Opprusting og utvidelse av Nygård kraftverk

Abstract

Norske vannkraftanlegg har en gjennomsnittsalder på omtrent 50 år. Den høye gjennomsnittsalder medfører at flere kraftverk nærmer seg teknisk levealder. En forutsetning for å opprettholde dagens kraftproduksjon er at eksisterende kraftverk opprustes og videreutvikles.

NVE anslår at Norges gjenværende opprusting- og utvidelsespotensiale (O/U) er 5-6 TWh. Studier utført ved NTNU anslår et betydelig større potensiale på 20-30 TWh. Sprikende anslag for Norges gjenværende potensiale gjør temaet interessant for videre forskning. Det er viktig at O/U-potensialet for norske kraftverk kartlegges med høyere nøyaktighet slik at reelt potensiale benyttes i klimapolitikken som et alternativ til utbygging av andre former for fornybar energi.

Masteroppgavens formål er å kartlegge O/U-potensialet for et konkret anlegg og vurdere potensialet mot NVEs og NTNUs anslag. Det er valgt å konkretisere studiet ved å kartlegge potensialet for Nygård kraftverk. Kraftverket er bygd i 1932 og det er nødvendig å oppgradere anlegget for å opprettholde kraftproduksjonen. Vassdraget bærer preg av menneskeskapte naturinngrep. I nedbørsfeltet finnes en europavei, jernbane, vindpark, kraftlinjer og hyttebebyggelse. Ved å omdisponere vassdraget og benytte eksisterende infrastruktur forventes det at kraftproduksjonen kan økes med få naturinngrep.

Utvelgelseskriteriene for O/U-tiltakene er inspirert av forskningsprosjektet AlternaFuture. Utbyggingene skal ikke komme i konflikt med verneområder, eksisterende infrastruktur, kulturminner og viktig rekreasjonsområder. Utbyggingsalternativene er simulert i nMAG og lønnsomhetsbetraktningene baseres på utbyggingskostnad i kr/kWh som hovedparameter.

Ved å realisere alle identifiserte utbyggingsalternativer er det teknisk mulig å øke kraftproduksjonen med 51,2 %. Realiseres tiltakene gir det en produksjonsøkning på 53,7 GWh, tilsvarende energiforbruket til 2654 husholdninger. Kostnadene beløper seg til 774 MNOK og gir en samlet utbyggingskostnad lik 5,0 kr/kWh. Utbyggingskostnadene er totalt sett lavere enn kraftverkseiers investeringsgrense, men karakteriseres som urealistisk grunnet enkelte utbyggingsalternativers høye marginale utbyggingskostnad.

Med dagens kraftpriser og kraftverkseiers avkastningskrav er det realistisk å øke kraftproduksjon med 16,1 %. Utbyggingen gir et økt energiuttak på 16,9 GWh og tilsvarer energiforbruket til 835 husstander. Kostnadene relatert til utbyggingen er 387 MNOK og gir en total utbyggingskostnad lik 3,3 kr/kWh. For de realistiske utbyggingsalternativene er marginale utbyggingskostnad betydelig lavere enn kraftverkseiers innvesteringsgrense, og karakteriseres som en lønnsom investering. Funnene i studiet er i samsvar med tidligere forskning utført ved NTNU, som anslår at kraftproduksjonen i eksisterende kraftverk kan økes med 15-20 %. Ved å gjennomføre flere slike studier kan Norges reelle opprusting- og utvidelsespotensiale på sikt fastslås med høyere nøyaktighet.

Norwegian hydropower plants have an average age of about 50 years, and several power plants are approaching the end of their technical lifetime. To uphold current power generation it is necessary to maintain and further develop existing hydropower plants.

NVE estimates that the remaining upgrading and extension potential is 5-6 TWh in Norway. Studies published by NTNU estimate a significantly higher potential of 20-30 TWh. Divergent estimates make the topic interesting for further studies. It is important to determine the potential with higher accuracy for use in climate policy as an alternative to other forms of renewable energy.

The purpose of the master thesis is to map the upgrading and extension potential for Nygård powerplant and compare it with NVE’s and NTNU’s estimates. The plant was built in 1932 and it is necessary to upgrade the plant in order to maintain the power production. In the catchment area there is a road, railway, wind farm, and powerlines. By using existing infrastructure and by rebuilding the powerplant it is expected to increase the power production with few natural interventions.

The selected criteria for this study is inspired by AlternaFuture research project. Developments shall not conflict with protected areas, existing infrastructure, cultural heritages, and important recreational areas. The power generation is simulated in nMAG and the profitability considerations is based on development cost in NOK/kWh.

By realizing all identified development options, it is possible to increase power production by 51,2 %. This gives an increase of 53,7 GWh corresponding to the energy consumption of 2654 households. Costs amount to 774 MNOK and provide a total development cost equal to 5,0 NOK/kWh. Development costs are overall lower than the owner's investment limit but are characterized as unrealistic due to the high marginal cost. With current power prices and owner's investment requirements, it is realistic to increase power generation by 16,1 %. This will provide an increased energy outlet of 16,9 GWh and corresponds to the energy consumption of 835 households. The costs related to the development are 387 MNOK and provide a total development cost equal to 3,3 NOK/kWh. The marginal cost of development is significantly lower than the owner's investment limit and is characterized as a highly profitable investment.

This study is in accordance with studies published by NTNU. NTNU estimates that power production in existing power plants can be increased by 15-20 %. By conducting similar studies, the remaining upgrading and extension potential can be determined with higher accuracy.