JUHA-PEKKA PAUNU SÄHKÖN MARKKINAHINNAN KEHITYS PÄÄSTÖKAUPAN AIKANA

JUHA-PEKKA PAUNU SÄHKÖN MARKKINAHINNAN KEHITYS PÄÄSTÖKAUPAN AIKANA Projektityö Tarkastaja: Sami Repo

II SISÄLLYS 1. Johdanto...1 2. Pohjoismaiset sähkömarkkinat...2 2.1. Pohjoismaiden tuotanto-osuudet...2 2.2. Sähkön Spot-hinnan muodostuminen...3 2.3. Sähköpörssin johdannaiset...5 3. Päästökauppa...7 3.1. Päästökaupan läpileikkaus...7 3.2. Päästöoikeuksien hintaan vaikuttavat tekijät...8 3.3. Päästökaupan vaikutus tuotantokustannuksiin...8 4. Markkinahintojen kehitys...11 4.1. Päästöoikeuden hinnankehitys...11 4.2. Sähkön markkinahinnan kehitys...12 4.3. Johdannaisten hintojen kehitys...14 5. Päätelmiä markkinahintojen kehityksestä...15 5.1. Tutkimusmenetelmät...15 5.2. Tutkimustulokset...15 6. Yhteenveto...19 Lähteet...21

1 1. JOHDANTO Suomen sähkömarkkinat avautuivat myynnin ja tuotannon osalta vuonna 1995. Aluksi avautuminen toteutui vain suurille sähköasiakkaille, mutta vuodesta 1997 kilpailun piirissä ovat olleet kaikki sähkönkuluttajat. Avautumisen myötä uudeksi sähkönhankintatavaksi, kahdenkeskisten kauppojen rinnalle, tuli sähköpörssi Nord Pool. Sähkönsiirto on edelleen säädeltyä monopolitoimintaa. (Energiamarkkinavirasto. 2007a) Vuonna 2003 EU asetti päästökauppadirektiivin, jonka tarkoituksena on hillitä ilmastonmuutosta rajoittamalla hiilidioksidipäästöjä. Suomessa päästökauppalaki asetettiin vuonna 2004 ja päästöoikeuksilla alettiin tehdä kauppaa vuoden 2005 alusta. (Valtion ympäristöhallinto. 2007a) Tämän erikoistyön tarkoituksena on tutkia sähkön markkinahinnan kehitystä päästökaupan ajalta. Tutkittava ajanjakso on 1.1.2005 31.12.2006. Tutkimuksessa selvitään miten sähkön spot-hinta on käyttäytynyt tutkittavan ajanjakson aikana, sekä pohditaan onko päästökauppa vaikuttanut siihen. Tutkimuksessa keskitytään myös sähköpörssin johdannaismarkkinoiden analysointiin. Ensimmäinen kappale on johdanto tutkittavaan aihepiiriin. Toisessa kappaleessa tutustutaan yhteispohjoismaisiin sähkömarkkinoihin sekä sähköpörssi Nord Poolin toimintaan. Seuraavassa kappaleessa selvitetään mitä päästökaupalla oikein tarkoitetaan sekä pohditaan sen vaikutuksia pohjoismaisiin sähkömarkkinoihin. Neljännessä kappaleessa käydään läpi päästöoikeuden, sähkön sekä johdannaisten markkinahintojen kehitys vuosina 2005 2006. Viidennessä kappaleessa tutkitaan miten päästöoikeuksien hinta on vaikuttanut sähkömarkkinoihin, sekä pyritään tekemään havaintoja sähkömarkkinoiden kehittymisestä. Viimeinen kappale on yhteenveto työstä.

2 2. POHJOISMAISET SÄHKÖMARKKINAT Pohjoismaiset sähkömarkkinat muodostavat yhtenäisen kokonaisuuden sekä fyysisesti että taloudellisesta. Fyysisessä mielessä eri maiden verkot ovat linkitetty yhteen. Taloudellisten markkinoiden keskus on sähköpörssi, Nord Pool, jossa voi ostaa ja myydä sähköä sekä käydä kauppaa eri sähkön johdannaisilla. Tässä kappaleessa selvitetään pohjoismaisten markkinoiden rakennetta sekä Nord Poolin toimintaa. 2.1. Pohjoismaiden tuotanto-osuudet Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla suurin sähkön tuotantomuoto on vesivoima, jonka tuotantokapasiteetti on yli puolet koko Pohjoismaiden tuotantokapasiteetista. Vesivoiman tuotanto on keskittynyt pääosin Norjaan sekä Ruotsiin. Toiseksi eniten sähköä tuotetaan fossiilisten polttoaineiden avulla ja kolmantena suurena tuotantomuotona on ydinvoima. Tarkemmat arvot selviävät taulukosta 2.1. Taulukossa 2.2 on eritelty vielä lämpövoiman tuotanto eri tuotantomuodoittain. Pohjoismaissa lämpövoiman tuotanto tapahtuu Fossiilisilla polttoaineilla, biopolttoaineilla ja jätteitä polttamalla. Taulukko 2.1. Sähkön tuotantokapasiteetti Pohjoismaissa 31.12.2005, arvot ovat megawatteina. Tuulivoiman kokonaisteho on melko suuri, mutta tuotetut energiamäärät jäävät pienemmiksi. (Nordel. 2006) Norja Ruotsi Suomi Tanska Nordel vesivoima 28268 16150 3017 10 47445 ydinvoima - 8961 2671-11632 fossiiliset polttoaineet 64 4984 8561 8394 22003 biopolttoaineet 96 2372 2142 853 5463 tuulivoima 281 525 82 3138 4026 muut 84 220 144 282 730 yhteensä 28793 33212 16617 12677 91299 Taulukko 2.2. Lämpövoiman tuotantokapasiteetti Pohjoismaissa megawatteina. Sisältää laitokset, jotka käyttävät fossiilisia polttoaineita, biopolttoaineita sekä jätepolttolaitokset. (Nordel. 2006) Norja Ruotsi Suomi Tanska Nordel lauhde 0 2298 3286 1192 6776 teollisuuden CHP 49 1029 2876 549 4503 kaukolämpö CHP 131 2626 3904 7518 11279 kaasuturbiinit 64 1623 781 270 2738 yhteensä 244 7576 10847 9529 28196

3 Oman tuotannon lisäksi Pohjoismaihin tuodaan sähköä ympäröivistä maista. Sähkötehoa voidaan tuoda yhteensä hieman yli 4000 megawattia. Tehon siirtoa tapahtuu myös toiseen suuntaan ja Nordel-verkosta ulospäin voidaan viedä yhteensä reilu 3000 megawattia. (Nordel. 2006) Eri tuotantomuotojen omistus on keskittynyt pohjoismaissa pääosin muutamille suurille tuottajille. Vuonna 2001 tuotetusta sähköstä Vattenfall tuotti 19 %, Fortum 16 %, Statkraft (nykyisin E.ON) 12 % ja Sydkraft 8 %. Yhteensä nämä neljä suurinta tuottivat 55 % pohjoismaissa tuotetusta sähköstä. Tutkimusten mukaan tuotannon keskittyminen näin voimakkaasti ei ole hyväksi kilpailulle, mutta näyttö suurista hinnan ohjailuista puuttuu. (Nordic competition authorities. 2003) Sähkönsiirtoa eri Pohjoismaiden välillä rajoittaa maiden välisien siirtoyhteyksien kapasiteetit, jotka selviävät taulukosta 2.3. Taulukossa on lisäksi nähtävillä muiden maiden sähkönsiirtoyhteydet Pohjoismaihin. Taulukko 2.3. Sähkön siirtoyhteydet Pohjoismaiden sisällä sekä ulkopuolelle, arvot ovat megawatteina. (Nordel. 2006) Pohjoismaiden sisäiset Pohjoismaiden ulkopuolelle Maa Siirtokapasiteetti Maa Siirtokapasiteetti Norja - Ruotsi Suomi - Norja Suomi - Ruotsi Tanska - Norja Tanska - Ruotsi Ruotsista 3340 Norjasta 100 Ruotsista 2230 Norjasta 1000 Ruotsista 2080 Ruotsiin 3620 Norja - Venäjä Norjaan 100 Ruotsi - Puola Ruotsiin 1830 Ruotsi - Saksa Norjaan 1000 Suomi - Venäjä Ruotsiin 2080 Tanska - Saksa Nordellista 50 Nordellista 600 Nordellista 600 Nordellista - Nordellista 1950 Nordelliin 50 Nordelliin 600 Nordelliin 600 Nordelliin 1560 Nordelliin 1550 Pohjoismaiden ulkopuolisten yhteyksien määrä lisääntyi marras-joulukuussa 2006, kun Suomen ja Viron välille avattiin 350 MW merikaapeliyhteys Estlink. Tämä yhteys ei kuitenkaan ehtinyt vaikuttaa tarkasteluajanjakson hintoihin merkittävästi ja on sen takia jätetty tarkastelujen ulkopuolelle. (Talentum. 2006a) 2.2. Sähkön Spot-hinnan muodostuminen Perustan sähkön hinnalle pohjoismaissa luo Nord Poolin spot-kauppa, jossa seuraavan päivän sähkötoimituksista käydään suljettu huutokauppa. Markkinoiden eri osapuolet tekevät tarjouksen seuraavan päivän jokaisen tunnin ostettavan ja myytävän sähkön määrästä. Tarjousten perusteella muodostetaan kysyntä- ja tarjontakäyrät. Käyrien leikkauspisteestä muodostuu sähkön spot-, eli systeemihinta kyseiselle tunnille. Jos fyysisen sähköntoimituksen esteeksi muodostuu maiden väliset siirtokapasiteettirajat, lasketaan eri maille omat aluehinnat. Nord Poolissa eri aluehintoja noteerataan yhteensä

4 kahdeksan. Suomi ja Ruotsi muodostavat molemmat omat alueensa. Norja sisältää kolme eri aluetta: pohjoisen-, keski-, ja eteläalueen. Tanskasta alueita löytyy kaksi, itäinen ja läntinen alue. Pohjoismaiden lisäksi Pohjois-Saksasta löytyy vielä yksi Nordel-verkkoon yhteydessä oleva alue, Kontek. (Nord Pool. 2007a) Edellä mainittujen maiden välisten siirtokapasiteettirajojen lisäksi sähkön siirtoa Nordelin alueella rajoittaa maiden sisäiset pullonkaulat. Näihin kuuluu Ruotsissa sijaitsevat neljä leikkausta: Pohjois-Ruotsissa, Suomen ja Ruotsin välisen merikaapelin Fennoskanin pohjoispuolella, Gotlannin korkeudella sekä Ruotsin länsirannikolla. Suomesta löytyy yksi leikkaus, joka jakaa Suomen kahtia pohjois-etelä suunnassa. Ruotsissa sijaitsevat pullonkaulat voivat vaikuttaa etenkin Suomen aluehinnan muodostumiseen. (Kara. M. 2005a) Vuoden 2005 aikana Suomen aluehinta oli yhtä suuri kuin systeemihinta 55 prosenttia ajasta. Muutama aikaisempana vuotena Suomen aluehinta oli ollut vain reilut kolmekymmentä prosenttia sama systeemihinnan kanssa. Jo näistä luvuista on helppo päätellä aluehintojen muodostumisen olevan hyvin yleistä. Keskiarvoltaan Suomen aluehinta oli vuoden 2005 aikana euron verran systeemihintaa suurempi. Jos Suomea verrataan Ruotsiin, olivat nämä maat samassa hinta-alueessa jopa 90 prosenttia vuodesta 2005. Suomen ja Ruotsin välillä hintaero on siis harvinaisempi. (Kara. M. 2005a) Sähköä tuotettaessa kustannukset voidaan jakaa sekä kiinteisiin että muuttuviin kustannuksiin. Kiinteät kustannukset liittyvät usein eri voimaloiden pääomakustannuksiin, kun taas muuttuvat kustannukset ovat sidoksissa voimalan käyttämään polttoaineeseen sekä laitoksen hyötysuhteeseen. Vesivoiman tuottajat määrittävät myymänsä energian hinnan veden varastoarvon perusteella. Tämä niin sanottu vesiarvo määritellään varastossa olevasta vesimäärästä, tulevasta odotetusta valumasta vesialtaaseen sekä sähkön hinnan ennusteista. Vesivoiman tuottaja vertaa vesiarvoa sen hetkiseen sähkön markkinahintaan ja tekee sen pohjalta päätöksen kannattaako hänen ajaa voimalaansa vai säästää varastossa olevaa vettä tulevaisuuteen. Usein tuo vertailuhinta riippuu lämpövoiman muuttuvista kustannuksista, koska vesivoima korvataan yleensä juuri lämpövoimalla. (Kara. M. 2005b) Yleisesti ottaen eri voimalaitosten omistajien kannattaa myydä sähköä silloin, kun hinta markkinoilla on suurempi kuin voimalan muuttuvat kustannukset, koska silloin he voivat saada toiminnastaan katetta. Kuvassa 2.1 on selvitetty kuinka sähkön systeemihinta nousee eri tuotantomuotojen tullessa mukaan pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Vaaka-akselilla on eri tuotantotavat jaoteltuina niistä aiheutuvien muuttuvien kustannusten mukaan. Kohtaan missä punainen kysyntä-käyrä leikkaa jonkun tuotantomuodon, muodostuu sähkön systeemihinta kyseiselle tunnille. Sähkön tarpeen lisääntyessä kysyntä-käyrän paikka nousee ja sen leikkauspiste tuotannon kanssa siirtyy muuttuvilta kustannuksiltaan kalliimman tuotantotavan kohdella

5 aiheuttaen sähkön hinnan nousun. Jos kysyntä taas laskee, putoaa käyrän paikka ja sähkön hinta laskee. Pohjoismaissa systeemihinta muodostuu usein hiililauhdevoiman muuttuvien kustannusten tasolle. (Kara. M. 2005b) Kuva 2.1 Periaatekuva sähkön hinnan muodostumisesta viimeisenä tulleen tuotantomuodon mukaan. (Kara. M. 2005b) 2.3. Sähköpörssin johdannaiset Nord Poolissa on mahdollista käydä finanssikauppaa sähkön johdannaisilla, sähkö sertifikaateilla sekä päästöoikeuksilla. Johdannaiskauppaa voidaan käydä termiineillä, optioilla sekä CfD:llä (Contracts for difference) eli ns. hinnanerosopimuksilla, joilla voidaan suojautua sähkön aluehintojen vaihtelua vastaan. Termiinikauppa on jaettu futuureiksi ja forwardeiksi joiden toimintaan perehdytään seuraavaksi. (Nord Pool. 2006) Futuurit ja forwardit antavat mahdollisuuden suojautua sähkön systeemihinnan vaihteluita vastaan. Niitä ostamalla tai myymällä sitoudutaan maksamaan tietyn ajankohdan sähköstä sopimuksessa määrätty hinta, joka sovitaan aina kaupantekohetkellä. Sähkön spot-hintaa käytetään määrittämään futuurin ja forwardin toimitushetkelle referenssihinta, johon kauppahintaa verrataan. Maksu suoritus tapahtuu kuvan 2.2 mukaan. Esimerkkinä tietyn ajan futuuria on ostettu hintanoteerauksen ollessa 20 /MWh. Kun ajanjaksolla spot-hinta ylittää kyseisen hinnan, futuurin myyjä joutuu maksamaan erotuksen suuruisen summan ostajalle. Kun taas futuurin hinta on suurempi kuin spot-hinta, joutuu ostaja maksamaan myyjälle erotuksen verran. (Nord Pool. 2006)

6 Kuva 2.2. Periaatekuva kuinka maksaja futuuri ja forward kaupoissa määräytyy. (Nord Pool. 2006) Futuurit ja forwardit eroavat toisistaan toimitusajan pituudessa. Futuureilla voi käydä kauppaa päiväsopimuksina joiden tunnus Nord Poolissa on ENODxxxx-xx, sekä viikkosopimuksina joiden tunnus on ENOWxx-xx. Forwardien toimitusajat ovat futuureita pidemmät. Niillä kaupankäynti tapahtuu kuukausituotteina tunnuksella ENOMmmm-yy, kvartaalituotteina tunnuksella ENOQx-yy ja vuosituotteina tunnuksella ENOYR-yy. Lisäksi keskeinen ero futuurin ja forwardin välillä on vakuuksien asettaminen. Futuuri-positiolle päivittäin laskettu vakuusvaade hoidetaan käteistilityksin mark-to-market periaatteella, kun puolestaan forward-positiolle riittää kaupankäyntiperiodilla asetetut vakuudet kuten pankkitakaus. Toimituksen aikana molemmilla tuoteryhmillä selvityksessä käytetään käteistilityksiä. (Nord Pool. 2006.)

7 3. PÄÄSTÖKAUPPA Vuonna 1997 hyväksyttiin ns. Kioton pöytäkirja, jonka tarkoituksena oli täsmentää aikaisemmin tehtyä ilmastosopimusta. Pöytäkirjan tarkoituksena oli määrittää teollisuusmaille sitovat kasvihuonekaasujen vähennysvelvoitteet vuosiksi 2008 2012. EU:n jäsenvaltiot ovat sitoutuneet noudattamaan pöytäkirjan tavoitteita ja päästöjen rajoitus EU:n alueella on aloitettu jo vuonna 2005. Päästöjen rajoituksen seurauksena on syntynyt päästökauppa, jonka tarkoituksena on päästöjen vähennys kustannustehokkaasti. EU:n päästökauppa koskee tällä hetkellä vain hiilidioksidipäästöjä. Tässä kappaleessa keskitytään tutkimaan päästökaupan vaikutuksia sähkön markkinahintaan. (Energiamarkkinavirasto. 2007b) 3.1. Päästökaupan läpileikkaus Vuoden 2005 alusta kaikki yli 20 MW:n polttolaitokset sekä niiden kanssa samaan kaukolämpöverkkoon liitettyjen polttolaitosten ja muutamien teollisten laitosten, on täytynyt hankkia päästölupa. Suomessa luvat jakaa energiamarkkinavirasto. Päästöoikeuksien määristä päättää Euroopan komissio maiden tekemien ehdotusten perusteella. Muutamia poikkeuksia lukuun ottamatta päästöoikeudet päästökaupan ensimmäiselle kaudelle 2005 2007 on annettu ilmaiseksi. Mahdollisuus päästöoikeuksien liikuteltavuuteen laitoksilta ja mailta toisille mahdollistaa päästökaupan. Kun päästöoikeuksia myönnetään eri laitoksille rajoitettu määrä, saattaa oikeuksista muodostua pulaa ja sitä kautta kysyntää. Koska oikeuksia on mahdollista myydä, muodostuu päästöoikeudelle hinta, joka vastaa sen hetkistä päästöoikeuksien tarvetta Euroopassa. (Energiamarkkinavirasto. 2007b) Päästökauppa ei ole ainoa mekanismi, jolla Kioton pöytäkirjan ratifioinut osapuoli voi kasvattaa päästömääräänsä. Muita mekanismeja on kaksi: yhteistoteutus ja puhtaan kehityksen mekanismi. Yhteistoteutuksessa teollisuusmaa rahoittaa toiseen teollisuusmaahan kohdistuvaa päästöjen rajoitusinvestointia ja saa tämän seurauksena vapautuneet päästövähennykset käyttöönsä. Puhtaan kehityksen mekanismi on yhteistoteutuksen kanssa samanlainen, mutta päästöjen rajoitusinvestointi kohdistuu tässä tapauksessa kehitysmaahan. (Valtion ympäristöhallinto. 2007b) Päästökaupan ansiosta sähkön tuotantolaitoksille, jotka ei tarvitse päästöoikeuksia, syntyy mahdollisuus kasvattaa voittojaan. Kun päästöoikeuden hinta lisätään fossiilisia polttoaineita käyttävän laitoksen muuttuviin kustannuksiin, nousee laitoksen tuottaman sähkön hinta. Samalla nousee myös sähkön markkinahinta. Fossiilisia polttoaineita

8 käyttämättömillä laitoksilla muuttuvat kustannukset pysyvät ennallaan, koska päästöoikeuksia ei tarvitse hankkia, ja markkinasähkön hinnan nousu mahdollistaa lisävoiton saamisen ilman suurempaa omaa toimintaa. Kyseisiä voittoja kutsutaan Windfall-voitoiksi. (Kara M. 2005b) Nord Pool aloitti päästökaupan helmikuussa 2005. Päästökauppaa voi Nord Poolin kautta tehdä sekä spot- että forward-kauppana. Tällä hetkellä päästöoikeuksia voi ostaa vuoteen 2012 asti, eli koko Kioton sopimuksen vaikutusajalle. Päästökauppaa käydään tuhannen tonnin suuruisissa hiilidioksidimäärissä. (Nord Pool. 2006.) 3.2. Päästöoikeuksien hintaan vaikuttavat tekijät Päästöoikeuden hinta määräytyy kansainvälisten markkinoiden mukaan. Vuosien 2005 2007 aikana päästökauppaa käydään vain EU:n sisällä, mutta Kioton seuraavalle kaudelle 2008 2012 saattaa muitakin alueita liittyy sen piiriin. Suurimpia poliittisia paineita päästökauppaan osallistumiseen on kasattu Kiinan ja Yhdysvaltojen harteille. (Kara M. 2005a) Päästöoikeuden hinta määräytyy kysynnän ja tarjonnan suhteesta. Suurimpana vaikuttajana hintaan on EU:n poliittinen päätöksenteko, etenkin kansalliset päästöoikeuksien jakosuunnitelmat sekä niiden muutokset. Muita päästöoikeuden hintaan vaikuttavia tekijöitä ovat: teollisuuden CO 2 päästöt, talouden kasvu, kaasun ja hiilen hintasuhde, öljyn hinta, ulkolämpötila, sateisuus ja tuulisuus sekä markkinaspekulaatio. Tulevaisuudessa merkittäviksi päästöoikeuden hintaan vaikuttaviksi tekijöiksi muodostuvat hiili-kaasusubstituutio sekä puhtaan kehityksen mekanismista teollisuusmaille vapautuvat päästömäärät. Hiili-kaasusubstituutiolla tarkoitetaan hiilen kulutuksen korvaamista maakaasulla. Tämä on mahdollista joissakin hiiltä käyttävissä voimalaitoksissa ja tulee kannattavaksi päästöoikeuden hinnan noustessa tarpeeksi korkeaksi. Pohjoismaisilla markkinoilla merkittävin tekijä päästökaupassa on sateisuus ja sitä kautta vesivarastot. Päästöoikeuden hinta määritetään kuitenkin koko Euroopan tasolla, ja Pohjoismaiden vaikutus näin suurella markkina-alueella on vähäinen, muttei kuitenkaan olematon. (Kara. M. 2005a) 3.3. Päästökaupan vaikutus tuotantokustannuksiin Vaikka suurin osa päästöoikeuksista on jaettu ilmaiseksi, päästökaupan voidaan katsoa vaikuttavan eri voimalaitoksien tuotantokustannuksiin nostamalla polttoaineen hintaa. Tämä johtuu siitä, että käytettäessä tiettyä polttoainetta, aiheutuu hiilidioksidipäästöjä ja kuluu päästöoikeuksia. Jos päästöoikeudet myytäisiin markkinoilla, saataisiin voittoa. Näin pääteltynä menetetty voitto voidaan lisätä polttoaineen kustannuksiin. Eri polttoaineet aiheuttavat eri määrän päästöjä, ja taulukossa 3.1 on selvitetty kuinka

9 paljon enemmän maksaa yhden MWh:n tuottaminen eri polttoaineilla eri päästöoikeuden hinnoilla. (Kara 2005b) Taulukko 3.1. Päästöoikeuden aiheuttama lisäkustannus eri polttoaineille tuotettaessa yksi MWh sähköä. (Kara 2005a) Päästöoikeuden hinnan vaikutus polttoaineen hintaan Päästöoikeuden hinta 5 / t 10 / t 15 / t 20 / t Polttoaine Kivihiili 1,7 3,3 5 6,7 Maakaasu 1 2 3 4 Raskas öljy 1,4 2,8 4,1 5,5 Kevyt öljy 1,3 2,6 4 5,3 Turve 1,9 3,8 5,7 7,6 Puu 0 0 0 0 Kuten taulukosta 3.1 voi havaita, päästöoikeus arvottaa uudelleen eri polttoaineita. Tämä johtuu luonnollisesti siitä, että yhden MWh:n tuottaminen vaatii eri määrän eri polttoaineita sekä siitä, että eri polttoaineilla on erilaiset hiilidioksidipäästöt. Päästöoikeus saattaa myös muuttaa eri voimalaitosten ajojärjestystä pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Taulukossa 3.2 on esillä tyypilliset muuttuvat kustannukset eri voimalaitostyypeille. Kuvaajasta 3.1 löytyy samat arvot hiukan eritavalla havainnollistettuna. Kustannukset ovat suuntaa antavia ja niihin suurta epävarmuutta luo mm. vaihtelevat polttoaineiden hinnat. Taulukosta on nähtävissä turpeen kustannusten kova nousu, jos päästöoikeuksien hinnat ovat korkealla. Toisaalta tarkemmassa tarkastelussa olisi turpeen kohdalla huomioitava sille Suomessa maksettavat tuet. (Kara 2005b) Taulukko 3.2. Päästöoikeuden aiheuttama lisäkustannus muuttuviin kustannuksiin eri voimalaitostyypeillä tuotettaessa yksi MWh sähköä. (Kara 2005b) Tyypillinen Päästöoikeuden hinta muuttuva kustannus 5 / t 10 / t 15 / t 20 / t Laitostyyppi /MWh Päästöoikeuden lisäys muuttuviin kustannuksiin Lahdutussähkö Kivihiililauhde 20,0 24,8 29,5 34,3 39,1 Maakaasulauhde 28,0 30,0 32,0 34,0 36,0 Öljylauhde 44,7 48,4 52,0 55,6 59,3 Kaasuturbiinisähkö 125,0 131,6 138,2 144,8 151,4 Turvelauhde 17,1 22,5 27,9 33,3 38,7 Puulahde 28,6 28,6 28,6 28,6 28,6 CHP-sähkö Kivihiilivastapaine 8,4 10,4 12,5 14,5 16,5 Maakaasukombi 16,3 17,4 18,6 19,8 21,0 Öljyvastapaine 20,2 21,9 23,5 25,2 26,8 Turvevastapaine 7,5 9,9 12,2 14,6 16,9 Puuvastapaine 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5

10 60,0 50,0 Päästöoike uden hinta 20 / t / MWh 40,0 30,0 20,0 Päästöoike uden hinta 15 / t Päästöoike uden hinta 10 / t 10,0 0,0 Kivihiililauhde Maakaasulauhde Öljylauhde Kaasuturbiinisähkö Turvelauhde Puulahde CHP-sähkö Kivihiilivastapaine Maakaasukombi Öljyvastapaine Turvevastapaine Puuvastapaine Päästöoike uden hinta 5 / t Tyypillinen muuttuva kustannus /MWh Kuvaaja 3.1. Päästöoikeuden aiheuttama lisäkustannus muuttuviin kustannuksiin eri voimalaitostyypeillä tuotettaessa yksi MWh sähköä. Kaasuturbiinin kustannukset on luettavissa taulukosta 3.2. (Kara 2005b)

11 4. MARKKINAHINTOJEN KEHITYS Tässä kappaleessa tutkitaan päästöoikeuden sekä sähkön markkinahintojen kehitystä tutkimusajanjakson aikana. Tutkimuksessa pyritään löytämään erilaisille hinnan muutoksille järkeviä syitä. 4.1. Päästöoikeuden hinnankehitys Tarkasteluajanjakson aikana päästöoikeuden hinta on vaihdellut 5 ja 32 välillä. Tarkempi hinnan heilahtelu näkyy kuvaajasta 4.1. Päästöoikeus EUADEC-07 35 30 25 20 15 10 5 0 11.2.2005 11.3.2005 11.4.2005 11.5.2005 11.6.2005 11.7.2005 11.8.2005 11.9.2005 11.10.2005 11.11.2005 11.12.2005 11.1.2006 11.2.2006 11.3.2006 11.4.2006 11.5.2006 11.6.2006 11.7.2006 11.8.2006 11.9.2006 11.10.2006 11.11.2006 11.12.2006 Kuvaaja 4.1. Päästöoikeuden hinnan vaihtelu Nord Poolissa 11.2.2005 31.12.2006. (Nord Pool. 2007b) Kuten kuvaajasta 4.1 nähdään, päästöoikeuden hinta lähti 2005 helmikuun alusta heti jyrkkään nousuun. Tähän suurimpina syinä olivat EU:n määräämät leikkaukset Tshekin, Puolan, Italian ja Ison-Britannian alkuperäisiin päästömääriin, sekä nousseet öljyn ja maakaasun hinnat. Yhdeksi syyksi on myös arvioitu Euroopan kylmää kevättä. Heinäkuussa 2005 saavutetun huipun jälkeen päästöoikeuksien hinta laski hiukan laskeneen maakaasun hinnan mukana. Tämän jälkeen pysyttiin pitkään 20 25

12 välisellä alueella. Uusi nousu päästöoikeuden hinnassa tapahtui talvella 2006. Syynä olivat jälleen nousseet polttoaineiden hinnat sekä viileä sää. (Kara M. 2005b) 27.4.2006 tapahtui päästöoikeuksien hinnassa huima romahdus, joka sai hätäisimmät jopa epäilemään koko kauppajärjestelmän toimivuutta. Romahduksen syy oli yksinkertainen. Euroopan maille selvisi, että heidän päästönsä edelliseltä vuodelta jäivät odotettua pienemmiksi. Esimerkiksi Suomelta jäi vuodelta 2005 käyttämättä 11,7 miljoonaa tonnia päästöoikeuksia. Yhteensä EU:n alueella oli 140 miljoonaa tonnia ylimääräisiä päästöoikeuksia. Koska oikeuksia ei pystytä siirtämään Kioton kaudelle vuosiksi 2008 2012, on luonnollista että syntynyt ylitarjonta laski päästöoikeuksien hintaa merkittävästi. Vuoden 2006 lopulla laskeva trendi on jatkunut mm. lauhan talven johdosta. (Talentum 2006b, Energiamarkkinavirasto 2006) 4.2. Sähkön markkinahinnan kehitys Vuosien 2005 2006 aikana sähkön spot-hinta Nord Poolissa käyttäytyi kuvaajan 4.2. mukaisesti. Vuoden 2005 aikana hinnan heilahtelut olivat melko vähäisiä vuoteen 2006 verrattuna. Kuvaajassa 4.3 nähdään Norjan sekä Ruotsin vesivarastojen kehitys vuosien 2005 ja 2006 aikana. Vertaamalla kuvaajia 4.2 ja 4.3 voidaan tehdä johtopäätöksiä vesivarastojen vaikutuksesta pohjoismaisiin sähkömarkkinoihin. Vuoden 2005 aikana vesivarastojen täyttöaste oli pohjoismaissa melko hyvä verrattuna kyseisen hetken keskiarvoon. Sähkön spot-hinta pysyi myös melko vakaana pysytellen arvon 30 / MWh tuntumassa. Ainoastaan 2005 kesällä vesialtaiden täyttöaste laski selkeästi keskiarvojen alle. Sähkön hintaan tällä ei kuitenkaan ollut merkittävää vaikutusta. Tähän todennäköisin syy on sähkön kulutuksen luonnollinen lasku pohjoismaissa kesän aikana, kun taloja ei tarvitse lämmittää eikä teollisuus käy täydellä teholla. Vuoden 2006 alusta sähkön markkinahinta lähti nousuun, jota ei pysty selittämään vesivarastojen vaihtelulla. Selitys löytyy tällä kertaa lumivaraston tilanteesta, joka oli alle keskiarvon. Toinen selitys löytyy päästökaupasta. Heikot lumivarastot aiheuttivat paineita lisätä lämpövoiman tuotantoa, ja koska päästöoikeuksien hinta oli nousussa samaan aikaan, heijastui nouseva trendi myös sähkön hintaan. Sähkön markkinahinta kävi pohjalukemissaan vapun tienoilla 2006. Tähän ainoa selitys on samaan aikaan tapahtunut romahdus päästöoikeuksien hinnassa. Vapun jälkeen kesän aikana vesialtaiden täyttöasteet heikkenivät huomattavasti ja tämä aiheutti välittömän nousun sähkön spot-hintaan. Tulevaa talvea ajatellen tilanne näytti hankalalta. Sähkön hinta saavutti huippunsa 28.8.2006 ollen silloin 80 / MWh. Tämän jälkeen hyvin sateinen syksy sekä lauha alku talvi alkoivat vaikuttaa. Vesialtaiden täyttöasteet lähestyivät keskiarvojaan, ja sähkön hinta putosi samaa tahtia. Vuoden 2006 lopulla oltiin jo lähes keskiarvossa, ja lauhan talven ansiosta sähkön hinta oli pudonnut 30 / MWh.

13 Spot-hinta systeemi 2005-2006 90 80 70 60 / MWh 50 40 30 20 10 0 1.1.2005 1.5.2005 1.9.2005 1.1.2006 1.5.2006 1.9.2006 Kuvaaja 4.2. Nord Poolin sähkön spot-hinnan kehitys vuosina 2005 2006. (Nord Pool. 2007b) Kuvaaja 4.3. Pohjoismaisten vesivarastojen kehitys Norjan ja Ruotsin osalta vuosina 2005 2006. Vesivarastoissa olevaa energia-arvoa on verrattu kyseisen vuoden ajan keskimääräiseen energia arvoon laskemalla näiden erotus. Kun käyrä on nollan yläpuolella, on vesivarastoissa enemmän energiaa kuin kyseiseen aikaan keskiarvoisesti ja päinvastoin. (Nord Pool. 2007b)

14 4.3. Johdannaisten hintojen kehitys Johdannaisten forward-vuosituotteiden hintojen kehitys näkyy kuvaajasta 4.4. Verrattuna sähkön systeemihintaan on forwardien hinta käyttäytynyt melko samansuuntaisesti. Vesivarastojen tasainen täyttöaste vuoden 2005 aikana piti myös forward hinnat melko vakaina, lukuun ottamatta alkuvuodesta tapahtunutta pientä nousua. Vesivarastojen heikosta täyttöasteesta johtunut sähkön systeemihinnan nousu vuoden 2006 lopulla näkyy myös forwardin hinnan nousuna. 70,00 Forward 06 & Forward 07 60,00 50,00 / MWh 40,00 30,00 ENOYR-06 ENOYR-07 20,00 10,00 0,00 3.1.2005 3.3.2005 3.5.2005 3.7.2005 3.9.2005 3.11.2005 3.1.2006 3.3.2006 3.5.2006 3.7.2006 3.9.2006 3.11.2006 Kuvaaja 4.4. Forward hintojen kehitys tarkasteluajanjakson aikana. (Nord Pool. 2007b)

15 5. PÄÄTELMIÄ MARKKINAHINTOJEN KEHITYKSESTÄ 5.1. Tutkimusmenetelmät Tässä kappaleessa tutkitaan johdannaismarkkinoiden hinnan kehitystä tarkemmin sekä pohditaan, kuinka hyvin vuosituotteiden forward hinnat ovat osuneet toteutuneisiin systeemi hintoihin verrattuna. Ensiksi vertaillaan vuoden 2005 ajalta päästöoikeuden hintaa vuodelle 2006 (EUADEC-06) sekä seuraavan vuoden forward hintaa (ENOYR- 06). Vertailuihin liitetään vuoden 2005 vesitilanne pohjoismaissa ja yritetään selvittää eri kurssien kehitystä. Seuraavaksi poimitaan toteutunut sähkön spot-hinnan keskiarvon vuodelta 2006 ja pohditaan kuinka hyvin se on osunut yksiin kyseisen vuoden forwardin kanssa. Vuoden 2006 osalta toistetaan sama tutkimus päästöoikeuden hinnan sekä seuraavan vuoden forward hinnan yhteyksistä vesitilanteeseen. (Väliaho Antti, 2007) Edellä mainitun lisäksi lasketaan päästöoikeuden ja forward hintojen väliset korrelaatiokertoimet taulukkolaskentaohjelmaa apuna käyttäen. Tällä pystytään määrittämään, kuinka paljoa yhteisvaihtelua hintojen välillä on, eli kuinka paljon toinen vaikuttaa toiseen. Korrelaatiokertoimen ollessa lähellä 1 tai -1 on hintojen välillä nähtävissä lineaarista riippuvuutta. Jos taas ollaan lähellä nollaa, riippuvuutta ei havaita. Korrelaation laskeminen taulukkolaskentaohjelmassa tapahtuu kaavan 5.1. mukaan. r = 1 n n i= 1 ( x µ )( y i x x nσ σ n on lukuparien x i, y i µ ) y (5.1) yi lukumäärä, σ x, µ y ovat muuttujien x ja y keskiarvot. σ y ovat muuttujien x ja y keskihajonnat ja µ x, 5.2. Tutkimustulokset Päästöoikeuden hinnan suoria vaikutuksia sähkön systeemihintaan oli vaikea tulkita kuvaajista, lukuun ottamatta vapun 2006 aikana tapahtunutta nopeaa hinnan laskua. Sen sijaan verrattaessa vuoden 2005 ajalta päästöoikeuden hintaa seuraavan vuoden sähkön vuosituotteen 2006 forwardin hintaan, nähdään selvä yhteys. Hintojen vertailu löytyy kuvaajasta 5.1.

16 Päästöoikeuden hinnan heilahtelut ovat vaikuttaneet hyvin voimakkaasti seuraavan vuoden forwardin hintaan. Kuten aikaisemmin tuli todettua, pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla sähkön systeemihinta muodostuu usein hiililauhteen muuttuvien kustannusten suuruisiksi. Hiililauhteen muuttuviin kustannuksiin taas viimeisenä vaikuttaa päästöoikeuden hinta. Päästöoikeuden hinnan muutokset vaikuttavat näin sähkön lopulliseen hintaan, ja koska vuosi forward on paras ennuste tulevan vuoden sähkön systeemihinnan keskiarvosta, päätyy forward vuosituote seuraamaan päästöoikeuden hintaa. Tämä voimakas hintojen riippuvuus toisistaan näkyy myös korrelaatiokertoimessa. ENOYR-06 ja EUAEC-06 välinen korrelaatiokerroin on 0,95. Päästöoikeus 06 ja Forward 06 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 ENOYR-06 EUADEC-06 15,00 10,00 5,00 0,00 11.2.2005 11.3.2005 11.4.2005 11.5.2005 11.6.2005 11.7.2005 11.8.2005 11.9.2005 11.10.2005 11.11.2005 11.12.2005 Kuvaaja 5.1. ENOYR-06 ja EUADEC-06 hintojen kuvaajat vuoden 2005 ajalta. (Nord Pool. 2007b) Lisää päätelmiä voidaan tehdä vesitilanteen avulla. Kuten aikaisemmin on tullut ilmi, pohjoismainen sähkön hinta on hyvin riippuvainen vesitilanteesta. Ydinvoima käy käytännössä koko ajan täydellä teholla, joten vesitilanteesta riippuu paljon se, kuinka paljon hiilidioksidipäästöjä aiheuttavia voimaloita käytetään. Koska sään ennustaminen ei vielä onnistu muutamaa viikkoa pidemmälle, on tulevia sateita hyvin vaikea arvioida ja sähkön tulevaa hintaa joudutaan pohtimaan kyseisen hetken vesitilanteeseen verraten. Vesitilanteen tulevaisuutta ei siis tiedetä, muuta päästöoikeuden hinta tiedetään. Tätä kautta on melko luonnollista ajatella päästöoikeuden hinnan hyvin voimakas vaikutus forwardin hintaan. Viimeisen huomion voi tehdä koko vuoden pysytelleen tasaisen vesitilanteen avulla. Kun katsotaan forwardin ja päästöoikeuden hintojen väliä, huomataan sen pysyvän melko vakiona ja tämän uskoisin johtuvan juuri tasaisesta vesitilanteesta.

17 Vuoden 2006 osalta vesitilanne oli hiukan toinen. Kuvaajasta 5.2 voidaan havaita, että forward 07 noudattelee jälleen melko hyvin päästöoikeuden hinnan vaihteluita. Päästöoikeuksien romahduksen jälkeen voi kuitenkin huomata, että forwardin hinta nousee, vaikka päästöoikeus pysyy alhaalla. Aiemmin esitetystä kuvaajasta 4.3 nähtiin, kuinka vesitilanne pohjoismaissa oli kesällä sekä alku syksystä melko huono. Tämä tilanne näkyy nyt selvästi forwardin ja päästöoikeuden hinnan eron kasvuna. Kun loppu vuotta kohti tilanne vesivarastoissa parani, kääntyi forward hintakin jälleen laskuun. Korrelaatiokertoimeksi ENOYR-07 ja EUADEC-07 välille saadaan koko vuoden 2006 osalta -0,068, eli tässä valossa hinnat eivät näytä seuraavan toisiaan kovinkaan paljon. Toisaalta vuonna 2007 tapahtui nopea pudotus päästöoikeuden hinnassa ja tämä aiheuttaa vääristymää myös korrelaatiokertoimeen. Kun tarkastellaan vuotta kahdessa osassa, ensin ennen pudotusta ja seuraavaksi pudotuksen jälkeen, saadaan vertailukelpoisempia lukuja. Alku vuoden osalta korrelaatiokertoimeksi saadaan 0,81 ja loppu vuoden osalta 0,54. Tämänkin perusteella voidaan todeta, että alku vuodesta hinnat seurasivat toisiaan melko tarkasti, mutta loppu vuodesta vähemmän tarkasti, eli vesivarastot ohjailivat forward 07 hintaa syksyn ja alku talven aikana. Forward 07 ja Päästöoikeus 07 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 ENOYR-07 EUADEC-07 20,00 10,00 0,00 2.1.2006 2.2.2006 2.3.2006 2.4.2006 2.5.2006 2.6.2006 2.7.2006 2.8.2006 2.9.2006 2.10.2006 2.11.2006 2.12.2006 Kuvaaja 5.2. ENOYR-07 ja EUADEC-07 hintojen noteeraukset vuoden 2006 ajalta. (Nord Pool. 2007b) Seuraavaksi perehdytään siihen, kuinka lähelle forward hinnat vastasivat toteutuneita systeemihintojen vuoden keskiarvoja. Vuoden 2005 osalta systeemihinnan keskiarvo oli 29,33 / MWh. Forward 05 noteerattiin vuoden 2004 lopussa noin 26 / MWh hintaan. Koska vesitilanne oli koko vuoden 2005 lähellä keskiarvoja, ei eroa voida ainakaan sillä selittää. Yhtenä mahdollisena tekijänä on päästöoikeuden hinta, jonka arvioitiin

18 asettuvan 5-7 euron tietämiin. Hinta nousi kuitenkin tätä korkeammaksi ja saattoi aiheuttaa sähkön systeemihinnan keskiarvon nousun odotettua korkeammaksi. Kolmen euron eroa ei kuitenkaan voida pitää kovin suurena, joten systeemihinnan keskiarvon voidaan katsoa olleen lähellä ennakoitua. (Nord Pool Spot AS. 2007) Sen sijaan vuoden 2006 osalta vuoden systeemihinnan keskiarvo oli 48,59 / MWh. Vuoden 2005 lopulla forward 06 hinta oli 37 / MWh tasolla. Markkinoiden ennusteet menivät siis melko pahasti pieleen. Tähän suurin syy löytyy jälleen vesitilanteesta. Loppuvuodesta 2006 tapahtunut vesitilanteesta johtunut sähkön systeemihinnan nousu oli niin suuri ja mahdoton ennustaa, että sen johdosta forward 06 oli hyvin halpa toteutuneeseen systeemihinnan keskiarvoon verrattuna. (Nord Pool Spot AS. 2007)