POHJOISMAISET SÄHKÖMARKKINAT. ATS syysseminaari ja 40 vuotisjuhlat 13.10.2006 Toimialajohtaja, professori Mikko Kara

POHJOISMAISET SÄHKÖMARKKINAT ATS syysseminaari ja 40 vuotisjuhlat 13.10.2006 Toimialajohtaja, professori Mikko Kara

POHJOISMAINEN SÄHKÖMARKKINA EDELLÄKÄVIJÄNÄ

3 SÄHKÖPÖRSSI OHJAA TEHOKKAASTI VOIMALAITOSTEN KÄYTTÖÄ LYHYELLÄ AIKAVÄLILLÄ Pörssin suurin ongelma tuotannon keskittyneisyys t Keskittyneillä markkinoilla suuret toimijat voivat vaikuttaa spothintaan. t Neljän suurimman yhtiön osuus sähkön tuotannosta yli puolet. t Samoilla yhtiöillä paljon päästötöntä vesi ja ydinvoimaa. t Muissa eurooppalaisissa sähköpörsseissä tuotanto vielä keskittyneempää, esimerkiksi Ranskassa EdF hallitsee markkinoita ja vain noin 4 % sähköstä kulkee pörssin kautta. Fortum 14 % E.ON Muut 9 % 43 % Statkraft 9 % Helsingin Energia Vattenfall 2 % 23 % Sähkön tuotanto Nordel alueella 2004

4 VAPAAT SÄHKÖMARKKINAT OVAT HYÖDYTTÄNEET ASIAKKAITA Pörssihinta nousi äkillisesti 2002/2003 vesitilanteen huonontuessa Uusi valvontamalli 135 100 = vuoden 1997 alun hintataso 130 Keskisuuri teollisuus 125 120 115 110 105 100 95 Kotitaloudet 90 85 80 75 70 1/1997 4/1997 7/1997 10/1997 1/1998 4/1998 7/1998 10/1998 1/1999 4/1999 7/1999 10/1999 1/2000 4/2000 7/2000 10/2000 1/2001 4/2001 7/2001 10/2001 1/2002 4/2002 7/2002 10/2002 1/2003 4/2003 7/2003 10/2003 1/2004 4/2004 7/2004 10/2004 1/2005 4/2005 7/2005 10/2005 1/2006 4/2006 110 100 = vuoden 1997 alun hintataso 105 Keskisuuri teollisuus 100 95 90 Kotitaloudet 85 80 1/1997 4/1997 7/1997 10/1997 1/1998 4/1998 7/1998 10/1998 1/1999 4/1999 7/1999 10/1999 1/2000 4/2000 7/2000 10/2000 1/2001 4/2001 7/2001 10/2001 1/2002 4/2002 7/2002 10/2002 1/2003 4/2003 7/2003 10/2003 1/2004 4/2004 7/2004 10/2004 1/2005 4/2005 7/2005 10/2005 1/2006 4/2006 Sähköenergian hinnan reaalinen kehitys (suhteutettu kuluttajahintaindeksiin) Verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys (suhteutettu kuluttajahintaindeksiin) Sähköenergian hinta laski markkinoiden vapauttamisen jälkeen: hyvät vesivuodet ja kilpailu asiakkaista Siirtohinnat nousivat markkinoiden vapauttamisen jälkeen Kuvat: Energiamarkkinavirasto

PÄÄSTÖOIKEUSMARKKINAT JA PÄÄSTÖKAUPAN VAIKUTUS SÄHKÖN HINTAAN

6 VESITILANNE VAIKUTTAA EDELLEEN ENITEN POHJOISMAISEEN SÄHKÖN HINTAAN Päästökauppa on nostanut hintatasoa 120 100 100 80 /MWh 80 60 EU:n päästökauppa alkaa 60 40 TWh 40 20 20 0 0 1.1.1999 1.1.2000 1.1.2001 1.1.2002 1.1.2003 1.1.2004 1.1.2005 1.1.2006 20 Systeemihinta Neg. hydrobalanssi

7 POLIITTISET PÄÄTÖKSET, POLTTOAINEIDEN HINNAT JA SÄÄ VAIKUTTAVAT PÄÄSTÖOIKEUKSIEN HINTAAN Kuva: Point Carbon

8 PÄÄSTÖOIKEUDEN HINTA VAIKUTTAA VOIMAKKAASTI SÄHKÖFUTUUREIDEN HINTAAN 60 60 50 50 40 40 Sähkö /MWh 30 30 Päästöoikeus /t 20 20 10 10 0 0 11.2.2005 11.5.2005 11.8.2005 11.11.2005 11.2.2006 11.5.2006 11.8.2006 Sähkö forward 06 Sähkö forward 07 Päästöoikeus 06 Päästöoikeus 07

SÄHKÖMARKKINOIDEN SUURIMPANA HAASTEENA UUDET INVESTOINNIT

10 POHJOISMAISET SÄHKÖMARKKINAT TULOSSA INVESTOINTIVAIHEESEEN Suomen oma tuotantokapasiteetti ei enää ylitä huipputehon tarvetta t Huipputehon tarve ja sähkön käyttö kasvavat kapasiteettia nopeammin. t Etenkin Suomi voimakkaasti riippuvainen tuontisähköstä. Vuonna 2005 Suomen sähkönhankinnasta noin 20 % tuotiin tuonnista 2/3 Venäjältä. t Vapailta markkinoilta on OL3 lisäksi tullut niukasti investointeja. Erityisesti huippuvoimakapasiteetti tiukilla. t Hitaan reservikapasiteetin ylläpitoon suunnitteilla kansallinen järjestelmä, tähdätään yhteispohjoismaiseen ratkaisuun. MW 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2004 2005 2006 2007 2006 2008 Tuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella Sähkön tuontikapasiteetti Suomeen Sähkönkulutuksen maksimi tuntiteho

11 INVESTOINTEJA HIDASTAA EPÄVARMUUS HINNOISTA JA POLIITTISISTA PÄÄTÖKSISTÄ t Polttoaineiden ja sähkön hinnat volatiileja. t Päästöoikeusmarkkinat epäkypsät, hintavaihtelut vaikuttavat voimakkaasti sähkömarkkinoihin. t Korkeat sähkön hinnat nostaneet vapaiden markkinoiden toimivuuden puheenaiheeksi pelko re regulaatiosta ja markkinoihin puuttumisesta lisää investoijan riskiä. t Uuteen sähköntuotantoon investoidaan vain, jos sähkön hinta pysyy korkeampana kuin uuden tuotannon pitkän aikavälin kustannukset. Ydinvoima Vesivoima Tuulivoima CHP teollisuus CHP lämpövoima Lauhde Kaasuturbiinit Kapasiteettimuutokset pohjoismaisella markkina alueella 1995 2004 6000 4000 2000 0 2000 4000 6000 MW

12 KAPASITEETTITILANNE PARANEMASSA? Sähkön hinta on saavuttamassa tason, jolla investoinnit ovat kannattavia t Nordel seuraa pohjoismaista kapasiteettitilannetta arvio vuodelle 2009 selkeästi parempi kuin aiempi arvio vuodelle 2008. t OL3 valmistumiseen asti pohjoismaat ovat etenkin huonoina vesivuosina ja kylminä talvikausina riippuvaisia sähkön tuonnista sähkön hintapiikit lisääntyvät, kun edullista kapasiteettia ei ole tarjolla. Sweden Norway Finland Denmark Nordel Päätetyt ja suunnitellut nettolisäykset kapasiteettiin 2006 2009 500 0 500 1000 1500 2000 2500 Hydro Nuclear Other thermal Wind

SUOMEN SÄHKÖMARKKINOIDEN HAASTEET

14 VIIME VUOSINA SUOMEN JA RUOTSIN ALUEHINTAEROT KASVANEET Kun Suomen aluehinta muodostuu, on toimijoilla mahdollisuus vaikuttaa sähkön hintaan t Hyvinä vesivuosina siirtokapasiteetti rajoittaa sähkön vientiä Suomesta Ruotsiin sähkön hinta Suomessa edullisempi kuin Ruotsissa. t Huonoina vesivuosina sähkö Suomessa kalliimpaa kuin Ruotsissa. t Päästökauppa on lisännyt sähkön tuontitarvetta Suomeen sähkö Suomessa pääsääntöisesti kalliimpaa kuin Ruotsissa. miljoonaa euroa 100 80 60 40 20 0 20 40 60 Hintaerojen kustannukset vuositasolla 80 73 47 1 29 33 t Vuonna 2005 ja alkuvuonna 2006 (8.5. asti) hintaero on muodostunut suureksi, kun Suomi eronnut omaksi hintaalueekseen. 80 100 120 92 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006* Hintaerotunteja 9 % vuonna 2005 ja 8 % vuonna 2006.

15 UUDET SIIRTOYHTEYDET VAHVISTAVAT POHJOISMAIDEN SISÄISIÄ YHTEYKSIÄ Yhteyksiä myös markkina alueen ulkopuolelle MARKKINA ALUEEN ULKOPUOLELLE t Estlink Suomen ja Viron välillä, 350 MW loppuvuodesta 2006 t NorNed Norjan ja Alankomaiden välille, 700 MW alkuvuodesta 2008 Available cross border trading capacities at the end of 2009, MW Norway 700 3150 3350 1750 Sweden 100 2050 100 350 30 Finland 0 RU 1460 0 POHJOISMAIDEN SISÄISET t Nea Järpströmmen Norjan ja Ruotsin välille elokuussa 2009 t Storebælt Itä ja Länsi Tanskan välille 600 MW 2009/2010 700 NL Denmark W 1000 1000 670 600 630 1750 800 600 1350 600 1200 600 600 D 600 PL 350 Denmark E EST

16 SUOMESSA MUUTAMA SUURI YRITYS KÄYTTÄÄ SUUREN OSAN SÄHKÖSTÄ Yksityinen 22 % Sähkön käyttö 2004 Muu jalostus 24 % Jalostus 56 % Maatalous 3 % Palvelu 12 % Rautaruukki 1 % Stora Enso 10 % Julkinen 7 % Outokumpu 3 % M Real 5 % UPM Kymmene 13 % t Teollisuus vastaa 56 % Suomen sähkön käytöstä. t 5 sähkönkäytöltään suurinta yritystä vastaa noin kolmanneksesta Suomen sähkön käytöstä.

17 JA SÄHKÖN TUOTANTO ON KESKITTYNYT MUUTAMALLE YRITYKSELLE t Vuonna 2004 Suomessa tuotettiin sähköä 82 TWh. Fortum ja PVO vastaavat 57 % Suomen sähkön tuotannosta. t Teollisuus tuottaa omissa tai osakkuusvoimalaitoksissaan suuren osan sähköstä. Teollisuuden oma tuotanto 11 TWh. Sähkön käyttäjien osuus voimalaitosyhtiöiden tuotannosta ainakin 16,5 TWh. Käytännössä vapaille markkinoille jää noin 55 TWh. t Teollisuuden oma ja osakkuustuotanto myös vähentää suurten käyttäjien tarvetta pörssiostoihin. Teollisuus 13 % Jakeluyhtiöt 16 % Muut voimayhtiöt 14 % PVO 28 % Fortum 29 %

18 SPOT KAUPPAAN OSALLISTUVIA SÄHKÖN KÄYTTÄJIÄ VÄHÄN Hinta määräytyy tuottajien intressien mukaan t Vuonna 2005 Pohjoismaissa käytetystä sähköstä 45 % ostettiin pörssistä. t Suomalaiset spot kauppaa käyvät osapuolet: Chevys Voiman Ostajat Oy Energiameklarit Oy E.ON Finland Oy Fingrid Oyj Fortum Power and Heat Oy Graninge Energia Oy Helsingin Energia Kaakon Energia Oy Kuopion Energia Kymppivoima Hankinta Oy Lahti Energia Oy M Real Oyj Oulun Energia Outokumpu Oyj Oy Shell AB Turku Energia Oy Åbo Energi Ab PVO Pool Oy RAO Nordic Oy Station 1 Oy Stora Enso Oyj Suomen Osuuskauppojen Keskuskunta Tampereen kaupungin Sähkölaitos UPM Kymmene Oy Vantaan Energia Vattenfall Sähköntuotanto Oy t Jos sähkön käyttäjiä olisi pörssissä enemmän: hintajousto lisääntyisi, hintapiikit pienenisivät ja markkinoiden toimivuus paranisi.

19 KYSYNNÄN HINTAJOUSTON EDUT MERKITTÄVÄT t Hinta alenee. t Hintapiikit vähenevät. t Markkinoiden toimivuus paranee. t Määräävän markkinaaseman käyttäminen hankaloituu. t Tarve kalliille uusille investoinneille vähenee. t Toimitusvarmuus paranee. Muuttuvat tuotantokustannukset ( /MWh) Jäykkä kulutus Joustava kulutus Sähkön hinta laskee, jos kulutus joustaa CHP Hiililauhde Öljylauhde Kaasuturbiinit Vesivoima Ydinvoima Tuotanto TWh

SÄHKÖMARKKINOIDEN TULEVAISUUS

21 EU:N SUUNTANA YHTEISET SÄHKÖN JA KAASUN SISÄMARKKINAT Vapaat energiamarkkinat tukevat Euroopan talouskasvua t Markkinat kuitenkin edelleen keskittyneitä. Kun yksi tai muutama suuri sähköntuottaja hallitsee markkinoita, voivat nämä vaikuttaa suoraan hintoihin tai ottaa kapasiteettia pois markkinoilta. t Kilpailtujen ja monopolitoimintojen eriyttäminen useissa jäsenmaissa vielä kesken. t Markkinat ovat edelleen pääsääntöisesti kansalliset tai alueelliset. Uusia siirtoyhteyksiä tarvitaan. Maiden välisten siirtojohtojen kapasiteetti tulee saada markkinaehtoiseen käyttöön. t Läpinäkyvyyden puute. Komission kyselyn mukaan 83 % osapuolista ei ole tyytyväisiä läpinäkyvyyteen. t Hinnanmuodostus. Hintojen nousua ei voida kokonaan selittää polttoaineiden hintojen nousulla. Päästöoikeuksien hinnan läpimenosta ei olla yksimielisiä.

22 EU:N SÄHKÖN SISÄMARKKINOISTA TULEE MAAILMAN LAAJIMMAT INTEGROITUNEET MARKKINAT Sähköpörssien kautta myytävän sähkön osuus kulutuksesta kasvussa Spot kauppojen volyymi/alueen sähkönkäyttö, % 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 APX (Alankomaat) EEX (Saksa) Nord Pool (Pohjoismaat) Powernext (Ranska) Data: EU Commission, Energy sector inquiry, draft preliminary report 2006, Nord Pool.