Et kraftsystem i endring krever nye analyseverktøy

Det nordiske og europeiske kraftsystemet står foran store og gjennomgripende endringer.

Med kjernekraftutvalgets rapport har det naturligvis også blitt diskusjoner om hvilken rolle kjernekraft kan spille i Norge og våre naboland.Økt elektrifisering og automatisering, overgang til mer fornybar energi, tettere integrasjon mellom land og markeder – og ikke minst økt geopolitisk usikkerhet, gjør at analyser av fremtidens kraftsystem er både mer sammensatt og mer usikkert enn tidligere.

For å kunne svare ut spørsmål om utvikling, konsekvenser og sammenhenger i det fremtidige energisystemet, trenger vi analyseverktøy. Når kraftsystemet endrer seg, er det også nødvendig med endring og fornyelse av de verktøyene vi bruker å analysere og planlegge systemet.

Ulike antagelser gir ulike systembilder

I Sintef har vi jobbet med utvikling av beregningsmodeller for analyse av kraftsystemet i flere tiår, og vi står nå midt i utviklingen av neste generasjons analyseverktøy.

Analyseverktøy må brukes sammen med antagelser og data om fremtidig utvikling, og her kan det være stort utfallsrom. Forskjellige framskrivninger og antagelser om teknologi- og kostnadsutvikling, politiske valg og samfunnsprioriteringer, kan gi svært ulike systembilder. Det gjelder både energibehov, produksjonsmiks, kraftflyt og driftsmønster.

Med kjernekraftutvalgets rapport har det naturligvis også blitt diskusjoner om hvilken rolle kjernekraft kan spille i Norge og våre naboland.

Vannkraft avgjørende i Norge

For å kunne analysere sammenhenger i det fremtidige energisystemet, benyttes ofte ulike typer kvantitative analysemodeller. Dette er beregningsverktøy som modellerer kraftsystemet med ulike produksjonsteknologier, forbruksprofiler, markedsløsninger og en rekke andre karakteristikker.

Modellene vi utvikler brukes også av alle store aktører i den nordiske kraftbransjen for deres interne analyser samt planlegging av kraftproduksjon.For Norge og Norden er det særlig viktig med god representasjon av vannkraft og hvordan denne kan lagres og disponeres optimalt for å ivareta forsyningssikkerheten i systemet, gitt værusikkerhet.

Sammen med analysemodellene må vi også utarbeide datasett, som representerer det kraftsystemet vi ønsker å analysere. Man kan for eksempel se på hva som skjer hvis vi bygger ny kraftproduksjon eller kraftetterspørsel nord eller sør i Norge, eller i Sverige.

Fremtidig utvikling

Siden det ofte er fremtidens kraftsystem vi ønsker å se på, er man avhengig av å gjøre noen antagelser om fremtidig utvikling.

Samkjøringsmodellen har i flere tiår har vært et state-of-the-art-verktøy for detaljert simulering av det nordiske kraftsystemet.Hva er for eksempel produksjonskostnaden for ulike teknologier i 2040 eller 2050? Hvor mye energi kommer vi til å trenge? Her må vi gjøre en eller flere antagelser og så la modellen beregne konsekvensene for totalsystemet.

Vi kan også gjøre ulike typer sensitivitetsanalyser, der vi ser hvordan endringer i antagelser påvirker resultatene. Hvordan endrer modellresultatene seg hvis vi for eksempel gradvis endrer kraftetterspørsel i 2050 fra 180 til 250 TWh?

Samkjøringsmodellen har gitt enorm verdi

Vi i Sintef jobber med utvikling av selve analysemodellene, men også i forskningsprosjekt der vi bruker modellene for å analysere det fremtidige kraftsystemet. Modellene vi utvikler brukes også av alle store aktører i den nordiske kraftbransjen for deres interne analyser samt planlegging av kraftproduksjon.

Dette gjelder særlig EMPS-modellen – også kjent som Samkjøringsmodellen – som i flere tiår har vært et state-of-the-art-verktøy for detaljert simulering av det nordiske kraftsystemet.

Helhetlig og detaljert modellering av det nordiske kraftsystemet har på ulike måter bidratt til å gi beslutningstakere og bransjen innsikt i mulige fremtidsbilder. Vi kan derfor si at Samkjøringsmodellen har gitt enorm verdi, både for planlegging, drift, systemforståelse og i siste instans politikkutforming.

Modeller har sine begrensninger

Med økende andel variabel fornybar kraftproduksjon og økende usikkerhet i vær, vil systemet ha enda større behov for kortsiktig fleksibilitet i både produksjon og forbruk.Men, med dagens raske endringer og større usikkerhet om fremtidig utvikling, er det likevel noen elementer de eksisterende modellene ikke klarer å fange opp godt nok.

Med økende andel variabel fornybar kraftproduksjon og økende usikkerhet i vær, vil systemet ha enda større behov for kortsiktig fleksibilitet i både produksjon og forbruk, og da må modellene kunne modellere dette på best mulig måte.

Modellering av fleksibiliteten som finnes i vannkraften, spesielt i komplekse vassdrag som også kan inkludere pumpekraft, er en utfordring for dagens EMPS.

Valg og forenklinger

Utviklingen av EMPS har også røtter helt tilbake til 70-tallet, det vil si i en tid der regnekraft var mye mer begrenset enn i dag. Derfor har man måttet ta noen valg og forenklinger i implementeringen for å få et problem som i det hele tatt er løsbart.

Over tid har vi tilpasset, forbedret og finjustert disse forenklingene, og EMPS bygger i dag på en avansert og gjennomarbeidet logikk for å løse et svært komplekst problem på en effektiv måte. Det er også mulig for brukere av modellen å justere noen parametere for å gjøre den bedre tilpasset den analysen man skal gjøre.

Vi har utviklet en funksjonalitet for automatisk kalibrering i EMPS, som gir bedre resultater enn ingen kalibrering, men som likevel ikke alltid sikrer et teoretisk optimum.Dette kalles kalibrering av modellen, og er et viktig steg for å få konsistente resultater når man for eksempel sammenligner resultater på tvers av ulike systemkonfigurasjoner.

Tilpasset over tid

Begrensninger i beregningskapasitet fører altså til at man må gjøre noen forenklinger i modellen.

For vannverdiberegning i EMPS modelleres hvert prisområde som ett aggregert magasin med én tilhørende kraftstasjon. Dette gjør problemet løsbart, men betyr også at den faktiske kompleksiteten i vannkraftsystemet blir forenklet.

Derfor etterfølges vannverdiberegningen i EMPS av en disaggregering der resultatene fordeles ut til en detaljert beskrivelse av vannkraftssystemet. Dette kalles «tappefordelingen» og er et simuleringssteg som bygger på logikk og heuristikk som er fintunet og tilpasset over tid.

“Kalibrering” er en krevende kunstform

Selve vannverdiberegning skjer i EMPS med såkalt stokastisk dynamisk programmering, som gjøres for et antall områder med aggregert vannkraft.

For å ta hensyn til samspill mellom områder, sesongvariasjoner og andre faktorer, er det nødvendig å kalibrere modellen. Kalibrering gjøres for å maksimere samfunnsøkonomisk overskudd og for å håndtere risiko i magasinfylling på en forsvarlig måte.

Feil eller utilstrekkelig håndtering av kalibrering kan gi resultater som ikke er konsistente når man sammenligner på tvers av scenario, sensitiviteter eller systemkonfigurasjoner.

Vi i Sintef har derfor utviklet en funksjonalitet for automatisk kalibrering i EMPS, som gir bedre resultater enn ingen kalibrering, men som likevel ikke alltid sikrer et teoretisk optimum.

Kan gi store prisutslag

Når man analyserer marginale endringer i et stort system, kan inkonsistent kalibrering mellom scenarier alene gi store prisutslag – og ofte kan disse utslagene være større enn mange av de effektene man søker å måle.

Erfaringene har gjort det klart at vi trenger et mer robust og anvendelig verktøy som er bedre tilpasset analyser av fremtidens kraftsystem og som bedre kan integreres i morgendagens analysesystemer.Vi har selv påpekt og dokumentert dette i analyser gjennomført på oppdrag for blant annet Olje- og energidepartementet. Helseth et al. (2018) [1] har blant annet undersøkt konsistensen for utvidelse av pumpekraft og overføringslinjer og vist til en del utfordringer.

Det er ikke en kritikk av modellen eller de som bruker den, det er en påminnelse om at ethvert verktøy – også den kjente, kjære og verdifulle EMPS – har sine begrensinger som det er viktig å kjenne til, og ta hensyn til ved bruk.

Behov for nye markedsmodeller

For å kunne analysere fremtidens kraftsystem på en mer konsistent og robust måte har Sintef gjennom de siste 15 årene arbeidet målrettet med å utvikle en ny generasjon markedsmodeller.

Målet har vært å ta bedre høyde for strukturelle endringer i systemet – og komme oss bort fra kjente begrensinger og svakheter i dagens modeller, samt å legge bedre til rette for å ta i bruk nye metoder og resultater fra forskningsprosjekter.

Resultatet av dette arbeidet er blant annet prototypemodellen FanSi, utviklet gjennom flere FoU-prosjekter. FanSi brukes i dag jevnlig i analyser med tidshorisonter mot 2040 og 2050.

En sentral styrke ved FanSi er at den inkluderer eksplisitt modellering av kortsiktig fleksibilitet og variabilitet, spesielt for komplekse vassdrag inkludert pumpekraft. Dette lar oss få fram samspillet mellom ulike teknologier på en mer realistisk måte enn hva som er mulig i EMPS.

Trident fra prototype til bransjeverktøy

Erfaringene med FanSi – kombinert med en tydelig etterspørsel fra bransjen – har gjort det klart at vi trenger et mer robust og anvendelig verktøy som er bedre tilpasset analyser av fremtidens kraftsystem og som bedre kan integreres i morgendagens analysesystemer.

Derfor er Sintef nå i gang med å videreutvikle prototypen til et mer oppdatert og brukervennlig analyseverktøy: Trident.

Ambisjonen er at Trident skal bli et modellverktøy som nordisk kraftbransje kan bruke til å analysere, drifte og videreutvikle kraftsystemet i møte med fremtidenes strukturelle endringer og betydelig mer usikkerhet.

I Trident implementerer vi den nye generasjon state-of-the-art modeller for analyser av det nordiske kraftsystemet, og setter de på et nytt teknologisk fundament som skal holde i flere tiår framover.

Robuste resultater uten kalibrering

Trident bygger videre på metodikken som er utviklet og uttestet i FanSi, og kombinerer dette med moderne API-arkitektur for integrasjon i datasystemer og beslutningsprosesser hos ulike aktører.

Trident baserer seg på formell optimering og vil derfor være mye mindre avhengig av kalibrering enn hva EMPS er. Usikkerheten er eksplisitt representert i selve modellstrukturen i Trident – og det er nettopp dette som gjør resultatene mer robuste.

Det er avgjørende at de analysene vi baserer oss på er bygget på metoder som faktisk kan håndtere kompleksiteten i fremtidens kraftsystem.Men med hensyn til risikohåndtering i disponering av vannkraft, vil det alltid være behov for manuelle tilpasningsmuligheter og parameterinnstillinger i modellen. Dette behovet imidlertid vil være betydelig mindre i Trident enn i EMPS.

Modellering forutsetning for gode valg

Ingen modell kan fjerne all usikkerhet eller fullstendig svare ut en gang for alle hvilke valg som er rette å ta. Men god modellering kan bidra til at vi får belyst flere sider ved en problemstilling og dypere innsikt i hva som påvirker hva i totalsystemet.

I en tid der investeringsbeslutninger, teknologivalg og politiske prioriteringer får konsekvenser i tiår fremover, er det avgjørende at de analysene vi baserer oss på er bygget på metoder som faktisk kan håndtere kompleksiteten i fremtidens kraftsystem.

Debatten vil fortsette

Debatten om kjernekraft, fleksibilitet, nettutbygging og markedsdesign vil fortsette. Da trenger vi analyseverktøy og metoder som er tilpasset det systemet vi skal analysere.

Samkjøringsmodellen har tjent norsk kraftbransje godt gjennom tiår og gjør det fortsatt. Men vi må sørge for å ha de beste verktøyene på plass både når det skal tas store investeringsbeslutninger og når kraftsystemet skal driftes i de neste tiår. Derfor utvikler vi arvtageren Trident nå.

	Stefan Jaehnert er forskningsleder ved Sintef Energi og jobber med modellering og analyse av europeiske og nordiske energimarkeder. Han forsker på hvordan kraftsystemet kan tilpasses en fremtid med stadig mer fornybar og variabel energiproduksjon.
	Birger Mo er sjefsforsker ved Sintef Energi med spesialkompetanse på produksjonsplanlegging og optimering av vannkraft. Han arbeider med modellering og beslutningsstøtteverktøy som hjelper kraftprodusenter å utnytte vannkraftressursene best mulig.
	Ove Wolfgang er forsker ved Sintef Energi og arbeider med analyse og modellering av det nordiske og europeiske kraftsystemet. Han har bred erfaring med å undersøke samspillet mellom vannkraft, vindkraft og andre fornybare energikilder.
	Ellen Krohn Aasgård er forskningssjef ved Sintef Energi og arbeider med hvordan vannkraft og andre fornybare energikilder kan spille best mulig sammen i fremtidens kraftsystem. Hun er også en sentral stemme i den offentlige energidebatten.

Referanser:

[1] Helseth, A., Mo, B., Lote Henden, A. and Warland, G. (2018), Detailed long-term hydro-thermal scheduling for expansion planning in the Nordic power system. IET Gener. Transm. Distrib., 12: 441-447. https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2017.0903