Navigation Panel

Jak dokładne są WPKD, PKD i BPKD?



Operator Sieci Przesyłowej w Polsce (PSE SA) na bieżąco publikuje prognozy popytu i podaży na energię elektryczną. Jak zmienia się dokładność tych prognoz w miarę zbliżania się godzin dostawy energii? Czy prognozy te mogą być systematycznie obciążone? Jaka jest precyzja prognoz podaży energii w podziale na rodzaje źródeł?

Wstępny Plan Koordynacyjny Dobowy (WPKD), Plan Koordynacyjny Dobowy (PKD) i Bieżący Plan Koordynacyjny Dobowy (BPKD) zawierają podstawowe wielkości składające się na spodziewany poziom popytu i podaży energii elektrycznej w kolejnych godzinach doby. Wszystkie plany zawierają następujące parametry:
  • krajowe zapotrzebowanie na moc [MW], czyli prognozę popytu na energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE),
  • generację [MWh] w podziale na 1) generację z JWCD (jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych), 2) generację nJWCD (jednostek wytwórczych nie będących jednostkami centralnie dysponowanymi) oraz 3) generację źródeł wiatrowych,
  • sumy zdolności wytwórczych [MW] dla JWCD oraz dla nJWCD,
  • rezerwy ponad i poniżej zapotrzebowania [MW].

WPKD i PKD publikowane są raz na dobę, pierwszy z nich średnio ok. godz. 14:50 dla doby d+2, drugi ok. godz. 15:20 dla doby d+1, natomiast BPKD publikowany jest w miarę potrzeby, średnio ok. 50 razy na dobę i dotyczyć może zarówno doby bieżącej (d+0), jak i kolejnej (d+1), od ok. godz. 15:00-16:00 począwszy.

Co jest na wykresach?

Na wykresach przedstawiono dwie miary:

1. MAPE (ang. Mean Absolute Percentage Error), tj. średni absolutny błąd procentowy, obliczany jako średnia arytmetyczna (<…>) bezwzględnych wartości ilorazów (|…|): różnicy pomiędzy wartością prognozowaną (F) a wartością odniesienia (A) (licznik) i wartością odniesienia (mianownik) (A):
MAPE = <|(F-A)/A|>

2. ME (ang. Mean Error), tj. średni błąd, wyrażony w [MW] lub w [MWh], obliczany jako średnia arytmetyczna (<…>) różnic pomiędzy wartością prognozowaną (F) a wartością odniesienia (A):
ME = <(F-A)>

MAPE jest niemianowaną miarą dokładności, więc posiada m.in. tę zaletę, że można ją porównać dla różnych parametrów, bez względu na ich rząd wielkości. ME nie ma tej własności, natomiast umożliwia stwierdzenie, czy prognozy są średnio obciążone (asymetryczne), tj. przeszacowane lub niedoszacowane względem wartości odniesienia.

Oba rodzaje błędów wykreślono na powyższych wykresach dla WPKD, PKD i BPKD w zależności od liczby godzin pomiędzy godziną publikacji a godziną dostawy.

Dla generacji i dla krajowego zapotrzebowania na moc wartością odniesienia jest wartość zmierzona i podana w raporcie dobowym; dla pozostałych parametrów za wartość odniesienia przyjęto ostatnią prognozowaną wartość z planu BPKD obowiązującą przed dostawą energii. Stąd dla rezerw mocy oraz dla sum zdolności wytwórczych ostatnie punkty przedstawione na wykresach to dwie godziny przed dostawą.

Wszystkie raporty pochodzą z okresu obserwacji od 1 października 2016 r. do 28 lutego 2017 r.

Spostrzeżenia


Krajowe zapotrzebowanie na moc (popyt)

Popyt na energię elektryczną w dość niewielkim stopniu zależy od czynników losowych. Jest on w przeważającej mierze pochodną warunków pogodowych (temperatura odczuwalna, zachmurzenie) – dość dobrze znanych na 1-2 dni przed dostawą – oraz kalendarza (cykl dobowy i tygodniowy, święta narodowe, okresy nauki szkolnej). Czynniki koniunkturalne nie są zauważalne przy tak krótkim okresie obserwacji. 

Największą nieprzewidywalność prognoz mogą generować awarie w instalacjach u wielkich odbiorców i nietypowe wydarzenia, takie jak mecze rozgrywane w trakcie Euro 2012.

Dokładność prognoz popytu może zostać zmniejszona przez wprowadzany właśnie nowy model zarządzania stroną popytową (DSR – ang. Demand-Side Response). Póki co mamy jednak:
  • dużą precyzję prognozy, tj. niskie wartości MAPE: 1,6% (WPKD), 1,2% (PKD-BPKD od 30h do 5h przed dostawą), ok. 1% (BPKD od 4h do 1h przed dostawą);
  • nieznaczne przeszacowanie prognozy względem wykonania: wartości ME średnio na poziomie +50 MW.


Generacja (podaż)

Podaż na energię elektryczną jest trudniej przewidzieć niż popyt na nią, stąd i precyzja prognoz generacji jest znacznie mniejsza.
Konwencjonalne instalacje wytwórcze są o wiele bardziej skoncentrowane od instalacji odbiorczych. Jeśli więc awarii ulegnie któryś z bloków elektrowni, spadek sumy zdolności wytwórczych, a co za tym idzie także spadek spodziewanej generacji, będzie znaczący.
Przewidywana generacja źródeł wiatrowych zależy zaś przede wszystkim od prognozy prędkości wiatru, której dokładność przy obecnie stosowanych modelach numerycznych, nie jest zbyt wysoka i spada dramatycznie dla horyzontu prognozy przekraczającego 2-3 dni. Tak więc:
  • MAPE dla JWCD i nJWCD waha się w przedziale od 8% do 2% na godzinę przed dostawą; dla źródeł wiatrowych jest o wiele wyższy – w WPKD wynosi 31% i spada w przybliżeniu liniowo do poziomu 7% na godzinę przed dostawą;
  • ME dla JWCD jest niedoszacowany średnio o −40 MW (jego przebieg jest nieliniowy), dla nJWCD jest także niedoszacowany i waha się od ok. −300 MW do +2 MW na godzinę przed dostawą; dla źródeł wiatrowych ME jest również niedoszacowany (średnio o −180 MW) i osiąga minimalnie wartość −345 MW.

Brak komentarzy:

Publikowanie komentarza