With increasing awareness of environmental issues and worldwide requirements for sustainable development, renewable energy technologies with lower environmental impact, especially those having abundant resources like wind and solar energy, attract more attention. Concentrating Solar Power (CSP) is one of the most promising solar energy technologies. Indeed, thermal energy storage (TES) units could be integrated into CSP plants, enhancing their flexibility and capacity factor. However, tower based CSP plants still remain cost intensive. This study evaluates the performance of a 55MWe combined-cycle CSP plant with rock-bed TES located in Sevilla, Spain. Sensitivity analysis has been performed to assess the influence of critical parameters. Furthermore, in order to decrease the costs with increasing efficiency, improved CSP plant schemes have been proposed. In the study, EES, SAM and TRNSYS are used to design and simulate the model from technological perspective, then the capital and operational costs are calculated in MATLAB. For one-year simulation of the designed case, the performance of the plant is determined by the trade-off among several conflicting factors. The study focuses on three key indicators to measure the performance- levelized costs of electricity (LCoE), capital expenditure (CAPEX) and efficiency factor (UF). As long as CAPEX is within the acceptable range, LCoE would be the most concerned one-as low as possible, then followed by UF. Compared to conventional CCGT plant, the proposed combined-cycle tower-based CSP plant, with efficiency of 0.49 and LCoE of 196USD/MWe, enables efficiency improvements, while both CAPEX and LCoE are higher. On the other hand, it has to be noticed that CCGT relies on fuel (natural gas) price, which means higher risks and operational expenditure (OPEX). A sensitivity study is involved varying gas turbine expansion ratio (to vary its outlet temperature and therefore supply power for the bottoming Rankine cycle), size of TES and solar multiple (SM). It can be found that same LCoE and UF could be achieved with lower CAPEX by setting appropriate parameters. The study also introduces two improved CSP plant schemes with sensitivity study. To some extent, the LCoE decreases due to increasing power output and the efficiency of the system simultaneously increases. / Med ökad medvetenhet om miljöfrågor och globala krav på hållbar utveckling lockar förnybar energi teknologi med lägre miljöpåverkan, särskilt de som har stora resurser som vind och solenergi, mer uppmärksamhet. Concentrating Solar Power (CSP) är en av de mest lovande solenergi teknologierna. Faktiskt kan värmeenergi lagringsenheter integreras i CSP-anläggningar, vilket förbättrar deras flexibilitet och kapacitetsfaktor. Träbaserade CSP-anläggningar är dock fortfarande kostnads intensiva. Denna studie utvärderar prestandan för en 55MWe CSP-anläggning med kombinerad cykel med TESsandbädd i Sevilla, Spanien. Känslighetsanalys har utförts för att bedöma påverkan av kritiska parametrar. För att minska kostnaderna med ökad effektivitet har dessutom förbättrade CSP-anläggningsprogram föreslagits. I studien används EES, SAM och TRNSYS för att designa och simulera modellen ur teknologiskt perspektiv, sedan beräknas kapital och driftskostnader i MATLAB. För ett års simulering av det planerade fallet bestäms anläggningens prestanda av bytet mellan flera motstridiga faktorer. Studien fokuserar på tre nyckelindikatorer för att mäta prestandanivå kostnaderna för el (LCoE), investeringar (CAPEX) och effektivitetsfaktor (UF). Så länge CAPEX ligger inom det acceptabla intervallet, skulle LCoE vara den mest bekymrade en så låg som möjligt, följt av UF. Jämfört med konventionell CCGT-anläggning möjliggör den föreslagna träbaserade CSP-anläggningen med kombinerad cykel med effektivitet 0,49 och LCoE på 196USD / MWe effektivitetsförbättringar, medan både CAPEX och LCoE är högre. Å andra sidan måste man notera att CCGT förlitar sig på bränslepriset (naturgas), vilket innebär högre risker och driftsutgifter (OPEX). En känslighetsstudie är involverad med varierande utvidgning förhållande för gasturbin (för att variera dess utloppstemperatur och därmed leverera ström för botten Rankine-cykeln), storlek på TES och sol multipel (SM). Det kan konstateras att samma LCoE och UF skulle kunna uppnås med lägre CAPEX genom att ställa in lämpliga parametrar. Studien introducerar också två förbättrade CSP-anläggningar med känslighetsstudie. I viss utsträckning minskar LCoE på grund av ökad effekt och systemets effektivitet ökar samtidigt.

High and medium-voltage digital substations play an essential role in the energy transition since they are part of the equipment required to deploy smart grids. With the gradual increase of smart grids, energy systems are becoming more flexible with the growing penetration of renewable energies and distributed energy generation. Simultaneously, the energy system’s efficiency increases, with load supply precisely where required and reduced losses. Medium voltage stations have not been upgraded gradually like high voltage stations; therefore, most of Stockholm’s medium voltage stations are considered old and do not include digital remote monitoring or remote-control features. These conventional stations must be retrofitted with digital technology or replaced with new digitized stations. Previous studies show the technical potential of updating non-digitized stations to reduce interruption times. Still, a systematic assessment of these types of projects’ profitability is missing. This project aims to perform a techno-economic assessment for retrofitting conventional urban medium voltage substations with digital technology, modeling different configurations of digitalization (levels 1 and 2) to suggest the most convenient set-up, balancing the technical and economic facets. Furthermore, it investigates the prospect and profitability of reducing interruption times by 50% with the digitization of substations. The methodology proposed used a reference test system based on the most representative type of network for an urban medium voltage network in Stockholm: A Double cable – open loop structure consisting of 5 single cable secondary substations. A calculation method was performed to obtain the expected results evaluating all the possible combinations of digitalized stations in the feeder line. Results suggest that the best outcome is formed by the last station retrofitted with remote control (level 2) and the other four stations with monitoring (level 1). This setup could reduce SAIDI by 71% and the total customer costs by 26.3%. To make this outcome profitable, a reduction in Omexom Labor Costs of 13.6% is required if a discount rate of 7% is used, but if this value is below 4.65%, a reduction in Labor Costs is unnecessary. Furthermore, results show that a set-up of 5 monitoring digitized stations can reduce SAIDI by 56.8%. Thus, it aligns with Ellevio’s objective to reduce by half their interruption times. A reduction of 12.9% in Labor Costs would be required to achieve this as a profitable setup; on the other hand, if the discount rate is below 4.65%, it is unnecessary. / Digitala hög- och medelspänningsstationer spelar en avgörande roll i energiomställningen eftersom de är en del av den utrustning som krävs för att implementera smarta elnät. Med den gradvisa ökningen av smarta elnät blir energisystemen mer flexibla med den ökande penetrationen av förnybar energi och distribuerad energiproduktion. Samtidigt ökar energisystemets effektivitet, med lastförsörjning precis där det behövs och minskade förluster. Medelspänningsstationerna har inte uppgraderats gradvis som högspänningsstationerna; därför anses de flesta av Stockholms medelspänningsstationer vara gamla och inkluderar inte digital fjärrövervakning eller fjärrstyrningsfunktioner. Dessa konventionella stationer måste antingen uppgraderas med digital teknik eller ersättas med nya digitaliserade stationer. Tidigare studier visar den tekniska potentialen att uppdatera icke-digitaliserade stationer för att minska avbrottstiderna, men en systematisk bedömning av lönsamheten för sådana projekt saknas. Detta projekt syftar till att utföra en teknisk-ekonomisk utvärdering för att uppgradera konventionella urbana medelspänningsstationer med digital teknik, genom att modellera olika konfigurationer av digitalisering (nivå 1 och 2) för att föreslå den mest lämpliga uppställningen, där tekniska och ekonomiska aspekter balanseras. Dessutom ska möjligheterna och lönsamheten för att minska avbrottstiderna med 50% genom digitalisering av stationer undersökas. Den föreslagna metoden använder ett referenstestsystem baserat på den mest representativa typen av nätverk för ett urbant medelspänningsnät i Stockholm: en dubbelkabel - öppen slingstruktur bestående av 5 enskilda kabelunderstationer. En beräkningsmetod användes för att få de förväntade resultaten genom att utvärdera alla möjliga kombinationer av digitaliserade stationer i matarledningen. Resultaten antyder att det bästa resultatet uppnås genom att den sista stationen uppgraderas med fjärrstyrning (nivå 2) och de andra fyra stationerna med övervakning (nivå 1). Denna uppställning kan minska SAIDI med 71% och totala kundkostnader med 26.3%. För att göra detta resultat lönsamt krävs en minskning av Omexom arbetskostnader med 13.6% om en diskonteringsränta på 7% används, men om detta värde är under 4.65% behövs ingen minskning av arbetskraftskostnader. Dessutom visar resultaten att en uppställning med 5 övervakningsdigitaliserade stationer kan minska SAIDI med 56.8%. Detta stämmer överens med Ellevios mål att halvera sina avbrottstider. En minskning av arbetskraftskostnader med 12.9% skulle krävas för att uppnå detta som en lönsam uppställning. Å andra sidan, om diskonteringsräntan är under 4.65%, finns det ingen anledning att minska arbetskraftskostnader.

Decarbonization of the marine transportation sector is contributing to the growth of electric recreational boats. The growth of electric recreational boats also means an increase in charging demand to meet the power needs of electric boats to address the problem of range anxiety. To meet the charging demand of electric boat owners, electrification of existing public boat marinas is necessary. The objective of this study is to determine the optimal number of fast and slow chargers to meet charging demand of electric boats at public boat marinas. This study proposes a mathematical model formulated using mixed integer linear optimization programming (MILP). The model is validated using 9 public marinas owned by the city of Stockholm; the technical and economic data of one of the existing electric boats in the Swedish market, electric chargers; and hourly availability profile of boats at the marinas considered. The economic analysis was carried out to determine the year each station will break-even financially. The result obtained is the number of slow chargers and fast chargers to meet the charging demand of all electric boats; and the power drawn per charger type per station. Due to availability profile and charging demand of the boats, the model optimized for higher number of fast chargers compared to slow chargers at some of the stations; and at some of the stations, higher number of slow chargers compared to fast chargers; and equal number of slow and fast chargers at some of the stations. Also, maximum power is drawn between 01:00 and 03:00 at midnight and between 13:00 and 15:00 during the day, and this was as a result of the lowest average electricity price within this time period. In addition, the economic analysis shows that all the stations are financially viable and break-even within the first seven years of their lifetime. The result obtained shows that the number of electric chargers (slow and fast) generated by the model meet the charging demands of all the boats at each of the stations optimally. / Avkarbonisering av sjötransportsektorn bidrar till tillväxten av elektriska fritidsbåtar. Tillväxten av elektriska fritidsbåtar innebär också en ökning av laddningsefterfrågan för att möta elbåtarnas kraftbehov för att lösa problemet med räckviddsångest. För att möta laddbehovet från elbåtsägare är elektrifiering av befintliga offentliga båthamnar nödvändig. Syftet med denna studie är att fastställa det optimala antalet snabba och långsamma laddare för att möta laddningsbehovet för elbåtar vid offentliga båthamnar. Denna studie föreslår en matematisk modell formulerad med hjälp av blandad heltals linjär optimeringsprogrammering (MILP). Modellen är validerad med 9 offentliga småbåtshamnar som ägs av Stockholms stad; tekniska och ekonomiska data för en av de befintliga elbåtarna på den svenska marknaden, elektriska laddare; och timvis tillgänglighetsprofil för båtar vid de övervägda marinorna. Den ekonomiska analysen genomfördes för att fastställa vilket år varje station kommer att nå ekonomiskt nollresultat. Resultatet som erhålls är antalet långsamma laddare och snabbladdare för att möta laddningsbehovet för alla elektriska båtar; och ström som dras per laddartyp per station. På grund av båtarnas tillgänglighetsprofil och laddningsbehov, optimerade modellen för fler snabbladdare jämfört med långsamma laddare på några av stationerna; och på några av stationerna, högre antal långsamma laddare jämfört med snabbladdare; och lika många långsamma och snabba laddare på några av stationerna. Dessutom dras maximal effekt mellan 01:00 och 03:00 vid midnatt och mellan 13:00 och 15:00 under dagen, och detta var ett resultat av det lägsta genomsnittliga elpriset inom denna tidsperiod. Dessutom visar den ekonomiska analysen att alla stationer är ekonomiskt bärkraftiga och nollresultat inom de första sju åren av sin livstid. Resultatet som erhållits visar att antalet elektriska laddare (långsamma och snabba) som genereras av modellen uppfyller laddningskraven för alla båtar vid var och en av stationerna.

Norway has already an almost emission-free power production and its sales of zero-emission light-duty vehicles surpassed 30% in 2018; a natural next challenge is to identify ways to reduce emissions of heavyduty vehicles. In this work the possibilities to deploy Fuel Cell Electric Trucks (FCET) on the route Oslo-Trondheim are analyzed by doing a techno-economic analysis. The literature study identified that in average 932 kton goods where transported between the cities. The preferred road choice goes through Østerdalen and that an average load for a long-distance truck is 16 tons. The methodology used in the study is based on cost curves for both truck and infrastructure, and a case study with various scenarios is evaluated to find a profitable business case for both an FCET fleet and its infrastructure. The cost curves for trucks are based on total cost of ownership (TCO) as a function of hydrogen price, while the levelized cost of hydrogen (LCOH) is used to present the cost of infrastructure. An analysis was made to identify the trucks component sizes and a FCET for this route would require an onboard hydrogen storage of 46 kg, a fuel cell stack with a nominal power of 200 kW, a battery of 100 kWh (min SOC 22%), and an electric motor with a rated power of 402 kW. TCO was calculated both for an FCET based on the dimensioned components and a biodiesel truck. The results show that an FCET purchased in 2020 can be competitive with biodiesel with a hydrogen price of 38.6 NOK/kgH2. While the hydrogen price can increase to 71.8 NOK/ kgH2 if the FCET is purchased in 2030. To identify the most suitable infrastructure, four different designs of hydrogen refueling stations (HRS) were compared. Furthermore, hydrogen production units (HPUs) with both alkaline or PEM type water electrolyzer were compared. The analysis in this study showed that the most cost competitive option was a 350-bar HRS without cooling, which only can serve type III onboard storage tanks. A HPU with alkaline electrolyzer was the most price competitive alternative. In case each HRS is refueling more than 7 FCETs per day, an HPU in direct connection to HRS is the preferred infrastructure setup. Three HRS are required along the route to ensure a minimum service level for the FCETs. When the TCO of the fuel cell truck and LCOH of the hydrogen infrastructure were compared for a 2020 scenario, no feasible solution was identified. The cost of installing three HRS in 2020, serving a fleet of 14-24 trucks, would cost 16.0 – 17.6 million NOK/year more than a fleet based on biodiesel trucks. In a future scenario, where both the FCET and infrastructure costs decrease due to expected learning curves, a business case can be found if at least 5 FCETs were refueling at each HRS on daily basis, which corresponds to a total fleet of approx. 24 FCETs. Finally, a set of clear recommendations on how to improve the techno-economic analysis in future studies are provided. Both by identifying areas lacking sufficient documentation and by providing steps how the tecno-economic model could be enhanced. / Norge har redan en nästintill utsläppsfri elproduktion och nollutsläppsbilar stod för mer än 30% av nybilsförsäljningen under år 2018. En naturlig nästa utmaning är att finna sätt att minska utsläpp från lastbilar. I detta examensarbete analyseras möjligheterna att introducera bränslecellslastbilar (FCET) efter dess engelska förkortning) på sträckan Oslo - Trondheim genom att göra en teknisk-ekonomisk bedömning. Litteraturstudien visade att i genomsnitt 932 kton gods fraktas mellan städerna, att vägen genom Østerdalen är att föredra och att genomsnittlig last för en långtradare är 16 ton. Arbetets metod bygger på att identifiera kostnadskurvor för både lastbilar och infrastruktur. Dessa kurvor kombineras i olika scenarier för att finna omständigheter där både en FCET-flotta och dess infrastruktur är lönsamma. Kostnadskurvorna för lastbilar baseras på den totala ägandekostnaden (TCO) efter dess engelska förkortning) som en funktion av vätgaspriset, medan den utjämnade kostnaden för vätgas (LCOH) efter dess engelska förkortning) används för att presentera kostnaden för infrastruktur. En analys gjordes för att finna passande storlek på FCET drivlina. För den specifika sträckan krävs en hydrogentank på 46 kg, en bränslecellstack med nominell effekt på 200 kW, ett batteri på 100 kWh (min SOC 22%) och en elmotor med nominell effekt på 402 kW. TCO beräknades både för en FCET baserat på de dimensionerade komponenterna och en lastbil som går på biodiesel. En FCET som köps 2020 blir konkurrenskraftig om vätgaspriset är 38,6 NOK/kgH2, medan vätgaspriset kan öka till 71,8 NOK/kgH2 om FCET köps 2030. Skillnaden är baserad på en framtida prisnedgång för FCET. För att finna den mest lämpliga lösningen på infrastruktur; analyserades fyra olika utformningar av vätgaspåfyllningsstationer (HRS). I tillägg jämfördes vätgasproduktionsenheter (HPU) baserat på antingen alkalisk eller PEM-typ av elektrolysator. Resultaten visade at en 350 bar HRS utan kylning, som endast kan fylla typ III lagringstankar, som det billigaste alternativet. Den alkaliska elektrolysatorn kunde producera vätgas för något lägre kostnad. Det billigaste alternativet för infrastruktur av de olika framtagna scenarios var att placera HPU bredvid HRS om minst 7 FCET tankar dagligen på varje station. Minst 3 HRS krävs längs rutten för att tillhandahålla en minsta servicenivå för FCET. När TCO för bränslecellslastbil och LCOH för infrastruktur jämfördes för ett 2020-scenario så fanns det ingen lönsam lösning. Kostnaden för att installera 3 HRS år 2020 som betjänar en lastbilflotta mellan 14-24 lastbilar skulle kosta 16,0 - 17,6 miljoner NOK/år mer än en lastbilsflotta som går på biodiesel. I ett framtida scenario där både FCET- och infrastrukturkostnaderna minskar på grund av större produktionsvolymer så kan vätgassatsning bli lönsam om minst 5 FCET tankar dagligen på varje HRS. Det motsvarar en lastbilsflotta på omkring 24 lastbilar för hela rutten. Till slut finns en rad klara rekommendationer om hur den tekno-ekonomiska analysen kan förbättras. Det upptäcktes både områden med otillräcklig dokumentation och summerades hur den teknoekonomiska modellen kan förbättras.

Steel is one of the most essential metals in the world, and it plays a vital role in various industries. The growing demand for steel has resulted in increased CO2 emissions, with the steel industry contributing to approximately 7% of global emissions of carbon dioxide. Among the different production methods, the electric arc furnace (EAF) has emerged as a promising option, and its market share is expected to double in the future. While the EAF exhibits high efficiency and a reduced carbon footprint in comparison to alternative production routes, there is still considerable room for improvement. In the EAF, a significant amount of input energy, ranging from 15% to 30%, is wasted through off-gas, along with a substantial amount of CO2. To better understand the current state and ongoing research in off-gas handling, a literature review and a preliminary analysis were conducted which revealed that the waste heat from the off-gas can be effectively recovered using an evaporative cooling system, yielding approximately 105 kg of steam per ton of liquid steel. This emphasizes the importance of waste heat recovery in conjunction with CO2 capture. Calcium looping stands out as a promising carbon capture technology among the available options, primarily because of its lower environmental impacts and energy penalty. Furthermore, with its operation at elevated temperatures and dependence on limestone, calcium looping presents a potential solution to reduce the emissions from steel industry. Therefore, this study focuses on the analysis of a waste heat recovery system integrated with calcium looping technology, aiming to capture CO2 and utilize waste heat from the EAF off-gas. Additionally, the potential of coal substitution with bio-coal in the EAF for achieving negative emissions is also investigated. Through a steady state analysis and by employing semi-empirical mass and energy balance equations, it was determined that capturing 90% of the CO2 emissions from a 145-ton EAF requires 12 MW of heat and 16 kg of fresh limestone per ton of liquid steel. Although the average off-gas temperature is high, it cannot be considered as a reliable heat source. Therefore, the heat demand is met by burning biomass inside the calciner. Despite the increased heat demand, the waste heat recovery system integrated with calcium looping has the potential to generate approximately 11 MW of electricity using a supercritical steam cycle. This significant output can be attributed to the elevated temperature of the off-gas and the exothermic carbonation process. The economic analysis reveals that the levelized cost for capturing and storing CO2 is 1165 SEK per ton of CO2 with a negative Net Present Value (NPV). It was noted that, a higher carbon tax could significantly enhance the economic viability of the system. Moreover, the study found that by introducing bio-coal in the EAF with a fossil coal share below 69%, it has the potential to achieve negative emissions. Furthermore, recent studies have shown an increase in the CO2 content in the off-gas when introducing bio-coal into the EAF which further enhances the efficiency and economic feasibility of carbon capture. / Stål är en av de viktigaske metallerna i världen, och det spelar en avgörande roll i olika branscher. Den ökade efterfrågan på stål har lett till ökade koldikoxidutsläpp, och stålindustrin står för cirka 7% av de globala koldioxidutsläppen. Bland de olika produktionsmetoderna har ljusbågsugnen (EAF) framstått som ett lovande alternativ, och dess marknadsandel förväntas fördubblas i framtiden. Även om EAF uppvisar hög effektivitet och ett minskat koldioxidavtryck jämfört med alternativa produktionsvägar, finns det fortfarande stort utrymme för förbättringar.  I EAF går en betydande mängd tillförd energi, mellan 15 och 30%, till spillo genom avgaserna, tillsammans med en betydande mängd CO2. För att bättre förstå det aktuella läget och pågående forskning inom hantering av avgaserna genomfördes en litteraturstudie och en preliminär analys som visade att spillvärmen från avgaserna effektivt kan återvinnas med hjälp av ett evaporativt kylsystem, vilket ger cirka 105kg ånga per ton flytande stål. Dettta understryker vikten av att återvinna spillvärme i samband med CO2-avskiljning.  Kalciumlooping framstår som en lovande teknik för koldioxidavskiljning bland de tillgängliga alternativen, främst på grund av dess lägre miljöpåverkan och energiåtgång. Eftersom kalciumlooping används vid förhöjda temperaturer och är beroende av kalksten, utgör den dessutom en potentiell lösning för att minska utsläppen från stålindustrin. Därför fokuserar denna studie på analysen av ett system för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping-teknik, i syfte att fånga in CO2 och utnyttja spillvärme från EAF-avgaserna. Dessutom undersöks potentialen för att ersätta kol med biokol i EAF för att uppnå negativa utsläpp.  Genom en steady state-analys och med hjälp av semi-empiriska mass- och energibalansekvationer fastställdes att det krävs 12 MW värme och 16 kg färsk kalksten per ton flytande stål för att fånga 90% av CO2-utsläppen från en 145-tons EAF. Även om den genomsnittliga avgastemperaturen är hög kan den inte betraktas som en tillförlitlig värmekälla. Därför tillgodoses värmebehovet genom förbränning av biomassa i kalcinatorn. Trots det ökade värmebehovet har systemet för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping potential att generera cirka 11 MW el med hjälp av en superkritisk ångcykel. Denna betydande produktion kan hänföras till den förhöjda temperaturen i avgaserna och den exoterna karbonatiseringsprocessen. Den ekonomiska analysen visar att den nivellerade kostnaden för avskiljning och lagring av CO2 är 1165 SEK per ton CO2 med ett negativt nettonuvärde (NPV). Det konstaterades att en högre koldioxidskatt skulle kunna förbättra systemets ekonomiska lönsamhet avsevärt. Dessutom visade studien att genom att introducera biokol i EAF med en andel fossilt kol under 69%, har det potential att uppnå negativa utsläpp. Nya studier har dessutom visat en ökning av koldioxidhalten i avgaserna när biokol införs i EAF, vilket ytterligare förbättrar effektiviteten och den ekonomiska genomförbarheten för koldioxidavskiljning.

Efforts to mitigate climate change and current geopolitical disruptions have revealed that changes to the existing energy system are urgently required to offer sustainable and secure energy for Europe. Hence, the role of conventional thermal power plants is being challenged and new technologies providing additional functionality for the power grid are pushing into the market. Thus, system perspectives and considerations of synergies between different technologies become more important. Current research efforts are focused on the hybridization of renewable technologies, sector coupling, and repurposing of existing energy infrastructure. Nevertheless, literature is still lacking a system perspective analysis of these combined topics. For this purpose, a case study on integrating the existing Mellach combined cycle gas turbine (CCGT) power plant into a hybrid energy system dominated by PV and wind power via hydrogen production facilities is performed. The performance of this innovative storage power plant (ISPP) is assessed through an optimization-based techno-economic-environmental analysis. Further, the sensitivity of such a system to external uncertainties such as the electricity price, component costs, or CO2 emission pricing is evaluated.  Under the assumptions made, the retrofitting of the CCGT to be (co-)fired with hydrogen does not provide an economically feasible solution for repurposing the power plant. The results indicate that the highest revenues are obtained when natural gas firing in the CCGT is enabled. Simultaneously, this also causes the highest CO2 emissions. However, natural gas needs to be phased-out by 2030 to meet Austria’s climate target. Combining renewables with hydrogen-firing of the CCGT system or sales to the hydrogen market increases the system flexibility and resilience to external influences. However, the revenue streams from continuing the CCGT operation cannot offset the initial investment costs of the turbine upgrade. The investigated ISPP is subject to several uncertainties. Depending on the development of certain components or market properties, utilizing the existing power block through sector coupling with hydrogen can improve the system economics. Eventually, this can make the system profitable depending on the developments. The investigated system behavior shows an improved utilization of renewable energy by converting it into hydrogen instead of curtailing or selling the electricity at a low price. Hence, the investigated set of components is most profitable when the installed renewable energy capacity is a multiple of the maximum electric power of the existing CCGT power block. On the other hand, providing the option of blending natural gas with hydrogen is not economically beneficial under the assumptions made. Further, the results showed that an increase in EU ETS CO2 certificate prices would improve the profitability of the ISPP compared to the state-of-the-art operation with natural gas. Another finding of the analysis is the sensitivity of the hydrogen system to the electrolyzer cost. Meeting the near-term electrolyzer cost development target would significantly increase the optimal hydrogen system sizing, as well as the economic performance of the entire power plant. Additionally, the system can balance the power grid by operating the electrolyzer using grid electricity purchased at negative prices during hours of power oversupply, which is not possible in the existing configuration. It can be concluded that the investigated ISPP is more resilient to external influences given its enhanced operation flexibility and different revenue streams. / Bemötande av klimatförändringar och nuvarande geopolitiska störningar har avslöjat att förändringar av det befintliga energisystemet är nödvändiga för att erbjuda hållbar och säker energi för Europa. Därför ifrågasätts rollen för konventionella termiska kraftverk och nya teknologier som erbjuder ytterligare funktionalitet för elnätet gör sin inmarsch på marknaden. Därmed blir systemperspektiv och överväganden av synergier mellan olika teknologier allt viktigare. Aktuell forskning fokuserar på hybridisering av förnybara teknologier, sektorkoppling och omdaning av befintlig energiinfrastruktur. Trots detta saknas fortfarande en systemperspektivsanalys av dessa kombinerade ämnen i litteraturen. För detta ändamål genomförs en fallstudie om integrering av det befintliga kombikraftverket (CCGT) i Mellach i ett hybridenergisystem dominerat av sol- och vindkraft via vätgasproduktionsanläggningar. Prestandan för detta innovativa lagringskraftverk (ISPP) utvärderas genom en optimeringsbaserad teknisk-ekonomisk-miljömässig analys. Dessutom utvärderas känsligheten hos ett sådant system för externa osäkerheter som elpriset, komponentkostnader eller prissättning av koldioxidutsläpp. Under de antaganden som gjorts ger ombyggnaden av CCGT för att använda (co-)eldning med vätgas inte en ekonomiskt genomförbar lösning för omdaning av kraftverket. Resultaten indikerar att de högsta intäkterna uppnås när naturgaseldning i CCGT tillåts. Samtidigt orsakar detta också de högsta koldioxidutsläppen. Dock behöver naturgas fasas ut före 2030 för att uppnå Österrikes klimatmål. Att kombinera förnybara energikällor med vätgaseldning av CCGT-systemet eller försäljning till vätgasmarknaden ökar systemets flexibilitet och motståndskraft mot externa påverkan. Intäktsströmmarna från fortsatt drift av CCGT kan dock inte kompensera för de initiala investeringskostnaderna för uppgraderingen av turbinen. Det undersökta ISPP påverkas av flera osäkerheter. Beroende på utvecklingen av vissa komponenter eller marknadsegenskaper kan användningen av det befintliga kraftblocket genom sektorkoppling med vätgas förbättra systemekonomin. Slutligen kan detta göra systemet lönsamt beroende på utvecklingen. Det undersökta systembeteendet visar en förbättrad användning av förnybar energi genom att omvandla den till vätgas istället för att avbryta eller sälja el till ett lågt pris. Därför är det undersökta komponentsystemet mest lönsamt när den installerade kapaciteten för förnybar energi är flera gånger den maximala elektriska effekten hos det befintliga CCGT-kraftblocket. Å andra sidan är möjligheten att blanda naturgas med vätgas inte ekonomiskt fördelaktig under de antaganden som gjorts. Dessutom visade resultaten att en ökning av EU ETS-koldioxidcertifikatpriserna skulle förbättra lönsamheten för ISPP jämfört med dagens drift med naturgas. En annan slutsats från analysen är känsligheten hos vätgassystemet för elektrolysatorns kostnad. Att uppnå den närtidsmål för kostnadsutveckling för elektrolysatorn skulle signifikant öka den optimala storleken på vätgassystemet, liksom den ekonomiska prestandan för hela kraftverket. Dessutom kan systemet balansera elnätet genom att driva elektrolysatorn med el från elnätet som köps till negativa priser under timmar av överflödig kraft, vilket inte är möjligt i den befintliga konfigurationen. Slutsatsen är att det undersökta ISPP är mer motståndskraftigt mot externa påverkan med tanke på dess förbättrade driftflexibilitet och olika intäktsströmmar.

There is an urgent need to mitigate carbon emissions to the atmosphere to reduce the negative effects of climate change. Countries have pledged national strategies to reach their climate change mitigation goals in their Nationally Determined Contributions (NDC). In the case of Colombia, the country envisions becoming carbon neutral by 2050.  A pathway to reach this goal is emission reduction through nature-based solutions (NBS). Biochar is an NBS with the potential to be used as a land-based emission mitigation technology. Records indicate that it was first used by indigenous communities in the Amazon about a thousand years ago. Biochar can be obtained through thermochemical conversion by slow pyrolysis of residual biomass. The original organic carbon present in the biomass is sequestered in the biochar as it is pyrolyzed and thus, CO2 emissions are prevented. Biochar is not yet considered in Colombia´s carbon neutrality strategy. The aim of this thesis project is to investigate the potential of biochar production in Colombia as a land-based mitigation technology (LMT). Therefore, a comprehensive assessment is performed with the purpose of identifying the status of biochar in the country. The motivation behind the assessment is to gain an understanding of the variables involved in biochar production. Factors such as the production sectors involved, feedstocks, production technologies, project costs and emission mitigation are of interest. The study explores these factors by following five methodological steps. First, the current research on the technology is mapped to understand biochar’s status at a national level. Second, experts are interviewed to collect their views regarding biochar and a PESTEL (Political, Economic, Social, Technological, Environmental & Legal) analysis is employed based on their point of view on the technology. Third, the potential sources of residual biomass which could be used to produce biochar in the agricultural sector are quantified. The approach to biochar’s potential is enriched with a focused in-person case study of biochar production from oil palm residues. Fourth, these residual biomass sources are subsequently employed to estimate the emissions sequestered in their biochar production. Lastly, project feasibility implementation is evaluated through a techno-economic to identify the project’s main cost drivers. The results are then discussed using a SWOT (Strength, Weaknesses, and Opportunities & Threats) analysis. The existing studies and the local experts’ opinion indicate that biochar potential is in the agricultural sector and that it can be thought of for soil adaptation. Biochar’s emission mitigation is considered an added value. In 2021, the agricultural sector produced near 73 million tonnes of agricultural products. The residues from agriculture could be used for biochar production. If the residues from the most produced agricultural products are transformed into biochar, about 1 to 2,2 tonne of CO2 per tonne of biochar could be avoided. The published literature and the in-person study visit confirmed that the largest advance in biochar production and use in Colombia is in the oil palm sector. Palm kernel shell, fibre and empty fruit bunches are the oil palm residues that could be used to produce biochar. From 1 tonne of these three oil palm residues, about 60 kg of biochar can be obtained. The results show that currently there is no market for trading with biochar in Colombia. High investments, transport and feedstock costs are identified obstacles. An Advanced Technology pyrolizer cost can cost around 330.000 USD while a Basic Technology one can be around 100 USD. Taxes associated with revenue from the biochar trade can negatively impact a biochar project’s feasibility. In this study, a price for biochar is estimated using break-even analysis. Under the assumptions used, the biochar price per tonne is around 200 to 1.000 USD. Price variability is explained in the technologies used for production, feedstock biomass availability and variable revenues from biochar sales. / Koldioxidutsläppen till atmosfären behöver minskas för att undvika de negativa effekterna av klimatförändringar. Olika länder har presenterat på sina nationellt fastställda bidrag (NDC) hur sina mål för begränsning av klimatförändringarna skulle kunna uppnås. I Colombia är planen att uppnå koldioxidneutralitet år 2050. Ett sätt att uppnå detta mål är att minska utsläpp genom naturbaserade lösningar (NBS). Biokol är en NBS som kan användas som landbaserade åtgärder för att minska växthusgasutsläpp eller öka koldioxidupptag. Forskning har bevisat att biokol användes i Amazonas för ungefär tusen år sedan. Biokol framställs genom långsam pyrolys av restprodukter av biomass. Kolet i biomassan binds i biokolet genom pyrolysis, vilket förhindrar koldioxidens utsläppning till atmosfären. Biokol inkluderas ännu inte i Colombias strategi för koldioxidneutralitet. Syftet med detta projekt är att undersöka biokolets produktionspotential i Colombia son ett landbaserade åtgärder (LMT). En analys gjordes för att identifiera statusen av biokol runt om i landet. Faktorer såsom berörda produktionssektorer, råvaror, produktionstekniker, projektkostnader och koldioxidutsläppen var av intresse. Studien undersöker faktorerna ovan genom att tillämpa en femstegsmetod. Först identifierades den aktuella forskningen om biokol i Colombia. Sedan intervjuades experter för att samla in deras åsikter om biokol och en PESTEL analys (Political, Economic, Social, Technological, Environmental & Legal) användes. Nästa steg i metoden var att kvantifiera potentialen av restprodukter inom jordbrukssektorn. Detta steg kompletterades med en fallstudie som fokuserade på biokolproduktion från rester från oljepalmer och sedan beräknades utsläppen som binds i biokol. Till sist utvärderades projektets genomförbarhet genom en teknoekonomisk analys som identifierade viktigaste drivkrafterna bakom kostnaderna. Resultaten diskuterades med hjälp av en SWOT analys (Strength, Weaknesses, and Opportunities & Threats). Experter och forskningsresultat om biokol i Colombia anger att det finns stor potential nom jordbrukssektor där biokol skulle kunna användas för jordförbättring, medan utsläppsminskningar endast anses vara en ytterligare fördel. År 2021 Colombias jordbrukssektor producerade nästan 73 millioner tonne av jordbruksprodukter och restprodukter från jordbruket kan användas för produktion av biokol. För varje ton biokol som produceras undviks ungefär 1 till 2,2 tonne koldioxid. Litteraturen och studiebesöket bekräftade att största framsteget inom produktion och användning av biokol i Colombia händer inom oljepalmssektorn. Palmkärnor, fibrer och tomma fruktknippar är restprodukterna som kan användas för att producera biokol. En ton av dessa tre typer av oljepalmsrester ger cirka 60 kg biokol. Resultaten visar att det inte finns en marknad för biokol i Colombia. Höga investeringskostnader, transport-och råvarukostnader är främsta hindarna som identifierades. En pyrolysanläggning med avancerad teknik kostar cirka 330 000 US-dollar, medan en pyrolysanläggning med grundläggande teknik kostar cirka 100 US -dollar. Skatter på inkomster från biokolsförsäljning kan ha en negativ effekt på genomförbarhet. Studien uppskattas ett pris för biokol med hjälp av en break-even-analys och visar att cirka 200 till 1.000 USD per tonne biokol vore ett möjligt prisintervall. Prisvariationerna förklaras av tekniken som används för produktion, tillgång på biomassa som råvara och varierande intäkter från biokolförsäljning.