Nye miljørestriksjoner – samlet innvirkning på kraftsystem

Hydropower is renewable and accounts for the majority of Norway's power production. Hydropower with water reservoirs also provides flexibility in the short and long term. It accomodates increasing shares of variable wind and solar power in the energy system. Most hydropower plants have a license setting conditions for operation. The conditions for licenses without timelimit under the Watercourses Regulation Act can be revised to improve environmental conditions while also striving not to unduly affect power production. The EU's water directive sets the framework for safeguarding the water environment. Norway has included this in the EEA agreement through the water regulations. The aim of the Water Regulations is to protect and, if necessary, improve the condition of coastal waters and waterways. Revisions of license conditions are one of several important instruments for carrying out water management in regulated waterways. As a result, there may be requirements for increased minimum water flow and less flexibility in the regulation of water reservoirs. The project's (Jan 2020-Oct 2023) purpose was to quantify the consequences on the power system of new environmental requirements for hydropower production. New environmental requirements here mean changed restrictions on requirements for minimum water flow, reservoir water level and minimum operating water flow. Calculating the overall consequences on the Norwegian power system is complex. Newly developed prototype models (FANSI and PRIMOD) were used to calculate the consequences of various restrictions. Comparative studies were carried out with the widely used Samkjøringsmodellen (EMPS). The power system was analyzed with and without new environmental restrictions and the differences were quantified. Analyzes were made for the years 1981-2015 based on varying inflows to the hydropower system, wind and solar resources as well as varying temperatures and heating needs. The project quantified the overall consequences of changed environmental requirements for the power system in 2015 and in 2030. Quantification of environmental requirements was based on the report NVE 49:2013. New environmental requirements were implemented per power station and per reservoir. In total, 285 new environmental requirements were implemented for 210 of 1,288 modeled hydropower modules. Project results show that approx. 3 TWh (about 2% of Norway's power production) will be lost due to the new environmental restrictions. The reduced production stems primarily from hydropower with reservoirs, thus applying to flexible electricity production. A reduction in hydropower production as a result of environmental restrictions must be replaced with other production, import or compensated for with reduced consumption. In the simulations, the reduction in hydropower production was almost completely compensated by increased production in other countries and increased net imports to Norway. Power prices increased somewhat on average. The simulations showed a steady and moderate increase in power prices in almost all simulated periods. The average increase was 1-2%. Simultaneously a reasonable assumption is that the power system models to some extent underestimate such events with high power prices. It is generally difficult to quantify price peaks because the models partly predict and plan for the events and partly the system runs closer to the outer limits than what will happen in reality. Therefore firm conclusions could not be drawn about the effects of environmental restrictions on high prices. The access to rotating reserve capacity with and without new environmental restrictions were analyzed for the power system in 2030, showing significantly fewer power stations can contribute reserve capacity when the magazine restrictions are in effect (weeks 18-34), particularly at the start of the period. This indicates that the analyzed environmental restrictions can lead to a shortage of reserve capacity in some periods of the year. The change in which power plants can supply reserve capacity applies mainly to power plants subject to new restrictions, particularly for storage, but also for bypass waterflow. The power producers receiving new environmental restrictions will overall lose flexible powerproduction and income.The others see increased income due to increased prices. Energi Norge (now Renewables Norway) was project owner and -manager. SINTEF Energi carried out the bulk of the research. The user partners were actively involved, and included Statkraft Energi, Agder Energi Vannkraft, Hydro Energi, Hafslund-E-CO,BKK Produksjon, Energiforsk, Energiforetagen, SFE Produksjon, Sira-Kvina Kraftselskap, Trønderenergi, Skagerak Kraft, NTE Energi, Statnett and and NVE. 13 workshops were organized with all user partners, and a workshop between each user partner and SINTEF Energi. The project illustrated the dilemma between safeguarding nature and the need for flexible renewable power production.

Prosjektet har gitt kunnskap om den samlede effekten av en rekke miljøtiltak som kan bli implementert på norske kraftstasjoner og magasiner. Dette er nyttig kunnskap for regulator som skal utforme krav til miljøtiltak for den enkelte konsesjon. I neste omgang er dette nyttig kunnskap for samfunnet. Det vil alltid være en avveining mellom miljøtiltak og innvirkning på kraftproduksjon og i særdeleshet innvirkning på den viktige regulerbarheten i vannkraftsystemet. Videre er kunnskapen viktig for kraftprodusentene. De vil tape produksjon, og flere vil tape inntekter. Andre produsenter som ikke får økte krav, vil kunne tjene på at noen andre får slike krav. Kunnskapen er også viktig for samfunnet da resultatene viser i tillegg til tap av energi også viser tapt fleksibilitet i kraftsystemet. Modellene FANSI og PRIMOD er viktig for framtidige analyser av det norske kraftsystemet. FANSI har i stor grad samme funksjonalitet som den mye brukte Samkjøringsmodellen, men er i større grad basert på formell optimalisering. FANSI er derfor bedre egnet til framtidige modelleringsbehov som inkluderer ulike typer kortidslagre som f.eks. hydrogen, batterier, pumpekraft samt dynamiske forbrukerelastisiteter. Prosjektet har bidratt til å gjøre FANSI-modellen mer robust og synligjort viktige modellegenskaper. PRIMOD er en korttids-flermarkedsmodell. Kraftsystemet vil sannsynligvis inkludere mer vind- og solkraftproduksjon framover. På grunn av disse ressursenes begrensede regulerbarhet, vil det være økende behov for reguleringsreserver. PRIMOD vil da være nyttig, og også denne modellen er gjort mer robust gjennom prosjektet. Det er utviklet detaljerte datasett per kraftstasjon og per magasin som kan få nye miljørestriksjoner i henhold til NVE 49:2013. Disse datasettene kan fritt benyttes av brukerpartneren i prosjektet. Dataene vil sannsynligvis bidra til at aktørene kan analysere det framtidige norske vannkraftsystemet mer nøyaktig, enn de ellers ville kunne gjøre.

Den overordnede ideen tar utgangspunkt i OED/NVEs pågående revisjonsprosess for vilkår for vannkraftproduksjon. De fleste vannkraftverk har konsesjon som setter vilkår for driften, og mer enn 400 av disse kan nå komme til revisjon. Formålet med revisjon er å bedre miljøforholdene samtidig som kraftproduksjonen ikke skal bli vesentlig berørt. Likevel kan den samlede innvirkningen på produksjon og fleksibilitet i kraftsystemet bli betydelig. Det er viktig for kraftprodusentene å få kunnskap om konsekvensen av endringene i kraftsystemet, slik at de kan tilpasse produksjonsprosessene og planer for oppgradering og utvidelse av sine anlegget deretter. For Statnett er det viktig å forstå hvordan tilgangen på effekt blir mindre hvis fleksibiliteten i vannkraftsystemet reduseres. Prosjektet skal derfor frembringe ny kunnskap om den samlede innvirkning av nye miljørestriksjoner på: kraftpris i ulike markeder (nivå og volatilitet), energi- og effektbalanse, flom (nivå og svingninger over året), produksjonsmønster, verdiskaping og samfunnsøkonomisk nytteverdi. Sentrale elementer i FoU-metoden vil være 1) bruk av state-of-the-art forskningsmodeller, 2) bruk av detaljerte eksisterende datasett for Nord-Europa i 2015 og 2030, 3) avanserte analyser og 4) tett dialog med brukerpartnere. FoU utfordringene er i punkt 1) og 3). Langtidsmodellen FanSi og korttidsmodellen PriMod vil bli benyttet i kombinasjon for å kunne modellere restriksjoner knyttet til vannføringsslipp og magasinvannstand, flermarkedseffekter og flytbasert markedsklarering. Flere alternative miljørestriksjoner vil bli modellert. 10 kraftprodusenter, Statnett og NVE er brukerpartnere. Energi Norge er ansvarlig søker. SINTEF Energi er utførende forskningspartner. Prosjektet vil arrangere workshops med brukerpartnerne for diskusjoner om hvordan resultatene vil virke inn på deres strategi. Videre vil prosjektet skrive minst tre kronikker for å bidra til den offentlige debatten om vannkraftens rolle i Norge.