Sähkömarkkinoiden keskeiset muutokset vuosina 2024-2025 : Muutosten vaikutukset vuorokausimarkkinaa seuraaviin päivänsisäisiin- ja reservienergiamarkkinoiden volyymeihin ja hintoihin Suomessa

Abstract

Pohjoismainen sähköjärjestelmä on kokenut tuotantorakenteen murroksen, jossa säätökykyistä tuotantoa on korvattu tuotantoprofiililtaan vaihtelevalla uusiutuvalla sähköntuotannolla. Tämän myötä pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla on tehty rakenteellisia uudistuksia Euroopan Unionin sääntelyn sekä Nordic Balancing Model -ohjelman ohjaamana, jotta sähkömarkkinoiden toiminta vastaisi paremmin muuttuvan sähköjärjestelmän tarpeisiin. Tässä työssä tutkitaan, miten kolme 2024–2025 käyttöönotettua keskeistä sähkömarkkinamuutosta, flow-based-kapasiteettilaskenta, automaattinen mFRR-energian aktivointimarkkina (mFRR EAM) sekä day-ahead (DA) markkinan siirtymä 15 minuutin kaupankäyntijaksoon, ovat vaikuttaneet päivänsisäisen (ID) markkinan sekä mFRR- ja aFRR-reservienergiamarkkinoiden volyymeihin ja hintoihin Suomessa.

Työn kirjallisuuteen pohjautuvassa osassa esitellään pohjoismaiset sähkömarkkinapaikat, niiden toimintamenkanismit, sähkömarkkinaprosessin eteneminen sähköjärjestelmän tasapainotuksen näkökulmasta sekä työssä käsiteltävät sähkömarkkinamuutokset. Työn soveltavassa osassa tutkitaan miten, ID-markkinan sekä mFRR- ja aFRR-reservienergiamarkkinoiden volyymit ja hinnat ovat muuttuneet asetetulla tarkastelujaksolla 01/2024–02/2026 ja miten yllä mainitut sähkömarkkinamuutokset ovat vaikuttaneet kyseisiin markkinapaikkoihin. Soveltavan osuuden tutkimus toteutettiin avoimeen sähkömarkkinadataan perustuvana tilastollisena analyysinä. Aineisto kerättiin tarkastelujakson ajalta Fingridin avoimen datan palvelusta sekä Nord Poolin data-alustoilta. Muutosten vaikutuksia arvioitiin aikasarjatarkasteluilla ja jaksokohtaisilla tilastollisilla tunnusluvuilla. Lisäksi flow-based-laskennan tuoman kiertokuormitusilmiön yhteyttä ID-markkinaan ja reserviaktivointeihin tutkittiin Spearmanin järjestyskorrelaatioanalyysillä.

Työssä havaittu selvin yksittäinen muutos mFRR-reservienergiamarkkinoiden osalta oli mFRR EAM:n käyttöönotto. Aktivointien lukumäärä ja volyymit kasvoivat molemmissa säätösuunnissa, voimakkaimmin alassäädössä, jonka keskiarvovolyymi yli kaksinkertaistui edeltävään jaksoon verrattuna. ID-markkinalla kaupankäyntivolyymit kasvoivat koko tarkastelujakson ajan ja voimakkaimmin 15 minuutin DA MTU:n käyttöönoton jälkeen. Hyväksyttyjen kaupankäyntihintojen vaihteluväli kasvoi selvästi vartin tasehinnoittelun käyttöönotosta maaliskuusta 2025 alkaen. aFRR-energiamarkkinan muutokset olivat maltillisempia. Suurin ylössäätövolyymien kasvu havaittiin 15 minuutin DA MTU -jaksolla. Korrelaatioanalyysissa kiertokuormituksen vaikutusten tilastollinen yhteys ID-markkinan sekä mFRR- ja aFRR-aktivointien volyymeihin ja hintoihin jäi kaikilla jaksoilla heikoksi. Flow-based-jakson aikasarjatarkastelu antoi kuitenkin viitteitä kiertokuormituksen mahdollisesta vaikutuksesta alassäätöaktivointien kasvuun ennen mFRR EAM:n käyttöönottoa, joka havaittiin aikasarjatarkasteluiden yhteydessä.

Kokonaisuutena markkinamuutosten nähtiin kasvattaneen DA-markkinan jälkeisten markkinapaikkojen kaupankäyntivolyymeja sekä reservien aktivointitarvetta. Työn haasteena havaittiin yksittäisten muutosten vaikutusten eristäminen omaan analyysiin, sillä tutkitut muutokset ajoittuivat tarkastelujaksolla lähelle toisiaan. Tämän lisäksi analyysin tulosten arviointiin toi epävarmuutta muun muassa kausi- sekä vuosivaihtelun vaikutukset.

The Nordic power system has undergone a structural transformation during the last decade in which dispatchable generation has been replaced by variable renewable electricity production. Structural reforms, driven by European Union regulation and the Nordic Balancing Model program, have been implemented to align market operation with the needs of the evolving power system. The objective of this thesis was to examine how three key electricity market reforms introduced in 2024–2025 have affected the volumes and prices of the intraday (ID) market and the mFRR and aFRR balancing energy markets in Finland. The market reforms examined are flow-based capacity calculation, the automated mFRR energy activation market (mFRR EAM) and the transition of the day-ahead (DA) market time unit (MTU) from a 60-minute to a 15-minute interval.

The first part of the thesis presents the Nordic electricity marketplaces, their operating mechanisms and the role of the markets in balancing the power system. In the second part, a statistical analysis of the effects of the market reforms was conducted utilizing electricity market data, collected from Fingrid's open data service and Nord Pool's data platforms over the review period 01/2024–02/2026. The market reform impacts were assessed with time series analyses and statistical indicators. In addition, the relationship between the loop flow phenomenon enabled by the flow-based calculation and the ID market and reserve activations was examined using Spearman's rank correlation analysis.

The results show that the major change in the mFRR balancing market was linked to the go-live of the mFRR EAM: the number and volumes of activations increased in both regulation directions, especially in down regulation. In the ID market, trading volumes grew throughout the review period, particularly after the introduction of the 15-minute DA MTU. The range of accepted trading prices grew after March 2025, when the 15-minute imbalance pricing was introduced. Changes in the aFRR energy market were more moderate and the largest growth in up regulation volumes was observed during the 15-minute DA MTU period. In the correlation analysis, the relationship between loop flows and the volumes and prices of the ID market and mFRR and aFRR activations remained weak in all sub-periods. The time series examination of the flow-based period, however, showed a possible contribution of loop flows to the growth in down regulation activations before the mFRR EAM go-live.

Overall, the thesis shows that the market reforms have increased trading volumes in the subsequent marketplaces after DA market as well as the need for balancing reserve activations. Isolating the effects of individual reforms proved challenging, as the reforms took place closely to one another within the review period. In addition, seasonal and annual variation brought uncertainty into the interpretation of the results.