| dc.description.abstract | Det har vært en betydelig utvikling av variabel fornybar energi de siste årene, og det forventes at denne utviklingen øker i fremtiden. I forbindelse med dette skiftet er det et økt behov for fleksible energisystemer, og hybridisering av komplementære energikilder som vann- og solkraft kan vise seg å være en viktig løsning. Det er derimot uavklart hvilke marked som er best egnet for hybridkraftverk. Dermed er analyser av Mulungushi vannkraftverk utført for å se nærmere på mulige fordeler ved å hybridisere vann- og solkraft. Eierne av kraftverket vurderer å installere et solkraftverk nært det eksisterende vannkraftverket, samt selge kraft til Day-Ahead Markedet (DAM). Hovedmålene i denne masteroppgaven er å undersøke fordelene ved å selge kraft til DAM, og å avgjøre om hybridisert drift av sol- og vannkraft er mer lønnsomt enn å drive de to ressursene hver for seg.
Analysen av kraftverket er utført ved hjelp dataverktøyet SHOP som primært brukes til korttids produksjonsplanlegging av vannkraft. Tidshorisonten for produksjonsplanleggingen er et år med timeoppløsning. SHOP-modellen inkluderer en nøyaktig representasjon av vannkraftreservoarene, hydrologiske data og aggregater. Videre er det implementert autentiske markedspriser og solproduksjonsdata i modellen. Formålet med SHOP-modellen er å studere fordelene med å spare vann i perioder med lav etterspørsel, og heller benytte dette vannet til kraftproduksjon i perioder med høyere etterspørsel og priser.
Dagens vannkraftverk har en installert effekt på 30,5 MW og er uten PV-produksjon. I løpet av et gjennomsnittlig tilsigsår vil vannkraftverket generere 202,9 GWh. Hydrologiske data for et gjennomsnittsår inkluderer et årlig tilsig på 380,1 Mm3, flomtap lik 90.3 Mm3 og fordampningstap lik 27,2 Mm3. I analysen av det nåværende kraftverket er det lagt til grunn en fast kraftkjøpsavtale med en rate på 100 USD/MWh som gir en årlig inntekt på $20 290 000.
I påfølgende scenario ble det studert hvordan salg av kraft på DAM vil påvirke den årlig inntekten. I denne analysen ble 14 MW fremdeles solgt under kraftkjøpsavtalen til 100 USD/MWh, som tilsvarer en sum på 122,6 GWh per år. Den resterende kraftproduksjon ble solgt på DAM, og brorparten av produksjon ble solgt om morgenen og kvelden når prisene er høyest. Ved å selge kraft på DAM oppnådde kraftverket en økt inntekt på omtrent $430 000 per år.
Videre ble et 10 MW solcellekraftverk inkludert i SHOP-modellen, og separat- og hybridisert drift av vann- og solkraftverket ble simulert. Under separat drift produserte solcellekraftverket 15,9 GWh årlig, noe som resulterte i en årlig inntekt på nesten $1 400 000 når solkraftprodukjson ble solgt til DAM.
Som et hybridkraftverk forblir mengden solkraftproduksjon den samme. Derimot blir noe av solkraftproduksjon benyttet for å dekke den kontraktfestede produksjonen på 14 MW. Som følge av dette kan en økt mengde vannkraft selges til DAM ved pristoppene. Videre vil andelen av solkraftproduksjon som blir solgt under kraftkjøpsavtalen på 100 USD/MWh øke i verdi siden denne raten er gjennomsnittlig høyere enn prisene på DAM ved dagtid som solproduksjon ellers ville ha oppnådd. Oppsummert resulterer hybridisering av sol- og vannkraft i en ekstra inntekt på omtrent $100 000 årlig sammenlignet med individuell drift av sol- og vannkraftverket. | |
| dc.description.abstract | There has been a major development of variable renewable energy in recent years, and this development is predicted to escalate in the future. Associated with this shift there is an additional need for flexible energy systems, and hybridization of complementary energy sources such as hydro- and solar power can prove to be an important solution. Though, it is still undetermined what market conditions are best suited for hybrid power plants. To research the benefits of hybridizing hydro- and solar power, an existing hydropower plant, named Mulungushi power station is reviewed. The owners of the plant are initiating plans to install a PV plant near the hydropower station and enter the Day-Ahead Market (DAM). The main objectives of this thesis have been to establish how advantageous it is to commence trading on DAM and to determine if hybridized operation of solar- and hydropower is more profitable than operating the two assets separately.
The analysis of the power plant is done using the Short-term Hydro Optimization Program (SHOP), which is principally a tool for hydropower scheduling. The scheduling period is one year with hourly resolution and the SHOP model includes an accurate representation of the reservoirs, hydrological data, and hydropower units. Furthermore, authentic market prices and solar generation data are implemented in the model. The purpose of the SHOP model is to study the benefits of conserving and displacing water in periods with low demand and instead utilize this water for generation in periods with higher demand and prices.
The present-day hydropower plant has a rated capacity of 30.5 MW and operates without PV generation. During an average inflow year, it was discovered that 202.9 GWh of hydropower is generated. Associated hydrological data for an average year includes an annual inflow of 380.1 Mm3, and spilling and evaporation losses equal to 90.3 Mm3 and 27.2 Mm3 respectively. The analysis of the present-day plant has considered a firm power purchase agreement (PPA) with a rate of 100 USD/MWh, and all the power is sold at that rate. The resulting annual income of the current power plant was equal to $20 290 000.
Subsequently, it was studied how selling power on DAM would affect annual income. In this scenario, a load of 14 MW is delivered under the firm PPA of 100 USD/MWh, which over a year equals 122.6 GWh. Concurrently, the excess power is sold to the DAM. The majority of power sold to DAM is during the price peaks which occur in the morning and evening. As a result, the additional income achieved by selling power on DAM is found to be approximately $430 000.
In the following scenarios, a 10 MW PV plant was included in the SHOP model, and separate and hybridized operations of the assets were simulated. During individual operation, the PV plant generated 15.9 GWh, which equaled an annual income of nearly $1 400 000 when all the power was sold to DAM.
As a hybrid power plant, the amount of PV generation remains the same. However, some of the generated PV power is used to cover the firm load of 14 MW. Consequently, more hydropower can be sold to DAM price peaks, and the share of PV that contributes to the load obligation experiences an increase in value because the firm PPA of 100 USD/MWh is generally higher than the average midday rate of DAM that PV otherwise would achieve. Summarized, hybridization of solar- and hydropower results in an additional income of approximately $100 000 a year compared to operating the assets separately. | |
