The Swedish electrical grid has historically been robust and reliable, but with increased electrification in numerous sectors, out-phasing of nuclear power and a high market diffusion of wind power, the system is now facing challenges. The rotational energy in the system is expected to decrease as a result of higher shares of intermittent energy sources, which can affect the stability of the grid frequency negatively. To manage increased frequency drops, the new Fast Frequency Reserve (FFR) market will be implemented by June 2020 in the Nordic power system. Simultaneously, it is expected that the demand of electricity will increase significantly in the transport and industry sectors in the coming years. Several DSOs already today indicate challenges with capacity and power security and have or will implement power tariffs as an economic incentive to prevent these problems. For energy intensive customers, such as industries, it will become important to reduce power peaks to avoid high grid fees. Several peak load shaving strategies can be utilized by industries to reduce their power peaks and thus the power tariff. The aim of this study is to economically analyze peak load shaving for Swedish industries. This is done using Li-Ion BESS and DSM, and to maximize the utilization of the BESS by including energy arbitrage and FFR market participation into the analysis. Firstly, a literature review is conducted within the topics of peak load shaving strategies, energy arbitrage and ancillary services. Secondly, data is gathered in collaboration with WSP Systems – Energy, the initiators of the project, to conduct case studies on two different industries. These cases are simulated in the modeling software SAM, for technical analysis, and then economically evaluated with NPV. Also, nine scenarios are created for the emerging FFR market concerning the number of activations per year and the compensation price per activation. The results from the case studies indicate that peak load shaving of 1 – 3 % with BESS provides a positive NPV for both case industries. However, higher percentages result in negative NPVs when no additional revenue streams are included. When considering energy arbitrage, it is concluded that the additional revenues are neglectable for both industries. Participating in the FFR market provides similar trends in the results as before. The exception is valid for scenarios with high numbers of FFR activations and compensation prices, where positive NPVs for all levels of peak load shaving can be concluded. The peak load shaving strategy DSM is implemented for one of the industries, where efficiency measures are concluded to have the most impact on the economic evaluation. If all efficiency measures would be implemented, the electricity consumption would be reduced by 17 %. Additionally, the power peaks would be reduced with 18 % and result in a significantly more positive NPV than peak load shaving using BESS. A sensitivity analysis concerning BESS capital cost and power tariff price concludes that the BESS price has a strong relation to the NPV, where a BESS price reduction of 60 % results in an NPV increase of at least 100 %. BESS prices have decreased the past years and are expected to keep decreasing in the future. Hence, investments in BESS can become more profitable and attractive in the coming years. Finally, for future research, it is recommended to combine the methodology from this study together with a load forecasting method. This combined methodology could then be practically applied to case specific industries with high peak loads. / Det svenska elnätet har historiskt sett varit robust och pålitligt, men i takt med ökad elektrifiering i flera sektorer, utfasning av kärnkraft samt ökad mängd installerad vindkraft ställs nu systemet inför nya utmaningar. Bland annat förväntas rotationsenergin i systemet minska som ett resultat av högre andelar intermittenta energikällor i systemet. För att hantera detta kommer den nya Fast Frequency Reserve (FFR) marknaden finnas tillgänglig från och med juni 2020. Samtidigt förväntas även efterfrågan på el inom transport- och industrisektorn öka markant de kommande åren. Redan idag är effektbrist ett problem i vissa regioner, vilket kan komma att förvärras. Många nätägare ska eller har redan infört effekttariffer för utnyttjande av deras elnät, vilket är ett ekonomiskt incitament för att hantera effektproblematiken där kunder med en mer flexibel elkonsumtion kommer gynnas. För större elförbrukare, som exempelvis industrier, kan det bli ekonomiskt betydelsefullt att sänka sina effekttoppar och därmed undvika höga nätavgifter. För att minska effekttoppar finns ett flertal så kallade peak load shaving-strategier, som kan utnyttjas av industrier för att minska kostnaderna för effekttariffen. Syftet med denna studie är att analysera peak load shaving för svenska industrier, med hjälp av ett Li-Ion batterilagringssystem och efterfrågeflexibilitet, samt maximera utnyttjandet av batteriet genom att inkludera energiarbitrage och deltagande i FFR-marknaden i analysen. Ett första steg i arbetet är att utföra en litteraturstudie för de berörda områdena. I ett andra steg insamlas data tillsammans med WSP, initiativtagaren av projektet, för att kunna göra en fallstudie på två industrier. För dessa fallstudier undersöks de tekniska förutsättningarna för att implementera peak load shaving-strategier genom modellering i simuleringsprogrammet SAM. Sedan utreds de ekonomiska förutsättningarna för fallstudierna, där NPV används som ekonomiskt nyckeltal. Dessutom skapas nio scenarion för den kommande FFR-marknaden för att uppskatta kostnader och inkomster. Resultatet av fallstudien visar att 1 – 3 % kapade effekttoppar med batterilagring ger ett positivt NPV för båda industrierna. Över 3 % blir resultatet negativt utan ytterligare inkomstströmmar inkluderade. Energiarbitrage konstateras att bidra med marginella positiva fördelar. Vid inkludering av FFR-marknaden i analysen erhålls liknande trender i resultaten, bortsett från scenarion med relativt högt antal avrop och pris. I dessa fall blir även 4 – 10 % kapade effekttoppar ekonomiskt attraktiva. För en av industrierna utvärderas efterfrågeflexibilitet, där effektivisering av elkrävande processer har störst inflytande på resultatet. Vid implementering av samtliga effektiviseringsåtgärder skulle elkonsumtionen minska med 17 %. Dessutom minskar effekttopparna med 18 %, vilket resulterar i ett signifikant mer positivt NPV, jämfört med användningen av batterilager. En känslighetsanalys gällande batteripris och effekttariffer, konstaterade att batteripriset har en stark påverkan på NPV. Vid en batteriprisminskning på 60 % ökar NPV med minst 100 %. Därmed kan batteriinvesteringar bli mer gynnsamma och attraktiva om batteripriser fortsätter att falla, vilket flera prognoser indikerar. Slutligen rekommenderas framtida studier att kombinera metodiken från detta arbete med en prognostiseringsmetod för elanvändning i industrier. Denna kombinerade metod kan sedan praktiskt tillämpas på fallspecifika industrier med höga effekttoppar.

The global energy system is under transformation. The energy transition from a centralized, fossil fuel based energy system to a more decentralized, renewable energy based system will challenge the balancing of electricity supply and demand. This stresses the importance of grid flexibility. In this challenge, energy storage will play a valuable role as it can provide flexibility and support the renewable energy integration. More specifically, lithium-ion battery energy storage systems (Li-ion BESS) demonstrate technological advantages and valuable application possibilities in the electricity grid. This thesis examines opportunities and barriers for deployment of grid-scale Li-ion BESS in the Swedish electricity market, and provides an overview of different perspectives of possibilities with BESS from several market actors. The purpose of the exploratory study is to gain an understanding of prospects for grid-scale BESS in Sweden. Through a comprehensive literature study and an empirical study, based on fourteen interviews with various actors in the electricity market, data was collected and analyzed. The analysis of the empirical findings resulted in two tables summarizing opportunities and barriers for implementation of BESS in Sweden. The opportunities and barriers are categorized into three hierarchical levels; contextual level, power system level and BESS level, referring to where in the system the benefits or hinders are localized. Also, key discussion points related to BESS (such as storage time perspective, ownership, grid services, cost, price signals and knowledge gap) are explored and evaluated. Furthermore, to understand the possibilities for grid-scale BESS in Sweden, a potential business setup for BESS is assessed and analyzed to identify preconditions for BESS to be attractive on the Swedish electricity market. The findings of the thesis indicate that grid flexibility is most likely going to be a considerable issue within 10-20 years. By the time of the potential nuclear phase out in Sweden, there will be major instabilities in the electricity grid if solutions are not in place. Therefore, keys to grid flexibility need to be evaluated and planned for well in advance, and the findings indicate that BESS could be a possible part of the solution. Until now, the regulatory framework has been perceived as rather unclear when it comes to energy storage, which has led to uncertainties among the market actors. These unclarities are about to be clarified with new laws and regulations, which will enable potential businesses for BESS. With the changes in the regulatory framework in place, we see an opportunity with new actors on the market. Our analysis shows that the BESS owner will most likely be a commercial actor, to enable utilization of a BESS for combined applications. An important factor, affecting the possibilities of implementing BESS on the Swedish electricity market, is the cost of BESS. We consider the cost aspect as vital for the likelihood of deploying BESS in Sweden. Based on our main findings, we conclude several preconditions for the deployment of BESS in Sweden. These are; decreased costs of BESS, acceptance from market actors, increased knowledge, a trading platform for grid services provided by a BESS, coordination between markets and electricity load forecasts. We believe that if these preconditions are fulfilled, Li-ion BESS has a chance to affect and have an impact on the Swedish electricity market. / Dagens energisystem är under förändring. Det sker en omvandling där energisystemet går från att vara centraliserat och fossilbaserat till att bli mer decentraliserat och baserat på förnybar energi. Detta kommer att utmana balanseringen av elproduktion och elkonsumtion, vilket betonar vikten av flexibilitet i elnätet. I den stundande utmaningen kommer energilagring att spela en viktig roll eftersom det kan bidra med flexibilitet och samtidigt stödja integrationen av mer förnybar elproduktion. Mer specifikt har energilagersystem med litiumjon-batterier flertalet tekniska fördelar och värdefulla användningsområden i elnätet. Det här examensarbetet utforskar möjligheter och hinder för en framtida implementering av nätanslutna litiumjonbatterilager på den svenska elmarknaden och ger en överblick över perspektiv på utsikter för batterilager från flertalet marknadsaktörer. Syftet med den utforskande studien är att få en ökad förståelse för framtidsutsikterna för storskaliga batterilager i Sverige. Genom en omfattande litteraturstudie och en empirisk studie, baserad på fjorton intervjuer med olika aktörer på elmarknaden, samlades data in och analyserades. Analysen av de empiriska resultaten resulterade i två tabeller som sammanfattar möjligheter och hinder för implementering av batterilager i Sverige. Möjligheterna och hindren kategoriseras i tre hierarkiska nivåer; kontextuell nivå, kraftsystemnivå och batterilagersystemnivå, med hänvisning till var i systemet fördelarna eller barriärerna är lokaliserade. Dessutom utvärderas flera betydande diskussionsteman relaterade till batterilager (såsom lagringstid, ägande, nättjänster, kostnad, prissignaler och kunskapsluckor). För att förstå möjligheterna för att etablera batterilager i Sverige har en möjlig affärsuppställning utvärderats och analyserats. Detta för att identifiera förutsättningar för att batterilager ska vara attraktivt på den svenska elmarknaden. Examensarbetets resultat tyder på att nätflexibilitet sannolikt kommer att bli ett betydande problem inom 10-20 år. Den troliga avvecklingen av den svenska kärnkraften kommer att resultera i instabilitet i elnätet om inte lösningar finns på plats. Därför behöver lösningar för att uppnå flexibilitet i elnätet utvärderas och planeras i god tid och uppsatsens resultat visar på att batterilager kan vara en möjlig del av lösningen. Fram till nu har det funnits oklarheter i regelverket gällande energilagring, vilket har lett till osäkerheter hos marknadsaktörerna. Nya lagar och förordningar kommer att klargöra flertalet osäkerheter och möjliggöra potentiella affärer med batterilager. När det förändrade regelverket är på plats, ser vi potential för nya aktörer på marknaden. Vår analys visar på att batterilager med största sannolikhet kommer att ägas av kommersiella aktörer för att möjliggöra kombinerade användningsområden av batterilager. Möjligheterna till implementering av batterilager på den svenska elmarknaden påverkas i hög grad av kostnaden för batterilager. Vi anser att kostnadsaspekten är avgörande för sannolikheten att utnyttja batterilager i Sverige. Vår slutsats är att det finns flertalet förutsättningar för att batterilager ska bli attraktivt och lönsamt i Sverige. Dessa är; minskade kostnader för batterilager, acceptans från marknadsaktörer, ökad kunskap, en handelsplattform för nättjänster som tillhandahålls av batterilager, samordning mellan marknader samt lastprognoser. Om dessa förutsättningar uppnås anser vi att litiumjon-batterilager har en chans att påverka den svenska elmarknaden.

The battery energy storage system (BESS) is crucial for the energy transition and decarbonisation of the energy sector. However, reliability assessment and capital cost challenges can hinder their widespread deployment. Reliability and cost-benefit analysis help address these challenges and assess BESS adoption's feasibility and viability, which is the aim of this project. A BESS contains various components such as battery packs, inverters, a DC/DC converter, a Battery Thermal Management System (BTMS), electrical protection devices, a transformer, and an Energy Management System (EMS). All these fundamental components must be considered to obtain a complete reliability prediction. Most previous studies focused on the reliability analysis of individual components, but few consider all the abovementioned components in collective reliability analysis. In this thesis, each component is mathematically modelled to estimate failure rates and then used to predict the reliability of the overall BESS system. The model accuracy is verified by comparing the computed reliability indices with the values from standards/references, showing that the proposed reliability prediction methods provide reasonable outcomes. Different scenarios to enhance BESS reliability through component redundancy are explored in this project. It is proved that applying component redundancy can boost the overall BESS reliability at the price of an increased capital cost. However, the enhancement in reliability and lifespan due to component redundancy can also curtail maintenance costs. A cost-benefit analysis assesses each scenario's profitability, considering manufacturers' and owners' perspectives. It helps determine the optimal balance between reliability and profitability. Redundancy applied to components with higher failure rates and lower costs improves the reliability and profitability of the BESS. The finding highlights the importance of strategic component selection for enhancing BESS reliability. Careful reliability and cost analysis should be performed simultaneously to find the most optimised BESS scenario. / Batterienergilagringssystemet (BESS) är avgörande för energiomställningen och avkarboniseringen av energisektorn. Tillförlitlighetsbedömning och utmaningar med kapitalkostnader kan dock hindra deras utbredda användning. Tillförlitlighet och kostnads-nyttoanalys hjälper till att hantera dessa utmaningar och utvärdera BESS-antagandets genomförbarhet och genomförbarhet, vilket är syftet med detta projekt. Ett BESS innehåller olika komponenter som batteripaket, växelriktare, en DC/DC-omvandlare, ett Battery Thermal Management System (BTMS), elektriska skyddsanordningar, en transformator och ett energiledningssystem (EMS). Alla dessa grundläggande komponenter måste beaktas för att få en fullständig tillförlitlighetsförutsägelse. De flesta tidigare studier fokuserade på tillförlitlighetsanalys av enskilda komponenter, men få beaktar alla ovan nämnda komponenter i kollektiv tillförlitlighetsanalys. I denna avhandling modelleras varje komponent matematiskt för att uppskatta felfrekvensen och används sedan för att förutsäga tillförlitligheten hos det övergripande BESS-systemet. Modellens noggrannhet verifieras genom att jämföra de beräknade tillförlitlighetsindexen med värdena från standarder/referenser, vilket visar att de föreslagna metoderna för tillförlitlighetsprediktion ger rimliga resultat. Olika scenarier för att förbättra BESS-tillförlitligheten genom komponentredundans utforskas i detta projekt. Det är bevisat att tillämpning av komponentredundans kan öka den övergripande BESS-tillförlitligheten till priset av en ökad kapitalkostnad. Förbättringen av tillförlitlighet och livslängd på grund av komponentredundans kan dock också minska underhållskostnaderna. En kostnads-nyttoanalys bedömer varje scenarios lönsamhet, med hänsyn till tillverkarnas och ägarnas perspektiv. Det hjälper till att bestämma den optimala balansen mellan tillförlitlighet och lönsamhet. Redundans som tillämpas på komponenter med högre felfrekvens och lägre kostnader förbättrar tillförlitligheten och lönsamheten för BESS. Resultatet belyser vikten av strategiskt komponentval för att förbättra BESS-tillförlitligheten. Noggrann tillförlitlighets- och kostnadsanalys bör utföras samtidigt för att hitta det mest optimerade BESS-scenariot.

To enable fast charging of electric vehicles in Stockholm or sites where the electrical energy is limited and the number of chargeable vehicles increases, there is a need to investigate new solutions to comply with the future demand. The goal of this project is to investigate what the conditions are in Stockholm today and investigate what is needed to enable fast chargers in Stockholm city. Both what electrical equipment is necessary and develop a model to simulate the flow for the available energy and the demanded energy from a charging location. The result shows that battery energy storage systems can help the chargers, but to what degree depends on demand and availability. What is shown is, if the total maximum power demand is greater than the available power from the grid, a battery could be beneficial. In the scenarios, it has been enough to have a 150 kWh battery to increase the total charged energy over the day by more than two times what the grid could supply. / För att möjliggöra snabbladdning av elfordon i Stockholm eller platser där elenergin är begränsad och andelen laddbara fordon ökar måste nya lösningar undersökas för att möta framtidens behov. Målet med detta arbete är att undersöka vad det finns för förutsättningar för laddning i Stockholm i dagsläget och undersöka vad som krävs för att införa snabbladdare i Stockholms stad; vilken elektrisk utrustning som krävs samt ta fram en modell för att simulera ett flöde av tillgänglig energi och efterfråga för en laddplats.  Resultatet av studien är att batterienergilagringsystem kan hjälpa laddarna, men de bidrar olika mycket beroende på efterfrågan och energitillgång direkt från nätet. Om det totala maxeffektbehovet från laddgatan är högre än vad elnätet kan leverera kan det vara lönsamt att ha installerade batterier. I dessa scenarion har det räckt med ett batteri på 150 kWh för att kunna öka den energimängd som laddas över till elfordon under ett dygn med mer än dubbla nätets kapacitet.

One of the key challenges the world will need to face during the 21st century is global warming and the consequent climate change. Its presence is indisputable, and decarbonizing the gird emerges as one of the required pathways to achieve global sustainable objectives. Solar energy power plants have the potential to revert this situation and solve the problem. One way to harness this energy is through Concentrated Solar Power plants. The major advantage and potential of this technology is its ability to integrate cost-effective Thermal Energy Storage (TES), which is key with such an inherently intermittent resource. On the other hand, the drawback is the high current Levelized Cost of Energy (LCOE). The other main way to harness that highlighted solar energy is the use of Photovoltaic panels, which have recently achieved very competitive LCOE values. On the other hand, the storage integration is still a very pricey option, normally done with Battery Energy Storage Systems (BESS). As a conclusion, a hybrid power plant combining the LCOE of the PV and the TES of the CSP emerges as the key way of achieving a very competitive solution with a big potential. This master thesis aims at exploring the possibilities of a hybrid CSP and PV power plant with a sCO2 power cycle, integrated in the primary, secondary and tertiary electricity markets. To achieve this purpose, firstly, a Python-based Energy Dispatcher was developed to control the hybrid power plant. Indeed, the Dispatcher is the tool that decides when to produce, when to store… following an optimization problem. This can be formulated mathematically, and that was done and integrated into the Python code using Pyomo, a software for optimization problems. As a result, the Dispatcher achieved an effective control of the plant, showing intelligent decisions in detailed hourly analyses. The results were very promising and included optimization functions as maximizing the profitability of the plant or the total production, among others. To proceed with the Techno-economic assessment of the hybrid plant, the electricity markets were studied. The main source of income of any power plant is normally the revenue from selling electricity to the grid, but since there are several markets, there are also other possibilities. In this thesis, it was assessed from a Techno-Economic perspective how the performance and optimal design of the plants vary when providing different services extra to selling electricity to the grid. The conclusion was that even though the Net Present Value (NPV) achieved working on the spot market was already very high, the extra value added from participating in the secondary or tertiary markets was indisputable. Indeed, the profits attained in those markets were between two and four times higher than the ones of the spot market. This is a specific case, but a trend was identified: these hybrid power plants have a huge possibility and a bright future on the service markets. As a consequence, this thesis shows the huge potential of hybrid power plants integrated in the grid participating in several markets. It also lays the foundation for future studies in other locations, under different conditions and with different technologies, among others.

Detta arbete har med hjälp av en antagen förbrukningsprofil för effekt samt energibehov för laddning av elflyg beräknat om det nuvarande elnätet på mellanspänningsnivå kommer att klara av en framtid där elflyg kommer att användas för kortare resor eller om det kommer behöva avhjälpas med ett batterilagringssystem. Arbetet kom fram till att oavsett räknad förbrukning kommer dagens elnät klara av detta vid normaldrift men inte vid reservdrift för de två fall med högre räknad förbrukning. Vidare kom arbetet fram till att vid användning av nuvarande nätstation kommer ett batterilagringssystem alltid att behövas både vid normaldrift och reservdrift. Arbetet kom även fram till att effekten som elflyg kommer att kräva för att ladda dessa är den begränsande faktorn för elnätet medan energin som dessa kräver för laddning under en hel dag inte är en begränsande faktor. / This work has, with the help of an assumed consumption profile for power and energy requirements for charging electric aircraft, calculated whether the current medium voltage power grid will be able to handle a future where electric aircraft will be used for shorter trips, or if it will need to be supplemented with a battery energy storage system. The work concluded that regardless of the calculated consumption, the current power grid will be able to handle this under normal operation but not under reserve operation for the two cases with higher calculated consumption. Furthermore, the work concluded that when using the current substation, a battery energy storage system will always be needed both under normal operation and reserve operation. The work also found that the power required to charge electric aircraft is the limiting factor for the power grid, while the energy they require for charging over a full day is not a limiting factor.

No description available.

Due to the growing population and climate change, the world will see an increase in demand for food, freshwater and renewable energy supply. Agrivoltaics has the possibility to address all these problems, by producing food and renewable energy but also by reducing water usage in agriculture. This thesis aims to study if agrivoltaics including storage has the potential to enable sustainable greenhouses in Stockholm, Sweden by trying to create a near net zero energy consumption for greenhouses with Agrivoltaics (AV) implemented. Furthermore a techno-economic assessment will be made for the AV-systems where Key Performance Indicator (KPI)’s are compared to economic parameters. The selected KPI’s were a near net zero energy consumption and irradiance underneath the Photovoltaics (PV) technology. The selected PV-technology was standard PV-modules, Semi-Transparent Module (STM) and Organic Solar Cell (OSC) PV. These technologies were paired with li-ion batteries between 0-100 kWh and simulated in the software System Advisor Model (SAM) over a 25 year period. The AV system was applied to two load profiles, one for indoor plants and one for tomatoes. The economic parameters calculated was Net Present Value (NPV), Net Capital Cost (NCC), and Levelised Cost of Electricity (LCOE).  The results showed that the system is efficient in summertime where the PV reached maximum capacity in summer and the battery works as a complement. In wintertime, the AV-system is not very efficient and most of the electricity comes from the grid. It was not possible to create a near net zero energy consumption including storage in Stockholm Sweden. The irradiance beneath the panels were at a maximum for OSC, it was slightly reduced for the STM, and below 50% for the standard PV-module, depending on the size of the AV-system. Depending on the shade tolerance of the plant, the PV-technology should be selected.

<p dir="ltr">The need for reducing reliance on fossil fuels to meet ever-increasing energy demands and minimizing global climate change due to greenhouse gas emissions has led to an increase in investments in Variable Energy Resources (VREs), such as wind and solar. But due to the unreliable nature of VREs, an energy storage system must be coupled with it which drives up the investment cost.</p><p dir="ltr">Lithium-ion batteries are compact, modular, and have high cyclic efficiency, making them an ideal choice for energy storage systems. However, they are susceptible to capacity loss over the years, limiting the total life of the batteries to 15-18 years only, after which they must be safely discarded or recycled. Hence, designing a Battery Energy Storage System (BESS) should consider all aspects, such as battery life, investment cost, energy efficiency, etc.</p><p dir="ltr">Most of the available studies on cost and lifetime of BESS either consider a steady degradation rate over years, or do not account for it at all, they take constant charge/discharge cycles, and sometimes do not consider ambient temperature too. This may result in an error in estimation of the cost of energy storage. The location where the BESS is supposed to be installed can also impact its life, given that each location has its own power consumption trend and temperature profile. In this work, we attempt to simulate a BESS by considering the ambient temperature, degradation rate and energy usage. This will help in getting an insight of a more realistic estimate of levelized cost of storage and for estimating the thermal energy needed to keep them within a certain temperature range, so that they can last longer.</p>

Denna rapport undersöker implementeringen av batterienergilagringssystem (BESS) som en strategisk åtgärd för att hantera de återkommande instabiliteterna i elnätet i Ekerö kommun. Den lokala elkraftsinfrastrukturen drabbas ofta av frekventa och långvariga avbrott, huvudsakligen på grund av sitt beroende av sårbara luftledningar. Integrationen av BESS erbjuder en dubbel fördel: förbättrad nätstabilitet och tillhandahållande av nödvändiga stödtjänster under perioder med hög efterfrågan. Studien inleds med en analys av de nuvarande förhållandena i Ekerös elnät, där de ekonomiska och operativa utmaningarna med den befintliga infrastrukturen belyses. Luftledningarna är särskilt utsatta för miljöpåfrestningar, vilket resulterar i betydande tjänsteavbrott som påverkar både hushåll och kommersiella konsumenter. De ekonomiska konsekvenserna är betydligt viktiga, inte bara på grund av de direkta kostnaderna för reparationer, utan också på grund av de ersättningar som krävs enligt regulatoriska standarder vid tjänstefel. Som en lösning på dessa utmaningar föreslås en strategisk placering av BESS-enheter i kommunen. Dessa system kan lagra överskottsenergi som genereras under perioder med låg efterfrågan, såsom nattetid eller under perioder med låg belastning, och frigöra den under perioder med hög efterfrågan eller när nätet inte kan möta belastningskraven. Denna kapacitet bidrar inte bara till reservkraft och stabilisering av elnätet, utan säkerställer även en mer effektiv användning av genererad energi, vilket minskar spill och potentiellt sänker elkostnaderna för kommunen. För att besvara frågeställningarna kring den optimala kapaciteten och placeringen av BESS har HOMER Pro använts. HOMER Pro är en mjukvara för optimering av mikronät. Med HOMER Pro har olika scenarier simulerats för att hitta den mest effektiva lösningen baserat på Ekerös specifika energibehov och nätförhållanden. Simuleringarna har resulterat i en rekommendation om att implementera en total kapacitet av cirka 52 MWh batterilagring vid samtliga nätstationer för att tillgodose kommunens energibehov under avbrott och hög belastning. Vidare beskriver rapporten de tekniska specifikationerna och de operativa mekanismerna för BESS, inklusive de batterityper som övervägs (t.ex. litiumjon, bly-syra), deras förväntade livslängd, kapacitet och effektivitet. Den undersöker också potentiella platser för installation, bedömer deras inverkan på den övergripande nätstabiliteten och de logistiska övervägandena vid distribution och underhåll av dessa system. Slutligen förespråkar rapporten antagandet av BESS i Ekerö som ett kritiskt steg mot en mer motståndskraftig och ekonomiskt hållbar energiinfrastruktur. Genom att minska effekterna av strömavbrott och optimera användningen av elektrisk energi kan BESS avsevärt förbättra servicenivån för Ekerös invånare och företag, och sätta en standard för andra kommuner med liknande utmaningar. / This report investigates the implementation of Battery Energy Storage Systems (BESS) as a strategic measure to address the recurring electrical grid instabilities in the municipality of Ekerö. The local power infrastructure frequently experiences outages due to its reliance on vulnerable overhead power lines. The integration of BESS offers dual benefits: improved grid stability and the provision of essential support services during periods of high demand. The study begins with an analysis of the current conditions of the electrical grid of Ekerö, highlighting the economic and operational challenges posed by the existing infrastructure. Overhead lines are particularly susceptible to weather conditions, which lead to significant service interruptions that impact both residential and commercial consumers. The economic implications are substantial, not only due to direct repair costs but also due to compensations required by regulatory standards for service failures. In response to these challenges, the report proposes the strategic placement of BESS units throughout the municipality. These systems can store excess energy generated during periods of low demand, such as nighttime or off-peak hours, and release it during periods of high demand or when the grid cannot meet the load requirements. This capability not only stabilizes the grid but also ensures more efficient use of generated power, reducing wastage and potentially lowering electricity costs for the municipality. To address questions regarding the optimal capacity and placement of BESS, the report utilizes HOMER Pro software for microgrid optimization. Various scenarios were simulated using HOMER Pro to determine the most effective solution based on Ekerö’s specific energy needs and grid conditions. The simulations resulted in a recommendation to implement a total capacity of approximately 52 MWh of battery storage across all substations to meet the municipality’s energy needs during outages and periods of high demand. Furthermore, the report details the technical specifications and operational mechanisms of BESS, including the types of batteries considered (e.g., lithium-ion, lead-acid), their expected lifespan, capacity, and efficiency levels. It also examines potential installation sites, assessing their impact on overall grid stability and the logistical considerations involved in deploying and maintaining these systems. In conclusion, the report advocates for the adoption of BESS in Ekerö as a critical step towards a more resilient and economically sustainable energy framework. By mitigating the impact of power outages and optimizing the use of electrical energy, BESS can significantly enhance the quality of service provided to Ekerö’s residents and businesses, setting a precedent for other municipalities facing similar challenges.