Det har vært en betydelig utvikling av variabel fornybar energi de siste årene, og det forventes at denne utviklingen øker i fremtiden. I forbindelse med dette skiftet er det et økt behov for fleksible energisystemer, og hybridisering av komplementære energikilder som vann- og solkraft kan vise seg å være en viktig løsning. Det er derimot uavklart hvilke marked som er best egnet for hybridkraftverk. Dermed er analyser av Mulungushi vannkraftverk utført for å se nærmere på mulige fordeler ved å hybridisere vann- og solkraft. Eierne av kraftverket vurderer å installere et solkraftverk nært det eksisterende vannkraftverket, samt selge kraft til Day-Ahead Markedet (DAM). Hovedmålene i denne masteroppgaven er å undersøke fordelene ved å selge kraft til DAM, og å avgjøre om hybridisert drift av sol- og vannkraft er mer lønnsomt enn å drive de to ressursene hver for seg. Analysen av kraftverket er utført ved hjelp dataverktøyet SHOP som primært brukes til korttids produksjonsplanlegging av vannkraft. Tidshorisonten for produksjonsplanleggingen er et år med timeoppløsning. SHOP-modellen inkluderer en nøyaktig representasjon av vannkraftreservoarene, hydrologiske data og aggregater. Videre er det implementert autentiske markedspriser og solproduksjonsdata i modellen. Formålet med SHOP-modellen er å studere fordelene med å spare vann i perioder med lav etterspørsel, og heller benytte dette vannet til kraftproduksjon i perioder med høyere etterspørsel og priser. Dagens vannkraftverk har en installert effekt på 30,5 MW og er uten PV-produksjon. I løpet av et gjennomsnittlig tilsigsår vil vannkraftverket generere 202,9 GWh. Hydrologiske data for et gjennomsnittsår inkluderer et årlig tilsig på 380,1 Mm3, flomtap lik 90.3 Mm3 og fordampningstap lik 27,2 Mm3. I analysen av det nåværende kraftverket er det lagt til grunn en fast kraftkjøpsavtale med en rate på 100 USD/MWh som gir en årlig inntekt på $20 290 000. I påfølgende scenario ble det studert hvordan salg av kraft på DAM vil påvirke den årlig inntekten. I denne analysen ble 14 MW fremdeles solgt under kraftkjøpsavtalen til 100 USD/MWh, som tilsvarer en sum på 122,6 GWh per år. Den resterende kraftproduksjon ble solgt på DAM, og brorparten av produksjon ble solgt om morgenen og kvelden når prisene er høyest. Ved å selge kraft på DAM oppnådde kraftverket en økt inntekt på omtrent $430 000 per år. Videre ble et 10 MW solcellekraftverk inkludert i SHOP-modellen, og separat- og hybridisert drift av vann- og solkraftverket ble simulert. Under separat drift produserte solcellekraftverket 15,9 GWh årlig, noe som resulterte i en årlig inntekt på nesten $1 400 000 når solkraftprodukjson ble solgt til DAM. Som et hybridkraftverk forblir mengden solkraftproduksjon den samme. Derimot blir noe av solkraftproduksjon benyttet for å dekke den kontraktfestede produksjonen på 14 MW. Som følge av dette kan en økt mengde vannkraft selges til DAM ved pristoppene. Videre vil andelen av solkraftproduksjon som blir solgt under kraftkjøpsavtalen på 100 USD/MWh øke i verdi siden denne raten er gjennomsnittlig høyere enn prisene på DAM ved dagtid som solproduksjon ellers ville ha oppnådd. Oppsummert resulterer hybridisering av sol- og vannkraft i en ekstra inntekt på omtrent $100 000 årlig sammenlignet med individuell drift av sol- og vannkraftverket.