中國儲能網(wǎng)訊：2024 年芬蘭能源日到來之際，Montel Analytics 的北歐市場專家 Priyanka Shinde 探討了導致該地區(qū)能源價格極端的因素。
過去幾年，芬蘭能源系統(tǒng)經(jīng)歷了重大轉型。隨著 2023 年 4 月 Olkiluoto 3 號新核電站 1.6 GW 的建設，芬蘭核電總裝機容量已達到 4.37 GW?？稍偕茉匆财毡槌噬仙厔荨?022 年風電裝機容量增加了 2.43 GW，到當年年底總裝機容量達到 5.67 GW。此后，增長勢頭持續(xù)，到 2023 年底，裝機容量增長至 6.94 GW。
太陽能在芬蘭也越來越受歡迎，到 2023 年底，裝機容量將達到 1 GW。預計這一數(shù)字還會上升。根據(jù)天氣模式，當氣溫開始上升時，許多熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電廠將關閉。消費模式也受季節(jié)變化的影響。因此，當一些核電站進行維護時，受天氣影響的發(fā)電量會受到限制。當聯(lián)絡線無法完全使用時，對傳統(tǒng)發(fā)電的依賴就會增加，從而使市場波動性加大。
供需方面的靈活性
芬蘭的日前市場采用邊際出清法。供需價格-數(shù)量曲線的交點決定了日前市場價格。這里的靈活性是指在對價格產(chǎn)生重大影響之前，可以增加或減少多少數(shù)量。
圖1：2024 年 5 月 19 日 00:00 和 2024 年 5 月 12 日 00:00 芬蘭日前市場供需價格曲線
圖 1 顯示了 5 月 19 日和 5 月 12 日（今年）的價格對比。5 月 12 日的價格為 26.5 €/MWh，而 5 月 19 日的價格為 -5.01 €/MWh。5 月 12 日和 5 月 19 日當天的發(fā)電量分別為 5917 MW 和 5958 MW。這表明，即使需求水平相似，價格也會受到廉價發(fā)電可用性的影響。
供需曲線的斜率也表明了可用的靈活性。例如，5 月 19 日的供應側靈活性比 5 月 12 日高得多，由于供應曲線更平坦，最多可以增加 2 GW 的發(fā)電量，而價格不會發(fā)生太大變化。
日前電力市場中的負電價
當曲線的交點向左移動，到達第三象限時，這表明系統(tǒng)供應過剩，需求不足。在這種情況下，價格變?yōu)樨撝?。這也表明雙方都缺乏靈活性，發(fā)電廠最終要為生產(chǎn)能源付費，而需求方則因消耗能源而獲得報酬。
圖2：芬蘭日前價格敏感度表明了供應和需求側的靈活性
圖 2 顯示，5 月 18 日至 19 日期間日前市場價格的價格敏感性幾乎可以忽略不計。這表明，即使市場上交易量的增加或減少，價格也不會發(fā)生太大變化，因為價格本來就很低。
另一方面，5 月 19 日 15:30，DA 價格為 -15 €/MWh，敏感性表明，供應方增加 1000 MW 可能會將價格進一步推低至 -488 €/MWh。有趣的是，需求方增加 1000 MW 仍將使價格保持在 -1.08 €/MWh的負值。這表明系統(tǒng)中存在供應過剩，因此由于供應方靈活性有限，很難避免負價格。
芬蘭的必開機組發(fā)電量很高，因此很難避免這些情況，這意味著我們看到負價格的時間持續(xù)增加。芬蘭是 2023 年負價格小時數(shù)最多的歐洲國家，為 467 小時。圖 3 顯示了每年負日前價格的累計負價格小時數(shù)。直到 2022 年，負價格小時數(shù)都非常低。然而，自 2023 年 4 月 Olkiluoto 3 增加了 1.6 GW 的容量以來，隨著風能和太陽能發(fā)電水平的不斷提高，負價格變得越來越普遍。
說到芬蘭的負電價，就不能不提 2023 年 11 月 24 日發(fā)生的事件，當時連續(xù) 10 小時的電價為 -500 €/MWh。然而，這是由于一個失誤造成的，當時大量的過剩電力（5787 MW ）被全天出售，而這些過剩電力實際上并不存在，這是由于從kW 到MW 的單位轉換錯誤造成的。隨后，在盤中市場的幫助下，這些過剩電力得到了糾正。
圖3：2021 年芬蘭年度累計負電價小時數(shù)
分布式發(fā)電市場出現(xiàn)負價格的原因多種多樣，包括由于固定上網(wǎng)電價、電力購買協(xié)議 (PPA) 價格、原產(chǎn)地保證 (GO) 而缺乏削減可變可再生能源 (VRES) 的動力，無法根據(jù)市場價格進行削減，系統(tǒng)缺乏靈活性，核能增量限制，必開機組的限制，聯(lián)絡線等。
2024 年 5 月 24 日，芬蘭超越 SE4，成為今年歐洲負電價最多的國家，共計 169 次。到 2024 年 5 月 26 日，數(shù)量達到 174 次，幾乎是 2023 年的三倍，您可以在圖 4 中看到。這可以通過 Olkiluoto 3 從年度維護中恢復（從 3 月 2 日開始，5 月 16 日后恢復）來解釋。這也部分是由于 650 MW Estlink 2 聯(lián)絡線線的持續(xù)的線路中斷，降低了該國的出口能力。
圖4：截至5月26日，2023年和2024年累計負電價對比情況
雖然記錄負電價的小時數(shù)很有趣，但了解負電價的范圍也很重要。圖 5 顯示了 2023 年 1 月至 2024 年 5 月芬蘭日前電價的箱線圖。（注意：11 月 23 日的 -500 €/MWh的異常值、23 年 7 月 16 日連續(xù)四小時低于 -38 的負電價以及 23 年 6 月 13 日一小時 -30 €/MWh的異常值已從該圖中消除）。觀察結果之一是，由于 GO 價格下跌，今年的價格負值沒有去年那么強烈。
日前市場的波動性
雖然芬蘭在低 DA 價格和負 DA 價格方面很受歡迎，但近年來它也出現(xiàn)了一些最高的 DA 價格。這使得芬蘭成為一個動蕩的市場，因此值得討論推動這種波動的因素。圖 6 顯示了 2023 年 1 月至 2024 年 5 月芬蘭日前價格的小提琴圖。請注意，11 月 23 日的 -500 €/MWh 異常值和 1 月 24 日高于 500 €/MWh 的價格已從圖中消除。
圖6：芬蘭 2023 年至 2024 年 5 月按月劃分的日電價小提琴圖（2023 年 11 月以來的 -500 €/MWh的異常值和 2024 年 1 月以來高于 500€/MWh的價格已從圖中消除）
為了更好地了解今年的負價格情況和現(xiàn)貨市場的高波動性，讓我們來看看核能可用性、風能和太陽能生產(chǎn)、需求模式、互連容量和其他因素如何對其產(chǎn)生影響。
核能可用性及其對市場動態(tài)的影響
2024 年 3 月 2 日，奧爾基洛托 3 號機組因計劃維護而下線。與此同時，與前一周相比，風力發(fā)電量明顯減少——如圖 7 所示。在芬蘭安裝的約 5.9 GW 風力發(fā)電量中，當周最大風力發(fā)電量為 677 MW 。因此，對燃氣發(fā)電廠的依賴度飆升，3 月 8 日 10:00 發(fā)電量達到 615 MW ——是前一周（停電前）發(fā)電量的兩倍多。赫爾辛基的零下氣溫進一步限制了這種情況。
結果，芬蘭的現(xiàn)貨價格飆升。2 月 24 日至 3 月 1 日期間，現(xiàn)貨價格平均為 31 歐元/兆瓦時，3 月 2 日至 3 月 8 日期間，現(xiàn)貨價格平均達到 80 €/MWh。
停電前一周，芬蘭向愛沙尼亞出口了 358MW 的電力。停電后，芬蘭于 3 月 2 日開始進口類似數(shù)量的電力。一般而言，由于芬蘭和愛沙尼亞之間的 Estlink 2 互連線在 8 月 31 日之前停電，因此無法進一步進口。
圖7：2024 年 3 月 2 日起奧爾基洛托 3 號年度維護后的市場動態(tài)
Suomenoja 發(fā)電廠是芬蘭用于區(qū)域供熱的最后一座燃煤機組，于 4 月 28 日關閉。5 月 2 日 24 日，芬蘭的日前價格連續(xù)五個小時保持在 200 €/MWh以上，并于東歐時間上午 9 點達到峰值 397 €/MWh。這是在 5 月 1 日假期之后，當時需求在 5 月 2 日增加了約 800 MW，如圖 8 所示。
圖8：2024 年 5 月 2 日奧爾基洛托 2 號機組維護和 3 號機組維護后的芬蘭市場
5 月 2 日早上，風力發(fā)電量約為 75 MW。芬蘭也嚴重依賴進口。燃油發(fā)電廠必須在東歐時間上午 9 點啟動，以支持假期剛過后的早高峰時段需求，這與日前市場 397 €/MWh 的峰值相一致。
日內市場還進行了進一步的進口。由于供應方可變可再生能源的比例較低，不平衡程度較低。
奧爾基洛托 3 號返回芬蘭
2024 年 5 月 24 日，芬蘭超越 SE4，成為日前負電價小時數(shù)最多的價格區(qū)。
圖9：核電發(fā)電量增加對芬蘭市場的影響
隨著奧爾基洛托 3 號機組的恢復運行，該機組從 2024 年 5 月 16 日起緩慢啟動，芬蘭在一周內經(jīng)歷了 52 小時的負日前電價。這顯示了核能、風能和太陽能發(fā)電量增加的綜合影響。核能確實在很大程度上被作為必開機組項目招標，而風能和太陽能仍然能夠因 GO 價格而獲得正收入。
由于發(fā)電過剩導致價格低廉，芬蘭過去幾天已能夠凈出口高達2吉瓦的電力。
凈進口/出口與核能、風能、太陽能發(fā)電的相關性
圖10：截至 2023 年 5 月和 2024 年 5 月核能、風能、太陽能凈進口量散點圖比較
比較截至 2023 年 5 月和 2024 年 5 月收集的數(shù)據(jù)中凈進口量與核能的散點圖，我們發(fā)現(xiàn)，當 2023 年核電站投產(chǎn)時，芬蘭的電力出口量更高。今年，出口量受到限制，部分原因是 Estlink 2 線路中斷。奧爾基洛托 3 號從 3 月 2 日至 5 月 16 日無法使用，奧爾基洛托 2 號自 4 月 28 日起停電，這也進一步證實了這一點——這也跨越了隨著氣溫升高國內需求下降的時期。核能可用性，加上互連容量和天氣模式，導致市場波動加劇。
可變可再生能源 (RES) 圖顯示，芬蘭通過風能和太陽能發(fā)電時的出口門檻已被推高至約 2 吉瓦。相比之下，去年芬蘭出口的可再生能源發(fā)電量要低得多，在某些情況下約為 200 兆瓦。
日前價格、日內價格和不平衡價格之間的相關性
既然我們討論了負日前價格，那么看看日內市場價格的交易范圍也很有趣。從圖 11 中，我們可以觀察到，當 DA 價格為負時，該小時的最低日內交易價格也可能為負。但是，反過來可能并非如此。例如，準確的風能預測可能會顯示更多的產(chǎn)量，然后在日內市場上出售。此外，如果 DA 價格為正，則最低日內價格更有可能等于或低于 DA 價格。
圖11：2023 年和 2024 年芬蘭日內價格、最低價格、最高價格和不平衡價格的散點圖。
一般而言，盤中價格是基于對不平衡價格的預期。圖 11 中下方兩張圖顯示了盤中最高和最低成交價與不平衡價格的關系。
最高交易日內價格可以解釋為買方愿意在日內支付的價格，以避免支付不平衡價格。這解釋了為什么大部分數(shù)據(jù)集也表明最高日內價格高于不平衡價格——基于他們當時的預期值。對于最低日內價格，它是人們愿意出售而不是獲得不平衡價格的最低價格。因此，第一象限下半部分的數(shù)據(jù)點更多。
系統(tǒng)失衡對日內和平衡市場的影響
風能預測誤差也會造成一定的影響。2024 年 2 月 27 日，東歐時間 13:00 至 16:00，不平衡價格一路飆升至 399 €/MWh。如圖 12 所示，價格保持在該水平達三個小時。需要強調的是，北歐其他國家在這幾個小時的不平衡價格穩(wěn)定。價格高企的部分原因是風能和太陽能預測誤差，芬蘭在這幾個小時內激活了大量 mFRR。
東歐時間 15:00 至 16:00 時段，日內價格與不平衡價格的關系非常顯著，因為日內價格飆升至 388 €/MWh，高于日內市場的其他國家。當出現(xiàn)高不平衡價格時，市場參與者通常會在關閘時間開始更積極地交易，以平倉并避免高不平衡。有時這會導致日內價格上漲。在這種情況下，大多數(shù)日內交易量都是在芬蘭國內進行的。
圖12：描述 2024 年 2 月 27 日的風電誤差、備用和不平衡以及盤中價格
未來的不平衡價格
與其他北歐國家一樣，芬蘭市場一直依賴凈系統(tǒng)不平衡和 mFRR 能源市場價格來確定非零不平衡情況下的不平衡價格。凈不平衡為零的時段將獲得與日前價格相等的不平衡價格。其中一部分將從 2024 年 6 月 12 日起更新，屆時芬蘭將引入 aFRR 能源市場。
不平衡價格將由 mFRR 和 aFRR 激活價格共同設定。一旦 PICASSO 于今年晚些時候在芬蘭推出，aFRR 能源市場將與參與 PICASSO 的歐洲其他國家相結合。因此，PICASSO 價格將影響芬蘭的不平衡價格。目前， ACER 正在研究PICASSO 激活優(yōu)化算法，以解決意大利等國家（暫時退出該項目）以及由于擔心價格頻繁且不確定而推遲加入的國家的問題。
關注芬蘭的 aFRR 能源市場和 PICASSO 對其他也擁有 aFRR 容量市場和共同 mFRR 能源市場等綜合市場的北歐國家的影響將會很有趣。
結論
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使芬蘭成為應對氣候變化的先鋒，但它也帶來了市場方面的挑戰(zhàn)，導致負價格或高價格。能源儲存和需求側靈活性可以在緩解高水平的市場波動方面發(fā)揮重要作用。然而，它需要結合市場機制和增強的技術能力，以應對負價格信號的挑戰(zhàn)。
未來需跟進的新市場變化
芬蘭未來值得關注的其他一些市場設計和實施變化包括：
1）基于流動的北歐市場耦合：這可能意味著芬蘭與歐洲其他國家更好地相互耦合。
2）日內拍賣：除連續(xù)市場外，泛歐層面還將推出三次日內拍賣。
3) 現(xiàn)代化區(qū)域控制誤差 (mACE)：從基于頻率的整個負荷頻率控制 (LFC) 塊的集體平衡轉變?yōu)榛?ACE 的單獨平衡每個 LFC 區(qū)域 (競標區(qū))。將跨境激活不平衡凈額和平衡備用 (aFFR 和 mFFR)。
4）自動頻率恢復和穩(wěn)定系統(tǒng)運行（PICASSO）和手動激活備用計劃（MARI）的國際協(xié)調平臺：這將實現(xiàn)與歐洲其他平衡市場的更好地耦合。
