Po ile sprzedać energię firmie - Projekcja profilu

Po to, by precyzyjnie określić cenę energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego, trzeba znać projekcję jego wolumenu zużycia. Taką projekcję można uzyskać różnymi metodami. W tym poście opiszę wariant metody algebraicznej, której użyłem w poprzednim artykule do obliczenia projekcji cen. Projekcja wolumenu powinna odzwierciedlać kształt właściwy grupie odbiorców, do której należy klient, cykle – roczny, tygodniowy i dobowy (przedstawione powyżej), a także z reguły niższe zużycie w święta i dni okołoświąteczne oraz mieć oparcie w danych pomiarowych.

Dobowo-godzinowa projekcja wolumenu energii elektrycznej dla przyszłego okresu dostawy najczęściej opiera się na zaobserwowanym w przeszłości dobowo-godzinowym zużyciu. Jeśli mamy taki historyczny profil co najmniej dla jednego roku, wtedy projekcję na okres przyszły możemy utworzyć stosując np. uśrednianie roczne oraz tygodniowe (ew. miesięczne) dla zdefiniowanych typów dni i godzin doby. Opis tego uśredniania zawarłem w sekcji „Kształt krzywej” w artykule dot. projekcji struktury cen.

Projekcja profilu, która powstanie w wyniku takiego uśredniania, będzie – podobnie jak struktura cen – odzwierciedlać cykle (roczny, tygodniowy i dobowy) oraz z reguły zmniejszone zużycie w święta i dniach okołoświątecznych, jeśli dane historyczne to potwierdzają. Sumę dobowo-godzinowych zużyć można sprowadzić do zakontraktowanego wolumenu dostawy dość łatwo przez przemnożenie każdej wartości projekcji przez pewną liczbę lub przez dodanie do każdej wartości projekcji pewnej liczby.

Co jednak, jeśli nie dysponujemy pomiarami dobowo-godzinowymi? Wtedy najlepiej użyjmy profilu dla branży, do której należy odbiorca (np. kino, centrum handlowe, mleczarnia, biurowiec). Jeśli i takich danych nie posiadamy, możemy użyć jednego ze standardowych profili publikowanych przez operatorów sieci dystrybucyjnych. Jeśli układy pomiarowe umożliwiają pomiar w strefach, profile takie dostosowujemy uwzględniając wartości w strefach na podstawie wystawionych faktur w ujęciu rocznym lub miesięcznym. Proporcje wolumenów w strefach mogą być wtedy zmienione w taki sposób, by odpowiadały proporcjom zaobserwowanym w przeszłości.

W przypadku zaś grupy zakupowej, tj. gdy ma być podana tylko jedna oferta dla wielu podmiotów o różnych charakterystykach zużyć, projekcje wolumenów dodaje się w takich proporcjach, w jakich składają się na grupę zakupową. Oczywiście, profil zużycia każdego podmiotu może być dostosowany na podstawie przeszłych pomiarów zanim zostanie dodany do grupy.

Zachęcam do pozostawiania komentarzy oraz zapraszam do kontaktu.

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.

Plany PSE - godziny publikacji?

Korzystasz z planów KSE? Często odświeżasz stronę PSE w poszukiwaniu nowych danych? Jeśli tak, to powyższe wykresy ułatwią Ci zadanie!

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE) publikują wiele dokumentów nt. pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w Polsce. Te, tworzone w trybie dziennym, są generowane i dostarczane zwykle o ustalonych porach doby. Niestety, nie wiadomo dokładnie kiedy, bo ich czasy utworzenia i publikacji zmieniają się z dnia na dzień.

Powyższe wykresy obrazują czasy utworzenia czterech wybranych planów:

• BPKD (bieżącego planu koordynacyjnego dobowego) dotyczącego bieżącej i kolejnej doby handlowej (d+0 ÷ d+1), publikowanego średnio ok. 50 razy w ciągu całej doby,
• PKD (planu koordynacyjnego dobowego) zawierającego informacje o przyszłej dobie handlowej (d+1), publikowanego raz na dobę,
• WPKD (wstępnego planu koordynacyjnego dobowego) mieszczącego wielkości nt. następnej doby handlowej (d+2), publikowanego raz na dobę,
• BTHD (bilansu techniczno-handlowego dobowego) odnoszącego się do okresu kolejnych siedmiu dób handlowych (d+3 ÷ d+10), publikowanego także raz na dobę.

Niebieskie krzywe na wykresach przedstawiają prawdopodobieństwo wygenerowania planów w ustalonym czasie doby, a pionowe, kropkowane – oznaczają średnie z tych czasów. Czasy utworzenia zostały pobrane bezpośrednio z nazw plików i nie są równoważne z czasami publikacji planów na stronie www.

Czasy rzeczywistej publikacji planów na stronie www – zaznaczone ciągłymi pionowymi liniami – są późniejsze od czasów generacji plików średnio o 10-11 minut. To właśnie je warto wziąć pod uwagę, gdy sprawdza się, czy dany plan został już zamieszczony na stronie www czy nie.

Po ile sprzedać energię firmie? - Wprowadzenie

Jak powstają ceny ofertowe energii elektrycznej? Z mojego doświadczenia wynika, że ekspertów i materiałów na ten temat jest mało, a wymiana wiedzy – znikoma. Dlatego postanowiłem napisać cykl artykułów poświęconych wyznaczaniu cen energii dla przedsiębiorstw. Jeśli na co dzień przygotowujesz cenniki lub oferty, albo je porównujesz, by wybrać najkorzystniejszą, ten materiał może okazać się pomocny. Dzięki niemu poznasz obecnie stosowaną praktykę, która gwarantuje, że finalna wycena odpowiada rynkowym realiom i profilowi odbiorcy.

Na cenę ofertową składają się m.in.:

• koszt zabezpieczenia dostawy (koszt tzw. czarnej energii),
• premie z tytułu: certyfikatów, ryzyk, terminów rozliczeń, marży,
• stawki dystrybucyjne i przesyłowe.

W tym artykule skupię się jedynie na głównej idei wyznaczania kosztu zabezpieczenia. Pozostałe koszty zw. m.in. z koncesją, dostępem do rynku, gwarancjami czy narzędziami informatycznymi nie są przedmiotem tego artykułu.

Jako że podstawą do rozliczeń w Polsce jest godzinowy rynek natychmiastowy, zabezpieczenie powinno dotyczyć pozycji godzinowych w całym okresie dostawy.

Do zilustrowania pięciu kroków algorytmu posłużę się tytułowym wykresem, który rozbiję na czynniki pierwsze. Wykres jest uproszczony, gdyż obejmuje tylko 24 godziny dostawy, a np. w całym 2020 roku są ich aż 8784.

1. Projekcja profilu

Generujemy godzinową projekcję profilu, czyli oczekiwane wolumeny zużyć – niebieska krzywa na tylnej ścianie wykresu – na podstawie danych o kliencie (branża, dane z faktur, całkowity wolumen dostawy).

2. Struktura terminowa cen

Generujemy strukturę terminową cen, czyli przyszłe godzinowe ceny energii na rynku natychmiastowym – niebieska krzywa na dolnej ścianie wykresu – na podstawie dotychczasowych cen na rynku natychmiastowym (kształt krzywej) oraz aktualnych cen na rynku terminowym dla kontraktów rocznych, kwartalnych i miesięcznych (poziom krzywej).

3. Pozycja

Wyznaczamy tzw. pozycję, tj. godzinowe iloczyny wolumenów i cen – niebieskie prostopadłościany na wykresie.

4. Produkty zabezpieczające

Dobieramy tak wolumeny terminowych produktów zabezpieczających, by ich łączna pozycja – tj. suma objętości pomarańczowych prostopadłościanów – zrównała się z łączną pozycją zabezpieczaną – tj. była równa sumie objętości niebieskich prostopadłościanów.
Na wykresie są dwa pomarańczowe prostopadłościany – jeden dla pasma i jeden dla szczytu (w Polsce szczyt trwa od 8:00 do 22:00 w dni robocze), ale ich liczba może być inna i zależy od tego, jakie produkty są dostępne na rynku i czy opłaca się je kupić. 

5. Koszt zabezpieczenia

Na końcu wyznaczamy koszt zabezpieczenia, czyli obliczamy sumę objętości pomarańczowych prostopadłościanów na wykresie i dzielimy ją przez całkowity wolumen dostawy.

---

Powyższy algorytm można uprościć tak, by zabezpieczać tylko wolumen zamiast pozycji – wtedy nie ma konieczności generowania struktury terminowej cen. Istnieje jednak ryzyko, że na skutek niekorzystnej korelacji ceny i wolumenu zużycia produkty zabezpieczające nie będą dobrane optymalnie. Jeśli na przykład klient zużyje więcej energii w drugim półroczu niż w pierwszym, a w drugim spodziewamy się wyższych cen niż w pierwszym, to przy zabezpieczeniu jedynie rocznym produktem pasmowym, nadwyżka otrzymana w pierwszym półroczu nie zrekompensuje straty w drugim. Ryzyko to nie jest warte ponoszenia, jeśli struktura terminowa cen jest generowana regularnie np. w celu obliczania wartości całego portfela sprzedaży.

Warto wyznaczać wyceny z uwzględnieniem efektu portfela, np. jako różnicę pomiędzy wartością zabezpieczenia dla całego portfela łącznie z klientem, a wartością zabezpieczenia portfela bez uwzględniania tego klienta. Sprawdza się to szczególnie przy wyznaczaniu narzutów z tytułu ryzyk na poziomie całego portfela.

Oczywiście, procesy wyznaczania cen ofertowych powinny być zautomatyzowane, aby zapewnić:

• szybką reakcję na potrzebę sporządzenia wyceny,
• pewność, że do obliczeń nie wkradnie się błąd,
• audyt procesu wyceny i zgodność z obowiązującymi regulacjami wewnętrznymi.

---

W przypadku pytań czy spostrzeżeń, serdecznie zapraszamy do kontaktu i do pozostawiania komentarzy.