The Swedish electrical grid has historically been robust and reliable, but with increased electrification in numerous sectors, out-phasing of nuclear power and a high market diffusion of wind power, the system is now facing challenges. The rotational energy in the system is expected to decrease as a result of higher shares of intermittent energy sources, which can affect the stability of the grid frequency negatively. To manage increased frequency drops, the new Fast Frequency Reserve (FFR) market will be implemented by June 2020 in the Nordic power system. Simultaneously, it is expected that the demand of electricity will increase significantly in the transport and industry sectors in the coming years. Several DSOs already today indicate challenges with capacity and power security and have or will implement power tariffs as an economic incentive to prevent these problems. For energy intensive customers, such as industries, it will become important to reduce power peaks to avoid high grid fees. Several peak load shaving strategies can be utilized by industries to reduce their power peaks and thus the power tariff. The aim of this study is to economically analyze peak load shaving for Swedish industries. This is done using Li-Ion BESS and DSM, and to maximize the utilization of the BESS by including energy arbitrage and FFR market participation into the analysis. Firstly, a literature review is conducted within the topics of peak load shaving strategies, energy arbitrage and ancillary services. Secondly, data is gathered in collaboration with WSP Systems – Energy, the initiators of the project, to conduct case studies on two different industries. These cases are simulated in the modeling software SAM, for technical analysis, and then economically evaluated with NPV. Also, nine scenarios are created for the emerging FFR market concerning the number of activations per year and the compensation price per activation. The results from the case studies indicate that peak load shaving of 1 – 3 % with BESS provides a positive NPV for both case industries. However, higher percentages result in negative NPVs when no additional revenue streams are included. When considering energy arbitrage, it is concluded that the additional revenues are neglectable for both industries. Participating in the FFR market provides similar trends in the results as before. The exception is valid for scenarios with high numbers of FFR activations and compensation prices, where positive NPVs for all levels of peak load shaving can be concluded. The peak load shaving strategy DSM is implemented for one of the industries, where efficiency measures are concluded to have the most impact on the economic evaluation. If all efficiency measures would be implemented, the electricity consumption would be reduced by 17 %. Additionally, the power peaks would be reduced with 18 % and result in a significantly more positive NPV than peak load shaving using BESS. A sensitivity analysis concerning BESS capital cost and power tariff price concludes that the BESS price has a strong relation to the NPV, where a BESS price reduction of 60 % results in an NPV increase of at least 100 %. BESS prices have decreased the past years and are expected to keep decreasing in the future. Hence, investments in BESS can become more profitable and attractive in the coming years. Finally, for future research, it is recommended to combine the methodology from this study together with a load forecasting method. This combined methodology could then be practically applied to case specific industries with high peak loads. / Det svenska elnätet har historiskt sett varit robust och pålitligt, men i takt med ökad elektrifiering i flera sektorer, utfasning av kärnkraft samt ökad mängd installerad vindkraft ställs nu systemet inför nya utmaningar. Bland annat förväntas rotationsenergin i systemet minska som ett resultat av högre andelar intermittenta energikällor i systemet. För att hantera detta kommer den nya Fast Frequency Reserve (FFR) marknaden finnas tillgänglig från och med juni 2020. Samtidigt förväntas även efterfrågan på el inom transport- och industrisektorn öka markant de kommande åren. Redan idag är effektbrist ett problem i vissa regioner, vilket kan komma att förvärras. Många nätägare ska eller har redan infört effekttariffer för utnyttjande av deras elnät, vilket är ett ekonomiskt incitament för att hantera effektproblematiken där kunder med en mer flexibel elkonsumtion kommer gynnas. För större elförbrukare, som exempelvis industrier, kan det bli ekonomiskt betydelsefullt att sänka sina effekttoppar och därmed undvika höga nätavgifter. För att minska effekttoppar finns ett flertal så kallade peak load shaving-strategier, som kan utnyttjas av industrier för att minska kostnaderna för effekttariffen. Syftet med denna studie är att analysera peak load shaving för svenska industrier, med hjälp av ett Li-Ion batterilagringssystem och efterfrågeflexibilitet, samt maximera utnyttjandet av batteriet genom att inkludera energiarbitrage och deltagande i FFR-marknaden i analysen. Ett första steg i arbetet är att utföra en litteraturstudie för de berörda områdena. I ett andra steg insamlas data tillsammans med WSP, initiativtagaren av projektet, för att kunna göra en fallstudie på två industrier. För dessa fallstudier undersöks de tekniska förutsättningarna för att implementera peak load shaving-strategier genom modellering i simuleringsprogrammet SAM. Sedan utreds de ekonomiska förutsättningarna för fallstudierna, där NPV används som ekonomiskt nyckeltal. Dessutom skapas nio scenarion för den kommande FFR-marknaden för att uppskatta kostnader och inkomster. Resultatet av fallstudien visar att 1 – 3 % kapade effekttoppar med batterilagring ger ett positivt NPV för båda industrierna. Över 3 % blir resultatet negativt utan ytterligare inkomstströmmar inkluderade. Energiarbitrage konstateras att bidra med marginella positiva fördelar. Vid inkludering av FFR-marknaden i analysen erhålls liknande trender i resultaten, bortsett från scenarion med relativt högt antal avrop och pris. I dessa fall blir även 4 – 10 % kapade effekttoppar ekonomiskt attraktiva. För en av industrierna utvärderas efterfrågeflexibilitet, där effektivisering av elkrävande processer har störst inflytande på resultatet. Vid implementering av samtliga effektiviseringsåtgärder skulle elkonsumtionen minska med 17 %. Dessutom minskar effekttopparna med 18 %, vilket resulterar i ett signifikant mer positivt NPV, jämfört med användningen av batterilager. En känslighetsanalys gällande batteripris och effekttariffer, konstaterade att batteripriset har en stark påverkan på NPV. Vid en batteriprisminskning på 60 % ökar NPV med minst 100 %. Därmed kan batteriinvesteringar bli mer gynnsamma och attraktiva om batteripriser fortsätter att falla, vilket flera prognoser indikerar. Slutligen rekommenderas framtida studier att kombinera metodiken från detta arbete med en prognostiseringsmetod för elanvändning i industrier. Denna kombinerade metod kan sedan praktiskt tillämpas på fallspecifika industrier med höga effekttoppar.

The global energy system is under transformation. The energy transition from a centralized, fossil fuel based energy system to a more decentralized, renewable energy based system will challenge the balancing of electricity supply and demand. This stresses the importance of grid flexibility. In this challenge, energy storage will play a valuable role as it can provide flexibility and support the renewable energy integration. More specifically, lithium-ion battery energy storage systems (Li-ion BESS) demonstrate technological advantages and valuable application possibilities in the electricity grid. This thesis examines opportunities and barriers for deployment of grid-scale Li-ion BESS in the Swedish electricity market, and provides an overview of different perspectives of possibilities with BESS from several market actors. The purpose of the exploratory study is to gain an understanding of prospects for grid-scale BESS in Sweden. Through a comprehensive literature study and an empirical study, based on fourteen interviews with various actors in the electricity market, data was collected and analyzed. The analysis of the empirical findings resulted in two tables summarizing opportunities and barriers for implementation of BESS in Sweden. The opportunities and barriers are categorized into three hierarchical levels; contextual level, power system level and BESS level, referring to where in the system the benefits or hinders are localized. Also, key discussion points related to BESS (such as storage time perspective, ownership, grid services, cost, price signals and knowledge gap) are explored and evaluated. Furthermore, to understand the possibilities for grid-scale BESS in Sweden, a potential business setup for BESS is assessed and analyzed to identify preconditions for BESS to be attractive on the Swedish electricity market. The findings of the thesis indicate that grid flexibility is most likely going to be a considerable issue within 10-20 years. By the time of the potential nuclear phase out in Sweden, there will be major instabilities in the electricity grid if solutions are not in place. Therefore, keys to grid flexibility need to be evaluated and planned for well in advance, and the findings indicate that BESS could be a possible part of the solution. Until now, the regulatory framework has been perceived as rather unclear when it comes to energy storage, which has led to uncertainties among the market actors. These unclarities are about to be clarified with new laws and regulations, which will enable potential businesses for BESS. With the changes in the regulatory framework in place, we see an opportunity with new actors on the market. Our analysis shows that the BESS owner will most likely be a commercial actor, to enable utilization of a BESS for combined applications. An important factor, affecting the possibilities of implementing BESS on the Swedish electricity market, is the cost of BESS. We consider the cost aspect as vital for the likelihood of deploying BESS in Sweden. Based on our main findings, we conclude several preconditions for the deployment of BESS in Sweden. These are; decreased costs of BESS, acceptance from market actors, increased knowledge, a trading platform for grid services provided by a BESS, coordination between markets and electricity load forecasts. We believe that if these preconditions are fulfilled, Li-ion BESS has a chance to affect and have an impact on the Swedish electricity market. / Dagens energisystem är under förändring. Det sker en omvandling där energisystemet går från att vara centraliserat och fossilbaserat till att bli mer decentraliserat och baserat på förnybar energi. Detta kommer att utmana balanseringen av elproduktion och elkonsumtion, vilket betonar vikten av flexibilitet i elnätet. I den stundande utmaningen kommer energilagring att spela en viktig roll eftersom det kan bidra med flexibilitet och samtidigt stödja integrationen av mer förnybar elproduktion. Mer specifikt har energilagersystem med litiumjon-batterier flertalet tekniska fördelar och värdefulla användningsområden i elnätet. Det här examensarbetet utforskar möjligheter och hinder för en framtida implementering av nätanslutna litiumjonbatterilager på den svenska elmarknaden och ger en överblick över perspektiv på utsikter för batterilager från flertalet marknadsaktörer. Syftet med den utforskande studien är att få en ökad förståelse för framtidsutsikterna för storskaliga batterilager i Sverige. Genom en omfattande litteraturstudie och en empirisk studie, baserad på fjorton intervjuer med olika aktörer på elmarknaden, samlades data in och analyserades. Analysen av de empiriska resultaten resulterade i två tabeller som sammanfattar möjligheter och hinder för implementering av batterilager i Sverige. Möjligheterna och hindren kategoriseras i tre hierarkiska nivåer; kontextuell nivå, kraftsystemnivå och batterilagersystemnivå, med hänvisning till var i systemet fördelarna eller barriärerna är lokaliserade. Dessutom utvärderas flera betydande diskussionsteman relaterade till batterilager (såsom lagringstid, ägande, nättjänster, kostnad, prissignaler och kunskapsluckor). För att förstå möjligheterna för att etablera batterilager i Sverige har en möjlig affärsuppställning utvärderats och analyserats. Detta för att identifiera förutsättningar för att batterilager ska vara attraktivt på den svenska elmarknaden. Examensarbetets resultat tyder på att nätflexibilitet sannolikt kommer att bli ett betydande problem inom 10-20 år. Den troliga avvecklingen av den svenska kärnkraften kommer att resultera i instabilitet i elnätet om inte lösningar finns på plats. Därför behöver lösningar för att uppnå flexibilitet i elnätet utvärderas och planeras i god tid och uppsatsens resultat visar på att batterilager kan vara en möjlig del av lösningen. Fram till nu har det funnits oklarheter i regelverket gällande energilagring, vilket har lett till osäkerheter hos marknadsaktörerna. Nya lagar och förordningar kommer att klargöra flertalet osäkerheter och möjliggöra potentiella affärer med batterilager. När det förändrade regelverket är på plats, ser vi potential för nya aktörer på marknaden. Vår analys visar på att batterilager med största sannolikhet kommer att ägas av kommersiella aktörer för att möjliggöra kombinerade användningsområden av batterilager. Möjligheterna till implementering av batterilager på den svenska elmarknaden påverkas i hög grad av kostnaden för batterilager. Vi anser att kostnadsaspekten är avgörande för sannolikheten att utnyttja batterilager i Sverige. Vår slutsats är att det finns flertalet förutsättningar för att batterilager ska bli attraktivt och lönsamt i Sverige. Dessa är; minskade kostnader för batterilager, acceptans från marknadsaktörer, ökad kunskap, en handelsplattform för nättjänster som tillhandahålls av batterilager, samordning mellan marknader samt lastprognoser. Om dessa förutsättningar uppnås anser vi att litiumjon-batterilager har en chans att påverka den svenska elmarknaden.

The battery energy storage system (BESS) is crucial for the energy transition and decarbonisation of the energy sector. However, reliability assessment and capital cost challenges can hinder their widespread deployment. Reliability and cost-benefit analysis help address these challenges and assess BESS adoption's feasibility and viability, which is the aim of this project. A BESS contains various components such as battery packs, inverters, a DC/DC converter, a Battery Thermal Management System (BTMS), electrical protection devices, a transformer, and an Energy Management System (EMS). All these fundamental components must be considered to obtain a complete reliability prediction. Most previous studies focused on the reliability analysis of individual components, but few consider all the abovementioned components in collective reliability analysis. In this thesis, each component is mathematically modelled to estimate failure rates and then used to predict the reliability of the overall BESS system. The model accuracy is verified by comparing the computed reliability indices with the values from standards/references, showing that the proposed reliability prediction methods provide reasonable outcomes. Different scenarios to enhance BESS reliability through component redundancy are explored in this project. It is proved that applying component redundancy can boost the overall BESS reliability at the price of an increased capital cost. However, the enhancement in reliability and lifespan due to component redundancy can also curtail maintenance costs. A cost-benefit analysis assesses each scenario's profitability, considering manufacturers' and owners' perspectives. It helps determine the optimal balance between reliability and profitability. Redundancy applied to components with higher failure rates and lower costs improves the reliability and profitability of the BESS. The finding highlights the importance of strategic component selection for enhancing BESS reliability. Careful reliability and cost analysis should be performed simultaneously to find the most optimised BESS scenario. / Batterienergilagringssystemet (BESS) är avgörande för energiomställningen och avkarboniseringen av energisektorn. Tillförlitlighetsbedömning och utmaningar med kapitalkostnader kan dock hindra deras utbredda användning. Tillförlitlighet och kostnads-nyttoanalys hjälper till att hantera dessa utmaningar och utvärdera BESS-antagandets genomförbarhet och genomförbarhet, vilket är syftet med detta projekt. Ett BESS innehåller olika komponenter som batteripaket, växelriktare, en DC/DC-omvandlare, ett Battery Thermal Management System (BTMS), elektriska skyddsanordningar, en transformator och ett energiledningssystem (EMS). Alla dessa grundläggande komponenter måste beaktas för att få en fullständig tillförlitlighetsförutsägelse. De flesta tidigare studier fokuserade på tillförlitlighetsanalys av enskilda komponenter, men få beaktar alla ovan nämnda komponenter i kollektiv tillförlitlighetsanalys. I denna avhandling modelleras varje komponent matematiskt för att uppskatta felfrekvensen och används sedan för att förutsäga tillförlitligheten hos det övergripande BESS-systemet. Modellens noggrannhet verifieras genom att jämföra de beräknade tillförlitlighetsindexen med värdena från standarder/referenser, vilket visar att de föreslagna metoderna för tillförlitlighetsprediktion ger rimliga resultat. Olika scenarier för att förbättra BESS-tillförlitligheten genom komponentredundans utforskas i detta projekt. Det är bevisat att tillämpning av komponentredundans kan öka den övergripande BESS-tillförlitligheten till priset av en ökad kapitalkostnad. Förbättringen av tillförlitlighet och livslängd på grund av komponentredundans kan dock också minska underhållskostnaderna. En kostnads-nyttoanalys bedömer varje scenarios lönsamhet, med hänsyn till tillverkarnas och ägarnas perspektiv. Det hjälper till att bestämma den optimala balansen mellan tillförlitlighet och lönsamhet. Redundans som tillämpas på komponenter med högre felfrekvens och lägre kostnader förbättrar tillförlitligheten och lönsamheten för BESS. Resultatet belyser vikten av strategiskt komponentval för att förbättra BESS-tillförlitligheten. Noggrann tillförlitlighets- och kostnadsanalys bör utföras samtidigt för att hitta det mest optimerade BESS-scenariot.

To enable fast charging of electric vehicles in Stockholm or sites where the electrical energy is limited and the number of chargeable vehicles increases, there is a need to investigate new solutions to comply with the future demand. The goal of this project is to investigate what the conditions are in Stockholm today and investigate what is needed to enable fast chargers in Stockholm city. Both what electrical equipment is necessary and develop a model to simulate the flow for the available energy and the demanded energy from a charging location. The result shows that battery energy storage systems can help the chargers, but to what degree depends on demand and availability. What is shown is, if the total maximum power demand is greater than the available power from the grid, a battery could be beneficial. In the scenarios, it has been enough to have a 150 kWh battery to increase the total charged energy over the day by more than two times what the grid could supply. / För att möjliggöra snabbladdning av elfordon i Stockholm eller platser där elenergin är begränsad och andelen laddbara fordon ökar måste nya lösningar undersökas för att möta framtidens behov. Målet med detta arbete är att undersöka vad det finns för förutsättningar för laddning i Stockholm i dagsläget och undersöka vad som krävs för att införa snabbladdare i Stockholms stad; vilken elektrisk utrustning som krävs samt ta fram en modell för att simulera ett flöde av tillgänglig energi och efterfråga för en laddplats.  Resultatet av studien är att batterienergilagringsystem kan hjälpa laddarna, men de bidrar olika mycket beroende på efterfrågan och energitillgång direkt från nätet. Om det totala maxeffektbehovet från laddgatan är högre än vad elnätet kan leverera kan det vara lönsamt att ha installerade batterier. I dessa scenarion har det räckt med ett batteri på 150 kWh för att kunna öka den energimängd som laddas över till elfordon under ett dygn med mer än dubbla nätets kapacitet.

Is battery energy storage a feasible solution for lowering the operational costs of electric vehicle fast charging and reducing its impact on local grids? The thesis project aims at answering this question for the Swedish scenario. The proposed solution (fast charging station coupled with storage) is modelled in MATLAB, and its performance is tested in the framework provided by Swedish regulation and electricity tariff structure. The analysis is centred on the economic performance of the system. Its cost-effectiveness is assessed by means of an optimisation algorithm, designed for delivering the optimal control strategy and the required equipment sizing. A mixed-integer linear programming (MILP) formulation is utilised. The configuration and operative costs of conventional fast charging stations are used as a benchmark for the output of the optimisation. Sensitivity analysis is conducted on most relevant parameters: charging load, battery price and tariff structure. The modelling of the charging demand is based on statistics from currently implemented 50 kW DC chargers in Sweden. Overall, results show that with current figures the system may be an economically viable solution for both reducing costs and lowering the impact on the local distribution grid, at least during peak-period pricing. However, sensitivity analysis illustrates how system design and performance are highly dependent on input parameters. Among these, electricity tariff was identified as the most important. Consequently, detailed discussion on the influence of this parameter is conducted. Finally, the study shows how the system is in line with most recent directives proposed by the European Commission.

One of the key challenges the world will need to face during the 21st century is global warming and the consequent climate change. Its presence is indisputable, and decarbonizing the gird emerges as one of the required pathways to achieve global sustainable objectives. Solar energy power plants have the potential to revert this situation and solve the problem. One way to harness this energy is through Concentrated Solar Power plants. The major advantage and potential of this technology is its ability to integrate cost-effective Thermal Energy Storage (TES), which is key with such an inherently intermittent resource. On the other hand, the drawback is the high current Levelized Cost of Energy (LCOE). The other main way to harness that highlighted solar energy is the use of Photovoltaic panels, which have recently achieved very competitive LCOE values. On the other hand, the storage integration is still a very pricey option, normally done with Battery Energy Storage Systems (BESS). As a conclusion, a hybrid power plant combining the LCOE of the PV and the TES of the CSP emerges as the key way of achieving a very competitive solution with a big potential. This master thesis aims at exploring the possibilities of a hybrid CSP and PV power plant with a sCO2 power cycle, integrated in the primary, secondary and tertiary electricity markets. To achieve this purpose, firstly, a Python-based Energy Dispatcher was developed to control the hybrid power plant. Indeed, the Dispatcher is the tool that decides when to produce, when to store… following an optimization problem. This can be formulated mathematically, and that was done and integrated into the Python code using Pyomo, a software for optimization problems. As a result, the Dispatcher achieved an effective control of the plant, showing intelligent decisions in detailed hourly analyses. The results were very promising and included optimization functions as maximizing the profitability of the plant or the total production, among others. To proceed with the Techno-economic assessment of the hybrid plant, the electricity markets were studied. The main source of income of any power plant is normally the revenue from selling electricity to the grid, but since there are several markets, there are also other possibilities. In this thesis, it was assessed from a Techno-Economic perspective how the performance and optimal design of the plants vary when providing different services extra to selling electricity to the grid. The conclusion was that even though the Net Present Value (NPV) achieved working on the spot market was already very high, the extra value added from participating in the secondary or tertiary markets was indisputable. Indeed, the profits attained in those markets were between two and four times higher than the ones of the spot market. This is a specific case, but a trend was identified: these hybrid power plants have a huge possibility and a bright future on the service markets. As a consequence, this thesis shows the huge potential of hybrid power plants integrated in the grid participating in several markets. It also lays the foundation for future studies in other locations, under different conditions and with different technologies, among others.

State management is the key component of a stateful stream processing system. Normally a stream processing system supports either an embedded state backend or an external backend. An embedded backend will store the data locally on the computing node. It is efficient to read and write but will lose the capability to scale out the system. An external backend could solve the problem but the performance will be compromised since the operations on the data have to go over the network. This project aims to find an approach combining the advantages of both embedded and external backend, a tiered storage system has been proposed to solve this issue at the cost of more storage space. The proposed solution consists of three layers, ephemeral layer, embedded layer, and external layer. The ephemeral layer and embedded layer reside on the local node while the external layer resides on an external node to make the system reconfigurable. The application will always retrieve data from the ephemeral layer first for different kinds of operations, then the embedded layer will be consulted if no result is found in the ephemeral layer, and finally the external layer will be visited. Based on this design principle, the operations in the state will be conducted locally as much as possible to be efficient. This point has been proved in the project by evaluating the performance with different key distributions. The experiments result shows the tiered storage system can provide good performance with the capability of system reconfiguration. / Tillståndshantering är nyckelkomponenten i ett tillståndsbestämt strömbehandlingssystem. Normalt stöder ett strömbehandlingssystem antingen en inbäddad tillståndsbackend eller en extern backend. En inbäddad backend kommer att lagra data lokalt på datornoden. Det är effektivt att läsa och skriva men kommer att förlora förmågan att skala ut systemet. En extern backend kan lösa problemet men prestandan kommer att äventyras eftersom operationerna på datan måste gå över nätverket. Detta projekt syftar till att hitta ett tillvägagångssätt som kombinerar fördelarna med både inbäddad och extern backend, ett lagringssystem i nivåer har föreslagits för att lösa detta problem till priset av mer lagringsutrymme. Den föreslagna lösningen består av tre lager, kortvarigt lager, inbäddat lager och externt lager. Det tillfälliga lagret och det inbäddade lagret finns på den lokala noden medan det externa lagret finns på en extern nod för att göra systemet omkonfigurerbart. Applikationen kommer alltid att hämta data från det efemära lagret först för olika typer av operationer, sedan kommer det inbäddade lagret att konsulteras om inget resultat hittas i det efemära lagret och slutligen kommer det externa lagret att besökas. Utifrån denna designprincip kommer verksamheten på staten att bedrivas lokalt så mycket som möjligt för att vara effektiv. Denna poäng har bevisats i projektet genom att utvärdera prestandan med olika nyckelfördelningar. Experimentresultatet visar att det nivåbaserade lagringssystemet kan ge bra prestanda med möjlighet till systemomkonfigurering.

With the ever-increasing adoption of renewable energy sources, the seamless integration of PV systems into existing grids becomes imperative. Therefore, this study investigates the integration of a PV-ESS system into sustainable urban living. It entails the development and evaluation of forecasting models for PV production and electricity consumption using artificial neural network models, as well as the analysis of linear optimization algorithms. These investigations give insight into the benefits, challenges, and implications of implementing a PV-ESS system. The photovoltaic generation forecasting model demonstrates high accuracy in winter months while encountering complexity in dynamic summer conditions. The model for estimating power demand poses challenges due to a variety of factors, including human behaviour and data quality.Moreover, the study focuses on the formulation and assessment of linear optimization models with two aims: minimizing costs and optimizing self-consumption. The first continually reduces electricity costs while increasing self-consumption, whereas the second maximizes self-consumption, with limitations in winter battery use. Finally, forecast precision appears as a crucial factor for optimization models. Forecast errors have an impact on the system’s operation. Improving forecasting accuracy and adaptive control strategies are therefore critical. / Med den ständigt ökande användningen av förnybara energikällor blir sömlös integration av solcellssystem i befintliga elnät nödvändig. Därför undersöker denna studie integrationen av ett solcellsenergilagringssystem (PV-ESS) i hållbart stadsboende. Det innefattar utveckling och utvärdering av prognosmodeller för solcellsproduktion och elförbrukning med hjälp av artificiella neurala nätverksmodeller, samt analys av linjär optimeringsalgoritmer. Dessa undersökningar ger insikt om fördelarna, utmaningarna och konsekvenserna av att implementera ett PV-ESS-system. Modellen för prognostisering av solcellsgeneration visar hög noggrannhet under vintermånaderna men stöter på komplexitet under dynamiska sommarförhållanden. Modellen för att uppskatta elförbrukning står inför utmaningar på grund av olika faktorer, inklusive mänskligt beteende och datakvalitet. Dessutom fokuserar studien på formulering och utvärdering av linjära optimeringsmodeller med två mål: att minimera kostnader och optimera självkonsumtion. Den första minskar kontinuerligt elkostnader samtidigt som den ökar självkonsumtionen, medan den andra maximerar självkonsumtionen med begränsningar i vinterbatterianvändning. Slutligen framstår precision i prognoser som en avgörande faktor för optimeringsmodeller. Prognosfel påverkar systemets drift. Därför är förbättring av prognosnoggrannhet och adaptiva kontrollstrategier avgörande.

I Sverige läggs stort fokus på omställningen till ett hållbart och klimatneutralt samhälle, där avkarbonisering och elektrifiering av transportsektorn anses avgörande för att minska utsläpp av växthusgaser. En storskalig batteriproduktion i Sverige och i Europa medför nya problem kring hållbarhetsaspekter gällande utvinning av råvara som exempelvis litium, kobolt och nickel. Men även andra problem gällande avfallshanteringen av litiumjonbatterier. Återvinning och återbruk av litiumjonbatterier anses vara en viktig del i strävan mot en cirkulär batteriproduktion. Dock finns svårigheter med implementering av dessa processer på en storskalig marknad gällande ekonomiska, miljömässiga och tekniska aspekter. Syftet med arbetet är att kartlägga för- och nackdelar med återbruk av littiumjonbatterier i kontrast till återvinning av littiumjonbatterier som nått sitt förbruknings- (EoL - End of Life) tillstånd och identifiera viktiga aktörer för marknadsutökning av både återbruk och återvinning av litiumjonbatterier. En litteraturstudie gjordes tillsammans med en intervju med företaget Vattenfall. Genom detta identifierades ekonomiska, tekniska och miljömässiga aspekter gällande återvinning och återbruk av litiumjonbatterier.   Resultatet av rapporten visar att smarta automatiserade dataanalyser (smarta algoritmer som självständigt kan sortera olika typer av batterier, fatta beslut om batteriernas tillstånd och genom användning av sensorer kan mäta och kontrollera temperaturförändringar) krävs för att göra batteriåtervinning och återbruk effektivare, säkrare och mer ekonomiskt lönsamt.  Återbruk av litiumjonbatterier förlänger batteriets livslängd där metaller knyts till batterier under en längre tid och kan hjälpa till att minska flaskhalsproblematiken gällande ohållbar metallutvinning. Återbruk kan vara bättre än återvinning ur miljösynpunkt i exempelvis energilagringsapplikationer kopplade till förnybar energiproduktion. Litiumjonbatteriet står för en stor del av elbilens miljöpåverkan. Återbruk av elbilsbatterier i diverse applikationer kan därför göra att elbilens miljöpåverkan minskar då batteriets miljöpåverkan inte bara knyts till elbilen. Idag anses återvinning mer ekonomiskt lönsam och det finns fler aktörer och ekonomiska incitament för att stärka batteriåtervinning än för batteriåterbruk. / Sweden places a lot of focus on the transition to a sustainable and climate-neutral society, where decarbonisation and electrification of the transport sector are considered crucial to reducing emissions of GHG (greenhouse gas). Large-scale battery production in Sweden and in Europe brings new problems regarding waste management and the demand for raw materials used in the manufacturing of lithium-ion batteries. Recycling and reuse of lithium-ion batteries could be an important part of the effort towards a circular battery production chain. However, there are difficulties in implementing these on a large-scale market when it comes to financial, environmental and technical points of view. The purpose of this report is to map the pros and cons of reusing lithium-ion batteries in contrast to recycling the lithium-ion batteries that have reached their EoL (End of Life) and to identify important actors for both methods. A literature study was made as well as an interview with the company Vattenfall. Through this, economical, technical and environmental aspects regarding recycling and reuse of lithium-ion batteries were identified.  The results of the report show that automated data analysis (smart algorithms that can independently sort different types of batteries) is required to make battery recycling and second-life batteries more efficient, safer and more economically viable. The reuse of lithium-ion batteries has the possibility of extending the battery's lifetime and the metal usage and thereby reducing the bottleneck problem regarding unsustainable metal extraction. Second-life applications of LIBs can be better than recycling from an environmental point of view in, for example, energy storage applications linked to an increase in renewable energy. Reusing electric car batteries in other applications can reduce the electric car's environmental impact from a life cycle perspective. Today, there are more financial incentives to strengthen battery recycling than battery reuse.

Vanadium Redox Flow Batteries VRFBs are promising energy storage systems with highly recyclable electrolytes. The recycling of these systems usually involves ammonium-based salt precipitation steps, which produce toxicgases and contaminated water as waste. In this study, a novel method has been developed to recycle vanadiumdirectly from VRFB electrolyte solutions. The purity and characteristics of the final product have been analyzedusing X-ray Diffraction and Cyclic Voltammetry analysis. The method developed in this study has a precipitationrecovery of 98%. However, further investigation is needed to improve product purity and method optimization. / Sammanfattning på svenska: Vanadium Redox Flödes Batterier VRFB är lovande energilagringssystem medmycket återvinningsbara elektrolyter. Återvinningen av dessa system innefattar vanligtvis ammoniumbaseradesaltutfällningssteg som producerar giftiga gaser och förorenat vatten som avfall. I denna studie har en ny metodutvecklats för återvinning av vanadium direkt från VRFB elektrolytlösningar. Renheten och egenskaperna hosslutprodukten har analyserats med X-ray diffraktion och cyclic voltammetry analys. Metoden som utvecklats idenna studie har återvinnings kapacitet på 98 %. Ytterligare utredning behövs inom förbättring av produktensrenhet samt metods optimering.