Being able to predict the future had been an invaluable competitive advantage for any corporation. Forecasting is a vital part of any business, hence a good forecast allows enterprises to invest in a beneficial way. However, there are several ways to prepare forecasts and the forecast methodology can vary. An industry that is dependent on forecasts is the energy industry. By predicting consumers' energy consumption, Swedish energy companies can hedge on the Nordic power market Nord Pool. To know how much volume to hedge, the most accurate forecast possible is needed.A tool used for forecasting in the energy market is normal correction with degree days. The method aims to neutralize the effects of temperature on energy consumption and allows the actors in the electricity trade to see how the energy usage looks like if the weather is considered "normal". The method unfortunately has a couple of pitfalls, and should therefore be evaluated before it is implemented.This study has evaluated whether normal correction method with degree days should be implemented in a case study at Karlstad Energi. The results show that the method does not improve the forecast and the conclusion is that the method should not be implemented. Key words: Business forecasting, Nord Pool, Future, Forward

Diss. (sammanfattning) Göteborg : Göteborgs universitet, 2006. / Härtill 3 uppsatser.

<p>The purpose of this study is to evaluate the relation between certain chosen fundamental factors (emission trading rights, hydrological balance, interaction with continental Europe, fuel prices) and the spot price at Nord Pool. Particular focus has been put on the trade with emission rights since it is only now their actual impact on electricity prices can be studied. The relationships are measured with regression analysis which includes both R² and the simulation possibilities of ARX models. The studied period covers 2008 and 2009 with partly daily data and partly weekly data. Owing to the expected higher importance of the fundamentals during the winter months the winter 2008/2009 has been studied separately. The results indicate that there are statistically significant relations between all of the fundamental factors and the spot price save the interaction with continental Europe where Export/Import with Germany which did not yield a significant outcome. The combined R² for all fundamental factors was 64 % during the whole period and 83 % during the winter months. In general, the R²was higher during the winter months. The emission trading rights yielded the highest R²during the whole period and the ARX simulation indicate that this factor also has the highest relevance when simulating the spot price during the winter months. However, cross correlation was observed between the price of emission trading rights and the price of natural gas which indicate that these factors contain similar information. Nevertheless, the conclusion that can be drawn is still that the fundamental factors studied are of importance when estimating electricity prices and that the emission trading rights should be taken into account in particular.</p> / <p>Denna undersöknings syfte är att studera sambanden mellan utvalda fundamentala faktorer (handel med utsläppsrätter, hydrologisk balans, interaktion med kontinentala Europa, bränslepriser) och spotpriset på Nord Pool. Fokus har legat på handel med utsläppsrätter då det först nu, i och med den nya handelsperioden 2008-2011, är möjligt att studera utsläppsrätternas faktiska koppling till elpriset. Sambanden undersöks med hjälp av regressionsanalys, vilket omfattar både en studie av förklaringsgrad samt simuleringsmöjligheter med ARX-modeller. Perioden som studeras sträcker sig mellan 2008 och 2009 med delvis dagsdata och veckodata. Vintern 2008/2009 studeras separat på grund av faktorernas förväntade tilltagande betydelse. Resultaten indikerar på att det finns statistiskt säkerställd korrelation mellan samtliga fundamentala faktorer och elspotpriset med undantag för interaktion med kontinental Europa, där export/import med Tyskland inte är signifikant. Den totala förklaringsgraden för samtliga fundamentala faktorer är 64 % under hela perioden och 83 % under vintern. Generellt är förklaringsgraderna högre under vintern än under hela perioden. Handel med utsläppsrätter har klart högst förklaringsgrad av de studerade fundamentala faktorerna under hela perioden och ARX-modelleringen indikerar på att utsläppsrätterna är den faktorn med högst relevans, på 42 % fit, när elsportpriset ska simuleras över vintern. Dock kunde korskorrelation mellan utsläppsrätter och naturgas noteras vilket tyder på att dessa två faktorer ger likartad information. Till skillnad från handel med utsläppsrätter så var de övriga dagsbaserade faktorernas simuleringsmöjligheter låga och ingen direkt analys kunde dras utifrån dessa resultat. Istället lämnas dessa analyser till framtida forskning. Slutsatsen blir att de fundamentala faktorerna, med undantag för import/export med kontinental Europa, är av stor betydelse för elspotpriset där utsläppsrätter bör tas i särskilt beaktande när framtida elspotpriser ska skattas.</p>

The purpose of this study is to evaluate the relation between certain chosen fundamental factors (emission trading rights, hydrological balance, interaction with continental Europe, fuel prices) and the spot price at Nord Pool. Particular focus has been put on the trade with emission rights since it is only now their actual impact on electricity prices can be studied. The relationships are measured with regression analysis which includes both R2 and the simulation possibilities of ARX models. The studied period covers 2008 and 2009 with partly daily data and partly weekly data. Owing to the expected higher importance of the fundamentals during the winter months the winter 2008/2009 has been studied separately. The results indicate that there are statistically significant relations between all of the fundamental factors and the spot price save the interaction with continental Europe where Export/Import with Germany which did not yield a significant outcome. The combined R2 for all fundamental factors was 64 % during the whole period and 83 % during the winter months. In general, the R2 was higher during the winter months. The emission trading rights yielded the highest R2 during the whole period and the ARX simulation indicate that this factor also has the highest relevance when simulating the spot price during the winter months. However, cross correlation was observed between the price of emission trading rights and the price of natural gas which indicate that these factors contain similar information. Nevertheless, the conclusion that can be drawn is still that the fundamental factors studied are of importance when estimating electricity prices and that the emission trading rights should be taken into account in particular. / Denna undersöknings syfte är att studera sambanden mellan utvalda fundamentala faktorer (handel med utsläppsrätter, hydrologisk balans, interaktion med kontinentala Europa, bränslepriser) och spotpriset på Nord Pool. Fokus har legat på handel med utsläppsrätter då det först nu, i och med den nya handelsperioden 2008-2011, är möjligt att studera utsläppsrätternas faktiska koppling till elpriset. Sambanden undersöks med hjälp av regressionsanalys, vilket omfattar både en studie av förklaringsgrad samt simuleringsmöjligheter med ARX-modeller. Perioden som studeras sträcker sig mellan 2008 och 2009 med delvis dagsdata och veckodata. Vintern 2008/2009 studeras separat på grund av faktorernas förväntade tilltagande betydelse. Resultaten indikerar på att det finns statistiskt säkerställd korrelation mellan samtliga fundamentala faktorer och elspotpriset med undantag för interaktion med kontinental Europa, där export/import med Tyskland inte är signifikant. Den totala förklaringsgraden för samtliga fundamentala faktorer är 64 % under hela perioden och 83 % under vintern. Generellt är förklaringsgraderna högre under vintern än under hela perioden. Handel med utsläppsrätter har klart högst förklaringsgrad av de studerade fundamentala faktorerna under hela perioden och ARX-modelleringen indikerar på att utsläppsrätterna är den faktorn med högst relevans, på 42 % fit, när elsportpriset ska simuleras över vintern. Dock kunde korskorrelation mellan utsläppsrätter och naturgas noteras vilket tyder på att dessa två faktorer ger likartad information. Till skillnad från handel med utsläppsrätter så var de övriga dagsbaserade faktorernas simuleringsmöjligheter låga och ingen direkt analys kunde dras utifrån dessa resultat. Istället lämnas dessa analyser till framtida forskning. Slutsatsen blir att de fundamentala faktorerna, med undantag för import/export med kontinental Europa, är av stor betydelse för elspotpriset där utsläppsrätter bör tas i särskilt beaktande när framtida elspotpriser ska skattas.

This study investigates how increased wind power production (in MWh) in Sweden has affected electricity price volatility in the Nordic wholesale electricity exchange Nord Pool. The importance and growth of wind power have emerged in light of its low marginal costs of production and it being a renewable, zero-carbon electricity generation source. Previous studies have found that while increased wind power production generally lowers the average wholesale price of electricity, volatility tends to increase due to the intermittent character of wind power production. By using daily price and wind power data from the Nordic exchange market Nord Pool during the period 2015-2017, a GARCH model was used to investigate how wind power has affected price volatility. The results indicate that electricity price volatility increases in the long run when wind power production increases. The reasons behind this could be found in the inflexibility of baseload power production. However, the Swedish electric power system also benefits from a high degree of flexibility due to the presence of hydropower reservoirs.

Magistro baigiamajame darbe aptariamas Lietuvos ir Europos Sąjungos šalių energetikos sektorius. Apžvelgiamos direktyvos, strategijos, plėtros planai bei teisės aktai skirti energetikos plėtojimui šalyje. Tiriamuoju objektu pasirenkama Trakų Vokės katilinė, kuri aprūpina šiluma kvartalą degindama gamtines dujas vandens šildymo katiluose. Šiame darbe yra nagrinėjamos penkios alternatyvos: kogeneratorius ir dujiniai katilai, kogeneratorius su akumuliacine talpa ir dujiniais katilais, kogeneratorius su akumuliacine talpa ir biokuro katilais, kogeneratorius su akumuliacine talpa ir šilumos siurbliu, medienos dujofikavimo reaktorius su kogeneratoriumi ir vandens šildymo katilais. Alternatyvos yra nagrinėjamos dviem skirtingais scenarijais, kai kogeneratoriaus pagaminta elektra parduodama pagal VIAP tarifus ir pagal „Nord pool spot“ Lietuva biržos kainas. Tiriamasis darbas atliekamas naudojantis „energyPRO“ modeliavimo programa. Atlikus modeliavimą, sistemų veikimas įvertinamas pirminės energijos suvartojimu, ekologiniu ir ekonominiu požiūriais. Atliekama jautrumo analizė keičiant ekonominius rodiklius bei vertinant šilumos gamybą be kogeneracijos. Pagal gautus rezultatus suformuluojamos išvados. Darbą sudaro 10 skyrių. Apimtis – 79 psl. teksto be priedų, 47 iliustracijų, 10 lentelių, 74 bibliografiniai šaltiniai. / In this master thesis, Lithuanian and European Union’s countries energy sector was discussed. An overview was made on EU directives, Lithuanian strategies, development plans and legalizations. Investigation object was Trakų Vokė boiler house with its district heating system. In the boiler house heat produced by combusting natural gas. During the research five alternatives were analysed: cogeneration and heat only boilers, cogeneration with thermal storage and heat only boilers, cogeneration with thermal storage and biomass heat only boilers, cogeneration with thermal storage and high temperature heat pump, biomass gasification reactor with cogeneration and heat only boilers. Alternatives are analysed based on two scenarios, first on when cogeneration is working by fixed electricity tariffs and second when cogeneration is working by liberalized electricity market conditions. Thesis carried out using “energyPRO” modelling software. All modelled systems are assessed by techno-economic and ecological approach. A sensitivity analysis was made by changing economical values and assessing systems without cogeneration. Based on the results conclusion was formed. Thesis includes 10 chapters. Size of work – 79 pages excluding appendixes, 47 pictures, 10 tables, 74 reference sources.

Production of electric energy is continuously affected by many factors. Therefore, tools for predicting the future production are needed. In turn, the production affects the electric energy price, which is set on electric energy exchanges. This thesis is intended to find out if the software SDDP can be used for hydrothermal power production simulations in the Nord pool area. By building a simplified model of the electric energy production in Sweden with a focus on hydro, thermal and wind power, the intention is to see how the model is affected by different conditions. The investigated conditions are several; higher and lower water inflows to the hydro power reservoirs; different amounts of installed wind power production; different price levels of emission allowances for CO2. By using the simulation software SDDP, more wind power was seen to lower the electric energy prices, as well as reduce the need of transmission of power from the northern to the southern parts of Sweden. In the simulation, Sweden was divided into four areas, connected where the main bottlenecks in the power grid are located. Water inflows to the reservoirs are crucial in the model. Actual inflow data can be bought from SMHI. However, due to the limited thesis budget, estimations were constructed instead. The estimations were difficult to make and turned out to be too high. Consequently, no reliable evaluation of the SDDP software could be done using this data.

Uppsatsens explorativa syfte är att utforska samt beskriva riskpremiens storlek och utveckling för de EPADs som handlas för olika elprisområden på den nordiska elmarknaden. Riskpremien har definierats enligt de prissättningsteorier som ursprungligen formulerats av Fama &amp; French (1987) och beräknats ur ett ex post-perspektiv. Studien omfattar drygt 700 EPAD-kontrakt från perioden 2006 till 2014 Tillämpning av deskriptiv statistik visar existensen av betydande riskpremier vars tecken och storlek varierar mellan områden och tidsperioder. Detta är i linje med tidigare resultat av Kristiansen (2004) samt Marckhoff &amp; Wimschulte (2009). Några långsiktiga trender har inte kunnat säkerställas statistiskt. Grafisk analys av säsongsmönster visar på låga (höga) riskpremier sommartid (vintertid) för samtliga områden utom Oslo där omvänt förhållande råder. Oslo samt de danska områdenas kontrakt handlas i contango, övriga områden i backwardation. Samtliga kontrakts riskpremier minskar dock över time-to-maturity, vilket stämmer överens med de riskpreferenser som beskrivs av Hillier et al., (2010). Resultaten från denna explorativa studie kan användas för att hitta intressanta perspektiv och frågeställningar till vidare forskning. Resultaten kan även vara av intresse dels för aktörer som använder EPADs för prissäkring och dels för de institutioner som verkar för en effektiv nordisk elmarknad, exempelvis NordREG, Energimarknadsinspektionen och Nord Pool. / This exploratory paper aims to describe the magnitude and development of risk premium in EPADs traded for different electricity price areas in the Nordic electricity market. Risk premium is defined according to the pricing theories originally formulated by Fama &amp; French (1987), and calculated through an ex post perspective. The study includes more than 700 EPADs from 2006 to 2014. Application of descriptive statistics indicates existence of significant risk premia whose sign and magnitude varies between regions and time periods. This is in line with previous results by Kristiansen (2004) and Marckhoff &amp; Wimschulte (2009). Any long-term trends have not been validated statistically. Graphical analysis of seasonal patterns revealed low (high) risk premium in summer (winter) for all areas except Oslo, where the seasonal patterns are the opposite. EPADs for Oslo and the Danish regions are traded in contango and all other areas in backwardation. Risk premia for all contracts do however approach zero when approaching maturity, which is consistent with theory of risk preferences described by Hillier et al., (2010). The results of this exploratory paper can be used to find interesting perspectives and research questions for further research. The results may also be of interest both for traders who are using EPADs for hedging purposes and the institutions aiming to achieve an efficient Nordic electricity market, such as NordREG, the Swedish Energy Markets Inspectorate and Nord Pool.

Commonly, the day-ahead and intraday market on the electricity exchange are treated separately in academia. However, a model that forecasts the direction of the price spread between these two markets creates an opportunity for a market participant to leverage the price spread. In the neighbouring domain, electricity price forecasting, deep learning has proven to excel. Therefore, it is hypothesised that it will do so in directional price spread forecasting as well. A quantitative case study was performed to investigate how accurately a deep learning approach could be in directional electricity price spread forecasting. The case study was conducted on the Nordic electricity exchange Nord Pool in the SE3 region. The deep learning approach was compared with previously suggested machine learning models and a naive heuristic. The results show no statistical difference in error rate between the deep learning model and the machine learning model or naive heuristic. The results suggest that deep learning might not be a suitable approach to the task or that the implementation did not fully exhaust the potential of deep learning. / Vanligtvis behandlas marknaden för day-ahead och intraday på elbörsen separat i den akademiska litteraturen. En modell som prognostiserar riktningen för prisskillnaden mellan dessa två marknader skapar dock en möjlighet för en marknadsaktör att utnyttja prisskillnaden. I grannområdet elprisprognoser har djupinlärning visat sig överträffa andra typer av modeller. Därför antas det att djupinlärning även kommer göra det i riktade prisskillnadsprognoser. En kvantitativ fallstudie utfördes för att undersöka hur precis en djupinlärningsmetod kan vara i prognos för riktad elprisskillnad. Fallstudien genomfördes på den nordiska elbörsen Nord Pool i SE3-regionen. Djupinlärningsmetoden jämfördes med tidigare föreslagna maskininlärningsmodeller och en naiv heuristik. Resultaten visar ingen statistisk skillnad i fel-andel mellan djupinlärningsmodellen och maskininlärningsmodellen eller naiv heuristik. Resultaten antyder att djupinlärning kanske inte är ett lämpligt tillvägagångssätt för uppgiften eller att implementeringen inte helt utnyttjar potentialen för djupinlärning.

No description available.