Feasibility of Establishing a Solar PV Power Plant in the Existing Wind Farm at Smøla

Abstract

De sosiale og miljømessige utfordringene knyttet til produksjon og etterspørsel av energi er en av de største utfordringene i dagens samfunn. På globalt nivå øker etterspørselen stadig, og behovet for grønne og pålitelige teknologier har aldri vært større. Idag utgjør fornybar energi rundt 26% av den totale produksjonen, men for å nå de ambisiøse energi- og klimamålene kreves en andel på 85% i energisektoren. Denne økningen forventes hovedsakelig å komme fra vind- og solenergi. Etter hvert som andelen av fornybar energi har økt i nettet, har også interessen rundt hybride kraftverk vokst.

Møre og Romsdal fylkeskommune ser nå på mulighetene til kombinere vind- og solkraft i et hybrid system i den eksisterende vindparken på Smøla i Møre og Romsdal. Dersom det er et kraftoverskudd, er lagringsmuligheter også av interesse. Ved å undersøke tre ulike scenario av installert solkraft, håper denne oppgaven å kunne finne potenisalet for en hybrid park på Smøla. Det første scenarioet baserer seg på den planlagte repoweringen av vindparken, og utnytter de tomme kranoppstillingsplassene foran de gamle turbinfundamentene. Scenario 2 og 3 er av større skala, der solkapasiteten til førstnevnte tilsvarer den kapasiteten som gjør at kabelen inn til fastlandet blir fullt utnyttet, mens scenario 3 inkluderer hydrogenproduksjon som en løsning for overskuddsenergi. Produksjonspotentsialet for hvert scenario ble simulert i PVSyst, etterfulgt av en økonomisk lønnsomhetsanalyse.

Resultatene viste en årlig produksjon på 4.45 GWh med en installert effekt på 4.76 MWp for scenario 1. Med en installert effekt på 190 MWp hadde scenario 2 en årlig produksjon på 172 GWh, etterfulgt av 186 GWh for scenario 3 med en installert effekt på 205 MWp. Videre viste den økonomiske analysen en negativ NPV for scenario 2 og 3 med verdier på henholdsvis -424 MNOK og -458 MNOK. Scenario 1 hadde en positiv NPV på 3.31 MNOK, og er derfor det eneste alternativet som kan gi lønnsomhet til prosjektet. De økonomiske resultatene viste videre en sterk avgengighet til kraftprisen. Derfor ble LCOE også beregnet. For at scenario 1 skal gå i null ved slutten av prosjektets levetid, kreves en kraftpris på 39.8 øre/kWh, mens 58.2 øre/kWh kreves for scenario 2 of 3.

Basert på produksjonspotensial, fremstår scenario 3 dermed som det beste alternativet, etterfulgt av scenario 2 og til slutt 1. Rettes fokuset mot det økonomiske aspektet derimot, er rekkefølgen snudd om. En tredje faktor burde derfor evalueres og inkluderes før valget mellom de tre scenarioene blir tatt. Denne faktoren er den samfunnsøkonomiske faktoren og inkluderer forsyningssikkerhet, miljøkonsekvenser, bærekraft og lokale ringvirkninger. Videre burde potensialet for forskning og utviklingsarbeid samt forskningsfasciliteter tas i betraktning, i tillegg til mulighetene for å få godkjent konsesjonssøknad.

Den største usikkerheten ligger i de økonomiske kostnadene tilhørende prosjektet. Siden det idag ikke finnes noen hybride kraftverk som kombinerer sol og vind, og heller ingen storskala solkraftanlegg i Norge, er det utfordrende å prissette investerings- og operasjonelle kostnader. Små endringer har også vist seg å kunne ha store påvirkninger på resultatet.

One of the greatest challenges of this century is the environmental and social issues associated with energy demand and production. The global energy demand is constantly increasing and the need for green and reliable technologies are acute. Today, energy based on renewable sources represent 26% of the global power output, but to reach the ambitious energy and climate targets, a share of 85% in the power sector is needed. This increase is expected to mostly be through wind and solar generation. As renewables in the power grid increases, hybrid power plants have gained interest.

Møre and Romsdal County Council are now looking into the possibilities of combining wind power and PV panels to form a hybrid power park in the existing wind farm at Smøla, Møre and Romsdal. In the case of excess energy, storage is an additional element of interest. By investigating three PV capacity scenarios, this thesis intends to discover the potential of forming a hybrid at Smøla. The first scenario takes repowering of the wind farm into consideration, and utilizes empty installation spaces for cranes in front of old wind turbine fundaments. Scenario 2 and 3 are of greater scale, where the former has a capacity corresponding to the optimal use of the cable to the mainland, whereas the latter includes hydrogen production for handling excess energy. The production potential for each scenario was simulated in PVSyst followed by an economical profitability analysis.

The results showed an annual production of 4.45 GWh with an installed capacity of 4.76 MWp for scenario 1. With an installed capacity of 190 MWp, scenario 2 had an annual production of 172 GWh, followed by 186 GWh for scenario 3 with a capacity of 205 MWp. Furthermore, the economical analysis resulted in a negative NPV for scenario 2 and 3, with values of -424 MNOK and -458 MNOK, respectively. Scenario 1 had a positive NPV of 3.31 MNOK, and is therefore the only alternative giving profitability to the project. The calculations further showed that results are highly dependent on the power price. Consequently, the LCOE was calculated. For scenario 1 to break even at the end of the project's lifetime, a power price of 39.8 øre/kWh is needed, while the price is 58.2 øre/kWh for scenario 2 and 3.

Based on production potential, scenario 3 therefore appears to be the best alternative, followed by scenario 2 and then 1. However, the ranking is reversed when focusing on the economical aspect. A third factor should therefore be evaluated and included when determining which scenario to be chosen. This factor is the socio-economic factors, and include security of supply, environmental impacts, sustainability and local repercussions. In addition, the potential for research and development work should be considered along with the possibilities of getting concession for the project.

The greatest sources of uncertainty are attributed to the financial costs of the project. As there currently are no PV-wind HPPs or PV farms of great scale in Norway today, determining investment and operational costs are challenging as there are no empirical figures. Small changes have also shown to have a great influence on the final result.