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.

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 applying 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-scaled hydrogen production facility with the aim of, among other things, gradually introducing hydrogen fueled vehicles in Gävle harbor. These hydrogen fueled vehicles will pose as alternative 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-scaled 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. This was accomplished by analyzing what type of relevant equipment were 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.

För att en kvalitativ och driftsäker kraftomvandling från vind till elkraft skall erhållas ställs krav på en mängd olika faktorer. Klimatologiska och tekniska faktorer kräver korrekt dimensionering och anpassning av omvandlingstekniken för att största möjliga energimängd skall kunna omvandlas på ett driftsäkert och energieffektivt vis som vindkraftsägare, nätägare kräver. Vinden är som bekant en oberäknelig kraftkälla. Variationerna i styrka och tid kan innebära en hel del driftoptimeringsproblematik med efterverkningar för vindkraftsverket, nätet och belastningen. Konsekvenserna kan bero på vilken typ av teknik som är installerad i de olika delarna av energisystemet och i områdets elnät. Varierande effektbehov och effektfaktor i tiden har också en signifikant betydelse för elnätets stabilitet.  Anpassning av drift i elnätet mot den turbulenta vinden ger ofta avvikelser på spänning och effektflöden, speciellt i extrema situationer där svaga elnät existerar. God samverkan med vindkraftverket och nätets varierande aktiva och reaktiva effektbehov till energianvändaren kan ge förutsättningar för god elkvalitet och därmed optimerad och säker drift med få avbrott över tiden. Ofta kan och är det mekaniska, elektrotekniska val i vindkraftverket och tillhörande elsystem som spelar en avgörande roll för hur lönsam investeringen blir under verkets tekniska livslängd. Nätägaren eftersträvar en god interagering mellan elnät och elproduktion som ger upphov till få medeltalsfel mellan avbrott och elfel, detta kallas i branschen för ”Mean time between failures” MTBF.  Enligt Svensk energi skall långsamma och snabba spänningsvariationer samt övertoner och erforderlig kortslutningseffekt utredas och jämföras mot de krav och villkor som råder vid elektrisk integrering av elproduktion i elnätet. Förstudien har kommit fram till två lämpliga anslutningsförslag med vindkraftsprojektering. Det beskrivs senare i rapporten förslag på två tillhörande Smart Grid varianter med energilagring för anslutningsförslagen i det befintligt svaga lokala elnätet. / To achieve a reliable and qualitative power conversion from the wind into electric power, a variety of factors and demands need to be obtained. Climatological and technological factors requires proper dimensioning and adjustment of the conversion technology, to harvest the greatest possible amount of energy and to be converted in a reliable and energy efficient way, that windmill owners, power grid owners require. The wind is as familiar an unpredictable power supply. The variations in intensity over time could mean a number of drive optimization problems with after-effects of the wind turbine, power grid and load. The consequences may depend on which type of technology that is installed in the different parts of the energy system. The area's power grid and varying power needs with characteristics over time, also has a significant importance. The turbulent wind gives deviations of voltage and power flow, especially in various extreme situations in weak power grids. Good interaction between the wind turbine and power grid with varying active and reactive power demand for the energy users, provides conditions for a good power quality and thus, an optimal and safe operation with few interruptions over time. It can be, and often is the mechanics, electro-technical choices in the wind turbine and associated electrical systems that play a critical role in how profitable installation is during the wind turbines technological life. The power grid owner strives for a good interaction between the power grid and electrical generation which rise for few faults between interruptions and errors. In the branch this is known as "Mean time between failures" MTBF.  According to the Swedenergy, harmonics, slow and fast voltage variations including required short-circuit power should be investigated and compared with those requirements and terms that prevails with electrical integration of power into the grid. The feasibility study has concluded two suitable power connection proposals including wind mapping research, later in this report it is described and suggested two related Smart Grid variants with energy storage for the two power connection proposals in the existing weak local grid. / Judith Saari var betygsättare på muntlig presentation.

Inom sjukvården används – precis som överallt där människor sover – sängkläder av hygienskäl. Problem med smittspridningar av typen multiresistenta bakterier (MRSA) och spridning av andra sjukdomar har drivit företag som Cellcomb i Karlstad AB till att utveckla engångssängkläder för att förhindra detta. Engångssängkläderna är skyddade av en biofilm som ska ge ökat skydd mot bakterier och fungerar som en barriär så att inte vätska tränger igenom. Problemet är att det inte finns mycket till underlag för hur engångssängkläderna står sig mot vanliga sängkläder ur miljösynpunkt. I dagsläget använder sjukhus traditionella sängkläder till sina patienter och sedan transporteras dessa till tvätteri och tvättas. Att tvätta och torka sängkläder är energikrävande och ett alternativ till detta skulle kunna vara att använda engångssängkläder. En förenklad LCA gjordes för att ta reda på om sängkläder tillverkade av bomull och polyester eller engångssängkläder tillverkade av polypropylen alternativt viskosmaterialet Tencel är det mest miljövänliga. För att ta reda på det gjordes studiebesök och data samlades in genom en litteraturstudie och från företag. Resultaten visade att i ett grundfall med Centralsjukhuset i Karlstad var energianvändningen för de tvättbara sängkläderna lägre än Tencel och försumbart lägre än polypropylen. Flera fall med känslighetsanalyser gjordes för att undersöka hur indata påverkade resultaten. Fallen visade att det kan variera vilket av alternativen som blir mest gynnsamt, framför allt när det gäller vilken typ av energi tvätteriet använder. Engångssängkläderna av Tencel visade sig vara bäst när det gällde andel förnybar energi följt av de tvättbara sängkläderna och sist polypropylen. Ur ett ekotoxicitets- och vattenanvändningsperspektiv blev båda engångssängkläderna mer gynnsamma än de tvättbara sängkläderna. Två slutsatser kan dras utifrån den här studien: de tre alternativen är likvärdiga energimässigt utifrån energianvändning, andel förnybar energi och de fallstudier som gjorts, men att engångssängkläderna står sig bättre när det gäller ekotoxicitet samt vattenanvändning. Den andra slutsatsen är att resultaten är fallberoende. En utökad studie skulle kunna göras med fler viktiga miljöparametrar och fler känslighetsanalyser. / In healthcare – as in any other place where people sleep – beddings are used for hygiene reasons. Problems with spreading of bacteria diseases such as multi resistant bacteria (MRSA) and various other diseases have pushed companies like Cellcomb i Karlstad AB to develop disposable beddings in order to prevent this. These disposable beddings are protected with a biofilm which serves as a barrier, preventing liquids to pass through. The problem is that there is not much information about how these beddings perform from an environmental perspective. At present, hospitals are using traditional beddings for their patients and are then transported to laundries for washing. This is an energy intensive process and as an alternative, disposable beddings could be used. A simplified LCA was used to find out if beddings made out of cotton and polyester or disposable beddings made out of polypropylene or a viscose material called Tencel was the most favourable from an environmental perspective. To achieve this, various study visits were performed along with a literature study and data collection from companies. The results showed that for a basic case performed with Centralsjukhuset i Karlstad the washable beddings used less energy than Tencel and negligibly less energy than polypropylene. Several case studies were performed in order to examine how different data could alter the results. The case studies showed that which of the alternatives became the most favourable varied depending on the case, especially regarding which kind of energy was being used in the laundry. The disposable beddings made out of Tencel proved to be the best alternative regarding the use of renewable energy, followed by the washable beddings and last polypropylene. From a perspective of eco toxicity and water use both of the disposable beddings turned out more favourable. Two conclusions could be drawn from this study: the alternatives are equally favourable regarding energy use, renewable energy use and the case studies that were performed, but the disposable beddings are more preferable concerning eco toxicity and water use. The second conclusion is that the results depend on which case is studied. An expanded study could be performed using more environmental parameters.

Photovoltaic Systems in Sweden has longbeen heavily dependent on subsidies and grants to bring in a profit for the investor. Production of excess electricity is a major reason for this as the compensation for excess electricity today is low. However, there are businesses that have an electricityneed that are particularly suitable for solar electricity. These businesses have an electricity demand when the sun shines the brightest and if the Photovoltaic System is properly scaled, the excess electricity can be minimized. A golf club is that kind of a business and this thesis aims to examinate the solar power potential for golf businesses in Sweden. Nine golf clubs was selected from different locations in Sweden. The load profiles from these golf clubs was simulated in the software HOMER against solar radiation data from each site. The system sizes that produces 5% excess electricity was calculated for each club. Finally the profitability for these systems was evaluated. The result shows that the golf clubs in Sweden can make profitable investments in PV systems without subsidies and grants. When the excess production is allowed to be 5% of the total production, solar electricity covers about 20 % of the yearly electricity need. For many of the clubs, the netpresent value is greater than the investment after 40 years. This means that the investment has more than doubled its value. Production price will be about 80 Swedish cents per kWh and the payback time is estimated to be 18 years. / Sveriges energisystem står inför en förändring. Enligt dagens miljöpolitik ska förnybara energikällor som vindkraft, bioenergi och solenergi på sikt ersätta kärnkraft och fossila energikällor. Solel står idag för en nästan obefintlig del av den svenska elmixen vilket främst beror på att priserna på solcellssystem tidigare har varit för höga. Höga subventioner har varit nödvändiga för att en investering inte ska innebära en förlust. Idag har systempriserna sjunkit till en nivå där en ekonomisk vinst är möjlig även utan subventioner. En förutsättning för en ekonomisk vinst är att solcellerna integreras på rätt sätt i verksamheten. För att en investering i ett solcellssystem ska vara ekonomiskt lönsam utan subventioner krävs det att producenten själv konsumerar den producerade elen. Det beror på att ersättningen för överproducerad el, så kallad överskottsel, i dagsläget inte motsvarar lönsamheten som uppstår då elen konsumeras av verksamheten själv. För att kunna få en låg andel överskottsel i produktionen krävs det att verksamheten i fråga har ett elbehov vid den tid då solcellerna producerar el, alltså då solen skiner som starkast. Examensarbetet är inriktat mot att studera verksamheter som, till skillnad från en normal villa, har ett elbehov under dagtid och under sommarhalvåret. En golfverksamhet har ett sådant elbehov och dessutom finns det stora markytor och flera byggnader i verksamheten, vilket är ett stort plus vid installation av solceller. Det fördelaktiga elbehovet medför att relativt stora solcellsanläggningar kan integreras i golfverksamheterna utan att det produceras för mycket överskottsel. För att bestämma golfverksamheters lämplighet för solelsproduktion i Sverige har 9 golfklubbars elbehov analyserats mot solinstrålningsdata från respektive plats. De nio klubbarna är valda från olika delar av landet för att påvisa skillnader i produktion och lönsamhet beroende på lokalisation. För varje golfklubb framtogs systemstorlekar som producerar omkring 5 % respektive 10 % överskottsel per år. I rapporten presenteras huvudsakligen resultaten för systemstorlekar med 5 % överskottsel eftersom en sådan mängd anses vara försumbar. Ekonomin för de framtagna systemen analyserades och presenteras i form av nettonuvärde vid livslängdens slut, produktionspris samt återbetalningstid. Resultaten från undersökningen visar att golfverksamheter i Sverige kan göra lönsamma investeringar i solcellssystem även utan subventioner eller bidrag. För många klubbar är nettonuvärdet större än investeringen efter 40 år, vilket innebär att investeringen har mer än dubblerat sitt värde. Produktionspriset hamnar på runt 80 öre per kWh och återbetalningstiden blir omkring 18 år. Med investeringsstöd är nettonuvärdet större än investeringen redan efter 25 år. Produktionspriset blir runt 60 öre per kWh och återbetalningstiden sjunker till omkring 10 år. Att göra en investering i solceller innebär inte bara en ekonomisk lönsamhet för investeraren. En investering medför också positiva fördelar för miljön då solceller producerar förnybar el. Stora delar av världen arbetar idag aktivt för att få in mer förnybar el i energisystemet. Sverige har som mål att 50 % av energianvändningen i Sverige ska försörjas av förnybara energikällor år 2020. Idag är drygt 40 % av energiförsörjningen förnybar, vilket innebär att det återstår en del arbete tills målet är uppfyllt. Om golfklubbar i Sverige utnyttjar sitt fördelaktiga elbehov och investerar i solceller kan de bidra till att målet uppnås samtidigt som de gör en god ekonomisk affär. Därför rekommenderas det att Sveriges golfklubbar ser över sina möjligheter att integrera solcellsystem i sina verksamheter.

The task of this master thesis was to investigate the possibility of using transparent solar panels as windows and how they compare to other solar energy technologies. The idea is then to use the UV and IR light to produce energy while letting the visual light pass through. With this also receiving the advantage of less indoor heating of the building and therefore a decreased need for cooling. To make it into a more concrete example the Sergelhuset building in Stockholm, Sweden was chosen as an example. The investigation was made through a solar irradiation simulation for four different cases and an environmental analysis of the alternatives. The result is that the most common way of mounting polycrystalline modules, is the most cost effective alternative but it might not be so good from an environmental perspective in Sweden because of the already low g CO2eq/kWh and not the best location for solar panels. Façade mounted CIGS perform well in energy production but the high investment costs set it down. However, it is better than polycrystalline panels from an environmental perspective. The semitransparent CdTe window will be hard to make economically viable and from an environmental perspective it is debatable. The transparent alternatives focus its absorption on UV and IR light but there are also semi-transparent alternatives that uses also part of the visible light, which makes it not completely transparent.