Umeå Universitet 2010-03-16

Institutionen för tillämpad fysik och elektronik

Pumpade Vattenkraftverk Projekt inom kursen Energilagringsteknik C

Anders Håkansson anha0075@student.umu.se

Anton Isaksson anis0005@student.umu.se

Krister Iremo krir0001@student.umu.se

Sammanfattning

Lars Bäckström

Åke Fransson

Energilagring är en nödvändighet i dagens samhälle. Lösningarna är många och olika

områden kräver olika lagringssysytem. Denna rapport studerar principerna och

möjligheterna med pumpade vattenkraftverk. De olika tekniska lösningar som finns i

dagsläget är i stor utsträckning beroende av platsen för anläggningen men utveckling mot

att minska beroendet av lämpliga platser sker. En av dessa tekniker bygger på underjordiska

vattenlager.

De ekonomiska aspekterna på energilagring är flera men den avgörande är variationen på

elpriset. Detta fluktuerar under dygnet men är också säsongsberoende. I varma klimat med

stort kylbehov under dagen är energilagring viktigare och mer lönsamt än i länder med

Sveriges klimat.

En annan anledning till att denna typ av energilagring inte längre förekommer i Sverige är

att elproduktionen redan till stor del sker med vattenkraft som har fördelen av att vara

lättreglerad.

Innehållsförteckning

Bakgrund .................................................................................................................................... 2

Syfte och Metod ......................................................................................................................... 3

Konstruktion och funktion ......................................................................................................... 3

Underjordisk undre reservoar................................................................................................. 4 Naturliga reservoarer.............................................................................................................. 6

Pumpade vattenkraftverk i kombination med sol- och vindkraft ............................................... 7

Lönsamhet för energilagring ...................................................................................................... 8

Pumpade vattenkraftverk i Sverige - Juktan .............................................................................. 9

Slutsats & Diskussion............................................................................................................... 10

Referenser................................................................................................................................. 11

Bilaga - Övningsuppgift ........................................................................................................... 12

2

Bakgrund

Behovet av energi varierar över dygnet med toppar på morgonen och sedan igen på kvällen.

För att klara topparna i energibehovet skulle stora anläggningar krävas, alternativt behöver

kraftverk drivna med dyra och/eller fossila bränslen startas upp. Istället kan man lagra energi

på olika sätt för att använda när den behövs. Vattenkraftverk är ett bra exempel på detta. Stora

vattenmassor kan lagras bakom dammar för att sedan släppas genom turbinen när

energibehovet är större. Det gör att man slipper ändvända dyrare bränslen i kraftverk, där

energiproduktionen dessutom ofta tar längre tid att starta upp, för att klara topparna.

Variationen i energibehovet gör också att priset på energin varierar. När behovet är större

krävs det att anläggningar som använder dyrare bränslen startas och priset på energin stiger

följaktligen. Skillnaden i pris över tid gör att det går att utnyttja energi när den är billig och

lagra den, för att ändvända när behovet och priset är högre. Energilagring är förenat med

förluster, men är skillnaden i pris tillräckligt stor är det ändå lönsamt.

Vid ett vattenkraftverk kan vatten pumpas från en lägre till en högre belägen bassäng när

energipriset är lågt, och sedan, vid behov släppas genom turbinen. Konventionella pumpade

vattenkraftverk använder två reservoarer som är vertikalt separerade. Det tekniska utförandet

varierar; Som undre reservoar används översvämmade gruvgångar eller andra håligheter,

floder eller hav. Om tillräcklig höjdskillnad saknas kan den övre reservoaren trycksättas.

I Sverige finns i dag inga pumpade vattenkraftverk. En anledning till detta kan vara att det

finns så pass mycket vattenkraft i Sverige att fördelar med snabb reglering inte uppväger

investeringskostnader för pumpade verk 1.

Pumpade vattenkraftverk användes först i Italien och Schweiz under 1890-talet och 1933

utvecklades tekniken med reversibla pumpar/turbiner och motorer/generatorer. Vidare

utveckling med till exempel maskiner med variabel hastighet används numera för att öka

verkningsgraden. 1999 konstruerades det första havsvattenbaserade kraftverket i Japan.

Oberoende av kapacitetsbehov kan pumpade vattenkraftverk vara ett alternativ till andra

energilagringstekniker. Urladdningstiden för befintliga installationer spänner från några få

timmar till flera dagar med en verkningsgrad på 50 % – 85 % 1, 2. Pumpade vattenkraftverk

svarar för ungefär 3 % av den globala produktionskapaciteten vilket motsvarar ungefär 90

GW 2. Detta gör tekniken till den mest använda för lagring och frekvensreglering i kraftnät

trots att verken är dyra att konstruera och tar lång tid att bygga 2. Att tekniken används beror

på dess enkelhet och att utförandet av anläggningarna går att variera i hög utsträckning;

3

Pumparna kan drivas med solkraft, vindkraft eller el någon annanstans ifrån. Som nämnts

tidigare kan placeringen och utformningen av reservoarerna också variera 3.

Syfte och Metod

Litteraturstudien som ligger till grund för denna rapport syftar till att ge ökade kunskaper

inom området energilagringsteknik med särskilt fokus på pumpade vattenkraftverk. Studiens

omfattning begränsas till största del av den tid som tilldelats projektet.

Frågeställningar som vi besvarar i texten är, bland andra:

Varför har en del länder pumpade kraftverk?

Vilken utveckling sker inom området?

Pumpade energilager i Sverige; Juktan.

Kan man öka andelen förnyelsebar energi m.h.a. pumpade vattenkraftverk?

Konstruktion och funktion

Ett pumpat vattenkraftverk kan, som nämnts tidigare, konstrueras på en mängd olika sätt. Den

faktor som påverkar produktionen av energi ur lagret är fallhöjden enligt:

ghmP �η= (1)

där P är effekten, η är totala verkningsgraden hos alla ingående komponenter, m� massflödet

för det fallande vattnet, g är gravitationskonstanten och h är fallhöjden. På grund av detta

begränsas antalet naturliga platser att anlägga pumpade vattenkraftverk på 3.

Ett alternativ som blivit möjligt under senare tid är att anlägga underjordiska reservoarer.

Dessa utgörs av antingen naturliga eller utgrävda hålrum under marken. Fördelarna med dessa

är att miljöpåverkan blir mindre i jämförelse med anläggningar ovan jord samt att fallhöjden

kan göras förhållandevis stor. Ett bergrum kan anläggas så att fallhöjden blir i

storleksordningen 1500 m vilket ska jämföras med de cirka 300 m som är maximal fallhöjd i

naturliga anläggningar. Med konstgjorda reservoarer ökar också antalet platser där kraftverk

kan anläggas. Den största nackdelen är kostnaden för uppförandet som kan bli mycket hög

beroende på djup och geologiska egenskaper hos berget. Berget måste uppfylla vissa kriterier

för att lämpa sig för anläggning av reservoarer; Det måste vara förhållandevis homogent och

kan inte bestå av lösa, sedimentära eller vulkaniska bergarter. Det får heller inte förekomma

4

seismisk aktivitet eller liknande. Trots dessa begränsningar är anläggningar av denna typ de

som har störst potential 3.

De pumpade vattenkraftverk som anlagts hittills har i de flesta fall anlagts på platser där

naturliga reservoarer i form av högt belägna sjöar funnits tillgängliga. Den undre reservoaren

utgörs i dessa fall av sjö-, flod- eller havsvatten. I de flesta av dessa fall krävs omfattande

ombyggnationer vid anläggning av dammar samt förläggning av rörledningar vilket, precis

som är fallet med reglering av älvar, i mångas ögon förfular miljön.

Vattenkraftverk och pumpars förhållandevis höga verkningsgrader, samt att förlusterna av

det lagrade vattnet genom avdunstning i viss mån uppvägs av regn, gör att lagrets totala

verkningsgrad ligger på 50 % – 85 %1 2. Många andra energilagringstekniker har betydligt

lägre verkningsgrad och prestandan sjunker inte speciellt mycket med tiden 2.

Nedan följer en mer noggrann genomgång av de olika tekniska lösningar som används

idag och som är under utveckling.

Underjordisk undre reservoar

En teknik för energilagring med pumpade vattenkraftverk som har utvecklats under senare tid,

och fortsätter att utvecklas, är användningen av underjordiska reservoarer. I förekommande

fall kan gruvgångar eller andra håligheter översvämmas men anläggningar byggs också med

nyanlagda tunnelsystem som undre reservoar. En uppenbar fördel med att förlägga

reservoaren under marken är att fallhöjden går att öka markant; I de flesta fall är fallhöjden

under 1000 m men höjder upp mot 1500 m är möjliga 3. En annan fördel är att de platser som

kan användas för liknande anläggningar är i det närmaste obegränsat. Anläggningarna blir

endast 2 - 4 ha ovan mark och denna yta utgörs förutom anläggningens vitala delar såsom in-

och utlopp samt ställverk av de faciliteter som krävs för att göra anläggningen säker samt i

förekommande fall konstruktioner avsedda att skydda miljön och djurlivet i anslutning till

anläggningen. Under mark upptar anläggningarna en yta av ungefär 40 ha. Tre anläggningar

som använder tekniken med nedgrävda tunnlar har installerats eller är under uppförande i

USA. I dessa ska pumparna drivas med vindkraft och för kraftproduktionen står 4 generatorer

med en sammanlagd effekt på 1000 MW 4, se figur 1. Nattetid, då ett överskott av vindel finns

tillgänglig 5 återförs vattnet till den övre reservoaren.

Naturligtvis är tekniken också behäftad med problem och nackdelar;

Investeringskostnaden är förhållandevis hög och omfattande geologiska undersökningar är

5

nödvändiga. Berggrunden måste möta krav på egenskaper som homogenitet, hållfasthet och

genomsläpplighet för vatten. Anläggningar kan av naturliga skäl inte heller uppföras i

områden med seismisk aktivitet. Undersökningar av miljökonsekvenser, ekonomisk hållbarhet

och teknisk genomförbarhet måste också genomföras 3.

De tekniska lösningarna är i sig inte komplicerade; Vid produktion av elektricitet tillåts

vattenmassorna falla genom ledningar till generatorerna som alstrar elektriciteten som sedan

skickas ut i elnätet. I exemplet från anläggningen i USA fylls de undre reservoarerna på 6

timmar. Under natten, då energibehovet och elpriset är som lägst, pumpas vattnet från den

undre till den övre reservoaren. Pumparnas kapacitet räcker för att detta ska ske på 8 timmar 4.

Figur 1 Ett system med nedgrävda tunnlar som undre reservoar

6

Figur 2 En datorsimulerad bild på den del av en anläggning med underjordiska reservoarer som ligger på markytan. I detta fall används en flod som övre reservoar.

Naturliga reservoarer

Att konstruera storskaliga pumpade vattenkraftverk är dyrt. Det beror dels på att dammarna

som behövs är stora och dels på att kostnaden för generatorer och turbiner är hög.

Kraftverkets effekt står i förhållande till vattenlagrets storlek, och därmed massflödet som kan

upprätthållas, men även höjdskillnaden mellan övre och undre reservoar, enligt (1). Den

nödvändiga höjdskillnaden kan inte ersättas av enbart större dammar. För att komma upp i

samma effekt som en stor höjdskillnad ger behövs enorma mängder vatten, vilket blir

ohållbart 6. Det gör att dammar inte kan byggas var som helst, utan lämpligen i bergiga

områden där det är besvärligt, och därmed kostsamt att bygga. När en lämplig plats hittats, i

bästa fall med sjöar som kan användas, annars får reservoarerna grävas fram, byggs en damm

för att dämma upp vattnet. Ledningar mellan det övre lagret och turbinen och därifrån till det

under lagret förläggs. Vattnet tas från den lägre reservoaren och pumpas upp till den övre då

behovet av elektricitet är lågt. När sedan elbehovet är stort släpps vattnet ner genom turbinen

som driver generatorn. De pumpade vattenkraftverken används alltså inte kontinuerligt för att

producera el, utan för att möta toppar i behovet, eftersom vattenkraften är lätt att reglera och

kan startas med en knapptryckning. Det gör att verk som använder dyrare fossila bränslen inte

behöver startas då behovet ökar 1, 4, 5.

7

Finns det en tredje sjö som kontinuerligt fylls på, eller ett vattendrag mellan de två

reservoarerna kan vattnet istället pumpas från den högre liggande vattenkällan till den övre

dammen, för att sedan släppas ner till den lägst liggande reservoaren. På så sätt blir sträckan

vattnet ska pumpas mindre än fallhöjden vilket självklart är positivt då mindre energi går åt

till pumpningen och den totala verkningsgraden ökar.

Figur 3 Vattenkraftverk med övre damm dit vatten pumpas för att användas när behov finns.

Pumpade vattenkraftverk i kombination med sol- och vindkraft

Oavsett vilken teknik som används för att pumpa vattnet till reservoaren bygger allt på att

pumpningen sker då efterfrågan och följaktligen priset på elektricitet är lägre än då lagret

töms. I dagsläget, och historiskt, är elpriset som lägst mellan midnatt och tidig morgon för att

sedan stiga under förmiddagen. En pristopp infaller runt 10.00 för att sedan falla något under

eftermiddagen. Under kvällen stiger priset åter mot nästa topp som infaller mellan 18.00 och

20.00 8, se figur 4. Dessa fluktuationer i pris är direkt kopplade till fluktuationer i

konsumtionen. Anledningen till att priset är så högt under konsumtionstopparna är att

kraftverk drivna med dyra bränslen i dagsläget startas upp för att möta efterfrågan. Samtidigt

körs många anläggningar som till exempel kärnkraftverk kontinuerligt under dygnet på grund

8

av långa start- och stopptider. Vindkraftverk å andra sidan producerar energi närhelst det

blåser, på samma sätt som solkraft bara kan utnyttjas när det är solsken; helt oberoende av

behov och helt omöjligt att kontrollera. Det medför att sol- och vindkraft inte bör stå för en

allt för stor del av elproduktionen. Eftersom svängningarna i nätet skulle bli stora i fall då det

blåser mindre eller solen går i moln. Samhällen med relativt litet energibehov och gott om

t.ex. vindkraft kan alltså inte utnyttja den fullt ut.

Energilagring i allmänhet kan användas för att jämna ut produktionskurvan. Om till

exempel ett pumpat vattenkraftverk anläggs i anslutning till en vindkraftspark kan den energi

som alstras nattetid lagras som potentiell energi för att brukas under de tider på dygnet då

produktionskapaciteten inte är tillräcklig. Elproduktionen är då inte lika känslig för

förändringar i vindförhållanden och det går att bygga fler vindkraftverk utan att riskera

stabiliteten i nätet. Liknande resonemang kan användas för solkraft 9.

Lönsamhet för energilagring

Resonemangen kring lönsamheten bygger, förenklat, på att verkningsgraden i energilagret

överstiger elprisets procentuella prisskillnad mellan upp- och urladdning. Tas

kapitalkostnader, anläggningskostnader och vinstkrav med i beräkningarna måste

verkningsgraden eller prisdifferensen vara än högre. I Sverige, och även internationellt, är

elpriset dessutom säsongsberoende; Under vinterhalvåret, då uppvärmningsbehovet är stort

under hela dygnet medan behovet av kyla är obefintligt, är energibehovet under dygnet

relativt konstant. Detta medför att det inte uppstår någon överproduktion under natten och

följaktligen minskar prisdifferensen mellan dygnets timmar. Under den varma årstiden är

förhållandet det motsatta; Mitt på dagen är behovet av komfortkyla som störst för att sedan

minska till ett minimum under natten samtidigt som värmebehovet är väldigt litet under hela

dygnet. Slutsatsen blir att energilagring är mer effektiv och lönsam i länder med varmare

klimat än Sverige. De värden på verkningsgraden i verkliga eller simulerade system av denna

typ som finns tillgängliga varierar i stor utsträckning 2, 7, från cirka 50 % till cirka 80 %, vilket

gör det svårt att uppskatta verkningsgraden hos ett godtyckligt pumpat vattenkraftverk.

9

Medelpris under en vecka

70

72

74

76

78

80

82

84

86

0 5 10 15 20 25

Tid på dygnet

Pris

[EU

R/M

Wh]

Pumpade vattenkraftverk i Sverige - Juktan

I Sverige har vi haft ett större pumpat vattenkraftverk. Byggt 1973-79 vid Blaiksjön i

västerbotten. Vatten pumpades från Storjuktan (412 möh.) till Blaiksjön (627 möh) och vid

elproduktion släpptes vattnet ner till Storuman (362 möh). Överskottsenergi användes under

nätter och helger för att pumpa upp vattnet och el genererades sedan under dagen.

Anläggningen gav dock inget energitillskott trots att uppfordringshöjden var lägre än

fallhöjden. Detta beroende på förlusterna vid pumpning och transporterna i rören 10. Däremot

gav det tillskott på 140 GWh/år till de andra vattenkraftverken som ligger längs Umeälven.

Den totala energiproduktionen i Umeälven uppgår till ca 8,4 TWh/år 11. Tillskottet var alltså i

sammanhanget relativt litet.

När elmarknaden avreglerades ansågs det inte lönsamt att driva anläggningen som pumpat

kraftverk utan en ny ledning sprängdes upp 1996 mellan Storjuktan och Storuman.

Anläggningen drivs idag som ett konventionellt verk. Möjligheten att konvertera tillbaka till

pumpat kraftverk finns dock 10.

10

Slutsats & Diskussion

Pumpade vattenkraftverk kräver ett bra läge. Det krävs höjdskillnader, även om det finns en

del tekniker för att komma runt detta, till exempel genom att använda underjordiska

vattenlager. Elmarknadens utformning har betydelse för lönsamhet och konkurrenskraft. Hur

elen i landet produceras har också betydelse; I Sverige, med förhållandevis stor andel

vattenkraft, är behovet mindre av denna typ av energilagring då vattenkraften är lätt att

reglera. Därför har en del länder fler pumpade kraftverk än andra. Någon satsning på

pumpade verk behövs alltså inte i Sverige för att kunna reglera bättre.

Vattenkraftverket i Juktan bedömdes inte vara tillräckligt lönsamt efter avregleringen av

elmarknaden och har konverterats till ett konventionellt verk.

Utveckling sker främst för att optimera pumpning respektive elproduktion samt för att

kunna bygga vattenkraftverk på platser där det tidigare varit svårt, med hjälp av underjordiska

lagerrum.

Andelen förnyelsebar energi kan i några sammanhang ökas om de kombineras med

pumpade vattenkraftsverk, eller annan energilagring. Öar med god tillgång till vindkraft kan

lagra energi för att sedan användas när det blåser mindre. Utan lagring kan inte vindkraften

utnyttjas hur mycket som helst eftersom det ger stora svängningar på elnätet om det slutar

blåsa.

11

Referenser

1. http://en.wikipedia.org/wiki/Pumped-storage_hydroelectricity

2. Electricity Storage Association (2009)

http://www.electricitystorage.org/ESA/technologies/pumped_hydro/

3. Ibrahim Dincer och Marc A. Rosen. (2002) “Thermal Energy Storage–Systems and

Applications”

4. Kraemer, S. (2009) Pump Hydro Underground to Store Wind Power. Clean Energy,

sep 2 2009

5. Khatibi, M Jazaeri, M ; (2008) An Analysis for Increasing the Penetration of

Renewable Energies by Optimal Sizing of Pumped-Storage Power Plants

6. http://www.doc.ic.ac.uk/~matti/ise2grp/energystorage_report/node6.html

7. Katsaprakakis, D.A. et al. (2008) Pumped storage systems introduction in isolated

power production systems

8. Nord Pool (2010)

http://www.nordpool.com

9. C. Bueno, J.A. Carta (2004) “Wind powered pumped hydro storage systems a means

of increasing the penetration of renewable energy in the Canary Islands”

10. http://www.kuhlins.com/kraftverk.php?id=227

11. http://www.umealven.com/index2.php?option=com_content&do_pdf=1&id=38

12

Bilaga - Övningsuppgift Skulle det löna sig att med ett pumpat kraftverk i Sverige? Förslag till lösning huruvida det skulle det löna sig att med ett pumpat kraftverk i Sverige. Det enda pumpade kraftverket som funnits i Sverige är Juktan 10, som byggdes om till konventionellt vattenkraftverk 1996.

Turbineffekt max 335 MW Effektförbrukning på pumpaxel, max 255 MW Beräknad tid från beredskapsläge (stillestånd med stängd ventil i turbininlopp, stängd ventil i Storjuktangrenen och öppen ventil i Storumangrenen) till/tid för återgång till beredskapsläge: – generering med full effekt ca 1,5 min/ca 7,5 min – pumpning ca 16 min/ca 5,5 min Pumpning från Storjuktan till Blaiksjön Max uppfordringshöjd 237 m (vid volymström 95 m³/s) Min uppfordringshöjd 213 m (vid volymström 111 m³/s) Generering från Blaiksjön till Storuman Max nettofallhöjd 270 m (vid volymström 99 m³/s) Min nettofallhöjd 247 m (vid volymström 140 m³/s)

Vi räknar på svenska elpriser från Nordpool 8 under en vecka, i vårt fall under perioden 1-7e mars 2010, tabell 1. Från data i tabellen har vi skapat en figur med ett medelvärde för varje klockslag, figur 1. För att kunna köra turbinen 3 h på max effekt alltså 3 h*335 MW = 1005 MWh måste man pumpa 4 h * 255 MW = 1020 MWh. Eftersom starten av pumpen är något långsammare än starten av turbinen från beredskap till max effekt samt att vi räknar på max effekt enbart kan detta approximeras till 3 respektive 4 timmar. Medelpriset för de tre timmar med högst pris är 83,07 euro/MWh (motsvarar tiderna 0830-1020 + 1830-1930) och motsvarande lägsta pris för fyra är 73,44 euro/MWh (2330-0030 + 0130-0430). För att få en lönsamhet måste lagringen och förlusterna i samband med denna vara mindre än skillnaden mellan priset när man pumpar in vatten i lagret jämfört med när man kör turbinen för att skicka ut el igen. Effektiviteten i ett pumpat kraftverk (kraftverks- och styrelektronik ej inräknat) ligger mellan 70 % och 85 % 2. Varje dygn köper vi in 1005 MWh el under de billigare 4 timmarna för 73.44 euro/MWh och sedan säljer vi den mängd vi köpte multiplicerat med verkningsgraden som får representera förlusterna för lagret från effekt vid pumpning till uteffekt från turbin under de dyraste 3 timmarna. Kostnaden för att köpa in elen blir (73,44 euro/MWh * 1005 MWh) 73807 euro. Med den bättre verkningsgraden på 85 % skulle vi kunna lagra och sedan producera 0,85 * 1005 MWh = 854 MWh för att sälja för 854 MWh * 83,07 euro/MWh = 70942, en förlust på 2865 euro/dygn. 88.4 % verkningsgrad skulle krävas med de antaganden och förenklingar vi gjort för att undvika förlust med de prisvariationer som rådde under den här perioden i Sverige.

13

Tabell 1. Pris [Euro/MWh] för varje timme under första veckan i mars 2010 Timmar Pris [EUR/MWh] Mars 1a mars 2a 3e 4e 5e 6e 7e Medelpris

1 73,98 71,13 74,61 78,67 74,92 79,14 78,98 75,918571 2 71,98 68,14 71,86 78,06 74,84 79,09 76,82 74,398571 3 71,45 67,84 70,62 76,92 74,57 78,45 75,44 73,612857 4 71,9 68,5 71,51 76,96 75,32 78,29 74,56 73,862857 5 74,61 74,71 76,66 78,02 76,9 78,69 74,78 76,338571 6 77,57 76,29 78,23 76,96 75,07 74,58 69,84 75,505714 7 79,15 77,16 76,99 77,01 76,57 73,17 69,87 75,702857 8 86,77 80,98 79,4 80,58 79,87 74 71,52 79,017143 9 93,29 86 79,78 82,51 83,99 76,46 72,22 82,035714

10 92,19 85,06 82,16 81,7 82,08 77,95 73,87 82,144286 11 91,36 83,87 79,24 79,66 79,99 77,52 73,98 80,802857 12 87,68 82,24 78,9 78,66 78,87 75,99 73,64 79,425714 13 82,1 82,71 78,25 77,61 76,91 74,31 72,88 77,824286 14 82,17 84,1 78,94 76,42 76,72 73,14 69,44 77,275714 15 80,75 81,84 77,72 75,4 75,29 72,52 67,09 75,801429 16 79,19 81,15 77,28 75,68 73,41 72,79 67,95 75,35 17 78,62 79,05 76,65 75,58 73,97 73,77 71,02 75,522857 18 88,64 85,73 84,25 79,09 76,91 79,01 74,49 81,16 19 95,9 92,4 87,42 81,96 79,09 80,53 77,92 85,031429 20 88 85,39 85,9 80,44 76,24 79,54 77,82 81,904286 21 79,75 81,03 78,34 77,35 74,16 78,12 76,17 77,845714 22 78,53 80,99 80,98 78,28 73,6 76,94 75,08 77,771429 23 73,76 76,36 78,17 75,88 71,93 77,22 72,13 75,064286 24 67,97 71,24 75 74,56 70,91 77,37 66,23 71,897143

Medelpris per klockslag under ett dygn

70

72

74

76

78

80

82

84

86

0 5 10 15 20 25

Tid på dygnet

Pris

[EUR/M

Wh]

Figur 1. Medelpriset per klockslag från 1:a till 7:e mars 2010.

14

Saker man skulle kunna fördjupa sig i och som påverkar resultatet är till exempel: – Att vattnet som pumpas inte kan pumpas flera gånger eftersom pumpningen sker från Storjuktan till Blaiksjön medan genereringen sker från Blaiksjön till Storuman. – Att optimering av drifttider skulle kunna vara annorlunda om man inkluderar de kostnader som är förenade med start och stop av pump och turbin. – Anläggningskostnader och övriga kostnader för drift och personal samt kapitalkostnader minskar vinstmarginalerna. För att göra scenariot mera verkligt måste man sätta upp en tidsplan så att man kan räkna in investeringskostnaderna på låt säga 50-75 år. En analys av initialkostnader kan se ut som i tabell 2. Det här gäller ett PSS (Pumped Storage System) projekt på Rhodos och Kreta [Katsaprakakis, D.A. et al. (2008) Pumped storage systems introduction in isolated power production systems. Renewable Energy, 33(3), p.467-490, Mar 2008]. Tabell 2. Analys av initiala investeringskostnader för PSS

Hydro turbines and generators (€/MW) 500,000.00 Pumps and motors (€/MW) 400,000.00 Transformer (€/MW) 20,000.00 Tubes Material cost (€/kg) 0.60 Digging cost (€/m3) 5.00 Installation cost (% of the material cost) 15 Reservoirs (€/m3) 2.00 Roads construction (€/km) 30,000.00 Utility net connection (€/km) 40,000.00 Ground purchase (€) 100,000.00 House construction (€) 80,000.00 Secondary electromechanical equipment (€) 300,000.00 Consultants’ fees (€) 300,000.00 Several other costs (€) 200,000.00

– Att optimera tiden man pumpar och tiderna man genererar ström över längre period än ett dygn. Till exempel är priserna väldigt olika från dag till dag. Om man jämför måndagen den 1 mars med samma veckodag en vecka senare inser man att det skulle kunna löna sig att köra turbinen under större delen av 1:a mars för att sedan fylla på reservoaren igen den 8:e (se figur 2). Här måste man ta hänsyn till storleken på reservoarer också. Ju större reservoar ju mer an man planera och anpassa sin körning.

15

Priser under olika veckodagar

60

65

70

75

80

85

90

95

100

0 5 10 15 20 25

Tid på dygnet

Pri

s [E

uro/

MW

h]

Mån 1/3 2010

Mån 8/1 2010

Figur 2. Prisjämförelse av elpriset 2 på varandra följande måndagar [2].