Analyse av utbygging av ny pumpekraft

Abstract

For å nå Europas mål om karbonnøytralitet i 2050 er det behov for utfasing av fossile energikilder som erstattes av fornybare energikilder. Energien fra fornybare kilder må forbrukes straks den blir produsert. Dette fører til store utfordringer for kraftsystemet ettersom majoriteten av utbyggingen av fornybare energikilder er uregulerbare. En del av løsningen er å implementere teknologier for energilagring. Det eksisterer mange former for energilagring og pumpekraftverk er en av disse. Bacheloroppgaven tar for seg analyse for potensialet for pumpekraftverk i TrønderEnergi sin portefølje.

Første del av oppgaven handlet om å kartlegge behovet for pumpekraft og fremtidsutsiktene. Videre ble det kartlagt hvilke vannkraftverk det var mest aktuelt å bygge ut til et pumpekraftverk. Til slutt ble Litjfossen kraftverk valgt ettersom dette er kraftverket med størst fallhøyde og installert kapasitet. Kraftverket egner seg også bra ettersom det ikke er noen interessekonflikter eller vernede områder i nærheten. Det ble gjennomgått flere valgmuligheter når det kom til teknisk utforming av pumpekraftverket. Alternativet som skilte seg best ut var å etablere en ny stasjonshall i parallell til dagens stasjonshall. Dette muliggjorde gjenbruk av eksisterende tilløpstunnelen og hindret stans av kraftverket i byggeperioden. Totalkostnad for investeringen ble beregnet til å være 308,8 MNOK.

Andre del av oppgaven handlet om å beregne lønnsomheten til investeringen. Dette ble gjort ved å utvikle et simuleringsprogram i MATLAB som beregnet inntekter og utgifter basert på døgnpumping. Kraftprisene la grunnlaget for beregningene og ble hentet fra Nordpool. Sentrale verdier som ekstra årlig inntekt med pumpekraft, nåverdi, internrente og nedbetalingsår ble så beregnet. Simuleringene som ble gjennomført tok utgangspunkt i 2021 og 2022 kraftpriser. Tilfellet med 2021-priser tok utgangspunkt i en installert effekt på 80~MW. Reusltatet viste en inntektsøkning på 29,0 MNOK. Nåverdien med 40 års økonomisk levetid og 5% diskonteringsrente ble 189,3 MNOK, internrenten ble 9,11% og nedbetalingstiden 15,6 år. Simuleringer med 2022-priser ble gjort med både 80 MW installert effekt og 197 MW. For tilfellet med 80 MW ble ekstra inntekt 47,7 MNOK, dette resulterte i at nåverdien ble beregnet til 508,9 MNOK, internrenten ble 15,38% og nedbetalingstiden 8,0 år. For tilfellet med 197 MW ble kun de ekstra inntektene beregnet. Resultatet viste en inntektsøkning på 186,6 MNOK. De øvrige beregningene ble omgått på grunn av for stor usikkerhet rundt nødvendige investeringskostnader.

Basert på disse verdiene ble det konkludert med at pumpekraft i Litjfossen kraftverk er lønnsomt med prisvariasjonene som kraftmarkedet opplevde i 2021 og 2022. Dette er fordi nåverdiene er positiv, internrentene er høyere enn diskonteringsrenten og nedbetalingstiden er mindre enn den økonomiske levetiden.

To reach Europe's aim to become carbon neutral by 2050, it is necessary to gradually reduce fossile energy sources. The energy from renewable sources needs to be used the moment it is produced. This leads to great challenges for the power system since the majority of the new renewable energy is intermittent. A part of the solution is to implement energy storage technology. There are multiple forms of energy storage, and pumped storage hydropower, PSH, is one of them. This bachelor thesis includes analysis of the potential of PSH amongst the hydropower plants owned by TrønderEnergi.

The first part of the thesis was to map the need for PSH and the future prospects for it. Furthermore, the most relevant power plants for expanding to pump storage plants, PSPs, were mapped. In the end, Litjfossen power plant was chosen because of the large head and installed capacity. Another advantage with this power plant is that there are no conflicts of interest or protection restrictions in the area. Multiple solutions for the technical design of the PSPs were examined. The best solution for the chosen location was to build a new station hall parallell to the existing station hall. This made it possible to reuse the existing headrace tunnel and prevent loss of income during the construction period. The total cost of investment was 308,8 MNOK.

Secondly, the thesis included the calculation of profitability. This was done by developing a simulation program in MATLAB. The simulation program calculated income and expenses based on pumping within the day, and the power prices used were imported from NordPool. Important values like extra income with PSH, present value, internal interest rate and repayment period were then calculated. The simulations used power prices from 2021 and 2022. 80 MW installed power was used in the instance with prices from 2021. This resulted in an increase of income equivalent to 29,0 MNOK. The present value with 40 year economic lifespan and 5% discount rate was 189,3 MNOK, the internal interest rate was 9,11 % and the repayment period was 15,6 years. Both 80 MW and 197 MW were used as installed power with the power prices from 2022. For the instance with 80 MW the extra income was 47,7 MNOK, this resulted in present value equivalent to 508,9 MNOK, internal interest rate equivalent to 15,38% and repayment period equivalent to 8,0 years. For the instance with 197 MW, only the extra income was calculated, and consituted 186,6 MNOK. The other calculations were excluded due to the large amount of uncertainty regarding the cost of investment.

Based on these values, installing a PSP in Litjfossen power plant is a profitable investment with the price variations experienced in the power market in 2021 and 2022. This is because the present value is positive, the internal interest rate is larger than the discount rate and the repayment period is less than the economic lifespan.