Innfasing av vindkraft i Norge : en caseanalyse fra Midt-Norge

Abstract

Norge har, som medlemsland i det europeiske økonomiske samarbeidet (EØS), forpliktet seg til å implementere EUs Fornybardirektiv i norsk lov og samfunnsstrukturering. I 2012 ble elsertifikatordningen innført med den hensikt å stimulere til utbygging av 26,4 TWh ny fornybar energi i Norge og Sverige, derav minst 13,2 TWh i Norge. Siden de fleste store vannkraftprosjekter allerede er utbygd, forventes en stor utbygging av vind- og småkraft i Norge. Værforholdene langs den norske kysten gir gode muligheter for vindkraft, og det er gitt mange konsesjoner til utbygging allerede. Vindkraftaktørene må snarlig ta en beslutning om utbygging for å rekke elsertifikatfristen, som sier ar de må være i drift innen utgangen av 2020.

Analysen i denne oppgaven er todelt. Den økonomiske analysen kartlegger hvilke kostnader vindkraftaktørene står ovenfor knyttet til å komme på nett i det eksisterende kraftsystemet, samt identifiserer kritiske faktorer knyttet til lønnsomheten i vindkraftprosjekter. Den tekniske delen analyserer hvordan nettfrekvensen blir påvirket av den uregulerbare kraftproduksjonen. Oppgaven skrives i samarbeid med Statnett, med målsetting om å legge til rette for betydelige vindkraftinvesteringer på Fosen og i Snillfjord. For å knytte denne nye vindkraftproduksjonen til sentralnettet er Statnett nødt til å bygge en ny ledning langs kysten fra Namsos i Nord-Trøndelag, via Fosenhalvøya, til Trollheim i Møre og Romsdal.

I den økonomiske analysen er det utviklet en modell for lønnsomheten i vindkraftprosjekter (Modell 1). Gjennom case-studier på Roan og Storheia er det vist at modellen gjenspeiler vindkraftinvesteringers virkelighet i Norge. Datagrunnlaget bygger på kvalitative data fra Multiconsult, samt møter og informasjon fra vindaktører som Statkraft og Zephyr. De mest kritiske faktorene knyttet til lønnsomhet i investeringene er kraftpris, investeringskostnad og brukstid. I tillegg vil en reduksjon av balanseringskostnader og nettleie gi økt lønnsomhet i prosjektene.

Den tekniske analysen (Modell 2) viser at økt andel uregulerbar kraft gjør kraftsystemet mer utfordrende å drifte. Dette skyldes blant annet at uregulerbar kraft er avhengig av vær og vind, og den har ingen mulighet til å styre produksjonen slik tradisjonell vannkraft kan. Dette kan gi opphav til store avvik fra produksjonsplanen, noe som vil føre til ubalanser i kraftsystemet. Dette gjenspeiles gjennom at frekvensen avviker fra 50,00 Hz.

-------------------------------------------

Norway is, as a member of the European Economic Area (EEA), committed to implement the EU’s 20-20-20 targets in Norwegian law and social structuring. In 2012 the electricity certificate scheme was introduced in Norway. The intention was to stimulate the development of 26.4 TWh of new renewable energy in Norway and Sweden, where at least 13.2 TWh should be developed in Norway. Since most of the large hydropower projects already are developed, it is expected a huge development of wind and small hydro power in Norway. Weather conditions along the Norwegian coast line provide good opportunities for wind energy, and there are already given many development licenses. Wind power operators must shortly take a decision to develop, in order to reach the electricity certificate scheme’s deadline to be in operation by the end of 2020.

The analysis in this master thesis is divided in two parts. The economic analysis identifies the wind power operator’s costs related to connect to the grid in the existing power system. It also identifies critical factors related to the profitability of wind power projects. The technical part analyzes how the network frequency is affected by unregulated power. This master thesis is written in cooperation with Norway’s TSO, Statnett, and the goal is to facilitate a significant investment in wind power at Fosen and in Snillfjord. To connect this new wind power generation to the national grid, Statnett has to build a new power line along the Norwegian coast, from Namsos in Nord-Trøndelag, via Fosen, to Trollheim in Møre and Romsdal.

In the economic analysis a model for the profitability of wind power projects (Model 1) is developed. Through case studies from Roan and Storheia, it is shown that the model reflects the reality of wind power projects in Norway. The data is based on qualitative information from Multiconsult, in addition to meetings and information from the wind power operators Statkraft and Zephyr. The most critical factors related to the profitability of wind power investments are energy prices, capital costs and the number of full-load hours. A reduction of balancing costs and supply tariffs will also increase the profitability in the projects.

The technical analysis (Model 2) shows that an increased share of unregulated power makes it harder to operate the electricity system. This is partly because the unregulated power depends on the weather and has no ability to control production like traditional hydropower plants. This can give large discrepancies from the production plan, which will create imbalance in the electricity system. The result of the imbalance is that the frequency deviates from 50.00 Hz.