ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

TAURON
Polska Spółka Gazownictwa
EuRoPol GAZ
GAZOPROJEKT
CMS

PGE
CEZ Polska
ELECTRUM





KOMENTARZE

Podsumowanie 25 i 26 tygodnia w "Strefie TradeARE"
29.09.2017r. 14:15

dr inż. Sławomir Skwierz, mgr inż. Michał Lewarski - Zakład Statystyki i Prognoz ARE SA
Materiał zawiera podsumowanie 25 i 26 tygodnia funkcjonowania "Strefy TradeARE". W ramach opracowania dokonano oceny dokładności sporządzanych prognoz cen energii elektrycznej na RDN (I Fixing), a także przygotowano komentarz do sytuacji rynkowej w tym okresie. Przedział czasowy będący przedmiotem analizy obejmuje dwa następujące po sobie tygodnie: 25 tydzień: od 11.09 do 17.09.2017 r. oraz 26 tydzień: od 18.09 do 24.09.2017 r.
W rozpatrywanych tygodniach średni procentowy błąd prognozy (MAPE) kształtował się odpowiednio na poziomie 5,7% i 3,5% dla wszystkich godzin, natomiast dla pasm wyniósł odpowiednio 6,6% w 25 tygodniu i 2,0% w 26 tygodniu.

Analiza błędów prognozy

Na rysunkach zamieszczonych poniżej zestawiono porównanie prognoz dla doby n+1 z rzeczywistym wykonaniem dla 25 i 26 tygodnia funkcjonowania "Strefy TradeARE". Na wykresie przedstawiono również wartość bezwzględną błędu ex post prognozy (fioletowe słupki).

(934x393)Rys. 1. Porównanie prognoz cen energii elektrycznej na RDN (I Fixing) z danymi rzeczywistymi w tygodniu 25 (okres od 11.09 - 17.09.2017 r)

(934x393)Rys. 2. Porównanie prognoz cen energii elektrycznej na RDN (I Fixing) z danymi rzeczywistymi w tygodniu 26 (okres od 18.09 - 24.09.2017 r)

W tabelach poniżej zestawiono średnie procentowe błędy prognoz MAPE dla rozpatrywanych tygodni.

Tabela 1. Błędy prognozy MAPE dla tygodnia 25, tj. w okresie od 11.09 - 17.09.2017

Tabela 2. Błędy prognozy MAPE dla tygodnia 26, tj. w okresie od 18.09 - 24.09.2017

W 25 tygodniu funkcjonowania "Strefy TradeARE" średni procentowy błąd prognozy MAPE dla wszystkich godzin wyniósł 5,7%. Dla dni roboczych kształtował się na poziomie 4,9%, natomiast dla dni weekendowych na poziomie 7,7%. W rozpatrywanym tygodniu dwukrotnie miały miejsce poważne wzrosty cen na RDN, znacznie powyżej naszych przewidywań. Mowa jest tutaj o dniach: 11 września (poniedziałek) oraz 16 września 2017 r. (sobota). Kluczowy wpływ na sytuację w bilansie mocy dla pierwszego z omawianych dni miało zaplanowane w okresie od 11.09-17.09 wyłączenie linii Polska-Litwa oraz stosunkowo wysoki poziom ubytków w blokach energetycznych zaliczanych do JWCD (3140 MW - odstawienia planowane i 1255 MW - odstawienia nieplanowane). Mieliśmy również tego dnia do czynienia z niskim wolumenem obrotu na I Fixingu i znacznie różniącymi się cenami na II Fixingu, co wskazuje na nietypowe podejście rynku do wyceny. Podobna sytuacja miała miejsce w sobotę (16.09), kiedy wysoki poziom planowanych ubytków mocy został uzupełniony dodatkowo poważną ilością ubytków nieplanowych. Tego dnia łączna wielkość ubytków w JWCD wyniosła 8881 MW (3531 MW - odstawienia planowane oraz 5350 MW odstawienia nieplanowane), co jest rzeczą rzadko spotykaną. Wywindowało to cenę energii na RDN do poziomu przeszło 1000 zł/MWh w okresie szczytowym. W odróżnieniu od poniedziałku 11.09 ceny na I i II Fixingu były do siebie zbliżone, a także wolumen obrotu był stosunkowo wysoki. Teoretycznie więc z analizy bilansu mocy dało się przewidzieć mający miejsce tego dnia wzrost cen (z naszych prognoz wynikało że ceny pójdą w górę do poziomu ok. 600 zł/MWh), ale jak to zwykle bywa w tego typu sytuacjach, bardzo trudno jest wskazać poprawnie potencjalny zasięg tego wzrostu.

Dla 26 tygodnia, błąd prognozy MAPE był niższy i wyniósł 3,5%. Tydzień ten charakteryzował się znacznie większą stabilnością, choć występowały godziny, w których ceny przekraczały poziom 350 zł/MWh. Dla dni roboczych błąd MAPE kształtował się na poziomie 4,2% a dla dni weekendowych 1,8%. Paradoksalnie dokładność prognoz w rozpatrywanym tygodniu była większa dla dni weekendowych niż dla dni roboczych.

W ramach analizy skuteczności prezentowanych za pośrednictwem "Strefy TradeARE" prognoz cen energii elektrycznej na RDN, zbadano dodatkowo poziom średniego błędu procentowego dla cen w paśmie. W tabeli 3 i 4 zestawiono prognozowane ceny dla danego dnia za pasmo (średnia arytmetyczna dla całej doby) z danymi rzeczywistymi wraz z obliczonym błędem prognozy MAPE. Błąd prognozy MAPE dla pasm wyniósł w 25 tygodniu 6,6% oraz 2,0% w 26 tygodniu.

(540x153)Tabela 3. Błędy prognozy dla cen w paśmie (tydzień 25)

(540x153)Tabela 4. Błędy prognozy dla cen w paśmie (tydzień 26)

Poniżej zestawiono poziom błędu MAPE w poszczególnych tygodniach od początku funkcjonowania "Strefy TradeARE". Z zaprezentowanego zestawienia wynika, że udaje się nam utrzymywać pozytywny trend zmniejszania średniego procentowego błędu MAPE. Naszą ambicją jest zejście poniżej 3% w długim okresie. Uzyskanie jednak tak wysokiej skuteczności jest utrudnione w warunkach niskiej płynności rynku.

Rys. 3. Błąd MAPE w poszczególnych tygodniach od początku funkcjonowania "Strefy TradeARE".

Komentarz do sytuacji na RDN

W tygodniu obejmującym okres od 11.09 do 17.09 średnia cena energii na RDN (kontrakty godzinowe) wyniosła 195,65 PLN/MWh. W odniesieniu do tygodnia poprzedzającego, oznacza to wzrost aż o 32,70 PLN/MWh. Wolumen transakcji giełdowych wzrósł w tym okresie o 18 671 MWh do 350 313 MWh. Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na sesji giełdowej TGE (kontrakty godzinowe) zawierała się między 141,13 PLN/MWh w czwartek a 364,24 PLN/MWh w sobotę.

Rysunek 4. Cena średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji na sesji giełdowej, liczona po dacie dostawy dla danej doby w tygodniu 11.09-17.09 (kontrakty godzinowe) i dzienny wolumen dostaw.

Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na I Fixingu kształtowała się w rozpatrywanym okresie na poziomie 195,30 PLN/MWh.

W analizowanym tygodniu generacja energii elektrycznej z wiatru utrzymywała się na średnim poziomie w dniach poniedziałek - wtorek, w dniach środa - piątek na poziomie wysokim (przekraczając w nocy z czwartku na piątek poziom 4 500 MW), w dniach sobota - niedziela na poziomie niskim. Bardzo wysoki poziom postojów awaryjnych w jednostkach JWCD w weekend przełożył się na wyjątkowo wysokie ceny energii elektrycznej, co było szczególnie odczuwalne w sobotę. Utrzymujący się stosunkowo wysoki poziom cen na obszarze SE4 w połączeniu z planowanym remontem linii 500 MW PL-LT w dniach 11.09-17.09 był silnym impulsem do wzrostu cen na rynku polskim. Nie importowano energii elektrycznej z Ukrainy.

(587x257)Rysunek 5. Porównanie notowań energii elektrycznej na I i II Fixingu w tygodniu 11.09-17.09.

Wolumen obrotu na I Fixingu w analizowanym tygodniu wyniósł 243 475 MWh, co stanowiło 70 % całkowitego wolumenu obrotu na RDN (kontrakty godzinowe).

Rysunek 6. Całkowity wolumen obrotu na sesjach giełdowych [MWh] liczony po dacie dostawy w tygodniu 11.09-17.09 (kontrakty godzinowe)

W tygodniu 18.09-24.09 średnia cena energii na RDN (kontrakty godzinowe) spadła względem poprzedzającego tygodnia aż o 26,75 PLN/MWh, osiągając tym samym poziom 168,90 PLN/MWh. Wolumen zakontraktowanej energii w tym okresie wzrósł aż o 27 606 MWh do 377 919 MWh.

Cena średnia ważona wolumenem (kontrakty godzinowe) zawierała się między 149,87 PLN/MWh w niedzielę a 177,72 PLN/MWh w piątek.

Rysunek 7. Cena średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji na sesji giełdowej, liczona po dacie dostawy dla danej doby w tygodniu 18.09-24.09 (kontrakty godzinowe) i dzienny wolumen dostaw

Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na I Fixingu kształtowała się w rozpatrywanym okresie na poziomie 169,99 PLN/MWh.

W analizowanym tygodniu generacja energii elektrycznej z wiatru utrzymywała się na wysokim poziomie w poniedziałek, w dniach wtorek, środa, piątek i niedziela na poziomie niskim, w dniach czwartek i sobota na średnim poziomie. Utrzymujący się stosunkowo wysoki poziom cen energii elektrycznej na obszarach SE4 i LT ograniczał import na przekroju nierównoległym. Dodatkowo bardzo niska generacja energii elektrycznej z wiatru w Niemczech, a co za tym idzie wysokie ceny energii elektrycznej dodatkowo wpływały na wzrost cen na rynku polskim. Za wyjątkiem wtorku (poziom 145 MW), nie importowano energii elektrycznej z Ukrainy.

(594x280)Rysunek 8. Porównanie notowań energii elektrycznej na I i II Fixingu w tygodniu 18.09-24.09.

Wolumen obrotu na I Fixingu w analizowanym tygodniu wyniósł 253 621 MWh, co stanowiło 67 % całkowitego wolumenu obrotu na RDN (kontrakty godzinowe).

Rysunek 9. Całkowity wolumen obrotu na sesjach giełdowych [MWh] liczony po dacie dostawy w tygodniu
Zobacz także:

Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

KOMENTARZE ( 2 )

Rozwiń (Pełna treść komentarza)
Autor: pobudka panowie 29.09.2017r. 22:39
Powiedzmy, że prognozowana moc wiatraków w górnym paśmie jest znacznie zaniżana, i to uporczywie komuś się nie chce... pełna treść komentarza
Odpowiedzi: 1 | Najnowsza odpowiedź: 02-10-2017r. 08:38 ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
Ebicom
Koncern Energetyczny ENERGA S.A.
ALMiG
Elektrix
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Izba Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Elektromontaż Wschód
Innsoft



cire
©2002-2017
mobilne cire
IT BCE