| dc.description.abstract | The transition to a renewable based power system induces new opportunities and challenges for hydro-power producers. In the Nordic region, reservoir hydropower is expected to play a key role in smoothing out variability in wind power, solar power and load by ramping up and down production in response to the forecasted power prices. Hydropower operations are thereby changing due to the structural changes in the power sector. At the same time, the Nordic hydropower fleet is aging. Consequently, we see a growing focus on maintenance and refurbishment strategies to extend component lifetimes and opti-mise re-investments. Also, a significant share of the hydropower plants’ concessions is planned to be revised. In total, these events provide an excellent opportunity to consider upgrades of Norwegian hy-dropower plants, such as investments in larger turbines, pumped storage plants and other components, to improve plant performance considering future market needs.
The research in Project 3.3 of HydroCen is mainly conducted by SINTEF and has focused on decision sup-port for upgrading and investment in hydropower. The work has concluded in the development of a new tool for calculation of production revenues for individual hydropower systems. Estimation of revenues are important parts of the net present value calculations used in traditional investment analysis. The project also included one PhD at NTNU which has focused on different aspects of the more general in-vestment problem under uncertainty.
This report shortly summarises the simulation tool developed for revenue calculations in investment analyses, and documents newly developed functionality. Firstly, we have developed a re-optimization framework. Testing of the functionality has demonstrated that repeatedly updating the strategy during the simulation sequence is valuable, especially for systems where head dependencies are of importance. Secondly, the simulator has been expanded to include a capacity market. The results show a significant impact on the reservoir management of considering capacity markets in the strategy calculation. With increasing importance of such markets, this simulator functionality is expected to become more im-portant in future.
Unfortunately, added functionality usually increases the computational time substantially. Both the re-optimization of the strategy and the inclusion of capacity markets gave considerably longer calculation times. To reduce the computational burden of the simulator, a snipping methodology has been devel-oped. This functionality allows for only a smaller part on the hydropower system to be considered in the detailed modelling in the simulator, considerably reducing the calculation burden. It remains to test the snipping functionality with the re-optimization framework and the functionality for capacity markets.
All the functionalities discussed in the report are supported by case studies. Nevertheless, some results indicated that more and slightly different case studies should be considered to fully grasp the value, and limitations, of the new developments. Furthermore, several important aspects in investment analyses are not, or just briefly, considered in this work, such as potential revenues from ancillary markets. More research is therefore needed to better consider the implications of the transition of the power system in the investment process. Still, research conducted in WP 3 of HydroCen constitutes a step in the right direction and an excellent basis for further research on the topic. | en_US |
| dc.description.abstract | Overgangen til et kraftsystem basert på fornybar energi gir nye muligheter og utfordringer for vannkraft-produsenter. I Norden forventes det at magasinkraftverk vil spille en nøkkelrolle i å utjevne variasjoner i vindkraft, solkraft og forbruk ved å justere produksjonen opp og ned i henhold til forventede kraftpriser. Driften av vannkraftverkene endrer seg dermed på grunn av de strukturelle endringene i kraftsektoren. Samtidig eldes den nordiske vannkraftflåten. Følgelig ser vi et økende fokus på vedlikeholds- og oppgra-deringsstrategier for å forlenge komponentenes levetid og optimalisere reinvesteringer. I tillegg skal en betydelig andel av vannkraftverkene få revidert sine konsesjoner. Dette gir en utmerket mulighet til å vurdere oppgraderinger av norske vannkraftverk, som investeringer i større turbiner, pumpekraftverk og andre komponenter, for å forbedre anleggenes ytelse med tanke på fremtidige markedsbehov.
Forskningen i Prosjekt 3.3 av HydroCen er utført hovedsakelig av SINTEF og har fokusert på beslutnings-støtte for oppgradering og investering i vannkraft. Arbeidet har resultert i utviklingen av et nytt verktøy for beregning av produksjonsinntekter for individuelle vannkraftsystemer. Estimering av inntekter er vik-tige deler av nåverdi-beregninger brukt i tradisjonelle investeringsanalyser. Prosjektet inkluderte også en doktorgradsstipendiat ved NTNU som har fokusert på ulike aspekter av det mer generelle investeringspro-blemet under usikkerhet.
Denne rapporten oppsummerer kort simuleringsverktøyet utviklet for inntektsberegninger i investerings-analyser og dokumenterer nyutviklet funksjonalitet. For det første har vi utviklet et rammeverk for rebe-regning av strategien gjennom simuleringsperioden. Testing av denne funksjonaliteten har vist at det er verdifullt å gjentatte ganger oppdatere strategien under simuleringssekvensen, spesielt for systemer hvor fallhøydeavhengigheter er viktige. For det andre har simulatoren blitt utvidet til å inkludere et kapasitets-marked. Resultatene viser en betydelig innvirkning på magasindisponeringen ved å inkludere kapasitets-markeder i strategi-beregningen. Med økende betydning av slike markeder forventes denne simulatorfunk-sjonaliteten å bli viktigere i fremtiden.
Dessverre øker ny funksjonalitet vanligvis beregningstiden betydelig. Både re-beregning av strategien og inkluderingen av kapasitetsmarkeder førte til betydelig lengre beregningstider. For å redusere beregnings-byrden for simulatoren, er en klippemetodikk utviklet. Denne funksjonaliteten gjør at kun en mindre del av vannkraftsystemet inngår i den detaljerte modellering i simulatoren, noe som reduserer beregningsbyr-den betydelig. Det gjenstår å teste klippefunksjonaliteten sammen med re-optimaliseringsrammen og funk-sjonaliteten for kapasitetsmarkeder.
Alle funksjonalitetene diskutert i rapporten støttes av casestudier. Likevel indikerte noen resultater at flere og noe annerledes casestudier bør vurderes for fullt ut å forstå verdien og begrensningene av de nye ut-viklingene. Videre er flere viktige aspekter i investeringsanalysene ikke, eller bare kort, vurdert i dette arbeidet, som inntekter ancillary services. Mer forskning er derfor fortsatt nødvendig for bedre å vurdere den komplette nytten av fleksibel vannkraft i et antatt fremtidige 100 % fornybare kraftsystemet. Likevel utgjør forskningen utført i WP 3 av HydroCen et skritt i riktig retning og et utmerket grunnlag for videre forskning på emnet. | en_US |
