芬兰：欧洲最不稳定的短期电力市场

文摘 2024-11-17 00:28 北京

来源：

https://montelgroup.com/blog/finland-europes-most-volatile-short-term-electricity-market

作者：

Priyanka Shinde

2024 年 5 月 31 日

2024 年芬兰能源日到来之际，Montel Analytics 的北欧市场专家 Priyanka Shinde 探讨了导致该地区能源价格极端的因素。

过去几年，芬兰能源系统经历了重大转型。随着 2023 年 4 月 Olkiluoto 3 号新核电站 1.6 GW 的建设，芬兰核电总装机容量已达到 4.37 GW。可再生能源也普遍呈上升趋势。2022 年风电装机容量增加了 2.43 GW，到当年年底总装机容量达到 5.67 GW。此后，增长势头持续，到 2023 年底，装机容量增长至 6.94 GW。

太阳能在芬兰也越来越受欢迎，到 2023 年底，装机容量将达到 1 GW。预计这一数字还会上升。根据天气模式，当气温开始上升时，许多热电联产发电厂将关闭。消费模式也受季节变化的影响。因此，当一些核电站进行维护时，受天气影响的发电量会受到限制。当联络线无法完全使用时，对传统发电的依赖就会增加，从而使市场波动性加大。

供需方面的灵活性

芬兰的日前市场采用边际出清法。供需价格-数量曲线的交点决定了日前市场价格。这里的灵活性是指在对价格产生重大影响之前，可以增加或减少多少数量。

图 1：2024 年 5 月 19 日 00:00 和 2024 年 5 月 12 日 00:00 芬兰日前市场供需价格曲线

图 1 显示了 5 月 19 日和 5 月 12 日（今年）的价格对比。5 月 12 日的价格为 26.5 €/MWh，而 5 月 19 日的价格为 -5.01 €/MWh。5 月 12 日和 5 月 19 日当天的发电量分别为 5917 MW 和 5958 MW。这表明，即使需求水平相似，价格也会受到廉价发电可用性的影响。

供需曲线的斜率也表明了可用的灵活性。例如，5 月 19 日的供应侧灵活性比 5 月 12 日高得多，由于供应曲线更平坦，最多可以增加 2 GW 的发电量，而价格不会发生太大变化。

日前电力市场中的负电价

当曲线的交点向左移动，到达第三象限时，这表明系统供应过剩，需求不足。在这种情况下，价格变为负值。这也表明双方都缺乏灵活性，发电厂最终要为生产能源付费，而需求方则因消耗能源而获得报酬。

图 2：芬兰日前价格敏感度表明了供应和需求侧的灵活性

图 2 显示，5 月 18 日至 19 日期间日前市场价格的价格敏感性几乎可以忽略不计。这表明，即使市场上交易量的增加或减少，价格也不会发生太大变化，因为价格本来就很低。

另一方面，5 月 19 日 15:30，DA 价格为 -15 €/MWh，敏感性表明，供应方增加 1000 MW 可能会将价格进一步推低至 -488 €/MWh。有趣的是，需求方增加 1000 MW 仍将使价格保持在 -1.08 €/MWh的负值。这表明系统中存在供应过剩，因此由于供应方灵活性有限，很难避免负价格。

芬兰的必开机组发电量很高，因此很难避免这些情况，这意味着我们看到负价格的时间持续增加。芬兰是 2023 年负价格小时数最多的欧洲国家，为 467 小时。图 3 显示了每年负日前价格的累计负价格小时数。直到 2022 年，负价格小时数都非常低。然而，自 2023 年 4 月 Olkiluoto 3 增加了 1.6 GW 的容量以来，随着风能和太阳能发电水平的不断提高，负价格变得越来越普遍。

说到芬兰的负电价，就不能不提 2023 年 11 月 24 日发生的事件，当时连续 10 小时的电价为 -500 €/MWh。然而，这是由于一个失误造成的，当时大量的过剩电力（5787 MW ）被全天出售，而这些过剩电力实际上并不存在，这是由于从kW 到MW 的单位转换错误造成的。随后，在盘中市场的帮助下，这些过剩电力得到了纠正。

图 3：2021 年芬兰年度累计负电价小时数

分布式发电市场出现负价格的原因多种多样，包括由于固定上网电价、电力购买协议 (PPA) 价格、原产地保证 (GO) 而缺乏削减可变可再生能源 (VRES) 的动力，无法根据市场价格进行削减，系统缺乏灵活性，核能增量限制，必开机组的限制，联络线等。

2024 年 5 月 24 日，芬兰超越 SE4，成为今年欧洲负电价最多的国家，共计 169 次。到 2024 年 5 月 26 日，数量达到 174 次，几乎是 2023 年的三倍，您可以在图 4 中看到。这可以通过 Olkiluoto 3 从年度维护中恢复（从 3 月 2 日开始，5 月 16 日后恢复）来解释。这也部分是由于 650 MW Estlink 2 联络线线的持续的线路中断，降低了该国的出口能力。

图4：截至5月26日，2023年和2024年累计负电价对比情况

虽然记录负电价的小时数很有趣，但了解负电价的范围也很重要。图 5 显示了 2023 年 1 月至 2024 年 5 月芬兰日前电价的箱线图。（注意：11 月 23 日的 -500 €/MWh的异常值、23 年 7 月 16 日连续四小时低于 -38 的负电价以及 23 年 6 月 13 日一小时 -30 €/MWh的异常值已从该图中消除）。观察结果之一是，由于 GO 价格下跌，今年的价格负值没有去年那么强烈。

日前市场的波动性

虽然芬兰在低 DA 价格和负 DA 价格方面很受欢迎，但近年来它也出现了一些最高的 DA 价格。这使得芬兰成为一个动荡的市场，因此值得讨论推动这种波动的因素。图 6 显示了 2023 年 1 月至 2024 年 5 月芬兰日前价格的小提琴图。请注意，11 月 23 日的 -500 €/MWh 异常值和 1 月 24 日高于 500 €/MWh 的价格已从图中消除。

图 6：芬兰 2023 年至 2024 年 5 月按月划分的日电价小提琴图（2023 年 11 月以来的 -500 €/MWh的异常值和 2024 年 1 月以来高于 500€/MWh的价格已从图中消除）

为了更好地了解今年的负价格情况和现货市场的高波动性，让我们来看看核能可用性、风能和太阳能生产、需求模式、互连容量和其他因素如何对其产生影响。

核能可用性及其对市场动态的影响

2024 年 3 月 2 日，奥尔基洛托 3 号机组因计划维护而下线。与此同时，与前一周相比，风力发电量明显减少——如图 7 所示。在芬兰安装的约 5.9 GW 风力发电量中，当周最大风力发电量为 677 MW 。因此，对燃气发电厂的依赖度飙升，3 月 8 日 10:00 发电量达到 615 MW ——是前一周（停电前）发电量的两倍多。赫尔辛基的零下气温进一步限制了这种情况。

结果，芬兰的现货价格飙升。2 月 24 日至 3 月 1 日期间，现货价格平均为 31 欧元/兆瓦时，3 月 2 日至 3 月 8 日期间，现货价格平均达到 80 €/MWh。

停电前一周，芬兰向爱沙尼亚出口了 358MW 的电力。停电后，芬兰于 3 月 2 日开始进口类似数量的电力。一般而言，由于芬兰和爱沙尼亚之间的 Estlink 2 互连线在 8 月 31 日之前停电，因此无法进一步进口。

图 7：2024 年 3 月 2 日起奥尔基洛托 3 号年度维护后的市场动态

Suomenoja 发电厂是芬兰用于区域供热的最后一座燃煤机组，于 4 月 28 日关闭。5 月 2 日 24 日，芬兰的日前价格连续五个小时保持在 200 €/MWh以上，并于东欧时间上午 9 点达到峰值 397 €/MWh。这是在 5 月 1 日假期之后，当时需求在 5 月 2 日增加了约 800 MW，如图 8 所示。

图 8：2024 年 5 月 2 日奥尔基洛托 2 号机组维护和 3 号机组维护后的芬兰市场

5 月 2 日早上，风力发电量约为 75 MW。芬兰也严重依赖进口。燃油发电厂必须在东欧时间上午 9 点启动，以支持假期刚过后的早高峰时段需求，这与日前市场 397 €/MWh 的峰值相一致。

日内市场还进行了进一步的进口。由于供应方可变可再生能源的比例较低，不平衡程度较低。

奥尔基洛托 3 号返回芬兰

2024 年 5 月 24 日，芬兰超越 SE4，成为日前负电价小时数最多的价格区。

图 9：核电发电量增加对芬兰市场的影响

随着奥尔基洛托 3 号机组的恢复运行，该机组从 2024 年 5 月 16 日起缓慢启动，芬兰在一周内经历了 52 小时的负日前电价。这显示了核能、风能和太阳能发电量增加的综合影响。核能确实在很大程度上被作为必开机组项目招标，而风能和太阳能仍然能够因 GO 价格而获得正收入。

由于发电过剩导致价格低廉，芬兰过去几天已能够净出口高达2吉瓦的电力。

净进口/出口与核能、风能、太阳能发电的相关性

图 10：截至 2023 年 5 月和 2024 年 5 月核能、风能、太阳能净进口量散点图比较

比较截至 2023 年 5 月和 2024 年 5 月收集的数据中净进口量与核能的散点图，我们发现，当 2023 年核电站投产时，芬兰的电力出口量更高。今年，出口量受到限制，部分原因是 Estlink 2 线路中断。奥尔基洛托 3 号从 3 月 2 日至 5 月 16 日无法使用，奥尔基洛托 2 号自 4 月 28 日起停电，这也进一步证实了这一点——这也跨越了随着气温升高国内需求下降的时期。核能可用性，加上互连容量和天气模式，导致市场波动加剧。

可变可再生能源 (RES) 图显示，芬兰通过风能和太阳能发电时的出口门槛已被推高至约 2 吉瓦。相比之下，去年芬兰出口的可再生能源发电量要低得多，在某些情况下约为 200 兆瓦。

日前价格、日内价格和不平衡价格之间的相关性

既然我们讨论了负日前价格，那么看看日内市场价格的交易范围也很有趣。从图 11 中，我们可以观察到，当 DA 价格为负时，该小时的最低日内交易价格也可能为负。但是，反过来可能并非如此。例如，准确的风能预测可能会显示更多的产量，然后在日内市场上出售。此外，如果 DA 价格为正，则最低日内价格更有可能等于或低于 DA 价格。

图 11：2023 年和 2024 年芬兰日内价格、最低价格、最高价格和不平衡价格的散点图。

一般而言，盘中价格是基于对不平衡价格的预期。图 11 中下方两张图显示了盘中最高和最低成交价与不平衡价格的关系。

最高交易日内价格可以解释为买方愿意在日内支付的价格，以避免支付不平衡价格。这解释了为什么大部分数据集也表明最高日内价格高于不平衡价格——基于他们当时的预期值。对于最低日内价格，它是人们愿意出售而不是获得不平衡价格的最低价格。因此，第一象限下半部分的数据点更多。

系统失衡对日内和平衡市场的影响

风能预测误差也会造成一定的影响。2024 年 2 月 27 日，东欧时间 13:00 至 16:00，不平衡价格一路飙升至 399 €/MWh。如图 12 所示，价格保持在该水平达三个小时。需要强调的是，北欧其他国家在这几个小时的不平衡价格稳定。价格高企的部分原因是风能和太阳能预测误差，芬兰在这几个小时内激活了大量 mFRR。

东欧时间 15:00 至 16:00 时段，日内价格与不平衡价格的关系非常显著，因为日内价格飙升至 388 €/MWh，高于日内市场的其他国家。当出现高不平衡价格时，市场参与者通常会在关闸时间开始更积极地交易，以平仓并避免高不平衡。有时这会导致日内价格上涨。在这种情况下，大多数日内交易量都是在芬兰国内进行的。

图 12：描述 2024 年 2 月 27 日的风电误差、备用和不平衡以及盘中价格

未来的不平衡价格

与其他北欧国家一样，芬兰市场一直依赖净系统不平衡和 mFRR 能源市场价格来确定非零不平衡情况下的不平衡价格。净不平衡为零的时段将获得与日前价格相等的不平衡价格。其中一部分将从 2024 年 6 月 12 日起更新，届时芬兰将引入 aFRR 能源市场。

不平衡价格将由 mFRR 和 aFRR 激活价格共同设定。一旦 PICASSO 于今年晚些时候在芬兰推出，aFRR 能源市场将与参与 PICASSO 的欧洲其他国家相结合。因此，PICASSO 价格将影响芬兰的不平衡价格。目前， ACER 正在研究PICASSO 激活优化算法，以解决意大利等国家（暂时退出该项目）以及由于担心价格频繁且不确定而推迟加入的国家的问题。

关注芬兰的 aFRR 能源市场和 PICASSO 对其他也拥有 aFRR 容量市场和共同 mFRR 能源市场等综合市场的北欧国家的影响将会很有趣。

结论

芬兰能源市场供需动态的变化使其成为目前欧洲最不稳定的市场之一。虽然可再生能源的快速增长使芬兰成为应对气候变化的先锋，但它也带来了市场方面的挑战，导致负价格或高价格。能源储存和需求侧灵活性可以在缓解高水平的市场波动方面发挥重要作用。然而，它需要结合市场机制和增强的技术能力，以应对负价格信号的挑战。

未来需跟进的新市场变化

芬兰未来值得关注的其他一些市场设计和实施变化包括：

1）基于流动的北欧市场耦合：这可能意味着芬兰与欧洲其他国家更好地相互耦合。

2）日内拍卖：除连续市场外，泛欧层面还将推出三次日内拍卖。

3) 现代化区域控制误差 (mACE)：从基于频率的整个负荷频率控制 (LFC) 块的集体平衡转变为基于 ACE 的单独平衡每个 LFC 区域 (竞标区)。将跨境激活不平衡净额和平衡备用 (aFFR 和 mFFR)。

4）自动频率恢复和稳定系统运行（PICASSO）和手动激活备用计划（MARI）的国际协调平台：这将实现与欧洲其他平衡市场的更好地耦合。

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