Verdi av fleksibilitet for Lysebotn 2

Abstract

Sammendrag Det nordiske kraftmarkedet er preget av høy volatilitet. Med økt innslag av sol- og vindkraft i energimiksen vil volatiliteten trolig øke i fremtiden. Dette skyldes at disse produksjonsformene drives av værforhold, som må sies å være varierende. Høy volatilitet gir kraftselskapene mer uforutsigbar lønnsomhet, men kan samtidig være en kilde til økt verdiskapning. Et eksempel på dette er fleksibilitet. Fleksibel kraftproduksjon representerer en form for realopsjon, som ofte utelates fra tradisjonell verdivurdering. Ifølge opsjonsteori vil verdien av fleksibilitet øke med økt volatilitet. Denne oppgaven sikter på å beregne potensiell verdi av fleksibilitet i kraftproduksjon for Lyse og deres vannkraftverk, Lysebotn 2. Fleksibilitetsverdien er beregnet som en opsjonsverdi ved bruk av spredningsopsjoner. Fleksibilitet vil i denne sammenheng kunne forklares som muligheten til å produsere energi til bestemte tider for å maksimere inntektene. I utregningen av opsjonsverdi har vi benyttet to ulike beslutningsregler for kraftproduksjon. Disse beslutningsreglene blir anvendt for empiriske, numeriske og analytiske prisingsmetoder. Som empirisk metode benytter vi backtesting. Denne metoden beregner opsjonsverdi på historiske priser. De historiske prisene er ukentlige spotpriser mellom 2010- 2019 fra prisområdet NO2, sørvest i Norge. For en numerisk tilnærming benytter vi Monte Carlo-simulering og tidsseriemodeller (ARIMA). Monte Carlo-simuleringen baserer seg på en mean reverting-modell hvor kraftprisene forventes å fluktuere rundt en gjennomsnittspris. ARIMA modellene bruker autoregresjon, differensiering og glidende gjennomsnitt for å predikere en prisbane. Til slutt anvender vi Kirk tilnærmingsmetode for en analytisk tilnærming til opsjonsverdisetting. Resultatene viser at det foreligger positiv fleksibilitetsverdi i vannkraftverket Lysebotn 2. Samtlige metoder resulterer i en positiv opsjonsverdi, fra 0,14-13,15 €/MWh for den best tilpassede beslutningsregelen. Modellene har sine begrensinger da de innehar en teoretisk tilnærming, og lite praktiske og tilpassede beslutningsregler. For en mer representativ opsjonsverdi vil det være fordelaktig å benytte mer avanserte analyseverktøy og forbedre beslutningsreglene. Beslutningsregelen er nøkkelen for å utnytte fleksibiliteten som ligger i et vannkraftverk.

V erdien av fleksibilitet øker i takt med økt volatilitet. Økt andel av fornybar energiproduksjon, som vind- og solenergi, vil øke denne volatiliteten. Det er imidlertid flere faktorer som kan dempe volatiliteten. Nyutviklet teknologi kan eksempelvis medføre at forbruker utnytter fleksibiliteten ved å forbruke kraft når prisen er lavere. Dersom det utvikles bedre metoder for å lagre energi vil potensialet av dette bli enda større. I tillegg kan en økning i kapasiteten for utnyttelse av fleksibilitet blant kraftprodusentene redusere volatiliteten. Det er dermed ikke gitt at volatiliteten og verdien av fleksibiliteten vil øke fremover, til tross for at prognosene tilsier dette.

Abstract The Nordic power market is characterized by highly volatile power prices. With increased incorporation of solar- and wind power into the energy mix, volatility is set to increase in the future. Wind and solar are both depending on weather conditions, which is variating. High volatility gives power companies more uncertain profitability but can also be a source to increased value creation. An example of this is flexibility. Flexible power production represents a form of real options, often omitted from traditional valuation. According to option theory, the value of flexibility will increase with volatility. This thesis aims to calculate the potential value of flexibility in power production for Lyse and their hydropower plant, Lysebotn 2. The value of flexibility is calculated as option value in using spread options. In this context, flexibility can be explained as the ability to produce energy at specific times in order to maximize revenue. In calculating option values, we have used two different decision-making rules for production. These decision rules were applied for empirical, numerical and analytical pricing methods. As empirical method we conduct backtesting. This method estimates an option price from historical prices. Historical prices are weekly prices between 2010-2019, from the price area known as NO2, southwest in Norway. As a numerical approach we use Monte Carlo simulation and time-series models (ARIMA). The Monte Carlo simulation is based on a mean reversion approach where the power prices are expected to fluctuate around a long- term average. The ARIMA models uses autoregression, differencing and moving average to estimate a price path. Finally, we use Kirks approach for an analytical method to the problem. The calculations indicate that there is a positive option value in the Lysebotn 2 hydropower plant. All methods present a positive value for the flexibility, ranging from 0,14-13,15 €/MWh for the most suitable production rule. The models have limitations in their theoretical approach, and lack of practical and fitted production rules. For a more representative option value, it will be advantageous to use more advanced analysis and improve the production rules. The production rule is the key to exploiting the flexibility in a hydro powerplant.

The value of flexibility will increase if volatility increases. An increased share of renewable energy production such as wind and solar energy will increase this volatility. At the same time, there are several factors that can decrease volatility. Newly developed technology can allow consumers to take advantage of the flexibility in consuming power when the price is lower. If better methods of energy storage are developed, the potential of this will be even greater. In addition, an increase in the capacity for utilization of flexibility for power producers can reduce volatility. Thus, volatility and value of flexibility may not increase in the future, despite projections to do so.