I det här kapitlet presenteras resultatet med tillhörande känslighetsanalys. Resultaten presenteras i tabellform följt av ett förklarande resonemang och diskussion. Utöver tabellform presenteras även nuvärdet i diagramform.
I tabell 4 och 5 redovisas resultatet från lågkostnadsscenariot respektive högkostnadsscenariot med pumpdrift i två, tre, fyra respektive fem timmar.
Tabell 4. Resultat för lågkostnadsscenario.
Pumpdrift
30
5 519,8 10,58 2,342 -8,242 ∞
Tabell 5. Resultat för högkostnadsscenario.
Pumpdrift
I tabell 4 och 5 går det att urskilja att för samtliga fall erhålls en negativ årlig intäkt vilket resulterar i en olönsam investering. Resultatet visar en minsta årlig förlust på 6,350 MSEK vid pumpdrift i 2 timmar för lågkostnadsscenariot och en högsta årlig förlust på 34,86 MSEK vid pumpdrift i fem timmar för högkostnadsscenariot. Samtliga fall som undersöks har en årlig driftvinst eftersom att skillnaden i elpriset vid pump- respektive turbindrift är tillräckligt stor för att täcka energiomvandlingsförlusten orsakad av anläggningsverkningsgraden för pumpkraftverket. Dessvärre är denna inte tillräckligt stor för att täcka den årliga driftkostnaden vilket gör samtliga fall olönsamma med en oändligt lång återbetalningstid.
Resultatet visar även en kontinuerligt ökande driftvinst från pumpdrift i två timmar till och med fyra timmar. Från pumpdrift i fyra timmar till fem timmar sjunker driftvinsten.
Anledningen till att driftvinsten kontinuerligt stiger med pumpdriftstiden för att sedan sjunka beror på variationen i elpriset vid turbindrift. För lönsam turbindrift måste elpriset då turbinen är i drift överstiga vad elpriset var vid pumpdrift med minst 15 procent på grund av anläggningsverkningsgraden. Upp till och med cirka fyra timmars pumpdrift stämmer detta för elpriset vilket innebär en ökad driftvinst i takt med längre pumpdrift. Eftersom med större lagringskapacitet kan en större del av ljusbågsugnens effektbehov tillgodoses. Efter fyra pumpdriftstimmar har lagringskapaciteten passerat sin ideala storlek. Det innebär att under de sista turbindriftstimmarna, orsakade av pumpdrift i fem timmar, är elpriset inte tillräckligt dyrt för att turbindrift ska vara lönsamt. Trots detta tilläts ändå turbindrift under dessa timmar då driftschemat utgick från daglig upp- och urladdning.
I tabell 6 och 7 redovisas resultaten från de ekonomiska beräkningarna av nuvärdesmetoden och kapitalvärdeskvoten.
31 Tabell 6. Resultat av nuvärdet och kapitalvärdeskvoten för lågkostnadsscenario.
Pumpdrift [h] Nuvärde [MSEK] Kapitalvärdeskvot
2 -163,4 -1,330
3 -164,2 -1,326
4 -174,2 -1,340
5 -212,1 -1,408
Tabell 7. Resultat av nuvärde och kapitalvärdeskvoten för högkostnadsscenario.
Pumpdrift [h] Nuvärde [MSEK] Kapitalvärdeskvot
2 -838,8 -1,373
3 -843.0 -1,373
4 -855,8 -1,376
5 -897,1 -1,391
I tabell 6 och 7 går det att utläsa att samtliga investeringar ger ett negativt nuvärde och en negativ kapitalvärdeskvot. Eftersom det redan konstaterades i tabell 4 och 5 att samtliga årliga intäkter var negativa resulterar det i negativa nuvärden och kapitalvärdeskvoter. Den trend som går att urskilja från tabell 6 och 7 är sämre nuvärden för ökad pumpdrift. För kapitalvärdeskvoten går samma trend att urskilja med undantag för pumpdrift i tre timmar.
Största skillnad ses vid övergången från fyra till fem timmar pumpdrift. Minst negativ kapitalvärdeskvot, för pumpdrift i tre timmar, beror på att förhållandet mellan grundinvesteringen och den årliga intäkten för det här fallet är mest gynnsamt. Den stora skillnaden för övergången från fyra till fem timmars pumpdrift beror på de elprisskillnader vid pump- respektive turbindrift som tidigare beskrivits.
Följande resultat har erhållits från de störningar som gjorts på utvalda parametrar från känslighetsanalysen.
I tabell 8 och 9 redovisas resultatet av att minska turbinkapaciteten med -50 procent.
32 Tabell 8. Resultat av att störa turbinkapaciteten för lågkostnadsscenario.
Pumpdrift
Tabell 9. Resultat av att störa turbinkapaciteten för högkostnadsscenario.
Pumpdrift
33
5 0 2295 37,21 2,342 -34,86 ∞
-50 1147 18,60 2,188 -16,41 ∞
I tabell 8 och 9 går det att utläsa att även i det här fallet så blir de årliga intäkterna negativa.
Genom att halvera turbinkapaciteten minskar investeringskostnaden med 50 procent. Likaså gäller för drift- och underhållskostnaderna som även de är beroende av pump- och turbinkapaciteten. Driftvinsten minskar också men inte i lika stor utsträckning. I och med att lagringskapaciteten halveras minskar den tid som pumpkraftverket kan köras i turbindrift. Det innebär att i jämförelse med 100-MWturbinen går pumpkraftverket inte i turbindrift för de timmar då driftvinsten är lägre. I förhållande till både driftkostnaden och grundinvestering är därmed driftvinsten för 50-MW-turbinen högre än vad den är för 100-MW-turbinen. Den årliga intäkten förbättras således med nästan en faktor 2,5 för lågkostnadsscenariot och med en faktor 2 för högkostnadsfallet men förblir negativ.
I tabell 10 och 11 redovisas resultatet av att halvera drift- och underhållskostnaden.
Tabell 10. Resultat av att störa drift- och underhållskostnader för lågkostnadsscenario.
Pumpdrift
34 Tabell 11. Resultat av att störa drift- och underhållskostnader för högkostnadsscenario.
Pumpdrift
Som för de tidigare fallen erhålls ett negativt resultat för den årliga intäkten i tabell 10 och 11.
Eftersom drift- och underhållskostnaderna förändras innebär det en påverkan på den årliga intäkten. Vid en jämförelse av att störa turbinkapaciteten och av att störa drift- och underhållskostnaden ger en störning av drift- och underhållskostnaderna en bättre intäkt.
Drift- och underhållskostnaderna konstateras därmed ha en större inverkan än turbinkapaciteten på intäkten.
I tabell 12 och 13 redovisas resultatet av att förändra elpriset med en 20 procentig ökning.
Tabell 12. Resultat av att störa elpriset för lågkostnadsscenario.
Pumpdrift
35
Tabell 13. Resultat av att störa elpriset för högkostnadsscenario.
Pumpdrift
Som för de tidigare fallen erhålls ett negativt resultat för den årliga intäkten i tabell 12 och 13.
Ökningen av elpriset resulterar i en högre årlig driftvinst eftersom differensen mellan det billigare och det dyrare elpriset växer. Den ökade driftvinsten är dock inte tillräckligt hög för
36 att täcka driftkostnaden. Trots en betydligt större driftvinst blir förändringen av intäkten liten eftersom driftkostnaden är oförändrad och flera gånger större. Jämförelsevis påverkas intäkten mer genom att störa både turbinkapacitet och drift- och underhållskostnaderna än vad den påverkas av elprisstörningen. Det här beror delvis på att elpriset enbart störs med 20 procent men även på grund av att driftkostnaden är flera gånger större än vad driftvinsten är och eftersom den förblir oförändrad vid elprisstörningen blir därmed intäktsskillnaden mindre.
Eftersom enskild störning av parametrarna turbinkapacitet, drift- och underhållskostnader och elpris gav en förbättrad intäkt ansågs det intressant att undersöka om en störning av samtliga parametrar samtidigt gav en positiv intäkt. Resultatet av denna störning redovisas i tabell 14 och 15.
Tabell 14. Resultat av att störa turbinkapacitet och drift- och underhållskostnader och elpris för lågkostnadsscenario.
37 -50
20
Tabell 15. Resultat av att störa både turbinkapacitet och drift- och underhållskostnader och elpriset för högkostnadsscenario.
Tabell 14 och 15 visar att en störning av alla parametrar samtidigt ger en markant förbättring av intäkten men den förblir fortfarande negativ. Det bästa resultatet som erhålls är för lågkostnadsscenariot med fem timmars pumpdrift som ger en årlig intäkt på cirka minus 20 tusen kronor.
38 I tabell 16 presenteras resultatet av nuvärdet och kapitalvärdeskvoten för störning av turbinkapaciteten. Eftersom det redan konstaterats att samtliga årliga intäkter för varje fall var negativa resulterar det i negativa nuvärden och kapitalvärdeskvoter för alla fall.
Tabell 16. Nuvärde och kapitalvärdeskvot för störning av turbinkapacitet.
Pumpdrift [h]
Störning [%] Lågkostnadsscenario Högkostnadsscenario Nuvärde
I tabell 16 utläses att det minst negativa nuvärdet uppnås med pumpdrift i tre timmar och den minst negativa kapitalvärdeskvoten uppnås med pumpdrift i fyra timmar för lågkostnadsscenariot. Som tidigare nämnt beror nuvärdena på intäkten och kapitalvärdeskvoten på förhållandet mellan grundinvesteringen och nuvärdet.
I tabell 17 presenteras resultatet av nuvärdet och kapitalvärdeskvoten för störning av drift och- underhållskostnader.
Tabell 17. Nuvärde och kapitalvärdeskvot för störning av drift- och underhållskostnader.
Pumpdrift [h]
Störning [%] Lågkostnadsscenario Högkostnadsscenario Nuvärde
39
I tabell 17 utläses att det minst negativa nuvärdet och den minst negativa kapitalvärdeskvoten uppnås med pumpdrift i tre timmar för lågkostnadsscenariot. Som tidigare nämnts beror nuvärdena på intäkten och kapitalvärdeskvoten på förhållandet mellan grundinvesteringen och nuvärdet.
I tabell 18 presenteras resultatet av nuvärde och kapitalvärdeskvot för störning av elpriset.
Tabell 18. Nuvärde och kapitalvärdeskvot för störning av elpriset.
Pumpdrift [h]
Störning [%] Lågkostnadsscenario Högkostnadsscenario Nuvärde
40
5 0 -212,1 -1,408 -897,1 -1,391
20 -137,2 -1,264 -822,2 -1,358
I tabell 18 utläses att det minst negativa nuvärdet och den minst negativa kapitalvärdeskvoten uppnås med pumpdrift i fyra timmar för lågkostnadsscenariot. Som tidigare nämnts beror nuvärdena på intäkten och kapitalvärdeskvoten på förhållandet mellan grundinvesteringen och nuvärdet.
I tabell 19 presenteras resultatet av nuvärdet och kapitalvärdeskvoten för störning av turbinkapacitet, drift och- underhållskostnader och elpriset.
Tabell 19. Nuvärde och kapitalvärdeskvot för störning av turbinkapacitet, drift- och underhållskostnader och elpriset.
Pumpdrift [h]
Störning [%] Lågkostnadsscenario Högkostnadsscenario Nuvärde
41 -50
20
I tabell 19 utläses att det minst negativa nuvärdet och den minst negativa kapitalvärdeskvoten uppnås med pumpdrift i fem timmar för lågkostnadsscenariot. Som tidigare nämnts beror nuvärdena på intäkten och kapitalvärdeskvoten på förhållandet mellan grundinvesteringen och nuvärdet.
I figur 11 redovisas nuvärdena för samtliga pumpdriftfall för lågkostnadsscenariot i ett stapeldiagram.
Figur 11. Nuvärde för lågkostnadsscenario utan störning och med störning av olika parametrar för de olika pumpdriftfallen.
I figur 12 redovisas nuvärdena för samtliga pumpdriftfall för högkostnadsscenariot i ett stapeldiagram.
Figur 12. Nuvärde för högkostnadsscenario utan störning och med störning av olika parametrar för de olika pumpdriftfallen.
42 I figur 11 och 12 visas hur nuvärdena skiljer sig åt mellan de olika driftfallen med olika störningar för att ge en överskådlig bild av lönsamheten.
Utifrån de resultat som har presenterats går det att konstatera att en investering i ett pumpkraftverk för stålproduktion med en ljusbågsugn av nämnd effektförbrukning med största sannolikheten inte lönar sig. Pumpkraftverket har en stor initialkostnad med höga drift- och underhållskostnader som måste vägas upp av den driftvinst som fås inom anläggningens livslängd i och med elprisskillnaderna. För den nordiska elmarknaden, Nord Pool Spot, är variationerna av elpriset inte tillräckliga för att driftvinsten ska överstiga de kostnader som pumpkraftverket medför.
I studien gjord av Connolly m.fl. (2011), undersöks lönsamheten av ett pumpkraftverk i flera olika elmarknader i Europa och USA. Det som går att utläsa ur deras studie är att lönsamhet är möjlig att uppnå för vissa elmarknader. Den elmarknad där driftvinsten inte överstiger kostnaderna i deras studie är för Nord Pool spot vilket resulterar i olönsamhet (Connolly, m.fl., 2011). Det här gör att driftvinsten i framtiden kan öka för svenska industriföretag i och med att elmarknaden blir allt mer europeisk vilket leder till ett förändrat elpris. Om det i framtiden blir lönsamt med energilagring och företag väljer att implementera det i sin verksamhet kan det förändra när elpriset är dyrt respektive billigt under dygnet. Eftersom elpriset styrs av tillgång och efterfrågan kan elpriset under dygnet stabiliseras om många företag väljer att köpa in el när den är som billigast i och med att de har implementerat energilagring i sin verksamhet. Det kan då leda till att elprisskillnaden än en gång blir för liten för att energilagring ska vara lönsamt.
En kalkylränta på 3 procent kan anses relativt låg varför en störning av denna kunde ha varit intressant att undersöka i känslighetsanalysen. En anledning till varför det inte gjordes var på grund av att resultaten tidigt indikerade på negativ lönsamhet och en ökning av kalkylräntan skulle enbart ha visat på en ännu sämre lönsamhet. I studien gjort av Connolly et al analyserades investeringen med 3 procent respektive 6 procent. Deras studie visade att en ökning av kalkylräntan från 3 procent till 6 procent resulterade i en cirka 40 procentig ökning av de årliga återbetalningarna (Connolly, m.fl., 2011).
Som nämnts i litteraturstudien innebär också installation av ett pumpkraftverk ingrepp i naturen. För att kunna anlägga ett pumpkraftverk måste man oftast ta bort stora mängder träd och vegetation för att göra plats för anläggningen. Anläggning av en eller flera reservoarer kan också påverka det lokala ekologiska systemet och djurlivet då vegetation tas bort samt reservoarer ska vattenfyllas. Utöver pumpkraftverket måste även högspänningsledningar byggas för att kunna transportera den genererade elektriciteten till slutkund. Bygget av ledningarna kan också påverka naturen och djurlivet då dessa kan gå igenom områden med
43 stort naturvärde. Eftersom det finns miljöaspekter att ta hänsyn till vid byggande av ett pumpkraftverk kan det också leda till att politiska beslut måste tas för godkännande av byggnation av ett pumpkraftverk. Det kan leda till långa processer och lång byggtid (Chen, m.fl., 2009; Larsson & Ståhl, 2012). Problematiken med inverkan på miljön måste därför ställas mot möjligheten att producera ren elektricitet från lagrad energi med ett pumpkraftverk.