Robust og Effektiv Magasindisponering

The power system in Norway is undergoing rapid changes due to increased exchange capacity with neighboring countries and the introduction of new technologies on both the production and consumption sides. Additionally, there are already plans for extensive capacity and pumped-storage developments in several Norwegian hydropower systems. Consequently, traditional reservoir management patterns will be challenged, for example, by changes in the risks associated with operating near reservoir limits. At the same time, a challenging energy situation in recent years, with record-high electricity prices and low reservoir levels, has led to increased focus on national energy security in general, as well as on individual actors' reservoir management. The reservoir management of hydropower producers is largely determined by optimization models implemented in software programs. Experience from hydropower producers, including participants in this project, suggests that existing models often generate forecasts for future reservoir levels that are considered too aggressive, for example they too frequently predict reservoir levels close to empty. In this project, we will work on developing a new methodology that enables system operation with reservoir levels less frequently near their limits. This methodology will be implemented in the software tool most producers use for their planning.

Kraftsystemet i Norge er i drastisk endring som følge av større utvekslingskapasitet mot naboland og med introduksjon av nye teknologier på produksjons- og forbrukssiden. I tillegg finnes allerede planer for omfattende effekt- og pumpekraftutbygging i flere norske vannkraftsystem. Følgelig vil tradisjonelle mønstre for magasindisponering utfordres, f.eks. ved at risiko knyttet til disponering på og rundt magasingrensene endres. Samtidig har en krevende energisituasjon i de siste årene med rekordhøye strømpriser og lave magasinfyllinger medført økt fokus på nasjonens energisikkerhet generelt, men også de enkelte aktørenes magasindisponering. Erfaringer fra vannkraftprodusentene, blant annet deltakere i dette prosjektet, tilsier at beregningsmodellene basert på formell optimering av det økonomiske driftsresultatet ofte gir en simulert disponering som ansees å være for dristig. Det er derfor behov for innovasjon i form av metoder for lokal produksjonsplanlegging som optimerer utnyttelsen av vannkraftressursene til verdiskapning og samtidig ivaretar forventninger om en robust magasindisponering på en systematisk måte. Prosjektet fokuserer på den kombinerte SDP/SDDP metodikken som er implementert i Prodrisk modellen og adresserer prosjektmålet ved å inkludere risikoaversjon i optimaliseringskriteriet og ved å forbedre den statistiske modellering av markedspris. Prodrisk modell benyttes daglig av de fleste prosjektdeltakerne til beslutningsstøtte i planlegging og drift av vannkraftverkene. Det viktigste utfordringen i prosjektet er at eksisterende teori for å håndtere risikoaversjon anvendes globalt på en kostnadsminimeringsformulering eller lokalt gitt en portefølje som inneholder både fleksibel produksjon og finansielle kontrakter. Vårt fokus er produsentens lokale markedsbaserte optimeringsproblem uten informasjon om aktørens finansielle kontrakter.