Vannkraftplanlegging er blitt mer kompleks. Mens kraftprodusentene for få år siden kunne planlegge på timeoppløsning, krever dagens markeder beslutninger hvert kvarter, og i flere markeder samtidig. På årets møte delte bransjen erfaringer og så på hva som skal til for at modellene fortsetter å levere verdi i et kraftsystem i rask endring.
Hydropower Scheduling User Meeting (HSUM) er SINTEFs årlige samling for vannkraftplanlegging og kraftmarkedsanalyse, der produsenter, systemoperatører og forskningsmiljøer møtes for å dele kunnskap om modeller, markeder og systemdrift.
Årets møte samlet deltakere fra 25 organisasjoner, blant dem Statkraft, Å Energi, Lyse, Hafslund Kraft, Skagerak Kraft, Aneo, Statnett, NVE, Vattenfall, Fortum og Fingrid.
I sentrum sto modellene som gjør det mulig å planlegge og optimalisere vannkraft i et system der produsenter må forholde seg til dayahead, intradag, kapasitets- og aktiveringsmarkeder som alle påvirker hverandre.
SINTEF har utviklet og forvaltet disse modellene i over seksti år: EMPS for langsiktige markedsanalyser, Prodrisk for produksjonsplanlegging under usikkerhet, SHOP for detaljert korttidsoptimalisering, og nå også Trident som neste generasjons markedsmodell.
Operativ bruk og forskningsfronten samtidig
Det som gjør SINTEFs modeller unike, er at de ikke bare er akademiske verktøy eller modeller i operativ drift, men begge deler. Ellen Krohn Aasgård, forskningssjef i SINTEF Energi, formulerer det slik:
- Modellene vi utvikler i SINTEF er i daglig, operativ drift hos vannkraftprodusenter i Norge, Norden og internasjonalt. Effektstudier har dokumentert en samfunnsøkonomisk verdi på flere milliarder kroner. Samtidig er løsningene også helt i forskningsfronten innen optimering og smart beregning. Kombinasjonen av operasjonell bruk og kontinuerlig forskningsinnsats er helt unikt, og gjør at veien fra ny teknologisk kunnskap til anvendelse blir kort og effektiv. Vi er rundt 30 personer som arbeider med dette i SINTEF, og vi er alle stolte av å kunne bidra til at vannkraftressursene forvaltes på best mulig måte.
Denne kombinasjonen gjør at modellene kan holde følge med et kraftsystem i rask endring. Når nye markeder innføres, nye teknologier vokser frem eller nye rammebetingelser trer i kraft, må modellene kunne svare på spørsmål som ikke fantes for få år siden.
Flere markeder: 5–10 prosent høyere inntekter
På årets møte presenterte Fortum erfaringer med multimarkedoptimalisering i Prodrisk. Testene viser 5–10 prosent høyere inntekter når man regner med kapasitetsmarkeder, sammenlignet med tradisjonell enkeltmarkedsoptimalisering. Det indikerer en betydelig verdiøkning ved å planlegge for disse markedene samtidig i Prodrisk, enn å optimere de hver for seg slik det tidligere har ofte har vært gjort.
Stefan Rex fra SINTEF presenterte arbeidet fra EU-prosjektet ReHydro, der SINTEF har utviklet en sekvensiell algoritme som kjører Prodrisk flere ganger for å etterligne hvordan beslutninger i ett marked påvirker de neste. Når reserveprisene er høye, kan multimarkedmodellen gi betydelig høyere inntekter ved å hensynta agering i kapasitetsmarkedene. I ett eksempel utgjorde reserveinntektene over halvparten av totalen.
Jonas Tjemsland fra Å Energi delte erfaringer fra deres arbeid som betatester for Trident. Sammenlignet med EMPS bruker Trident magasinene mer aktivt, det vil si mer aggressivt i vårsmeltingen og mer konservativt i vinterperioden. Dette gir høyere forventet samfunnsøkonomisk overskudd.
Samfunnsnytten driver utviklingen
At modellene utvikles i tett samarbeid med bransjen, er ikke tilfeldig. Det er en forutsetning for at de skal kunne svare på de spørsmålene produsentene står overfor.
Krohn Aasgård beskriver det slik: - Forskningen vår på kraftmarkedsmodeller og planleggingsverktøy skjer i løpende samarbeid med bransjen. Brukernes behov driver utviklingen, og brukermøtet er en viktig arena for dette. Kraftmarkedene endrer seg raskt, og vi må sørge for at modellene hele tiden svarer på de spørsmålene produsentene faktisk står overfor, enten det handler om nye markeder, høyere tidsoppløsning eller bedre håndtering av usikkerhet.
Å Energis erfaring som betatester for Trident viser hvordan dette fungerer i praksis. Når modellen kjøres på reelle kraftverksporteføljer med reelle markedspriser og hydrologiske data, blir både svakheter og muligheter synlige på en måte som ikke er mulig å få fram i syntetiske testmiljøer.
Hvorfor forskningsforankring er avgjørende
- Det som gjør kombinasjonen av operativ bruk og forskningsfronten mulig, er at modellene forvaltes i et forskningsmiljø. All utvikling må finansieres gjennom forsknings- eller utviklingsprosjekter, sier forskningsleder i SINTEF Energi, Hans Ivar Skjelbred.
Dette sikrer høy relevans og raske teknologiske fremskritt, og det er også her samfunnsnytten kommer inn. Når modellene dokumentert skaper milliardverdier, blir det veldig tydelig at investeringer i langsiktig forskning og metodeutvikling har effekt og gir verdi.
- Samtidig gir den operative bruken direkte tilbakemelding til forskningen, sier Skjelbred.
Problemstillinger som sirkulær pumping i pumpekraftverk, håndtering av usikkerhet over flere tidshorisonter, og optimalisering på tvers av markeder blir utgangspunkt for nye forskningsprosjekter som igjen fører til forbedringer i modellene.
Trident: dimensjonert for fremtidens kraftsystem
- EMPS og EOPS er fortsatt i utstrakt bruk, og begge er robuste og velprøvde modeller. Men kraftsystemet stiller nye krav, og Trident representerer neste steg, sier Skjelbred.
Modellen Trident er dimensjonert for et system med flere markeder, kortere tidshorisonter og større usikkerhet. Den er bygget for høyere tidsoppløsning, mer variabel hydrologi, scenariohåndtering i stor skala og en modernisert beregningsarkitektur.
Det som gjør Trident mulig som verktøy både i forskningsfronten og i operativ drift, er at det utvikles i et forskningsmiljø med nær kontakt med brukerne.
- HSUM er derfor en viktig arena for dialog om videre utvikling. Når Å Energi i sin presentasjon rapporterte om at Trident bruker magasinene mer aktivt enn de er vant med fra EMPS, kan dette bli tema for utvikling av ny funksjonalitet eller tilpasninger i modellen. Å Energi nevnte også reduksjon av regnetid som et viktig tema, og vi i SINTEF har allerede flere aktiviteter rettet mot dette – parallellisering ved bruk av GPU gjennom forskningsprosjektet GoHybrid, hvordan kombinere maskinlæring med optimering og bruk av nye optimeringsløsere, avslutter han.
Kombinasjonen av operativ bruk, forskningsfronten og tett samarbeid med bransjen har skapt milliardverdier over seks tiår. Denne kombinasjonen må opprettholdes dersom modellene skal kunne fortsette å skape verdier i et kraftsystem som endrer seg raskere enn noen gang.
