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Geringfügig verschätzt - Prognoseabweichungen im Day-Ahead

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Geringfügig verschätzt - Prognoseabweichungen im Day-Ahead

24.07.15  08:30 | Artikel: 962859 | News-Artikel (Red)

Geringfügig verschätzt - Prognoseabweichungen im Day-AheadZu 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.

WochentagMittlere Abweichung
Montag-923 MWh
Dienstag-1141 MWh
Mittwoch-2308 MWh
Donnerstag-955 MWh
Freitag-11 MWh
Samstag318 MWh
Sonntag292 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.





Autor: Thorsten Zoerner

blog.stromhaltig.de

Thorsten Zoerner betreibt den Blog stromhaltig.de. Einen Großteil seiner Fachartikel veröffentlichen wir regelmäßig auch hier auf unserer Seite. Thorsten Zoerner ist Gründungsmitglied der Energieblogger.



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Themenbereiche:

Strommarkt | international

Schlagworte:

Stromhändler (4) | Kraftwerke (69) | Prognoseabweichungen (2) | Day-Ahead (6) | Preiskopplung (3) | Netzkuppelstellen




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