Flytbasert markedskobling i Norden : nytteverdi ved tilpasset vannkraftproduksjon

Abstract

Et kraftsystem består i hovedsak av produksjon i kraftverk, overføring av kraft via kraftnettet og forbruk. Det nordiske kraftsystemet har i dag tolv budområder. Hensikten med budområder er å håndtere begrensende overføringskapasitet i nettet, ved å gi kraften en verdi der den befinner seg. Kraftbørsene i Europa samarbeider om en felles markedsalgoritme, Euphemia, som klarerer markedet i hvert delområde.

En viktig inputparameter til Euphemia er tilgjengelig overføringskapasiteten mellom budområder. I dagens system bestemmes dette på forhånd av systemansvarlig for kraftnettet. På den måten kobles det fysiske kraftnettet sammen med selve markedet. Dette kalles en markedskobling. For å kunne fastsette tilgjengelig overføringskapasitet, må systemansvarlig på forhånd anta hvor produksjon og forbruk vil finne sted. Det legges til en sikkerhetsmargin, for å redusere risikoen for overbelastninger. Dette begrenser handelen, eller overføringskapasiteten tilgjengelig for markedet.

Flytbasert markedskobling, som er planlagt innført i det nordiske kraftmarkedet i 2021, vil kunne øke overføringskapasiteten tilgjengelig for markedet, og på den måten utnytte kraftnettet bedre. Dette gjøres ved å inkludere en forenklet beskrivelse av det fysiske kraftnettet i selve markedsalgoritmen. Markedsalgoritmen vil dermed ta hensyn til overføringsbegrensningene når prisen skal settes, heller enn at dette må bestemmes på forhånd av systemansvarlig. Dermed reduseres usikkerheten knyttet til hvor forbruk og produksjon vil finne sted, slik at mer overføringskapasitet er tilgjengelig for markedet.

Denne oppgaven undersøker norske og svenske vannkraftprodusentenes nytteverdi ved å tilpasse vannkraftproduksjonen til en flytbasert markedskobling. Nytteverdien defineres som endringen i produsentoverskuddet til vannkraftprodusentene ved tilpasning.

Den hydro-termiske optimeringsmodellen, Samkjøringsmodellen, benyttes for å besvare problemstillingen. Modellen er utviklet av SINTEF, og benyttes av markedsaktører som Statnett og Hydro Energi for å simulere det nordiske kraftsystemet. Modellen er todelt. I den første delen beregnes vannkraftprodusentenes strategi i en vannverdiberegning. En vannverdiberegning beregner verdien av vannet som er lagret i magasinet. Verdien av vann vil være avhengig av tid på året, og mengden vann i magasinet. I andre del simuleres effekten av denne strategien i en markedsmodell.

En kjent svakhet ved Samkjøringsmodellen er dens sensitivitet for tre kalibreringsfaktorer. Ettersom vannverdiberegningen foregår separat for hvert delområde, må modellen tilføres informasjon om systemet som helhet via brukerdefinerte kalibreringsverdier. Tilbakekoblingsfaktoren bestemmer hvor mye fastkraft som etterspørres i delområdet. Formfaktoren bestemmer hvordan etterspørselen etter fastkraft fordeler seg over året. Elastisitetsfaktoren bestemmer etterspørselselastisiteten for prisavhengige kontrakter.

Produsentene tilpasser sin produksjon ved å endre sin strategi. Dagens og fremtidens markedskobling kan representeres i Samkjøringsmodellen, ved henholdsvis nettmodellene Samlast og Samnett. Nettmodellene inkluderes i Samkjøringsmodellens vannverdiberegning. Slik beregnes effekten av at vannkraftprodusentene enten tilpasser seg, eller ikke tilpasser seg den nye markedskoblingen.

Resultatene fra Samkjøringsmodellen benyttes i kombinasjon med Monte Carlo-simulering, for å estimere vannkraftprodusentenes nytteverdi. Dermed kan usikkerheten i den estimerte nytteverdien kvantifiseres. I tillegg gjennomføres en sensitivitetsanalyse for å undersøke hvor sensitiv den estimerte nytteverdien er for endringer i underliggende parametere.

Oppgaven estimerer en positiv nytteverdi på 1,7 M€/år samlet sett for norske og svenske vannkraftprodusenter, når de tilpasser vannkraftproduksjonen til den flytbaserte markedskoblingen. Nytteverdiens 80 % konfidensintervall går fra -0,5 M€/år til 3,6M€/år, mens det er 84 % sannsynlighet for at nytteverdien er større enn null. Produsentene får mer kontroll over egen produksjon, noe som vurderes som hovedårsaken til den positive nytteverdien. I tillegg får produsentene en noe høyere kraftproduksjon.

Sensitivitetsanalysen konkluderer med at den estimerte nytteverdien er: - lite sensitiv for utbygging av flere mellomlandsforbindelser, og for justering av elastisitetsfaktoren og formfaktoren. - svært sensitiv for økt installert vindkraftkapasitet, endring i forbruk og justering av tilbakekoblingsfaktoren.

A power system mainly consists of power plants, transmission lines and consumption. To handle limited transmission capacity in the power grid, the Nordic power system is split into twelve bidding areas. This gives a value to the power at the place where it is generated. The European power exchanges use a common market algorithm, Euphemia, to clear the power market.

An essential input parameter to Euphemia is the available transmission capacity between bidding areas. Today, the transmission system operator (TSO) determines the capacity before the market clearing takes place. In that way, the physical power grid is coupled with the market. This is called a market coupling. To be able to determine the available transmission capacity, the TSO needs to estimate the location og production and consumption. Since the location is unknown, a security margin is used to reduce the risk of overload in transmission lines. The security margin limits the markets available capacity.

A flow-based market coupling (FBMC) is anticipated to be implemented in the Nordic power market in 2021. It is expected that the new market coupling will raise power grid utilization, providing increased transmission capacity to the market. This is done by introducing a simplified grid model in Euphemia. Euphemia will then consider the restrictions in the physical power grid during the market clearing. Since the location of production and consumption is known, the security margin can be reduced, and more transmission capacity made available to the market.

This thesis examines Norwegian and Swedish hydropower producers’ utility value of adapting their production to a flow-based market coupling. Utility value is defined as change in producer surplus. In this thesis, utility value is examined by employing the EFI's Multi-area Power-market Simulator (EMPS-model) to simulate the Nordic power system. The EMPS-model was developed by SINTEF and commonly utilized by market participants like Statnett and Hydro Energi. The model has two stages. The first stage computes the hydropower producer’s strategy in a water value calculation. A water value calculation “sets a value to”/appraise water stored in the reservoir. The water value is dependent on the time of year and the amount of water stored. The second stage is a market model where the effects of the strategies is simulated.

A know weakness of the EMPS-model is its sensitivity for three calibration factors. The water value calculation is done separately for each bidding area. Therefore, the user defined calibration values are needed to add information about the total system. The feedback factor determines the amount of firm demand in the area. The form factor determines how the firm power demand is distributed across the year. The elasticity factor determines the elasticity of demand.

The hydropower producers adapt by changing their strategy. The present and the future market coupling can be represented in the EMPS-model by the grid models Samlast and Samnett respectively. The grid models are included in the EMPS-model’s water value calculation. This makes it possible to simulate the effect of hydropower producers who adapt and those who do not.

The results from the EMPS-model are used in combination with Monte Carlo-simulations to estimate the utility value. Thus, the uncertainty of the utility value can be quantified. A sensitivity analysis is conducted to examine how sensitive the estimated utility value is for variation of four underlying parameters.

The results show an increase of the utility value of 1,7 M€/year in total for Norwegian and Swedish hydro power producers, when they adapt to a flow-based market coupling. The 80 % confidence interval goes from -0,5 M€/year to 3,6 M€/year, while there is an 84 % probability of the utility value to be higher than zero. The hydropower producers gain more control of their production. This is considered to be the main cause of the increase in utility value. In addition, the hydropower producers have a slight increase in production.

The sensitivity analysis concludes that the estimated utility value is: - slightly sensitive for construction of new interconnectors, and adjustment of the elasticity factor and the form factor. - very sensitive for increased wind power capacity, change in consumption and adjustment of the feedback factor.