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(jià)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(jī)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(jī)容量達(dá)到4.37 GW。同時(shí)，風(fēng)電和太陽能也快速增長，到2023年底，風(fēng)電裝機(jī)容量增至6.94 GW，太陽能裝機(jī)容量達(dá)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(diǎn)決定市場價(jià)格。由于供需靈活性有限，特別是當(dāng)核電站進(jìn)行維護(hù)、聯(lián)絡(luò)線無法完全使用或天氣影響發(fā)電量時(shí)，市場波動性加大。2023年，芬蘭成為歐洲負(fù)價(jià)格小時(shí)數(shù)最多的國家，達(dá)到467小時(shí)，其中11月24日連續(xù)10小時(shí)的電價(jià)為-500 €/MWh(由于單位轉(zhuǎn)換錯(cuò)誤)。2024年，芬蘭負(fù)電價(jià)情況持續(xù)，截至5月26日，負(fù)電價(jià)次數(shù)已達(dá)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(jià)格之一。圖6顯示，2023年1月至2024年5月，芬蘭日前價(jià)格波動性顯著。核能可用性、風(fēng)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(jī)組因維護(hù)而下線，同時(shí)風(fēng)力發(fā)電量減少，導(dǎo)致對燃?xì)獍l(fā)電廠的依賴度飆升，現(xiàn)貨價(jià)格平均達(dá)到80 €/MWh。

圖7和圖8進(jìn)一步展示了核能維護(hù)和可再生能源生產(chǎn)對市場的影響。Suomenoja燃煤機(jī)組于4月28日關(guān)閉后，5月2日芬蘭日前價(jià)格連續(xù)五個(gè)小時(shí)保持在200 €/MWh以上，并于上午9點(diǎn)達(dá)到峰值397 €/MWh。這是由于假期后需求增加，同時(shí)風(fēng)力發(fā)電量不足，芬蘭嚴(yán)重依賴進(jìn)口。

隨著Olkiluoto 3號機(jī)組的恢復(fù)運(yùn)行，芬蘭在一周內(nèi)經(jīng)歷了52小時(shí)的負(fù)日前電價(jià)，顯示了核能、風(fēng)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(jìn)口量與核能的散點(diǎn)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(hù)。

日內(nèi)市場價(jià)格的交易范圍也值得關(guān)注。當(dāng)日前價(jià)格為負(fù)時(shí)，該小時(shí)的最低日內(nèi)交易價(jià)格也可能為負(fù)。風(fēng)能預(yù)測誤差也會影響不平衡價(jià)格，如圖12所示，2024年2月27日，由于風(fēng)能和太陽能預(yù)測誤差，芬蘭不平衡價(jià)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(jià)格將由mFRR和aFRR激活價(jià)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(jì)和實(shí)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(jī)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(jī)制和增強(qiáng)的技術(shù)能力來應(yīng)對負(fù)價(jià)格信號的挑戰(zhàn)。