No description available.

No description available.

Det råder koncensus bland klimatforskare världen över att en omställning från fossila bränslen till mer klimatneutrala alternativ måste ske i energiproduktionen om det ska gå att hejda den globala uppvärmningen. Ett alternativ för att lyckas med detta är att producera energin från förnybara energikällor som vind och solkraft. Detta är också något som utnyttjas i allt högre grad runt om i världen, men problem uppstår dock när en stor del av en regions andel av energiproduktionen kommer från dessa källor. Det skapas en prisvolatilitet på marknaden, med priser som varierar lika mycket som vindstyrkan eller solinstrålningen. Ibland sjunker priserna så lågt att det är svårt att nå en lönsamhet för kraftverken. För att komma till bukt med denna obalans på energimarknaden kommer det att behöva byggas ett energilagringssystem som lagrar energin de förnybara källorna producerar. Ett alternativ för att lagra energi är att utvinna vätgas genom elektrolys när priserna på elmarknaden är låga för att sälja detta till olika aktörer. Tanken är att prisdalar ska jämnas ut om en överproduktion av el motverkas av en ökande elförbrukning genom vätgasframställning. På samma sätt jämnas pristopparna ut genom att upphöra med denna framställning när elproduktionen minskar. De aktörer som kan tänkas använda den producerade vätgasen kan vara allt från förbrukare inom industrin, vätgasbilar i transportsektorn, stationära bränsleceller för reservkraftverk, omvandling av koldioxid till biogas med hjälp av vätgas och konvertering av oljeeldade värmepannor. Vätgas är en skrymmande gas vid normalt tryck och temperatur, varför lagring måste ske i högt tryck eller i vätskefas. Detta göra att lagring och transport är två av de kostsammaste aspekterna i vätgashanteringen. Elpriset är också en stor kostnadsdrivare när vätgas framställs genom elektrolys. Dock kan en del av kostnaden för inköp av elenergi till en sådan här elektrolysanläggning undvikas om den placeras inom ett så kallat icke konscessionspliktigt nät, där ingen överföringsavgift behöver betalas. Exempel på sådana områden är vindkraftsparken på berget Uljabuouda utanför Arjeplog och fjärrvärmeverket på Hedensbyn i Skellefteå. Det huvudsakliga syftet med denna rapport har varit att undersöka om det är ekonomiskt försvarbart att lagra energi i form av vätgas genom elektrolysframställning. För att undersöka detta valdes att placera två tänkta elektrolysörer på Uljabuouda och Hedensbyn tillsammans med en jämförelseanläggning i Arjeplogs samhälle. Dessutom valdes två olika storlekar på elektrolysörerna, en som producerar 150 Nm3 vätgas i timmen, kallad C150, och en annan som producerar 300 Nm3, kallad C300. Förutom det huvudsakliga syftet har rapporten undersökt vilket snittpris på el det varit under de senaste fyra åren. Det presenteras också några beräkningar för olika marknadsaktörers möjligheter att använda vätgas. Undersökningens resultat Lönsamheten för elektrolysören styrs i första hand av om all vätgas som produceras kan säljas, givet att anläggningen placeras inom icke koncessionspliktigt nät. Placeras den utanför sagda område är lönsamheten betydligt sämre. Placering av elektrolysören på Hedensbyn ger lite bättre ekonomiskt resultat och kortare återbetalningstid i jämförelse med en placering på Uljabuouda. Det här beror till största del på de stordriftsfördelar som antas erhållas i anslutning till ett bemannat fjärrvärmeverk. Återbetalningstiden i år för en elektrolysör som producerar 150 Nm3/h, med en drifttid på 4000 h/år och ett försäljningspris för vätgasen på 90 kr/kg är följandeUljabuouda: 11,3 år Arjeplog: 14,4 år Hedensbyn: 10,8 år Återbetalningstiden i år för en elektrolysör som producerar 300 Nm3/h, med en drifttid på 4000 h/år och ett försäljningspris för vätgasen på 90 kr/kg är följandeUljabuouda: 7,92 år Arjeplog: 9,25 år Hedensbyn: 7,75 år Det är osäkert om det går få tillstånd att bygga en elektrolysör på Uljabuouda. Detta gör att det kanske inte ens är lönt att överväga byggnation av en elektrolysör på detta ställe. De senaste fyra åren har snittpriset på el har varit 274 kr/MWh. Vid ett så lågt elpris kan vindkraftverk få problem med lönsamhet för sin elproduktion. Marknadsundersökningen visar att marknaden för vätgas i Västerbotten och Norrbotten inte är speciellt stor i nuläget. Den kan dock komma att växa. Biltestverksamheten i Arjeplog kan inom en snar framtid förbruka en väsentlig del av det som en elektrolysör i storlek C150 producerar. Fjärrvärmeverket på Hedensbyn är också en möjlig förbrukare av vätgas i sina uppstartsbrännare. / There is a consensus amongst climate scientists around the world that a shift from fossil fuels to more climate-neutral alternatives must take place in the energy production in order to cope with global warming. One way to succeed with this is to produce energy from renewable sources such as wind and solar power. This is also something that is increasingly being utilized around the world, but problems arise when a large part of a region's share of energy production comes from these sources. There can be price volatility in the market, with prices that vary as much as wind or solar radiation. Sometimes prices drop so low that it is difficult to achieve profitability for power plants. In order to overcome this imbalance in the energy market, an energy storage system will need to be built that stores the energy the renewable sources produce. An alternative to storing energy is to extract hydrogen through electrolysis when prices in the electricity market are low to sell this to different players. The idea is that price valleys will be leveled out if an overproduction of electricity is counteracted by increasing electricity consumption through hydrogen production. Similarly, pricing peaks are leveled by ending this production when power generation decreases. The operators who may use the hydrogen produced may range from industrial users, hydrogen vehicles in the transport sector, stationary fuel cells for reserve power plants, conversion of carbon dioxide to biogas by hydrogen and conversion of oil-fired boilers. Hydrogen is a bulky gas at normal pressure and temperature, so storage must take place in high pressure or in liquid phase. This means that storage and transportation are two of the most expensive aspects of hydropower management. Electricity price is also a major cost driver when hydrogen is produced by electrolysis. However, part of the cost of purchasing electricity for such an electrolysis plant can be avoided if it is placed within a so-called non-licensed network, where no transfer fee is required. Examples of such areas are the wind farm on the Uljabuouda mountain outside Arjeplog and the district heating plant at Hedensbyn in Skellefteå. The main purpose of this report has been to investigate whether it is economically justifiable to store energy in the form of hydrogen through electrolysis production. To investigate this, it was decided to place two thought electrolysers on Uljabuouda and Hedensbyn together with a comparison facility in Arjeplog's society. In addition, two different sizes were selected on the electrolysis tubes, one that produces 150 Nm3 hydrogen per hour, called C150, and another that produces 300 Nm3, called the C300. In addition to the main purpose, the report has examined the average price of electricity for the last four years. It also presents some estimates for the potential of various market participants to use hydrogen. Survey results: The profitability of the electrolyzer is primarily governed by the fact that all hydrogen produced can be sold, given that the plant is placed within non-concessionary networks. Placed outside the stated area, profitability is significantly reduced. Placement of the electrolyzer on Hedensbyn gives a little better financial performance and a shorter payback time compared to a location on Uljabuouda. This is largely due to the economies of scale assumed to be obtained in connection with a manned district heating plant. The payback time in figures for an electrolyzer that produces 150 Nm3/h, with a running time of 4000 h/year and a sales price of 90 kr/kg of hydrogen is the followingUljabuouda: 11,3 år Arjeplog: 14,4 år Hedensbyn: 10,8 år The payback time in figures for an electrolyzer producing 300 Nm3 / h, with a running time of 4000 h / year and a sales price of 90 kr / kg of hydrogen is the followingUljabuouda: 7,92 år Arjeplog: 9,25 år Hedensbyn: 7,75 år It is uncertain whether permission is being given to build an electrolyzer on Uljabuouda. This may make the construction of an electrolytic tube there not even worth to consider. In the past four years, the average electricity price has been 274 kr / MWh. This is a low electricity price due to overproduction of electricity. At such a low electricity price, wind turbines can have problems with profitability for their production. The market survey shows that the market for hydrogen in Västerbotten and Norrbotten is not particularly high at present. However, it may grow. The car test business in Arjeplog can in the near future consume an essential part of what an electrolytic tube in size C150 produces. The district heating plant at Hedensbyn is also a potential hydrogen source in its boot burner.

The share of intermittent weather-based renewable electricity sources has risen and will keep on rising in the Nordic electricity system, which will increase the need of balancing power in the Nordics. The previously developed concept of balancing contributions is used to look at the historic contribution of different power sources to the balancing on the grid. Three different time scales are taken into account: Daily variations, (bi-)weekly variations, and seasonal/yearly variations. This will aid in the understanding of the synergy of different sources on the grid, which, together with a deeper knowledge of the electricity market, might make it possible in the future to quantify the potential for balancing of sources within the Nordic grid. As a method to analyse the balancing contributions, a previously set-up online visualisation tool was used as an example, and this existing tool was revamped with a new software back-end using a database and automatic data collection. This allows one to be able to use a larger dataset, and for more functionality in the future, such as real-time updates and easier implementation of additional visualisations. Production and consumption data was gathered from Entso-e and SvK: the former has issues with data quality and the latter publishes data with a three-week delay which can only be obtained manually. The results from the previous research have been replicated, and a bigger dataset has been used to do the calculations, encompassing the years 2015-2018. The overall results show great similarity to that of the previous work. For the first time it was possible to plot the intrayear balancing contributions as a time series, which showed especially that the contributions of hydro power and electricity trade have changed over the period 2015-2018. There is a difference in hydro power balancing contributions based on geographical location, where Finnish hydro power is mainly a daily and—to a lesser extent—weekly regulator, Swedish hydro and especially Norwegian hydro have larger contributions on a yearly basis as well. There are even differences within countries, as the balancing contribution of hydro in bidding area SE2 has changed much more over time than hydro in SE1, for example. Other examples of interesting situations on the grid have also been highlighted using the online visualisation tool.

Alltmer intermittent elkraft byggs idag i Sverige för att öka andelen förnybar el i energisystemet. Detta leder till mer ojämn elproduktion, vilket skapar problem i form av mer volatila och oförutsägbara elpriser. Ett sätt att dämpa effekten av den ökande intermittenta kraften är att använda förnybar vätgasproduktion som lastutjämning. På detta sätt kan vätgasen potentiellt bli en viktig del i den fossilfria energimixen. Att använda vätgas som energilager i en Power-to-Power-applikation (P2P) möjliggör även utnyttjandet av prisarbitrage på elmarknaden. Ett ökat klimatfokus har återuppväckt intresset för hur vätgasproduktion kan göras lönsamt. Några tecken på att satsningar sker är att flera länder satsar stora pengar på vätgastekniker och infrastruktur, där flertalet samarbeten över nationella gränser har etablerats.Denna studie syftar till att undersöka de tekno-ekonomiska förutsättningarna för produktion av förnybar vätgas där lönsamheten av arbitragehandel på elmarknaden Elspot bedöms. Detta innefattar en gedigen granskning av kommersiella tekniker lämpade för Linköpings energisystem, däribland elektrolys, ångreformering och bränslecell. Tre fall konstruerades med olika uppsättningar av ingående komponenter. Sedan utfördes en driftoptimering som tog fram övre och undre prisgränser för produktion respektive konvertering av vätgas mot spotpriset. Optimeringsverktyget Problemlösaren i Excel användes för att få fram dessa gränser. Visual Basic (VBA) användes sedan för att genomföra en lagersimulering som visualiserar lagersaldot för alla årets timmar. För att få fram kostnaden för varje kilogram producerad vätgas användes nuvärdesberäkningen Levelised Cost of Energy (LCOE), vilket även underlättade jämförelsen av de tre fallen. Vilka effekter i form av växthusgasutsläpp de olika anläggningarna medför utvärderades också genom beräkningssättet konsekvensanalys. Där jämfördes effekten i form av nettoutsläpp i koldioxidekvivalenter för integrering av respektive anläggning. Resultaten visar på att det finns kommersiella tekniker som kan integreras med det befintliga energisystemet på ett resurseffektivt sätt, däremot är de ekonomiska förutsättningarna inte lika bra och P2P-lösningarna är idag långt ifrån lönsamma. Anledningen tros vara en kombination av otillräckliga elprisfluktuationer samt låg total systemverkningsgrad (som högst 14%) för samtliga konstruerade fall. De årliga intäkterna från elförsäljningen motsvarar cirka 1 procent av de årliga kostnaderna för anläggningen, och LCOE landade på cirka 1500 kronor. Resultaten från investeringskalkyleringen visar på att en högre utnyttjandegrad leder till en lägre LCOE. Lagersimuleringen visar på att säsongslagring krävs för denna typ av anläggning då fluktuationerna inte är tillräcklig stora på en daglig, veckovis eller månatlig basis. Känslighetsanalys på LCOE och driftoptimeringen visar inte heller på lönsamhetsmöjligheter i P2P-fallen även vid gynnsamma justeringar på parametrarna investeringskostnad, elpris och verkningsgrad. Ur ett klimatperspektiv visar samtliga fall, med ett undantag, på en minskade växthusgasutsläpp i regionen.  Slutsatsen som dras av resultaten från fallstudien är att, trots goda tekniska förutsättningar och positiv inverkan på lokala växthusgasutsläpp, kan en P2P-applikation med vätgaslagring inte göras lönsam i en svensk kontext inom en nära framtid. Däremot visar ett Power-to-Gas-fall potential för lönsamhet, då dess investeringskostnad är mindre samt att systemverkningsgraden är högre. / More and more intermittent electric power is being built in Sweden today to increase the share of renewable electricity in the energy system. This leads to more uneven electricity generation, which creates problems in terms of more volatile and unpredictable electricity prices. One way to dampen the effect of the increasing intermittent power is to use renewable hydrogen production as load shedding. In this way, the hydrogen gas can potentially become an important part of the fossil-free energy mix. Using hydrogen as energy storage in a Power-to-Power application (P2P) also enables the use of price arbitrage in the electricity market. An increased climate focus has rekindled interest in how hydrogen production can be made profitable. Some signs that investments are taking place are that several countries are investing big money on hydrogen technologies and infrastructure, and collaborations across national borders have been established. This study aims to investigate the techno-economic prerequisites for renewable hydrogen production where the profitability of arbitrage on the Elspot market is explored. This comprises a thorough investigation of commercial technologies suited for Linköping’s energy system. Three cases where constructed with different component constellations. Then the operational strategy was optimised which generated a lower and upper price limit for production and conversion of hydrogen with input price data from Elspot. The optimisation tool in Excel was used in order to obtain these price limits. Visual Basic (VBA) was then used for storage simulation in order to get a perception of the storage development through all the hours of the year. The cost of every kilogram of hydrogen produced was then calculated through Levelized Cost of Energy (LCOE), which made the comparison of the three cases easier. The resulting greenhouse gas emissions when integrating the facilities in each case were also evaluated with a so-called impact analysis. The effect was compared in net emissions in carbon dioxide equivalents for an integration of each facility.     The results show that there are commercial technologies that can be integrated with the existing energy system in a resource efficient manner, whereas the economic prerequisites are not as good, where today’s Power-to-Power (P2P) solutions are not profitable. The reason seems to be the combination of insufficient spot price fluctuations and a low system efficiency (14% at best) for each case. The annual revenues correspond to 1 percent of the annual costs and that LCOE lands at about 1500 SEK. A higher utilization percentage of the plant shows a lower LCOE in the investment calculation. The storage simulation indicates that a seasonal storage is needed for this type of facility because of that the spot price fluctuations are not big enough on a daily, weekly or monthly basis. The sensitivity analysis made on the investment calculation and operational strategy also shows that there is no profitability in the P2P cases where parameters regarding investment cost, efficiency and electricity price were set optimistically. The Power-to-Gas case on the other hand shows potential for profitability, all because of lower total investment costs and higher efficiency. All cases except the case with steam methane reforming shows reductions in greenhouse gas emissions when integrated in the regional energy system.   The conclusion that can be drawn from the results in the case study is that, in spite of good technological prerequisites and a positive effect on local greenhouse gas emissions, a P2P-application with hydrogen storage cannot be made profitable in a Swedish context in the near future. However, a Power-to-Gas case shows potential for profitability because of its lesser investment cost and that the system efficiency is higher.

Since the financial crisis of 2008, the risk awareness has increased in the -financial sector. Companies are regulated with regards to risk exposure. These regulations are driven by the Basel Committee that formulates broad supervisory standards, guidelines and recommends statements of best practice in banking supervision. In these regulations companies are regulated with own funds requirements for market risks. This thesis constructs an internal model for risk management that, according to the "Capital Requirements Regulation" (CRR) respectively the "Fundamental Review of the Trading Book" (FRTB), computes the regulatory capital requirements for market risks. The capital requirements according to CRR and FRTB are compared to show how the suggested move to an expected shortfall (ES) based model in FRTB will affect the capital requirements. All computations are performed with data that have been provided from a power trading company to make the results fit reality. In the results, when comparing the risk capital requirements according to CRR and FRTB for a power portfolio with only linear assets, it shows that the risk capital is higher using the value-at-risk (VaR) based model. This study shows that the changes in risk capital mainly depend on the different methods of calculating the risk capital according to CRR and FRTB respectively and minor on the change of risk measure. / I samband med finanskrisen 2008 har riskmedvetenheten ökat i den finansiella sektorn. Företag regleras mot riskexponering av föreskrifter som drivs av Baselkommittén, de utformar tillsynsstandarder och riktlinjer samt rekommenderar åtgärder av bästa praxis. I dessa föreskrifter regleras företag av kapitalbaskrav mot marknadsrisker. I det här examensarbetet beskrivs processen för att ta fram en intern riskmodell, enligt "Capital Requirements Regulation"(CRR) respektive Fundamental Review of the Trading Book"(FRTB), för att beräkna de lagstadgade kapitalkraven mot marknadsrisker. Kapitalbaskraven enligt regelverken jämförs för att förstå hur det föreslagna bytet till en expected shortfall (ES) baserad modell i FRTB kommer att påverka kapitalbaskraven. I alla beräkningar anv änds data från ett elhandelsföretag för att göra resultaten mer intressanta och verklighetsanpassade. I resultatdelen, vid jämförelse av riskkapitalkraven enligt CRR och FRTB för en energiportfölj med endast linjära tillgångar kan det ses att riskkapitalet blir högre med en value-at-risk (VaR) baserad modell. Den viktigaste upptäckten med detta är att skillnaden i riskkapitalkraven inte främst beror på de olika riskmåtten utan snarare de olika metoderna för att beräkna riskkapitalet enligt CRR och FRTB.

The electricity market is facing major changes in the coming years, with major production facilities that must be replaced and climate targets that are required to be met. The approach to the targets in the electricity market has been to invest in renewable energy, mostly in the form of wind power. However, it is an intermittent production type where production depends on weather conditions and planning cannot be predetermined. As a result, the price of electricity has varied a lot in recent years and has also become very low, which causes profitability challenges for the electricity producers. One consequence is the closure of four nuclear reactors due to lack of profitability. This creates a more uncertain environment for the Swedish industry, which is dependent on both low electricity prices and reliable power supply. A way to counter this has been the “Energy Agreement”, that partly aims to promote the use of nuclear power for their total technical service life. The electrical system will change until 2030 in many ways, but how this will go is difficult to predict. By creating three different scenarios that reflect likely future changes, it has been possible to draw conclusions about what is necessary to change for the electricity system to be robust and competitive in the future. These scenarios consider wind power, active nuclear reactors, export opportunities and future electricity prices. These three scenarios have included identification of the most important parameters that need to be changed or considered by 2030. These parameters have been divided into price issues, delivery security and taxes with subsequent proposals. The most important items under these are to maintain the marginal cost based pricing model, create incentives for flexibility of electricity users and for manufacturers to provide the power grid with inertia. These require special focus to create a robust and flexible system, but remaining points are required as well to handle these issues. These points resulted in a framework that should form the basis for decision making. The framework should also be used in its entirety to analyze situations that may arise during the transition from today's market to the future's renewable electricity system. / Elmarknaden står inför stora förändringar de kommande åren, med stora produktionsanläggningar som måste ersättas och klimatmål som förväntas uppfyllas. Tillvägagångssättet har på den svenska elektricitetsmarknaden varit att satsa på förnybar energi, mestadels i form av vindkraft. Det är dock ett intermittent produktionsslag där produktionen är väderberoende och inte går att planera. Elpriset har till följd av detta varierat mycket under de senaste åren och blivit väldigt lågt, något som orsakar lönsamhetsproblem för producenterna. Ett resultat av detta är stängningen av fyra kärnreaktorer till följd av bristande lönsamhet, vilket skapar en oroligare situation för den svenska industrin som är beroende av både låga elpris och en tillförlitlig eltillförsel. Ett sätt att möta konflikten mellan producenternas olönsamhet och industrins krav är Energiöverenskommelsen, som delvis syftar till att göra kärnkraften med konkurrenskraftig. Elsystemet kommer att förändras till 2030 på många vis, men hur detta kommer gå till är svårt att förutsäga. Genom att skapa tre olika scenarion som speglar troliga framtida förändringar, har det gått att dra slutsatser om vad som är nödvändigt att förändra för att elsystemet ska vara robust och konkurrenskraftigt även i framtiden. Dessa scenarion tar hänsyn till vindkraftsutbyggnad, aktiva kärnreaktorer, exportmöjligheter och framtida elpris. Dessa tre scenarion har inburit identifiering av de viktigaste parametrar som måste förändras eller tas i beaktande till 2030. Dessa har delats upp i prisfrågor, leveranssäkerhet samt skatter med efterföljande förslag. De viktigaste punkterna under dessa är att behålla marginalprissättningen, skapa incitament för flexibilitet hos elanvändare och för producenter att tillhandahålla svängmassa. Dessa kräver särskilt fokus för att skapa ett robust och flexibelt system, men resterande punkter behövs för att hantera dessa frågor. Dessa punkter resulterade i ett ramverk som bör ligga till grund för beslutsprocesser. Ramverket bör också användas i sin helhet för att analysera situationer som kan uppstå under omställningen från dagens marknad till framtidens förnybara elsystem.

Sverige och Europa genomgår en omställning till högre andel förnybar el, samtidigt har Europas elpriser varit rekordhöga de senaste åren och den sammankopplade elhandeln i EU har bidragit till höga elpriser i Sverige. Litteraturstudien har avsett att redogöra för hur strategier som begränsar elhandeln mellan Sverige och EU påverkar Sveriges försörjningstrygghet, elpriser och konkurrenskraft samt hur miljön påverkas av dessa strategier. Studien kartlägger elhandeln i Sverige och Europa, både den fysiska och marknadsmässiga samt de legala faktorer som påverkar den. Balansen mellan försörjningstrygghet, miljö, ekonomiska faktorer och internationell elhandel undersöks. Dessutom introduceras några strategier för att begränsa och kontrollera den internationella elhandeln, de främsta var fysisk begränsning av elöverföringen samt olika prissättningsstrategier. Resultaten visar att en fysisk begränsning av gränsöverskridande elhandel inte är möjlig givet de regelverk som finns på plats men skulle drabba försörjningstryggheten samt medföra osäkerheter på lång sikt i ekonomiska faktorer som konkurrenskraft och elpriser i Sverige. Dessutom skulle en fysisk begränsning försvåra övergången till mer förnybar energi i Sverige och Europa och på så vis påverka miljön negativt. Det framstår därför som mer gynnsamt på kort sikt att istället kontrollera elhandeln med olika prissättningsstrategier såsom lägre priser för inhemska konsumenter, för att på så sätt dra nytta av inkomsterna och miljönyttan som internationell elhandel innebär utan att de nationella elpriserna drabbas i samma utsträckning. Beroende på prissättningsstrategi innebär det att den negativa påverkan på antingen hushållens eller industriernas elpriser reduceras, varav framför allt det senare innebär att konkurrenskraften inte påverkas lika negativt. Dock visar studien att en sådan modell kräver ytterligare forskning för att utvärdera dess genomförbarhet och potentiella effekter. Slutsatsen av studien indikerar att både bibehålla den nuvarande situationen och implementera alternativa strategier medför olika för- och nackdelar avseende försörjningstrygghet, elpriser, den svenska industrins konkurrenskraft och miljöpåverkan. För att identifiera den mest optimala strategin krävs ytterligare forskning samt en noggrann avvägning av de potentiella konsekvenserna. / Sweden and Europe are increasingly shifting towards renewable electricity. However, Europe has recently seen record-high electricity prices, with the interconnected electricity trade within EU contributing to high prices in Sweden. This literature review aims to elucidate the impacts of strategies restricting electricity trade between Sweden and the EU on Sweden’s energy security, electricity prices, competitiveness, and the environment. The study maps the physical and market dynamics of electricity trade in Sweden and Europe and examines the legal factors influencing it. It also explores the balance between energy security, environmental considerations, economic factors, and international electricity trade. Various strategies for limiting and controlling international electricity trade are introduced, focusing on physical restrictions on electricity transmission and different pricing strategies. The findings suggest that physically restricting cross-border electricity trade is not feasible under current regulations and would harm energy security, leading to long-term uncertainties in economic factors such as competitiveness and electricity prices in Sweden. Additionally, such restrictions would impede the transition to renewable energy in Sweden and Europe, adversely affecting the environment. Therefore, controlling electricity trade through various pricing strategies, such as lower prices for domestic consumers, seems more advantageous in the short run. This approach allows for leveraging the economic and environmental benefits of international electricity trade without significantly impacting national electricity prices. Depending on the pricing strategy, the negative impact on either household or industrial electricity prices is mitigated, with the latter primarily ensuring competitiveness remains less affected. However, further research is needed to evaluate the feasibility and potential effects of this model. The study concludes that both maintaining the current situation and implementing alternative strategies entail various advantages and disadvantages concerning energy security, electricity prices, the competitiveness of Swedish industry, and environmental impact. To identify the most optimal strategy, further research and a careful assessment of the potential consequences are required.

I dagsläget har världen en stadigt växande befolkning och där igenom en stadigt växande energiförbrukning. Med en växande energiförbrukning har det under de senaste åren uppenbarats diskussioner rörande samhällets hållbarhet och miljöpåverkan.  Samtidigt sker det en kontinuerlig teknikutveckling och människan är mer beroende av konstant elförsörjning än någonsin tidigare. Teknologiska framsteg, tillsammans med önskan att sträva mot ett mer hållbart samhälle med hög elleveranssäkerhet, har mynnat ett begrepp kallat smarta elnät. Till följd av att elnätet involverar en stor bransch råder det delad mening över vad som utgör ett smart elnät. Detta har lett till uppkomsten av olika definitioner och modeller av konceptet. I syfte att skapa en övergripande uppfattning har en litteraturstudie utförts för att sammanställa de huvudsakliga områden som utgör det smarta elnätet. För att skapa denna överblick har ett förslag på en övergripande definition framtagits enligt följande: Ett smart elnät är nästa steg i elnätets fortgående utveckling som sker till följd av samhällets ökande förlitlighet på konstant elförsörjning och önskan att begränsa människans miljöpåverkan. Målet är att med hjälp av kostnadseffektiva tekniska lösningar, effektiv teknik och ekonomiska drivkrafter främja införandet av ytterligare förnyelsebar elproduktion, en ökad elanvändning och ett effektivare utnyttjande av elnätet – ett elnät med låga förluster, hög elkvalitet och leveranssäkerhet med elkunder som är mer medvetna och delaktiga i sin elförbrukning än förr. Utifrån denna definition kan man summera smarta elnät till att omfatta två huvudsakliga intressen för samhället – hållbarhet och en ökad leveranssäkerhet. I framtiden förväntas därför elnätet hantera vidare utbredning av förnyelsebar elproduktion och en ökad elanvändning. För att möta denna förväntan har det dels konstaterats att nätkapaciteten behöver öka. Det har visats att en ökad nätkapacitet kan nås genom både tekniska lösningar som energilagring och effektivare komponenter men också icke-tekniska lösningar som politiska drivkrafter och incitament för elkunder att sänka sin maxförbrukning och elförbrukning i överlag i form av efterfrågeflexibilitet. I dagsläget finns inga uppenbara incitament för detta och det anses att reformer på vissa delar av elmarknaden kommer att krävas för att främja utvecklingen mot ett hållbart smart elnät. Samtidigt förväntas elnätet förse kunder med högre elkvalitet och leveranssäkerhet. Dagens elnät utgörs av många långlivade och, i många fall, gamla komponenter och investeringar kommer att behöva göras i moderna skyddssystem och kommunikationsnätverk i sinom tid ifall man vill uppnå nya förväntningar. Därtill förväntas det smarta elnätet omfatta olika typer av kommunikationsnätverk inom skyddssystem, övervakning och mätning. Därför har också information rörande relevanta kommunikationsprotokoll, -medier och -nätverk summerats där olika egenskaper lämpar sig för olika tillämpningar. / Currently the world has a steadily growing population and therefore steadily growing need of energy. With a growing need of energy, discussions regarding society’s sustainability and environmental impact have risen. At the same time modern technology has resulted in society being more dependent on a constant power supply than ever before. Technological advances, together with the desire to become a more sustainable society with high availability of power, have yielded a concept known as the smart grid. Due to the power grid being a huge industry there’s a divided perception regarding what a smart grid constitutes. This has resulted in the appearance of different definitions and models of the concept. Therefore a literary study was done with the purpose of creating an overall perception of the main aspects of the smart grid. To create this overview a proposed definition has been developed that describes the smart grid as mainly sustainable and available. The smart grid is the next step of the power grid’s ongoing development in response to society’s increasing reliability of a constant power supply and the wish for decreasing man’s environmental impact. With cost efficient technical solutions, efficient technology and economic forces the goal is to promote introduction of additional renewable electricity production, increased electricity utilization and a more efficient use of the power grid – a power grid with low losses, high power quality and availability with end-users that are more aware and involved in their power consumption than before. Based on this definition the smart grid can be summarized as two main interests for society – sustainability and a higher reliability. In the future the power grid is expected to cope with an increased introduction of renewable electricity production and an increased use of electrical applications. It has been concluded that the grid capacity has to increase in order to meet these expectations. It’s been shown that an increase in grid capacity can be achieved through technical solutions as energy storage and more efficient electrical components but also through non-technical solutions as political forces and incentives for end-users to lower their peak consumption and overall electricity consumption through demand response. At present there are no clear incentives for this and it’s considered that there is a need for reform of certain parts of the electricity market to promote the development towards a sustainable smart grid. The power grid is also expected to supply end-users with a higher power quality and reliability. The power grid of today consists of long lived and, in many cases, old components and investments in modern protection systems and communication networks are required in due time to meet new expectations. In addition, the smart grid is expected to include different types of communication network within protection systems, monitoring and metering. Information was therefore summarized regarding relevant communication protocols, media and networks where different properties are suitable for different applications.

I takt med en ökad andel variabel förnybar elproduktion i Sveriges energimix blir elnätets flexibilitet allt viktigare för att upprätthålla en stabil elförsörjning. Detta arbete undersöker framtida prognoser för priser och volymer på de svenska frekvenshållningsreserverna FCR-N, FCR-D upp och FCR-D ned fram till år 2030. Prognoser för sådan utveckling är viktiga för elmarknadens aktörer och deras beslut att investera i flexibilitetsresurser. SARIMAX-modeller utvecklades baserade på historisk data och antaganden om framtida utvecklingar, vilka i sin tur grundades på en intervju med en branschexpert samt aktuella kartläggningar och rapporter. Resultaten visar på en markant nedåtgående pristrend. För FCR-N prognostiseras priserna sjunka med 367 % från 2024 till 2030, från 29 euro/MW till 5 euro/MW. FCR-D upp förväntas följa en liknande trend med ett prisfall på 325 %, från 20 euro/MW år 2024 till 4 euro/MW år 2030. Den kraftigaste prisnedgången prognostiseras för FCR-D ned, där priserna beräknas rasa med över 1900 % under samma period - från 61 euro/MW år 2024 till endast 3 euro/MW år 2030. Vad gäller volymer visar prognoserna på en relativt stabil utveckling kring upphandlingsplanerna, med en viss ökning för FCR-D ned på 44 % från 2024 till 2030. Den pågående etableringen av batterilager förutses ha stor påverkan genom att öka konkurrensen och pressa priserna nedåt. De låga prisnivåerna 2030 kan dock göra det utmanande att motivera investeringar enbart baserat på intäkter från FCR-marknader. Vidare diskuteras modellernas begränsningar samt behovet av framtida forskning kring batteriteknik, råvaruaspekter och avancerade simuleringsmodeller för att bättre förstå marknadsdynamiken. / As the share of variable renewable electricity production increases in Sweden's energy mix, the flexibility of the power grid becomes increasingly important to maintain a stable electricity supply. This study aims to forecast prices and volumes of the Swedish frequency containment reserves FCR-N, FCR-D up, and FCR-D down until 2030. Forecasts of such developments are important for electricity market participants and their decisions to invest in flexibility resources. SARIMAX models were developed based on historical data and assumptions about future developments, which in turn were based on an interview with an industry expert as well as current reports. The results indicate a significant downward price trend. For FCR-N, prices are forecasted to decrease by 367% from 2024 to 2030, dropping from 29 euros/MW to 5 euros/MW. FCR-D up is expected to follow a similar trend with a 325% price drop, from 20 euros/MW in 2024 to 4 euros/MW in 2030. The sharpest price decline is forecasted for FCR-D down, where prices are estimated to plummet by over 1900% during the same period - from 61 euros/MW in 2024 to only 3 euros/MW in 2030. Regarding volumes, the forecasts show a relatively stable development around the procurement plans, with a certain increase for FCR-D down by 44% from 2024 to 2030. The ongoing establishment of battery storage is expected to have a major impact by increasing competition and putting downward pressure on prices. However, the low price levels in 2030 may make it challenging to justify investments based solely on revenues from FCR markets. Furthermore, the limitations of the models are discussed, as well as the need for future research on battery technology, raw material aspects, and advanced simulation models to better understand market dynamics.