Det er satt strenger krav for å øke andelen fornybar energi, samtidig som kjernekraft gradvis fases ut. Denne utviklingen tilsier at den totale andelen uregulerbar fornybar kraft vil fortsette å øke, noe som medfører høyere krav til fleksibilitet og reguleringsevne både på produksjons- og forbrukssiden.
Som følge av denne utviklingen er det behov for langtids prisprognoser for alle elektrisitetsprodukter, inkludert energi og forskjellige typer reservekapasitet og balanseenergi, for å kunne utføre presise og robuste investeringsbeslutninger, for eksempel knyttet til utbygging av nye kabler til det Europeiske kontinentet og oppgradering av eksisterende vannkraftverk. Vi mener at konsistente prisprognoser bør fremskaffes ved hjelp av fundamentale flermarkedsmodeller. Nåværende fundamentale markedsmodeller som benyttes i hydro-termiske systemer omfatter normalt bare produktet energi. Videre bygger slike modeller på antakelsen om at all usikkerhet er kjent innenfor en ukes horisont og at alle system- og markedsmessige sammenhenger er lineære. Disse antakelsene vil bli utfordret i betydelig grad i fremtidens Nordiske kraftmarked. Dersom man skal beregne realistiske priser for fremskaffing av balansetjenester, som også omhandler produktene reservekapasitet og balanseenergi, trengs en finere representasjon av usikkerhet og en mer detaljert beskrivelse av det fysiske systemet.
I dette prosjektet vil vi utvikle et modellkonsept som er i stand til å beregne marginalpriser for alle fysiske elektrisitetsprodukter som omsettes i det Nordiske markedet. Modellkonseptet skal kunne modellere alle relevante produkter i tilstrekkelig detalj og med fin tidsoppløsning, og i kombinasjon med fleksibelt forbruk og lokale lagre. En betydelig forskningsutfordring ligger i det å tallfeste hvordan forskjellige produkter og markedsklareringssekvenser påvirker systemdriften og driftskostnader.
