhället i helhet. Detta kommer skapa en högre variabilitet och därmed större obalans mellan tillförsel och efterfrågan på elnätet. Batterilagring har identifierats som en potentiell lösning till det ökade problemet då det kan laddas vid ett lågt effektbehov och urladdas vid ett högt effektbehov. Genom detta examensarbete kommer det undersökas hur karaktäristik från årliga effektkurvor kan definieras. Det görs i syfte av att dimensionera ett batterilagringssystem utefter datan. Därefter undersöks även vilka parametrar som är viktiga vid dimensioneringen av ett batterilagringssystem. Utefter de dimensionerade batterilagringssystemen tas även en investeringskostnad fram. En diskussion framförs även utifrån den generella potentialen, drivkrafter och barriärer som finns vid implementering av ett batterilagringssystem från perspektivet av en nätägare. Examensarbete består av en litteraturstudie och en fallstudie som genomförs i samarbete med Tekniska verken i Linköping AB och Tekniska verken Nät, där tre fall av varierande storlek undersöks:• En elbilsladdningstation, med ett toppeffektbehov på upp till 1 MW.• En fördelningsstation, med ett ursprungligt toppeffektbehov på nästan 3 MW.• Köpt effekt från det regionala nätet, där toppeffektbehovet uppgår till nästan 152 MW. Vid dimensionering av ett batterilagringssytem från den årliga effektkurvan måste en effektbegränsning sättas. Därefter kan den överstigande effektopplasten, den längsta tiden effektbegränsningen överstigs och den högsta överstigande energin tas fram, för att etablera kurvans karaktäristik. En undersökning gjordes om ett batterilager kunde användas för att möta effektbehovet då en effektbegränsning införs till den årliga effektkurvan. Batterier lagrar elektrisk energi i formen av elektrokemisk energi för att sedan transformera tillbaka det till elektrisk energi då det finns ett behov. Effektiviteten av transformeringen varierar beroende på den kemiska blandningen som batteriet är uppbyggt av. Det så kallade litiumjonbatteriet är det mest använda idag och nyttjar litium i formen av joner tillsammans med en metallisk katod och en anod av kol. Katod och anod kan variera vilket medför en förändrad karaktäristik och betyder alltså att det finns olika sorters litiumjonbatterier. Den specifika litiumjärnfosfat (LFP) blandningen ansågs mest användbar i elnätsapplikationer. Detta på grund av sin höga energidensitet, lättillgängliga material, generella säkerhet, teknikens mognad och mängden urladdningscyklar den kan hantera. Ett batterilagringssytem kunde då modellerades utefter LFP-batterikemin i kombination med den årliga effektkurvan för varje fall. Resultatet därifrån visade att en korttidsvariabilietet av effektbehovet var en framgångsfaktor vid implementeringen av ett batterilagringssystem. Detta då det tillåter för ett batterilagringsystem att återladdas oftare och en lägre minimal energikapacitet kan dimensioneras vilket gör den mer optimal. Vid undersökning av investeringskostnaden upptäcktes en svaghet i litteraturen vid jämförandet av kostnadsuppskattningar. Uppskattningen kunde variera beroende på publiceringsdatum, val av batterikemi, landets skatter och bidrag. Därav valdes en kostnadsuppskattning från den svenska stamnätsägaren, Svenska Kraftnät på 5–6 MSEK/MWh utifrån en rapport publicerat sent i 2022 som mest relevant. Utifrån kostnadsuppskattningen kunde en beräkning av investeringskostnad och ytterligare ekonomiska gynnsamheter relevanta för varje fall undersökas (såsom en jämförelse mot konventionell nätförstärkning eller sänkt abonnemangskostnad). Den generella slutsatsen som drogs var däremot att investeringskostnaden för ett batterilagringssystem var för dyrt för att vara ekonomiskt genomförbart. Det var dessutom inga betydande ekonomiska gynnsamheter som kunde ändra på det då batterilagringssystemet endast användes till att sänka toppeffektlaster. En avslutande generalisering och diskussion av drivkrafter och barriärer framgav att applicerbarheten av ett batterilagringsystem kunde definieras utifrån den identifierade karaktäristiken av den årliga effektkurvan. Dessutom framkom det att investeringskostnaden i varje fall var för hög då batterilagringssystemet endast nyttjades som nätförstärkning. Hursomhelst kan ett batterilagringssystem bidra till ytterligare fördelar i elnätets stabilitet. Elnätsägaren kan inte äga ett batterilagringssystem och använda det på effektreservmarknaden som annars kunde bidra till batterilagringssystemets ekonomiska genomförbarhet. Det slutliga målet av arbetet har varit att ge en bredare förståelse för batterilagring som en del av elnätet. Detta genom att ta reda på när och var det är applicerbart och hur man kan utvärdera dess användning.

Over the past decade, technologies that facilitate household electricity production and storage have seen a rapid development along with a significant cost reduction. Research points to an increased share of household-produced electricity within the existing national grids across the globe. In some cases, self-sufficiency is possible where households are able to decouple from the grid and become independent on their electricity, in other words, go off-grid. Furthermore, this change puts additional pressure on how the electricity system is set up, which, challenges prevailing incumbents to adapt. Depending on the geographical location, circumstances for selfsufficiency varies. Sweden is a country with high seasonal variations with its Northern position, which raises the question of how off-grid households are feasible and, how they can receive traction. To investigate possible changes within large technical systems such as the electricity system, which is a vital part of the society, theories within socio-technical systems have shown much promise. However, these theories often lack the more techno-economic aspect of concrete and future investment costs from a consumer perspective, suggesting an existing research gap. Hence, the purpose of this study is to provide further knowledge regarding off-grid applications in the Swedish Context. This is done by investigating what circumstances could trigger existing electricity consumers to go off-grid. The research process and structure of the report can be interpreted as indiscriminate, however, the study has focused on combining theories surrounding socio-technical changes whilst applying techno-economic modelling to strengthen the work, similar to a dual paper study. Data was collected in the form of a literature review and interviews to provide a holistic representation of off-grid and its nexus to the electricity system. In addition to this, complementing modelling of grid-connected-, prosumer-, and off-grid households were performed. Results point towards a scene where off-grid reaches grid parity within the coming two decades, which, will increase the economic rationale of investing in an off-grid. Opposingly, there is currently no economic rationale in off-grid applications considering the relatively low electricity costs in Sweden as of today. Moreover, conditions show promise if the adopters see beyond economics and, possesses a strong will towards independence. However, implications suggest that the high reliability and low costs of the Swedish electricity grid impedes the ability of new radical innovations to receive traction. Furthermore, this study has contributed by filling the research gap between socio-technical changes and techno-economic projects in regards to electricity systems. Consequently, contributing to the academic field of socio-technical change, it has been shown that the combination of socio-technical change and techno-economic projections is applicable and beneficial. Additionally, it can be argued that the results of this study highlight that the consumer have a greater role in the development of off-grid applications than what the theories suggest. Lastly, the electricity system is a complex mechanism and, to further strengthen the perception of how a relatively new application, as in the case of off-grid, will impact the system, appurtenant suggestions for possible future research within the area are proposed. / Under det senaste decenniet har teknik som underlättar hushållens elproduktion och lagring haft en hastig utveckling tillsammans med en betydande kostnadsminskning. Forskning pekar på en ökad andel hushållsproducerad el inom de befintliga nationella elnäten över hela världen. I vissa fall är självförsörjning möjligt där hushållen kan koppla bort sig från nätet och bli oberoende av sin elförsörjning, med andra ord gå off-grid. Vidare leder en potentiell förändring mot offgrid till ytterligare påtryckningar på hur elsystemet är uppbyggt, vilket utmanar många aktörers sätt att agera. Beroende på geografisk plats så varierar förutsättningarna för självförsörjning. Sverige är ett land med stora säsongsvariationer i och med sin nordliga position, vilket väcker frågan om off-grid hushåll är genomförbara i Sverige och hur de kan skulle kunna etableras. För att undersöka möjliga förändringar inom stora tekniska system som elsystemet, som är en viktig del av samhället, har teorier inom socio-tekniska system visat vara till stor nytta. Däremot saknar dessa teorier emellertid den mer tekno-ekonomiska aspekten av konkreta och framtida investeringskostnader ur ett konsumentperspektiv, vilket antyder ett befintligt forskningsgap. Följaktligen är syftet med den här studien att ge ytterligare inblick om off-grid-applikationer i svenska sammanhang. Vilket har gjorts genom att undersöka vilka omständigheter som kan leda till att befintliga elkonsumenter går off-grid. Forskningsprocessen och strukturen i rapporten kan vara svårtolkat, men studien har fokuserat på att kombinera teorier kring socio-tekniska förändringar samtidigt som man använder teknoekonomisk modellering för att stärka arbetet. Data samlades in i form av en litteraturstudie och intervjuer för att ge en holistisk representation av off-grid och dess koppling till elsystemet. Utöver litteraturstudie utfördes kompletterande modellering av hushållsanslutna, prosumeroch off-gridhushåll. Resultaten pekar mot scenarion där off-grid når nätparitet under de kommande två decennierna, vilket kommer att öka den ekonomiska rationaliteten för att investera i ett off-grid. Det finns det för närvarande inga ekonomiska skäl till att investera off-grid-applikationer med tanke på de relativt låga elkostnaderna i Sverige idag. Förhållandena visar dessutom löfte om att potentiella användare ser förbi ekonomin och har istället en stark vilja mot självständighet. Implikationer tyder emellertid på att det svenska elnätets höga tillförlitlighet och låga pris hindrar nya radikala innovationers förmåga att ta få fäste. Det är argumenterbart att den här studien har bidragit med att fylla forskningsgapet mellan socio-tekniska förändringar och tekno-ekonomiska projektioner inom elsystem. Samtidigt har studien bidragit till det vetenskapliga området kring socio-tekniska visat på möjligheten och fördelen i att kombinera teorier kring socio-teknisk förändring och tekno-ekonomiska förändringar. Dessutom kan det hävdas att resultaten av den här studie visar att konsumenten har en större roll i utvecklingen av applikationer utanför nätet än vad teorierna föreslår. Slutligen är elsystemet en komplex mekanism, och för att ytterligare stärka uppfattningen om hur en relativt ny applikation, som i fallet utanför nätet, kommer att påverka systemet föreslås lämpliga förslag för eventuell framtida forskning inom området.