The purpose of the project was to carry out a study of a potential solar cell facility at Västergårdsgymnasiet. Previous studies have established that there is the greatest potential for electricity production during the summer period, which coincides with the load at its lowest. The aim of the project was therefore to investigate a solar cell plant with energy storage and how the surplus of the electricity produced can be stored.The modeling was performed with an installed capacity of 1231 kW solar panels and evaluated with the software Homer Pro, which is designed to simulate and optimize local energy systems. The execution of the project was divided into four main steps, the first being to check the solar-power plant's potential by calculating the theoretical electricity production against the property load. From this, the theoretical surplus could also be calculated, which is the cornerstone of the other main elements. The simulation resulted in the annual electricity production level being approximately 1.2 GWh and the theoretical surplus was estimated to be 0.5 GWh. The surplus in the system is sold to the electricity grid with a financial compensation based on Nordpool's spot prices. The financial result showed that it was not profitable with the conditions that the facility has and sensitivity analysis depending on the spot price was performed. The remaining three main steps are based on different types of energy storage methods, these are storage with lithium-ion batteries, flow batteries and hydrogen storage. The purpose of these energy storage methods was to reduce the proportion of electricity sold to increase the economic profitability and contribute to a higher degree of self-sufficiency.The systems with battery storage resulted in an increased degree of self-sufficiency but did not contribute to any increased economic profitability. The last storage method that was investigated was hydrogen storage, this was done with three different applications. The first application was based on the surplus of the produced solar energy being used to produce hydrogen. The produced hydrogen gas was then stored until the system has a shortage of energy and was then supplied to the fuel cell that produces both electricity and heat that were used in the property. The study showed that the method would not contribute to any economic profitability. The second application that was investigated was of the same basic structure as before but has been supplemented with a flow battery. The simulation of the system showed an increased degree of self-sufficiency but with a higher cost. The last method of application that was investigated was that the surplus energy is used to produce hydrogen, which was then used for an internal vehicle fleet or alternatively sold. The application gave promising results with the possibility of financial profitability.

The automotive industry and the whole transport sector are currently facing the need to act against climate change. In fact, over the globe the passenger road vehicles emitted 3.6 Gt of CO2 in 2018 and the road freight vehicles emitted 2.4 Gt of CO2 [1]. These road and freight emissions represents 11% and 7% of the total CO2 emissions that year respectively [2]. One solution that has been chosen to limit and reduce the greenhouse gas (GHG) emissions from road transportation is to shift from internal combustion engine (ICE)-based vehicles to electric vehicles which will emit no GHG during operation. There are mainly two types of electric vehicles suitable for this purpose. The first one is the battery electric vehicles (BEVs) which is already commercially and industrially mature and already on the road (11.3 million in 2020 [3]). It uses large Li-ion batteries to store the energy on-board to then power the electric motors. The second one is the fuel cell electric vehicles (FCEVs) which is still being researched and whose number on the road is quite limited (34.8 thousand in 2020 [4]). Yet, this technology is suitable for many applications and especially the light commercial vehicles (LCVs). The stakes of this technology have been studied regarding the current market of LCVs in France and by comparing it to BEVs in terms of cost and mass. To better frame the development of new hydrogen LCVs, a tool has also been developed to calculate the range of such vehicles throughout the life of the project and the evolution of its specifications. The analysis of the market and the comparison between FCEVs and BEVs is not exhaustive and only some specific points have been dealt with, enough to give an overview of the main stakes of hydrogen LCVs. The tool developed is limited to simple input data as it aims to be used with little information at an early stage of the project. / Fordonsindustrin och hela transportsektorn står för närvarande inför behovet av att agera mot klimatförändringarna. I själva verket släppte personbilar över hela världen ut 3,6 Gt CO2 under 2018 och godstransportfordon släppte ut 2,4 Gt CO2 [1]. Dessa väg- och fraktutsläpp utgör 11 % respektive 7 % av de totala koldioxidutsläppen det året [2]. En lösning som har valts för att begränsa och minska växthusgasutsläppen från vägtransporter är att övergå från förbränningsmotor (ICE)-baserade fordon till elfordon som inte släpper ut några växthusgaser under drift. Det finns huvudsakligen två typer av elfordon som lämpar sig för detta ändamål. Den första är batteridrivna elfordon (BEV) som redan är kommersiellt och industriellt mogna och redan finns på vägarna (11,3 miljoner år 2020 [3]). Den använder stora litiumjon-batterier för att lagra energin ombord för att sedan driva elmotorerna. Den andra är bränslecellsdrivna fordon (FCEV) som fortfarande är föremål för forskning och vars antal på vägarna är ganska begränsat (34 800 år 2020 [4]). Denna teknik lämpar sig dock för många tillämpningar, särskilt för lätta fordon. Man har undersökt vad som står på spel för denna teknik med hänsyn till den nuvarande marknaden för lätta fordon i Frankrike och genom att jämföra den med BEV-fordon när det gäller kostnad och massa. För att bättre kunna hantera utvecklingen av nya vätgasdrivna lätta fordon har ett verktyg utvecklats för att beräkna räckvidden för sådana fordon under projektets hela livslängd och utvecklingen av dess specifikationer. Marknadsanalysen och jämförelsen mellan FCEV och BEV är inte uttömmande och endast vissa specifika punkter har behandlats, vilket räcker för att ge en översikt över de viktigaste insatserna för vätgasdrivna lätta fordon. Det utvecklade verktyget är begränsat till enkla indata eftersom det är avsett att användas med lite information i ett tidigt skede av projektet.

The European Energy system is currently transitioning towards a reduced use of fossil fuels and increasing use of renewable energy. Hydrogen as energy carrier for renewable electricity has a potential to play a significant role in this transition. It can be stored and transported in its gaseous or liquid state, and utilized in industries that require highprocess heat, which makes them difficult to decarbonize. Further, hydrogen storage canbe employed to store over‐produced renewable electricity in large scale and for long periods of time. This research aims to develop a methodology to conduct a layout and dispatch optimization for utilizing locally produced hydrogen. The objective is to find the least cost supply pathway for a defined demand. In this case study, hydrogen is produced by water electrolysis supplied by the local electricity grid and renewable electricity, such as solar PV, onshore and offshore wind turbines. The scope is limited to gaseous hydrogen thereby the distribution is also limited to pipelines or road trucks. The optimized supplychain comprises four main stages: I) electricity generation and storage; II) hydrogen production; III) hydrogen compression and storage; IV) hydrogen transportation to the end consumer. It results in the system's optimum hourly dispatch schedule and a proposed least‐cost layout. The developed methodology is finally applied to an industrial case study in Sweden, for which scenarios with varying boundary conditions are tested. The least cost supply chain for the case study resulted in a system solely supplied with electricity purchased from the grid, a PEM electrolyzer, a hydrogen storage in a Lined Rock Cavern, and hydrogen transport via pipeline. The lowest Levelized Cost of Hydrogen from electricity purchase until delivery is 5.17 EUR/kgH2. The study concludes that there is no one optimum solution for all and the constraints of the optimization problem need to be evaluated case by case.The study further highlights that intermittency and peaks of both electricity availability and hydrogen demand can lead to an increase in system cost owing to the oversizing and storage needs. / Det europeiska energisystemet är för närvarande i en övergångsprocess mot en minskande användning av fossila bränslen och en ökande användning av förnybar energi. Vätgas som energibärare för förnybar el har potential att spela en viktig roll i denna övergång. Vätgas kan lagras och transporteras i gasform eller flytande form, och användas i industrier som kräver hög processvärme vars koldioxidutsläpp därför är svåra att minska. Vidare kan vätgaslagring användas för att lagra överproducerad förnybar el istor skala och under långa perioder. Denna forskning syftar till att utveckla en metod för layout och distributions optimering för utnyttjandet av lokalt producerad vätgas. Målet är att hitta den minst kostsamma försörjningsvägen för en definierad efterfrågan. I den här fallstudien produceras vätgas genom vattenelektrolys som försörjs av det lokala elnätet och förnybar el, t.ex. solceller, vindkraftverk på land och till havs. Omfattningen är begränsad till gasformig vätgas och därmed är distributionen också begränsad till rörledningar eller lastbilar. Den optimerade försörjningskedjan består av fyra huvudsteg: I) elproduktion och lagring, II) vätgasproduktion, III) komprimering och lagring av vätgas, IV) transport av vätgas till slutkonsumenten. Metodens output är systemets optimala timplan och ett förslag till layout med den lägsta kostnaden.  Den utvecklade metoden tillämpas slutligen i en industriell fallstudie i Sverige, för vilken scenarier med varierande randvillkor testas. Den minst kostsamma försörjningskedjan för fallstudien resulterade i ett system som enbart försörjs med el som köps från nätet, en PEM‐elektrolyser, ett magasin för vätgaslagring i ett fodrat bergrum och vätgastransport via en rörledning. Den lägsta Levelized Cost för vätgas från el inköp till leverans är 5,17EUR/ kgH2. I studien dras slutsatsen att det inte finns någon optimal lösning i allmänhet och att begränsningarna i optimeringsproblemet måste utvärderas från fall till fall. Studien belyser vidare att ostadighet och toppar i både eltillgången och efterfrågan på vätgas kan leda till en ökning av systemkostnaderna på grund av överdimensionering och lagringsbehov.

This report conducts an in-depth examination of the potential for Small Modular Reactor (SMR)-based hydrogen production in Sweden's emerging nuclear market. Aligned with Sweden's ambitious targets of achieving carbon dioxide neutrality by 2045 and transitioning its steel and industry sectors to fossil-free production by 2035, the report explores the unique value proposition that a focal company can offer. This strategic positioning centres on supplying large volumes of hydrogen to the steel and iron industry while ensuring reliability and stability in production. To safeguard its competitive edge, the focal company leverages lock-in effects, capitalizing on the geographical placement of its facility and the establishment of a long-term Hydrogen Purchase Agreement (HPA) with its customers. Key findings highlight the levelized cost of hydrogen (LCOH) of 3.46 €/kg to 8.27 €/kg in the SMR-based production process. It reveals that transitioning from natural gas-based hydrogen is cost-intensive, resulting in a green premium (GP) ranging from 257% to 1134%. However, when compared to renewable energy sources and other fossil-free competitors, the LCOH proves competitive in every case except for HYBRIT’s, which is relying on low grid electricity prices in Sweden. When stipulating a HPA with a customer and using a real discount rate (RDR) of 3 % and a profit margin (PM) of 50 % over a 20-year analysis period, the project can reach a net present value (NPV) of 920 MEUR and discounted payback time (DPB) of 12 years in the most profitable case. In a more realistic scenario with a RDR of 7% and a PM of 30% the NPV becomes 497 MEUR with a DPB of 13 years. The economic feasibility is in general given at other, less favourable terms as well. This proves that the focal company’s business strategy is feasible. In conclusion, this report offers a strategic pathway for SMR-based hydrogen production in Sweden's evolving nuclear landscape. While feasibility is theoretically established, the presence of uncertainties cannot be overlooked. The report provides valuable insights for influential stakeholders in their decision-making processes and recognizes the substantial challenges and promising opportunities that lie ahead. / Denna rapport genomför en djupgående undersökning av potentialen för vätgasproduktion baserad på små modulära reaktorer (SMR) på den framväxande kärnkraftsmarknaden i Sverige. I linje med Sveriges ambitiösa mål att uppnå koldioxidneutralitet år 2045 och övergå sina stål- och industrisektorer till fossilfri produktion år 2035 utforskar rapporten det unika värdeerbjudandet som ett fokalföretag kan erbjuda. Denna strategiska positionering fokuserar på att leverera stora volymer av vätgas till stål- och järnindustrin samtidigt som tillförlitlighet och stabilitet i produktionen säkerställs. För att skydda sin konkurrensfördel utnyttjar det fokala företaget inlåsningseffekter genom att dra nytta av den geografiska placeringen av sin anläggning och etableringen av ett långsiktigt avtal om vätgasköp (HPA) med sina kunder. De viktigaste resultaten lyfter fram den utjämnade kostnaden för vätgas (LCOH) från 3.46 €/kg till 8.27 €/kg i produktionsprocessen baserad på SMR. Det visar att övergången från naturgasbaserad vätgas är kostnadsintensiv och resulterar i en grön premie (GP) som varierar från 257% till 1134%. Men när den jämförs med förnybara energikällor och andra fossilfria konkurrenter visar LCOH sig vara konkurrenskraftig i varje fall förutom i HYBRIT’s fall, vilket är beroende av låga elnätspriser i Sverige. När ett HPA stipuleras med kunden och man använder en verklig diskonteringsränta (RDR) på 3 % och en vinstmarginal (PM) på 50 % över en 20-års analysperiod, kan projektet nå ett nettonuvärde (NPV) på 920 MEUR och en diskonterad återbetalningstid (DPB) på 12 år i det mest lönsamma fallet. I ett mer realistiskt scenario med en RDR på 7 % och en PM på 30 % blir NPV 497 MEUR med en DPB på 13 år. Den ekonomiska genomförbarheten ges i allmänhet även på andra mindre förmånliga villkor. Det bevisar att det fokala företagets affärsstrategi är genomförbar. Sammanfattningsvis erbjuder denna rapport en strategisk väg för vätgasproduktion baserad på SMR i det svenska utvecklande kärnkraftslandskapet. Även om genomförbarheten teoretiskt är fastställd kan närvaron av osäkerheter inte bortses från. Rapporten ger värdefulla insikter för inflytelserika intressenter i deras beslutsprocesser och erkänner de betydande utmaningar och lovande möjligheter som ligger framöver.

Abstract Energy recovery – Gasification, combustion or plasma? -          Competitor or complement? The Swedish waste-to-energy system has been developed during many years, and the facilities are well established within the waste management system. Even though the waste volume is significantly reduced by 70 – 80 %, the residues are quite challenging to manage due to high content of pollutants. The air emissions are quite low today, but since waste contains various kinds of contaminants, there is a high need for extensive flue gas cleaning, adding to the residue that must be handled. Today, the main part of residues from flue gas cleaning and fly ash from Swedish waste-to-energy facilities are transported to Langöya, Norway to be used for remedial purposes of an old limestone quarry. However, this option will probably be phased out sometime after the year 2023 – 2025 and other solutions must be considered such as e.g. gasification.   The Plagazi Company has a patented process, including gasification and subsequent production of hydrogen gas, that may be used as a vehicle fuel. Although gasification is a well-known technique, there is still a great distrust in using the method for waste treatment purposes. There is a conception that gasification facilities are high energy consumers, with low operational performance and high investment costs. The present thesis is part of the B.Sc. Programme in Energy Engineering at the University of Umeå. The main thesis objectives are:   Study and explain significant differences and similarities between waste incineration and gasification; Describe pros-and-cons regarding various methods to produce hydrogen gas; Describe different gasification techniques. In addition, the Plagazi-process is described; local plasma gasification with low environmental impact and a second step including production of hydrogen gas. The present study is based on a literature review and interviews with experts in the field. The report excludes biogas production in anaerobic digestion plants.   The present report has proven that there are significant differences between various gasification devices. When making investment decisions regarding gasification as a waste treatment option; fuel quality and utilization of the syngas must be considered. The method developed by Plagazi may be suitable in the Swedish waste management system to treat household waste and/or flue gas residues from the combustion plants, for production of hydrogen gas as a vehicle fuel. A full-scale facility in operation is needed to evaluate the Plagazi process with respect to cost efficiency and performance. The Plagazi concept should not be viewed as a competitor to the profitable waste incineration plants, more preferably as a complement.

Hydrogen can be produced by solar power driven electrolysis and then be long-termed stored until an electrical demand emerge. Therefore, hydrogen energy storage have the potential to solve the issues with seasonal energy mismatch that generally occur in buildings with solar production. The process is done without any emissions, since the input and output are electricity from renewable resources, water, oxygen and heat. In this master thesis the purpose is to evaluate how a hydrogen energy storage can be used in a commercial building in order to reduce its grid power peaks. This is investigated by creating a model which simulates a hydrogen system, combined with a battery, in a grid-connected building in Uppsala. The model dimensions the system components by using six different operation strategies. The potential of using hydrogen storage in a commercial building is evaluated with respect to its energetic and economic feasibility. The result indicates that the building’s grid power peaks can be reduced by integrating a hydrogen system, and thereby savings in terms of electricity and heat are achieved. However, the net present value is negative for all operation strategies, which means that the investment is non-profitable. By varying several factors in a sensitivity analysis, it is discovered that the investment cost must be reduced in combination with a higher monthly power fee in order to make the investment profitable. There are, however, other values that can motivate an investment in a hydrogen system. An energy storage increases the flexibility in a building and also makes the building more robust towards power outages and high electricity prices. These qualities might be more desirable in a future electrical power system with more intermittent power production.

Klimatförändringar och effekterna av global uppvärmning är ett växande problem i världen och anses vara en av vår tids största utmaningar. Idag står Sveriges inrikes transporter av en tredjedel av landets totala växthusgasutsläpp och är i hög grad beroende av fossila drivmedel. För att eftersträva ett hållbart energisystem har politikerna satt upp ett mål om en fossilfri fordonsflotta år 2030. För att uppnå detta mål behöver koldioxidintensiva energikällor gradvis ersättas med renare alternativ. Där har bland andra elfordon och bränslecellsfordon potential att vara nycklar i en sådan teknisk omvandling. Dock finns det många barriärer för att implementera vätgas som drivmedel, däribland de finansiella riskerna kring den stora investeringen i samband med upprättandet av produktion och infrastruktur. Syftet med rapporten har varit att studera om, och på vilket sätt, vätgasdrivna bränslecellsfordon kan bidra till en teknisk omvandling av den svenska transportsektorn. Den ekonomiska ägandekostnaden för fyra utvalda fordonsapplikationer; gaffeltruckar, bussar, distributionsfordon och båtar har studerats för att undersöka vilka som har störst potential att bidra till de vätgasdrivna bränslecellsfordonens genomslag ur ett marknadsmässigt och ekonomiskt perspektiv. Varje fordonsapplikation har jämförts med sina respektive konventionella och/eller miljöanpassade motsvarigheter genom beräkningsmodellen Total Cost of Ownership. Vidare har applicerandet av ett systemperspektiv, med de teoretiska ramverken Multi-Level Perspective (MLP) och Strategic Niche Management (SNM) i fokus, varit värdefullt för förståelsen av vätgasens och bränslecellsfordonens roll i kontexten av ett sociotekniskt system och för att identifiera hur marknadsintroduktionen och diffusionen av dessa ska ske på ett hållbart sätt. Resultaten i denna studie visar på att initiala satsningar på småskaliga projekt inom vätgasdrivna fordonsapplikationer så som gaffeltruckar, bussar, distributionsfordon och båtar har potential att fungera som en katalysator för en framtida introduktion av vätgasdrivna bränslecellsfordon. Sådana projekt skulle inte omedelbart leda till en avsevärd reduktion av koldioxidutsläpp utan snarare hjälpa att bryta barriärerna och underlätta för en framtida marknadsintroduktion av vätgasdrivna bränslecellsfordon i Sverige. Ur ett större perspektiv skulle utvecklingen av vätgasdrivna bränslecellsfordon även uppmuntra till en spridning av andra miljöanpassade alternativ, vilket ytterligare driver fram den tekniska omvandlingen genom positiva feedback-loopar. Då en teknisk omvandling av den svenska transportsektorn kräver en kombination av flera drivmedel och tekniker bör vätgasdrivna bränslecellsfordon betraktas som ett komplement till andra miljöanpassade alternativ, inte en konkurrent. Vidare tyder resultaten på att vätgasdrivna bränslecellstruckar (gaffeltruckar) och bränslecellsbussar kan bli de första applikationerna som introduceras i Sverige via småskaliga implementationsprojekt fram till år 2030 och därefter kommersialiseras. Dessa applikationer har de ekonomiska förutsättningarna som krävs och det finns i dagsläget tydliga drivkrafter och aktörer som verkar för deras utveckling i Sverige. Distributionsfordon med vätgasdrivna räckviddsförlängare finns i Europa och kan, givet att Bonus-malus systemet introduceras, bli ekonomiskt försvarbara i Sverige. Inom båt-applikationen anses pendelfärjor vara lämpliga för enstaka projekt som kan gynna diffusionen av vätgasdrivna bränslecellsfordon, medan deras verkliga genomslag tros bortom 2030. Däremot kan dynamiska effekter i det sociotekniska systemet påskynda utvecklingen applikationerna emellan. Vidare har styrmedel och samordning av infrastruktur och andra strategiska samarbeten identifieras som de viktigaste lösningarna för att få igenom småskaliga implementationsprojekt på kort sikt, och större strukturella förändringar i det svenska transportsystemet på lång sikt. Det bör belysas att nya alternativ så som vätgas och bränslecellsfordon ofta genomgår en långsam marknadsutveckling. Det är därför väsentligt att skapa rimliga förväntningar då det krävs stora förändringar inom infrastrukturen och transportmönster samt betydande teknikutveckling för att dessa ska nå marknadsmässig mognad.

Europeiska Unionen presenterade den 8 juni 2020 sin vätgasstrategi i syfte för att minska koldioxidutsläppen. Det unionen vill uppnå med sin vätgasstrategi är att uttnytja konceptet Power-to-X där elektricitet omvandlas till energi. Om elektricitetkällan kommer från förnyelsebar energi kommer grön vätgas produceras. Problemet med vätgas idag är lagring, transport och hanteringstrukturen för ämnet men vätgas kan lagras i flertal applikationer. En av de mest lovande lagringsalternativen är ammoniak som bildas när vätgas med kvävgas reagerar med varandra via ammoniaksyntes. Eftersom vätgasproduktionen idag använder fossila bränslen kommer även dess applikation göra det, men med grön vätgas kommer dess applikation även att bli grön. Idag står ammoniakproduktion för 2 % av fossilbränsleanvändning globalt och frigör mer än 400 miljoner ton CO2 årligen. Dessa utsläpp skulle försvinna om produktionen av ammoniak gjordes med Power-to-X konceptet. Syftet med detta examensarbete är att undersöka förutsättningarna ur ett ekonomiskt, tekniskt och säkerhetsmässigt hållbart Power-to-X koncept i form av en Grön Ammoniakanläggning i Norra Sverige. Det innebär att processer för en ammoniakproduktion skall analyseras ur ett teknisk synvinkel där fokus på funktion mot grön ammoniak är i fokus. Den ekonomiska synvinkeln innebär vad kapitalkostnaden (CAPEX) blir för anläggningen samt driftkostnaden (OPEX) som processen får. Arbetet innehåller först en analys av de processer som krävs för att kunna producera ammoniak. Därefter en analys över möjliga tekniker för dessa processer, hur väl de fungerar mot grön ammoniak och vilka antaganden som är i detta arbete. Anläggningen skulle vara storskalig vilket innebär en produktion på 500 ton NH3 $/dag. Det är även antaget en kontinuerlig eltillförsel samt att elnät redan är tillgänglig. Detta gav att vätgasproduktionen gjordes med en PEM-elektrolys, där kvävgas fås från kryogen destillation och ammoniak produceras med HB-processen. Resultatet visades att anläggningens CAPEX och OPEX blev 2 820 MSEK respektive 1 272 MSEK/år. Den dominerande faktorn för kapitalkostnaden var för vätgasproduktion som utgjorde 60 % av CAPEX. Den höga kostnaden för PEM-elektrolys är dels för att utvecklingen av processen inte är fullbordad, där utvecklingen för tekniken skulle kunna ge en stor kostnadsreducering. Det elbehov som anläggningen kräver är 1,6 TWh och och utgör en påverkan på OPEX är 55,4 %. Den process som kräver mest energi är vätgasproduktionen vilket omfattar 94 % av hela anläggningens totala elbehov. En stor anledning till de dyra driftkostnaderna är elpriset. I detta arbete valdes elpriset till ett medelvärde för SE1 i Sverige under en 10 års period. I ett verkligt scenario hade vätgasproduktionen kunnat optimeras för uppnå billigare drift.

I Uppsala är elnätet hårt belastat vilket gör att den tillgängliga effekten är begränsad och varierar beroende på om det är höglasttid eller låglasttid. Ett sätt att förhålla sig till situationen är att ta fram energieffektiva lösningar och att bättre utnyttja de resurser som redan finns tillgängliga. Vätgas är en molekyl som har många tillämpningsområden och som därmed spelar en viktig roll i en sådan energiomställning. Projektet undersöker möjligheterna att integrera en elektrolysör, som skapar vätgas från vatten och elektricitet, till metaniseringsprocessen på Kungsängens gård i Uppsala med hjälp av en simulering byggd i Excel. Kungsängens gård är en biogasanläggning där kompost och avfall omvandlas till biogas som i sin tur kan användas som bränsle till Uppsala Regionens bussar. Med en installerad solcellseffekt på 4 200 kW och drygt 3 000 kW installerad effekt av vindkraftverk kan tre extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med en elektrolysör på 2 000 kW. Med enbart en installerad solcellseffekt på 4 200 kW kan två extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med hjälp av en elektrolysör på 1 800 kW. I båda scenarierna skulle det dock krävas en vätgastank för att kompensera för säsongsvariationer i energitillförseln till elektrolysören. Även scenarier där el från elnätet används undersöks i projektet. Att använda vätgasen direkt som bränsle, alternativt omvandla vätgasen till el med en bränslecell och använda denna för att driva elbussar, skulle kunna driva ungefär dubbla antalet bussar men skulle kräva nya investeringar.

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.