2024年芬蘭能源日之際，Montel Analytics的北歐市場專家Priyanka Shinde分析了導(dǎo)致芬蘭能源價格極端波動的原因。近年來，芬蘭能源系統(tǒng)經(jīng)歷了重大轉(zhuǎn)型，核電和可再生能源裝機容量顯著增加。2023年4月，Olkiluoto 3號新核電站1.6 GW的建設(shè)完成，使芬蘭核電總裝機容量達到4.37 GW。同時，風電和太陽能也快速增長，到2023年底，風電裝機容量增至6.94 GW，太陽能裝機容量達到1 GW。
然而，這種快速增長也帶來了市場挑戰(zhàn)。芬蘭日前市場采用邊際出清法，供需曲線的交點決定市場價格。由于供需靈活性有限，特別是當核電站進行維護、聯(lián)絡(luò)線無法完全使用或天氣影響發(fā)電量時，市場波動性加大。2023年，芬蘭成為歐洲負價格小時數(shù)最多的國家，達到467小時，其中11月24日連續(xù)10小時的電價為-500 €/MWh(由于單位轉(zhuǎn)換錯誤)。2024年，芬蘭負電價情況持續(xù)，截至5月26日，負電價次數(shù)已達174次，幾乎是2023年的三倍。
此外，芬蘭也記錄了歐洲最高的日前價格之一。圖6顯示，2023年1月至2024年5月，芬蘭日前價格波動性顯著。核能可用性、風能和太陽能生產(chǎn)、需求模式、互連容量等因素共同影響市場動態(tài)。例如，2024年3月，Olkiluoto 3號機組因維護而下線，同時風力發(fā)電量減少，導(dǎo)致對燃氣發(fā)電廠的依賴度飆升，現(xiàn)貨價格平均達到80 €/MWh。
圖7和圖8進一步展示了核能維護和可再生能源生產(chǎn)對市場的影響。Suomenoja燃煤機組于4月28日關(guān)閉后，5月2日芬蘭日前價格連續(xù)五個小時保持在200 €/MWh以上，并于上午9點達到峰值397 €/MWh。這是由于假期后需求增加，同時風力發(fā)電量不足，芬蘭嚴重依賴進口。
隨著Olkiluoto 3號機組的恢復(fù)運行，芬蘭在一周內(nèi)經(jīng)歷了52小時的負日前電價，顯示了核能、風能和太陽能發(fā)電量增加的綜合影響。圖10比較了2023年5月和2024年5月凈進口量與核能的散點圖，發(fā)現(xiàn)今年出口量受到限制，部分原因是Estlink 2線路中斷和核電站維護。
日內(nèi)市場價格的交易范圍也值得關(guān)注。當日前價格為負時，該小時的最低日內(nèi)交易價格也可能為負。風能預(yù)測誤差也會影響不平衡價格，如圖12所示，2024年2月27日，由于風能和太陽能預(yù)測誤差，芬蘭不平衡價格飆升至399 €/MWh。
未來，芬蘭能源市場將面臨更多變化。從2024年6月12日起，芬蘭將引入aFRR能源市場，不平衡價格將由mFRR和aFRR激活價格共同設(shè)定。此外，基于流動的北歐市場耦合、日內(nèi)拍賣、現(xiàn)代化區(qū)域控制誤差(mACE)以及PICASSO和MARI的國際協(xié)調(diào)平臺等市場設(shè)計和實施變化也將影響芬蘭能源市場。
總之，芬蘭能源市場供需動態(tài)的變化使其成為目前歐洲最不穩(wěn)定的市場之一。雖然可再生能源的快速增長帶來了應(yīng)對氣候變化的機遇，但也帶來了市場方面的挑戰(zhàn)。能源儲存和需求側(cè)靈活性在緩解市場波動方面將發(fā)揮重要作用，但需要結(jié)合市場機制和增強的技術(shù)能力來應(yīng)對負價格信號的挑戰(zhàn)。
