Fortumin energiakatsaus 1/2015

Transkriptio

1 Fortumin energiakatsaus 1/2015

2 ESIPUHE Pohjoismainen sähkömarkkina muutoksessa Nord Pool -alue Pohjoismaissa ja Baltiassa on ainutlaatuinen esimerkki toimivasta alueellisesta sähkömarkkinasta. Pohjoismainen Nord Pool -pörssin kautta integroitu markkina tarjoaa asiakkaille energiaa kilpailukykyiseen hintaan, seitsemässä maassa hyvän toimitusvarmuuden sekä maailman pienimpiin kuuluvat energiantuotannon päästöt tuotettua kilowattituntia kohti. Pohjoismainen sähkömarkkina on energia-alan sisämarkkinoita rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkinoiden yhdentyminen voi tuottaa. Pohjoismaisen sähkömarkkinan menestys on vaatinut päätöksentekijöiltä ja muilta toimijoilta näkemyksellisyyttä ja pitkäjänteisyyttä. Markkinan kehittäminen edelleen vaatii yhä enemmän kaukokatseisuutta, sillä uusiutuvien energiamuotojen osuuden kasvu ja kuluttajien käyttäytymisen muuttuminen tulevat lisäämään järjestelmän teknisiä vaatimuksia ja hintavaihtelua. Samaan aikaan heikko taloudellinen tilanne on vähentänyt sähkön kysyntää, laskenut sähkön hintoja ja heikentänyt energiainvestointien edellytyksiä. Haaste onkin, miten tässä tilanteessa voidaan turvata riittävät investoinnit uuteen tuotantoon sekä kannustaa kulutusjoustoon, jotta voidaan pitkällä aikavälillä taata riittävä sähköntuotanto Pohjoismaissa. Tämä on Fortumin toinen energiakatsaus. Tällä kertaa keskitymme pohjoismaiseen sähkömarkkinaan sen menestykseen sekä tuleviin haasteisiin. Haluamme yhtiönä lisätä keskustelua energian tuotannosta ja kulutuksesta. Keskustelu energiantuotannon prioriteeteista on tärkeää Fortumille: tavoitteemme on tuottaa energiaa, joka parantaa nykyisten ja tulevien sukupolvien elämää. Tarjoamme yhteiskunnalle kestäviä ratkaisuja ja tavoitteenamme on tuottaa osakkeenomistajillemme merkittävää lisäarvoa. Katsauksen ensimmäinen osa käsittelee Pohjoismaiden ja Baltian sähkömarkkinoiden erityispiirteitä, sähköntuotannon rakennetta sekä sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita. Toisen osan aiheena on pitkän aikavälin tuotannon riittävyys. Esitämme myös ajatuksia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoiden kehittämiseksi. Kolmannessa osassa ehdotetaan Pohjoismainen sähkömarkkina on energiasisämarkkinaa rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkina tuottaa. toimenpiteitä, joiden avulla varmistetaan kehitys kohti vähäpäästöistä Eurooppaa. Fortum Oyj 2

3 ESIPUHE s.2 Pohjoismainen sähkömarkkina on energiasisämarkkinaa rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkina tuottaa. Tiivistelmä s.4 On tärkeää, että pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita kehitetään rinnakkain. OSA 2 Pohjoismainen sähkömarkkina s Perustietoja pohjoismaisesta sähkömarkkinasta Monipuolinen sähköntuotantorakenne Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinat Pohjoismaissa 11 OSA 3 Pohjoismaisen sähkömarkkinan haasteet s Vaihtelu kasvaa ja vakaa tuotantokapasiteetti vähenee Investoinnit pitkän aikavälin tuotannon riittävyyteen turvattava Pohjoismaista markkinaa kehitettävä toimitusvarmuuden turvaamiseksi Kuluttajien kasvavat odotukset ja vähittäismarkkinoiden muutokset 23 Päätelmät ja suositukset s.25 Tuotantokapasiteetin riittävyyttä on arvioitava kansallisen tason sijasta Pohjoismaiden tasolla. 3

4 OSA 1 Tiivistelmä Pohjoismaiden ja Baltian yhdistetty sähkömarkkina tarjoaa kuluttajille edullista energiaa ja hyvän toimitusvarmuuden. Samalla hiilidioksidipäästöt tuotettua kilowattituntia kohden ovat maailman pienimpiä. Pohjoismainen markkina on toistaiseksi ollut sähkömarkkinoiden vapauttamisen ja yhdentymisen menestystarina. Haasteet kuitenkin kasvavat tulevaisuudessa. Kuinka lisääntyvä vaihtelevan tuotannon 1 määrä voidaan integroida sähköjärjestelmään? Ja miten turvataan riittävä tuotantokapasiteetti ja toimitusvarmuus sääriippuvaisen tuotannon osuuden kasvaessa tulevaisuudessa? Pohjoismaisen markkinan menestykselle ei seuraa jatkoa, jollei markkinaa kehitetä jatkossakin määrätietoisesti ja johdonmukaisesti. Pohjoismaisella sähkön tukkumarkkinalla sähkön hinta ja tuotantotapa määräytyvät markkina-alueen kysynnän ja tarjonnan perusteella. Pohjoismaista sähkömarkkinaa pitäisikin käsitellä yhtenä sähköjärjes- telmänä, jossa tuotannon riittävyys arvioidaan ja mitoitetaan koko alueen kysynnän kanssa ei kansallisesti, kuten nykyisin tehdään. Pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita pitää kehittää rinnakkain. Pohjolassa on hyvät siirtoyhteydet niin maiden sisällä kuin naapurimaiden välillä. Sähköverkkoa tulee vahvistaa, jotta hinta-alueiden väliset erot tasaantuvat ja uusiutuvan energian tuotannon kasvu saadaan integroitua järjestelmään. Uusiutuvan energian tuotannon määrä vaihtelee huomattavasti perinteistä energiantuotantoa enemmän. Pohjois-Ruotsin ja Suomen välisen kolmannen siirtoyhteyden rakentaminen pitäisi aloittaa pikimmiten. Uusiutuvan energian käyttöä on lisättävä, jotta saavutetaan päästötön energiajärjestelmä. Kypsien uusiutuvien energiantuotantoteknologioiden kilpailukyky on parantunut viime vuosina, joten erilaisista uusiutuvan On tärkeää, että pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita kehitetään rinnakkain. energian tuotantotuista voidaan luopua asteittain. EU:n päästökauppajärjestelmästä tulisi tehdä päästövähennysten ensisijainen työkalu. Tuotannon entistä suuremmat vaihtelut lisäävät sähkön hintavaihteluita, mikä edellyttää järjestelmää, jossa hintasignaalit toimivat tehokkaasti tasaten kysyntää ja tarjontaa. Tukkuhintojen olisi perustuttava aina marginaalihinnoitteluun, ja sähkön vähittäismarkkinat olisi integroitava paremmin sähkön tukkumarkkinaan. 4

5 Pohjoismaissa on investoitu merkittävästi älykkäisiin ja etäluettaviin sähkömittareihin, joista ei kuitenkaan asiakkaille ole vielä merkittävää hyötyä. Sähkönkäyttäjät kiinnostuisivat tunneittain hinnoitelluista sähkötuotteista ja energiatehokkuuspalveluista, jos kysynnän joustosta olisi heille välitöntä taloudellista hyötyä. Tähän onkin pyrittävä. Asiakaslähtöisyys edellyttää vähittäismarkkinoiden kehittämistä, ja myyjäkeskeinen markkinamalli tulisi ottaa käyttöön kaikissa Pohjoismaissa. Tällöin asiakkaat voisivat hoitaa energiaan liittyvät asiansa yhdeltä luukulta. Sähkön myyjien olisi puolestaan helpompi tuoda markkinoille uusia tuotteita ja palveluja, mikä lisäisi edelleen markkinoiden tehokkuutta. Pohjoismaissa tarvitaan myös yhteinen näkemys eurooppalaisista sähkön sisämarkkinoista. Elleivät Pohjoismaat pysty kehittämään omaa sähkömarkkinaansa ja mukautumaan lisääntyvään hintavaihteluun, on vaarana, että myös täällä joudutaan harkitsemaan kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoa tuotannon pitkän aikavälin riittävyyden turvaamiseksi. Pohjoismaista sähkömarkkinaa pitää käsitellä yhtenä sähköjärjestelmänä, ei kansallisesti. Tuotannon entistä suuremmat vaihtelut lisäävät sähkön hintavaihteluita, mikä edellyttää järjestelmää, jossa hintasignaalit toimivat tehokkaasti tasaten kysyntää ja tarjontaa. Kuluttajien osallistuminen mahdollistetaan tarjoamalla heille esimerkiksi tunneittain hinnoiteltuja sähkötuotteita ja niihin liitettyjä energiatehokkuuspalveluja. EU:n päästökauppajärjestelmästä tulisi tehdä päästövähennysten ensisijainen työkalu. Asiakaslähtöisyys edellyttää vähittäismarkkinoiden kehittämistä, ja myyjäkeskeinen markkinamalli tulisi ottaa käyttöön kaikissa Pohjoismaissa. 1 Vaihtelevalla tuotannolla tarkoitetaan sääriippuvaista aurinko- ja tuulivoimaa. 5

6 OSA 2 Pohjoismainen sähkömarkkina 2.1 Perustietoja pohjoismaisesta sähkömarkkinasta Pohjoismainen sähkömarkkina kattaa Ruotsin, Norjan, Suomen ja Tanskan sekä nykyisin myös Viron, Latvian ja Liettuan. Yhteismarkkinalla voidaan hyödyntää eri tuotantomuotoja vesi- ja ydinvoimaa, biopolttoaineita, sähkön ja lämmön yhteistuotantoa, tuuli- ja aurinkovoimaa tehokkaimmalla mahdollisella tavalla. Koska sähköntuottajat kilpailevat yhteispohjoismaisella markkinalla keskenään, järjestelmässä hinta muodostuu aina koko alueen edullisimman sähköntuotantomuodon perusteella. Hinnan muodostumista rajoittavat ainoastaan ajoittaiset siirtoverkon kapasiteetin rajoitukset. Pohjoismainen markkina tuo merkittäviä etuja asiakkaille, tuottajille sekä ympäristölle. Nord Pool on myös hyvä esimerkki tehokkaasti toimivasta alueellisesta markkinapaikasta. Järjestelmällä onkin ollut vahva poliittinen tuki. Pohjoismainen järjestelmä on muodostettu yhteen liitetyistä kansallisista sähköjärjestelmistä. Ensimmäinen rajat ylittävä sähkölinja rakennettiin jo vuonna 1915 Ruotsin ja Tanskan välille. Vahvempia siirtoyhteyksiä on rakennettu yhteistyössä kaikkien Pohjoismaiden välille 1950-luvulta alkaen 2. Myös Manner-Eurooppaan on rakennettu siirtoyhteyksiä, jotka yhdistävät Pohjolan Keski-Euroopan sähkömarkkinoihin. Pohjoismaisen sähkömarkkinan vapauttaminen käynnistyi Norjan sähkömarkkinoiden sääntelyn purkamisesta vuonna 1993, jolloin Statnett Marked perustettiin vuorokausimark- Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään sähköpörssin kautta. kinoiden kaupankäyntijärjestelmäksi Norjan sähköjärjestelmää varten. Muut Pohjoismaat seurasivat perässä ja viime vuosina markkinoita on vapautettu myös Baltian maissa. Teknisesti Baltian sähköjärjestelmä on synkronisoitu Venäjän järjestelmään, mutta kaupallisesti Baltian markkinat on liitetty pohjoismaiseen sähkömarkkinaan 3. Ensimmäinen rajat ylittävä sähkölinja rakennettiin Ruotsin ja Tanskan välille Norjan ja Ruotsin yhteinen sähköpörssi, Nord Pool, perustettiin Suomi liittyy Nord Pooliin Tanska liittyi Nord Pooliin Viro liittyi Nord Pooliin Liettua liittyi Nord Pooliin Latvia liittyi Nord Pooliin Vahvempia siirtoyhteyksiä on rakennettu yhteistyössä kaikkien Pohjoismaiden välille 1950-luvulta alkaen Pohjoismaisen sähkömarkkinan vapauttaminen käynnistyi Norjan sähkömarkkinoiden sääntelyn purkamisesta Muut Pohjoismaat seurasivat perässä ja viime vuosina markkinoita on vapautettu myös Baltian maissa Nord Pool sähköpörssi jakautui sähkön johdannaispörssiin (NASDAQ OMX), sekä tulevan vuorokauden että päivänsisäistä kauppaa tekevään Nord Pool Spot -sähköpörssiin Eurooppalainen vuorokausimarkkinoiden markkinakytkentä otettiin käyttöön 6

7 Vuonna 1996 perustettiin Norjan ja Ruotsin yhteinen sähköpörssi nimellä Nord Pool, johon Suomi liittyi vuonna Tanska liittyi mukaan vuonna 2000, minkä jälkeen markkinoista tuli täysin pohjoismaiset. Viro liittyi Nord Pooliin vuonna 2010, Liettua vuonna 2012 ja Latvia vuonna Pohjoismaisessa sähkömarkkinassa kauppaa käydään usealla kauppapaikalla. Nord Poolin sähköjohdannaispörssi myytiin NASDAQ OMX:lle vuonna 2010, ja se toimii nykyisin Nasdaq Commoditiesin alaisuudessa. Nord Pool Spot vastaa Elspot-vuorokausipörssin ja päivänsisäisten Elbas-tasesähköpörssinhoitamisesta. Vuonna 2014 otettiin käyttöön yhtenäinen hinnanmuodostusalgoritmi koko Euroopan markkinoiden yhdistämiseksi. Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään Nord Poolin alaisissa Nord Pool Spot ja Nasdaq Commodities -sähköpörsseissä. Kahdenväliset sopimukset sekä teollisuuden tai kuntien oma tuotanto kattavat loput sähköntuotannosta. Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään sähköpörssin kautta. Koska sähköntuottajat kilpailevat keskenään markkinoilla, järjestelmä hyödyntää aina koko alueen halvinta sähköntuotantomuotoa. Vahvan poliittisen tuen ansiosta Pohjoismaiden sähkömarkkinasta on syntynyt hyvin toimiva ja tehokas järjestelmä. 2 Pohjoismainen rajat ylittävä sähköjärjestelmää koskeva yhteistyö virallistettiin vuonna 1963 perustamalla Nordel-järjestö, joka laati yhteen liitetyn pohjoismaisen sähköjärjestelmän yhteiset säännöt. Vuonna 2009 sähkönsiirtoverkon haltijoiden eurooppalainen verkosto ENTSO-E otti vastattavakseen Nordelin tehtävät. 3 Synkronoidusti liitetyissä voimajärjestelmissä voimalaitokset toimivat täysin samalla taajuudella (sähkön kierron nopeus). Erilaiset synkronoidut järjestelmät, kuten Pohjoismaiden (lukuun ottamatta Länsi-Tanskaa), Manner-Euroopan ja IVY-maiden (mukaan lukien Venäjä ja myös Baltian maat) järjestelmät, voidaan liittää keskenään vain DC-linkkien (tasavirtalinkkien) välityksellä. 4 Viro on ollut osa johdannaissähkömarkkinoita vuodesta 2012 ja Latvia vuodesta Monipuolinen sähköntuotantorakenne Pohjoismaiden ja Baltian maiden sähkön kokonaiskysyntä on ollut viime vuosina noin 400 TWh/v 5. Suurimpia sähkönkäyttäjiä ovat teollisuus (41 %), kotitaloudet (28 %) ja palvelut (21 %). Maatalous käyttää kaksi prosenttia ja liikenne yhden prosentin sähköstä. Tehohäviöiden osuus sähkön kokonaiskysynnästä on seitsemän prosenttia. Vähittäismarkkinoilla Pohjoismaissa on noin 14 miljoonaa ja Baltiassa kolme miljoonaa asiakasta. Sähkönkysyntä vuosina kasvoi keskimäärin 0,6 prosenttia vuodessa. Vuoden 2008 talouskriisin jälkeen teollisuuden kysyntä on laske- nut maltillisesti, mikä on pääasiassa seurausta energiaintensiivisten teollisuudenalojen rakennemuutoksista. Kotitalouksien sähkön kysyntää ovat hieman kasvattaneet kulutuselektroniikan ja erilaisen kodinkoneiden lisääntyminen. Vuosina sähkön kokonaiskysyntä kuitenkin laski keskimäärin 0,8 prosenttia vuodessa. Keskimääräisenä vuonna yli puolet Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä katetaan vesivoimalla. Suurin osa vesivoimaloista sijaitsee Norjassa ja Ruotsissa. Vesivoiman tuotantoa voidaan säätää nopeasti kysynnän mukaan. Toisaalta vesivoiman vuotuinen määrä voi vaihdella jopa +/-20 prosenttia sateista ja lumitilanteesta riippuen. Ydinvoiman osuus Pohjoismaiden ja Baltian sähkön kulutuksesta on yli 20 prosenttia. Ruotsissa on kymmenen ydinvoimayksikköä ja Suomessa neljä. Kaikki nämä on rakennettu vuosina , minkä jälkeen niitä on asteittain nykyaikaistettu ja parannettu. Suomessa on rakenteilla uusi Olkiluoto 3 yksikkö, ja kahdelle uudelle hankkeelle on myönnetty periaateluvat 6. 7

8 Yhdistetyllä sähkön ja lämmön tuotannolla (CHP) katetaan noin 14 prosenttia Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä. CHP-laitokset ovat erittäin tehokkaita, koska sähkö tuotetaan yhdessä lämpöenergian kanssa joko teollisiin prosesseihin tai kaukolämpöverkkoon. CHP-laitoksissa biomassa ja jäte korvaavat polttoaineina yhä useammin fossiilista energiaa. Fossiilinen lauhdetuotanto kattaa noin viisi prosenttia sähkönkysynnästä. Suurin osa lauhdevoimasta tuotetaan Virossa, Suomessa ja Tanskassa. Tuulivoiman osuus on lisääntynyt viime vuosina eniten ja kattaa nykyisin noin seitsemän prosenttia Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä. Suurin osa tuulivoimasta tuotetaan Tanskassa ja Ruotsissa. Ruotsin ja Norjan yhteinen sertifikaattijärjestelmä sekä Tanskan, Suomen ja Baltian maiden kansalliset tukijärjestelmät ovat kaikki edistäneet merkittävästi uusiutuvan sähkön tuotannon kasvua. Monipuolisen tuotantorakenteen ansioista Nord Pool -alueen sähköjärjestelmä on vähäpäästöinen: päästöt tuotetun sähkön määrää kohti ovat maailman pienimpiä. Pohjoismaiden keskimääräiset hiilidioksidipäästöt ovat 80 g CO 2 /kwh. Esimerkiksi Saksassa ja Isossa-Britanniassa päästöt ovat g CO 2 /kwh 7. Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmällä on tuotantokapasiteettia enemmän kuin kysyntää, ja järjestelmän reserviteho on nykyisin noin 13 prosenttia 8. Lisäksi järjestelmä on liitetty monien yhteyksien kautta naapurimaihin (Saksa, Alankomaat, Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmän hiilidioksidipäästöt ovat maailman pienimpiä tuotetun sähkön määrää kohti. Puola, Venäjä ja Valko-Venäjä), joten sähkön viennin ja tuonnin avulla voidaan tasata yli- ja alijäämätilanteita. Pohjoismaiden joustava vesivoima soveltuu hyvin tasaamaan Euroopan lisääntyvän tuuli- ja aurinkovoiman tuotannon vaihtelua. Tuotantorakenne Pohjoismaissa ja Baltiassa: -- Yli puolet sähkönkysynnästä katetaan vesivoimalla. -- Ydinvoiman osuus sähköntuotannosta on yli 20 prosenttia. -- Yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannolla (CHP) katetaan noin 14 prosenttia sähkönkysynnästä. -- Fossiilinen lauhdetuotanto kattaa noin 5 prosenttia sähkönkysynnästä. -- Tuulivoiman osuus on lisääntynyt viime vuosina eniten ja kattaa nykyisin noin 7 prosenttia sähkönkysynnästä. Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmällä on tuotantokapasiteettia enemmän kuin kysyntää, ja järjestelmän reserviteho on nykyisin noin 13 prosenttia. Monipuolisen tuotantorakenteen ansiosta Nord Pool -alueen sähköjärjestelmä on vähäpäästöinen: päästöt tuotetun sähkön määrää kohti ovat maailman pienimpiä. 5 ENTSO-E:n mukaan vuonna 2013 yhteensä 409 TWh (139 TWh Ruotsissa, 128 TWh Norjassa, 84 TWh Suomessa, 32 TWh Tanskassa, 11 TWh Liettuassa, 8 TWh Virossa ja 7 TWh Latviassa). 6 Suomen eduskunta teki periaatepäätökset kahdesta ydinvoimayksiköstä vuonna Toista periaatepäätöstä tarkistettiin syksyllä Molemmat periaatepäätökset edellyttävät, että ydinvoimayksiköiden rakennuslupia haetaan vuoden 2015 kesäkuun loppuun mennessä. 7 Pohjoismaiden ja Baltian alueen keskimääräiset hiilidioksidipäästöt ovat 110 g CO 2 /kwh. 8 ENTSO-E: 2015 tuotantokapasiteetti/huippukuorma. 8

9 Kuvio 1: Sähkön kysynnän kehitys Pohjoismaissa ja Baltiassa vuosina TWh Teollisuus * 2030* Muu * Ennuste Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013 Kuvio 2: Sähköntuotannon tuotantomuodot Pohjoismaiden ja Baltian markkinoilla. TWh Sähkön tuotanto 2013 Fossiiliset polttoaineet Pohjoismaat 383 TWh Tanska Norja Ruotsi Suomi Baltia Pohjoismaiden nettovienti vuonna 2013: 0,4 TWh Baltian nettotuonti vuonna 2013: 4,8 TWh Baltia 22 TWh TWh % TWh % Ydinvoima Biopolttoaineet Tuulivoima Vesivoima * * Normaali pohjoismainen vesivoiman tuotanto 200 TWh, vaihtelu +/- 40 TWh Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends

10 Kuvio 3: Pohjoismaiden, Baltian ja Manner-Euroopan markkinat yhdentyvät - siirtokapasiteetti kaksinkertaistuu vuoteen 2020 mennessä. EU on vuonna 2013 hyväksynyt Pohjanmeren offshore-verkon ja Baltian sähkömarkkinoiden integrointisuunnitelman prioriteettihankkeekseen. Uudet siirtoyhteydet kaksinkertaistavat siirtokapasiteetin yli MW vuoteen 2020 mennessä. Kaksi MW NO-UK tasasähköyhteyttä EU:n yhteistä etua palvelevina hankkeina: NSN-yhteys Englantiin rakennetaan vuoteen 2020 mennessä, NorthConnect Skotlantiin odottaa edelleen Norjan lupaa. Ensimmäinen suora MW NO- DE yhteys sovittu rakennettavaksi 2018 mennessä. EU:lta taloudellista tukea 700 MW DK-NL -yhteyden rakentamiseen, tarkoitus rakentaa vuoteen 2019 mennessä. Jutland DE kapasiteettia suunniteltu kasvattaa 860 MW:ia vuoteen 2019 mennessä, 500 MW lisäkapasiteettia vuoteen 2022 mennessä. Svenska Kraftnät sopi 3/ Hertzin kanssa tutkimuksista uuden yhteyden, Hansa Power- Bridge DC, rakentamisesta Ruotsin ja Saksan välille. Nykyiset yhteydet Tulevaisuuden yhteydet Pohjoismaissa Rajat ylittävät yhteydet tulevaisuudessa Uudet, Pohjoismaiden sisäiset, verkkoinvestoinnit lisäävät siirtokapasiteettia Manner-Eurooppaan ja Baltiaan. 320 MW siirtokapasiteettia käytettävissä 1300 MW RU-FI -yhteydestä 12/2014 alkaen. EU:n Connecting Europe Facility osarahoittaa kolmannen EE-LV -yhteyden, määrä valmistua vuonna EU:n European Energy Programme for Recovery osarahoittaa 700 MW NordBalt (valmistuu 12/2015). LitPol-yhteys ( MW) yhdistää Baltian markkinan Puolaan vuosina 2015 ja Tämä avaa uuden siirtoyhteyden Pohjoismaisilta markkinoilta Manner-Eurooppaan. Lähde: ENTSO-E Kuvio Sähköntuotannon 4: Euroopan maakohtaiset hiilidioksidin hiilidioksidipäästöt ominaispäästöt, (g/kwh) g CO tuotetun sähkön määrää kohti, 2011*. 2 /kwh sähköä, 2011* Viro Puola Hollanti Iso- Britannia Saksa Tanska Liettua Suomi Latvia Pohjoismaiden Ranska Norja Ruotsi Pohjoismaat Muut Euroopan maat keskiarvo *) Viro vuonna 2000 Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends

11 2.3 Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinat Pohjoismaissa Pohjoismainen markkina koostuu tukku- ja vähittäismarkkinoista. Sähkön tukkumarkkina perustuu alueelliseen markkinaintegraatioon, jota tukee vahva siirtoverkko maiden välillä ja yhteinen alueellisesti toimiva markkinapaikka. Markkinalainsäädäntö on kehittynyt kansallisten määräysten pohjalta kohti EU:n direktiiveihin perustuvia yhteisiä toimintaperiaatteita. Toimivan, kilpailullisen pohjoismaisen markkinan toimintatavat ovat vaikuttaneet voimakkaasti myös EU:n energiamarkkinalainsäädännön kehitykseen 9. Sähkökauppa Pohjoismaissa perustuu tuntipohjaiseen fyysiseen kauppaan Nord Pool Spot -sähköpörssissä. Lisäksi suojauskauppaa käydään sekä Nasdaq Commodities -johdannaispörssissä että kahdenvälisesti (OTC) 10, mutta nämäkin kaupat selvitetään pörssissä. Nord Pool Spot vastaa nykyisin Pohjoismaiden ja Baltian Elspot-vuorokausikaupankäyntipaikan ja jatkuvan päivänsisäisen Elbas-jälkimarkkinakaupankäynnin hoitamisesta 11. Elspot-vuorokausipörssissä määritellään vuorokautta ennen sähköntoimitusta huutokaupalla seuraavan päivän kunkin tunnin osalta pohjoismainen systeemihinta, joka lasketaan ilman minkäänlaisia verkon rajoituksia, sekä aluehinnat, joissa otetaan huomioon siirtoverkon kapasiteetti sekä maiden välillä että Norjan, Ruotsin ja Tanskan sisäisten hinta-alueiden välillä. Jos verkon kapasiteetti ei jossain tilanteessa riitä, aluehinnat lähtevät eriytymään, koska kullakin alueella tarvitaan kysynnän ja tarjonnan tasapaino. Tällöin joidenkin alueiden tuntihinnat nousevat. Elspot-vuorokausipörssin hintojen päivittäinen keskiarvo toimii myös johdannaismarkkinoiden viitehintana suojauduttaessa systeemihinnan ja aluehinnan välisiltä vaihteluilta (EPAD eli aluehintaerotuote). Nasdaq Commodities tarjoaa systeemihinnan suojaustuotteita jopa kymmeneksi vuodeksi eteenpäin. Kaupalliset sähkömarkkinat sulkeutuvat ennen kutakin käyttötuntia. Siirtoverkonhaltijat 12 pitävät huolen voimajärjestelmän tasapainosta käyttämällä ensisijaisesti markkinatoimijoiden tekemiä vapaaehtoisia tarjouksia ja tarvittaessa omia sekä sopimussuhteisia reservejään 13. Sähkömarkkinoilla fyysinen tuotanto ja kulutus on pidettävä joka hetki tasapainossa. Perinteisesti tasapaino on hoidettu muuttamalla voimalaitosten tuotantotehoja, jatkossa myös kulutusjousto tulee yhä enemmän osallistumaan tasapainottamiseen. Sähköjärjestelmän toimivuus vaatii yhteiset säännöt sekä tavallisia että poikkeustilanteita varten. Ensimmäisiä Euroopan laajuisia verkkosääntöjä Sähkömarkkinoilla fyysinen tuotanto ja kulutus on pidettävä joka hetki tasapainossa. viimeistellään parhaillaan, ja ne pannaan täytäntöön tulevien vuosien aikana 14. Pohjoismainen markkina on valmistautunut hyvin näihin sääntömuutoksiin. Pohjoismaiden vähittäismarkkinat vapautettiin kilpailulle pian tukkumarkkinoiden vapauttamisen jälkeen. Ensimmäisessä vaiheessa suuret asiakkaat saivat mahdollisuuden valita vapaasti sähköntoimittajansa. Kehitys jatkui vaiheittain ja vuosituhannen vaihteen jälkeen kaikkialla Pohjoismaissa asiakkaat ovat voineet vaihtaa sähkönmyyjää varsin helposti ilman lisäkustannusta. Vähittäismarkkinoiden vapauttaminen perustuu säädellyn sähkönsiirron ja kilpailluilla markkinoilla toimivan sähkönmyynnin eriyttämiseen. Asiakkaan maksama sähkön siirtohinta on sama riippumatta asiakkaan valitsemasta sähkönmyyjästä, ja jakeluverkonhaltijoiden on tarjottava kaikille vähittäismyyjille palveluja samoin ehdoin. 11

12 Näin sähkönmyyjille voidaan luoda tasapuoliset toimintaolosuhteet 15. Pohjoismaissa on runsaasti sähkön vähittäismyyjiä, yhteensä yli 350. Valtaosa vähittäismyyjistä ostaa sähkönsä sähköpörssistä, mutta osa toimijoista ei kuitenkaan liiketoiminnassaan erottele tuotantoa ja myyntiä, vaan tuottaa asiakkailleen sähköä lähinnä omakustannusperiaatteella. Sähkön vähittäismarkkinat ovat olleet melko vakaat usean vuoden ajan: noin 10 prosenttia asiakkaista vaihtaa vuosittain sähkönmyyjää, ja myyjät tarjoavat pääasiassa perinteisiä sähkösopimustuotteita. Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoinnin ja uusien etäluettavien sähkömittareiden ansiosta. Uudet sähkömittarit mahdollistavat tuntiperustaisen sähkön hinnoittelun, minkä ansiosta asiakkaat voivat halutessaan ohjata sähkönkäyttöään ja hallita kustannuksiaan entistä joustavammin. Tämä on luonut markkinan uusille kysyntäjoustoa edistäville palvelutuotteille 16. Baltian vähittäismarkkinat seuraavat Pohjoismaiden esimerkkiä, mutta tähän mennessä ainoastaan Virossa vähittäismyynti on täysin vapautettu. Sähkön tukkuhinnat Pohjoismaissa ovat yhteiset, mikäli sähkön siirrossa ei esiinny pullonkauloja. Kotitalouksien ja teollisuuden vähittäismyyntihinnat voivat kuitenkin vaihdella merkittävästi maiden välillä kansallisten verojen, tukien ja siirto- ja jakelukustannusten vuoksi. Pohjoismaissa kotitalouksien maksama sähkön hinta Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoinnin ja uusien etäluettavien sähkömittareiden ansiosta. on noin kolmin-nelinkertainen verrattuna tukkuhintaan. Sähkön tukkumarkkina lyhyesti Tuotetun sähkön määrä ja tukkumarkkinahinta sekä sähkön tuonti ja vienti määräytyvät pohjoismaisella sähkön tukkumarkkinalla. Sähköpörssissä sähköntuottajat myyvät sähköä, ostajina ovat suuret teollisuuskäyttäjät sekä sähkön vähittäismyyjät. Jälkimmäiset myyvät sähkön edelleen kuluttajille. Nord Pool Spot -pörssissä ratkeavat seuraavan päivän sekä päivänsisäiset sähkön tukkuhinnat. Sähkön johdannaispörssissä, Nasdaq Commodities, tuottajat ja myyjät käyvät kauppaa esimerkiksi vuodeksi eteenpäin. Sähkön hinta ja tuotantomäärä määräytyvät molemmissa pörsseissä kysynnän ja tarjonnan perusteella. Poikkeavat sääolosuhteet, teollisuuden kysyntäpiikit tai sähkön tuotannon häiriöt voivat vaikuttaa tuotannon ja kulutuksen tasapainoon ja sitä kautta hintoihin. Jos sähkön kysyntä kasvaa hetkellisesti suureksi, sähkön tuottamiseksi tarvitaan kalliimpia menetelmiä. Tällöin sähkön hinta nousee. Vastaavasti, kun kysyntä on vähäistä, hinta laskee. Sähkön tukkuhintaan vaikuttavat myös polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinta sekä sähkön siirtoyhteydet maiden sisällä ja niiden välillä. 12

13 Kuvio 5: Sähkömarkkinoiden kaupantekopaikat finanssikaupasta fyysiseen kaupankäyntiin. Sähköjohdannaiset Fyysiset toimitussopimukset Nord Pool Spot AS Säätö- ja reservimarkkinat sekä taseselvitys Nasdaq Commodities/OTC Elspot (vuorokauden sis.) Elbas (päivänsisäinen) Kantaverkonhaltijat Futuurit (lyhyet finanssituotteet): päivät, viikot Forwardit (pitkät finanssituotteet): kuukaudet, vuosineljännekset, vuodet jatkuva kaupankäynti System spot viitehintana aluehintaerojen suojaamistuotteet (EPAD, electricity price area difference) clearing palvelu Hinta Kysyntä Tarjonta Määrä Elspot-markkina: päivittäinen kierros 365 päivää vuodessa aluehinnoittelu siirtoverkon pullonkaulatilanteessa Euroopan markkinoiden kytkentä tapahtui 2014 Elbas-markkina: jatkuva markkina 24 h/päivä, 365 päivää vuodessa kaupankäynti 1 h ennen toimitusta rajat ylittävä kauppa vapaan siirtokapasiteetin puitteissa Euroopan markkinoiden yhdistäminen alkamassa Hinta MW Säätöreservivaraukset: kapasiteettia taajuuden hallintaan Energiamarkkinan tasapainotus: säädöt toteutetaan 15 minuutissa Taseselvitys: Sähkönhankinnan ja toimituksen välisen eron kaupallinen selvitys Ajanjakso ennen kaupankäynnin sulkeutumista 10 vuotta.. 1 päivä ennen toimitusta Päivittäinen huutokauppa seuraavan päivän kaikille tunneille (Spot-kauppa) Spotkaupan sulkeutumisen jälkeen 1 tunti ennen käyttötuntia Erilaisia reservisopimuksia Energiatarjoukset käyttötunnin alkuun mennessä Sähkötaseen selvitys jälkikäteen Kuvio Pörssissä 6: Pohjoismaisen välitetyn sähkön sähköpörssin määrä vuosittainen Pohjoismaissa volyymi ja Baltiassa vuosina , vuosina , fyysinen- ja fyysinen finanssikaupankäynti, ja finanssi, TWh TWh Fyysinen spot-markkinat Finanssimarkkina *Fyysinen spot-markkina sisältää Baltian maat vuodesta 2010 alkaen (Viro 2010, Liettua 2012 ja Latvia 2013) ja finanssimarkkina vuodesta 2012 alkaen (Viro) Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends

14 Kuvio 7: Sähkön hinta ja vesivarastot Pohjoismaissa Vesivarastojen yli-/alijäämä Pohjoismaissa (TWh) Systeemihinta ( /MWh) Vesivarastot Pohjoismaissa SYS hinta Lähde: Nord Pool Spot Kuvio 8: Aluehintojen kehitys Pohjoismaissa vuosina Elspot-hinnat, /MWh SYS SE3 1 FI DK1 NO1 EE LT 1 SE hinta /2011, SE3 hinta 11/ Lähde: Nord Pool Spot 14

15 Kuvio 9: Tukku- ja loppukuluttajahintojen kehitys Pohjoismaissa vuosina (sis. verot ja kulut), c/kwh Pohjoismainen tukkumarkkina (Elspot system) Lähde: Nord Pool Spot, Eurostat Asiakashinnat: Suomi Ruotsi Norja Tanska Sähkön tukkumarkkina perustuu alueelliseen markkinaintegraatioon, jota tukee vahva siirtoverkko maiden välillä ja yhteinen alueellisesti toimiva markkinapaikka. Sähköjärjestelmän toimivuus vaatii yhteiset säännöt sekä tavallisia että poikkeustilanteita varten. Vähittäismarkkinoiden vapauttaminen perustuu säädellyn sähkönsiirron ja kilpaillulla markkinalla toimivan sähkönmyynnin eriyttämiseen. Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoinnin ja uusien etäluettavien mittareiden ansiosta. 9 Vuonna 2009 hyväksytyssä kolmannessa energiapaketissa säädettiin puitteet EU:n sisäisille sähkön ja kaasun energiamarkkinoille. Paketin tarkoituksena on sähkön sisämarkkinoiden perustaminen vuoteen 2014 mennessä. 10 Pörssin ulkopuolisen kaupankäynnin markkinoilla osallistujat käyvät kauppaa keskenään suoraan tai välittäjien välityksellä. 11 Elbas-kaupankäynti on laajennettu myös Saksaan, Alankomaihin ja Belgiaan. Kaikissa Länsi-Euroopan sähköpörsseissä on käytetty helmikuusta 2014 alkaen vuorokausimarkkinoita varten yhteistä Euphemia-algoritmia, jonka avulla optimoidaan tunneittain rajat ylittävät sähkövirrat. Päivänsisäisiä markkinoita varten on myös kehitteillä yhteinen eurooppalainen alusta. 12 Pohjoismaiden ja Baltian siirtoverkonhaltijat ovat Svenska Kraftnät (SE), Statnett (NO), Fingrid (FI), Energinet.dk (DK), Elering (EE), Augstsprieguma tīkls (LV), and Litgrid (LT). 13 Kaikkien markkinatoimijoiden tuntikohtaiset tasepoikkeamat selvitetään taloudellisesti jälkikäteen. Selvityksistä vastaavat tällä hetkellä siirtoverkonhaltijat, mutta Pohjoismaiden yhteinen taseselvitysyhtiö ottaa selvitykset vastuulleen vuosina Verkkosäännöstöt ovat ENTSO-E:n parhaillaan laatimia sääntöjä, joiden avulla helpotetaan Euroopan sähkömarkkinoiden yhdenmukaistamista, yhdentymistä ja tehokkuutta. Sääntöjen tehtävänä on mahdollistaa teknisesti sähkön sisämarkkinat. 15 Jakeluverkonhaltija on paikallinen verkko-operaattori, joka toimii loppuasiakkaan ja siirtoverkonhaltijan välissä. 16 Fortumin Fiksu-tuoteperhe kattaa joukon palveluja, jotka ohjaavat automaattisesti asiakkaan kuormaa spot-hinnan perusteella. Samaan palvelualustaan ja käyttöliittymään on mahdollista liittää myös muita kotiautomaatio-toimintoja. 15

16 OSA 3 Pohjoismaisen sähkömarkkinan haasteet 3.1 Vaihtelu kasvaa ja vakaa tuotantokapasiteetti vähenee Uusiutuvan energian tuotantoa on lisättävä, jotta voimme asteittain siirtyä päästöttömään energiajärjestelmään. Tämä edellyttää kuitenkin myös energiajärjestelmän kehittämistä. Uusiutuvan energian osuuden vahva kasvu Euroopassa on edistänyt uusiin teknologioihin liittyvää osaamista ja laskenut niiden kustannuksia. Samalla on kuitenkin luotu täysin uusia haasteita sekä sähkömarkkinoille että voimajärjestelmälle. Vahvasti tuettua uusiutuvaa energiaa tuotetaan pienillä muuttuvilla kustannuksilla. Tuettu tuotanto syrjäyttää kalliimpien muuttuvien kustannusten kaupallista tuotantoa ja on osaltaan laskenut sähkön keskimääräistä tukkuhintaa kaikkialla Euroopassa - myös pohjoismaisella sähkömarkkinalla. Samaan aikaan uusiutuvan energian tuotantomäärät vaihtelevat erittäin paljon: Tuuli- ja aurinkovoiman saatavuus riippuu säästä, ja tarjolla oleva kapasiteetti voidaan vahvistaa vasta joitakin tunteja ennen niiden toimittamista. Tämä lisää hintojen vaihtelua ja tekee sähköjärjestelmän säätämisestä vaikeaa ja kallista. Tuetun uusiutuvan energian tuotannon kasvu, heikko taloustilanne, laskenut sähkönkysyntä ja hiilidioksidipäästöjen matalat hinnat ovat painaneet sähkön tukkuhintoja alaspäin. Tässä tilanteessa suuri osa joustavasta sähkön tuotannosta, jolla voitaisiin tasata uusiutuvan energian vaihteluja, on hädin tuskin kannattavaa tai jopa kannattamatonta. Voimalaitoksia on suljettu ja energian toimitusvarmuuden turvaamiseksi muutamissa Euroopan maissa harkitaan erilaisten kapasiteettikorvausmekanismien käyttöönottoa vakaan tuotantokapasiteetin varmistamiseksi 17. Sähkötehon riittävyyteen liittyy lyhyellä ja pitkällä aikavälillä erilaisia haasteita. Lyhyellä aikavälillä sähkötehon riittävyydellä tarkoitetaan lähinnä nykyisen järjestelmän teknistä valmiutta täyttää tarjonnan ja kysynnän vaatimukset joka tunti. Pitkällä aikavälillä on kyse sähkömarkkinoiden kyvystä houkutella riittävästi investointeja, jotta markkinoilla on riittävästi tuotantovolyymiä, rajat ylittäviä sähkönsiirtomahdollisuuksia tai kysyntäjoustoa, jotta tulevista kulutushuipuista voidaan selvitä. Pohjoismaisella sähkömarkkinalla sähkötehon riittävyyttä on toistaiseksi pystytty hallitsemaan hyvin. Uusiutuvan energian kasvanut, nopeasti vaihteleva osuus on toistaiseksi pystytty liittämään sähköjärjestelmään ongelmitta. Tämä on erityisesti Pohjoismaiden monipuolisen sähköntuotannon ja suurten vesivoimavarantojen ansiota. Pohjoismaisella sähkömarkkinalla uusiutuvan energian kasvanut, nopeasti vaihteleva osuus on toistaiseksi pystytty liittämään sähköjärjestelmään ongelmitta, erityisesti monipuolisen sähköntuotannon ja suurten vesivoimavarantojen ansiosta. Pohjoismaiden vakaan tuotannon reserviteho eli luotettavan perustuotannon osuus on edelleen hyvää tasoa. Pitkällä aikavälillä tuotannon riittävyyttä ei kuitenkaan voida varmistaa, ellei sähkömarkkinoita kehitetä edelleen. Pohjoismaissa on suljettu hiili- ja kaasuvoimaloita kannattamattomina 16

17 ennen niiden teknisen käyttöiän päättymistä. Esimerkiksi Fortum lopetti tuotannon Inkoon voimalaitoksellaan vuonna Lisäksi osa vanhemmista voimaloista joudutaan asteittain ajamaan alas tiukempien päästörajoitusten vuoksi. Myös vanhimmat ydinreaktorit lähestyvät käyttöikänsä loppua 18. Samaan aikaan nykyiset, matalat sähkön tukkuhinnat eivät juurikaan kannusta investointeja uusiin voimaloihin Pohjoismaissa. Siksi kysymys pitkän aikavälin sähkökapasiteetin riittävyydestä Pohjoismaissa on juuri nyt ajankohtainen. Kuvio 10: Euroopan nykyiset ja suunnitellut kapasiteettimekanismit. SE&FI: Tehoreservi markkinalla olevan tuotannon alijäämälle. SE tehoreservi lakkautetaan vaiheittain vuoteen 2020 mennessä. FI reserviä vähennetään Lähde: Fortum GB: Täysipainoiset, EU:n hyväksymät kapasiteettihuutokaupat. Ensimmäinen huutokauppa 12/2014 toimitusvuodelle 2018/19. IE&NI: Kapasiteettimaksu vuodesta 2005 alkaen. BE: Strateginen reservi 2014/15 eteenpäin. PL: Strategisista reserveistä sovittu vuosille /19. Kapasiteettimarkkina keskustelun alla. DE: Verkkovaranto käytössä Etelä-Saksassa vuodesta 2011 lähtien. Keskustelua ja tutkimuksia mekanismien lisäämisestä ja laajentamisesta. PT: Kapasiteettimaksu uudelle kapasiteetille. Laajempi järjestely odottaa etenemistä. ES: Kapasiteettimaksut uusille yksiköille sekä nykyisille hiili, kaasu, öljy ja vesivoima kapasiteeteille. Maksuja pienennetty vuonna FR: Kapasiteetin ostovelvoite suunniteltu toteutettavan talvi 2016/2017 mennessä. Kapasiteetin sertifiointi ja kauppa aloitetaan IT: Vähäisiä maksuja. Uusi vyöhykkeinen käytettävyystakuumekanismi toteutetaan vuoteen 2018 mennessä, jossa vain osa kapasiteetista mukana. RU: Kapasiteettimarkkina hintarajoituksin. Pakollisiin investointeihin pitkän aikavälin kapasiteetin toimitussopimukset. LT: Lauhdevoimayksiköt varavoimana. Pienempi tarve 2016 alkaen NordBalt yhteyden ansiosta. GR: Kapasiteettivelvoitemekanismi vuodesta Energy-only-markkina* Osittainen kapasiteettimalli Ehdotuksia kapasiteettimalliksi Kattava kapasiteettimalli Säänneltyjä markkinarajoituksia *Spot- ja intraday-markkinoilla toimiville voimalaitoksille ei kapasiteettimaksuja, mutta säätömarkkinoiden reservitehoa hankitaan etukäteissopimuksin. 17

18 Kuvio 11: Kapasiteetin ja huippukulutuksen kehitys Pohjoismaissa , MW *** 2030*** Vesivoima Ydinvoima Lämpövoima Tuulivoima* Huippukulutus** * Saatavilla oleva tuulivoima on sääriippuvaista **Arvioitu huippukulutus vuosille 2020 ja 2030 *** Ennuste Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013, ENTSO-E Uusiutuvan energian tuotannon lisääntyminen ja siirtyminen kohti päästötöntä energiajärjestelmää edellyttää koko energiajärjestelmän kehittämistä. Uusiutuvaa energiaa tuotetaan pienillä muuttuvilla kustannuksilla ja sitä tuetaan vahvasti. Tuettu tuotanto syrjäyttää muuttuvilta kustannuksiltaan kalliimpaa kaupallista tuotantoa ja on osaltaan laskenut sähkön keskimääräistä tukkuhintaa. Uusiutuvan energian vaihtelevat tuotantomäärät lisäävät myös hintojen vaihtelua ja tekevät sähköjärjestelmän säätämisestä vaikeaa ja kallista. 17 Joissakin Euroopan maissa joustavan, vaihtelua tasaavan kapasiteetin vaje on johtanut kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoon. Kokonaisia kapasiteettimarkkinoita perustetaan parhaillaan Isossa-Britanniassa, Ranskassa, Italiassa ja Espanjassa. Kansalliset kapasiteettimarkkinat voivat vaikuttaa naapurimaiden tilanteeseen, jos tuettua tuotantoa viedään naapurimaihin, mikä voi laskea tuloja ja johtaa naapurimaiden voimaloiden sulkemisen. 18 Ruotsin ja Suomen ydinvoimatuotantoa poistuu käytöstä laitosten elinkaaren päättymisen vuoksi alkaen 2020-luvun loppupuolella. Suurin osa nykyisestä ydinvoimatuotannosta tulee nykyisten käyttölupiensa mukaiseen päätökseen 2030-luvulla. 18

19 3.2 Investoinnit pitkän aikavälin tuotannon riittävyyteen turvattava Koska kaikki sähköntuotantomuodot Pohjoismaissa kilpailevat keskenään, myös pitkän aikavälin kapasiteettitarvetta on arvioitava ja ratkaistava pohjoismaisella tasolla. Energia-alan uusien investointien turvaaminen edellyttää sekä Pohjoismaissa että EU:ssa investointeja tukevia vahvoja signaaleja sekä luottamuksen palauttamista vakaaseen energiaja ilmastopolitiikkaan ja tuleviin sähkömarkkinoiden rakenteellisiin ratkaisuihin. On päivänselvää, että energia-alan on siirryttävä asteittain päästöttömään energiajärjestelmään. Poliittisen päätöksenteon tulisi ohjata tuotantoa kohti kustannuksiltaan edullisimpia vaihtoehtoja ja kannustaa investointeihin vähäpäästöiseen ja päästöttömään tuotantoon - kuitenkin ilman merkittäviä markkinoille aiheutuvia häiriöitä 19. Teknologisesti kypsän uusiutuvan energiantuotannon ensisijaisen kannustimen tulisi olla Euroopan päästökauppajärjestelmän uskottava hiilidioksidin päästöoikeuden hinta. Eurooppa-neuvosto hyväksyi lokakuussa 2014 tavoitteet ilmastonmuutoksen hillitsemiseksi vuoteen 2030 mennessä: Kasvihuonekaasupäästöjä vähennetään 40 prosentilla Uusiutuvan energian osuutta kasvatetaan vähintään 27 prosenttiin (sitova tavoite) Energiatehokkuutta parannetaan vähintään 27 prosentilla (ohjeellinen tavoite) Lähestymistapa, jossa sitoudutaan selkeästi hiilidioksidipäästöjen vähentämiseen, on tervetullut ja tuo toivottavasti päästökauppajärjestelmän takaisin keskiöön. Tarvitaan kuitenkin myös muita toimenpiteitä, jotta EU:n päästökauppajärjestelmän ohjaava vaikutus saadaan palautettua. Nopea siirtyminen ehdotettuun EU:n päästökaupan vakausmekanismiin olisi ensimmäinen tarvittava askel päästöhintojen uskottavuuden palauttamiseksi. Samalla vältettäisiin kalliimpia ratkaisuja, joita päästövähennykset vaatisivat 20. Yleisimpien uusiutuvan energian tuotantoteknologioiden, kuten maatuulivoiman ja aurinkovoiman, kustannukset laskevat ja niistä on tulossa kilpailukykyisiä perinteisiin tuotantoteknologioihin verrattuna. Jatkossa perinteisiin teknologioihin kohdistuu entistä enemmän hiilidioksidipäästöistä aiheutuvia kustannuksia. Tämän vuoksi sähkömarkkinoiden tehokkuutta vääristävät uusiutuvien energialähteiden tuotantotuet tulisikin poistaa vaiheittain. Jatkossa mahdolliset tuet tulisi suunnata tuotantotukien sijaan teknologisen kehityksen tukemiseen innovaatiorahoituksen avulla. Poliittisen päätöksenteon tulisi ohjata tuotantoa kohti kustannuksiltaan edullisimpia vaihtoehtoja ja kannustaa investointeihin vähäpäästöiseen ja päästöttömään tuotantoon. On tärkeää, että yleinen investointiilmapiiri tukee kaikkia tuotantomuotoja, jotka täyttävät yhteiskunnan ympäristö- ja energiatehokkuusvaatimukset. Myös Pohjoismaissa tarvitaan avoin ja ennustettava investointi-ilmapiiri energiainfrastruktuurin kehittämiseksi ja uusien voimalaitosten rakentamiseksi. Nykyisiä voimalaitoksia ei pitäisi rasittaa kohtuuttomilla ympäristö- ja turvallisuusvaatimuksilla, veroilla ja kansallisilla tai EU-tason maksuilla. Pohjoismaisen sähkömarkkinan menestys on perustunut alueelliseen yhteistyöhön ja päättäjien kaukokatseisuuteen. Tuotannon riittävyyden takaaminen pitkällä aikavälillä sekä Pohjoismaiden ja Baltian järjestelmän 19

20 markkinamallin kehittäminen edellyttävät kuitenkin, että siirtoverkon haltijoiden ja viranomaisten välistä alueellista yhteistyötä tiivistetään edelleen 21. Pohjoismaista sähkömarkkinaa on kohdeltava yhtenäisenä markkina-alueena ja järjestelmänä myös sääntelyn näkökulmasta. Sähkön siirtokapasiteettia on välttämättä lisättävä, jotta voidaan varmistaa sähkön tehokas jakelu ja riittävä tarjonta Pohjoismaiden ja Baltian sähkömarkkinoilla myös jatkossa. Nykyisten Manner-Euroopan ja Venäjän markkinoiden yhteyksien lisäksi uusia siirtoyhteyksiä rakennetaan Ruotsin ja Liettuan välille (sekä Liettuan ja Puolan välille) vuoteen 2016 mennessä, Norjan ja Saksan välille vuoteen 2018 mennessä, Tanskan ja Alankomaiden välille vuoteen 2019 mennessä ja Norjan ja Englannin välille vuoteen 2020 mennessä. Myös siirtoyhteyksien vahvistamista Tanskasta ja Ruotsista Saksaan suunnitellaan. Myös Pohjoismaiden sisäinen sähköverkko tarvitsee uusia investointeja. Esimerkiksi suunniteltu kolmas siirtojohto Pohjois-Ruotsista Suomeen parantaisi toimitusvarmuutta sekä Suomessa että Ruotsissa. Uusi siirtojohto mahdollistaisi sähkön siirron Suomen verkon kautta myös Etelä-Ruotsiin, silloin kun Ruotsin sisäinen verkko on täydessä käytössä. Uuden johdon rakentamista tulisikin aikaistaa, ja rakentaminen olisi asetettava tärkeäksi painopistealueeksi. Energia-alan uusien investointien turvaaminen edellyttää sekä Pohjoismaissa että EU:ssa investointeja tukevia vahvoja signaaleja sekä luottamuksen palauttamista vakaaseen energia- ja ilmastopolitiikkaan ja tuleviin sähkömarkkinoiden rakenteellisiin ratkaisuihin. Nopea siirtyminen EU:n päästökaupan vakausmekanismiin olisi ensimmäinen tarvittava askel päästökaupan uskottavuuden palauttamiseksi. Samalla vältettäisiin kalliimpia ratkaisuja, joita päästövähennykset vaatisivat. On tärkeää, että investointi-ilmapiiri tukee kaikkia tuotantomuotoja, jotka täyttävät yhteiskunnan ympäristö- ja energiatehokkuusvaatimukset. 19 Tuuli- ja aurinkovoiman teknisen kilpailukyvyn kehittyessä ja tukien vaikuttaessa haitallisesti kaupallisen sähkön markkinoihin olisi uusiutuvan tuotannon tuet poistettava käytöstä vaiheittain sen jälkeen, kun nykyinen tukikausi päättyy. Myös epäsuoria tukia olisi vältettävä. Esimerkiksi sähköä itse tuottavien kuluttajien olisi maksettava verkkomaksuja käytön mukaan. 20 Euroopan komissio ehdotti helmikuussa 2014, että EU:n päästökauppajärjestelmää tehostetaan vakausmekanismilla (Market Stability Reserve, MSR), jotta voidaan puuttua päästöoikeuksien ylijäämään ja parantaa järjestelmää säätämällä huutokaupattavien päästöoikeuksien tarjontaa. Vakausmekanismi toimisi ennalta määriteltyjen sääntöjen mukaisesti, eikä komissiolle tai jäsenvaltioille jätettäisi harkintavaltaa sen täytäntöönpanossa. 21 Pohjoismaisen energiamarkkinan sääntelystä vastaavat viranomaiset tekevät yhteistyötä NordREG-yhteistyöjärjestön puitteissa. Valtioiden energiapolitiikasta keskustellaan Pohjoismaiden ministerineuvostossa Pohjoismaiden energiapolitiikan virkamieskomitean tukemana. 20