Denna uppsats berör den kommande nordiska slutkundsmarknaden för elektricitet med utgångspunkt i de större svenska elhandelsbolagen. Syftet är att undersöka vilka drivkrafter som finns bakom denna marknad, hur de svenska elhandelsbolagen förbereder sig samt hur en nordisk slutkundsmarknad kan påverka deras internationaliseringsprocess. En kvalitativ studie i form av intervjuer genomförs där fyra större svenska elhandelsbolag ingår: Vattenfall, Fortum, E.ON och Mälarenergi. Dessa undersöks mot bakgrund av teori kopplad till internationalisering. Den teoretiska modell som används innefattar skäl till internationalisering, val av etableringsform samt själva internationaliseringsprocessen i sig. Studien visar att de övergripande drivkrafterna bakom en nordisk slutkundsmarknad kan ses ur två perspektiv: myndighetens (Energimarknadsinspektionens) samt elhandelsbolagens. Ur myndighetsperspektivet är drivkrafterna ökad kundnytta, samhällsekonomisk vinning, större produktutbud samt bättre nordiskt förhandlingsläge på EU-nivå. Ur elhandelsbolagens perspektiv nämns även här ökat kundfokus men framförallt skalfördelar till följd av en större marknad. Elhandelsbolagens förberedelsearbete kan huvudsakligen delas upp i två områden. Det första är kunskapsinsamling vad gäller övriga nordiska marknader och hur utvecklingen mot en nordisk slutkundsmarknad fortgår, vilket påverkar internationaliseringsprocessen. Det andra är att successivt försöka anpassa sina IT-system och processer mot ökad nordisk samordning. Internationaliseringsprocessen hos de elhandelsbolag som ingår i studien påverkas av den kunskapsinsamling som nu sker samt deras marknadsengagemang i övriga nordiska länder. En fullständigt harmoniserad nordisk slutkundsmarknad kan komma att påverka elhandelsbolagen på så sätt att deras IT-system kan samordnas i de olika nordiska länderna. Själva internationaliseringsprocessen påverkas och förenklas eftersom en harmoniserad marknad ökar förutsättningarna att verka i flera länder. Bolagens internationalisering kan ske genom flera olika typer av etableringsformer, men där historien visar att förvärv i många lägen ansetts lämpligt. Diskussion förs kring huruvida IP-modellen kan beskriva elhandelsbolagens internationaliseringsprocesser.

As the introduction of renewable energy sources increase in the power market, the need for effective use of electricity by consumers gains importance. The Swedishpower market is characterized by demand inelasticity. Thus, resulting in a system where supply follows demand. Increased demand response in electricity markets is essential in order to cope with future challenges. Electricity retailers can encourage an increased demand response by offering contracts to their customers such as “Realtime pricing” and “Fixed price with the right to return”. Under these contracts consumers are exposed to the hourly prices of electricity, thus benefitting by shifting the load to hours when the price is low. Electricity retailers benefits theoretically by risk eliminations. The aim of this paper is to quantify the economic consequences of increased demand response, for electricity retailers by offering the two contracts.This is done in two parts; firstly a simulation model of demand response is developed based on spot prices and different levels of price elasticity, secondly the results from the simulations are used in a model for calculations regarding an electricity retailers’ economy. The results show that an electricity retailers’ profit increases with increased demand response, greater response results in greater profits. Using low,medium and high demand response results in a profit increase of 34 %, 38 % and 55 % respectively. / Marknadsbaserade styrmedel i bostadssektorn

I början av 90-talet avreglerades elmarknaden i ett försök att skapa konkurrens och därigenom större valfrihet och bättre priser för användarna. Sedan dess har många nya företag som säljer elektricitet (elhandelsbolag) etablerats, och på dagens elmarknad erbjuds dessutom ett stort utbud av tjänster. På den industriella marknaden, där företag köper elektricitet i stor omfattning för att upprätthålla produktionen, krävs kunskap från båda parter. Följaktligen är försäljning/inköp av el komplex utöver konkurrensen genom pris. Uppsatsen bygger på en undersökning som tydligt visar att elhandel sker i stabila och långvariga affärsrelationer. Detta har fastställts genom analys av graden av förtroende, engagemang, anpassning och ömsesidigt beroende. Om relationer som elköpande företag har med andra aktörer än elhandelsbolaget påverkar affärsrelationen har också analyserats. Denna analys visar att påverkan från omkringliggande aktörer på elmarknaden är begränsad.   Implikationen är att på den svenska elmarknaden kan priskonkurrens vara av betydelse, men andra faktorer, som förtroende och engagemang för en partner vara ännu viktigare. Ömsesidigt beroende kan också över tiden utvecklas mellan parterna i takt med att utbudet och användningen av energitjänster ökar. När en relation har skapats och fördjupas mellan elhandelsbolaget och elkunden är det svårare för konkurrerande elhandelsföretag att använda låga elpriser som det enda konkurrensmedlet för att vinna över industriella elköpare.

The load in the electricity grid fluctuates during the day and between seasons. As a distribution system operator (DSO), an uneven load profile leads to increased transmission losses and unnecessary high costs for subscribing power from the feeding grid. Efficiency measures and a more even power consumption by the end-users, could therefore lead to that a DSO can achieve lower costs for power-subscription from the feeding grid and transmission losses, but also implies a lowered cap of total revenues. As a step towards implementing the EU energy efficiency directive, the Energy Markets Inspectorate (Ei) have developed two economic incentives which enables for DSOs to profit economically from cost reductions related to transmission losses and feeding grid. For this reason the electricity suppliers Storuman Energi and Affärsverken Energi sees a possibility to offer a load shift-service to low voltage DSOs using the flexibility in the demand of electrically heated households. The aim of this study is therefore to demonstrate how a service such as this one can be valued in the Swedish electricity market. The task at hand was examined by conducting a survey of the values of demand-side flexibility, as well as an investigation of how the costs for the end-user and incentives for the DSO are affected by flexibility. A review of the values associated with demand-side flexibility has been conducted for electricity suppliers, DSOs and end-users. With regard to the DSOs, the main value is connected to the new economic incentives from Ei, whose potential depends on the properties of the grid and the tariff for the feeding grid. Other values related to operation and delivery reliability can also be achieved. The main values for electricity suppliers are a lowered risk for unbalance following as a consequence of better knowledge of their end-users’ usage, and also the possibility to profit by offering a load shift-service. The values for end-users have been divided between cost reductions and system benefits, both of which are regarded to compensate the remuneration end-users require to offer their flexibility. By adapting consumption after the spot market price or the grid tariff, lowered costs for electricity can be achieved. The end-users can also appreciate system-benefits such as the facilitation for intermittent renewable electricity production, electric vehicles and reducing the societal dependency on expensive fossil-fuelled power generation as positive. They do on the other hand regard a possible depreciation of the heat comfort, data confidentiality and reduced control over one’s own electricity consumption as negative. If the service can be bundled with equipment which yields other values, such as an increased heat comfort, the end-users’ demand for remuneration can decrease. To explore what effects demand-side flexibility can have on the electricity costs of end-users and the economic incentives for DSOs, a case study is conducted in the electricity distribution grid of Karlskrona. Through review of previous studies, a potential for demand reductions was established and used as input in the case study. It can be determined that the incentive for a more even load profile constitutes a substantially greater share of the total incentives, compared to the incentive for reduced distribution losses. It is further concluded that a fairly large part of the incentives can be achieved by controlling the end-users on only a few occasions each year. It is also established that the cost reductions for end-users can match their demand for remuneration. A future scenario with more electrical vehicles connected to the grid for charging, greatly increases the possible benefits for both the DSO and end-users. Through the investigation of different possible designs for the energy service, it is recommended that the demand side management of end-users is placed in the hands of an electricity supplier responsible for balancing the consumption of the end-users. A procurement-procedure is deemed problematicfollowing the risk for unproportional use of resources and time. As a result of this, the energy service should not be traded directly between DSOs and electricity suppliers. Instead, it is proposed that the DSO develops a time-differentiated tariff, after which the electricity supplier can adapt the end-users’ consumption. Since the results indicate that controlling the end-users consumption on just a few occasions is sufficient to yield large benefits for the DSO, a grid-tariff with critical peak pricing is recommended. This tariff employs a high price for shorter periods of time when the grid load is peaking and a rebated price during all other occasions. This opens up for controlling the use during the other days according to the spot market price. As the electricity supplier grants the end-user lowered costs for both the electricity grid and trading, they have the opportunity to apply a charge for the service. Both the DSO, end-user and electricity supplier is presumed to improve their profitability with this design. When implementing the energy service, a couple of aspects are important to shed light on. The grid-tariff of the end-user and the tariff for the feeding grid needs to be synchronized with each other, to stimulate the same type of load shifts. It should also be noted that the possible gain from the incentives will decrease as demand side management-measures is taken since the reference-level from which a comparison is made improves. Another interesting aspect is that the regulation stipulates that only a certain percentage of the cost reductions will result in incentives, thus limiting the amount of profitable measures. Since the costs and revenues between the actors in the transmission system (low and medium voltage DSOs and the TSO) are interdependent, the revenue loss for the medium voltage DSO resulting from the cost reduction for the low voltage DSO, can result in a recoil effect. Lastly, a widespread introduction of control equipment to end-users can facilitate other uses for the demand-side flexibility. / Belastningen i elnätet varierar under dagen och mellan olika säsonger. Att som nätägare ha en ojämn belastning i sitt nät leder till ökade nätförluster och onödigt höga kostnader för att abonnera effekt från det överliggande nätet. Effektiviseringar i nätet och ett jämnare effektuttag av användarna kan därmed leda till att en nätägare kan erhålla minskade kostnader för abonnerad effekt från överliggande nät och nätförluster, men innebär också en sänkt intäktsram för nätägaren. Vid implementering av EU:s energieffektiviseringsdirektiv har Energimarknadsinspektionen tagit fram två ekonomiska incitament som möjliggör för nätägare att dra nytta av kostnadsminskningar för nätförluster och överliggande nät. Av denna anledning ser elhandelsbolagen Storuman Energi och Affärsverken Energi möjligheter att, med hjälp av efterfrågeflexibilitet hos framförallt eluppvärmda hushåll, erbjuda en laststyrningstjänst till lokalnätsnätägare. Syftet med denna studie är därmed att demonstrera hur en tjänst som denna kan värdesättas av aktörerna på den svenska elmarknaden. Frågan behandlas genom att undersöka vilka värden efterfrågeflexibilitet kan ge upphov till, exempelvis hur slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament påverkas av efterfrågeflexibilitet. En inventering har gjorts av efterfrågeflexibilitetens värde för elhandlare, nätägare och slutanvändare. För nätägare bedöms de huvudsakliga värdena finnas kring de nya ekonomiska incitamenten, vars potential beror på nätets förutsättningar och regionnätstariffen. Det finns också nyttor kopplade till driftsäkerhet och leveranskvalitet. Elhandlare kan dra nytta av en lägre risk för obalans genom att de får bättre uppfattning om sina kunders användningsmönster, samt möjligheten att även debitera för utförd laststyrningstjänst. För slutanvändare har värdena delats upp i kostnadsminskningar och systemnyttor. Båda dessa anses kunna kompensera för de krav på ersättning som slutanvändare har för att bidra med sin flexibilitet. Genom anpassning efter exempelvis spotpris eller en nättariff kan lägre kostnader för elhandel respektive nät erhållas. Vad gäller systemnyttor kan följder som att exempelvis främja intermittent förnybar elproduktion, underlätta införande av en eldriven fordonsflotta samt att minska beroendet av dyra fossileldade produktionsslag ses som positiva. Å andra sidan bedöms en upplevd risk för försämrad värmekomfort och datasekretess samt minskad kontroll över sin användning spela in som negativa värden. Om tjänsten kan paketeras tillsammans med utrustning som även ger andra mervärden, exempelvis möjliggör en ökad värmekomfort, kan slutanvändares ersättningskrav minska. För att utreda vilken konkret påverkan efterfrågeflexibilitet kan ha på slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament görs en undersökning i Karlskronas lokalnät. Där appliceras den potential för efterfrågeflexibilitet som tidigare studier visat på. Det konstateras att incitamentet för jämnare nätbelastning visar betydligt större potential än det för minskade nätförluster samt att en stor del av incitamenten går att erhålla genom att styra endast ett fåtal tillfällen varje år. Vidare pekar resultatet på att slutanvändares kostnadsminskningar kan nå upp i nivåer som motsvarar deras ersättningskrav. Ett framtidsscenario med fler elfordon ger mycket större ekonomisk potential för både nätägare och slutanvändare. Efter att ha utrett olika alternativa utformningar för energitjänsten föreslås att passiv efterfrågeflexibilitet tillämpas genom att laststyrning av slutanvändare sker av en elhandlande aggregator med balansansvar. Ett upphandlingsförfarande bedöms medföra risk för stor resurs- och tidsåtgång, varför handel av tjänsten inte bör äga rum mellan elhandlare och nätägare. Men för att elhandlare ändå ska kunna ta del av värdet från de ekonomiska incitamenten föreslås att nätägaren tar fram en tidsdifferentierad nättariff, vilken elhandlaren kan laststyra slutanvändare efter. Då resultatet pekar på att styrning under endast ett fåtal tillfällen är erforderligt kan en nättariff av typen spetspristariff tillämpas, där kostnaden för effektuttag kraftigt stiger när belastningen är hög i nätet. Då möjliggörs styrning efter exempelvis spotpris de tillfällen som inte är nödvändiga att styra med hänsyn till nätet, eftersom kostnaden för effektuttag då är låg. Genom att elhandlare på så sätt kan erbjuda slutanvändare lägre kostnader för både nät och elhandel har de möjlighet att debitera slutanvändare en avgift för utförd tjänst. Med denna utformning anses både nätägare, elhandlare och slutanvändare kunna nå en ökad lönsamhet. Vid införandet av energitjänsten är ett antal aspekter viktiga att belysa. Slutanvändares nättariff och lokalnätets tariff för överliggande nät spelar en viktig roll då de behöver stimulera till att samma styrning utförs, exempelvis om det är fördelaktigt att styrning sker ofta eller mer sällan. Då incitamentens nivå bestäms utifrån en referensperiod kommer möjlig avkastning att avta i takt med att förbättringar görs. I nätregleringen är det fastställt att bara en viss del av kostnadsbesparingarna erhålls i form av de ekonomiska incitamenten, vilket innebär att vilka åtgärder som är lönsamma begränsas. Genom att kostnader och intäkter är tätt sammankopplade mellan aktörerna i elnätet (lokal-, region- och stamnät) kan regionnätets intäktsbortfall till följd av lokalnätets lägre kostnader, ge upphov till rekyleffekter. Att storskaligt installera styrutrustning hos slutanvändare kan också möjliggöra andra användningsområden, med andra ord skapas det en plattform för efterfrågeflexibilitet.

Syfte Syftet är att utreda kopplingen mellan väder och elproduktion i ett begränsat sydsvensktområde; elområde 4. Metod Arbetet kommer att utföras med en kvantitativ och en kvalitativ metod. Den kvantitativametoden innefattar den största delen av den empiriska huvudundersökningen och utgörs avinsamlad data från SMHI och Nordpool. Det kvantitativa materialet kommer att redogöras föri diagramform vilket utgör grunden för den kvalitativa analysen. Begreppet hållbarhetkommer att figurera som en central punkt för arbetets utformning. Resultat Resultaten består av väder- och klimatdata från ett antal utvalda väderstationer i elområde 4vilka visar på hur olika väderförutsättningar skapar trender för elproduktion. Kustnäraområden har väderkontexter som lämpas bäst för placering av vindkraftverk. Områden iinlandet är mer problematiska och måste utvärderas individuellt för lämplighet förvindkraftsparker. Temperaturerna i elområde 4 visar på en regional sänkning av temperaturenunder slutet av november 2022. I resultaten finns även en betydande undersökning omelmarknadens förutsättningar i elområde 4, främst då med tanke på elproduktion och elprisersamt elhandel. Elproduktionen i elområde 4 är i huvudsak beroende av vindkraft ochsamtidigt finns det ett stort behov av elhandel med andra elområden. Slutsats Kopplingen mellan väder och elpriser är tydligast inom två kategorier, nämligen elproduktionoch elkonsumtion. Elproduktionen varierar kraftigt från dag till dag beroende påvindhastigheten, vilken i sin tur skapar förutsättningar för vindkraften som elområde 4 ärberoende av. Över tid har vindkraftverken en rimlig förmåga att producera el men från dag tilldag kan elproduktionen och därmed även elpriserna variera oerhört mycket. Elkonsumtionensyftar främst på behovet av uppvärmning vilket är onekligt sammankopplat med höjningaroch sänkningar i temperaturen. Det är temperaturförändringar som styr de störreförändringarna i elmarknadens balans mellan produktion och konsumtion. Vid mycket kallatemperaturer kan inte elproduktionen längre hålla jämna steg med konsumtionen ochelpriserna skjuter i höjden.

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.

Electricity needs to be consumed when it is produced, making sure that supply closely meets demand at all times. To account for the rapidly changing operational status and the need for increasing the flexibility of power systems, financial instruments have been put in place creating markets where electricity is traded as a commodity across different time frames; from months or days to minutes before, or even after, planned delivery. In this work, the focus is placed on the short-term electricity markets and particularly on forecasting the intraday volume-weighted average price of the last three hours of trading of hourly power products. To this end, two state-of-the-art recurrent neural network architectures, namely the Temporal Fusion Transformer and the DeepAR network, are compared against well-established statistical models, such as the Linear Regression, ARX and SARIMAX models, with respect to their forecast accuracy on each of the 24 hourly delivery products. Two different experimental setups are applied, with one utilizing two input features drawn specifically from the findings of relevant literature and the other blindly exploiting all available streams of information in either their raw or aggregated form. All models are trained individually per hourly product per experimental setup to support a fair and decisive comparison, leading to 240 unique model instances being trained in total. Furthermore, the input feature importance is inferred by exploiting the inbuilt attention mechanism of the Temporal Fusion Transformer architecture. Finally, by using various realworld historical market data originating from the Nord Pool power exchange as well as from the Svenska Kraftnät, available up until the day of delivery, it is shown that the statistical models outperform both contemporary neural network architectures, with the latter suffering from the inability to generalize to elevated price levels—which are absent from the training dataset. / El måste förbrukas när den produceras, och se till att utbudet alltid motsvarar efterfrågan. För att ta hänsyn till den snabbt föränderliga operativa statusen och behovet av att öka flexibiliteten i kraftsystemen har finansiella instrument införts för att skapa marknader där el handlas som en vara över olika tidsramar; från månader eller dagar till minuter före, eller till och med efter, planerad leverans. I detta arbete läggs fokus på de kortsiktiga elmarknaderna och särskilt på att prognostisera det intradagsvolymvägda genomsnittspriset för de senaste tre timmarnas handel med timkraftprodukter. För detta ändamål jämförs två toppmoderna återkommande neurala nätverksarkitekturer, nämligen Temporal Fusion Transformer och DeepAR-nätverket, mot väletablerade statistiska modeller, såsom modellerna Linear Regression, ARX och SARIMAX, med avseende på deras prognosnoggrannhet för var och en av 24-timmarsleveransprodukterna. Två olika experimentella uppsättningar tillämpas, där den ena använder två indatafunktioner som hämtats specifikt från resultaten av relevant litteratur och den andra utnyttjar blint alla tillgängliga informationsströmmar i antingen deras råa eller aggregerade form. Alla modeller tränas individuellt per timprodukt per experimentuppställning för att stödja en rättvis och avgörande jämförelse, vilket leder till att 240 unika modellinstanser tränas totalt. Dessutom härleds ingångsfunktionens betydelse genom att utnyttja den inbyggda uppmärksamhetsmekanismen i Temporal Fusion Transformer-arkitekturen. Slutligen, genom att använda olika verkliga historiska marknadsdata från elbörsen Nord Pool såväl som från Svenska Kraftnät, tillgängliga fram till leveransdagen, visas att de statistiska modellerna överträffar både moderna neurala nätverksarkitekturer, med sistnämnda lider av oförmågan att generalisera till förhöjda prisnivåer — som saknas i utbildningsdataset.

Uppsatsens explorativa syfte är att utforska samt beskriva riskpremiens storlek och utveckling för de EPADs som handlas för olika elprisområden på den nordiska elmarknaden. Riskpremien har definierats enligt de prissättningsteorier som ursprungligen formulerats av Fama & French (1987) och beräknats ur ett ex post-perspektiv. Studien omfattar drygt 700 EPAD-kontrakt från perioden 2006 till 2014 Tillämpning av deskriptiv statistik visar existensen av betydande riskpremier vars tecken och storlek varierar mellan områden och tidsperioder. Detta är i linje med tidigare resultat av Kristiansen (2004) samt Marckhoff & Wimschulte (2009). Några långsiktiga trender har inte kunnat säkerställas statistiskt. Grafisk analys av säsongsmönster visar på låga (höga) riskpremier sommartid (vintertid) för samtliga områden utom Oslo där omvänt förhållande råder. Oslo samt de danska områdenas kontrakt handlas i contango, övriga områden i backwardation. Samtliga kontrakts riskpremier minskar dock över time-to-maturity, vilket stämmer överens med de riskpreferenser som beskrivs av Hillier et al., (2010). Resultaten från denna explorativa studie kan användas för att hitta intressanta perspektiv och frågeställningar till vidare forskning. Resultaten kan även vara av intresse dels för aktörer som använder EPADs för prissäkring och dels för de institutioner som verkar för en effektiv nordisk elmarknad, exempelvis NordREG, Energimarknadsinspektionen och Nord Pool. / This exploratory paper aims to describe the magnitude and development of risk premium in EPADs traded for different electricity price areas in the Nordic electricity market. Risk premium is defined according to the pricing theories originally formulated by Fama & French (1987), and calculated through an ex post perspective. The study includes more than 700 EPADs from 2006 to 2014. Application of descriptive statistics indicates existence of significant risk premia whose sign and magnitude varies between regions and time periods. This is in line with previous results by Kristiansen (2004) and Marckhoff & Wimschulte (2009). Any long-term trends have not been validated statistically. Graphical analysis of seasonal patterns revealed low (high) risk premium in summer (winter) for all areas except Oslo, where the seasonal patterns are the opposite. EPADs for Oslo and the Danish regions are traded in contango and all other areas in backwardation. Risk premia for all contracts do however approach zero when approaching maturity, which is consistent with theory of risk preferences described by Hillier et al., (2010). The results of this exploratory paper can be used to find interesting perspectives and research questions for further research. The results may also be of interest both for traders who are using EPADs for hedging purposes and the institutions aiming to achieve an efficient Nordic electricity market, such as NordREG, the Swedish Energy Markets Inspectorate and Nord Pool.

I takt med ökat intresse för investeringar i vindkraft behöver aktörer på marknaden tillgång till mer information om vilka faktorer som kan påverka dessa investeringars förmåga att generera intäkter. Eftersom intäkter kan genereras genom att strukturera sin försäljning på olika sätt behöver intressenter erhålla bättre förståelse kring varje strukturs förmåga att generera intäkter över tid. I detta examensarbete har vi undersökt aggregerade intäkter och estimerade riskmått över ett år för tre försäljningsstrukturer: försäljning till Spotmarknaden, genom Baseload PPA och genom As-produced PPA. För att göra detta har vi försökt replikera fördelnings- och tidsserie-egenskaper för vindhastigheter, spotpriser och balanseringspriser. Försöken visar lovande replikerbarhet för vindhastigheter, och ganska lovande replikerbarhet för spotpriser och balanseringspriser.  Vi visar att högre förväntade aggregerade intäkter uppvisar även tendens till högre estimerad risk. Den försäljningsstruktur som visar högst förväntade aggregerade intäkter var försäljning till Spotmarknaden, följt av Baseload PPA och lägsta intäkter erhölls genom As-produced PPA. Liknande rangordning sammanfattar estimerade riskmått, där försäljning till Spotmarknaden visade högst Value-at-Risk, följt av Baseload PPA och lägsta risken estimerades i As-produced PPA. Slutligen drar vi även slutsatsen att As-produced PPA är den största riskmitigeraren av de två olika PPA alternativen.  Vår studie har genomförts under många avgränsningar och antaganden som behöver förstås ordentligt innan slutsatser från denna studie används. Några av avgränsningarna är att vi antar stationäritet i spotpriser, tar ingen hänsyn till förluster i kraftproduktion till följd av typ av landyta, undersöker endast ett vindkraftsverk och vi tar inte hänsyn till förluster i transmission eller kostnader från Nord Pool. Dessutom undersöker vi försäljningsprocessen för vindkraftsproducent som säljer all elektricitet själv och som inte har tillgång till handel genom Intradagsmarknaden. En ytterligare begränsning i arbetet är att vi inte har mätdata för historiska vindhastigheter vid en faktiskt planerad vindkraftspark, utan för en mätmast som är inom ett visst avstånd från några vindkraftsparker. Eftersom positionering av vindkraftsturbiner är extremt viktigt påverkar detta våra resultat då historiska vindhastigheter vid mätmasten möjligtvis inte är tillräckligt attraktiva för många investerare. Efter utvärdering av våra replikerade tidsserie rekommenderar vi vidare forskning inom området att ta hänsyn till icke-stationäritet vid skapande av modell för spotpriser. / As interest for wind power investment increases, market participants require access to more information regarding which factors that can affect the income generating capacities of their investments. Since income can be generated through various structures of selling electricity, stakeholders need better understanding regarding the income generating capacity of each structure over time. In this thesis we have examined aggregated income and estimated risk measures over one year for three different methods of selling electricity: selling to the Nord Pool Spot market, selling through Baseload PPA and selling through As-produced PPA. For the examination we have tried to replicate distributional and time series attributes for wind speeds, spot prices and regulating (balancing) prices. Our results demonstrate promising replicability for wind speeds, and quite promising replicability for spot prices and balancing prices.  We show that higher expected aggregated income also implies higher estimated risk. Highest expected aggregated income was generated from selling to the Market, followed by Baseload PPA and lowest income was generated for As-produced PPA. Estimated risk measures followed the same pattern, where selling to the Market demonstrated highest Value-at-Risk, followed by Baseload PPA and the lowest estimated risk was found in As-produced PPA. Finally we also conclude that As-produced PPA is the largest mitigator of risk between the two examined PPA alternatives.  Our study has been conducted under many delimitations and assumptions which need to be thoroughly understood before utilizing conclusions from this study. Some assumptions we take are stationarity in spot prices, no loss in power production due to type of surface surrounding the wind turbine, we only used one turbine and we assumed no losses in transmission nor any costs from Nord Pool. Furthermore, our study examines how electricity is sold from a wind power producer who sells all their electricity by themselves and who also does not have access to trading through the Intraday market. Another limitation in the study is that we do not have measurement data from actual wind farm locations, but data from a publicly available source that is within an undisclosed vicinity of some wind farms. Since positioning of wind power turbines is very important to maximize potential output, this limitation will affect our results since our used wind data might not be attractive enough for many potential investors. We finally recommend further study within the field, especially researching ways to handle lack of stationarity in spot prices.

The rapid development of today’s society is accelerated with digitalization and the customers have more possibilities to compare businesses with each-other than before. The focus on Customer Experience have increased in popularity during the last decade and an increasing number of companies have begun to consider the importance of their customers, the society, and their personnel. This study explores the customer experience in two companies in different industries and how it can be expanded to increase competitiveness and the emotional value towards the customers. An energy company and a bank are compared regarding their operations surrounding customer focus and employee commitment to identify challenges and possibilities in combination to increased digitalization. This study investigates how Customer Experience Management can be introduced, which is a corporate strategy to lift the emotional aspects of a company in order to increase the connection to its customers. The study compares two companies through qualitative interviews and a quantitative employee survey to answer three research questions; (1) the current way in which the companies operate, (2) possibilities to develop through Customer Experience Management, and finally (3) how digital tools can be introduced in order to elevate the customer experience. The analysis combines the empirical findings with literature and theories to enable development for businesses who aim to increase their customer focus and customer experience concerning customer service and the organization. The findings of this study show that the companies have opportunities to progress in areas such as strategic focus, organizational culture and the potential to implement digital tools in order to increase the customer experience. Important factors which are considered drivers in the customer experience are ways to increase the customer satisfaction and loyalty, the commitment and motivation of the employees, as well as expressed strategies to saturate the organization. An increased focus on emotional value creation is considered crucial for companies to differentiate and increasing their competitiveness. / I dagens samhälle går utvecklingen snabbt med hjälp av digitaliseringens framfart och kunder har mer och mer möjligheter till att jämföra företag mellan varandra. Att fokusera på kundupplevelser har ökat i popularitet under de senaste åren där fler och fler företag inser vikten av att bry sig om sina kunder, samhället och sin personal. Denna studie undersöker kundupplevelsen på två företag och vad som kan göras för att utveckla den. Ett energibolag och en bank jämförs i deras arbetssätt kring kundfokus och medarbetarengagemang inom kundservice för att identifiera utmaningar och möjligheter i samband med ökad digitalisering. Studien undersöker hur man kan introducera Customer Experience Management, vilket är en ledningsstrategi som fokuserar på att lyfta företagens emotionella delar för att skapa starkare band till kunderna och öka konkurrenskraften. Studien jämför två företag genom djupintervjuer och en medarbetarenkät för att svara på tre forskningsfrågor som handlar om; (1) det nuvarande arbetssättet, (2) utvecklingsmöjligheter från ett perspektiv kring Customer Experience Management, och slutligen (3) hur digitala verktyg kan introduceras för att höja kundupplevelsen. Analysen kombinerar de empiriska fynden med litteratur och teorier för att ge möjligheter till utveckling för företag som vill utveckla sitt kundfokus och kundupplevelse inom kundservice och organisationen i sig. Slutsatserna visar att företagen har utmaningar inom områden så som strategiskt fokus, organisationskultur och potential för digitala verktyg som kan användas för att höja kundupplevelsen i företagen. Viktiga parametrar som identifieras som drivande för att öka kundupplevelsen är bland annat verktyg för att öka kundnöjdhet och lojalitet, medarbetarnas engagemang och motivation samt uttalade strategiska val som genomsyrar hela organisationen. Att fokusera på emotionellt värdeskapande i företagen ses som en grundläggande utvecklingsmöjlighet för företag som vill differentiera sig och öka konkurrenskraften.