Nytt modellkonsept for detaljerte analyser av det nordiske kraftmarkedet

En økende andel ny fornybar energi i energimiksen øker kompleksiteten i det nordiske kraftmarkedet betydelig, og setter nye krav til markedsmodellene. I prosjektet PRIBAS har vi utviklet et nytt modellkonsept der vi kobler sammen eksisterende langtidsmodeller som EMPS og FanSi med en ny fundamental korttids markedsmodell kalt Primod. Det nye modellkonseptet gjør at vi nå kan beregne drifts- og marginalkostnader for energiproduksjon mer presist enn tidligere.

Slik fungerer en typisk modellering av kraftmarkedet i dag

Fundamentale optimaliseringsmodeller er mye brukt til å anslå drifts- og marginalkostnader i det nordiske kraftsystemet. Slike beregninger kan benyttes til ulike typer systemanalyser (f.eks. ved investeringer i nye kraftlinjer) eller tolkes som prisprognoser som brukes til driftsplanlegging av vannkraftproduksjon.

Vanligvis omfatter fundamentale markedsmodeller bare «produktet» energi. De bygger på antakelsene om at usikkerhet er kjent innenfor lengre perioder og at alle system- og markedsmessige sammenhenger er lineære.

Den stadig økende andelen ny fornybar energi gjør at de fundamentale markedsmodellene ikke strekker til, og det gjør at systemanalysene stiller krav til en høyere detaljgrad når man skal beskrive usikkerheten og det fysiske systemet.

I prosjektet PRIBAS har vi utviklet et modellkonsept for å beregne drifts- og marginalkostnader for et system som skal dekke et prognosert energiforbruk, fremskaffe forskjellige typer reservekapasitet og aktivere balanseringsenergi ved behov. Modellkonseptet kobler sammen markedsmodeller med forskjellig planleggingshorisont, gjennom bruk av eksisterende langtidsmodeller (som EMPS og FanSi) og en nyutviklet fundamental korttids markedsmodell (Primod).

Økt detaljgrad i modelleringen

I utviklingen av Primod fokuserte vi på å modellere både vannkraft og termisk produksjon med en høyere detaljgrad enn det som normalt benyttes i fundamentale modeller. Deretter studerte vi hvordan fleksibiliteten til disse produksjonsteknologiene utfordres når det blir behov for reservekapasitet.

Primod er basert på formell optimering, nærmere bestemt blandet heltalls programmering (MIP) med mulighet for lineær relaksasjon slik at problemet blir av typen lineær programmering (LP).

Gjennom å teste Primod på ulike scenarier for fremtidens nordiske kraftsystem har vi funnet ut at:

• Simuleringsresultater fra Primod gir konsistent og fornuftig prising av energi og reservekapasitet.
• Detaljert modellering av vannkraftstasjoner og termisk verk er viktig for å finne systemets totale fleksibilitet for å fremskaffe reserver.
• For nøyaktige beregninger av systemets driftskostnader er det ofte nødvendig med MIP-formulering.
• Romlig dekomposisjon ved hjelp av såkalt Lagrange relaksasjon kan være nyttig for å redusere problemstørrelse og regnetid.
• Ved beregning av marginalkostnader er LP-formulering tilstrekkelig.
• Det ligger betydelige kostnadsbesparelser i å tillate utveksling av hurtige reserver mellom budsoner og landegrenser i det Nordiske kraftmarkedet.

Nysgjerrig på disse resultatene? Ta en kikk på prosjektets ResearchGate side.