Zu jedem Zeitpunkt muss in das Stromnetz soviel Strom eingespeist werden, wie zum selben Zeitpunkt entnommen wird. Damit dies auch geschieht wird der Einsatz von Kraftwerken geplant auf Basis von Preissignalen aus dem Markt. Der Preis am Markt gibt somit zu jedem Zeitpunkt einen Indikator für die tatsächliche Knappheit der elektrischen Energie. Theoretisch vielleicht – praktisch stimmt der angenommene Verbrauch nur selten mit dem erwartenden Verbrauch überein. Im Schnitt wird in Deutschland/Österreich und Luxemburg 664 MW mehr Strom benötigt, als die Händler am Vortag vermutet haben. Es ist kein Wunder, dass Händler den Bedarf nicht kennen, sind doch über 95% des Stromverbrauchs als impulsiv/spontan zu charakterisieren.

Als Datenbasis dienen die Daten der ENTSOe, welche im aktuellen Format ab dem 05.01.2015 vorliegen und für jeden Viertelstundenwert eine Aussage über den am Vortag geplanten Verbrauch und dem tatsächlichen Verbrauch am Liefertag angeben.

Kommt es hier zu Abweichungen, so  kann die notwendige Balance aus Erzeugung und Verbrauch nur durch drei Maßnahmen hergestellt werden, die jeweils reaktiv angesehen werden muss:

  1. Export/Import über die vorhanden Netzkuppelstellen
  2. Intraday Handel mit Ausgleichenergie
  3. Abruf von Regelenergie

Der Austausch von Strom mit den Nachbarländern ist dank der Preiskopplung die einfachste Option. Der untertägige Handel ist eine reine Korrektur der Unsicherheiten der Einspeisungen, die zum Beispiel den Ausfall von Kraftwerken abfedern kann. Der Abruf von Regelenergie über die Frequenzüberwachung ist die für den Stromkunden teuerste Option.

Warum wissen Stromhändler nicht, wie viel Strom sie einkaufen müssen?

Schaut man sich die Zahlen etwas genauer an, so erkennt man mehrere Muster. Die Frage, welcher Bedarf am schwierigsten zu bestimmen ist, kann man mit einer Auswertung nach Wochentagen ablesen.

Wochentag Mittlere Abweichung
Montag -923 MWh
Dienstag -1141 MWh
Mittwoch -2308 MWh
Donnerstag -955 MWh
Freitag -11 MWh
Samstag 318 MWh
Sonntag 292 MWh

Auffallend ist, dass zum Zeitpunkt der höchsten Industriellenlast der Verbrauch meistens zu gering eingeschätzt wird. Zum Zeitpunkt der Last von privaten Haushalten als zu Hoch. Könnte der Bedarf von Industrie und Privatkunden mit gleicher Genauigkeit prognostiziert werden, dann würde man keine Unterschiede bei den Wochentagen erkennen.

Eigentlich gilt ein direkterer Zugang zum Markt als fördernd, wenn es darum geht, die Knappheit eines Gutes zu ermitteln. Über den Preis sollen Verbraucher animiert werden entweder kurzfristig weniger Strom zu benötigen, oder mehr.

Selbstverständlich kann man nur vermuten, aber was hier geschieht folgt anderen Marktregeln, als üblich. Die Industriekunden scheinen ihren Verbrauch latent als zu gering einzuschätzen. Dies führt am Spot-Markt zu einer künstlichen Erhöhung des Strompreises (=Geringer Bedarf bei gleicher Angebotsmenge).

Fazit

Mehr Marktnähe bei schärferer Bilanzkreisführung wirkt sich negativ auf die Güte der Bedarfsprognose aus. Auf Basis der aktuellen Daten ist die Balance aus Erzeugung und Verbrauch mit flexiblen Strompreisen schwerer herzustellen, als mit starren Tarifnodellen, die entkoppelt von Spotmarkt-Preisen sind.

Den Beitrag "Geringfügig verschätzt - Prognoseabweichungen im Day-Ahead offline Lesen:

4 Gedanken zu “Geringfügig verschätzt – Prognoseabweichungen im Day-Ahead

  1. OT

    Grob verschaetzten tut sich die IEA jedes Jahr wieder, also nicht nur am Montag, Dienstag ….
    Im y2y Vergleich ging der internationale Kohlehandel/-konsum erstmals um 1% zurueck:

    http://www.shippingherald.com/Admin/ArticleDetail/ArticleDetailsAnalysis/tabid/115/ArticleID/21043/Chinese-Seaborne-Coal-Imports-On-The-Decline.aspx

    Bis 2020 mindestens haette lt IEA der Kohlehandel (speziell in China!) noch zunehmen sollen:

    http://www.iea.org/topics/coal/

    Solchen Spezialisten sollte man nichts anvertrauen.

    Hellenic Shippings hatte das schon im Juni berichtet, das ist aber irgendwie untergegangen:

    http://www.hellenicshippingnews.com/energy-commodity-trade-shake-up-under-way/

    Antworten
      • Damit koennten Sie vielen das Geschaeft verderben.

        Jemand ( ich rate mal: Frau Kemfert?) hatte letztes Jahr zusammengefasst wie die EE-Anteile frueher mal prognostiziert wurden und dann das was dann tatsaechlich passierte dem gegenueber gestellt.

        Craig Morris hat das auch schon gemacht.

        Wie bzw. wer die Strombedarfsprognosen am weitesten daneben schaetzt bezogen auf das Tagesgeschaeft – das waere echt mal was. Vermutlich wuerden dann Ihre Daten von den Stromhaendlern eingekauft werden, in die Boersenablaeufe mit einfliessen.
        Ein ‚dirty war/economical warfare‘ waere damit fuehrbar, das was man heutzutage Wirtschaftskrieg nennt.

        Antworten
  2. Der day-ahead market nimmt stark zu:

    http://www.epexspot.com/de/presse/press-archive/details/press/Strongest_half-year_volumes_ever_on_European_Power_Exchange_EPEX_SPOT

    Interessant der 15 Minutenhandel (welcher die EE anspricht), der liegt nun bei 20TWh im ersten Halbjahr. Das ist bereits 1/5 der netzgespeisten EE-Erzeugung:

    https://www.energy-charts.de/energy_de.htm

    Waere die Atomkraft nicht so stoeranfaellig wuerde das angrenzende Ausland ebenfalls an diesem Marktsegment teilnehmen. Belgien kann aber nicht die Verfuegbarkeit der AKWs nur ansatzweise prognostizieren, ELIA hatte daher Ende letzten Jahres die Teilnahme am 15 Minutenmarkt bis auf weiteres abgesagt.

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