Abstract
Overgangen til et kraftsystem basert på fornybar energi gir nye muligheter og utfordringer for vannkraft-produsenter. I Norden forventes det at magasinkraftverk vil spille en nøkkelrolle i å utjevne variasjoner i vindkraft, solkraft og forbruk ved å justere produksjonen opp og ned i henhold til forventede kraftpriser. Driften av vannkraftverkene endrer seg dermed på grunn av de strukturelle endringene i kraftsektoren. Samtidig eldes den nordiske vannkraftflåten. Følgelig ser vi et økende fokus på vedlikeholds- og oppgra-deringsstrategier for å forlenge komponentenes levetid og optimalisere reinvesteringer. I tillegg skal en betydelig andel av vannkraftverkene få revidert sine konsesjoner. Dette gir en utmerket mulighet til å vurdere oppgraderinger av norske vannkraftverk, som investeringer i større turbiner, pumpekraftverk og andre komponenter, for å forbedre anleggenes ytelse med tanke på fremtidige markedsbehov. Forskningen i Prosjekt 3.3 av HydroCen er utført hovedsakelig av SINTEF og har fokusert på beslutnings-støtte for oppgradering og investering i vannkraft. Arbeidet har resultert i utviklingen av et nytt verktøy for beregning av produksjonsinntekter for individuelle vannkraftsystemer. Estimering av inntekter er vik-tige deler av nåverdi-beregninger brukt i tradisjonelle investeringsanalyser. Prosjektet inkluderte også en doktorgradsstipendiat ved NTNU som har fokusert på ulike aspekter av det mer generelle investeringspro-blemet under usikkerhet. Denne rapporten oppsummerer kort simuleringsverktøyet utviklet for inntektsberegninger i investerings-analyser og dokumenterer nyutviklet funksjonalitet. For det første har vi utviklet et rammeverk for rebe-regning av strategien gjennom simuleringsperioden. Testing av denne funksjonaliteten har vist at det er verdifullt å gjentatte ganger oppdatere strategien under simuleringssekvensen, spesielt for systemer hvor fallhøydeavhengigheter er viktige. For det andre har simulatoren blitt utvidet til å inkludere et kapasitets-marked. Resultatene viser en betydelig innvirkning på magasindisponeringen ved å inkludere kapasitets-markeder i strategi-beregningen. Med økende betydning av slike markeder forventes denne simulatorfunk-sjonaliteten å bli viktigere i fremtiden. Dessverre øker ny funksjonalitet vanligvis beregningstiden betydelig. Både re-beregning av strategien og inkluderingen av kapasitetsmarkeder førte til betydelig lengre beregningstider. For å redusere beregnings-byrden for simulatoren, er en klippemetodikk utviklet. Denne funksjonaliteten gjør at kun en mindre del av vannkraftsystemet inngår i den detaljerte modellering i simulatoren, noe som reduserer beregningsbyr-den betydelig. Det gjenstår å teste klippefunksjonaliteten sammen med re-optimaliseringsrammen og funk-sjonaliteten for kapasitetsmarkeder. Alle funksjonalitetene diskutert i rapporten støttes av casestudier. Likevel indikerte noen resultater at flere og noe annerledes casestudier bør vurderes for fullt ut å forstå verdien og begrensningene av de nye ut-viklingene. Videre er flere viktige aspekter i investeringsanalysene ikke, eller bare kort, vurdert i dette arbeidet, som inntekter ancillary services. Mer forskning er derfor fortsatt nødvendig for bedre å vurdere den komplette nytten av fleksibel vannkraft i et antatt fremtidige 100 % fornybare kraftsystemet. Likevel utgjør forskningen utført i WP 3 av HydroCen et skritt i riktig retning og et utmerket grunnlag for videre forskning på emnet.