Figuren viser magasinkurver basert på antakelsen om uavhengig pris og tilsig (blå) og avhengig (rød). Den forventede magasinkurven basert på uavhengig pris og tilsig ligger noe lavere utover høsten.

Mange vannkraftverk bruker gammel teknologi fra de store vannkraftprosjektene på midten av 1900-tallet. Samtidig er de største utbyggingene allerede gjort i Norge og andre utviklede land. Derfor er oppgradering av eksisterende vannkraftverk både mer lønnsomt og mer aktuelt enn å bygge nye. Men hvordan vet man om oppgraderinger kommer til å lønne seg? 

I sitt doktogradsarbeid har Andreas Kleiven utviklet modeller som kan hjelpe kraftbransjen ved å beregne hva som er optimale investeringer og driftsplaner i vannkraftverk. 

Vanskelig å forutsi priser for den lange levetiden til vannkraftprosjekter 

Vannkraftverk i Norge har lang levetid, og potensielle kontantstrømmer må beregnes flere tiår fram i tid. Det er langt utover horisonten hvor det finnes fremtidskontrakter for å kontrollere uønsket risiko. I tillegg er det veldig store kostnader knyttet til å gjennomføre oppgraderinger i eksisterende vannkraftanlegg. 

Når et kraftselskap skal planlegge for årene framover tar de ofte sikte på å lage en drifts- og investeringsplan som maksimerer markedsverdien av eksisterende og potensielt nye eiendeler. For en vannkraftprodusent som ønsker å maksimere profitt, betyr det blant annet å verdisette fleksibiliteten til å velge når en ønsker å produsere og investere, basert på informasjon om blant annet strømpriser og tilsig til vannmagasiner. 

Nøyaktige og pålitelige matematiske modeller og metoder er avgjørende for å støtte beslutninger om fornyelse og oppgraderingsprosjekter. 

Høydepunkter fra doktorgradsavhandlingen: 

• Når en kraftprodusent skal planlegge vedlikeholdsaktiviteter kan langsiktige strømprisforventninger legges til grunn for å bestemme når og hvilken aktivitet som skal velges. Analysen fremhever viktigheten av å ha flere mulige aktiviteter under vurdering når prisene er usikre. 
• Når en kraftprodusent skal lage en driftsplan for neste år så blir den marginale vannverdien underestimert dersom (negativ) samvariasjon mellom priser og hydrologisk balanse lokalt og I kraftsystemet ignoreres. Den potensielle gevinsten ved å inkludere samvariasjon mellom priser og ressurstilgjengelighet ved optimalisering av driftsplanen er likevel beskjeden. 
• En intuitiv metode for integrering av sesongplanlegging under pris- og tilsigsusikkerhet, og korttidsoptimalisering innenfor uken foreslås for å evaluere oppgraderingsprosjekter. Analysen demonstrerer hvordan antakelser om prisvariasjoner innenfor uken påvirker tidspunkt og størrelse på oppgraderinger.
• Avhandlingen tilbyr videre et modelleringsrammeverk for investeringsbeslutninger i vannkraftverk med fokus på nedsiderisiko. Analysen viser at en robust tilnærming kan redusere variasjonen i kontantstrømmen knyttet til en irreversibel langsiktig investering. 

Kan implementeres av industrien 

Faktorene som er vurdert og modellene som er presentert i avhandlingen kan implementeres av industrien.  

Angående effekten av samvariasjon mellom hydrologisk balanse og strømpriser på vannverdier, er forskerne nølende med å foreslå å eksplisitt modellere forholdet mellom lokal tilsig, systemhydrologi og priser, gitt den beskjedne gevinsten man poensiellt kan få.  

De foreslår heller at kortsiktige driftsmodeller og sesongplanlegging kan integreres og kombineres med langsiktige markedsprisbevegelser for å evaluere investeringsalternativer. De foreslår også at et robust rammeverk med fokus på nedsiderisiko kan være nyttig I vurderinger knyttet til investeringsbeslutninger når man har begrenset med langsiktig informasjon om strømpriser. 

Samlet sett bidrar analysene og resultatene med nyttig og verdifull innsikt til problemstillinger i kraftbransjen.