Beregningsmodeller for driftsplanlegging av vannkraft i Brasil og Norge – Hva kan vi lære av hverandre?

Jeg er gjesteforsker ett år ved CEPEL i Rio de Janeiro bl.a. for å finne ut mer om dette. Svaret på spørsmålet over er «mye», jeg skal forsøke å nyansere dette.

CEPEL og SINTEF Energi rommer to av de største miljøene i verden for FoU knyttet til driftsplanlegging av vannkraft. Begge har en stolt historie ved å forvalte et hierarki av planleggingsmodeller som er kritiske for sine respektive land. Likhetene i de etablerte hierarkiene og valg av metodikk til de enkelte modellene bærer preg av en slags harmonisering. Det har definitivt vært mye læring opp gjennom historien!

Gitt de mange felles forskningsutfordringene som tilhører fremtiden, er potensialet og behovet for gjensidig læring og meningsutveksling stort.

De geografiske kontrastene i vannkraftsystemene til Brasil og Norge er store. Regnskog og lange elver versus høye fjell og nedbør som tidvis kommer i fast form. Også organiseringen av kraftmarkedet er fundamentalt forskjellig, fra stor grad av sentralplanlegging i Brasil til lokalplanlegging i det liberaliserte nordiske markedet.

De slående forskjellene til tross, hierarkiet av planleggingsmodeller som benyttes til driftsplanlegging av de to landenes vannkraftbaserte kraftsystemer har mange likheter.

Det snakkes om modeller for lang-, sesong- og korttidsplanlegging, og hvordan disse brukes i sekvens for å gi gode driftsplaner.

Det underliggende målet er hovedsakelig det samme: Å minimere driftskostnadene over planleggingsperioden og samtidig bidra til sikker og bærekraftig systemdrift.

Driftsplanlegging i vannkraftbaserte kraftsystemer er en svært kompleks oppgave som involverer bruk av avanserte beregningsmodeller. Dynamikken i magasinene og usikkerheten i tilsig til disse krever en lang planleggingshorisont. Samtidig gjør tekniske restriksjoner og funksjonssammenhenger krav på detaljert modellering med fin tidsoppløsning, noe som forsterkes med økende andel vind- og solkraft i systemene. I matematiske termer snakker vi om optimalisering under usikkerhet, ofte med ulineære funksjonssammenhenger og binære variable.

CEPEL er det største forskningssenteret på elektrisk energi i Sør-Amerika. Senteret er statlig finansiert og ble opprettet i 1974. Jeg gjester gruppen «Optimization and Engineering Environment Department» (DEA) som teller i rundt 30 forskere, og som i hovedsak utfører FoU knyttet til modeller og metoder for driftsplanlegging.

Planleggingsmodellene som utvikles og forvaltes av CEPEL er «offisielle», dvs. de brukes til driftsplanlegging av systemet og til å bestemme kraftprisen. CEPEL forvalter modellene, mens system- og markedsoperatørene er ansvarlig for å kjøre modellene og implementere resultatene.

Operativ modellkjøring og resultatbruk følger et veldefinert og transparent oppsett. Som en kuriositet kan det nevnes at det finnes juridiske lover som legger føringer på hvordan enkelte modeller skal parametriseres! Til sammenligning er det ingen formelle krav til bruk av planleggingsmodeller i Norge, og kraftprisen fastsettes på en kraftbørs ved at aktørenes tilbud og etterspørsel matches.

Relevante markedsaktører er involvert i formelle diskusjoner knyttet til utvikling av ny funksjonalitet og testing av denne. CEPEL organiserer også jevnlige kurs for praktisk bruk av modellene og kompetansebygging i bransjen.

Langtidsmodellen som CEPEL forvalter er basert på stokastisk dual dynamisk programmering (SDDP). SDDP-algoritmen ble utviklet ved CEPEL på slutten av 1980-tallet, med Mario Pereira i spissen, og er solid forankret blant aktørene og verifisert på det brasilianske systemet. EFI (som senere ble SINTEF Energi) fulgte utviklingen av SDDP tett den gang, og utviklet etter hvert sin egen variant av SDDP-algoritmen som i dag ligger bak programmet ProdRisk.

Selv om metodikken er relativt moden, er de som jobber med disse modellene hos CEPEL langt fra arbeidsledige. Det er f.eks. mye diskusjon rundt hvordan en økende andel vindkraft utfordrer modellens representasjon av usikkerhet og krav til tidsoppløsning. Mye diskutert er også behandlingen av de siste års drastiske endringer i tilsig til magasinene.

Langtidsmodellen gir styresignaler til optimal bruk av vannet på kort sikt. CEPEL har nylig oppgradert modellhierarkiet sitt med en ny og mer detaljert korttidsmodell. Denne ble i fjor tatt i bruk for operasjonell driftsplanlegging, og er under innfasing for å beregne kraftpriser for det brasilianske systemet.

Mitt arbeid er knyttet til prosjektet PRIBAS hvor vi forsker på hvordan fundamentale kraftmarkedsmodeller bør utformes for å predikere prisdannelsen i fremtidens kraftmarkeder. Da er det nyttig å forstå hvordan CEPEL har bygget sin korttidsmodell, fra valg og antakelser i designfasen til praktisk bruk og verifisering.

CEPEL har et tett samarbeid med akademia i form av undervisning og veiledning av MSc og PhD-studenter ved de største universitetene i Rio. Jeg fikk et innblikk i hvordan dette fungerer i praksis, som opponent til et CEPEL-veiledet PhD-arbeide ved Federal University of Rio De Janeiro.