RAPORTTI 1(28) n raportti Sähkökauppavaliokunta antoi tukkumarkkinatoimikunnalle kokouksessaan 9.11.2006 tehtäväksi laatia raportin markkinaintegraatiosta Energiateollisuus ry:n kannanottojen pohjaksi sekä valmistella kyseisiä kannanottoja. Tehtävää varten tukkumarkkinatoimikunta nimesi työryhmän 19.1.2007. Työryhmä aloitti työnsä 1.2.2007 ja luovutti raporttinsa tukkumarkkinatoimikunnalle 13.6.2007. Työryhmän työhön ovat osallistuneet: Jouko Isoviita Oulun Energia, puheenjohtaja Måns Holmberg Vattenfall AB Tommi Kontulainen Vantaan Energia Oy Harri Mattila Helsingin Energia Jussi Mäkelä Power Deriva Oy Arto Tuominen Pohjolan Voima Oy Pekka Vile Fortum Power and Heat Oy Pekka Salomaa Energiateollisuus ry Päivi Aaltonen Energiateollisuus ry Virve Rouhiainen Energiateollisuus ry, sihteeri Työryhmän raportti on jaettu neljään osakokonaisuuteen. Nämä ovat sähkökaupan rakenne, kantaverkkotoiminta, rajasiirtojen hallintaa ja arvio kehityksen suunnasta. Raportti päätyy yhteenvetoon ja sen alkuun on laadittu tiivistelmä ja loppuun sanasto.
RAPORTTI 2(28) 1. Tiivistelmä Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden integroituminen Keski-Eurooppaan on tapahtumassa toimijavetoisesti siirtoyhteyksien vahvistumisen sekä vapaaehtoisten market-coupling hankkeiden pohjalta. Hankkeet Nord Poolin sähköpörssikaupan kytkemiseksi toisaalta EEX:n ja toisaalta TLC:n (NL-BE-FR) kanssa toteutunevat lähivuosien aikana. EEX:n ja TLC:n kytkemisestä vuoden 2009 alkuun mennessä on tehty aiesopimus. Kokemusten mukaan sähköpörssien kytkentä tasaa maiden välisiä sähkön hintaeroja. Nord Poolin kytkentä TLC:n kanssa tulee mahdolliseksi uuden NorNed-kaapeliyhteyden valmistuessa syksyllä Norjan ja Hollannin välille. Työryhmä näkee likvidin päivämarkkinan keskeiseksi osaksi toimivaa sähkömarkkinaa. Integraatiokehityksen kannalta olennaista on fyysisen sähkömarkkinan kehitys ja fyysisen sähköpörssikaupan likviditeetin ja volyymin kasvu. Likvidin päivämarkkinan julkinen hinta kuvaa todellista markkinahintaa ja on siten luotettava referenssi. Toimivalla markkinalla myös pitemmän aikavälin, viikon, kuukauden ja vuoden, hinnat ovat julkisia. Pohjoismaisille toimijoille luonteva ratkaisu on finanssimarkkina, jonka perusta on luotettava referenssihinta (spot-hinta). Myös päivän sisäisen kaupan harmonisointi on välttämätöntä. Kehitys tapahtuu asteittain, mutta eri yhteyksissä tehtävien ratkaisujen tulee olla mahdollisimman yhteensopivia. Integraatiokehitys edellyttää uusia investointeja siirtoverkkoihin. Euroopan komissio näkee investointien lisäämisen tärkeänä. Komissio on laatinut oman investointisuunnitelmansa (PIP). Lisäksi CBT-asetuksen henki on investointeja suosiva, vaikka siirtorajoituksista syntyvien tulojen sallittuja käyttökohteita ei olekaan priorisoitu. Komissio näkee myös kantaverkkojen omistuksellisen eriyttämisen keinona edistää investointeja. Investointien syntymisen hitaudelle on esitetty useita syitä. Kantaverkkoyhtiöiden rahoitustilanne ja investointihalukkuus vaihtelevat eri maissa ja heijastavat omistusjärjestelyjä. Toinen vaikuttava tekijä ovat investointeihin liittyvät lupamenettelyt. Sähkömarkkinoiden integraatiokehityksessä järjestelmävastaavilla kantaverkkooperaattoreilla on merkittävä rooli. Koska järjestelmävastuu on regulaattoreiden sääntelemä, myös regulaattoreilla on tärkeä asema integraatiokehityksen eteenpäin viemisessä. Regulaattoreiden toimivallan laajentaminen yli kansallisten rajojen on todettu markkinaintegraation edellytykseksi ja sen perusta on EU-tasoisessa lainsäädännössä. Markkinoiden yhdentymisen yhdeksi esteeksi on koettu Pohjolan ulkopuolella vallitseva riittämätön markkinatiedon saanti. Toimijoilla ei ole ollut läheskään samoja toimintaedellytyksiä tiedon puutteen takia. Markkinoiden läpinäkyvyyden suhteen odotetaan kuitenkin isoa harppausta, kun Pohjolan ja mm. Saksan kattavalla pohjoisen Euroopan markkina-alueella (osana ns. minifoorumiprosessia) määritellään vaadittava tiedonsaannin taso. Jos ja kun Pohjolassa ja Saksassa toteutuu yhteinen korkeatasoinen markkinatiedon saatavuus, paine vastaaviin vaatimuksiin nousee Saksan muilla rajoilla. EU:n päästökauppajärjestelmässä CO2-päästöoikeuksien jakoperiaatteet vaihtelevat eri jäsenmaissa ja energiantuotannon, etenkin sähköntuotannon, asema kansallisissa allokaatioissa on erilainen. Allokaatiolla on merkittävä vaikutus eri tuotantomuotojen kilpailukykyyn yhdentyvällä markkinalla. Päästöoikeusmarkkina on sekä EU-tasoinen että globaali ja sen hinnanmuodostus heijastuu sähkömarkkinoille. Kyseisen markkinan läpinäkyvyys ja päästöoikeuksien alkujaon yhdenmukaisuus ovat tärkeitä yritysten tasapuolisten toimintaedellytysten kannalta.
RAPORTTI 3(28) Myös uusituvan energian edistämisen tukimuodot vaihtelevat syöttötariffeista erilaisiin sertifikaattijärjestelmiin ja investointitukiin. Lisäksi tavoitteet ovat kansallisia niin uusiutuvan energian kuin päästökaupan toteutuksenkin osalta. Kansallisten energiapoliittisten ohjauskeinojen käyttö sopii huonosti integraatiokehitykseen. Keinojen harmonisointi on välttämätöntä. Markkinaintegraatio muuttaa pohjoismaisen näkökulman eurooppalaiseksi. Pohjoismaissa toteutettuja monia hyviä käytäntöjä varmasti sovelletaan markkinoiden yhdentymisessä. Pohjoismaat integroituvat Eurooppaan eikä päinvastoin. Etujärjestötoiminnassa esimerkiksi pohjoismaisen vaikuttamisen painoarvo vähenee: yhä harvemmasta asiasta löytyy enää pohjoismainen yhteisymmärrys ja merkittävät asiat ovat yhä useammin laajemmassa piirissä ratkaistavia, tyypillisesti EU:n lainsäädännön kautta. Työryhmän suositukset kannanotoiksi Pohjoismaiden sisäisten ja Manner-Euroopan suuntaan olevien siirtorajoitusten vähentäminen verkkoinvestoinneilla. Vastakaupan käytön lisääminen siirtorajoitusten hallinnassa Pohjoismaissa ja mahdollisuuksien mukaan myös laajemmin. Olemassa olevan siirto- ja tuotantokapasiteetin tehokkaampi käyttö, mm. marketcouplingin toteuttaminen siirtokapasiteetin käytön optimoimiseksi. Fyysisen spot-markkinan kehittäminen on markkinaintegraatiokehityksessä avainasemassa. Markkinaintegraation toteuttaminen myös intraday-kaupan sekä säätösähkö- ja reserviyhteistyön osalta Likvidien markkinapaikkojen kehittäminen ja laajentaminen myös lähialueille Puolaan ja Baltiaan Yhdenmukaisten periaatteiden käyttöönotto markkinainformaation julkaisemisessa, päästökaupan regulaatiossa ja päästöoikeuksien alkujaossa sekä uusiutuvan energian tukemisessa.
RAPORTTI 4(28) 2. Euroopan yhteisön energiapolitiikka EU:n komissio julkaisi 7.1.2007 energiapolitiikkansa vision ns. energiapaketissa. Siinä käsitellään kaikkia EU:n energiapolitiikan kolmea peruspilaria: kilpailukykyä, kestävää kehitystä ja toimitusvarmuutta. Talouden tehokkuuden ja EU:n kilpailukyvyn parantaminen laajentamalla markkinoita ja poistamalla kilpailun esteitä on yksi yhteisön kantavia ajatuksia. Sähkömarkkinoiden osalta julkilausuttuna tavoitteena on kilpailullinen yhteiseurooppalainen sähkömarkkina. Markkinan yhdentyminen parantaa sähköjärjestelmäinvestointien käyttöastetta ja käytettävyyttä ja tuo kustannussäästöjä, kun edullisimpia tuotantomuotoja voidaan hyödyntää maksimaalisesti ja uusiutuvan energian käyttöä voidaan lisätä kustannustehokkaimmalla tavalla. Lisäksi laajemmalla markkinalla suuriin yksikköihin liittyvät edut ovat hyödynnettävissä ilman keskittymisen haittoja. Toisaalta yhtenäistyvällä markkinalla hintaerot ja hintavaihtelut sekä niistä syntyvät kilpailuedut ja -haitat pienevät. Samalla syntyy muutospaineita talouden rakenteisiin. Sähkömarkkinoiden kilpailun edistämiseen tähtääviä direktiivejä on useita. Näistä viimeisin on sähkömarkkina-direktiivi vuodelta 2003. Komission valmistelee ns. kolmatta sisämarkkinapakettia, joka julkistettaneen syyskuussa. Jäsenmaat ovat edenneet direktiivien implementoinnissa eri tahdissa. Pisimmällä ovat Pohjoismaat ja Yhdistyneet Kuningaskunnat. Osana eurooppalaiseen sähkömarkkinan luomiseen tähtäävää Firenzen forumia käynnistettiin syyskuussa 2004 ns. minifoorum-prosessi. Ajatuksena on pyrkiä yhteiseen markkinaan seitsemän alueellisen markkinan kautta. Nämä on esitetty kuvassa 1. EU on asettanut alueellisten markkinoiden luomiselle aikataulutavoitteen 2010-2012. Integraatiokehitys pohjoisella ja luoteisella alueella on ollut tätä tavoitetta selvästi nopeampaa ja se on tapahtunut toimijavetoisesti. Kuva 1 EU:n strategia sähkömarkkinoiden kaksivaiheinen kehitys Harmonisoitujen alueellisten markkinoiden kautta...... yhtenäiseen eurooppalaiseen markkinaalueeseen Pohjola Brittein saaret Baltia Länsi-Eurooppa Itäinen Eurooppa Iberia Italia Kaakkois-Eurooppa Komission tammikuussa 2007 julkaisema EU:n energiapaketti sisältää hyvin kunnianhimoisia ympäristötavoitteita, joiden kilpailukykyvaikutuksista on erilaisia arvioita. Työryhmän tehtäväksi anto koskee markkinaintegraatiota, joten raportissa lähestytään ympäristöpolitiikkaa arvioimalla, millaiset ohjauskeinot sopivat integroituvalle markkinalle
RAPORTTI 5(28) ja millaisia harmonisointitarpeita markkinoiden integraatio luo ilmastopoliittisille instrumenteille. Päästöoikeusmarkkinoiden kehitys - likvidin ja läpinäkyvän markkinan muodostuminen on edellytys sähkömarkkinoiden toimivuudelle ja integraatiokehitykselle. Nykyisin päätökset päästöoikeuksien alkujaosta ja uusiutuvan energian tukimuodoista ja tavoitetasoista tehdään kansallisesti, mikä tuo integraatiokehitykseen haasteita. Energian saatavuus ja toimitusvarmuus on kolmas politiikkatavoite. Venäjän merkittävät energiavarat sijaitsevat lähellä Eurooppaa. EU:n ja Venäjän suhteissa energiayhteistyön merkitys korostuu. Suomi on pitkään tuonut energiaa (maakaasua, sähköä, öljyä ja kivihiiltä sekä uraanipolttoainetta) Venäjältä. Uusimmissa Venäjän sähkön vientiä koskevissa selvityksissä on tuotu esille erityisesti Pietarin alueen heikkenevä tehotasapainotilanne. Kulutus tällä alueella kasvaa arviolta 7-8 % vuosivauhtia, mikä asettaa suuria tarpeita uuden tuotantokapasiteetin syntymiselle. Suomi saattaa tulevaisuudessa myös viedä sähköä Venäjälle. Venäjän suunnan sähkömarkkinoiden kehitystä raportissa ei ole tarkasteltu syvemmin, mutta mm. Pietarin alueen kulutuksen kasvun sekä Suomen ja Venäjän välisen rajakapasiteetin mahdollisen käyttötavan muutoksilla saattaa olla merkittäviäkin vaikutuksia Pohjoismaiden sähkömarkkinoille. Investoinnit siirtoverkkoon ovat toimitusvarmuuden kannalta keskeisiä. Erityisesti tämä koskee rajajohtoinvestointeja, mutta myös eri alueiden ja kansallisten siirtoverkkojen vahvistamiseksi tarvittavat investoinnit ovat tärkeitä. 3. Euroopan sähköpörssit ja sähkökaupan rakenne 3.1. Sähkömarkkinan perusrakenne Sähkömarkkinoiden perusrakennetta on havainnollistettu kuvassa 2. Sähkömarkkinoiden erityispiirre on tarve määritellä toimitushetki täsmällisesti. Se on edellytys tuotannon ja Kuva 2 Sähkömarkkinoiden rakenne Fyysinen johdannaismarkkina (fyysinen toimitus) Futuurit, forwardit, optiot, strukturoidut sopimukset Päivän sisäinen markkina Päivämarkkina Tase- ja säätösähkömarkkina Pörssit: standardituotteet OTC: standardituotteet ja räätälöidyt tuotteet Finanssijohdannaismarkkina (selvitys rahalla) Futuurit, forwardit, optiot, strukturoidut sopimukset PX OTC PX OTC säätö TSO tase Pörssit: standardituotteet OTC: standardituotteet ja räätälöidyt tuotteet Aika Vuodet, kuukaudet ja päivät ennen toimitushetkeä Päivä ennen toimitushetkeä Toimitushetki
RAPORTTI 6(28) kulutuksen jatkuvalle tasapainottamiselle. Vastuu sähköjärjestelmän toimivuudesta on järjestelmävastaavalla (TSO). Systeemitasolla tuotannon ja kulutuksen lyhyen aikavälin tasapainottaminen tapahtuu säätösähkömarkkinoilla. Toimijakohtaiset tasepoikkeamat todetaan jälkikäteen ja hoidetaan kaupallisesti tasesähkönä. Taseen määrittelyperiodi vaihtelee EU-maissa yhdestä tunnista kymmeneen minuuttiin. 3.2. Päivämarkkinat Euroopassa Euroopassa toimii tänään useita sähköpörssejä (kuva 3). Yhtenäisistä sähkömarkkinoista ei kuitenkaan voida puhua, sillä markkinoiden avaamisen ratkaisut ovat olleet erilaisia. Tämä näkyy muun muassa pörssien markkinaosuudessa, omistuksessa ja tuoterakenteessa. Oheisessa taulukossa on sähköpörssien toimintaan liittyviä tunnuslukuja. Pörssien hintatasoissa on selviä eroja. Vuoden 2006 hintataso oli APX:ssä (Hollanti) noin 60 /MWh, Pohjoismaissa noin 50 /MWh ja Puolassa noin 30 /MWh. Pörssi Sijainti Aloitusvuosi Toimijoita Päiväkaupan volyymi TWh Osuus markkinasta Nord Pool Spot Norja 1996 300 246 n. 60 % EEX Saksa 2002 138 87 n.15 % APX Hollanti 1999 51 19 n.15 % APX UK 2000 52 10 alle 5 % Powernext Ranska 2001 55 30 n. 5 % EXAA Itävalta 2002 39 2 alle 5 % Gielda Energii Puola 2000 41 1,7 alle 5 % Pörssikaupan osuus koko markkinasta on suurin Pohjoismaissa. Saksassa EEX:n merkitys on kasvussa. EEX:n johdannaismarkkinan volyymi kaksinkertaistui vuonna 2006 nousten 1000 TWh:iin. Koska suuri osa (n. 70 %) EEX:n johdannaisista johtaa fyysiseen toimitukseen, ennakoidaan vuoden 2007 volyymin kasvavan merkittävästi. Pörssien omistusrakenne vaihtelee eri maissa. Nord Pool Spot on pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden omistuksessa. APX:n omistavat Hollannin kaasu- ja sähköverkkoyhtiöt. EEX:llä on yhteensä 53 omistajaa. Suurimmat omistajat ovat kaksi sähköpörssiä ja pankki (yhteensä n. 58 %). Toimialan omistus on 24 % ja ryhmän suurin yksittäinen omistus on RWE:n kantaverkkoyhtiöllä (3,1%). Powernextin omistus jakaantuu toimialan (neljä yhtiötä 49 %), kantaverkkoyhtiöiden (kolme yhtiötä 17 %) ja arvopaperipörssin 34 % kesken. Pörssien omistusrakenteella on merkitystä pörssien välisen kaupan toteuttamisessa (market couplingin) ja järjestelmävastuuseen liittyvän kaupankäynnin toteuttamisessa.
RAPORTTI 7(28) Kuva 3 Euroopan sähköpörssit Nord Pool OME, APX UK Belpex Power next APX EEX GME Gielda Energii OTE EX Alpen Adria Borzen Opcom Pörssikaupan osuus koko markkinasta on suurin Pohjoismaissa. Saksassa EEX:n merkitys on kasvussa. EEX:n johdannaismarkkinan volyymi kaksinkertaistui vuonna 2006 nousten 1000 TWh:iin. Koska suuri osa (n. 70 %) EEX:n johdannaisista johtaa fyysiseen toimitukseen, ennakoidaan vuoden 2007 volyymin kasvavan merkittävästi. Pörssien omistusrakenne vaihtelee eri maissa. Nord Pool Spot on pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden omistuksessa. APX:n omistavat Hollannin kaasu- ja sähköverkkoyhtiöt. EEX:llä on yhteensä 53 omistajaa. Suurimmat omistajat ovat kaksi sähköpörssiä ja pankki (yhteensä n. 58 %). Toimialan omistus on 24 % ja ryhmän suurin yksittäinen omistus on RWE:n kantaverkkoyhtiöllä (3,1%). Powernextin omistus jakaantuu toimialan (neljä yhtiötä 49 %), kantaverkkoyhtiöiden (kolme yhtiötä 17 %) ja arvopaperipörssin 34 % kesken. Pörssien omistusrakenteella on merkitystä pörssien välisen kaupan toteuttamisessa (market couplingin) ja järjestelmävastuuseen liittyvän kaupankäynnin toteuttamisessa. Markkinaintegraation kannalta keskeisin on päivä- eli spot-markkina, jossa kaupan kohteena ovat seuraavan päivän tuntien fyysiset sähkötoimitukset. Käytännön toimintatavat vaihtelevat eri pörsseissä. Esimerkiksi Nord Pool Spotin päivämarkkinalle tarjous tehdään aina edellisenä päivänä kello 12 mennessä (CET). EEX:n päivämarkkinalla sunnuntain ja maanantain tarjoukset tehdään jo perjantaina. Pörssien välinen kaupankäynti edellyttää mm. markkinoiden sulkeutumisaikojen harmonisointia.
RAPORTTI 8(28) Päivämarkkinan sulkeuduttua avautuu päivän sisäisen kaupan intraday-markkina, jossa käydään kauppaa seuraavan ja kuluvan vuorokauden sähköntoimituksista. Suomessa, Ruotsissa, Tanskassa ja Saksassa on käytössä päivän sisäisenä markkinana Nord Pool Spotin ELBAS, jossa kaupankäynti on jatkuva-aikaista. Myös EEX:llä on Saksassa intradaymarkkina. ELBAS otetaan käyttöön Norjassa vuoden 2008 aikana. Päivän sisäisen markkinan sulkeuduttua nopeasti säädettävää kapasiteettia omistavat tasevastaavat voivat tekemiensä tarjousten pohjalta myydä säätösähköä (ylös- tai alassäätöä) säätösähkömarkkinalla järjestelmävastaavan pyytäessä. Pohjoismaissa on toiminnassa yhteinen säätösähkömarkkina. 3.3. Pitkien sähkösopimusten markkinat Euroopassa Pohjoismaisessa markkinamallissa pitkät sopimukset (toimitusaika käsittää tietyn ajanjakson tulevaisuudessa) tehdään pääsääntöisesti finanssisopimuksina. Vuonna 2006 Nord Poolin finanssisopimusten volyymi oli noin 770 TWh. OTC-markkinalla tehdyistä sopimuksista vietiin Nord Poolin selvitystaloon noin 1390 TWh. Markkina-alueen vuotuinen sähkön kysyntä on noin 395 TWh. Siihen suhteutettuna koko finanssimarkkinan volyymi on viisinkertainen. Saksassa EEX:n finanssimarkkinan volyymi 2006 oli noin 1000 TWh. OTCmarkkinan volyymiksi on arvioitu 6900 TWh. Kokonaisvolyymi 7900 TWh on lähes neljätoistakertainen verrattuna Saksan vuotuiseen sähkön kysyntään noin 560 TWh. Saksan sähkömarkkinalla pörssin rooli on siten selvästi pienempi kuin pohjoismaisella markkinalla. OTC-markkinan keskeinen rooli eurooppalaisilla hyödykemarkkinoilla mukaan lukien sähkömarkkinat on tuotu selvästi esiin CEBS:n (Committee of European Banking supervision) vastauksessa komission neuvonantopyyntöön. Kyseinen pyyntö on osa selvityksiä, joilla arvioidaan, miten ja miltä osin finanssisääntelyn tulee koskea hyödykemarkkinoita. Lausunnossa on todettu kahdenvälisten, selvitystalojen ulkopuolella selvitettävien, sopimusten selvästi lisäävän vastapuoliriskeistä aiheutuvaa markkinahäiriön vaaraa, vaikkakin vaara arvioidaan selvästi pienemmäksi kuin varsinaisilla rahoitusmarkkinoilla. Selvitystalotoiminnassa on viime aikoina tapahtunut muutoksia. Keski-Euroopassa Saksan pörssin EEX ja Hollannin pörssin Endexin kaupat selvitetään samassa selvitystalossa ECC:ssä (European Commodity Clearing). Se perustettiin vuonna 2006. ECC tarjoaa laajan valikoiman hyödykesopimuksia ja vakuusvaatimusten laskennassa otetaan huomioon hyödykkeiden hintojen väliset korrelaatiot (cross margining). Meriliikenteen johdannaisiin keskittynyt markkinapaikka IMAREX on laajentanut toimintaansa Norjassa ostamalla M3 meklariliikkeen ja NOS selvitystalon. Nord Poolin selvitystalo on uudistamassa oman toimintansa perusteita siirtymällä muualla tavanomaiseen yleinen selvitysjäsen käytäntöön (General Clearing Member concept). Pohjoismainen markkinamalli on osoittautunut perusrakenteeltaan toimivaksi. Sen perustana on luotettava ja likvidi päivämarkkina, jonka julkinen hinta on referenssi pidemmissä sopimuksissa. Myös nämä pidemmän aikavälin - viikon, kuukauden ja vuoden - hinnat ovat julkisia. Keski-Euroopassa markkinakehitys on lähtenyt liikkeelle pitkistä kahdenkeskisistä fyysisistä sopimuksista ja OTC-markkinalla on edelleen keskeinen rooli, vaikka pörssien rooli on selvästi vahvistumassa. Pörssien vahvuus on hintanoteerausten julkisuus. Sääntely ja valvonta vähentävät myös mahdollisuuksia väärinkäytöksiin. Komission tavoitteena oleva läpinäkyvyyden lisääminen tukee kehitystä pohjoismaisen mallin suuntaan. Sen edellytyksenä on fyysisen sähkömarkkinan kehitys ja fyysisen sähköpörssikaupan likviditeetin ja volyymin kasvu. Kun edellytykset ovat olemassa, yhteinen finanssimarkkina voi syntyä hyvinkin nopeasti.
RAPORTTI 9(28) 4. Siirtoverkko - sähkömarkkinan edellytys 4.1. Verkko markkinapaikkana EU-maiden siirtohinnoittelu perustuu pääsääntöisesti pistehinnoitteluun, mutta hinnoitteluperiaatteet ja hintataso vaihtelevat eri kantaverkoissa. Esimerkiksi jokaisessa Pohjoismaassa on oma kantaverkkotariffirakenne. Kantaverkkosiirron hinnoitteluperiaatteiden harmonisointi on käynnistynyt. EU:n CBT asetuksessa on yleisiä ohjeita kantaverkkosiirron hinnoitteluperusteista. Asetuksen mukaan hinnoittelun tulisi antaa oikeita signaaleja markkinaosapuolille ja kantaverkkooperaattoreille. Toisaalta sen tulisi olla tasapuolinen. ERGEG on antanut 6.12.2006 suosituksen kantaverkon tariffien harmonisoinnista. Komissio tulee antamaan, ERGEGin suosituksen pohjalta, suuntaviivat kantaverkkotariffien harmonisoinnista lähitulevaisuudessa. Liitteessä 1 on ETSOn uusin raportti Euroopan kantaverkkotariffeista. Yksi osa kantaverkkojen käytön hinnoittelua on läpisiirtojen korvausmenettely. Tällä hetkellä käytössä on ETSOn vapaaehtoinen korvausjärjestelmä. Läpisiirtojen korvausmenettelyn luominen on luonut edellytykset rajatariffeista luopumiselle. Pelkkä rajasiirtomaksujen poistaminen olisi tehnyt läpisiirroista ilmaisia, vaikka läpisiirrot kuormittavat verkkoa ja useissa tapauksissa aiheuttavat kustannuksia, mm. siirtohäviöitä. ERGEG on antanut komissiolle suosituksen kompensaatiomenettelystä, jonka pohjalta Euroopan komissio valmistelee asiasta liitettä CBT-asetukseen. Markkinoiden toiminnan kannalta olennainen kysymys on myös tasehallinnan ja - selvityksen organisointi ja toimivuus. Pohjoismaissa TSO:t ovat vastuussa kantaverkkotason tasehallinnasta ja -selvityksestä. Taseselvityksen toteutus eri maissa kuitenkin vaihtelee. Pohjoismaista tasehallintaa suunnitellaan harmonisoitavaksi ottamalla käyttöön kahden sähkötaseen malli kaikissa Pohjoismaissa. 4.2. Kantaverkon omistus Osana eurooppalaisten sähkömarkkinoiden kehittämistä komissio on asettanut tavoitteekseen kantaverkon omistuksellisen eriytyksen. Perustelut ovat seuraavat Kilpailevan kantaverkon rakentaminen ei kannata ja vaihtoehtoista teknologiaa ei ole. Vertikaalisesti integroituneella yhtiöllä on luonnollinen insentiivi estää kilpailijoiden pääsy verkkoon sekä pidättäytyä investoimasta rajayhteyksiin. Regulaatiolla on vaikea ratkaista asiaa tehokkaasti, erityisesti tämä koskee investointipäätöksiä rajasiirtoyhteyksiin. Verkkojen eriyttämisen tilanne Euroopassa käy ilmi kuvasta 4. Komissio ei toistaiseksi ole määritellyt eriyttämisen sisältöä ja rajausta esimerkiksi siirto- ja jakeluverkkojen osalta tarkasti.
RAPORTTI 10(28) Kuva 4 Kantaverkkojen omistuksellisen eriytyksen tilanne Omistuksellinen eriytys Toteutettu Toteuttamatta Kantaverkkojen omistus ja toiminnan organisointi vaihtelevat Euroopassa huomattavasti. Euroopan komissiossa pohjoismaiden verkkoyhtiöiden omistusrakennetta ja toimintaa pidetään esimerkillisenä. Vaikka komission valmisteleman lainsäädännön kohteena on Keski-Euroopassa vallitsevan omistusrakenteen muuttaminen, EU-lainsäädännön muutokset kohdistunevat samoilla ehdoilla myös Pohjoismaihin. Tällä hetkellä Saksassa on neljä horisontaalisesti integroitunutta markkinatoimijoiden omistamaa kantaverkkoyhtiötä. Yhdistyneissä kuningaskunnissa on yksi iso sähkö- ja kaasukantaverkkoyhtiö. Puolassa on yksi kantaverkkoyhtiö. ISOn rinnalle on syntynyt ajatus alueellisesta ISOsta eli RIO:sta (Regional Independent Operator), jolla olisi suurempi toimialue kuin yksi maa. Komissio näkee alueellisen yhteistyön hyvänä, mutta ei näe tätäkään ratkaisuna investointiongelmaan. Pikemminkin komissio kokee, että ratkaisu sisältäisi sekä omistuksellisen eriyttämisen että alueellisten ISOjen luomisen. 4.3. Investoinnit siirtokapasiteettiin Markkinaehtoisessa käytössä olevan siirtokapasiteetin niukkuus rajoittaa markkinan laajenemista. Komissio onkin todennut, että verkkoinvestoinnit Euroopassa ovat riittämättömällä tasolla. Verkot toimivat yhä lähempänä fyysisiä siirtorajojaan samalla, kun tuontiriippuvuus kasvaa. Lisäksi verkkojen kehittäminen etenee liian hitaasti ja koordinointi kansallisten verkkojen välillä on riittämätöntä.
RAPORTTI 11(28) Komissio on laatinut investoinneille tavoiteohjelman - Priority Interconnection Planin (PIP). Rajasiirtoyhteyshankkeiden investointitaso on tällä hetkellä 200 M /a, kun tavoitetaso on 32 hanketta yhteisarvoltaan 6 000 M, mikä vuositasolla on noin 800 M /a. Tuulivoimatuotanto on verkon kannalta haastavaa. Tuulivoimapuisto syntyy parissa vuodessa, verkkoliityntä voi vaatia joissain tapauksissa jopa 10 vuotta. Tuulivoimatuotannon lisääntyminen antaa toisaalta lisäkannusteita rajasiirtokapasiteetin lisäämiselle, sillä näin voidaan tasata eri maiden tuulivoimatuotannon vaihteluja kaikkia tuotantomuotoja markkinaehtoisesti hyödyntäen sekä järjestelmävastaavien reservitarpeet minimoiden. Verkkoinvestointien suunnittelemisessa komissio näkee hyvänä vaihtoehtona TSO:iden yhteistyössä laatimat alueelliset suunnitelmat. Tästä esimerkkinä voidaan pitää Nordelin yhteistyötä ja erityisesti vuonna 2004 sovittua investointipakettia. Investointien koordinointi ja rajasiirtojen hallinnointi ilman tehokasta regulaatiota ja järjestelmävastaavien toimivaa yhteistyötä ei ole mahdollista. Kansallisen regulaation lisäksi rajasiirtojen hallinta edellyttää EU-tasoista ohjausta. Komissio suunnitteleekin ETSOlle virallista statusta sekä viranomaisyhteistyön kehittämistä. Investointien hitaudelle on esitetty useita syitä. Kantaverkkoyhtiöiden rahoitustilanne vaihtelee eri maissa ja heijastaa omistusjärjestelyjä. Markkinaehtoista rahoitusta käyttäville yrityksille rahoituksen saatavuus ei yleensä ole ongelma Länsi-Euroopassa. Valtion budjettirahoituksen varassa olevien kantaverkkoyhtiöiden sekä itäisen Keski- Euroopan verkkoyhtiöiden voi olla vaikeampi saada rahoitusta investointeihin. Toinen vaikuttava tekijä ovat investointeihin liittyvät lupamenettelyt. Markkinoiden toimivuuden ja toimitusvarmuuden kannalta välttämättömät rakennushankkeet on pystyttävä aikaisempaa paremmin sovittamaan yhteen ympäristönsuojelullisten tavoitteiden kanssa. 4.4. Siirtorajoitusten hallinnan suuntaviivat Käytettävissä olevan siirtokapasiteetin niukkuus rajoittaa markkinan laajenemista. Vuoden 2007 alusta tuli voimaan EU:n Cross Border Trading -asetuksen (CBT) liite siirtorajoitusten hallinnan suuntaviivoista (congestion management guidelines). Se on sellaisenaan EUmaita sitovaa lainsäädäntöä. Asetuksen liitteellä pyritään lisäämään rajat ylittävää kauppaa ja rajayhteyksien operointiin sekä kehittämiseen liittyvää alueellista koordinointia ja läpinäkyvyyttä. Säännöksen mukaan siirtoverkonhaltijoiden on julkistettava kaikki asiaankuuluvat rajat ylittävää kauppaa koskevat tiedot. Tämä käsittää ennuste- tai toteutuneet tiedot kulutuksesta, siirtoverkon ja rajayhteyksien tilasta ja käytöstä, tuotannosta sekä tasehallinnasta. Osana Pohjoisen Euroopan miniforum-prosessia on valmisteltu yksityiskohtaisia sääntöjä läpinäkyvyysvaatimuksista. Alueen regulaattoreiden lisäksi työhön on osallistunut muut asianosaiset, kuten esimerkiksi TSOt, pörssit sekä energiateollisuus. Tavoitteena on, että säännöt tulevat voimaan kulutuksen, siirtoverkon ja rajayhteyksien sekä tasehallinnan läpinäkyvyyden osalta vuoden 2008 alussa ja tuotannon läpinäkyvyyden osalta 1.7.2008. Läpinäkyvyysvaatimukset koskevat myös siirtorajoitusten synnyttämien pullonkaulatulojen määrään ja käyttöön liittyviä tietoja. Ohjeiden mukaan siirtorajoituksista syntyvät tulot on käytettävä joko uusiin verkkoinvestointeihin, olemassa olevan siirtokapasiteetin ylläpitoon tai siirtotariffien laskemiseen.
RAPORTTI 12(28) Vaikka näitä vaihtoehtoja ei ole priorisoitu, asetuksen henki on investointeja suosiva. Tariffien mahdollisessa laskussa on noudattava yhtenäistä alueellista käytäntöä ja kohdeltava eri toimijoita yhtenäisesti (level playing field). Siirtorajoituksista syntyvät tulot sekä niiden käyttö on raportoitava vuosittain. 4. Siirtorajoitusten hallinta ja alueellinen markkinakehitys 4.1. Rajasiirtokapasiteetin käytön periaatteet Lyhyellä aikavälillä siirron taloudellinen tehokkuus tarkoittaa olemassa olevan kantaverkon optimaalista ja varmaa käyttöä. Silloin sähkö virtaa halvalta alueelta kalliille alueelle pitäen myös siirtohäviöt mahdollisimman pieninä. Rajasiirtokapasiteetin jaon periaatteet ovat markkinaintegraatiossa keskeisessä roolissa ja menettelytavoista käydään vilkasta keskustelua. Rajasiirtokapasiteetti voidaan määritellä joko etukäteen tai siirtojen simulointilaskelmien (flow-based methods) avulla. Siirtokapasiteetin jaon käytännön toteuttaminen on joka tapauksessa vaativaa optimoitaessa samanaikaisesti useiden siirtoyhteyksien käyttöä. Siirtokapasiteetin jaossa ovat käytössä käsitteet eksplisiittinen ja implisiittinen huutokauppa. Eksplisiittinen huutokauppa tarkoittaa rajasiirtokapasiteetin erillistä varaamista etukäteen huutokaupalla. Eräillä siirtoyhteyksillä kapasiteetti on nykyisin kuitenkin ensisijaisesti yhteyden omistajien käytössä tai kiinteillä siirtosopimuksilla varattuna. Pohjoismaiden ja Manner-Euroopan välillä näitä ovat Baltic Cable ja SwePol Link sekä Estlink Suomen ja Viron välillä. Implisiittisessä huutokaupassa rajasiirto määräytyy osana pörssikaupankäyntiä (spot). 4.2. Pohjoismaat Pohjoismaisten TSO:iden välillä on ollut laajaa yhteistyötä jo pitkään. Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden integrointikehitys on ollut pitkälti tämän yhteistyön tulos. EU:n energiapaketissakin yhtenä tärkeänä tavoitteena on verkkoon tehtävien investointien aikaansaaminen. Pohjoismaisten TSOiden Nordel-yhteistyön puitteissa tekemä pohjoismaisen siirtoverkon investointiohjelma on hyvä esimerkki tästä. Kuvasta 5 käy ilmi suunniteltu ohjelma.
RAPORTTI 13(28) Kuva 5 Nordel-verkon ensisijaiset vahvistustarpeet Nordel-verkon sovitut vahvistukset 1) Fenno-Skan 2, valmis 2010 2) Etelä-Ruotsi, valmis 2012/2013 3) Nea-Järpströmmen, valmis 2009 4) Skagerrak, periaatepäätös 2007 5) Iso-Belt, valmis 2010 3 1 4 2 Hankkeiden kokonaiskustannus noin 1 000 M. Verkkovahvistukset parantavat pohjoismaisten sähkömarkkinoiden toimintaedellytyksiä merkittävästi. 5 Nordelissa hyväksytty viiden priorisoidun hankkeen investointiohjelma on aikataulutettu toteutettavaksi vuoteen 2012-2013 mennessä. Fenno-Scan 2-yhteyttä rakennetaan ja Nea- Järpströmmen-yhteyden sijoitukselle haetaan soveltuvaa reittiä. Ison-Beltin yhteyden kalleimmat komponentit on tilattu ja rakentaminen aloitettaneen syksyllä 2007. Muiden hankkeiden valmistumisaikataulut varmentuvat, kun osallistuvat valtiolliset kantaverkkoyhtiöt saavat rahoituksen järjestettyä ja ympäristövaikutuksia koskevat selvitykset valituilta reiteiltä valmiiksi. Sovitut hankkeet vahvistavat Hasle-Borgvik ja Nea-Järpströmmen yhteyksien kaupallisesti käytettävissä oleva tehon nykyisestä 2000 / 2050 MW:sta tasolle 2500 MW (katso kuva 10). Verkkovahvistusten aikanaan tultua käyttöönotetuiksi, ne lisäävät pohjoismaisen markkinan yhtenäisyyttä kuvan 6 osoittamalla tavalla. Nordelin seuraavakin investointisuunnitelma on valmisteilla. Tarvittavat selvitykset on tarkoitus tehdä vuoden 2007 aikana. Neuvottelut ajoittuvat kevääseen 2008 ja suunnitelman ennakoidaan olevan valmis kesällä 2008. TSOiden hankkeiden lisäksi kaupalliset hankkeet ovat mahdollisia, koska siirtoverkkoinvestointien pitkä pitoaika ja kehitysarvioihin liittyvä epävarmuus tuottaa erilaisia kannattavuusarvioita. Kaupallisissa hankkeissa edellytetään CBT-asetuksen mukaista poikkeuslupaa, jos siirtoyhteys ei tule markkinoiden vapaaseen käyttöön. Pohjoismaissa on tällä hetkellä siirtorajoitusten hallintaan liittyviä näkemyseroja. Ruotsissa käynnistetty siirtorajoitusten ratkaisuvaihtoehtoja selvittäneessä POMPE-projektissa on todettu Nordelin investointiohjelman toteuttamisen poistavan suurimman osan pullonkauloista. Ratkaisun löytäminen siirtorajoitusten hallintaan tätä edeltävälle jaksolle ei ole helppoa. POMPEssa vastakaupat nähdään hyvänä vaihtoehtona, jos niiden rahoitus saadaan neuvoteltua tyydyttäväksi. Lisäksi projekti ehdottaa pohjoismaiselle ministerineuvostolle selvitystä pohjoismaisen markkinan mahdollisesta jakamisesta kahteen hinnoittelu-alueeseen (vesivoima ja lämpövoima).
RAPORTTI 14(28) Kuva 6 Pohjoismaisen markkinan yhtenäisyys Nordelin investointihankkeen jälkeen (93) 98 % (65) 82 % Markkina vähintään 250 TWh/a Markkina vähintään 285 TWh/a (50) 79 % (33) 75 % Sama hinta prosentteina vuoden tunneista (%) - viiden verkkoinvestoinnin jälkeen - vuosi 2006 suluissa Markkina vähintään 385 TWh/a Markkina vähintään 425 TWh/a Pohjoismaisten tasehallinnan periaatteita suunnitellaan harmonisoitavaksi (Nordel 14.2.2007) ottamalla käyttöön kahden sähkötaseen malli kaikissa Pohjoismaissa viimeistään vuoden 2009 alussa. Tuotannolle ja kulutukselle tulee mallissa erilliset taseet. Tukkumarkkina on toiminut Pohjoismaissa toistaiseksi ilman yhtenäisiä tasepalvelun periaatteita, mutta säätösähkökaupassa kaikkia pohjoismaisia tarjouksia käytetään jo nykyisin yhteisesti siirtokapasiteetin salliessa. Euroopan komission tavoitteissa on katsottu, että vähittäismarkkinoiden harmonisointi sekä toimijoiden tasapuolinen asema kuitenkin edellyttävät nykyistä yhtenäisempää tasehallintamallia. Näiden tavoitteiden pohjalta on laadittu Nordelin suositus. Suosituksen mukaiset mallit toteutetaan ensimmäisessä vaiheessa kansallisin ratkaisuin sellaisessa tahdissa kun kantaverkkoyhtiöiden tariffimuutokset ovat mahdollisia. 4.3. Market coupling mekanismina Yksi integraation konkreettisista askeleista on Market couplingin käyttöönotto eri sähköpörssien välillä. Market couplingilla tarkoitetaan kahden tai useamman pörssialueen liittämistä yhteen alueiden välillä olevan siirtokapasiteetin volyymilla siten, että alueiden välinen siirto määräytyy osana pörssien toimintaa. Kyseessä on siis implisiittiseen huutokauppaan perustuva tapa jakaa rajasiirtokapasiteettia, jossa siirtotulot syntyvät
RAPORTTI 15(28) pullonkaulatilanteista. Myös sekamalli, jossa osa siirtokapasiteetista myydään ensin erillisellä huutokaupalla, on mahdollinen. Pörssien välillä tapahtuvan siirron laskenta voidaan toteuttaa eri tavoilla. Sen voi tehdä joko ulkopuolinen taho kuten esim. Market Coupling Office tai joku osallistuvista pörsseistä. Myös laskennan laajuus voi vaihdella. Se kattaa ainakin pörssien välisen siirron, mutta myös hintojen laskeminen tarjoustasolla on mahdollista. Käsite Volume coupling viittaa siirron laskemiseen ja Price coupling hintojen ja volyymien laskemiseen. Market couplingissa ratkaisut edellyttävät siis pörssien ja rajasiirtoyhteyksien haltijoiden ja omistajien yhteistyötä. Pohjoismainen tilanne, jossa kantaverkkoyhtiöt omistavat päiväpörssin (Nord Pool Spot), helpottaa ratkaisuja, mutta ei ole market couplingin edellytys. Yksi ratkaisumalli on pörssialueiden välisen siirtoyhteyden kapasiteetin allokoinnin suorittavan Market Coupling toimiston yhteisomistus. Muita market couplingille haasteita tuovia kysymyksiä ovat erot pörssien markkinaasemassa esimerkiksi likviditeetissä ja käytännön ratkaisuissa kuten kaupankäynnin päättymisajankohdassa. Viimeksi mainittu on ajankohtainen neuvotteluaihe Norjan ja Hollannin välisessä market-coupling hankkeessa. 4.4. Market coupling-ratkaisut lähialueilla Kuvasta 7 käy ilmi Pohjois- ja Luoteis-Euroopan Market coupling -tilanne. Pohjoismaissa on vuodesta 1996 alkaen toiminut sähköpörssi Nord Pool, joka tällä hetkellä kattaa kaikki Pohjoismaat (lukuun ottamatta Islantia). Kuva 7 Pohjoisen alueen Market Coupling tilanne 1 Nord Pool vuodesta 1996 2 TLC marraskuusta 2006 3 Nord Pool TLC suunnitelma Q4/2007 3 4 4 Nord Pool Saksa suunnitelma Q4/2007 5 5 Saksa TLC regulaattoreiden toimintasuunnitelma 2008 Marraskuussa 2006 otettin käyttöön APX:n (Hollanti), Belpex:n (Belgia) and Powernext:in (Ranska) välinen päivämarkkina. Ranska Belgia- ja Belgia Hollanti-siirtoyhteys jaetaan pörsseissä kauppaa käyvien toimijoiden käyttöön implisiittisellä huutokaupalla eli market coupling - menettelyllä (TLC: Tri-Lateral Market Coupling). Energiavirrat ovat toteutuneet oikeaan suuntaan ja pörssihinnat ovat tasoittuneet. Tämä käy ilmi kuvasta 8.
RAPORTTI 16(28) Suunnitteilla on lisäksi kaksi muuta market coupling hanketta, jotka ovat toteutumassa vuoden sisällä. Näiden kahden hankkeen yksityiskohtia on kuvattu tarkemmin seuraavissa kappaleissa. Nämä hankkeet myös luovat edellytykset Pohjoismaiden, Saksan ja TLCmaiden markkinoiden integroinnille, joka voi toteutua vuoden 2009 aikana. Siirtymävaiheessa käytettäneen peräkkäistä siirtoyhteyksien optimointia, vaikka ratkaisu ei välttämättä johda siirtojen ja tuotannon kokonaisoptimiin. TLC Pohjoismaat market coupling- ratkaisu Alkuvaiheen ratkaisuksi on ehdotettu seuraavaa mallia: Heti spot-markkinan sulkeuduttua (klo 12 CET) jälkeen Nord Pool Spot lähettää blokkitarjoukset ja yksittäisistä tarjouskäyristä kootun kokonaistarjouskäyrän kaikilta Nord Poolin hinta-alueilta Amsterdamiin. Tämän ja vastaavan Ranskasta, Belgiasta ja Hollannista saadun tiedon pohjalta APX laskee NorNed-kaapelin siirron. APX:n laskelman tuloksena syntyy Statnettin osto- tai myyntitarjous hinta-alueelle NO1. Nord Pool Spotin on saatava tarjous viimeistään 12:20. Tämän jälkeen Nord Pool Spot laskee systeemihinnan ja hoitaa market couplingin Saksan suuntaan. Välivaiheen laskenta toimii ilman tietoa Saksan tarjouksista. Vasta APX:n laskelmien valmistuttua Saksan tarjoukset tulevat mukaan Pohjoismaat-Saksa market couplingin kautta. Nord Pool Spotin ja TLC-alueen pörssien spot-kaupankäynnin sulkeutumisajat eroavat tunnilla toisistaan. Nord Pool Spotissa tarjouksen on jätettävä kello 12 ja TLC-alueella kello 11. Neuvottelut yhteisen ratkaisun löytämiseksi ovat käynnissä. Viimeisimpien arvioiden mukaan kaupankäyntiaikojen yhtenäistäminen toteutuu aikaisintaan vuonna 2009. Saksa Pohjoismaat market coupling ratkaisu Hankkeen aiesopimus allekirjoitettiin lokakuussa 2006. Tavoitteena on ottaa käyttöön implisiittinen day-ahead huutokauppa (market coupling) Saksan ja Tanskan välisillä rajajohdoilla. Se on sopimuksen mukaan käytössä vuoden 2007 viimeisellä neljänneksellä. Osapuolien elokuussa 2007 antaman ilmoituksen mukaan Market Coupling viivästyy, ja sen arvioidaan olevan käytössä Q1/2008 aikana. Käytännön toteutuksesta vastaa huutokauppatoimisto (MCO). Muilla TSOilla ja pörsseillä on mahdollisuus liittyä järjestelyyn ennalta sovituilla säännöillä. Järjestelyn tavoitteena on parantaa Saksan ja Tanskan välisten rajajohtojen käyttöä toteuttamalla implisiittinen huutokauppa päivätasolla EEX:n Saksan ja NPS:n Itä- ja Länsi- Tanskan välillä. Neuvottelut toteutustavasta ovat käynnissä. Todennäköisin alkuvaiheen ratkaisu on malli, jossa osa kapasiteetista jaetaan erillisellä kapasiteettihuutokaupalla ja osa implisiittisellä huutokaupalla. Perustettavan MCOn (European Market Coupling Company) perusliiketoimintaa on päivittäisen market-couplingin suorittaminen. Tulevaisuudessa se saattaa myös harjoittaa eksplisiittistä huutokauppaa ja käydä päivänsisäistä kauppaa rajojen yli. Sen tehtäviä ovat koota käytettävissä oleva kapasiteetti TSO:ilta, kerätä anonyymit tarjoukset pörsseiltä, laskea kapasiteetin optimaalinen käyttö, tehdä tarvittavat lisätarjoukset pörsseihin toimien pörssin jäsenenä (eli ostaa, myydä ja siirtää sähköä rajan yli) ja kerätä pullonkaulatulot ja jakaa ne kapasiteetin omistajille korvaukseksi siirtoyhteyksien käytöstä.
RAPORTTI 17(28) EMCC:n omistuksessa on ehdotettu noudatettavaksi seuraavia periaatteita: Omistajia voivat olla kantaverkkoyhtiöt ja pörssit. Osakkeet jaetaan markkinan koon perusteella edellyttäen, että riittävä määrä siirtokapasiteettia asetetaan market couplingin käyttöön. Aluekohtainen osakkeiden jako paikallisen pörssin ja TSO:n välillä sovitaan paikallisesti. EMCC:n toiminnan kustannukset ja äänestysoikeudet jaetaan samalla perusteella kuin osakkeet. Uudet osakkaat otetaan mukaan jakamalla uusia osakkeita. Osakeomistus muuttuu enintään kerran vuodessa. Osakeomistus on optio, ei velvollisuus. Vähemmistöomistajien suoja toteutetaan äänestyssääntöjen avulla. 4.5. Baltia Baltian maista Virolla on poikkeusaikataulu markkinoiden avaamisen suhteen. Poikkeus koskee vähittäismarkkinoiden avaamista ja se päättyy vuonna 2012. Baltian maat on kytketty Venäjän ja Valko-Venäjän kantaverkkoon. Ainoana yhteytenä muualle on vuoden 2007 alussa käyttöön otettu 350 MW Estlink-merikaapeli Suomeen. Puolan kantaverkon ja Baltian maiden välillä ei ole siirtoyhteyttä. Baltian 330 kv verkossa ei ole käytännössä siirtorajoituksia, mutta mahdolliset suuret läpisiirrot voivat vaatia lisäinvestointeja. Baltia kilpailee Pohjoismaiden ja Venäjän sähkökaupassa tällä hetkellä venäläisen sähkön kanssa, mutta ydinvoiman alasajo Liettuassa muuttanee tilannetta. Tuotannon osalta tavoitteena on korvata Ignalinan vuoden 2009 lopussa alas ajettava ydinvoimalaitos ensi vuosikymmenen puolivälissä vastaavalla määrällä uutta ydinvoimaa. Baltian mailla on suunnitelmia uusista yhteyksistä Suomeen ja Ruotsiin. Suomen ja Viron välille suunnitellaan uutta 600 800 MW:n merikaapelia. Lisäksi suunnitteilla ovat yhteydet Liettua Ruotsi ja Liettua Puola. Näiden investointien jälkeen Baltian verkko olisi mahdollista erottaa Venäjän kantaverkosta. Baltian suunnassa markkinakehitys voi olla nopeaa. Kesäkuun 2007 alusta Viro liittyi ETSOn rajasiirtokorvausmenettelyn (ITC) piiriin, mutta Latvia ja Liettua jäivät toistaiseksi edelleen sen ulkopuolelle. Viro ja mahdollisesti myös koko Baltia voivat tulla ESTLINKin kautta omaksi hinta-alueekseen Nord Pooliin. Toinen vaihtoehtoinen kehitys on oman Baltian sähköpörssien perustaminen ja market coupling ensin Pohjoismaiden ja myöhemmin Puolan ja Venäjän markkinoihin. 4.6. Puola Puolassa kantaverkon omistaa valtiollinen tuotantoyhtiö ja sitä operoi ISO. Tavoitteena on kuitenkin myös kantaverkon omistuksen siirtäminen järjestelmävastaavalle. Nykyisen mallin ongelmallisuus investointipäätöksissä on noussut esiin. Systeemioperaattori haluasi rakentaa yhteyden Liettuaan, mutta omistaja ei sellaista välttämättä halua. Puolan ja Ruotsin (SWEPOL) välisellä yhteydellä ei ole CBT-asetuksen edellyttämää komission poikkeuslupaa. Markkinan kehittymisen kannalta vallitsee muna-kana tilanne. Yhteyden omistajat odottavat markkinan kehittymistä, mutta se ei kehity ilman siirtoyhteyden markkinaehtoisen käytön tuomaa joustavuutta. Jos kaapeliyhtiö saa pullonkaulatulot, on todennäköistä, että yhteys tulee implisiittisen huutokaupan piiriin.
RAPORTTI 18(28) 5. Kehityksen suunta ja vaikutukset 5.1. Kansallinen toimivalta ja tavoitteet regulaation haasteena 5.1.1. Siirtoverkon regulaatio Markkinoiden yhdentyessä on syntynyt tarve regulaattoreiden väliselle laajenevalle yhteistyölle. Toiminnan organisoinnissa keskeisin on kysymys toimivallasta. Viranomaisen toimivalta perustuu aina lakeihin ja säädöksiin, jotka tällä hetkellä ovat pääsääntöisesti kansallisia ja sisällöltään vaihtelevia. Toteutuksessa heijastuvat kansalliset lähtökohdat kuten valtion omistama kantaverkko. Myös TSOiden toimiluvat ovat kansallisia. Sähkömarkkinoiden integraatiokehityksessä järjestelmävastaavilla kantaverkkooperaattoreilla on merkittävä rooli. Koska järjestelmävastuu on regulaattoreiden sääntelemä, myös regulaattoreilla on tärkeä asema integraatiokehityksen eteenpäin viemisessä. Regulaattoreiden toimivallan laajentaminen yli kansallisten rajojen on todettu markkinaintegraation edellytykseksi ja sen perusta on EU-tasoisessa lainsäädännössä. Regulaattorit tekevät tällä hetkellä yhteistyötä ERGEGin ja CEERin puitteissa. Päätöksenteko edellyttää kuitenkin yksimielisyyttä, mikä 27 maan unionissa tuo omat haasteensa. Onkin todennäköistä, että kolmannessa sisämarkkinapaketissa esitetään EUtasolla toimivaltaista regulaattoria, jonka toimivalta kuitenkin rajataan koskemaan ylikansallisia asioita kuten rajat ylittävää kauppaa. Toteutuvaan regulaatiomalliin vaikuttaa myös kantaverkkojen omistuksellinen eriyttäminen. Omistuksellisen eriyttämisen vaihtoehtona on esitetty ns. ISO-malli, jossa investointipäätökset ovat osoittautuneet ongelmallisiksi. Investointien turvaamiseksi ISOmalliin liitettäneen tiukka regulaatio. 5.1.2. Paikalliset ohjauskeinot ja integroituvat markkinat Energiapolitiikka kuuluu EU:ssa kansalliseen toimivaltaan. Ympäristötavoitteiden edistämisessä käytetään eri maissa hyvinkin erilaisia keinoja, mistä syntyy haasteita markkinaintegraatiolle. Uusiutuvien energiamuotojen tukijärjestelyt vaihtelevat ja ne on usein suunniteltu suljetulle markkinalle. EU:n päästökauppajärjestelmässä CO2-päästöoikeuksien jakoperiaatteet vaihtelevat eri jäsenmaissa ja energiatuotannon, etenkin sähköntuotannon, asema kansallisissa allokaatioissa on erilainen. Allokaatiolla on merkittävä vaikutus eri tuotantomuotojen kilpailukykyyn yhdentyvällä markkinalla. Päästöoikeusmarkkina on sekä EU-tasoinen että globaali ja sen hinnanmuodostus heijastuu sähkömarkkinoille. Kyseisen markkinan läpinäkyvyys ja päästöoikeuksien alkujaon yhdenmukaisuus ovat tärkeitä yritysten tasapuolisten toimintaedellytysten kannalta. Päästöoikeusmarkkinan läpinäkyvyyden lisääminen, myös julkishallinnon toiminnan osalta, on ensiarvoisen tärkeää. Uusiutuvan energian edistämisen tukimuodot vaihtelevat syöttötariffeista erilaisiin sertifikaattijärjestelmiin ja investointitukiin. Lisäksi tavoitteet ovat kansallisia niin uusiutuvan energian kuin päästökaupan toteutuksenkin osalta. Tämä luo haasteita sähkömarkkinoiden toimivuudelle niiden yhdentyessä. Esimerkiksi tuulivoiman asema Saksassa hankaloittaa siirtoverkon käytön suunnittelua, mikä puolestaan heijastuu markkinaintegraatioon. Markkinoiden kehittämisessä on tällöin luotava toimintatapoja, joilla tuulivoiman tuotannonvaihteluja ja niistä syntyviä poikkeamia voidaan hallita.
RAPORTTI 19(28) Yksi mahdollisuus on laajentaa säätöön käytettävissä olevaa resurssipohjaa luomalla nykyistä laajempia markkina-alueita niin päivänsisäiselle markkinalle (intraday) kuin säätösähkömarkkinalle. Uusiutuvan energian lisäämisen EU-tavoitteet ovat erittäin haastavia ja niiden toteuttaminen vaatii vahvoja keinoja. Onkin mahdollista, että jatkossa RES-tavoitteiden toteuttamiseksi luodut kannusteet ryhtyvät ensisijaisina ohjaamaan uusien tuotantoinvestointien syntymistä nykyisen hintaohjauksen sijaan. Tämä aiheuttaa erityisiä haasteita sähköjärjestelmän kehitykselle ja käytölle. Markkinaintegraation kannalta poliittisten ohjauskeinojen käyttöön tarvitaan lisää läpinäkyvyyttä ja lisäksi ohjauskeinoja on harmonisoitava. Ohjauskeinojen valinnassa on myös tärkeää ottaa huomioon valintojen vaikutukset sähköjärjestelmän ja markkinoiden toimintaan. Sähkön vähittäismyynnin hintasääntely on edelleen käytössä eräissä jäsenmaissa. Hintasääntely sopii huonosti kilpailluille markkinoille. Järjestely vinouttaa markkinoiden toimintaa ja johtaa pahimmillaan markkinahäiriöihin. 5.2. Sähkökaupan kehityssuunnat Markkinaintegraatio yhtenäistää Pohjoisen alueen sähkön hintoja. Suunnitellut siirtoverkon vahvistukset Pohjoismaiden sisällä (mm. Nordelin 5 priorisoitua hanketta) lisäävät nykyisen markkina-alueen yhtenäisyyttä. Suunnitteilla olevat market-coupling hankkeet Keski-Euroopan ja Pohjoismaiden välillä vaikuttavat näiden alueiden hintoja yhtenäistävästi jo lähivuosien aikana. Kuvasta 8 käy ilmi TLC-alueen muodostamisen ja Belgian sähköpörssin Belpexin perustamisen vaikutus hintoihin. Kuva 8 NorNed-kaapelin käyttöönotto lokakuussa 2007 yhtenäistää hintoja Hollannin / koko TLCalueen ja Pohjoismaiden välillä. Arvion mukaan normaalivuonna sähköä virtaa pääsääntöisesti päiväaikaan Hollannin suuntaan ja yöaikaan Norjan suuntaan. Market Coupling Tanska-Saksa tehostaa yhteyksien käyttöä edelleen ja Saksan ja Pohjoismaiden hinnat yhtenäistyvät jonkin verran Nord Poolin KONTEK-hinta-alueen ja EEX:n nykyisistä hintaeroista aiheutuvan epäoptimaalisuuden poistuessa. Tanska-Saksa välisten hankkeiden ennakoidaan toteutuvan vuoden 2008 alkupuolella. Baltic Cable tulee
RAPORTTI 20(28) mahdollisesti myös implisiittisen huutokaupan piiriin. Kuvissa 9 ja 10 on sähköpörssien päivämarkkinan tuntihintoja perjantailta 2.2.2007 ja 1.6.2007. Seuraavaa askel on Saksa-TLC alueen välinen Market Coupling. Sen toteuttaminen useilla yhteyksillä samanaikaisesti vaatii yhtenäisiä aikatauluja ja monia optimointeja. Todennäköisesti Pohjoismaiden, Saksan ja Hollanti-Belgia-Ranskan rajasiirtojen optimointi tehdään samanaikaisesti / yhtenä kokonaisuutena, jolloin siirtoverkon käyttö alueiden välillä saadaan mahdollisimman tehokkaaksi. Kuva 9 Päivämarkkinan tuntihintoja eri sähköpörsseistä ja hinta-alueilta 1.6.2007 80 70 60 /MWh 50 40 30 Nord Pool System Powernext EEX EXAA Gielda Energii 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 tunti
RAPORTTI 21(28) Kuva 10 Päivämarkkinan tuntihintoja eri sähköpörsseistä ja hinta-alueilta 2.2.2007 80 70 60 /MWh 50 40 30 Nord Pool System Powernext EEX EXAA Gielda Energii 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 tunti Pohjoisen alueen integraatiokehitys heijastuu myös lähialueille. Viron suunnassa Estlinkin kapasiteetti vapautuu markkinoiden käyttöön viimeistään vuoden 2013 lopussa. Maasta saattaa tulla oma hinta-alue Nord Pooliin jo tätä ennen. Myös Elbas-kaupan laajentaminen Viroon ja muualle Baltiaan saattaa tulla esille. Puolaan kohdistuu painetta niin EU:n, Saksan kuin Baltian suunnalta. Ainoa yhteys Pohjoismaihin on omistajien operoima SwePol. Se tullee implisiittisen huutokaupan piiriin Puolan sähkömarkkinan kehittyessä. Myös Elbasin laajentuminen Puolaan on mahdollista, mutta Puolan markkinakehityksen aikataulua on vaikea ennakoida. EU:n tavoitteiden mukainen markkinaintegraatio edellyttää myös markkinoiden toimintatapojen yhdenmukaistamista. Markkinaintegraatio tulee asteittain laajenemaan myös päivän sisäisille intraday-markkinoille ja säätösähkömarkkinoille. Viimeksi mainittu kehityskulku auttaa lisääntyvän tuulivoiman integroinnissa mahdollisimman tehokkaasti koko EU:n sähköjärjestelmään. Pohjoismaisessa markkinamallissa spot-markkina on järjestelmävastaaville olennainen työkalu siirtorajoitusten hallinnassa. Markkina-alue on jaettu hinta-alueisiin siirtoverkon keskeisten pullonkaulojen perusteella. Hinta-alueiden välisen siirtokapasiteetin jako tapahtuu spot-markkinoille annettujen tarjousten mukaisesti niin, että lopputuloksena on periaatteessa markkinoiden kannalta kustannustehokkain ratkaisu. Alueiden sisäisten pullonkaulojen "siirto rajoille" voi kuitenkin aiheuttaa epäoptimaalisuutta, joten verkkoyhtiöiden tulisi hoitaa tällaiset tilanteet vastakaupoin. Spot-markkina on näin nähtävissä osana sähkömarkkinoiden infrastruktuuria, jolloin sen luontevia omistajia ovat TSO:t. Pohjoismaisessa mallissa finanssimarkkinan kilpailullinen luonne korostuu eikä sen omistuksella ole markkinoiden toimivuuden kannalta keskeistä merkitystä.
RAPORTTI 22(28) Finanssimarkkinan toimivuuden kannalta keskeistä on luotettava referenssihinta. Päivämarkkinoiden kehitys Keski-Euroopassa näyttää johtavan luotettavan referenssihinnan syntyyn. Tässä yhteydessä on nähtävissä kehityskulku pörssitoiminnan jakamiseksi fyysiseen lyhyen ajan pörssiin (päivä- ja päivän sisäinen markkina) ja finanssipörssiin (pidemmän aikavälin tuotteet). Markkinoiden läpinäkyvyyden lisääminen tukee osaltaan markkinaintegraatiota ja on osa toimintatapojen ja pelisääntöjen yhdenmukaistamista. Yhtenäisellä markkina-alueella tulisi olla yhtenäiset läpinäkyvyysvaatimukset. Erityisen tärkeää tämä on tuotantotietojen julkistamisen osalta. Pohjoismaisen markkina-alueen läpinäkyvyyden on todettu olevan esimerkillinen. Saksan sekä TLC-markkinan suuntaan tapahtuvan markkinaintegraatiokehityksen myötä on tärkeää, että näillä alueilla olisi riittävän yhtenäiset läpinäkyvyysperiaatteet. Saksan osalta vaatimusten harmonisointi tapahtuu miniforum-prosessin myötä (katso 4.4. Siirtorajoitusten hallinnan suuntaviivat). Markkinaintegraation keskeisiä vaikutuksia sähköpörssikaupan kehittymisen ohella ovat siirtokapasiteetin käytön tehostuminen, vesivuosivaihteluiden tuoman hintavaihtelun tasaantuminen, huipputilanteiden tuontimahdollisuuksien tuoma lisääntynyt toimitusvarmuus, kilpailun tehostuminen sekä vuorokautisten hintavaihteluiden lisääntyminen Nord Poolissa. Tällöin Suomen nykyisen ja uuden sähköntuotannon kannattavuus kohentuu vientimahdollisuuksien ja vuositason hintavakauden lisääntyessä sekä perusvoiman että huippu- ja säätövoiman kohdalla. Samalla myös sähkön käytön joustomahdollisuuksien taloudellinen merkitys sähkön hankintakustannusten optimoinnissa lisääntyy. Lisäksi markkinoiden yhdentyminen vähentää epäilyjä, että mikään toimija voisi käyttää mahdollista markkinavoimaa. 5.3. Siirtoverkon kehityssuunnat Pohjoismaissa markkinaintegraatio on viety varsin pitkälle kantaverkkoyhtiöiden Nordelin ja regulaattoreiden NordREGin suositusten pohjalta vapaaehtoisella yhteistyöllä. Eurooppalaisesta näkökulmasta tarkasteltuna tilanne on toinen, sillä Euroopassa siirtoverkon rakentamismahdollisuudet ovat Pohjoismaita rajoitetummat. Keski- Eurooppaa koskevassa tarkastelussa komission sisämarkkinan kehittämistä koskevat tavoitteet korostuvat. Komission tavoitteissa markkinaintegraation kannalta keskeinen kysymys pitkällä tähtäimellä on kantaverkkojen omistuksellinen eriyttäminen ja siihen liittyvät ratkaisut. Lyhyellä tähtäyksellä TSO:iden yhteistyön tiivistyminen rajasiirtojen hallinnoinnin osalta mahdollistaa siirtojen ja tuotannon optimoinnin entistä paremmin jo nykyisellä eurooppalaisella siirtokapasiteetilla. Tarvittavien siirtoverkkoinvestointien toteutuksen ohella käyttö- ja operatiivista toimintaa kehittämällä voidaan edistää markkinakehitystä, jonka tavoitteena on siirtojen ja sähköntuotannon optimointi markkinamekanismin avulla. Saksassa ja Ranskassa keskustelu kantaverkkojen omistuksellisesta eriyttämisestä on kiivasta. Lisäksi Saksassa yksityisomistus on vahvasti turvattu perustuslaissa. Tältä pohjalta vaihtoehtona eriyttämiselle on ehdotettu ns. ISO-mallia, jossa siirtoverkon käyttöä koskevat ratkaisut tekee itsenäinen operaattori. Malli on käytössä Yhdysvalloissa. Sen pohjalta on vaikea synnyttää investointeja, minkä komissio on varsin selvästi tuonut esiin. Toinen esiin tuotu vaihtoehto RIO (regional independent operator) edistää maiden välistä yhteistyötä, mutta sekään ei ratkaise investointikysymystä. Komission näkeekin tavoitetilana TSOiden välisen yhteistyön esimerkiksi RIO-järjestelyn kautta ja omistuksellisen eriyttämisen. Investointien turvaamiseksi ISO-RIO vaihtoehto on todennäköisesti vahvasti säädelty.