The installed capacity of electricity produced from solar power has increased over the years and will do so even further. A lot of companies are investing in so-called solar parks to create large scale electricity production from solar power. With intermittent energy sources such as solar power comes challenges for the electricity net where storage systems can play an important role to handle these challenges. Storage systems connected to renewable energy can also be a way to increase the economic benefits of a system.  This study investigates whether a lithium-ion battery system connected to a solar park is economically profitable, and in that case under which circumstances. This is done by focusing on a solar park in Uppsala, Sweden, owned by Vasakronan AB. Different grid-connected services provided by the battery that could generate income were identified and chosen for the study which were arbitrage, a local flexibility market and frequency regulation. The usage of the battery for each and a combination of these services were modelled and simulated in Matlab (2020). Each individual case was created as its own model for three different battery capacities (2, 4 & 8 MWh). To investigate whether a case was profitable or not, the internal rate was calculated for each model. This was also done for a longer lifetime of the battery and for lower investment costs as a sensitivity analysis. The results show that a system of this kind is only profitable for one case which is if a 2 MWh battery is used for the frequency regulation services FFR and FCR-D. This results in an internal rate of 6% which is higher than the rate of return of 5% that Vasakronan requires. The conclusions of the study is that it is difficult to make an investment in a battery system that is only charged from a solar park profitable.

As the construction of homes and villas in Sweden is increasing, the need for electricity will also increase. This leads us to develop new existing solutions to increase electricity production, at the same time we need to increase the use of renewable energy sources. To supply houses with sustainable and renewable energy sources, solar power is a good option to invest in. The purpose of this work is to design a photovoltaic system on a villa. Our expectation after the design is to see how much the purchased share of electricity decreases. At the end of the project, we expect that this design can be used as a model for other similar villas, it is difficult to include all villas, considering how different conditions there are in Sweden. The villa is in Hallstahammar and has an area of 138 m^2, and the roof area where solar cells are mounted is 84 m^2. The roof is facing southwest and has an azimuth of about 45°, which means that the sun shines on a large part of the roof. The villa has different roof slopes, at the garage and lower roof the slope is 20 ° and at the upper roof´s is 46 °. The report answers the questions that arise during designing a photovoltaic system, as well as the villa's annual electricity consumption, and the facility's annual electricity production once it is installed. It is then analyzed whether the installation is profitable in terms of production cost and payback time. At the end of the report, it is more discussed challenges in solar cell design, such as shading and weather and their impact on the plant's electricity production. To be able to answer the questions, various methods were used, including a literature study about solar cells to increase both interest and knowledge. The writers made saturations on the roof such as lengths, widths, and slopes. Thereafter, the simulation program PVGIS was used to calculate the plant's annual electricity production, and finally, calculations were performed to make financial calculations. The results showed that the villa's electricity consumption in 2020 was 14,272 kWh and the electricity consumption was most during the winter period. The electricity cost during that year was SEK 21,140. The photovoltaic plant produces approximately 14,185 kWh per year and that production was highest during the summer period. The payback period for the plant was just over 9 years and the production cost was SEK 0.55 / kWh. Even though electricity production and electricity consumption did not match well and were efficient in different periods, the results still showed that the investment is profitable and provides a saving of SEK 629,000 over a lifespan of 30 years.

Sverige har som mål att elproduktionen till år 2040 skall vara helt förnybar. Detta kan göras med att lagra grön vätgas, med grön innebär det att vätgasen är producerad från en förnybar energikälla. Att lagra energin skulle kunna innebära att elnätet kan balanseras vid en effektbrist i utsatta områden, dessutom kan det ge möjligheten för en byggnad att bli självförsörjande på energi. Denna studie syftar till att kartlägga användningen av grön vätgas i Sverige som energilagring i byggnader för uppvärmning och elanvändning. Den skall även besvara möjligheter och utmaningar för grön vätgas som energilagring med avseende på de tekniska (systemuppbyggnad), ekonomiska (lönsamhet & investeringskostnad) och juridiska (tillstånd & säkerhet) aspekterna. För att besvara dessa frågor har en litteraturstudie genomförts i kombination med intervjuer. Forskning har visat möjligheten att vara självförsörjande på energi, genom att använda sig av en kombination av ett vätgas- och batterilager för lång- respektive korttidslagring. Vätgassystemet består av en elektrolysör som spjälkar vatten för att framställa vätgas. Därefter lagras vätgas för att vid ett energibehov användas i en bränslecell för att generera elektricitet där restprodukterna är värme och vatten. Kartläggningen visar att i dagsläget finns det två byggnader i Sverige som använder grön vätgas som energilagring. Ytterligare två byggnader är under produktion och förväntas vara klara för drift under år 2021. Ytterligare två projekt är under projektering där datum för drift saknas. Vår studie visar att vätgassystemet kan ge självförsörjning på både el- och värmeenergi och möjligheten till att gå off-grid finns, däremot väljer flertalet att vara kopplade på elnätet för att kunna bidra till att balansera elnätet vid behov. En teknisk utmaning för vätgassystemet är att öka den totala verkningsgraden. Återbetalningstiden varierar mellan 10 – 20 år, där en snabbare återbetalningstid ges via koppling på elnätet för att kunna sälja ut elöverskott däremot ses investeringskostnaden som en utmaning. Ur ett juridiskt perspektiv är avsaknaden av en svensk standard för hantering av vätgas i ett bostadsområde en utmaning. En möjlighet är att vid ett tidigt skede inleda samarbete med den lokala räddningstjänsten vilket kan underlätta processen för ett beviljat tillstånd. Studien visar att det är tekniskt genomförbart att använda grön vätgas som energilagring i byggnader dock är tekniken ung vilket i sin tur innebär ett begränsat utbud på färdigpaketerade lösningar. Att lagra grön vätgas möjliggör en bättre kontinuitet för intermittenta energikällor vilket kan öka elproduktionen från förnybara energikällor om systemet är kopplad på elnätet. Det är möjligt att sänka investeringskostnaden genom att flera hushåll delar på samma vätgassystem. Med tydliga regelverk kan både tid och pengar sparas samtidigt som det kan öka säkerheten för brukarna. Slutsatsen från denna studie är att vätgassystemet ger klimatfördelar då förnybara energikällor nyttjas. Dessutom skall Sverige presentera sin egen vätgasstrategi under 2021 och därmed är det troligt att omfattningen av vätgassystem i Sverige kommer att öka i framtiden. / Sweden's goal for 2040 is to only produce electricity by renewable energy. A part of the solution is to store green hydrogen, green means that the hydrogen is produced from a renewable energy source. The energy storage could be used to balance the electrical grid if there is a power shortage and it could provide the opportunity for a building to become energy self-sufficient. This study aims to map the use of green hydrogen as energy storage in Swedish buildings for heating and electricity use. It also addresses opportunities and challenges for green hydrogen as energy storage regarding some technical, economic, and legal aspects. To answer these questions, a literature study was conducted in combination with interviews. Research has shown the possibility of being energy self-sufficient, by using a combination of a hydrogen and battery storage for long- respectively short-term storage. The system consists of an electrolyzer that splits water to produce hydrogen. Thereafter, the hydrogen is stored until there is a need for energy, through a fuel cell electricity is generated with heat and water as waste products. The study reveals there is currently two Swedish buildings that uses green hydrogen as energy storage. Another two buildings are under production and are expected to be ready for operation during 2021. Two more projects are planned. This study shows that it is technically feasible to store hydrogen although the technology is young and faces challenges. The investment cost is considered high, but the results shows that profitability is possible, which differs from previous research. Additionally, there is a lack of Swedish standards that describes the handling of hydrogen which causes problems for both suppliers and customers. A conclusion is that the usage of green hydrogen as energy storage will probably increase for Swedish buildings in the future.

Europeiska kommissionen har inom ramen för klimatmålen 2030 inrättat två politiska styrmedel, handelssystemet (EU ETS) och förnybarhetsdirektivet (2009/28/EC), för att reducera koldioxidutsläpp. Tidigare studier inom ämnet riktar dock viss kritik mot denna form av kombination och menar att införandet av förnybarhetsdirektivet har en motverkande effekt för priset på utsläppsrätter. Studien ämnar därmed att undersöka om handelssystemet och förnybarhetsdirektivet utgör en målkonflikt. Till följd av att studien inkluderar en interaktionsvariabel i en panelregression med fixa effekter, kan ytterligare belägg för det negativa förhållandet mellan 2009/28/EC och EU ETS adderas. Undersökningen baseras på paneldata över tidsperioden 1990–2018 från 35 OECD länder, och finner att interaktionsvariabeln antar ett positivt och signifikant värde. Resultatet tyder därmed på att 2009/28/EC har en motverkande effekt på handelssystemet. Vidare visar även resultatet att 2009/28/EC har en större negativ påverkan för länder som understiger det nationella förnybarhetsmålet, än för länder som överstiger målet. Studien tillför således vidare insikter om att en målkonflikt kan föreligga.

One of the biggest challenges facing our world and our societies is climate change. The transition towards a society where our energy does not come from fossil fuels, but rather renewable energy, has proven to be one of the most powerful methods to reduce climate change. The real estate sector, an industry with a significant climate impact, faces an important task in the transition to renewable energy. Volatile electricity prices and declining cost per installed kilowatt have led investors to turn their attention to photovoltaic systems, both as a way to contribute to sustainability and also because of their increased attractiveness as an asset class. The aim of this thesis was to investigate the key factors that affect the risk assessment of investments in on-site photovoltaic systems, the impact these risks have on returns, and how on-site photovoltaic systems affect the value of the property and the risk of the underlying asset. A total of five respondents have been interviewed and a case study has been conducted to test how the return is affected when risk-related assumptions are adjusted. This thesis conclude that there are several central risk factors that affect the profitability of investments in on-site photovoltaics in the Swedish real estate market and constitutes a barrier for accelerating investments in on-site photovoltaic systems. This thesis has identified a number of key risks: political risks, restoration risks, risks associated with future electricity prices, and risks related to spatial differences. The political risks related to changes in energy taxes, views on energy declarations, building permits, and supply chain risks. The study underlines the importance of the fact that small changes in input, such as investment cost and electricity prices lead to large impacts on returns. The case study also clearly demonstrates that inputs such as operating costs, Feed-In-Tariffs, and energy tax have a significant role in the financial results. Higher values of these variables lead to reduced returns, while lower values have the opposite effect. Finally, the study demonstrates the indirect benefits resulting from an investment in onsite photovoltaics. The key benefits relate to lower operating costs, protection against volatile electricity prices, increased rental income, and lower vacancy rates. The increased demand for properties with on-site photovoltaics has a direct impact on the yield and thus the property value. / En av de största utmaningarna som vår värld står inför är klimatförändringar. Övergången mot ett samhälle, där vår energi inte kommer från fossila bränslen, utan snarare förnybar energi, har visat sig vara en av de mest kraftfulla metoderna för att minska klimatförändringar. Fastighetsbranschen, en bransch med betydande klimatpåverkan, står inför en viktig uppgift i arbetet för förnybar energi. Volatila elpriser och sjuknade kostnad per installerad kilowatt har fått investerare att rikta blickarna mot solceller, både som ett sätt att bidra till hållbarhet, men även på grund av ökad attraktivitet som tillgångsslag. Syftet med denna uppsats var att undersöka de centrala faktorer som påverkar riskbedömningen vid  investeringar i solceller på tak, vilken påverkan dessa risker har på avkastningen, samt hur solceller på tak påverkar fastighetsvärdet och risken på den underliggande tillgången. Totalt fem respondenter har intervjuats och en kvantitativ studie som syftade till att se hur avkastningen påverkas när riskrelaterade antaganden justeras har genomförts. Det konstateras att det finns ett flertal centrala riskfaktorer som påverkar lönsamheten för investeringar i solceller på tak på den svenska fastighetsmarknaden, som även kan utgöra barriärer för investeringar i solceller på tak. Denna uppsats har identifierat ett antal centrala risker: politisk risk, risker associerade med återvinning, risker associerade med framtida elpriser, samt risker knutna till spatiala skillnader. De politiska riskerna handlar om förändringar i energiskatt, Boverkets energideklarationer, bygglov, samt risker kopplade till utbudet. Studien understryker betydelsen av att små förändringar i antagande om input, så som investeringskostnader och elpriser leder till stor påverkan på avkastningen. Den kvantitativa studien demonstrerar även tydligt att input, så som driftskostnader, tariffer och energiskatt har en signifikant påverkan på de finansiella resultaten. Högre värden på dessa variabler leder till minskad avkastning, medan lägre värden genererar en ökad avkastning. Slutligen påvisar studien de indirekta fördelarna, som är en följd av en investering i solceller på tak. Där de centrala fördelarna behandlar lägre driftskostnader, skydd mot volatila elpriser, ökade hyresintäkter och lägre vakansgrader. Den ökade efterfrågan på fastigheter som har solceller på taken, har en direkt påverkan på avkastningskravet och därmed fastighetsvärdet.

Samhällets beroende av fossila bränslen leder till en varmare atmosfär och högre havsnivåer. För att bromsa utvecklingen måste utsläppen minska. En lösning är att implementera förnybara elproduktionsanläggningar och energilagring i större utsträckning. Då Sveriges vattenkraftsutbyggnad har stannat av de senaste 30 åren behövs en implementering av andra förnybara metoder, i kombination med den redan utbyggda vattenkraften, för att förse framtidens elbehov. För arbetet ligger fyra olika orter med redan installerade vattenkraftverk i fokus, nämligen Fredriksberg, Hällefors, Grythyttan och Sävenfors. Syftet med arbetet är att se hur man kan integrera solcellsanläggningar med och utan batterienergilagring i redan installerade vattenkraftsystem för energiproduktion i mindre lokala elnät. Målet med arbetet är indelat i två olika delmål. Det första målet är att få fram hur stora solcellsanläggningar som är implementerbara i mindre orter utifrån ett ekonomiskt perspektiv, det vill säga hur stor kapacitet som är möjligt att installera samtidigt som anläggningen är ekonomiskt lönsam. Det andra delmålet är att få fram hur stor del av orternas egna elbehov som kan täckas med vattenkraft, solceller och med eller utan batterilagring. En modell för systemet byggdes i Simulink, där vattenkraften antogs producera kontinuerligt över året vid vissa tider på dygnet. En känslighetsanalys gjordes på solcellsanläggningarnas ekonomiska lönsamhet vid olika framtidsscenarier gällande elprisutveckling i Sverige fram till år 2050. Resultat från simuleringar visar på att orterna får olika hög grad ekonomisk lönsamhet vid olika mängd installerad kapacitet solceller. Generellt ger ett högre elbehov och ett lägre förhållande mellan producerad el från vattenkraft och elbehov ekonomisk möjlighet att installera större solcellsanläggningar. Gällande de olika framtidsscenarierna finns det vissa scenarier som kan förlänga solcellsanläggningarnas återbetalningstid. Ett scenario, med stor implementering av småskalig förnybar energi i Sverige, medför att mindre kapacitet solceller bör installeras för att garantera ekonomisk säkerhet för investeringen. Batterilagring bidrar till ett ökat försett behov då det finns ett överskott på producerad el från solcellerna. Andelen egenförsett behov ökar dock mer på orter där vattenkraften är mindre dominerande. Det kan bero på att det finns fler tillfällen då det kan förse ett elbehov på orten, vilket vattenkraften annars tagit över i andra orter. En viktig grundpelare till att batterilagringen inte resulterar i en ekonomisk förlust är multifunktionen att förse eget behov och vara kopplad till en stödtjänst. Stödtjänsten är en uppreglering av nätets frekvensvariation vilket behöver prioriteras över stora delar av dygnet. Över de tre olika orterna resulterade förhållandet installerad MWp solceller genom MWh batterier på cirka 3. / Society's dependency on fossil fuels leads to a warmer atmosphere and rising sea levels.  Emission levels need to be reduced to slow down this development. One solution is to implement renewable energy and renewable energy storage systems on a wider scale. Sweden’s expansion of hydro power has come to a stop 30 years ago, which leads the focus to other methods of renewable energy generation in combination with the already built hydro power plants for future energy supply. This work focuses on already built-in hydro power plants in smaller communities as Fredriksberg, Hällefors, Grythyttan and Sävenfors. The scope of this work is to investigate the possibilities of integrating photovoltaic systems, with and without battery energy storage, in operating hydro power plants in smaller local grids. The goal of this work is divided into two sub-goals. The first sub-goal is to find out what size of photovoltaic systems can be implemented in smaller communities from an economic perspective, that is, how much capacity is possible to install at the same time as the plant is economically profitable. The other sub-goal is to find out how much of the communities’ own electrical demands are covered with hydro power, photovoltaics and with or without battery energy storage. A model was built in Simulink, where the hydro power was assumed to produce electricity continuously throughout the year at certain times of the day. A sensitivity analysis was performed on the profitability of the photovoltaic systems using different scenarios for the future electrical price in Sweden until the year of 2050. Results from the simulations show that different communities have different degrees of profitability for varying capacities of photovoltaics. A higher electricity demand and a lower ratio between produced electricity from hydro power and electricity demand provides financial opportunities to install larger capacities of photovoltaic systems. Regarding the future price scenarios, there are some scenarios that will prolong the photovoltaics payback-time. One scenario, with a great implementation of small-scale renewable systems, results in a recommendation to install lower capacities of photovoltaics to ensure financial security on the investment. Battery energy storage contributes to increased provided demands because of the surplus electricity produced from the photovoltaics. The proportion of provided demands is increasing more in communities where hydro power is less available. It can be a result of opportunities where the hydro usually is providing needs in those timeframes in other communities. An important pillar in the positive result of the economy of battery energy storage is its multifunction to supply demands and provide a support service, where the service of regulating frequency on the main grid needs to be prioritized over large parts of the day. The ratio between installed MWp photovoltaics and MWh battery energy storage resulted in approximately three across three different communities.

India ratified the Paris Agreement in 2015. The country’s Intended Nationally Determined Contributions includes reduction of emissions intensity by 33-35% in 2030 from the 2005 level and 40% of renewable energy share in the electricity mix by 2030. This study evaluated the future electricity system of Odisha, one of the states in India that is rich in mineral resources. It holds 26% of India’s coal reserves. While the current electricity system of Odisha comprises 95% of coal power generation, the state’s commitments in terms of climate goals and increasing the deployment of renewable energy sources (RES) (i.e., 3 GW by 2022) are aligned with the national goals. To encourage investment in RES and to reduce investment risks, Odisha has also set targets for renewable purchase obligations for utilities and captive consumers. They have to procure 15% of their total electricity consumption from RES (8% solar and 7% non-solar sources) by 2022. The electricity demand in the state is expected to increase due to increased economic growth and the goal to reach 100% energy access (24x7) to households. Besides, there is huge potential for energy savings in the current electricity system through improvement in energy efficiency in the end-use. The increase in electricity demand, high share of fossil in current electricity system, renewable energy target, climate goals and lack of study at the state level are the reasons to assess the future electricity system of Odisha. The study investigated the electricity system in Odisha to meet the increased electricity demand from 2018 until 2050. It estimates the technical, economic and environmental impacts of enhancing energy efficiency and renewable energy on future electricity system of Odisha by using the Long-range Energy Alternatives Planning System. Odisha’s future electricity system is assessed in four scenarios i.e. no new policies introduced in the future (BAU), high renewable energy share (HRE), improvement in energy efficiency (IEE) and a combination of renewable energy and energy efficiency (CER). The result shows that the energy requirements in the IEE scenario are 26% lower than in the BAU scenario, and the total costs are lower than HRE scenario by 34% and CER scenario by 10%. The CO2 emissions of the IEE scenario are higher than HRE scenario by 10% and CER by 23%. In the HRE scenario, the total costs are higher than BAU scenario by 8% and CER scenario by 26%. The CO2 emissions are lower than BAU by 45% and IEE by 25%. In the CER scenario, the costs are lower than BAU by 20% and HRE by 26%. The CO2 emissions are lower than BAU by 60%, IEE by 44% and HRE by 26%. The energy savings can be achieved by continuing the existing scheme Ujala for subsidised LEDs, extension of Perform Achieve Trade (reduction of specific energy consumption) scheme to medium and small industries. The renewable targets can be achieved through continuation of RPO which reduces the risk of new investors. Capacity auctions could bring down the solar and wind tariffs. The study demonstrate that the RPO for 2022 cannot be achieved with the target RE capacity. The gap must be fulfilled by either procuring renewable electricity from the regional grid or buy renewable energy certificates from the market. / Indien ratificerade Parisavtalet 2015. Landets avsedda nationellt fastställda bidrag inkluderar minskning av utsläppsintensiteten med 33-35% år 2030 från 2005 års nivå och 40% av förnybar energiandel i elmixen före 2030. Denna studie utvärderade framtida el system av odisha, en av de stater i india som är rik på mineralresurser. Den rymmer 26% av Indiens kolreservat. Medan Odishas nuvarande elsystem omfattar 95% av koldkraftproduktionen, är statens åtaganden när det gäller klimatmål och ökad utplacering av förnybara energikällor (RES) (dvs 3 GW år 2022) i linje med de nationella målen. För att uppmuntra investeringar i RES och minska investeringsrisker har Odisha också fastställt mål för förnybara köpskyldigheter för verktyg och konsumenter. De måste skaffa 15% av sin totala elförbrukning från RES (8% sol och 7% icke-solkällor). Efterfrågan på el i staten förväntas öka på grund av ökad ekonomisk tillväxt och målet att nå 100% energitillgång (24x7) till hushållen. Dessutom finns det stor potential för energibesparingar i det nuvarande elsystemet genom förbättring av energieffektiviteten. Ökningen av elbehov, hög andel fossil i nuvarande elsystem, mål för förnybar energi, klimatmål och brist på studier på statsnivå är anledningarna till att bedöma Odishas framtida elsystem. Studien undersökte elsystemet i Odisha för att möta den ökade efterfrågan från 2018 fram till 2050. Den uppskattar de tekniska, ekonomiska och miljömässiga konsekvenserna av att öka energieffektiviteten och förnybar energi på Odishas framtida elsystem genom att använda Long Range Energy Alternatives Planning Systemet. Odishas framtida elsystem bedöms i fyra scenarier, dvs ingen ny politik införd i framtiden (BAU), hög förnybar energi andel (HRE), förbättring av energieffektivitet (IEE) och en kombination av förnybar energi och energieffektivitet (CER). Resultatet visar att energikraven i IEE-scenariot är 26% lägre än i BAU-scenariot, medan de totala kostnaderna är lägre än HRE-scenariot med 34% och CER-scenariot med 10%. Koldioxidutsläppen från IEE-scenariot är högre än HRE-scenariot med 10% och CER med 23%. I HRE-scenariot är de totala kostnaderna högre än BAU-scenariot med 8% och CER-scenariot med 26%. Koldioxidutsläppen är lägre än BAU med 45% och IEE med 25%. I CER-scenariot är kostnaderna lägre än BAU med 20% och HRE med 26%. Koldioxidutsläppen är lägre än BAU med 60%, IEE med 44% och HRE med 26%. Energibesparingarna kan uppnås genom att fortsätta det befintliga systemet Ujala för subventionerade lysdioder, förlängning av Perform Achieve Trade (minskning av specifikt energiförbrukning) till medelstora och små industrier. De förnybara målen kan uppnås genom fortsatt RPO, vilket minskar risken för nya investerare. Kapacitetsauktioner kan sänka sol- och vindpriserna. Studien visar att RPO för 2022 inte kan uppnås med mål-RE-kapaciteten. Klyftan måste uppfyllas genom att antingen anskaffa förnybar el från det regionala nätverket eller köpa förnybara energikertifikat från marknaden.

Ett scenario för att nå nettonollutsläpp av växthusgaser till år 2050 har tagits fram av IEA. I scenariot framgår att det krävs en ökning av energieffektivisering, samt att användning av förnybara energikällor bör öka under detta årtionde. Asfaltbranschen är ett exempel på en energiintensiv verksamhet, där det i dag finns begränsad tillgänglig litteratur om energianvändningen. Svevia, ett av Sveriges största väg- och anläggningsföretag, har efterfrågat större kunskap inom området. Detta examensarbetes syfte var därför att kartlägga energibehovet för en tillverkande verksamhet inom asfaltbranschen, för att finna energieffektiviseringsåtgärder, öka företagets lönsamhet samt visa på branschens framtida hållbarhetsomställning. För att uppnå syftet har en fallstudie utförts på Svevias asfaltverk i Arlanda. I fallstudien ingick energikartläggning, intervjustudier samt kontakt med företag. Energikartläggningen utfördes för att ta fram Arlandas asfaltverks energibehov samt energieffektiviseringsåtgärder. Intervjustudier genomfördes både inom energikartläggningen, för solceller och för att lyfta tekniker som kan påverka asfaltbranschens framtida utveckling. För den sistnämnda analyserades data med en tematisk analys. För undersökning av solceller användes även kontakt med företag och modelleringsverktyg från en företagshemsida som metod. Resultatet av energibalansen visade att Svevias asfaltverk i Arlanda hade en energianvändning på 15 100 MWh under 2022. Majoritet av energianvändningen stod bioolja för, och den enhetsprocess som använde mest energi var Materialuppvärmningen. Därför har fokus för energieffektiviseringsåtgärder varit på Materialuppvärmningen, och fyra åtgärder togs fram: överskottsvärme, energilagring med sandbatteri, öka produktionen av lågtemperad asfalt samt en tälthall för att skydda stenmaterial mot regn. För solceller undersöktes areorna 70x30 m och 100x40 m och en återbetalningstid på sju år beräknades för respektive area. Nuvärdessumman blev negativ, vilket tyder på en olönsam investering, däremot kan dess lönsamhet värderas över livslängden. Hinder som behövs ses över innan investering i solceller är att damm och vibrationer kan uppkomma vid den närliggande täkten. Resultatet för asfaltbranschens framtid visar på att olika tekniker är intressanta för att minska den fossila energianvändningen. Dessa är bland annat elektrifiering av hela asfaltverk och att producera kalltillverkad asfalt. Det kräver dock att asfaltföretag vågar satsa på lösningarna för att kunskapen ska utvecklas. Rekommendationerna till Svevia är att sätta ut elmätare och regelbundet läsa av dem för att ta fram mer pålitliga data inför kommande energibalanser. De energieffektiviseringsåtgärder författarna rekommenderar Svevia att genomföra är ökad produktion av lågtempererad asfalt och skydda stenmaterial mot regn. För solceller rekommenderas att ta kontakt med en entreprenör som erbjuder lösning till företag. En kombination av åtgärden att skydda stenmaterial mot regn och solceller bör vidare undersökas. För att minska Svevias framtida fossila energianvändning, rekommenderas Svevia att driva projekt om kalltillverkad asfalt och ersättning av bitumen mot lignin. Författarna rekommenderar också att Svevia samarbetar med andra aktörer inom asfaltbranschen för att dela kunskap. / A scenario to reach net zero emissions of greenhouse gases by year 2050 has been developed by IEA. The scenario shows that an increase in energy efficiency is required, and that the use of renewable energy sources should increase during this decade. The asphalt industry is an example of an energy-intensive business, where there is currently limited available literature on energy-use. Svevia, one of Sweden's largest road and construction companies, has requested increased knowledge in the area. The purpose of this master’s thesis was therefore to map the energy demand of a manufacturing operation in the asphalt industry, to find energy efficiency measures, increase the company’s profitability, and to indicate the industry's future sustainability transition. To achieve this aim, a case study was performed at Svevia's asphalt plant in Arlanda. The case study included an energy audit, interview studies, and contact with companies. The energy audit was performed to determine the energy demand of the asphalt plant in Arlanda, and energy efficiency measures. Interview studies were carried out for the energy audit, for solar panels, and to highlight technologies that can influence the asphalt industry’s future development. For the latter, the data was analyzed with a thematic analysis. For solar panels, contact with companies and modeling tools from a company website were also used. The result of the energy balance showed that Svevia's asphalt plant in Arlanda had an energy use of 15 100 MWh in 2022. Bio-oil accounted for the majority of the energy use, and the unit process that used the most energy was Material Heating. Therefore, the energy efficiency measures have focused on Material Heating, and four measures were investigated: excess heat, energy storage with a sand battery, increasing the production of low temperature asphalt, and a tent to protect stone material from rain. For solar cells, the areas 70x30 m and 100x40 m were examined and a payback period of seven years was calculated for both cases. The net present value was negative, which indicates an unprofitable investment, however, its profitability can be evaluated over the lifetime. Obstacles that need to be reviewed before investing in solar panels are that dust and vibrations can arise from the nearby quarry. The result for the future of the asphalt industry shows that different technologies are interesting for reducing the fossil energy use in the asphalt industry. These include electrification of the entire asphalt plant and producing cold-manufactured asphalt. However, it requires that asphalt companies dare to invest in the solutions for the knowledge to develop. The recommendations to Svevia are to install electricity meters, and to read them regularly, to develop more reliable data for future energy balances. The energy efficiency measures that the authors recommend Svevia to implement are increased production of low temperature asphalt and protecting stone material from rain. For solar panels, it is recommended to contact an entrepreneur who offers a solution for companies. A combination of the measure to protect stone material from rain, and solar panels should be further investigated. To reduce Svevia's future fossil energy use, Svevia is recommended to run projects on cold-manufactured asphalt and replacing bitumen with lignin. The authors also recommend that Svevia collaborates with other actors in the asphalt industry to share knowledge.

Vi står idag inför en ökad global population och klimatpåfrestning vilket har skapat behov av ett mer resurseffektivt samhälle som kräver mer utgående produkt per ingående råmaterial. Biogas anses vara en viktig del i omställningen till ett hållbart samhälle då det följer en cirkulär ekonomi som inte bidrar med nettoutsläpp av koldioxid. Biokol är tillämpbart i djupströbädd då det minskar emissioner av ammoniak och växthusgaser (Jansson, 2019). En djupströbädd som blandats med biokol användes i denna studie som biogassubstrat, med övergripande syfte att undersöka effekten på biogasproduktionen. Genom detta kunde en storskalig potential estimeras, samtidigt som fler användningsområden för biokol som produkt inom lantbruket påvisas. En experimentell testanläggning i labskala användes, där en kontroll samt djupströ blandat med biokol rötades i två separata kontinuerligt omrörda reaktorer. Resultaten fastställde att biokolet bidrog till en ökad biogasproduktion motsvarande 25.9%. Metanhalten i biogasen var lägre än för kontrollen, samtidigt som den totala metanproduktionen var högre. Biokolet rötade även ut mer av det organiska material som fanns tillgängligt i substratet, med en utrötningsgrad på 70.1% jämfört mot kontrollens 65.4%. Den specifika metanpotentialen för biokolet visade på högre värde, dock var detta lägre än normalfall för djupströ vilket innebär att försöket troligtvis går att optimera. Sett ur ett större nationellt perspektiv, om samtligt djupströgödsel tillgängligt i Sverige skulle rötas med tillsats av biokol, ses en potential på 7.2 TWh. Detta skulle bidra till det nationella målet om att använda minst 15 TWh biogas i energisystemet innan år 2030. Vidare diskuteras eventuella orsaker och samband bakom resultaten, metodupplägg samt förslag på optimering tillsammans med miljöfördelar ett mer cirkulärt system som detta skulle medföra. / We are today facing an increased global population and climate stress which creates a need for a more resource-efficient society that requires more output per unit input. Biogas is considered important in the transition towards a sustainable society, as it follows a circular economy that does not contribute to any net emissions of carbon dioxide. Biochar is applicable in deep litter beds as it reduces emissions of ammonia and greenhouse gases. Deep litter manure mixed with biochar was in this study used as a biogas substrate, with the aim to investigate its effect on biogas production. Through this, a large-scale potential could be estimated and at the same time also more usage areas for biochar as a product within agricultural processes. An experimental laboratory plant was used, where a control and deep litter manure mixed with biochar were digested in two separate continuous stirred reactors. The conclusions stated that the biochar contributed to an increased biogas production corresponding to 25.9%. The methane content in the biogas was lower than for the control and at the total methane production was higher. The biochar also digested more of the organic matter available in the substrate, with a degree of degradation of 70.1% compared to the control with 65.4%. The specific methane potential for the biochar showed a higher value, however, this was lower than the normal case for deep litter manure which means that the experiment probably could be further optimized. Seen from a broader national perspective, is all deep litter manure available in Sweden were to be digested with addition of biochar, a potential of 7.2 TWh could be seen. This would contribute to the national goal of using a minimum of 15 TWh from biogas by the year 2030. Furthermore, possible causes and connections behind the results, methodological design and proposals for optimization are discussed. This along with environmental benefits a more circular system like this could lead to. / <p>2021-06-04</p>

In light of the energy crisis and the aim to invest in renewable energy, offshore wind power has received an increased attention. The elevated status of investments in offshore wind has pointed out the problems with the legal process, which so far hasn’t - at least not in the case of establishment outside Swedish territory - been applied to aparticularly large extent. When wind power is to be established offshore instead ofonshore, an extensive and complicated permit process occurs. It takes approximately 7 to 10 years before an operation receives all the required permits, which is to be considered a bottleneck for the expansion of renewable energy production accordingto the industry. The legal system derived complexity due to a division of maritime zones in accordance with international law, which means that there is one regulatory framework for Sweden’s territorial seas and another for Sweden’s Economic zone. This essay showsthat the legal process for offshore wind within Sweden’s territorial seas includes a variety of permits and permit-like rules, which however, are coordinated relatively satisfactorily. The procedure usually results in at least a four-fold permit process: (1) Aprocess to receive a license for investigations by the continental shelf from the Geo-logical Survey of Sweden or the government. (2) A process to receive an environmen-tal permit and a permit for water activities by the Land and Environmental Court for the construction and the cables in the water. At this stage, the court can also givedispensation from the protection of species and the shoreland and give permit for impacts on a Natura 2000 area. (3) A process to receive concession from the Swedish Energy Markets Inspectorate and (4) A process to receive permit for laying cables atthe continental shelf by the government. In addition, further permits may be required by other authorities, such as approval to operate in the area, approval for utility ease-ment and a license to affect an ancient monument or to handle geographically sensitive information. There are a fewer number of applicable permits and permit-like rules in the Economic zone than in the territorial seas, however, the legal process is however lesscoordinated. The permitting processes usually results in at least a five-fold permit process:(1) a process to receive a license for investigations by the continental shelf from the 6Geological Survey of Sweden or the government measures, (2) a license for a commercial construction by the government, (3) a process to receive concession from the Swedish Energy Markets Inspectorate (4) a process to receive a permit for water activities by the Land and Environmental Court for laying cables in the water and (5) aprocess to receive permit for laying cables at the continental shelf by the government. Further permits may be required by other authorities for approval of utility easement by the Land Survey authority and permits in accordance with the Birds and Habitats Directives by the relevant County Administrative Board. The multi-step process is one reason to why it can take up to 10 years for an offshore wind project to obtain all the required permits. A need for new trials due toupgrades and modernizations within a project is another. The technology in the field of offshore wind power is under constant and rapid development, which, in combination with its long and complex authorization process, creates a situation where operators need to reconsider, change or extend their existing permit even before thefacility has been built. The procedure to go to litigation with only the changed conditions is uncertain, at least in Sweden’s territorial seas. This means that most projects in the upgrading-process apply for a new permit instead of a changed one. Current law encompasses many uncertainties and inefficiencies. The permitting process does not give an operator exclusivity to the area which creates a lack of legal certainty due to a concern for overlapping projects. A municipalities’ veto can stop aproject at any time during the trial, which creates unpredictability for business operators and can contribute to unnecessary resources being put into a project. The court can turn down a granted network concession since it does not come with legal forceagainst the partially overlapping Environmental Code. The system contributes to uncertainty and contributes to a time-consuming double consideration of important sections in the Environmental Code. In conclusion, three solutions are presented thatmay contribute to an increased legal certainty and efficiency of the system; (1) Implement a rule that specifies the exclusivity of the Electricity Act vis-à-vis the Environ-mental Code, (2) allow cumulation in the governments trials and finally (3) Consider an auction-based system where exclusivity can be ensured in accordance with other EU-countries. / Den havsbaserade vindkraften har i ljuset av energikrisen och satsningen på förnybar energi tillägnats allt större uppmärksamhet. Utvecklingen har gjort att problem medtillståndsregelverket, som hittills inte - åtminstone inte vid etablering utanför svensktterritorium - har tillämpats i särskilt stor utsträckning, har uppdagats. När vindkraftska etableras till havs i stället för på land aktualiseras en omfattande och komplicerad tillståndsprocess. Det bedöms ta ungefär 7 till 10 år innan en verksamhet fått alla erfordrade tillstånd, en flaskhals för utbyggnaden av förnybar energiproduktion omman frågar branschen. Komplexitet i etableringen av vindkraft till havs kan främst härledas till att havet består av en folkrättslig zonindelning, vilket gör att det finns ett regelverk för svenskt sjöterritorium och ett regelverk för en ekonomisk zon. I uppsatsen kan det utläsas att en etablering av vindkraft inom det svenska sjöterritoriet omfattar en mängd olikatillstånd och tillståndsliknande regler, vilka dock samordnas relativt tillfredställande. Ordningen resulterar vanligtvis i minst en fyrfaldig prövningsprocess: (1) En process hosmyndigheten Sveriges geologiska undersökning alternativ regeringen för tillstånd tillundersökningsåtgärder. (2) En process hos mark- och miljödomstolen för tillstånd tillmiljöfarlig verksamhet och vattenverksamhet för uppförande och drift av vindkraft-verken samt utläggning av en starkströmskabel. I detta skede kan även domstolen pröva frågor om artskydd- och strandskyddsdispens samt ge tillstånd för eventuell påverkan på Natura 2000-område. (3) En process hos Energimarknadsinspektionen för nätkoncession och (4) en process hos regeringen för tillstånd till utläggning av sjökablar längst havsbotten. Utöver dessa processer kan ytterligare prövningar aktua-liseras hos andra myndigheter, som till exempel nämns i uppsatsen rådighetsmedgivande, ledningsrätt, tillstånd för påverkan på kulturmiljön samt tillstånd för hantering av geografiskt känslig information. Inom den svenska ekonomiska zonen aktualiseras färre tillstånd och tillståndsliknande regler, men prövningen samordnas dock i mindre utsträckningen än den somaktualiseras inom svenskt territorium. Ordningen resulterar vanligtvis i minst en fem-faldig prövningsprocess: (1) En process hos Sveriges geologiska undersökning alternativregeringen för tillstånd till undersökningsåtgärder, (2) en process hos regeringen för tillstånd till uppförande av anläggning i kommersiellt syfte, (3) en process hos Ener-gimarknadsinspektionen för nätkoncession, (4) en process hos mark- och miljödomstolen för vattenverksamhet vid utläggning av sjökablar och (5) en process hos regeringen för tillstånd till utläggning av sjökablar längst havsbotten. Utöver dessa processer aktualiseras även ett förfarande för ledningsrätt hos Lantmäteriet samt en prövning hos ansvarig länsstyrelse för otillåten påverkan i enlighet med EU:s fågeldirektiv och art- och habitatdirektiv. Den flerfaldiga processen är en orsak till att det kan ta upp till 10 år för en verk-samhetsutövare att erhålla samtliga erfordrade tillstånd. Ett behov av att uppgradera projektets utformning och modernisera villkoren i ett beviljat tillstånd är en annanorsak till det långa tidsfristerna. Tekniken inom området för havsbaserad vindkraft är under ständig och snabb utvecklingen vilket i kombination med dess långa och komplexa prövningsprocess skapar ett läge där verksamhetsutövare behöver ompröva, ändra eller förlänga sitt befintliga tillstånd redan innan anläggningen har börjat byggas. Möjligheten för projekt att förenklat endast pröva en viss förändring är dock begränsad och gränsdragningen otydlig, inte minst inom svenskt sjöterritorium, vilket gör attde flesta projekt börjar om i prövningskedjan genom att söka ett helt nytt tillstånd. Dagens regelverk är behäftad med en rad osäkerhets- och ineffektivitetsmoment. Inget tillstånd inom prövningsprocessen idag ger verksamhetsutövaren någon exklusivitet, en rättssäkerhetsbrist som skapar oro för överlappande projekt och konkurrens om samma plats. Ett kommunalt veto kan stoppa ett projekt när som helst underprövningens gång, vilket skapar oförutsägbarhet för verksamhetsutövare och riskeraratt bidra till att onödiga resurser läggs som ett projekt som ändå inte blir av. Nätkoncession saknar rättskraft gentemot den partiellt överlappande miljöbalksprövningen, vilket skapar osäkerhet och bidrar till onödig tidsutdräkt vid dubbelhänsyn till en stor del av miljöbalkens regler. Avslutningsvis presenteras tre lösningsförslag som kan bidra till ökad rättssäkerhet och effektivitet; (1) inför en regel som ger ellagen rättskraftgentemot miljöbalken, (2) införa en kumulationsregel vid regeringsprövningar samt slutligen (3) överväga ett auktionbaserat system där exklusivitet till området säkerställsi enlighet med andra länder inom EU.