Glossar

Day-Ahead-Windstromprognose

Eine Prognose, wie viel ein Windenergiebestand am folgenden Liefertag erzeugen wird, erstellt, bevor der Strom dieses Tages gehandelt wird. In den meisten Teilen Europas schließt die Day-Ahead-Auktion um 12:00 Uhr MEZ, eine Prognose zählt also nur dann als Day-Ahead, wenn sie vor diesem Zeitpunkt vorliegt. Alles, was später veröffentlicht wird, mag durchaus genauer sein, ist aber keine Prognose mehr, auf deren Grundlage jemand hätte handeln können.

Auslastung (Load Factor)

Die Erzeugung geteilt durch die installierte Leistung, ausgedrückt als Anteil zwischen 0 und 1. Ein Bestand von 10 GW, der 3 GW erzeugt, läuft mit einer Auslastung von 0,30. Die Auslastung ist die natürliche Einheit für eine Prognoseaufzeichnung, die über Jahre vergleichbar bleiben muss, weil Bestände wachsen. Eine Aufzeichnung in Megawatt würde sich scheinbar mit jedem neu angeschlossenen Windpark verbessern, während die Auslastung den Maßstab konstant hält.

nMAE (normierter mittlerer absoluter Fehler)

Die durchschnittliche Größe der Prognoseabweichung, ausgedrückt in Prozent der installierten Leistung. Hat eine Zone mit 10 GW einen nMAE von 4 %, liegt die typische Day-Ahead-Abweichung bei rund 400 MW. Die Normierung auf die Leistung statt auf die Erzeugung ist bewusst gewählt: Ein Prozentsatz der tatsächlichen Erzeugung wird an windschwachen Tagen instabil, wenn eine kleine absolute Abweichung zu einer sehr großen relativen wird, obwohl die Kosten für einen Marktteilnehmer in beiden Fällen ähnlich sind.

Gebotszone

Das geografische Gebiet, in dem Strom zu einem einheitlichen Preis gehandelt wird. Zonen sind die Einheit, auf die es bei einer Windprognose ankommt, weil auf dieser Ebene Strom gekauft, verkauft und abgerechnet wird. Manche Zonen sind ganze Länder, manche Länder sind aufgeteilt: Dänemark in DK1 und DK2, Belgien nach Regionen berichtet. Eine Prognose, die nicht zur Zonengrenze passt, lässt sich mit nichts vergleichen, was der Markt verwendet.

ÜNB (Übertragungsnetzbetreiber)

Das Unternehmen, das das Höchstspannungsnetz eines Landes betreibt und Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht hält: Elia in Belgien, Energinet in Dänemark, Fingrid in Finnland, Terna in Italien, Red Eléctrica in Spanien, PSE in Polen, NESO in Großbritannien und ihre Pendants anderswo. Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihre eigenen Day-Ahead-Windprognosen als öffentliches Gut, und genau diese veröffentlichten Prognosen sind der Maßstab, an dem OpenWindCast gemessen wird.

Ausgleichsenergiekosten

Was es kostet, wenn die am Vortag verkaufte Menge nicht der tatsächlich gelieferten Menge entspricht. Die Differenz wird zum Ausgleichsenergiepreis abgerechnet, der meist ungünstiger ist als der Day-Ahead-Preis und deutlich ungünstiger sein kann. Über diesen Mechanismus wird aus einem Prognosefehler Geld, und deshalb hat Prognosegenauigkeit einen Preis und nicht nur einen Prozentwert.

Abregelung

Erzeugung, die bewusst unter dem gehalten wird, was der Wind erlauben würde. Das geschieht, wenn das Netz den Strom nicht aufnehmen kann oder wenn die Preise so tief fallen, dass sich die Erzeugung nicht lohnt. Abregelung ist für jede Prognoseaufzeichnung wichtig, weil die gemessene Erzeugung an einem abgeregelten Tag hinter dem zurückbleibt, was das Wetter allein ergeben hätte, sodass die Lücke im gemessenen Fehler jeder Prognose für diesen Tag erscheint.

Installierte Leistung

Die gesamte Nennleistung aller Anlagen eines Bestands, also der Wert, den ein Bestand erzeugen würde, wenn jede Maschine gleichzeitig mit voller Leistung liefe. Sie wird vom Netzbetreiber veröffentlicht und ist der Nenner sowohl der Auslastung als auch des nMAE, weshalb eine Prognoseaufzeichnung sie mit dem Wachstum des Bestands nachführen muss.

Day-Ahead-Strompreis

Der Preis, den die Day-Ahead-Auktion für jede Stunde des morgigen Tages festlegt. In den meisten Teilen Europas schließt die Auktion um 12:00 Uhr MEZ, läuft im Rahmen der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und ermittelt für jede Gebotszone einen Preis je Stunde. Er ist der Referenzpreis, an dem der meiste Strom in Europa gehandelt wird.

Auktionspreis

Der Preis, zu dem die Day-Ahead-Auktion für eine bestimmte Stunde tatsächlich abgeschlossen hat, auch Markträumungspreis genannt. Er ist endgültig, sobald er veröffentlicht ist, weshalb eine Day-Ahead-Preisprognose noch am selben Nachmittag bewertet werden kann, an dem das Auktionsergebnis erscheint.

Mittlerer absoluter Fehler (MAE)

Die durchschnittliche Größe der Prognoseabweichung, gleich in welche Richtung. Für eine Preisprognose wird er in Euro je Megawattstunde angegeben: Ein MAE von 15 bedeutet, dass die Prognose im Mittel 15 Euro je Megawattstunde vom Auktionspreis entfernt lag.

Naive Vergleichsprognose

Eine einfache Regel, die allein aus der jüngsten Vergangenheit prognostiziert, etwa „morgen wird wie gestern“ oder „wie derselbe Tag letzte Woche“. Jede Prognose, die etwas taugt, muss sie schlagen. Bei Strompreisen, für die kein Netzbetreiber eine Prognose mit nachprüfbarer Bilanz veröffentlicht, ist die stärkste naive Regel der natürliche Maßstab.

Negativer Preis

Eine Stunde, in der die Day-Ahead-Auktion unter null abschließt, sodass Erzeuger für die Lieferung bezahlen. Das geschieht, wenn es mehr Erzeugung nahezu ohne Brennstoffkosten gibt, vor allem aus Photovoltaik und Wind, als Nachfrage und Exporte aufnehmen können, und wenn manche Erzeuger lieber weiterlaufen, als anzuhalten und wieder anzufahren.

Diese Begriffe werden in der Methodik und auf jeder Zonenseite verwendet.