Addressing climate change has become a major challenge. To keep the rise in temperature below 2°C, by 2050, the carbon emissions should be reduced to 80% of their levels compared to 1990. In order to achieve the targets, all levels of society need to be engaged. But even if the targets are realized, there is a real concern in how they are realized. The many crises, society is facing now, are a symptom of a failing world view. Fighting the symptoms without addressing the underlining causes is merely postponing the problem. Business as usual will not be sufficient to tackle the problem at the roots. Everywhere in the world, local authorities commit themselves to undertake climate action but often lack the capacity to implement these changes. They need partners for successful collaboration. Renewable Energy Cooperatives (REScoops) are identified as a great potential partner to address these challenges. This thesis addresses the following research questions: 1. What are the challenges local governments face in realizing their climate action commitment? And what do REScoops have to offer? 2. What are the challenges cooperatives are facing? And what can municipalities do to facilitate cooperative entrepreneurship? 3. What are successful examples of collaborations between local governments and REScoops and which factors made the collaboration successful? Case studies are used to gather insights and resulted in recommendations for local authorities to facilitate future collaborations. Evidence from the case studies illustrates that cooperatives provide an ample opportunity to implement local authorities’ climate action plan through the implementation of Renewable Energy and Energy Efficiency projects, while generating multiple other benefits such as unburdening the local authorities’ administration but also addressing the wider context of engaging citizens in the energy transition, fostering a long term behavioral change and fostering positive impact on the local economy through their mission-oriented business. REScoops and municipalities have great potential in collaborating when vision is aligned and mutual benefits are clear. Local authorities can strengthen -3- REScoops in achieving their shared goals in the energy transition in multiple ways, such as the adding specific criteria in the call for tender, advocating the cooperative model, facilitate networking and others. / Att ta itu med klimatförändringen är en stor utmaning. För att hålla temperaturökningen under 2° C och minskas koldioxidutsläppen till 80 % av deras nivåer jämfört med 1990 fram till 2050. För att uppnå dessa måste samhället i alla nivåer vara engagerat. Men även om målen realiseras, finns det ett verkligt problem i hur de realiseras. De många kriserna som det mänskliga samhället nu står inför, är ett symptom för en misslyckad världsbild. Bekämpa symptomen utan att åtgärda underliggande är bara att skjuta upp problemet framöver. ”Business as usual” räcker inte längre för att angripa problemet vid roten. Överallt i världen bestämmer lokala myndigheter sig för att genomföra klimatåtgärder men de ofta saknar kapacitet att genomföra dessa förändringar. De behöver partners för ett framgångsrikt samarbete. Förnybar energikooperativ (REScoops) identifieras som en stor potentiell partner för att möta dessa utmaningar. Denna avhandling behandlar de följande forskningsfrågorna: 1. Vilka är de utmaningar för lokala regeringar för att förverkliga deras klimat engagemang? Och vad REScoops har att erbjuda? 2. Vilka är de utmaningar kooperativen står inför? Och vad kan kommuner göra för att underlätta kooperativt företagande? 3. Vad är framgångsrika exempel på samarbeten mellan lokala regeringar och REScoops och vilka faktorer gjort samarbetet framgångsrikt? Fallstudier används för att samla statistik. Det resulterade i rekommendationer för lokala myndigheter för att underlätta framtida samarbeten. Bevis från Fallstudierna visar att kooperativ ger stora möjligheter att genomföra handlingsplanen för kommunernas klimat politik och genomförande av projekt för förnybar energi och energieffektivitet, samtidigt som de skapar flera andra förmåner såsom avlastas kommunernas administration. kooperativ kan också engagera medborgarna i energiomställningen i större sammanhang, och främja en l... REScoops och kommuner har stor potential att samarbeta när vision är ömsesidiga och tydliga. Lokala myndigheter kan stärka REScoops att uppnå sina gemensamma mål i energiomställningen på flera sätt, såsom att lägga till specifika kriterierna i samtalet för anbudet, förespråkar den kooperativa modellen, underlätta nätverkande och andra.

The Paris Agreement was introduced in 2015 with the purpose to actualize a more sustainablefuture and diminish the effects of climate change, caused by mankind. Since its establishment,the Paris Agreement has induced actions over the globe with consequences to last for centuries. In developing countries, the confrontation of climate change in reference to the development ofthe economies is especially challenging. This study aims to scrutinize the requirements andopportunities of ensuring sustainable energy in a developing country by increasing the degree ofrenewable energy as an alternative to fossil fuels in the energy mix. The study provides an updated perspective on the ongoing transition of renewable energyresources in developing countries by synthesizing the findings of multiple studies, including asystematic literature review and a case study. The main findings of this dissertation are that political and economic attributes are vital concerning the attainability of renewable energy resources in developing countries where technological aspects, such as infrastructure or degree of innovation, acts as foundation for the development. Additionally, it is the belief that there is significant gain in understanding social attributes further. Lastly, the thesis discusses the effectiveness of the Paris Agreement and its contribution to mitigating the effects of climate change. / Parisavtalet introducerades under 2015 med syfte för förändring mot en hållbar framtid samtminska mänsklighetens påverkan på klimatet. Sen dess har Parisavtalet lett till ytterligare initiativ med långsiktiga effekter världen över. I utvecklingsländer är arbetet mot klimatpåverkan i samband med ländernas ekonomiska utveckling synnerligen utmanande. Denna studie syftar tillatt studera kraven och möjligheterna som följer säkerställandet av tillgången till hållbar energi i utvecklingsländer genom att utöka graden av förnybara energikällor som alternativ till fossilabränslen i landets energimix.Studien ger ett uppdaterat perspektiv av den pågående övergången till förnybara energikällor iutvecklingsländer genom att sammankoppla upptäckter från ett flertal studier, nämligen en systematisk litteraturstudie och en fallstudie. Uppsatsens huvudsakliga upptäckter är att politiska och ekonomiska egenskaper är vitala förtillväxten av förnyelsebar energi i utvecklingsländer där tekniska aspekter såsom infrastruktur och innovation står som grund i förändringen. Likaså, tros det finns signifikanta fördelar av att studera de tillhörande sociala egenskaperna ytterligare. Dessutom diskuterar uppsatsen huruvida Parisavtalet är effektivt i att minska klimatpåverkan.

The joint European electricity production in 2022 was 2.9 PWh where 34.3% of the electricity came from sources of natural gas and coal. However, to be able to achieve the goals of the Paris agreement, greenhouse gas emissions must peak before 2025 and thus call for a rapid decarbonatization. For this, using less energy originating from fossil sources and increasing the use of renewable energy is crucial. One way to decentralize and implement renewable energy is using energy communities. This is also a way for actors to participate in energy trading and to enable collective ownership of local production and storage technology. However, since the electricity grid in Sweden is largely outdated, this poses as a problem for continued electrification. To evaluate if decentralisation of the electricity distribution and production can minimise the load on the national grid, The research institute of Sweden (RISE) has initiated pilot studies to assess the possibility and impact of introducing energy communities in Sweden with the help of KTH for simulations. As part of such a pilot study this thesis focuses on a district in Örebro named Tamarinden, where it is planned to implement a local DC-network to allow sharing of locally PV produced electricity. Through using the Python package Panda Power as well as quantitative analyses in Excel, the thesis aim was to propose a configuration of the standard local distribution grid and analyse the impact from PVs, battery storage as well as the DC-network focusing on grid stability and solar penetration. In addition, an economic feasibility analysis was made. The results showed that an energy community greatly impact the solar penetration and that grid stability improvements could not be determined. This could be due to the choice of production technology, solar PV, as these have peak production during low demand season. Furthermore, a proposition for the local grid configuration was constructed. Nevertheless, the economic feasibility showed that even though the impact on PV penetration is great, the cost of the technology is too high in comparison to savings made in terms of lowered electricity demand. In conclusion, the implementation of such an energy community in Sweden is currently unbeneficial from an economic point of view. / Den europeiska elproduktionen var år 2022 2.9 PWh var av 34.3% härstammade från kol och naturgas. För att uppnå målen i Parisavtalet måste växthusgasutsläppen sluta öka senast 2025 därför krävs snabb avkarbonisering. För att åstadkomma detta måste användandet av fossila energikällor minska och användandet av förnyelsebar energi öka. Ett sätt att möjliggöra denna omställning är genom energigemenskaper. Detta är även ett sätt för aktörer att delta i energimarknaden samt att möjliggöra kollektivt ägarskap av lokal produktions och lagrings teknologier. Då elnätet i Sverige till stora delar är utdaterat skapar detta problematik, för en fortsatt elektrifiering. För att utvärdera huruvida decentralisering av eldistributionen och elproduktionen kan minska belastningen på det nationella distributionsnätet, driver Research institute of Sweden (RISE) tillsammans med KTH pilotstudier för att undersöka möjligheterna och påverkan av att introducera energigemenskaper i Sverige. Som en del av en av pilotstudierna fokuserar denna uppsats på en stadsdel i Örebro som heter Tamarinden, där det är planerat att implementera ett lokalt DC-nätverk för att möjliggöra delning av lokalt producerad el. Genom modellering i Pythons paket Panda Power och kvantitativa analyser i Excel, var uppsatsens mål att presentera en möjlig konfiguration av lokalnätet samt att analysera påverkan från solceller, batteri lagring samt DC-nätverket på nätstabiliteten och solpenetrationen. Ytterligare gjordes en ekonomisk genomförbarhetsanalys. Resultaten visade att en energigemenskap kraftigt påverkar solpenetrationen och att förbättringar av nätstabiliteten inte kunde fastställas. Detta kan bero på valet av produktionsteknik, solceller, eftersom dessa har topproduktion under lågsäsong. Dessutom konstruerades ett förslag för den lokala nätkonfigurationen. Den ekonomiska genomförbarheten visade dock att även om effekten på solcellspenetrationen är stor är kostnaden för tekniken för hög i jämförelse med besparingar i form av sänkt efterfrågan på el. Sammanfattningsvis är genomförandet av en sådan energigemenskap i Sverige för närvarande ofördelaktigt ur ekonomisk synvinkel.

In the era of rapid technological innovation, the convergence of blockchain technology and energy management has garnered significant attention. The escalating numbers of prosumers—individuals both producing and consuming energy—indicate a shift in the energy paradigm, demanding new frameworks for energy exchange. Traditional energy marketplaces have struggled to keep pace with these changes, necessitating a solution that is transparent, decentralized, and tailored to all stakeholders involved. There's a clear opportunity for a platform that not only seamlessly facilitates energy transactions but also addresses wider stakeholder implications. This thesis aims to develop and critically assess a blockchain-based energy marketplace, targeting diverse stakeholders: prosumers, consumers, energy retailers, and the broader environment. The research approach begins with a presentation of a blockchain-driven energy trading model, especially tailored to the Spanish electricity market's specifics. Employing "Grid Singularity" as an open-source tool, the study simulates the virtual interactions between prosumers and consumers, ensuring a practical understanding of the model amidst the complex web of energy utility participants. The implementation of this decentralized platform showcases tangible benefits across the board: prosumers see a notable uptick in revenue, consumers benefit from almost 30% savings on energy expenses, and energy retailers discover new revenue streams, all while promoting an eco-friendly energy landscape. The intersection of blockchain technology with the energy sector, as explored in this study, is not a mere academic exercise but a critical exploration into the future of energy management and trading. By introducing a transparent and equitable trading avenue, the platform empowers prosumers to harness the true economic potential of their energy surplus, further incentivizing the proliferation of renewable energy generation. In essence, this thesis introduces more than just a technological solution; it presents a vision for the future of the energy sector. / I en tid av snabb teknologisk innovation har sammanslagningen av blockchain-teknik och energihantering dragit till sig avsevärd uppmärksamhet. De ökande antalet prosumers – individer som både producerar och konsumerar energi – indikerar en förskjutning i energiparadigmet och kräver nya ramverk för energiutbyte. Traditionella energimarknader har haft svårt att hålla jämna steg med dessa förändringar, vilket kräver en lösning som är transparent, decentraliserad och anpassad till alla inblandade intressenter. Det finns ett tydligt tillfälle för en plattform som inte bara smidigt underlättar energitransaktioner utan också adresserar bredare intressentimplikationer. Denna avhandling syftar till att utveckla och kritiskt bedöma en blockchain-baserad energimarknad, riktad till olika intressenter: prosumers, konsumenter, energiåterförsäljare och den bredare miljön. Forskningsansatsen börjar med en presentation av en blockchain-drivet energihandelsmodell, särskilt skräddarsydd för den spanska elmarknadens specifikationer. Med hjälp av "Grid Singularity" som ett öppet verktyg simulerar studien de virtuella interaktionerna mellan prosumers och konsumenter, vilket säkerställer en praktisk förståelse av modellen mitt i det komplexa nätet av energianvändningsdeltagare. Genomförandet av denna decentraliserade plattform visar påtagliga fördelar över hela linjen: Prosumers ser en märkbar ökning i intäkter, konsumenter gynnas av nästan 30% besparingar på energiutgifter och energiåterförsäljare upptäcker nya intäktsströmmar, allt medan man främjar ett miljövänligt energilandskap. Sammanslagningen av blockchain-teknologi med energisektorn, som utforskats i denna studie, är inte bara en akademisk övning utan en kritisk utforskning av energihanteringens och handelns framtid. Genom att introducera en transparent och rättvis handelsaveny, ger plattformen prosumers möjlighet att utnyttja deras energiöverskotts sanna ekonomiska potential, vilket ytterligare incitament till spridningen av förnybar energiproduktion. I huvudsak introducerar denna avhandling mer än bara en teknologisk lösning; den presenterar en vision för energisektorns framtid.

Energy management concerns were raised in France after the oil crisis in the 1970s. From then, the local actors developed policies to better control the energy production and consumption on the territories. Climate considerations and the need to limit greenhouse gases (GHG) emissions were then added to these energy issues in the early 2000s. The Climate Plans first appeared in France in 2004, in the National Climate Plan. This regulatory document outlined the desire to apply national and European energy and climate objectives at the territorial level. This initiative laid the foundations for the principle of territorial climate-air-energy planning, which became statutory in 2015 for Public Establishment of Intercommunal Cooperation with over 50,000 inhabitants. A regulatory framework has defined the ins and outs of this planning exercise, but the first results have shown that not all local authorities have fully taken up these planning issues, due to a lack of internal competence, means and method to answer the formal exercise. Tot heir credit, the regulatory objectives imposed by the National Low Carbon Strategy were quickly judged to be out of touch and disconnected from local reality, particularly for industrial territories. More recently, a growing number of local authorities have chosen to flesh out their territorial strategy by drawing up an Energy Master Plan, a roadmap that outlines a comprehensive and integrated approach to managing energy resources. Based on a case study of the Urban Community of Dunkirk, this thesis investigates how local authorities have taken up these energy and climate planning challenges, the difficulties they face, and how the Plan Climat-Air-Energie Territoriaux (Local Climate Air Energy Plan) could become essential monitoring tools for the low-carbon transition of territories if they were equipped with real decision-support tools. The case of the Urban Community of Dunkirk is emblematic. Responsible for 4% of France's GHG emissions due to its port and industrial activities, the urban area has committed itself to implementing accelerated decarbonisation. An exploratory study is carried out based on a comparative analysis of the 2022 revised climate plan of the Urban Community of Dunkirk and the Energy Master Plan developed by the Greater Lyon Metropolis in 2019, as well as a series of interviews with the departments and researchers specialising in environmental and territorial planning. On the one hand, results identified approximations in the calculations of emissions reduction, and in particular on the formulation of the working and calculation hypotheses for energy and carbon trends by 2050 in the revised climate plan of the Urban Community of Dunkirk. They led to a lack of clarity in the presentation of the territorial strategy defined by the community. On the other hand, results showed that the Energy Master Plan of Grand Lyon allows to build a more robust action plan, whose strength lies in integrating economic, temporal, technical and governance issues. However, a number of limitations have been identified, related to the cumbersome nature of implementing integrated tools for local authorities and the rapid obsolescence of the energy diagnoses carried out on territories resulting from a difficult updating process. Finally, results showed that the decision-support tools that will be developed must meet the technical needs of fine-tuned modelling of territories, the practical needs of coordinating actions over time and measuring their impact, and the cross-sectoral needs of organising governance between all the players involved. / Energifrågorna aktualiserades i Frankrike efter oljekrisen på 1970-talet. Därefter utvecklade de lokala aktörerna strategier för att hantera energiförbrukningen på sina territorier. Klimathänsyn och behovet av att begränsa utsläppen av växthusgaser lades sedan till dessa energifrågor i början av 2000-talet. Klimatplanerna dök först upp i Frankrike 2004, i den nationella klimatplanen. I detta lagstiftningsdokument beskrevs önskan att tillämpa nationella och europeiska energi- och klimatmål på territoriell nivå. Detta initiativ lade grunden till principen om lokal klimat-, luft- och energiplanering, som 2015 blev lagstadgad för offentliga inrättningar för interkommunalt samarbete med över 50 000 invånare. Ett regelverk har definierat hur denna planering ska gå till, men de första resultaten har visat att inte alla lokala myndigheter har tagit sig an dessa planeringsfrågor fullt ut, på grund av brist på intern kompetens, medel och metoder för att svara på den formella uppgiften. De lagstadgade mål som infördes genom den nationella strategin för låga koldioxidutsläpp bedömdes snabbt vara verklighetsfrämmande och inte kopplade till den lokala verkligheten, särskilt för industriområden. På senare tid har ett växande antal lokala myndigheter valt att konkretisera sin territoriella strategi genom att utarbeta en energiplan, en färdplan som beskriver en omfattande och integrerad strategi för att hantera energiresurser. Med utgångspunkt i en fallstudie av stadsregionen Dunkerque undersöker denna avhandling hur lokala myndigheter har tagit sig av dessa utmaningar inom energi- och klimatplanering, vilka svårigheter de möter och hur den lokala klimat- och energiplanen (Plan Climat-Air-Energie Territoriaux) skulle kunna bli viktiga övervakningsverktyg för den koldioxidsnåla omställningen av territorier om de utrustades med verkliga beslutsstödsverktyg. Fallet med den urbana gemenskapen i Dunkerque är emblematiskt. Stadsområdet står för 4% av Frankrikes utsläpp av växthusgaser på grund av sin hamn- och industriverksamhet, och har åtagit sig att genomföra en snabbare utfasning av fossila bränslen. En explorativ studie genomförs baserad på en jämförande analys av den reviderade klimatplanen 2022 för Dunkerque och Energy Master Plan som utvecklades av Greater Lyon Metropolis 2019, samt en serie intervjuer med avdelningar och forskare som är specialiserade på miljö- och territoriell planering. Å ena sidan identifierar resultaten approximationer i beräkningarna av utsläppsminskningar, och i synnerhet i formuleringen av arbets- och beräkningshypoteser för energi- och koldioxidtrender fram till 2050 i den reviderade klimatplanen för Dunkerques stadsgemenskap. De leder till en brist på tydlighet i presentationen av den territoriella strategi som fastställts av kommunen. Å andra sidan visar resultaten att Grand Lyons energimasterplan gör det möjligt att bygga en mer robust handlingsplan, vars styrka ligger i att integrera ekonomiska, tidsmässiga, tekniska och styrningsfrågor. Vi har dock identifierat ett antal begränsningar som rör den besvärliga implementeringen av integrerade verktyg för lokala myndigheter och den snabba föråldringen av de energidiagnoser som utförts på territorier till följd av en svår uppdateringsprocess. Slutligen visade sig att det behövs utveckla beslutsverktyg som måste uppfylla de tekniska behoven av finjusterad modellering av territorier, de praktiska behoven av att samordna åtgärder över tid och mäta deras effekter, samt de sektorsövergripande behoven av att organisera styrning mellan alla aktörer som är involverade.

Mer än 300 000 enskilda skogsägare äger tillsammans 48% av den produktiva skogsmarken i Sverige. Många värdesätter att fastigheten överlåts till kommande generationer inom familjen. Vind- och solkraftsproduktion blir allt vanligare och ger ekonomisk kompensation till markägaren. För att möta efterfrågan på klimatsmart el kommer sannolikt markupplåtelse för ändamålet öka, och förändrade förutsättningar på fastigheten kan påverka generationsskiftet. Studier visar att närliggande vind- och solcellsanläggningar sänker huspriser, men det saknas studier med fokus på markägar- och överlåtelseperspektivet samt intrångsersättningen som upplåtelsen innebär. Studien genomfördes som en kvalitativ intervjustudie i syfte att undersöka hur markupplåtelse till vind- och solkraft påverkar fastighetens marknadsvärde samt hur det påverkar generationsskiftet. Resultatet visade att markupplåtelsen genererar intäkter som ur ett strikt ekonomiskt perspektiv ökar fastighetsvärdet och därmed kan bli utmanande då den övertagande parten kan få svårare att finansiera generationsskiftet. Västerbotten är en av de ledande regionerna inom vindkraftsproduktion och utgjorde studiens geografiska fokusområde.

En av de största utmaningarna framöver är att säkerställa en jämn övergång från fossila bränslen till förnybar energi utan att kompromissa driftstabilitet. För att genomföra detta behövs det någon form av energilagring för att lagra överskott av förnybar energi, exempelvis solenergi, som sedan kan användas när solenergin inte räcker till för att täcka elbehovet. Syftet med detta projektet är att modellera ett fristående mikronät med vätgaslagring i Simulink. Empiriska data har samlats för samtliga komponenter, som inkluderar en PEM bränslecell, ett NMC622 litiumjonbatteri och en AEM elektrolysör. På så sätt kunde ideala driftparametrar identifieras för komponenterna. Det modellerade systemet klarade elbehovet av en 2 W lampa för en hel vinter-, vår- och sommardag. Genom att använda väderdata för en vårdag kunde systemet dimensioneras för att uppfylla kravet för neutral balans med avseende på vätgasnivån och batteriernas laddningstillstånd. Det krävdes 38 solceller (med en total nominell effekt på 37.95 W), 5 batterier (med en total kapacitet av 175 mAh, 2 bränsleceller (med en vald effekt på 2.34 W inom det ohmiska intervallet) och 2 elektrolysörer (med en maximal effekt på 14.8504 W) för att uppfylla kravet. För att mikronätsystemet ska ha en större ekonomisk potential och en bättre genomförbarhet bör simuleringen förbättras genom att inkludera fler parametrar och använda väderdata som täcker längre perioder.

The coming years are expected to bring multiple challenges for all actors within the energy sector. For the Swedish utility company Tekniska verken AB, one of the upcoming tasks is to adapt their energy technologies to enable renewable, plannable and efficient heat and power production. At the same time as the share of renewable energy increases, the demand grows for technologies that can cover for the intermittency and align with policies and goals for sustainable energy. Part of Tekniska verken’s work is therefore focused on investigation of potential solutions for their heat and power production, that also agrees with the municipality’s vision to become “the World’s most resource efficient region”. One of the current projects within the area regards installation and tests of a of a biofueled top cycle (BTC) with high electric efficiency. The project is carried out together with the owner of the technology: Phoenix Biopower AB. This thesis is part of the pre-study to the pilot project, which is aimed to examine the feasibility of installing a pilot unit of the Phoenix Biopower BTC technology in Tekniska verken’s combined heat and power plant KV62, Linköping, Sweden. The thesis is meant to examine the site feasibility through evaluation of how the operation of KV62 will be influenced by the pilot unit’s operation. The work consists of a mapping of necessary interfaces between KV62 and the BTC pilot unit, followed by an assessment of the impact of the pilot unit on operation of KV62. The feasibility is evaluated with respect to operational limits of KV62 and the study includes both quantitative and qualitative evaluation of the impact from the interfaces between the two units. The study has special focus on the impact from the pilot´s flue gases on the flue gas handling system in KV62 which appeared to be a critical interface with respect to the operational limits. The resulting operational changes in this work indicate that the pilot unit can be installed and run in connection to KV62, but that normal operation of KV62 cannot be sustained during steady state operation of the BTC pilot. This is mainly due to the pilot unit’s load in terms of steam withdrawal, and additional heat to the heat recovery system, that cannot be fully managed with the current capacity for feedwater in KV62. However, there can still be potential solutions to run test campaigns of the BTC pilot simultaneously as KV62 delivers both heat and power. It should be taken into consideration that the pilot units’ behavior during transients are not investigated in this work and therefore need further investigation before a decision about the feasibility of the pilot unit installation can be made. Furthermore, some interfaces have multiple options for their placements, and therefore a detailed heat-and mass balance over KV62 would be suggested to investigate the effects of the symbiosis between the decided interface locations further. / Framtiden förväntas medföra många utmaningar för aktörer inom energisektorn, och för Tekniska verken i Linköping är en av de framtida utmaningarna att anpassa energisystemet till kraft- och värmetekniker som är förnybara, effektiva och planerbara. Samtidigt som andelen förnybara energikällor ökar, växer även behovet för energi som kan täcka för oregelbundenheten hos vind- och solkraft och samtidigt passa i Linköpings vision om att bli världens mest resurseffektiva region. En del av Tekniska verkens arbete är att utforska möjliga lösningar för deras framtida energisystem, och en gren i arbetet med forskning och utveckling är ett projekt med mål att bygga och testa en pilotanläggning av en biobränslebaserad toppcykel (BTC). Projektet genomförs tillsammans med teknologins ägare: Phoenix Biopower. Detta examensarbete är del av förstudien tillhörande pilotprojektet, som är ämnad att undersöka genomförbarheten i att installera en pilotanläggning av Phoenix Biopowers teknologi med ett av Tekniska verken i Linköpings kraftvärmeverk, KV62 som moderanläggning. Examensarbetet syftar till att undersöka projektets genomförbarhet genom utvärdering av hur driften av KV62 kommer påverkas av pilotenheten. Arbetet består av en kartläggning av nödvändiga gränssnitt mellan KV62 och BTC-piloten, vilket följs av en bedömning av pilotenhetens inverkan på driften av KV62. Genomförbarheten utvärderas med avseende på driftsgränser för KV62 och studien inkluderar både kvantitativ och kvalitativ utvärdering av pilotens påverkan på KV62 till följd av gränssnitten mellan de två enheterna. Studien har särskilt fokus på rökgasens gränssnitt, som visade sig kunna vara kritiskt med avseende på påverkan från pilotens rökgas på processerna i KV62. Resultatet från arbetet visar att det är möjligt att ansluta och driva pilotanläggningen vid KV62, men att normal drift av KV62 inte kan bibehållas vid drift av BTC-piloten, framförallt på grund av pilotanläggningens belastning genom uttag av ånga; som inte kan hanteras fullt ut av befintlig kapacitet för matarvatten, och tillskottet av effekt till rökgasstråket vid överhettarna. Innan en slutgiltig bedömning av BTC-pilotens genomförbarhet med avseende på påverkan på KV62 kan göras vore det lämpligt att genomföra en studie av påverkan på KV62 under pilotens transienter, samt en analys av värme- och massbalanser i KV62 för fastställda placeringar av gränssnitten.

Access to electricity is an important factor for rural development as many needs and services such as education, health care and water supply all have energy requirements. The aim of this study was to develop a sustainable electrification system based on renewable energy for the remote village Keteira on Moala Island, Fiji. Keteira does not currently have any reliable electricity supply, but the Fijian Government has set ambitious goals regarding electricity access and the renewable share in the power generation which led to the conclusion that Keteira in the near future will have access to electricity. The daily electricity demand profile for the village has been estimated based on consumption patterns available from other communities in similar living standards. The renewable energy sources available to Moala island have been identified as solar, wind and biomass energy, and the potentials of those sources were calculated based on global data libraries available online. Six different electrification system alternatives were developed, based on the aforementioned energy resources, either as single energy source-based systems or hybrid energy system solutions.These system alternatives were evaluated analytically and optimised for Levelized Cost of Electricity (LCOE) using the software HOMER Pro. The results showed that the optimal LCOE was 0.516 USD/kWh for the hybrid energy system which consisted of biomass, wind, solar and battery storage designed to supply the maximum power demand and daily energy demand in the village. Capital investment cost (CAPEX) was estimated as 480,500 USD for installation of the optimum system. However, it should be taken into account that no field study could be conducted in Keteira due to covid-19 and that the resulting system therefore might not be the most optimal for Keteira’s real conditions. / Tillgång till elektricitet är en viktig faktor för utveckling av landsbygden eftersom många behov och tjänster såsom utbildning, hälsovård och vattenförsörjning har energikrav. Syftet med denna studie var att utveckla ett hållbart elektrifieringssystem baserat på förnybar energi för den avlägset belägna byn Keteira på Moala Island, Fiji. Keteira har för närvarande ingen pålitlig elförsörjning, men den Fijianska regeringen har satt upp ambitiösa mål gällande tillgång till elektricitet och den förnybara andelen i kraftproduktionen vilket ledde till slutsatsen att Keteira kommer att få tillgång till elektricitet inom en snar framtid. Den dagliga elbehovsprofilen för byn har uppskattats baserat på tillgängliga konsumtionsmönster från andra samhällen med liknande levnadsstandard. De förnybara energikällor som finns på ön Moala har identifierats som sol-, vind- och biomassaenergi, där potentialen för dessa källor beräknades baserat på globala databibliotek tillgängliga online. Sex olika elektrifieringssystemsalternativ utvecklades baserat på de tidigare nämnda energiresurserna, antingen som systemlösningar bestående av en energikälla eller som hybrid-energisystemlösningar. Dessa systemalternativ utvärderades analytiskt och optimerades för Levelized Cost of Electricity (LCOE) med hjälp av programvaran HOMER Pro. Resultaten visade att den optimala LCOE var 0,516 USD / kWh för hybridenergisystemet vilket bestod av biomassa, vind, sol och batterilagring utformat för att tillgodose det maximala kraftbehovet och det dagliga energibehovet i byn. Kapitalinvesteringskostnaden (CAPEX) beräknades till 480 500 USD för installation av det optimala systemet. Det bör dock beaktas att ingen fältstudie kunde genomföras i Keteira på grund av covid-19 och att det resulterande systemet därför kanske inte är det mest optimala för Keteiras verkliga förhållanden.

I Sverige har målet länge varit att reducera mängden växthusgasutsläpp från transportsektorn [1]. Ambitionen har därför varit att försöka fasa ut användningen av fossila bränslen som till exempel diesel. Det har bland annat gjorts genom att öka andelen elbilar och skapa förutsättningar för det genom att etablera en storskalig infrastruktur för laddningsstationer runtom i landet. På senare tid har intresset för vätgas som ett potentiellt drivmedel för fordon ökat markant. Detta har i sin tur motiverat olika aktörer (industri, akademi, transportsektor och offentliga sektor) i Mellansverige att ingå i ett partnerskap för att tillsammans vidareutveckla detta mål genom att initiera samverkansprojektet ”Mid Sweden Hydrogen Valley”. Projektets ambition är att utforma och driva storskalig vätgasproduktion i syfte att bland annat stegvis introducera vätgasdrivna transportmedel i Gävle hamn som ett alternativ till nuvarande dieseldrivna fordon i hamnen. Detta då vätgasdrivna fordon erbjuder grön transport, längre körsträcka, snabbare påfyllningstid samt en viktmässigt lättare bränslelager jämfört med tunga batterier i elbilar. För att uppnå detta måste först vätgasinfrastruktur etableras för att skapa en tillgänglighet och därför har Mellansverige som huvudmål att ta en ledande roll.  Detta masterprojekt hade som mål att utforma och undersöka om en storskalig vätgasproduktionsanläggning som drevs på förnybar energi (vindkraft), hade potentialen att bli ekonomiskt lönsamt utifrån ett investeringskalkylsperspektiv. Detta gjordes genom att först konstruera en generell och optimerad konfiguration av en sådan anläggning. Detta tillvägagångssätt involverade bland annat att ta reda på vilka relevanta komponenter som behövdes, analysera lämpliga teknologier och undersöka komponenternas kommersiella tillgänglighet. En tekno-ekonomiskt analys tillämpades därefter på den färdigställda anläggningen. Den tekno-ekonomiska analysen genomfördes i form av en fallstudie för åren 2019, 2020 och 2021, där en fiktiv vätgasanläggning i Gävle hamn anslöts till en fiktiv havsbaserad vindkraftspark strax utanför hamnen. Denna havsbaserade vindkraft var i samma stund ansluten till nätet via en närliggande anslutningspunkt. Syftet var att ta reda på vid vilka spotpriser som funktion av vätgaspris, där det var lönsamt att producera vätgas i stället för att sälja elektriciteten direkt till elmarknaden. Dessa spotpriser räknades fram genom att subtrahera alternativintäkten av att sälja elen till nätet från vätgasens försäljningspris. Dessa spotpriser användes till att erhålla antalet lönsamma produktionstimmar av vätgas. Baserat på dessa lönsamma produktionstimmar kunde den totala generade inkomsten av vätgasförsäljning kalkyleras. Den slutliga vinsten beräknades genom avdrag av anläggningens fasta kostnader från den genererade rörliga inkomsten. Denna fallstudie är baserad på en djupgående litteraturstudie samt kontakt med Svenska Kraftnät (SvK), Energimyndigheten, diverse vindkraftsproducenter och Svea Vind Offshore. Tre varianter av fallstudien skapades där den enda skillnaden var storlekarna på huvudkomponenterna PEM elektrolys, kompressor, lager och vätgastankstation. I denna rapport valdes följande tre elektrolyskapaciteter: 5 MW, 10 MW och 20 MW.  Resterande komponenter dimensionerades utifrån elektrolysens kapacitet. Anledningen till att tre olika anläggningsvarianter studerades var för att ta reda på om det fanns ett tydligt samband mellan anläggningens storlek och sannolikheten att uppnå ekonomisk lönsamhet. Resultaten visade att dessa tre anläggningsstorlekar bar på olika för- och nackdelar. Fördelen som en 5 MW anläggning hade var till exempel flest antal produktionstimmar men nackdelen att den producerade minst mängd av vätgas. En 20 MW anläggning hade minst antal produktionstimmar men störst vätgasproduktion vilket resulterade i höga vinster. Enligt vad som kan förväntas låg 10 MW-anläggningen mellan 5 MW och 20 MW när det kom till antalet produktionstimmar och genererad vinst. Denna information var dock inte tillräcklig för att utfärda en slutlig bedömning gällande vilken anläggning som hade störst potential att uppnå lönsamhet. Detta grundade sig i att alla dessa anläggningsvarianter var enkelt konstruerade, vilket innebar att många mindre komponenter som också har en teknisk och ekonomisk inverkan, inte togs med i beräkningarna. Utöver detta så antogs även att anläggningen arbetade helt isolerat, vilket innebar att inget vätgasläckage ägde rum, något som inte överensstämmer i praktiken. / The goal to reduce emissions of greenhouse gases from the transportation sector in Sweden, has been ongoing for a while [1]. Therefore, the ambition to phase out the usage of fossil fuels such as diesel, has been actively taking place through different strategies. One such strategy is to increase the share of electric cars and apply a major effort in establishing a large-scaled infrastructure for charging stations throughout the country. Recently, interest in hydrogen as a potential fuel has significantly increased. This has in turn motivated different actors (industry, academia, transport, and public sector) in mid Sweden to form a partnership to further develop this goal by initiating a collaborative project called "Mid Sweden Hydrogen Valley”. The project’s ambition is to construct and operate a large-scale hydrogen production facility with the aim of, among other things, gradually introducing hydrogen fueled vehicles in Gävle harbor. The hydrogen fueled vehicles will pose as alternatives to current operating diesel fueled vehicles in the harbor. The plausible reasons for hydrogen fuel in the transport sector is that it offers green transport, longer driving distances, faster refueling time, and a lightweight fuel storage compared to the heavy batteries in electric cars. To achieve this, hydrogen infrastructure must first be established to create accessibility. Thus, the collaboration in mid Sweden has the mission of taking a leading role in this matter.  The aim of this master thesis is to investigate whether a large-scale hydrogen production facility powered by renewable energy (wind energy) has the potential of becoming economic viable from the perspective of an investment calculation. This investigation was executed by firstly constructing a generalized and optimized configuration of such a facility, which, in turn, was accomplished by analyzing what type of relevant equipment that was needed, studying, and selecting appropriate technologies, and examining the commercial availability of the equipment. Thereafter, a techno-economic analysis on the facility’s operational process was applied. This analysis was conducted in the form of a case study for the following target years 2019, 2020 and 2021, where a hydrogen production plant was placed in Gävle harbor and was connected to a hypothetical offshore wind farm, situated just outside the harbor. This offshore wind farm was simultaneously connected to the grid via a nearby connection point. The purpose was to determine which spot prices, as a function of different hydrogen prices, made it possible to produce and sell hydrogen at a profit rather than selling the electricity directly to the grid. These breakeven spot prices were computed by subtracting the alternative revenue of selling electricity to the grid from the selling price of hydrogen. Thereafter, these spot prices were used to obtain the profitable number of hydrogen production hours. Based on these hydrogen production hours, the total variable income generated from selling hydrogen could be calculated. Finally, the actual profit was calculated by deducting the facility's fixed costs from the generated income. This case study was based on an in-depth literature research and contact with Svenska Kraftnät (SvK), the Swedish Energy Agency, different wind power producers, and Svea Vind Offshore. Three variants of the case study were produced, where the only difference were the sizes of the main components: PEM electrolysis, compressor, storage, and hydrogen refueling station. In this report, the following three electrolyzer capacities 5 MW, 10 MW, and 20 MW, were selected. The dimensions of the other components were based on the electrolyzer’s capacity. The reason for producing three different facility sizes, was to determine whether there was a correlation between facility size and the probability of achieving economic profitability. The results showed that these three facilities possessed different advantages and drawbacks. The 5 MW facility had the advantage of obtaining the highest number of productions hours but had the drawback of generating the least volume of hydrogen. However, the 20 MW facility had the fewest production hours but the highest volume of hydrogen production, resulting in high profits. Lastly, the 10 MW facility fell between the 5 MW and 20 MW in terms of the number of production hours and generated profit. However, this information was not sufficient to make a final deciding of which facility size possessed the highest chance of achieving profitability. The reason for this is that the technical and economic impact of small components were disregarded in the calculations. Additionally, these facilities were also assumed to operate with perfect insulation, meaning no occurrence of hydrogen leakage took place, which is not realistic in practice.