#Energi Vannkraft

Norsk pumpekraft kan hjelpe med å stabilisere strømprisene

Medforfatter: Atle Harby, Seniorforsker, SINTEF
Storvassdammen er en del av Ulla-Førre, et vannkraftverk i Hjelmeland, Suldal og Bykle kommuner. Foto: Martin NH
Storvassdammen er en del av Ulla-Førre, et vannkraftverk i Hjelmeland, Suldal og Bykle kommuner. Foto: Martin NH

Pumpekraft, det å bruke strøm for å fylle vannmagasiner, er tilbake på dagsorden på grunn av de høye strømprisene. Oppgradering av vannkraftverk til å benytte pumpekraft vil være en stor investering, men kan bli lønnsomt og samtidig bidra til å stabilisere kraftprisene i et 100 prosent fornybart kraftsystem.

Hva gir lønnsom pumpekraft?

Det koster litt mer strøm å pumpe vann tilbake opp i magasinet enn det er mulig å produsere med samme mengde vann når det er på vei ned gjennom turbinene. Hvis man har et godt designet pumpekraftanlegg basert på ny teknologi kan netto virkningsgrad ligge rundt 85 prosent.

Dette betyr at hvis prisen når man pumper er 1 kr/kWh må forventning til prisen når man produserer være 1,18 kr/kWh (prisen når man pumper delt med virkningsgraden). Hvis prisen når man pumper er 2 kr/kWh, må prisen når det produseres være 2,5 kr/kWh. Den variable kostnaden for pumpekraft er altså relativ og sterkt avhengig av energiprisen i markedet.

Med de prisforskjellene som preget det norske markedet mange dager de siste måneder ville pumpekraft være svært lønnsomt og bidratt til å utjevne kraftprisene over døgnet

Med 1.18 kr/kWh har man dekket variable kostnader. I tillegg vil det være en driftskostnad som skyldes slitasje på maskiner og utstyr, personalkostnader og lignende. Driftskostnaden avhenger ikke av kraftprisen. For vannkraft er driftskostnaden lav – i størrelsesorden noen få øre pr kWh. Hvis man setter driftskostnaden til 2 øre pr kWh vil man i eksemplet over med energipris på 1 kr/kWh få krav til en prisforskjell på 20 øre pr kWh.

I ovenstående tall er det ikke regnet inn inntekt til den som eier og driver pumpekraftverket. I praksis vil det være behov for å tjene penger på en investering, så en margin må legges til kravet om prisforskjell som gjør pumpekraftverket til en lønnsom investering.

I tillegg må prisforskjellen ikke bare være stor nok, men den må vare lenge nok om gangen og inntreffe hyppig nok til at pumpekraftverket får høy nok brukstid for å forsvare en kapitalintensiv investering.

Dagens og fremtidens kraftprodusenter vil ha inntjening fra salg av flere produkter og tjenester. Inntjening i energimarkedet som er basis for regnestykket over, er bare en av flere tjenester som kraftsystemet trenger. Systemet trenger også tilgang til enheter som fort kan endre produksjon for å stabilisere frekvensen i strømnettet på 50 Hz, i takt med endringer i forbruket og andre produksjonsenheter.

Ettersom pumpekraft kan bygges med høy fleksibilitet og dermed kan levere utslippsfrie og hurtige reserver, også kalt systemtjenester, vil et pumpekraftverk i tillegg kunne få inntekter fra det vi kaller reservemarkedene. Slike inntekter kan være betydelige, og vi forventer en økning i behovet for flere slike tjenester som følge av et mer væravhengig energisystem (mer produksjon fra vindturbiner og solcellepaneler) med mindre mulighet til å regulere produksjonen etter egne ønsker.

I prosjektet HydroBalance, i forskningssenteret FME CEDREN ble det forsket på hvor mye energilagring Nord-Europa vil trenge for å etablere et utslippsfritt kraftsystem. Tallet man kom frem til her var om lag 25 TWh og dermed et stykke under den lagringskapasitet som allerede finnes i det norske systemet i dag på om lag 85 TWh. I dette regnestykket var behovet for variabel kraftproduksjon svimlende 230 GW, over seks ganger den effekt som alle norske vann- og vindkraftstasjoner har i sum i dag. HydroBalance laget også et veikart for storskala pumpekraft som gir anbefalinger og mer informasjon om dette.

I HydroBalance-prosjektet ble det også laget en regneøvelse for et konkret anlegg i Sør-Norge med 1 GW pumpekraft mellom to store eksisterende magasin. Basert på data om klima og strømpriser fra et begrenset antall år, ble inntektspotensialet fra energimarkedet (på 2050 nivå) alene vurdert til 40 M€/år. Dette var langt høyere enn inntektskravet på 25M€/år for å gjøre investeringen lønnsom. Altså ville det i dette tilfelle være lønnsomt å investere i pumpekraft ut fra variasjon i kraftpriser alene (uten å ta med systemtjenestene vi beskrev over i regnestykket) en god stund før 2050.

Den viktigste læringen som vi fikk i dette prosjekt var likevel at et pumpekraftverk som også leverte systemtjenester ville gitt inntekter på 170 M€/år for de samme årene. Dette fremhever hvor viktig det er for norsk vannkraft å kunne levere systemtjenester og ikke bare utveksle energi.

Brattingfoss kraftverk er et vannkraftverk i Steinkjer kommune i Trøndelag der det i perioder pumpes vann fra Follavatn vannmagasin til det større magasinet Holden.
Brattingfoss kraftverk er et vannkraftverk i Steinkjer kommune i Trøndelag der det i perioder pumpes vann fra Follavatn vannmagasin til det større magasinet Holden. Foto: PeltonMan

Er pumpekraft lønnsomt i dagens marked?

Med de prisforskjellene som preget det norske markedet mange dager de siste måneder ville pumpekraft være svært lønnsomt og bidratt til å utjevne kraftprisene over døgnet.

I høst har strømprisen i Norge vært høy mange dager, og det har likevel vært store forskjeller mellom de dyreste og billigste timene. For eksempel var gjennomsnittlig pris på Sørlandet i 6 timer om natten 29 november 1,46 kr/kWh, mens prisen i de seks dyreste timene om dagen var 3,70 kr/kWh. En dag som 29. november 2021, ville pumpekraft i Sør-Norge ha gitt en netto inntekt på om lag 2 kr/kWh, og det hadde vært svært lønnsomt for et pumpekraftverk. Tilsvarende ville kraftprisene i Sør-Norge mandag 3. januar gitt netto inntekt på 0 kr/kWh, altså er 3. januar i år en dag hvor prisforskjellen hadde dekket kostnaden ved å bruke pumpekraftverket, men ikke gitt den nødvendige inntekten for å regne hjem investeringen.

I HydroCen, som er et forskningssenter for miljøvennlig energi, jobber vi med å gå bak tallene i rapportene om pumpekraft-potensialet utarbeidet av CEDREN og flere kraftprodusenter. Her er vi i direkte kontakt med utviklingsavdelingen i kraftselskapene for å diskutere muligheter. I denne dialogen har vi lært at det finnes pumpekraftprosjekter som med jevne mellomrom tas frem til vurdering. Første trinn er da en avklaring om det er verdt å sette i gang med en grundigere beregning av kostnader og inntektspotensial. Derfor er det selvfølgelig forskjellige grader av modenhet i bunken av pumpekraftprosjekter, men det er helt klart en økende interesse for dette nå.  Hvis forventning til prisvariasjon i kraftmarkedet og potensialet for å levere systemtjenester øker, vil muligheten for å realisere slike prosjekter også øke.

Hva begrenser muligheten for å lykkes med pumpekraft?

Kortsiktige og langsiktige prisforskjeller i kraftmarkedet må være store nok og hyppige nok til at utbyggere av pumpekraft kan skape lønnsomhet i prosjektene. Fordi pumpekraft kan levere hurtig regulering og andre systemtjenester kan utbygging skje selv om kraftprisene ikke varierer nok til alene å gi lønnsomhet i pumpekraftprosjektene.

Pumpekraft vil kreve store investeringer i ombygging eller nybygging, som er avhengige av tilgang til investeringskapital. Det er derfor viktig at eierne av vannkraftverkene er oppmerksomme på sitt ansvar for å utvikle fremtidsrettede vannkraftanlegg med økt verdi.

Risikoen forbundet med investeringer i pumpekraftprosjekter avhenger helt av variasjonen i kraftprisene. Når kraftprisene i stor grad er avhengig av stor-politiske forhold som vi har sett den siste tiden, så stiller det ekstra krav til risikovillighet og langsiktighet i investeringskapitalen.

I dagens kraftsystem er kraftmarkedet prioritert i forhold til tilgjengelig nettkapasitet. Når det er slik som i dagens situasjon, at det ikke er mulig å oppnå like priser innad i Norge og Norden på grunn av manglende nettkapasitet, er det begrenset mulighet for å levere systemtjenester fra områder hvor det er overskudd på fleksibilitet til områder hvor det er underskudd på fleksibilitet.

Hvis man har løst tilgang til kapital, og lagt til rette for ett fungerende marked for energi og systemtjenester, så vil man stadig ha en utfordring i forhold til selve byggingen av pumpekraft i større skala. Selv om vannkraft og pumpekraft er kjent teknologi, er det ikke alltid enkelt å utvide og bygge nye anlegg i tilknytning til eksisterende anlegg. Dette gjelder ikke bare tilpasning og installering av komponenter som turbiner og generatorer, men også driving av tunneler, tilkomst for anleggsmaskiner og utvidelser av nett. Nye anlegg krever konsesjoner og tillatelser, og det må tas hensyn til miljøvirkninger og andre samfunnsinteresser. I tillegg må det finnes menneskelige ressurser til å fylle alle de arbeidsplasser en slik utbygging vil skape.

Pumpekraft har som regel små miljøkonsekvenser dersom man bygger anlegg som utnytter eksisterende magasin i tilknytning til eksisterende kraftverk og infrastruktur som veier og nett. Det vil likevel være noen miljøvirkninger både i anleggsperioden og under drift som må løses tilfredsstillende. Metodikken rundt miljødesign av vannkraft vil kunne sikre en forsvarlig utbygging, men det er ikke sikkert at alle teknisk-økonomisk gunstige prosjekter lar seg gjennomføre. Forskningsprosjektet HydroConnect ser på noen av disse utfordringene.

Miljødesign er et konsept utviklet i forskningssenteret FME CEDREN. Det går ut på å koble kunnskap om teknologi,
natur, økonomi og samfunn for a finne gode løsninger for kraftproduksjon som også tar hensyn til natur og mennesker.
Bildene brukt under lisens CC BY-SA 3.0.

10 kommentarer på “Norsk pumpekraft kan hjelpe med å stabilisere strømprisene

  1. Avatar photo
    Dagfinn Koppelow-Karlsen

    Hvor i landet har vi forhold som egner seg til litt større pumpekraftverk. Kan det opplyses hvor store vannmengder som kan lagres oppe og nede, høydeforskjell og rør/tunnel-lengde mellom dammene? Må det bygges rør/tunnel?

    • Avatar photo

      Hei Dagfinn

      Det finnes aktuelle plasser både i nord og i sør, men det er en fordel om man kan bruke vatten som allerede er regulert og som har god høydeforskjell på rundt 300-500 meter og ikke for lang avstand imellom. Det er også naturlig å bygge videre på eksisterende infrastruktur som tunneler og nett og dermed har eksisterende vannkraftverk en naturlig fordel. Den sørvestlige delen av Norge peker seg ut som et område hvor slike forutsetninger er til stede.

      Tradisjonelt tenker man større anlegg når man prater om pumpekraft, men det er ikke noe i veien for å bygge pumpekraft også som småkraft. Hvis høydeforskjellen er omtrent 400 meter så vil hver kubikkmeter med vann svare til 1 kWh lagret energi. Det er størrelsen på magasinene som setter grensen for hvor mye energi som kan flyttes og lagres i et pumpekraftverk. NVE sitt kartverk over vannkraftverk, vatten og elver kan anbefales som utgangspunkt for å lete etter gode plasser for pumpekraftverk.

      Personlig synes jeg det er fint om anleggene bygges i fjell slik at man minsker visuell naturbruk. Det er også viktig å ta vare på naturverdier i vassdrag og vatten, så plasser for pumpekraft må velges med omhu.

      Med vennlig hilsen, Michael

  2. Avatar photo
    Astrid Skjønborg Brunt

    Feilskrift? «….etablere et utslippsfritt kraftsystem. Tallet man kom frem til her var om lag 25 TWh og dermed et …» skal det være GWh her?

    Forøvrig svært interessant artikkel

  3. Avatar photo

    Hei Astrid

    Behovet for lagringskapasitet slik vi har regnet på det er 25 TWh, så det er ikke snakk en trykkfeil i artikkelen.

    Min reaksjon, når vi kom frem til 25 TWh, var at det var overraskende lite sett i lys av innbyggertallet og forventningen til økning i kraftforbruket i Nord-Vest-Europa frem mot 2050.

    Så har du helt rett i at 25 TWh er et stort tall. Tenk hvor mange Tesla Power Walls man måte kjøpe hvis skulle lagre 25 TWh på den måte og hva de ville ha kostet. Da blir selv Statens pensjonsfond en dverg i forhold.

    Med vennlig hilsen Michael

  4. Pingback: Kort sagt, onsdag 13. juli - Flazco

  5. Avatar photo

    Hei
    Dette er kanskje et dumt spørsmål og Kanskje litt på utsiden av artikkelen men. Vet dere om overføringskapasiteten i transmisjonsnettet mellom Nord og Sør i Norge påvirkes av hvor mye vi bruker kablene til Europa? Dersom det er slik kan man ikke da justere. Eksport av støm til Europa og bruke strømmen fra Nord til å fylle magasinene i sør med pumper?

  6. Avatar photo
    Knut Jonassen

    Hvordan blir regnestykket dersom man bruker sol og vindkraft til pumpeenergi? Disse kan bygges som en del av kraftverket og levere energi direkte inn på pumpene.

    • Avatar photo

      Hei Knut

      Utbygging av sol og vind er det som driver regnestykket i artikkelen. Når det bygges mer sol og vind vil variabiliteten i produksjonen og øke og dermed økes forskjellene i kraftprisen over døgnet og mellom sesonger. Det er den mekanismen som gir inntekt til pumpekraftverkene.

      Det er alltid best at kraften flyttes så kort som mulig og man kan godt se for seg at løsninger med vind og sol i symbiose med vannkraftverket kan være bra løsning for å dekke et stort lokalt forbruk. Kobling mellom vannkraft og industri er en utprøvd metode i Norge for tung industri ofte er plassert i tilknytning til vannkraften.

      Det finnes mange spennende energiløsninger men få som er så miljøvennlige og effektive som pumpekraft.

  7. Avatar photo

    Hei Tove

    Flaskehalsen mellom nord og sør påvirkes ikke av eksporten til Europa.

    Flaskehalsen mellom Nord-Norge og Sør-Norge håndteres i dagens markedsløsning. Det trenges færre kraftstasjoner som kjører i Sør-Norge når det flyttes strøm fra nord til sør enn det ellers ville gjort. Og dermed brukes det mindre vann fra magasinene i sør.

  8. Avatar photo

    Til dere som er interessert i hvordan vi analyserer kraftpris og energisystem, se gjerne en ny blogg:

    https://blogg.sintef.no/sintefenergy-nb/energisystemer/hvordan-analyserer-vi-kraftpris-og-energisystemet/

Legg igjen en kommentar

Din e-postadresse vil ikke bli publisert.