Analyse av utbygging av ny pumpekraft

Abstract

Denne bacheloroppgaven tar for seg en analyse av utbygging av et pumpekraftverk mellom innsjøene Storburusjøen og Samsjøen. Problemstillingen til oppgaven fokuserer på lønnsomheten til kraftverket som potensielt kan utbygges.

For å finne lønnsomheten av en utbygging har gruppen egenrådig dimensjonert et pumpekraftverk mellom de to nevnte innsjøene. Det ble sett på to alternative driftsmuligheter av pumpekraftverket henholdsvis med seks og åtte timers varighet. Varighetene ble valgt ut ifra at gruppen ønsket å analysere muligheten for å utnytte differansen i strømpris i løpet av et døgn. Med dette utvikles det et døgnbasert pumpekraftverk foran et sesongbasert pumpekraftverk.

Kraftverket blir installert med kapasitet på henholdsvis 57.57 MW og 36.85 MW, og volumstrøm på 76 m^3/s og 49 m^3/s for seks og åtte timers varighet. Fra kostnadsberegningene kan investeringskostnadene presenteres til 377 mill. kr og 270 mill. kr for seks og åtte timers varighet. Dette i bakgrunn med en fallhøyden på 79,3 m.

Gjennom oppgaven ble det benyttet to alternative analyser av strømpris. En som tar for seg alle måneder i et år og en som tar for seg seks utvalgte måneder i et år. På bakgrunn av de respektive strømprisanalysene anbefales det ved videre arbeid å vurdere drifting i de månedene der differansen i strømpris overskrider utgifter. Det anbefales derfor å ikke benytte kraftverket i måneder med lav differanse i strømprisen mellom natt og dag. Her nevnes desember som en fornuftig måned med høy pris differanse og juni som en antatt svakere måned.

Fra økonomiske beregninger konkluderes det at de to alternativene for å dimensjonere kraftverket ikke er lønnsomt med en økonomisk levetid tilsvarende 40 år. Dette ved bakgrunn i at investeringskostnadene overskrider total inntekt iløpet av levetiden. Åtte timers varighet gir den laveste netto nåverdien på grunn av lavere investeringskostnader. Seks timers varighet har derimot betraktelig større årlig kontantstrøm fordi den kan utnytte større differanse i strømpris iløpet av et døgn. Det antas derfor at kortere tidsintervall er mer ettertraktet om investeringskostnader kan reduseres. For fremtidige undersøkelser av pumpekraftverk anbefales det dermed å vurdere korte tidsintervall for å best kunne nytte nåværende og fremtidige variasjoner i strømprisen.

I tillegg bør det nevnes at fallhøyden antas for lav til å kunne gjøre det dimensjonerte kraftverket lønnsomt. Trolig vil en lokasjon med større fallhøyde kunne gi bedre resultater for fremtidige analyser av pumpekraftverk.

This bachelor's thesis deals with an analysis of the development of a pumped-storage power plant between the lakes Storburusjøen and Samsjøen. The thesis focuses on the profitability of the potential power plant expansion.

To determine the profitability of the development, the group independently designed a pumped-storage power plant between the aforementioned lakes. Two alternative operational durations of the power plant were considered: six and eight hours. These durations were chosen to analyze the possibility of utilizing the difference in electricity prices during a 24-hour period. Consequently, a day-based pumped-storage power plant is developed instead of a seasonal-based one.

The power plant is installed with capacities of 57.57 MW and 36.85 MW, and flow rates of 76 m^3/s and 49 m^3/s for six and eight hours of operation, respectively. From the cost calculations, the investment costs are estimated at 377 million NOK and 270 million NOK for six and eight hours of operation, respectively. These calculations consider a gross head of 79.3 meters.

Throughout the thesis, two alternative analyses of electricity prices were used. One analysis considers all months in a year, while the other analysis focuses on six selected months in a year. Based on the respective electricity price analyses, it is recommended for further work to consider operation during the months where the price difference exceeds expenses. Therefore, it is advised not to use the power plant during months with low price differences. December is mentioned as a sensible month with a high price difference, while June is assumed to be a weaker month.

From the economic calculations, it is concluded that neither of the two alternatives for sizing the power plant is profitable over an economic lifetime of 40 years. This is because the investment costs exceed the total income over the lifetime. The eight-hour duration yields the lowest net present value due to lower investment costs. However, the six-hour duration has significantly higher annual cash flow because it can take advantage of a greater price differential during a 24-hour period. It is therefore assumed that a shorter time interval is more desirable if investment costs can be reduced. For future investigations of pumped-storage power plants, it is recommended to consider shorter time intervals to better exploit current and future variations in electricity prices.

Additionally, it should be noted that the assumed gross head is considered too low to make the sized power plant profitable. A location with a greater gross head would likely yield better results for future pumped-storage power plant analyses.