Den nordiske kraftmarknaden er i endring, mellom anna som følgje av utbygging av mykje uregulert produksjon i Noreg og Europa. Uregulert produksjon må balanserast, og Noreg har reguleringsmagasin som kan nyttast til formålet. Det er to alternativ for å utnytte eksisterande reguleringsmagasin betre: auke slukeevna (effektverk) eller byggje pumpekraftverk. Det tekniske potensialet i Noreg er kartlagt i fleire rapportar, men inntektspotensialet er ikkje studert i detalj. Stor usikkerheit i inntektspotensialet gjer det vanskeleg for kraftprodusentar å forsvare investeringar i effekt- eller pumpekraftverk. Rapporten gjer ei teknisk-økonomisk tilnærming, og vurderer kva som skal til for å forsvare investeringane. Rapporten ser nærare på ein region i Sogn og Fjordane med aukande kraftoverskot. Oppgåve- området har fleire store regulerte vasskraftsystem og småkraft (elvekraftverk < 10 MW) har tilført mykje uregulert produksjon inn i nettet siste 10 åra. Småkraftpotensialet er likevel langt frå realisert, og samtidig er det gode vilkår for vindkraft. I rapporten er det vurdert korleis ulike nivå av uregulert produksjon i regionen påverkar dei regulerte vasskraftverka. Ein kraftsystemanalyse er utført. Simuleringsperioden er ut frå tilgjengelige data valt til 2004-2009, med ein times oppløysing. Resultata viser at det er sesongvariasjonar i den uregulerte produksjonen. For kraftsystemet er det særleg småkraft som gir problem, fordi produksjonstoppane kjem samtidig med fulle magasin og stort tilsig til anna vasskraft. Pris er implementert i modell for å sjå korleis marknadsmekanismar påverkar val av installasjon i nye effektverk eller pumpekraftverk. Effektverk og pumpekraftverk utnyttar kortsiktige prisskilnader i marknaden, men dagens spotpris har små kortsiktige skilnader. I oppgåva er difor prisskilnadane skalert for å setje eit mål på kva marknadssituasjon som er nødvendig for å forsvare investeringane. Auke av installasjon i eksisterande kraftverk (effektverk) er vurdert til å vere beste måten å utnytte reguleringsmagasina i regionen. Mykje ny uregulert produksjon set større krav til regulert vasskraft, først og fremst for å ha fridom til å unngå produksjonstoppane. Truleg vil omlegging av køyremønster på reguleringsmagasin, kombinert med auka slukeevne, vere ei god løysing. Det er anbefalt brukstid i området 2500-3000 timar for nye kraftverk. Effektauke i tre kraftverkssystem i Bremanger er studert. Med 20 øre/kWh døgnvariasjon i marknaden, er det funne økonomisk grunnlag til å senke gjennomsnittleg brukstid i anlegga frå 4900 til 3100 timar. Høge vedlikehaldskostnader av eksisterande kraftverk og potensial for ny kraftproduksjon forsvarar mykje av investeringane i ny effekt. Pumpekraftverk er først aktuelt i eit system dominert av uregulert produksjon. I eit slikt scenario, er beste lokalitet vurdert til å vere mellom Isavatn og Bjørndalen, med ein installasjon i området 100-200 MW. Magasinkapasiteten i regionen er vurdert til å vere for liten til å regulere sesongvariasjonane i uregulert produksjon. Truleg er dei større einingane i Indre Sogn meir aktuelle til eit slikt formål. Optimaliseringa er basert på inntektsgrunnlaget i spotprismarknaden. Regulerkraftmarknaden og andre aktuelle inntektskjelder er ikkje med, og må vurderast ved endelig val av installasjon.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:ntnu-19296 |
| Date | January 2012 |
| Creators | Erdal, Espen Austrheim |
| Publisher | Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet, Institutt for vann- og miljøteknikk, Institutt for vann- og miljøteknikk |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | Norwegian |
| Detected Language | Norwegian |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0023 seconds