Ordliste

Day-ahead-vindprognose

En prognose for, hvor meget en vindflåde vil producere på den følgende leveringsdag, lavet før dagens el handles. I det meste af Europa lukker day-ahead-auktionen kl. 12:00 CET, så en prognose tæller kun som day-ahead, hvis den findes før den frist. Det, der offentliggøres senere, kan godt være mere præcist, men det er ikke længere en prognose, nogen kunne have handlet på.

Kapacitetsfaktor (load factor)

Produktionen divideret med den installerede kapacitet, udtrykt som en andel mellem 0 og 1. En flåde på 10 GW, der producerer 3 GW, kører med en kapacitetsfaktor på 0,30. Kapacitetsfaktoren er den naturlige enhed for en prognosehistorik, der skal forblive sammenlignelig over flere år, fordi flåder vokser. En historik i megawatt ville se ud til at blive bedre, hver gang en ny vindmøllepark blev tilsluttet, mens kapacitetsfaktoren holder skalaen fast.

nMAE (normaliseret gennemsnitlig absolut fejl)

Den gennemsnitlige størrelse af prognosens afvigelse, udtrykt i procent af den installerede kapacitet. Hvis en zone på 10 GW har en nMAE på 4 %, er den typiske day-ahead-afvigelse omkring 400 MW. At normalisere med kapaciteten frem for produktionen er bevidst: En procentdel af den faktiske produktion bliver ustabil på dage med svag vind, hvor en lille absolut afvigelse bliver til en meget stor relativ, selv om omkostningen for en markedsaktør er stort set den samme i begge tilfælde.

Budområde

Det geografiske område, inden for hvilket el handles til én pris. Budområder er den enhed, der betyder noget for en vindprognose, fordi det er på det niveau, strøm købes, sælges og afregnes. Nogle budområder er hele lande, og nogle lande er delt: Danmark i DK1 og DK2, Belgien med data rapporteret pr. region. En prognose, der ikke følger budområdets grænse, kan ikke sammenlignes med noget, markedet bruger.

TSO (transmissionssystemoperatør)

Den virksomhed, der driver et lands højspændingsnet og holder udbud og efterspørgsel i balance: Elia i Belgien, Energinet i Danmark, Fingrid i Finland, Terna i Italien, Red Eléctrica i Spanien, PSE i Polen, NESO i Storbritannien og deres modstykker andre steder. Transmissionssystemoperatørerne offentliggør deres egne day-ahead-vindprognoser som et offentligt gode, og de offentliggjorte prognoser er den reference, OpenWindCast vurderes mod.

Ubalanceomkostning

Det, det koster, når den mængde, der er solgt day-ahead, ikke er den mængde, der faktisk leveres. Forskellen afregnes til ubalanceprisen, som som regel er dårligere end day-ahead-prisen og kan være betydeligt dårligere. Det er den mekanisme, der gør en prognosefejl til penge, og det er derfor, prognosepræcision har en pris og ikke kun en procentsats.

Nedregulering

Produktion, der bevidst holdes under det, vinden ville tillade. Det sker, når nettet ikke kan optage strømmen, eller når priserne falder så lavt, at det ikke kan betale sig at producere. Nedregulering har betydning for enhver prognosehistorik, fordi den målte produktion på en dag med nedregulering ligger under det, vejret alene ville have givet, så underskuddet viser sig i den målte fejl for alle prognoser for den dag.

Installeret kapacitet

Den samlede mærkeeffekt for alle møller i en flåde, altså det, flåden ville producere, hvis alle maskiner kørte på fuld effekt på samme tid. Den offentliggøres af netoperatøren og er nævneren i både kapacitetsfaktoren og nMAE, og derfor skal en prognosehistorik følge den, efterhånden som flåden vokser.

Day-ahead-elpris (spotpris)

Den pris, day-ahead-auktionen fastsætter for hver time i morgen. I det meste af Europa lukker auktionen kl. 12:00 CET, afvikles inden for den fælles day-ahead-kobling og fastsætter én pris pr. time for hvert budområde. Det er den referencepris, det meste af elektriciteten i Europa handles efter.

Afregnet pris

Den pris, day-ahead-auktionen faktisk landede på for en given time, også kaldet clearingprisen. Den er endelig, når den er offentliggjort, og derfor kan en day-ahead-prisprognose vurderes samme eftermiddag, som auktionsresultatet kommer.

Gennemsnitlig absolut fejl (MAE)

Den gennemsnitlige størrelse af prognosens afvigelse, uanset retning. For en prisprognose angives den i euro pr. megawatttime: En MAE på 15 betyder, at prognosen i gennemsnit lå 15 euro pr. megawatttime fra den afregnede pris.

Naiv referenceprognose

En simpel regel, der forudsiger ud fra den seneste historik alene, som »i morgen bliver som i går« eller »som samme dag sidste uge«. Enhver prognose, der er værd at bruge, skal slå den. For elpriser, hvor ingen netoperatør offentliggør en prognose med en historik, er den stærkeste naive regel den naturlige målestok.

Negativ pris

En time, hvor day-ahead-auktionen lander under nul, så producenterne betaler for at levere. Det sker, når der er mere produktion med næsten ingen brændselsomkostninger, mest sol og vind, end forbruget og eksporten kan optage, og når nogle producenter hellere vil fortsætte med at køre end at stoppe og starte op igen.

Begreberne bruges i metodebeskrivelsen og på hver zoneside.