Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa

Sähkön tukkumarkkinan
toimivuus Suomessa
21.12.2012
Iivo Vehviläinen, Marika Bröckl, Laura Hakala,
Juha Vanhanen
Gaia Consulting Oy
Sisällysluettelo
Summary .............................................................................................................. 3
1
Johdanto ....................................................................................................... 4
1.1
1.2
2
Tukkusähkömarkkinan hinnanmuodostus ................................................... 5
2.1
2.2
3
Pohjoismaisen sähkömarkkinan yleiskuva ...............................................................5
Yleinen markkinatilanne Pohjoismaissa 2011–2012 ...............................................6
Muutokset sähkökaupassa Ruotsiin ja Venäjälle ......................................... 7
3.1
3.2
4
Tausta ja tavoitteet ..................................................................................................4
Selvityksen toteutustapa .........................................................................................4
Muutokset Ruotsin hinta-alueisiin ...........................................................................7
Venäjän kaupan muutokset .....................................................................................9
Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa ............................................ 13
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
Suomen hinta-alueen eriytyminen ..........................................................................13
Ruotsin siirtoyhteyksien vaikutukset aluehintaeroihin ...........................................15
Esimerkki Suomen hinta-alueen eriytymisestä........................................................17
Elbas- ja säätösähkömarkkina ..................................................................................18
Johdannaismarkkina ................................................................................................19
5
Kilpailutilanne Suomen sähköntuotannossa ................................................ 20
6
Vaikutukset sähkönkäyttäjille ja sähkön myyjille ........................................ 25
6.1
6.2
7
Sähkön spot-markkina .............................................................................................25
Sähkön johdannaismarkkina ....................................................................................26
Yhteenveto ja suositukset ............................................................................ 28
Haastattelut ......................................................................................................... 31
Lähteet ................................................................................................................. 32
2
Summary
The Nordic electricity market does not work as intended
The purpose of common Nordic electricity market has been to increase competition and efficiency.
Market seems to be moving to the opposite direction in the 2010s. Wholesale market has become
more fragmented as the market is split to larger number of price areas more often. Poor functioning
of the wholesale markets is also the largest contributor to problems in the retail market. Politicians,
market regulators, transmission system operators, and market players need to take action to improve the functioning of the market.
Reduced competition in the Finnish electricity market
Separation of price areas reduces competition in all market areas. The Finnish wholesale market is
moderately or highly concentrated when Finland is separated from other price areas. Concentration
is moderate, if all production capacity is considered. If only price setting hydropower and condensing
power capacity are considered, the market is highly concentrated. High concentration can provide
opportunities for the biggest producers to use strategic bidding to increase market prices.
Liquidity problematic in the financial CfD markets
Larger number of price areas has reduced competition and liquidity with the financial area price
products or CfDs. Poor functioning of CfD markets is emphasized by the low competition within the
price areas.
Nordic Transmission System Operators should work more efficiently
Bottlenecks between market areas create income for the Transmission System Operators (TSOs) that
are responsible of the border transmissions. TSOs have no economic incentives to maintain and
repair the border transmission lines, which seems peculiar when compared to e.g. regulation of
electricity distribution companies. Finnish Fingrid shows a good example on transparent disclosure
of received income and how the accrued funds are used.
Integration of the Russian market challenging
Import of electricity from Russia to Finland has been reduced since the end of 2011 because of the
changes made in the Russian electricity market. Market liberalization in Russia has lead to a market
structure that is different from the Nordic markets. Despite the differences, the two markets are
becoming more integrated as the transmission connections between the markets are strengthened.
For the Nordic electricity market, both the rules and regulation of the use of the transmission capacity, and the transparency of the market should be improved.
Market transparency and regulatory supervision are lacking
Market transparency in the Nordic markets is limited, especially with regard to the area prices. In
practice this benefits the bigger producers that can combine their own data with publicly available
data to have better position for trading. The credibility of the market is endangered because the
information needed to ensure market functioning is withheld. The electricity market is also not
monitored regularly by the market regulators.
3
1 Johdanto
1.1 Tausta ja tavoitteet
Suomen sähkön tukkumarkkinaan on kohdistunut useita muutoksia vuosien 2011 ja 2012 aikana.
Näillä muutoksilla on ollut vaikutus tukkumarkkinoiden toimintaan ja kilpailuasetelmaan. Merkittävimmät muutokset ovat olleet:




Ruotsin jakaminen neljään eri hinta-alueeseen 1.11.2011 alkaen
Venäjän tuonnin muuttuminen riippuvaiseksi Venäjän ja Suomen markkinahinnasta ja sen
seurauksena tapahtunut tuonnin tyrehtyminen
Uuden Fenno-Skan 2 siirtoyhteyden käyttöönottaminen Suomen ja Ruotsin välillä
Suomen ja Ruotsin välisen siirtoyhteyksien pitkäkestoiset vikaantumiset vuonna 2012
Näiden edellä mainittujen muutosten lisäksi on markkinoihin voimakkaasti vaikuttavana tekijänä
huomioitava, että vuoden 2011 loppupuoli ja vuosi 2012 ovat olleet erityisen runsasaita vesivuosia.
Tämä on heijastunut markkinan toimintaan sekä markkinahintaan.
Tämän selvityksen tavoitteena on ollut kartoittaa, miten muutokset ovat vaikuttaneet sähkön tukkumarkkinan toimivuuteen ja kilpailutilanteeseen Suomessa. Lisäksi tavoitteena on ollut selvittää,
minkälaisia taloudellisia vaikutuksia muutoksilla ja niiden seurauksena syntyneellä markkinatilanteella on ollut suomalaisille toimijoille. Selvityksessä tuodaan esiin, millaisilla toimenpiteillä markkinoiden toimivuutta voitaisiin parantaa ja mihin asioihin kannattaisi kiinnittää huomiota sekä mitä asioita kannattaisi jatkoselvittää.
1.2 Selvityksen toteutustapa
Selvityshankkeen ovat tilanneet Paikallisvoima ry ja Suomen Elfi Oy. Hanketta on ohjannut ohjausryhmä, jonka jäseninä ovat olleet Akke Kuusela, Jarmo Kurikka ja Jussi Lehto Paikallisvoima ry:n
edustajina sekä Mikko Rintamäki ja Mikko Lepistö Elfi Oy:n edustajina. Hanke on toteutettu loka–
joulukuussa 2012 riippumattoman Gaia Consulting Oy:n toimesta. Hankkeen vastuullisena johtajana
on ollut TkT Iivo Vehviläinen, projektipäällikkönä DI Marika Bröckl. Lisäksi hankkeen toteutukseen
ovat osallistuneet DI Laura Hakala asiantuntijana ja TkT Juha Vanhanen hankkeen laatuvastaavana.
Hankkeen tietolähteinä on käytetty julkisia selvityksiä, jotka käsittelevät sähkön tukkumarkkinoihin
kohdistuneita muutoksia ja sähkön tukkumarkkinan toimintaa Suomessa ja Pohjoismaissa. Tietoja on
täydennetty 11 haastattelulla, joilla on kartoitettu toimijoiden näkemyksiä tukkumarkkinan toiminnasta. Hankkeessa on analysoitu tukkumarkkinan toimintaa julkisesti saatavilla olevan markkinadatan pohjalta. Sähkön johdannaismarkkinan toiminnan analyysissä on keskitytty käsittelemään aluehintatuotemarkkinan toimintaa.
4
2 Tukkusähkömarkkinan hinnanmuodostus
2.1 Pohjoismaisen sähkömarkkinan yleiskuva
Pohjoismainen sähkömarkkina on luotu poliittisilla päätöksillä 1990-luvulla. Valitun markkinaehtoisen toimintamallin lähtökohtana on ollut, että kilpaillut markkinat ohjaavat resursseja aiempaa
monopolien varaan rakentunutta ja valtiojohtoisesti säänneltyä järjestelmää tehokkaammin. Sähkömarkkinalle luodut rakenteet koostuvat tukkusähkömarkkinasta ja vähittäismarkkinasta sekä edelleen säädellystä sähkön siirrosta.
Sähkön tuottajat, vähittäismyyjät ja suuret sähkön käyttäjät voivat ostaa ja myydä sähköä pörssissä.
Pohjoismaiseen markkinaan kuuluvat Norja, Ruotsi, Suomi ja Tanska. Baltian maat ovat joko liittyneet tai liittymässä osaksi samaa markkinaa. Norja, Ruotsi ja Tanska on lisäksi jaettu useampaan
hinta-alueeseen perustuen maiden sisäisiin siirtokapasiteetteihin. Sähköpörssin spot-markkinoiden
kautta käydään kauppaa noin 70 prosentista Pohjoismaissa käytetystä sähköstä ja sähköpörssi muodostaa viitehinnan muullekin sähkölle. Loppuosalla sähköstä käydään kauppaa kahdenvälisin sopimuksin.
Pohjoismaisesta fyysisestä tukkusähkömarkkinasta vastaa norjalainen Nord Pool Spot ASA (Nord
Pool). Seuraavan päivän tukkuhinnat sähkölle määräytyvät Nord Poolin spot-markkinoilla joka päivä.
Spot-markkinoilla toimivat osapuolet lähettävät hintatarjouksensa Nord Pooliin. He ilmoittavat
tarjouksissaan, millä hinnalla ja kuinka suuren määrän he ovat valmiita ostamaan tai myymään
sähköä seuraavan päivän kunakin tuntina. Näiden osto- ja myyntitarjousten perusteella Nord Pool
laskee kysyntä- ja tarjontakäyrät, joiden leikkauspisteessä määräytyy sähkön spot-hinta. Mikäli hintaalueiden väliset siirtorajoitteet aiheuttavat pullonkauloja, syntyy erillisiä spot-hinta-alueita. Lisäksi
kullekin päivälle lasketaan systeemihinta, jonka laskennassa siirtorajoitteita ei oteta huomioon.
Spot-markkinaalueiden väliset
rajasiirtokapasiteetit
ja Venäjän siirto
kiinnitetään
Spot-tarjoukset
seuraavalle päivälle
klo 13:00 (EET)
mennessä
Elbas-kaupankäynti
loppuu tuntia ennen
toimitusta
Toimitustunti
Elbas-markkina
Spot-markkina
Säätösähkömarkkina
Toimituspäivä
Kuva 2.1. Suomen tukkusähkömarkkinan kaupankäyntimuodot.1
Elbas-markkinalla voidaan käydä kauppaa tuntia ennen toimitusajankohtaa. Elbas-markkina mahdollistaa hankinnan tasapainottamisen lähellä käyttötuntia. Suhteessa spot-markkinaan, Elbas-
1
Nord Pool Spot.
5
markkinan volyymit ovat melko vaatimattomia. Säätösähkömarkkinalla kulutus ja tuotanto tasapainotetaan käyttötunnin sisällä. Säätösähkökapasiteettia tarjoavat Fingridille osapuolet, joilla on
nopeaan säätöön soveltuvaa tuotantoa. Toimijat, joiden kulutus tai tuotanto on poikennut spot- ja
Elbas-markkinoiden osoittamasta taseesta, joutuvat maksamaan säätösähkömarkkinalla määräytyneet hinnat.
Oleellisena osana sähkön tukkumarkkinaa ovat sähkön johdannaismarkkinat, joiden kautta voidaan
suojata sähkön kulutuksen ja tuotannon hintariskejä sekä käydä spekulatiivista kauppaa. Pohjoismaisilla sähköjohdannaisilla käydään kauppaa NASDAQ OMX:n ylläpitämällä markkinapaikalla. Johdannaismarkkinat ovat olleet kaupankäyntivolyymiltaan noin viidestä kuuteen kertaan suuremmat kuin
sähkön kysyntä pohjoismaissa. Spot-markkinalla syntyviltä aluehinta-eroilta suojaudutaan aluehintatuotteiden (Contracts for Differences tai CfD) avulla.
2.2 Yleinen markkinatilanne Pohjoismaissa 2011–2012
Talvi 2011–2012 oli verrattain leuto muutamaa kylmempää viikkoa lukuun ottamatta. Leuto talvi
vaikutti hintatasoa alentavasti. Myös talouden jatkuva epävarmuus on heijastunut erityisesti raskaan
teollisuuden sähkön kulutusta ja sähkön hintoja alentavasti.
Vuoden 2011 aikana sähkön hinta sähköpörssissä laski merkittävästi pohjoismaisen vesitilanteen
parantuessa. Vuoden 2011 alussa spot-markkinan systeemihinnan kuukausikeskiarvo oli noin 69
€/MWh. Vuoden lopussa hinta oli laskenut tasolle 33 €/MWh. Samanaikaisesti Suomen aluehinta oli
noin 37 €/MWh. Hintaero kertoo riittämättömästä siirtokapasiteettia muista Pohjoismaista Suomeen. Siirtoyhteyksien tilanne parani kuitenkin loppuvuodesta 2011, kun Suomen ja Ruotsin välillä
otettiin käyttöön uusi merikaapeli, Fenno-Skan 2.
Talvena 2009–2010 sähkön markkinahinta oli Suomessa kolmeen otteeseen yli 1 000 €/MWh. Vuonna 2011 ei esiintynyt vastaavia huomattavan korkeita hintapiikkejä sähkön hinnoissa Suomessa.
Suomen hinta-alueen korkein tuntihinta 150 €/MWh saavutettiin poikkeuksellisesti kesällä 29.8.2011,
tunnilla 06–07. Vuoden 2012 aikana hintapiikkejä on esiintynyt vuotta 2011 enemmän. Alkuvuodesta
2012 Suomen aluehinta nousi hetkellisesti arvoon 253 €/MWh 2.2.2012 tunnilla 07–08. Samana
päivänä myös systeemihinta saavutti alkuvuoden 2012 korkeimman arvonsa, ollen 224 €/MWh
tunnilla 17–18.2 Lisäksi Suomen aluehinta oli 5.12.2012 tunnilla 07–08 tasolla 300 €/MWh, kun
samanaikaisesti muut pohjoismaiset hinnat olivat tasolla 68 €/MWh.
2
EMV, Toimitusvarmuusraportti 2012.
6
3 Muutokset sähkökaupassa Ruotsiin ja Venäjälle
3.1 Muutokset Ruotsin hinta-alueisiin
Pohjoismaiset sähkönmarkkinat on jaettu hinta-alueisiin. Hinta-alueet määräytyvät sähköverkon
fyysisten siirtorajoituksien perusteella, siten että rajoitukset tulevat näkyviksi markkinaosapuolille.
Historiallisesti kukin maa on huolehtinut pääasiassa maansa sisäisistä siirtoyhteyksistä ja siirtorajoituksia on ollut pääasiassa maiden rajoilla. Mikäli maan sisällä on esiintynyt siirtorajoituksia, on näitä
hoidettu kantaverkkoyhtiöiden toimin. Ruotsissa aiemmin yhtenäinen Ruotsin hinta-alue jouduttiin
jakamaan 1.11.2011 alkaen neljään hinta-alueeseen (ks. kuva 3.1). Muutoksen taustalla oli EU:n
komission tutkimus Ruotsin aiempien sisäisten siirtorajoitusten vaikutuksista Ruotsin ja Tanskan
välisen rajasiirtokapasiteetin käytettävyyteen.3 Muutoksen seurauksena osa aiemmin Ruotsin rajoille
muodostuneista siirtorajoituksista siirtyi Ruotsin eri hinta-alueiden välisiksi rajoituksiksi.
Kuva 3.1. Nord Pool Spotin hinta-alueet hintoineen, hinta-aluekohtaiset kysyntä- ja tarjontavolyymit
sekä hinta-alueiden välillä käytössä olleet siirtokapasiteetit 5.12.2012 klo 07–08.
3
Svenska Kraftnät, Swedish interconnections – Comp case no 39351, Commitment, 2009/481, 26.1.2010.
7
Ruotsin energiamarkkinan valvonnasta vastaava viranomainen, Energimarknadsinspektionen (EI), on
tehnyt selvityksen markkinoiden toimivuudesta hinta-aluejaon jälkeen.4 Selvityksen keskeisiä johtopäätöksiä olivat:






Erilliset hinta-alueet Ruotsissa ovat parantaneet tukkumarkkinan toimintaa ja läpinäkyvyyttä
Ruotsin jakaminen hinta-alueisiin on aiheuttanut hintaeroja Ruotsin hinta-alueiden välillä
Hinta-erot ovat seurausta rakenteellisista eroista tuotannon ja kysynnän välillä PohjoisRuotsin ja Etelä-Ruotsin välillä sekä riittämättömästä siirtokapasiteetista
Tukkumarkkinan hintaerot ovat vaikuttaneet vähittäismarkkinan hintojen eriytymiseen
Ruotsin hinta-alueilla
Aluehintatuotteiden (CfD) likviditeetti koetaan riittämättömäksi etenkin Etelä-Ruotsissa hinta-alueella SE4
Osa toimijoista pitää aluehintatuotteiden hintoja markkinalla liian korkeana suhteessa hintaeroihin liittyviin riskeihin ja on jättänyt hinta-aluesuojaukset tekemättä
Selvityksessä todettiin, että hinta-aluejako on johtanut tilanteeseen, jossa Ruotsin sisäisiä pullonkauloja ei enää siirretä maan rajojen ulkopuolelle ja että siksi periaatteessa spot-markkinat toimivat
kuten niiden kuuluukin. Markkinoiden toiminta on siis koko pohjoismaisen markkinan kannalta
tarkasteltuna eräiden arvioiden mukaan parantunut.
Erityisesti Etelä-Ruotsissa hinta-alueella SE4 hinnat ovat kuitenkin olleet korkeammat kuin muilla
alueilla. Syynä tähän ovat puutteelliset siirtoyhteydet pohjois-etelä suunnassa sekä ydinvoiman
alasajo Etelä-Ruotsissa, joka on johtanut tuotannon ja kulutuksen epätasapainoon. Svenska Kraftnät
on aiemmin priorisoinut alhaista kantaverkkosiirtohintaa verkon kehittämisen ja vahvistamisen
sijaan, mikä on myötävaikuttanut tilanteen syntymiseen, jossa eteläisen Ruotsin hinnat ovat korkeammat kuin Pohjois-Ruotsissa tai Tukholman hinta-alueella SE3.
Raportissa arvioidaan, että aluehintatuotteiden (CfD) likviditeetti hinta-alueen SE4 tuotteissa on
ollut heikko. Hinta-alueen SE4 heikko tarjonta nähdään seurauksena siitä, että alueella on vähän
tuottajia. EI toteaa kuitenkin raportissaan, ettei aluehintatuotteiden markkinan toiminnan analysoiminen dataan perustuen ole yksinkertaista ja lisäksi markkinaa on voitu analysoida vain muutaman
talvikuukauden ajalta. Lisäksi tarkasteluajankohtana on poikkeuksellisen runsassateinen vuosi, mikä
jo sinänsä vaikuttaa voimakkaasti hinnanmuodostukseen Pohjoismaisella markkinalla. Näin ollen EI
ei halua vetää liian kauaskantoisia johtopäätöksiä tehdyn analyysin perusteella.
EI:n raportissa todetaan, että vuonna 2015 saadaan 25 % lisää siirtokapasiteettia (Sydvästlänken),
joka saattaa helpottaa markkinatilannetta Etelä-Ruotsissa jonkin verran. Toisaalta tilanteen ratkaisemiseksi tarvittaisiin lisää investointeja tuotantoon Etelä-Ruotsissa sekä lisää siirtokapasiteettia
myös pohjois-etelä suunnassa.
EI:n keväällä tekemän selvityksen jälkeen Ruotsin hallitus on tilannut selvityksen, jonka tavoitteena
on tutkia muutamaa eri toimintavaihtoehtoa: 1) Svenska Kraftnät takaa tietynsuuruisen siirtokapasiteetin hinta-alueiden SE3 ja SE4 välillä, 2) alueet SE3 ja SE4 tai muut alueet liitetään toisiinsa ja niistä
4
Energimarknadsinspektion, Elområden i Sverige, Analys av utvecklingen och konsekvenserna på marknaden, EI R2012:06.
8
tulee yksi laajempi hinta-alue, 3) Svenska Kraftnät myy hintasuojaussopimuksia (CfD). Selvityksen
valmistumispäivämääräksi on asetettu 31. joulukuuta 2012.
Fingridin arvion mukaan Ruotsin hinta-aluejako on parantanut pohjoismaisten markkinoiden tehokkuutta. Sähkö siirtyy matalan hinnan alueelta korkean hinnan alueelle. Ruotsin kantaverkkooperaattori Svenska Kraftnät (SvK) ei enää rajoita sisäisistä syistä siirtokapasiteetteja naapurimaihin
ja markkinoiden läpinäkyvyys on lisääntynyt. Lisäksi Ruotsin sisäisen verkon vahvistustarvetta on
aikaisempaa helpompi arvioida. Suomen osalta Ruotsin aluejako on vähentänyt hintapiikkien riskiä,
sillä SvK ei ole enää rajoittanut sisäisistä syistä sähkön siirtoa Keski-Ruotsista hinta-alueelta SE3
Suomeen. Ruotsin hinta-aluejaon varjopuolia ovat olleet mm. markkinoiden pirstoutumisen lisääntyminen, hintasuojauksen vaikeutuminen ja Etelä-Ruotsin SE4-alueella vähittäismarkkinoiden tarjoajien lukumäärän lasku.5
3.2 Venäjän kaupan muutokset
Suomen ja Venäjän välillä on Fingridin hallinnoimaa siirtokapasiteettia yhteensä 1 460 MW. Rajasiirtoyhteyden kautta on tällä hetkellä teknisesti mahdollista siirtää sähköä vain Venäjältä Suomeen.
Siirtokapasiteetista markkinoiden käytettävänä on 1300 MW. Sähköjärjestelmässä tarvittaville reserveille Fingrid on varannut 100 MW kapasiteetin.6 Lisäksi sähköä Venäjältä tuodaan Imatralle Svetogorskayan ja Pohjois-Suomeen Kaitakosken voimalaitoksilta7. Muista kuin Fingridin hallinnoimista
tuotantoyhteyksistä ei ole käytössä julkista dataa.
Vuonna 2012 sähkön siirto Venäjältä Fingridin hallinnoimien yhteyksien kautta on vähentynyt selvästi (ks. kuva 3.2 alla). Venäjän rajasiirtokapasiteettia käytettiin aiemmin tasaiseen tuontiin Venäjältä
Suomeen riippumatta Suomen hinta-alueen markkinahintatasosta. Vuoden 2011 syksystä lähtien
sähkön tuonti Venäjältä on kuitenkin ollut enenevissä määrin riippuvaista Suomen ja Venäjän markkinahinnoista. Markkinaehtoisemman kaupankäynnin lisääntymisen taustalla ovat sähkön hintojen
kohoaminen Venäjällä ja vientiin kohdistettavat kapasiteettimaksut. Muutoksien seurauksena sähköä on tuotu Suomeen pääasiassa yöaikaan ja viikonloppuisin.8
5
Haastattelu, Fingrid,Juha Hiekkala
6
Fingrid, www.fingrid.fi, viitattu 7.12.2012.
7
ENTSO-E, Interconnected network of ENTSO-E, 1.7.2012.
8
Fingrid, Sähkön tuontimäärät Venäjältä vaihtelevat markkinatilanteen mukaan, tiedote, 12.4.2012.
9
2011
2012
1600
1400
1200
MW
1000
800
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Kuva 3.2. Sähkön siirron kuukausittainen keskiteho Venäjältä Suomeen 1.1.2012–7.12.2012 välisenä
aikana Fingridin siirtoyhteyksien kautta.9
Kapasiteettimaksua maksetaan Venäjällä niiden tuntien ajalta, jolloin kulutus on korkeimmillaan eli
aamupäivän ja alkuillan tunteina. Fingridin käsitys on, että kapasiteettimaksu on Venäjällä säädöspohjainen, eikä sitä ole kirjattu lainsäädäntöön. Säännöissä vienti rinnastetaan kulutukseksi, johon
kapasiteettimaksu kohdistuu.
Esimerkki sähkönhinnoista Suomen ja Pietarin alueen sähkömarkkinalla sekä näiden vaikutuksesta
maiden väliseen sähkön siirtoon on esitetty kuvassa 3.3. Kapasiteettimaksun osuus sähkön hinnoittelussa Venäjällä on merkittävä suhteessa sähköenergian hintaan. Tällä hetkellä kapasiteettimaksu ja
siirtomaksut käytännössä estävät kaupankäynnin maiden välillä tietyillä hinta-alueilla, vaikka pelkästään energiahintojen perusteella sähköä kannattaisikin siirtää Venäjältä Suomeen.
9
Fingrid, Rajakapasiteetit ja -siirrot – Venäjä tietokanta, viitattu 7.12.2012.
10
Kuva 3.3. Venäjän kapasiteettimaksun vaikutus (ylempi kuva) sähkön siirtoon Venäjältä Suomelle
(alempi kuva).10
Fingridin siirtokapasiteetin kautta sähkön tuonti Venäjältä on mahdollista toimijoille, jotka ovat
sopineet kiinteästä siirto-oikeudesta Fingridin kanssa sekä energian ostosta sähkön myynnistä vastaavan venäläisen organisaation kanssa. Toimijoita on 1.11.2012 alkaen ollut yksi11. Siirtoyhteyttä
operoiva toimija ilmoittaa siirto-ohjelmansa viikoittain ja muutokset siihen käyttövuorokautta edeltävänä aamuna. Fingridillä on oikeus rajoittaa tuontia Venäjän tai Suomen puoleisen verkon vikatilanteissa ja muiden keskeytysten aikana tai Venäjän puolella esiintyvästä muista syystä.12
Venäjän siirtoyhteyksien käyttösäännöistä voidaan päätellä, että siirtoyhteyden operoijan tulee
päättää sähkön kaupalliset siirtomäärät ennen kuin sähkön spot-hinta määritetään Nord Poolissa.
Siirtoyhteyksien optimaalinen käyttö perustuu tällöin operoijan kykyyn ennakoida sähkön hintoja
Suomen hinta-alueella ja Pietarin alueella.
10
Fingrid, Kommenttipuheenvuoro, Suomen ja Venäjän välisen sähkökaupan kehittyminen Fingridin näkökulmasta, Risto
Lindroos, johtava asiantuntija, Sähkömarkkinapäivä 12.4.2012
11
Kaupallinen siirtoyhteys on RAO Nordic Oy:n käytössä, Lähde: Fingrid, Muutoksia Venäjän rajasiirtopalvelussa, tiedote,
26.10.2012.
12
Fingrid, www.fingrid.fi, viitattu 7.12.2012.
11
Nykyisillä käyttösäännöillä on mahdollista, että syntyy tilanteita, joissa sähköä ei siirretä Venäjältä
täydellä kapasiteetilla, vaikka se olisikin markkinahintojen perusteella kannattavaa. Esimerkiksi
5.12.2012 tunnin 07–08 aikana sähkön siirto Fingridin hallinnoiman kapasiteetin kautta Venäjältä oli
vain 300 MW13, vaikka Suomen hinta-alueen hinta kyseisenä tuntina oli 300,01 €/MWh14 ja Pietarin
alueen sähkönhinnoissa ei näyttänyt esiintyvän vastaavaa hintapiikkiä15.
Haastatelluilta markkinatoimijoilta Suomessa kesti melko pitkään ymmärtää, miksi Venäjän sähkönsiirto on muuttunut ja miten siirtoyhteyttä nykyisin käytetään. Yleisperiaate siirtoyhteyden markkinaehtoisemmasta käytöstä on kuitenkin tullut selväksi. Toisaalta Suomen ja Venäjän välisen markkinan toimivuutta on kyseenalaistettu, erityisesti kapasiteettimaksun ja yksisuuntaisen siirron vuoksi.
Venäjän markkinaa ei koeta läpinäkyväksi tällä hetkellä. Tällä hetkellä markkinadataa on periaatteessa saatavilla paljon, mutta se ei ole helposti ymmärrettävissä. Markkinadataa on pääosin vain venäjäksi, ja esitetty formaatti on erilainen kuin se mihin Pohjoismaissa on totuttu. Markkinadatan kohderyhmänä ovat Venäjän sisäiset toimijat ja markkinalla toimitaan venäjäksi. Tämä on ollut yksi
ongelma pyrittäessä ymmärtämään, miten Venäjän sähkömarkkinat toimivat.
Fingrid neuvottelee venäläisten osapuolten kanssa Suomen ja Venäjän välisen siirtopalvelun ja
kaupankäyntimahdollisuuksien kehittämisestä. Tarvittaessa myös Nord Pool Spot on osallistunut
neuvotteluihin. Lisäksi Nord Pool Spot käy suoria neuvotteluja venäläisen vastinorganisaationsa
kanssa markkinoiden läpinäkyvyyden lisäämisestä.
Fingridin tavoitteena on markkinaehtoisuuden lisääminen. Tämä tarkoittaa mm., että sähkön pitäisi
siirtyä halvan hinnan alueelta kalliin hinnan alueelle markkinatilanteesta riippuen. Tapa, jolla venäläinen osapuoli kohdistaa Venäjän kapasiteettimarkkinoiden kustannuksia sähkön viennille, estää
käytännössä tehokkaan viennin Venäjältä. Fingrid kannustaa venäläisiä yhteiskumppaneitaan myötävaikuttamaan kapasiteettimarkkinoiden sääntöjen muuttamiseksi.
Tällä hetkellä Suomen ja Venäjän välinen siirtoyhteys on yksisuuntainen. Sähkön vienti Suomesta
Venäjälle ei ole mahdollista teknisten rajoitteiden ja Venäjän markkinasääntöjen takia. Fingrid neuvottelee venäläisten osapuolten kanssa kaksisuuntaisuuden mahdollistamisesta.
Pohjoismaiset sähkömarkkinat ovat yhteydessä Venäjään myös Baltian maiden kautta. Baltian ja
Venäjän välillä on vahvat siirtoyhteydet. Suomen ja Viron välisen 650 MW:n Estlink 2 vuonna 2014
sekä Ruotsin ja Liettuan välinen NordBalt-yhteys lisäävät välillisesti Pohjoismaiden ja Venäjän välistä
kaupankäyntimahdollisuutta. 16
13
Fingrid, Rajakapasiteetit ja -siirrot – Venäjä tietokanta, www.fingrid.fi, viitattu 7.12.2012.
14
Nord Pool Spot, Elspot prices, www.nordpoolspot.com, viitattu 7.12.2012.
15
ATS Energo, Daily prices, www.atsenergo.ru, viitattu 7.12.2012.
16
Haastattelu, Fingrid,Juha Hiekkala
12
4 Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa
4.1 Suomen hinta-alueen eriytyminen
Yhteisen pohjoismaisen sähkömarkkinan lähtökohtana on ollut laajan yhteisen markkinan luominen
ja tätä kautta kilpailun lisääminen. Markkina-alueen laajuutta rajoittaa sähkön fyysisten siirtoyhteyksien kapasiteetti hinta-alueiden välillä. Siirron määrä hinta-alueiden välillä määräytyy alueiden
sisäisen kysynnän ja tarjonnan perusteella.
Pohjoismaisen markkinan hinta-alueiden yhtenäisyyttä on havainnollistettu kuvassa 4.1. Suomen ja
systeemialueen hinta on vuosien 2000 ja 2012 välisenä aikana eronnut useimpina päivinä. Suomen
päivähinnat ovat olleet yhteneväisiä systeemihinnan kanssa noin 30 % päivistä 2000-luvun alkupuolella. Samoin Suomen hinta-alueen ja systeemihinnan välinen keskimääräinen vuotuinen hintaero on vaihdellut +-2 euroa/MWh tasolla 2000-luvun alkupuolella. Vuoden 2005 jälkeen Suomen
aluehinta on vastannut systeemihintaa harvemmin. Myös keskimääräiset aluehintaerot ovat kasvaneet. Vuoden 2007 jälkeen Suomen aluehinta on ollut noin 2–6 euroa/MWh kalliimpi kuin systeemihinta.
Hinta-alueet samoja, % päivistä
100%
8
90%
7
80%
6
70%
5
60%
4
50%
3
40%
2
30%
1
20%
0
10%
-1
0%
€/MWh
Hintaero Helsinki-systeemi, €/MWh
-2
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Kuva 4.1. Osuus ajasta, jolloin Suomen hinta-alueen spot-markkinahinta on ollut sama kuin systeemihinta (%, laskettu päivän keskihinnoista) sekä keskimääräinen hintaero Suomen hinta-alueen ja
systeemihinnan välillä (€/MWh).17
Suomen ja Ruotsin aluehintojen väliset erot vuosilta 2000–2012 on esitetty vastaavalla tavalla kuvassa 4.2. Ennen vuotta 2011 Suomen ja Ruotsin aluehinnat ovat seuranneet toisiaan yli 70 prosenttisesti lukuun ottamatta vuosia 2003 ja 2004. Samoin maiden väliset keskimääräiset aluehintaerot
ovat olleet haarukan +-1 euroa/MWh sisällä ennen vuotta 2011. Vuoden 2012 tammi-marraskuussa
17
Lähde: Nord Pool Spot. Vuoden 2012 osalta mukana tammi-marraskuu.
13
Suomen ja Tukholman hinta-alueen päivähinnat ovat olleet samoja vain noin 30 % ajasta ja hintaero
on ollut yli 4 euroa/MWh.
Hinta-alueet samoja, % päivistä
100%
8
90%
7
80%
6
70%
5
60%
4
50%
3
40%
2
30%
1
20%
0
10%
-1
0%
€/MWh
Hintaero Helsinki-Tukholma, €/MWh
-2
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Kuva 4.2. Osuus ajasta, jolloin Suomen ja Ruotsin spot-markkinahinnat ovat olleet samoja (%, laskettu päivän keskihinnoista) sekä keskimääräinen hintaero Suomen ja Ruotsin välillä (€/MWh).
1.11.2011 jälkeen on käytetty Tukholman aluehintaa (SE3). 18
Siirtorajoituksien ja aluehintaerojen muodostumiseen vaikuttaa kysyntä- ja tarjontatilanne kullakin
alueella. Pohjoismaisella markkinalla muutokset sähkön tuotannossa ovat suhteessa suurempia kuin
muutokset sähkön kulutuksessa. Suurin alueellisia eroja selittävä tekijä on yleensä vuotuinen vesivoiman tuotanto. Koko pohjoismaiden tasolla vuotuiset vaihtelut vesivoiman tuotannossa voivat olla
noin +- 35 TWh. Vertailukohtana kysynnän kasvu lamavuodesta 2009 vuoteen 2010 oli Pohjoismaissa
noin 14 TWh.
Tuotantokustannuksiltaan edullista vesivoimaa tuotetaan erityisesti Norjassa ja Pohjois-Ruotsissa.
Runsassateisina vuosina sähkön tuotanto ylittää selvästi kysynnän näillä alueilla, mikä puolestaan
alentaa hintoja näillä alueilla. Esimerkkejä runsassateisista vuosista ovat vuodet 2000 ja 2005, jolloin
edullista sähköä oli tarjolla Norjassa ja Ruotsissa enemmän kuin sähköä pystyttiin siirtämään Suomeen. Tästä johtuen Suomen aluehinta oli näinä vuosina korkeampi kuin systeemihinta tai Ruotsin
aluehinta.
Vähäsateisina vuosina alhaisempaa vesivoimantuotantoa kompensoidaan tuottamalla sähköä lauhdevoimalla, jota on suhteessa paljon Suomessa ja Tanskassa. Vuosina 2003 ja 2004 vesivoimantuotanto oli normaalia selvästi alhaisempi. Näinä vuosina Suomen ja Ruotsin välinen siirtoyhteys on
rajoittanut sähkön siirtoa Suomesta Ruotsiin. Suomen aluehinta on ollut alhaisempi kuin systeemihinta tai Ruotsin aluehinta.
18
Lähde: Nord Pool Spot. Vuoden 2012 osalta mukana tammi-marraskuu.
14
Viat voimalaitoksissa ja siirtoyhteyksissä vaikuttavat hinta-alueiden syntymiseen. Hinta-alueiden
eriytymiseen on vaikuttanut joidenkin kantaverkkoyhtiöiden toimintatapa, jossa maan sisäisen
siirtokapasiteetin riittämättömyyttä kompensoidaan rajoittamalla sähkön siirtokapasiteettia naapurimaihin. 19
Suomen sähkömarkkinan kilpailuoikeudellista tilannetta on arvioitu relevantin markkinan käsitteen
kautta20. Relevantilla markkinalla tarkoitetaan aluetta tai toimialaa, jolla yritysten välinen kilpailu
tapahtuu. Relevantin markkinan tarkasteluissa 2000-luvun alusta on mm. todettu, että Suomen
sähkömarkkinaa on tuotannon ja tukkumarkkinan osalta pidettävä ainakin Suomen ja Ruotsin laajuisina ja että tilanteet, joissa Suomi muodostaa oman hinta-alueensa on poikkeuksellisia21.
4.2 Ruotsin siirtoyhteyksien vaikutukset aluehintaeroihin
Suomen ja Ruotsin hinta-alueen SE3 välinen siirtoyhteys Fenno-Skan 2 otettiin käyttöön joulukuussa
2011. Fenno-Skan 2 lisäsi Suomen ja Tukholman hinta-alueen välistä siirtokapasiteettia 800 MW:lla.
Yhteys kuitenkin vikaantui 17.2.2012 laivan ankkurin rikottua siirtojohdon. Yhteys otettiin uudestaan
käyttöön 25.4.2012. Myös Fenno-Skan 1 yhteyteen on liittynyt ongelmia. Fenno-Skan 1 (550 MW) on
ollut käyttökatkossa 8.10.2012 alkaen. Vikaantuminen on aiheutunut Ruotsin kantaverkkoyhtiö
Svenska Kraftnätin tiloissa tapahtuneesta tulipalosta. Fenno-Skan 1 yhteyden arvioitiin aluksi olevan
poissa käytöstä 31.10.2012 asti, mutta korjaustyöt ovat viivästyneet arviolta 25.1.2013 asti22.
Kuva 4.3. Sähkön aluehinnat Suomessa ja Ruotsissa sekä kaikkien Nord Poolin hinta-alueiden vaihteluväli vuoden 2012 aikana.23
19
Ruska, M. ja Koreneff, G., Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla, VTT:n raportti vuodelta
2009.
20
Ks. esim. Purasjoki, M., Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoiden toimivuus, Kauppa- ja teollisuusministeriö, 2006.
21
Markkinaoikeus 14.3.2008 nro 123/2008 (Dnro 209/06/KR).
22
Fingrid, Urgent Market Message, 8.10.2012 ja 26.11.2012.
23
Lähde: Nord Pool Spot.
15
Kuvassa 4.3 on esitetty Suomen ja Ruotsin aluehinnat vuoden 2012 aikana. Suomen ja Ruotsin aluehinnat seuraavat toisiaan melko läheisesti, mikäli siirtoyhteydet ovat olleet käytettävissä. Vikaantumisten aikana aluehinnat puolestaan eroavat toisistaan. Aluehintaerot ja siirtokapasiteetti Tukholman alueen ja Suomen välillä on esitetty kuvassa 4.4.
Kuva 4.4. Suomen ja Ruotsin välinen hintaero (€/MWh) ja Ruotsin hinta-alueen SE3 ja Suomen välinen siirtokapasiteetti.24
Markkinatoimijoiden haastatteluissa nousi esiin kantaverkko-operaattoreiden käänteiset kannustimet vikatilanteiden korjaamiseen liittyen. Nykyisessä markkinarakenteessa hinta-alueiden väliset
hinta-erot tuottavat nk. pullonkaulatuloja kantaverkkoyhtiöille. Pullonkaulatuloa syntyy, kun halvemmalta hinta-alueelta siirtyvää sähköä viedään kalliimmalle hinta-alueelle. Esimerkiksi vuoden
2009–2010 hintapiikkitilanteissa on siirtoa Etelä-Norjasta muualle rajoitettu alueen oman tehotasapainon säilyttämiseksi. Kantaverkkoyhtiön asettaman rajoituksien seurauksena Etelä-Norjan hintataso on jäänyt esimerkiksi Ruotsin ja Suomen hintatasosta25.
Toisaalta kantaverkkoyhtiöt ovat EU:n sähkökauppa-asetuksen puitteissa velvoitettuja käyttämään
pullonkaulatulot rajasiirtokapasiteetin ylläpitoon ja lisäämiseen26. Suomen kantaverkkoyhtiö Fingrid
raportoi saamansa pullonkaulatulot ja niiden käyttötavat27. Kantaverkkoyhtiöistä Fingridin toimintaa
pidettiinkin yleisesti hyvänä ja rajayhteyksien vikaantumisten arvioitiin olevan seurasta muista syistä
kuin puutteista Fingridin toiminnassa.
24
Lähde: Nord Pool Spot ja Fingrid
25
Vehviläinen, I. et al, Nordic electricity peak prices during the winter 2009–2010, 2010.
26
Europpan parlamentin ja neuvoston asetus (EY) N:o 714/2009 verkkoon pääsyä koskevista edellytyksistä rajat ylittävässä
sähkön kaupassa, annettu 13.7.2009.
27
Fingrid, www.fingrid.fi
16
Kantaverkkoyhtiöiden käänteisiä kannustimia siirtoyhteyksien vahvistamiseen ja erityisesti vikatilanteiden korjaamiseen voidaan pitää koko järjestelmän tehokkuuden kannalta kyseenalaisina. Esimerkiksi vikatilanteesta aiheutuvat aluehintaerot tuottavat kantaverkkoyhtiöille kassavirtaa, joka tulee
myöhemmässä vaiheessa investoida verkon ylläpitoon tai vahvistamiseen. Fingridistä poiketen kaikki
pohjoismaiset kantaverkkoyhtiöt eivät ole yhtä avoimia raportoinnissaan esimerkiksi siitä kuinka
paljon tuloja ne ovat saaneet ja miten ja missä tulot käytetään. Esimerkiksi Svenska Kraftnät on
tietoinen, että Fenno-Skan 1 vikaantumisen seurauksena Suomen aluehinnat ovat olleet korkeimpia
Pohjoismaissa28, mutta ruotsalaisella kantaverkkoyhtiöllä ei ole vastaavaa taloudellista kannustinta
kiirehtiä töitä kuin suomalaisilla sähkön käyttäjillä.
4.3 Esimerkki Suomen hinta-alueen eriytymisestä
Suomen aluehinnan muodostumista ei julkisesti saatavilla olevien tietojen perusteella ole mahdollista analysoida tarkasti. Systeemihinnan osalta Nord Pool Spot julkistaa kuitenkin kysyntä- ja tarjontakäyrät, joiden perusteella markkinahinta muodostetaan.
Esimerkkinä markkinahinnan muodostumisesta tarkastellaan keskiviikon 5.12.2012 tuntia 07–08.
Ajankohta on valittu tarkasteluun, koska Suomen aluehinta oli kyseisellä tunnilla 300,01 euroa/MWh,
kun sähkönhinta kaikilla muilla hinta-alueilla Pohjoismaissa oli 68,38 euroa/MWh. Sähkön hinta oli
Suomessa kyseisenä tuntina noussut voimakkaasti edeltävinä kahtena päivänä suhteessa edelliseen
viikkoon ja Tukholman aluehintaan (SE3), kuten taulukko 4.1 esittää.
Taulukko 4.1. Esimerkkinä tarkasteltavan tunnin 07–08 hinnat eri alueilla (euroa/MWh).29
Hinta-alue
Systeemi
26.11.2012
34,88
27.11.2012
38,34
28.11.2012
39,03
3.12.2012
56,66
4.12.2012
72,57
5.12.2012
85,18
Helsinki
48,01
50,02
53,31
73,89
147,57
300,01
Tukholma
34,63
37,00
37,72
73,89
57,03
68,38
Suomen aluehinnat ja kysynnät tunnin 07–08 aikana sekä tuonti Suomeen Ruotsista, Virosta ja
Fingridin siirtoyhteyksien kautta Venäjältä on esitetty taulukossa 4.2. Suomen hinta-alueen kysyntä
Nord Pool spot-markkinalla on ollut 5.12.2012 tunnin 07–08 aikana 8 790 MW. Verrattuna aiempiin
päiviin, kysyntä on esimerkiksi 455 MW korkeampi kuin 3.12.2012 vastaavana tuntina, jolloin markkinahinta on ollut 73,89 euroa/MWh.
Huolimatta Suomen korkeasta hinnasta on sähköä siirretty Venäjältä kaupallisesti vain 300 MW30.
Kaupallisesti käyttämätöntä siirtokapasiteettia on ollut kyseisen tunnin aikana 1 000 MW. Tuonti
seuraavien tuntien aikana on ollut 800 MW, vaikka Suomen aluehinta on tällöin ollut selvästi alhaisempi. Lisäksi Fenno-Skan 1 kaapelin pitkäaikainen vikaantuminen on rajoittanut tuontia Ruotsin
hinta-alueelta SE3 Suomeen 800 MW:iin.
28
Svenska Kraftnät, Svenska Kraftnäts Driftråd, Möte 4-2012, 21.11.2012.
29
Lähde: Nord Pool Spot.
30
Fingrid, Rajakapasiteetit ja -siirrot – Venäjä tietokanta, viitattu 7.12.2012.
17
Taulukko 4.2. Suomen aluehinta, kysyntä ja tuonti eri hinta-alueilta eri päivinä tunnilla 07–08.31
Suomen
Suomen
Tuonti
Tuonti
Venäjä
aluehinta
kysyntä
alueelta SE1 alueelta SE3 Viro tuonti
tuonti
€/MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
26.11.2012
48.01
6 949
1 430
800
218
140
27.11.2012
50.02
7 345
1 230
800
-109
140
28.11.2012
53.31
7 409
1 250
800
132
140
3.12.2012
73.89
8 335
1 495
733
278
171
4.12.2012
147.57
8 575
1 405
800
365
171
5.12.2012
300.01
8 790
1 405
800
365
300
4.4 Elbas- ja säätösähkömarkkina
Sähkön tuotannon tulee vastata kulutusta jatkuvasti. Koska kulutuksen ja osin tuotannonkin tarkka
ennustaminen on mahdotonta, ei kaikkia kulutuksen ja tarjonnan tasapainoon vaikuttavia tekijöitä
voida ottaa huomioon ennakkoon vuorokautta etukäteen selvitettävällä spot-markkinoilla. Pohjoismaisessa markkinarakenteessa spot-markkinan jälkeen kauppaa voidaan käydä Elbas-markkinalla,
jossa voidaan käydä kauppaa jatkuvasti käyttötuntia edeltävään tuntiin saakka. Kaupankäynti Elbasmarkkinalla on kuitenkin vähäistä suhteessa spot-markkinaan.
Elbas-markkinan jälkeen sähkön tuotanto ja kulutus saadaan vastaamaan toisiaan kantaverkkoyhtiö
Fingridin operoiman säätösähkömarkkinan kautta. Toimijat voivat jättää säätösähkömarkkinalle
tarjouksia, kuinka paljon sähköä he ovat valmiita tuottamaan tai kuluttamaan lisää tai kuinka paljon
he ovat valmiita vähentämään tuotantoaan tai kulutustaan. Myös hintatasot määräytyvät markkinalla.
Säätösähkömarkkinan hintakehitys 1.1.–11.12.2012 on esitetty kuvassa 4.5. Hinta on neljään otteeseen käynyt 2 000 eurossa/MWh ja useita kertoja useissa sadoissa euroissa. Hintakehitystä Elbasmarkkinalla ei ole tässä selvityksessä tarkasteltu kuin yksittäisten esimerkkien kautta. Näiden osalta
hinnat ovat näyttäneet vastaavan spot-markkinoiden hintakehitystä ainakin karkealla tasolla32.
31
Lähde: Nord Pool Spot.
32
Elbas-markkinan perusteellinen analyysi vaatisi oman erillisen selvityksensä.
18
Kuva 4.5. Säätösähkön hinnat ajalla 1.1.–11.12.2012.33
4.5 Johdannaismarkkina
Tässä selvityksessä on tarkasteltu sähkön aluehintojen kehittymistä johdannaismarkkinalla karkealla
tasolla. Kaupankäynnin kohteena on tällä hetkellä vuosi-, kvartaali- ja kuukausituotteita. Tuotteita on
kehitetty markkinatoimijoiden näkemysten mukaisesti NASDAQ OMX:n tuoteryhmän koordinoimana.
Yleiskuva aluehintatuotteiden kehittymisestä on esitetty kuvassa 4.7. Yksityiskohtaisempia tietoja
johdannaismarkkinan kehittymisestä on saatavilla vain lähimmän kuukauden ajalta ilman kustannuksia ja sitoumuksia datan käyttöön.
33
Lähde: Fingrid.
19
Kuva 4.7. Johdannaismarkkinan aluehintatuotteiden hinnat 1/2011–4/2012.34
Julkisten tietojen valossa voidaan todeta markkinan likviditeetin olevan heikko. Esimerkiksi aikavälillä
12.11.–12.12.2012 Suomen hinta-alueella käytiin kauppaa NASDAQ OMX markkinalla vain yhteensä
13 MW edestä, kun vastaava kaupankäynti systeemihintaisella tuotteella oli 2 309 MW.
Heikko likviditeetti näkyy markkinoilla aluehintatuotteiden hinnoittelussa. Teoriassa markkinoiden
tulisi kyetä kuvaamaan tulevaa hintakehitystä johdannaistuotteiden hinnoittelulla. Käytännössä
kaupankäynti aluehintatuotteilla ei kuitenkaan ole välttämättä kuvastanut toteutuneita aluehintaeroja. Esimerkiksi kaupankäyntihinnat lokakuun 2012 Suomen aluehintatuotteella vaihteli välillä
8,50–12,55 €/MWh kaupankäyntiaikana elo-syyskuussa 2012. Kyseisen kuukauden toteuma oli
kuitenkin 3,81 €/MWh.
5 Kilpailutilanne Suomen sähköntuotannossa
Tilanteissa, joissa Suomen hinta-alue on eriytynyt muusta pohjoismaisesta markkinasta, ovat rajasiirtokapasiteetit näihin maihin aina täysin käytössä. Tällöin Suomen aluehinta määräytyy Suomen
sisäisen kysyntä- ja tarjontatasapainon perusteella35.
Valtaosa Suomen sähköntuotannosta on perustuotantoa, jolla tuotetaan sähköä lyhytaikaisista
sähkönhinnan vaihteluista riippumattomasti. Ydinvoimalla tuotetaan sähköä jatkuvasti täydellä
kapasiteetilla. Sähkön ja lämmön yhteistuotanto vaihtelee joko kaukolämmön tai teollisuuden pro-
34
Nasdaq OMX, Statistical Market Report April 2012.
35
Tuonti Venäjältä kiinnitetään ennen spot-hinnan muodostamista. Tuotava määrä ei riipu sähkön spot-hinnasta.
20
sessien tarpeiden mukaisesti. Myös vesivoimasta vain osaa voidaan säätää vapaasti. Kuvassa 5.1 on
esitetty Suomen sähkön hankintarakenne marraskuun 2012 korkeimman kulutushuipun aikana36.
Kuva 5.1. Suomen sähkön hankinnan rakenne 30.11.2012.37
Suomen sähköntuotannon säädettävyyttä on tarkasteltu Energiateollisuuden ja Fingridin tilaamassa
raportissa, joka julkaistiin vuoden 2012 lopulla. Raportin mukaan pääosa tuntitasolla säädettävästä
kotimaisesta tuotantokapasiteetista on vesivoimaa ja lauhdevoiman erillistuotantoa sekä lähinnä
reservinä käytettäviä kaasuturbiineja (ks. taulukko 5.1). Myös yhteistuotantolaitoksien sähköntuotantoa on joissakin olosuhteissa mahdollista säätää.
36
Energiateollisuus ry julkaisee sähkön hankintatiedot hankintalähteittäin sen päivän osalta kunkin kuukauden kulutushuippu
37
Energiateollisuus ry, Kuukausitilasto marraskuu 2012, 14.12.2012.
21
Taulukko 5.1. Säädettävän ja perusvoiman nykytila Suomessa.38
Normaalissa kulutushuipputilanteessa, talvisena arkipäivänä, yhteistuotanto on kuitenkin jo täysimääräisesti käytössä, eikä sähköntuotantoa voida lisätä korkeillakaan sähkönhinnoilla. Normaalissa
markkinahinnan muodostuksessa kulutushuippujen aikaan suurin merkitys Suomen alueella onkin
vesivoiman ja lauhdevoiman erillistuotannon hinnoittelulla. Näiden laitoksien omistus on Suomessa
keskittynyt muutamalle suurelle toimijalle, kuten taulukosta 5.2 käy ilmi.
Taulukko 5.2. Suomen sähkömarkkinoiden säädettävää kapasiteettia hallinnoivat yhtiöt sekä yhtiöiden markkinaosuudet ja niiden perusteella laskettu arvio Herfindahl-Hirschman indeksistä.39
Tuottaja
Vesivoima, MW
Fortum
1 539
Erillinen lauhdevoima, MW
924
2 463
Osuus,
%
50
HHI
(arvio)
2 455
PVO
433
661
1 094
22
484
UPM*
254
-
254
5
26
Vattenfall
131
-
131
3
7
Helsingin Energia**
99
-
99
2
4
Muut
716
214
930
19
350
3 172
1 799
4 971
100
3 326
Yhteensä
Yhteensä, MW
*) UPM:n vesivoimaosuudet ilmoitettu erikseen. UPM omistaa PVO:sta 43,21 %. PVO:n tarkastelu omistusosuuksien mukaisesti vaikuta tarkastelun johtopäätöksiin markkinan keskittyneisyydestä.
**) Sisältää Helsingin kaupungin omistusosuudet.
38
ÅF-Consult Ltd, Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään? Loppuraportti, 28.11.2012.
39
Lähtötietoina käytetty Energiamarkkinavirasto, Voimalaitokset sähköteho vähintään 100 MW, 31.12.2011, Energiateollisuus ry, Energiateollisuus ry:n jäsenten ja niiden osakkuusyhtiöiden omistamat lämpövoimalaitokset, tilanne 31.12.2011
sekä ÅF-Consult Ltd, Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään? Loppuraportti, 28.11.2012. Omistusosuudet ja vesivoimalaitoksien kapasiteetit selvitetty yhtiöiden kotisivujen perusteella. Omistusrakenne on esitetty konsernitasolla. Yhtiöiden
kokonaan omistamat tytäryhtiöt (Teollisuuden Voima Oyj, Fortum Power and Heat Oy ja PVO-Lämpövoima Oy) on laskettu
osaksi konsernin omistusta. Helsingin Energian osuus pitää sisällään Helsingin kaupungin omistukset.
22
Vesivoimasta ja erillisestä lauhdetuotantokapasiteetista Fortumilla on noin 50 % markkinaosuus ja
PVO:lla 22 % osuus ja UPM mukaan lukien kolmella suurimalla tuottajalla on 77 % osuus markkinasta.
Tuotanto-osuuksien perusteella laskettu Herfindahl-Hirschman indeksi (HHI) kuvastaa markkinan
keskittymistä. Lukuarvo 3 326 viestii markkinan korkeasta keskittyneisyydestä. Korkealle keskittyneisyydelle käytetään Suomessa ja maailmalla yleisesti raja-arvona HHI indeksin tason 1 800 ylittymistä40.
On syytä huomata, että laskenta on tehty perustuen julkisesti saatavilla oleviin tietoihin, jotka eivät
välttämättä kata kaikkia tuotantolaitoksia. Mikäli HHI lasketaan kaikesta Suomen sähköntuotantokapasiteetista, ottaen huomioon perustuotannon, laskee indeksitaso. Esimerkiksi Energimarknadsinspektionenin tutkimuksessa saatiin Suomen hinta-alueelle HHI-luku 1 609, joka kuvastaa jonkin
verran keskittynyttä markkinaa 41 . Osaa yhteistuotantolaitoksien sähköntuotantokapasiteetista
voitaisiin pitää säädettävänä kapasiteettina, esimerkiksi joidenkin yhteistuotantolaitoksien ns. väliottolauhdetuotanto voitaisiin ottaa mukaan laskelmiin. Myös kulutuspuolen kysyntäjoustot voivat
osallistua säädettävän kapasiteetin markkinalle ja parantaa kilpailutilannetta42.
Tuotantokapasiteetin omistuksen korkeaa keskittymistä pidetään ongelmallisena, koska markkinan
toimivuuden perusedellytyksenä on juuri useiden toimijoiden välinen kilpailu. Mikäli kilpailua ei ole
riittävästi, on toimijoilla mahdollista strategisella tarjousten hintojen asettamisella nostaa markkinahintatasoja. Aiemmissa pohjoismaisia tukkusähkömarkkinoita tarkastelevissa selvityksissä on todettu,
että sähköntuottajille on hintapiikkitilanteissa kannattavaa pidättää hieman omaa tuotantoaan
sähkön markkinahinnan nostamiseksi. Tuotannon pidättämisestä menetetyt tulot korvaantuvat
jäljelle jäävän tuotannon saamasta korkeammasta hintatasosta.43
Sähkömarkkinoiden avaamisen yhtenä tavoitteena on toiminnan tehostaminen kilpailun kautta.
Mikäli markkinoilla on riittävästi tuottajia, aiheuttaa näiden välinen kilpailu hintojen asettumisen
siten, että sähköntuotantokapasiteetti on tehokkaassa käytössä.
Arvioitujen markkinan keskittymistä kuvaavien lukujen valossa, kilpailu Suomen tukkusähkömarkkinalla näyttää vähäiseltä tilanteissa, joissa Suomen aluehinta on eriytynyt muista alueista.
Erityisesti tämä korostuu hintapiikkitilanteissa, joissa säädettävä sähköntuotantokapasiteetti on
keskittynyt muutaman toimijan omistukseen. EU:n laajuinen todellisiin kaupankäyntitietoihin perustuva analyysi vuodelta 2005 viittaa samaan suuntaan. Niinä ajankohtina, jolloin Suomi on ollut oma
hinta-alueensa, on hintataso määräytynyt yhden toimijan tarjouksien perusteella 85 % tapauksista ja
kahden toimijan tarjouksien perusteella 97 % tapauksista. Jos markkinahintataso määräytyy yhden
40
Ks. esim. Björkroth, T. et al., Kilpailuviraston päivittäistavarakauppaa koskeva selvitys, Kilpailuviraston selvityksiä 1/2012.
Selvityksen Björkroth, T. ja Koponen, A., Lainsäädännön kilpailuvaikutusten arviointi, KTM, 5/2006, mukaan markkinaa
voidaan pitää keskittyneenä, jos HHI ylittää arvon 1 000.
41
Energimarknadsinspektion, Elområden i Sverige, Analys av utvecklingen och konsekvenserna på marknaden, EI R2012:06.
42
Bröckl, M. et al, Examining and proposing measures to activate demand flexibility on the Nordic wholesale electricity
market, 2011.
43
Esimerkiksi Vehviläinen, I. et al, Nordic electricity peak prices during the winter 2009–2010, 2010, Econ Pöyry AB, Market
Power in the Nordic Power Market, 2008 ja Bye, T. A., Functioning of the Nordic power market – an overview and evaluation of studies and reports, 2007.
23
toimijan tarjousten perusteella valtaosan ajasta, voi tämä toimija tarkkailla markkinan toimintaa ja
nostaa omia tarjoushintojaan ilman riskiä tarjousvolyymin läpimenosta kilpailun vuoksi.44
Suomen hinta-alueelta ei ole julkisesti saatavilla tietoja tehdyistä tarjouksista tai niiden hintatasoista.
Nord Pool julkistaa sähkön systeemihinnan muodostuksessa käytetyt kysyntä- ja tarjontakäyrät
jokaiselta tunnilta. Muutoksia sähkön tarjontakäyrässä on tarkasteltu kuvassa 5.2. Kuvassa esitetään
kuinka paljon tuotantoa tai kysyntäjoustavaa kapasiteettia on tarjottu kaikilla markkinahinta-alueilla
yli 150 euroa/MWh hintaan. Tarjontakäyrät samalle tunnille on esitetty 5.12.2012 edeltävien päivien
ja edeltävän viikon osalta. Tarjontakäyrät näyttävät muuttuneen huomattavasti viikon 49 aikana
verrattuna muutoksiin edeltävällä viikolla. Muutoksien syitä on vaikea päätellä pelkästään julkisesti
saatavilla olevista tiedoista. Tuotantokapasiteetin tai siirtoyhteyksien vikaantumisista saadut ilmoitukset eivät näyttäisi selittävän tarjontakäyrän muutoksia.
27.11.2012
28.11.2012
3.12.2012
€/MWh
€/MWh
26.11.2012
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1000
4.12.2012
5.12.2012
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
200
MW
400
600
800
1000
MW
Kuva 5.2. Yli 150 €/MWh hintaan markkinoille tarjottu tuotanto- tai kysyntäjoustokapasiteetti tunnilla 07–08 eri päivinä laskettuna Nord Pool Spotin systeemihinnan laskennassa käytetystä tarjontakäyrästä maanantaista keskiviikkoon viikolla 48 ja 49 vuonna 2012.
Vuosina 2000–2009 Suomeen ei ole rakennettu yhtään uutta erillistä lauhdevoimatuotantoa. Yhteistuotantolaitoksien yhteydessä on kuitenkin lisätty tai päätetty lisätä väliottolauhdetuotantoa 235
MW. Lisäksi vesivoiman tuotantokapasiteetti on lisätty pääosin tehonkorotusten kautta 300 MW.
Pääosa toteutetuista ja suunnitelluista investoinneista sähköntuotantoon on kohdistunut yhteistuotantolaitoksiin, yhteensä 2 090 MW, ja Olkiluoto 3:n ydinvoimaan, 1 690 MW. Lisäksi tuulivoimaa on
lisätty 150 MW.45 Olkiluoto 3:n viivästyminen on vaikuttanut kysynnän ja tarjonnan tasapainoon
Suomessa.
Selvityksessä haastateltujen suomalaisten markkinatoimijoiden keskuudessa pidetään huolestuttavana, että Suomessa on vähän tuottajia. Säädettävän kapasiteetin ja toimijoiden vähyys näkyy haastateltujen mukaan spot-markkinan lisäksi säätösähkömarkkinalla. Erityisen ongelmallisena pidetään
sitä, että uutta tuotantokapasiteettia on vaikea rakentaa Suomeen markkinaehtoisesti. Lisäksi voimalaitosrakentamisen luvittaminen koetaan jäykäksi ja vaikeaksi.
44
Euroopan komissio, DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10.1.2007.
45
Pöyry, Energiantuotannon investoinnit ja investointipäätökset 2000–2009, 4.2.2010.
24
6 Vaikutukset sähkönkäyttäjille ja sähkön myyjille
6.1 Sähkön spot-markkina
Sähkön hinta Suomen spot-markkinalla on ollut vuosina 2011 ja 2012 korkeampi kuin pohjoismaista
hintatasoa kuvaava systeemihinta tai hinta Ruotsin spot-markkinalla. Vesivoiman tuotantotilanne on
Pohjoismaissa ollut hyvä ja edullinen vesivoima on alentanut sähkön hintaa erityisesti Ruotsissa ja
Norjassa. Sähkön siirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen on vuonna 2012 alentunut normaalista vikaantumisten seurauksena. Sähkön tuonti Venäjältä on vuoden 2011 lopulta alkaen vähentynyt
uusien rajakauppaan liittyvien toimintamallien seurauksena. Suomessa uutta tuotantokapasiteettia
on otettu käyttöön rajoitetusti.
Ruotsin siirtoyhteyksien vikaantumisten aikana syntyneet aluehintaerot on esitetty taulukossa 6.1.
Aluehintaerojen ja siirtoyhteyksien välillä vaikuttaa olevan selvä yhteys. Mikäli molemmat FennoSkan yhteydet ovat olleet käytössä, on keskimääräinen aluehintaero Suomen ja Tukholman alueen
välillä ollut 0,79 euroa/MWh. Mikäli Fenno-Skan 1 ei ole ollut käytettävissä, on hintaero ollut 5,99
euroa/MWh ja Fenno-Skan 2 yhteyden poissa ollessa 6,43 euroa/MWh.
Taulukko 6.1. Suomen ja Tukholman hinta-alueiden välinen hintaero ja hintaeron teoreettinen kustannus suomalaisille sähkönkäyttäjille tammi-marraskuussa 2012.46
Siirtoyhteys
Fenno-Skan 2 poissa käytöstä
Fenno-Skan 1 poissa käytöstä
Molemmat yhteydet toiminnassa
Muut tilanteet
Tammi-marraskuu 2012 yhteensä
Kapasiteetti
MW
550
800
1 350
1 236
981
Osuus ajasta
%
20 %
32 %
18 %
31 %
100 %
HEL-STO
€/MWh
6.43
5.99
0.79
3.62
4.44
Kustannus
milj. euroa
109
143
12
78
341
Siirtoyhteyksien vikaantumisten aiheuttamat hintaerojen muutokset ovat seurausta suhteellisen
pienestä, noin 5–8 %, muutoksesta Suomen sähkönkulutuksen kattamiseen tarvittavasta kapasiteetista. Sähkön tarjonnan ja kysynnän välinen tehotasapaino vaikuttaakin olevan suhteellisen tiukka,
koska suhteellisen pienet muutokset ovat aiheuttaneet suhteellisen suuria hinnanmuutoksia.
Aluehintaerojen teoreettinen kustannus suomalaisille sähkönkäyttäjille voidaan laskea perustuen
hintaeroihin ja sähkön kulutukseen Suomessa. Yhteensä tammi-marraskuussa 2012 suomalaiset
sähkönkäyttäjät ovat maksaneet 341 miljoonaa euroa enemmän kuin jos Suomen hinta olisi ollut
sama kuin Tukholman hinta. Valtaosa kustannuksista on syntynyt ajankohtina, jolloin Ruotsin siirtoyhteydet eivät ole olleet kokonaisuudessaan käytettävissä.
46
Lähde: Nord Pool Spot ja Fingrid.
25
Hinta-erojen vaikutuksen sähkönkäyttäjille voivat olla merkittäviä myös yksittäisen tunnin aikana.
Sähkön hinta Suomen tukkumarkkinalla oli 300,01 euroa/MWh keskiviikkona 5.12.2012 klo 7–8 ja
kaikkien muiden Pohjoismaiden hinta-alueilla 68,38 euroa/MWh. Systeemihinta kyseisenä tuntina oli
85,18 euroa/MWh (ks. kuva 3.1). Kyseisen tunnin aikana Suomen kulutus oli 13 215 MWh. Koko
kulutetun sähkön hankinta Suomen aluehintaan maksoi laskennallisesti 3,96 miljoonaa euroa. Mikäli
sähköä Suomessa olisi ollut saatavilla samaan hintaan systeemihinnan kanssa olisivat kustannukset
olleet 1,13 miljoonaa euroa. Vastaavasti mikäli sähkön hinta olisi ollut sama kuin Ruotsissa, olisivat
kustannukset olleet 0,90 miljoona euroa. Yksittäisen tunnin aluehintaeroista syntyneet kustannusvaikutukset suomalaisille sähkönkäyttäjille olivat täten tarkastelunäkökulmasta riippuen 2,84–3,06
miljoonaa euroa.
Sähkön spot-markkinahinta on referenssihinta johdannaismarkkinalle. Aluehintaerot spotmarkkinalla heijastuvat johdannaismarkkinalle aluehintatuotteiden hintaeroina. Toimijat, jotka
käyttävät aluehintatuotteita kulutuksensa suojaamiseen, joutuvat maksamaan kohonneiden spothintojen lisäksi myös kohonneista aluehintatuotteiden hinnoista.
6.2 Sähkön johdannaismarkkina
Ruotsin jakaantuminen useisiin hinta-alueisiin sekä Suomen ja Ruotsin hinta-alueiden kasvaneet
hintaerot ovat heikentäneet sähkömarkkinatoimijoiden mahdollisuuksia suojautua hinta-alueriskejä
vastaan Suomessa.
Suomen hinta-alueen ero systeemihintaan on vaihdellut välillä 1,96–6,29 euroa/MWh vuosina 2007–
2011 vuosikeskiarvoista laskettuna. Erotus vastaa noin 5–14 % lisää systeemihintaan verrattuna.
Hinta-alueiden hinnanvaihtelut heiluttavat myös sähkömarkkinatoimijoiden kustannuksia ja tuottoja.
Jotta tulosvaikutukset eivät olisi liian suuria, monet markkinatoimijat pyrkivät suojautumaan riskejä
vastaan. Esimerkiksi vähittäismarkkinalla toimivan sähkönmyyjän tulosmarginaalit tai suuren sähkönkäyttäjän teollisen tuotannon katteet voivat olla pienempiä kuin aluehintaerojen muutokset.
Sähkön tukkumarkkinan ongelmat ovat myös vähittäismarkkinan kilpailun toimivuuden suurimpia
esteitä47.
Spot-markkinan aluehintaeroja vastaan voidaan suojautua johdannaismarkkinalla. Kaupankäyntimahdollisuudet ovat markkinatoimijoiden arvioiden mukaan kuitenkin muuttuneet erittäin heikoksi.
Aluehintatuotteet noteerataan NASDAQ OMX johdannaismarkkinalla. Johdannaismarkkinalla toimii
nk. markkinatakaajia, jotka ovat sitoutuneet antamaan sekä osto- että myyntitarjouksia johdannaistuotteille48. Markkinatakaus johdannaispörssissä on kuitenkin toiminnassa vain rajoitettuna osana
päivää ja osto- ja myyntitarjouksien väliset erot ovat usein varsin suuria.
Johdannaisilla voidaan käydä kauppaa myös varsinaisen markkinapaikan ulkopuolella (nk. Over The
Counter tai OTC-markkina). Suomen aluehintatuotteiden osalta kauppa näyttääkin pääosin siirtyneen OTC-markkinalle.
47
Ks. esim. Bröckl, M., et al., Harmonization of the Nordic electricity retail market – benefits and challenges, Energiateollisuuden julkaisuja, 2012.
48
Suomen aluehintatuotteen markkinatakaaja vuoden 2012 lopulla oli Vattenfall. Lähde: NASDAQ OMX.
26
Aluehintatuotteille on toimijoiden mukaan aina mahdollista saada hintatarjous OTC-markkinalta.
Ongelmiin saatetaan kuitenkin törmätä tilanteissa, joissa halutaan suojata suurempi volyymi tiettynä
ajankohtana, jolloin tuottajien ja ostajien intressit eivät aina välttämättä kohtaa. Käytännössä ostajat
joutuvat tällöin korottamaan hintatarjouksiaan suojauskaupan aikaansaamiseksi. Lisäksi kaupankäynti OTC-markkinalla heikentää johdannaismarkkinan läpinäkyvyyttä49.
Markkinatoimijoiden näkemysten mukaan aluehintatuotteilla tehdään kauppaa lähinnä suojautumistarpeesta. Tämä poikkeaa kaupankäynnistä systeemihintaan sidotuilla tuotteilla, joissa kauppaa
tehdään myös puhtaasti trading- eli ansaintamielessä. Trading-kaupankävijät lisäävät kaupankäyntivilkkautta ja parantavat täten markkinan toimivuutta. Trading-toimijat ovat lähtökohtaisesti kiinnostuneita kaupankäynnistä vain tuotteilla, joilla kaupankäynti on riittävän vilkasta. Mikäli markkinan
likviditeetti on heikko, voi voittojen kotiuttaminen tai tappioiden realisointi olla vaikeaa ja tästä
seuraavat riskit kohtuuttoman suuria suhteessa trading-toiminnasta saataviin hyötyihin.
Suomen hinta-alue on suhteellisen pieni ja aluehintatuotteen likviditeetti on ollut suhteellisen heikko jo pitkään. Tästä syystä monet toimijat ovat aiemmin, ennen Ruotsin jakamista hinta-alueisiin,
käyttäneet hyödyksi Ruotsin hinta-alueen parempaa likviditeettiä. Koska aluehintaerot Suomen ja
Ruotsin välillä ovat olleet aiemmin suhteellisen pieniä, ovat toimijat voineet suojautua kohtuullisen
hyvin aluehintariskeiltään Ruotsin aluehintatuotteella. Ruotsin jakaantuminen useisiin hinta-alueisiin
on heikentänyt aluehintatuotteiden likviditeettiä kaikilla alueilla. Lisäksi vuoden 2012 aikana Suomen
ja Ruotsin väliset hinta-erot ovat kasvaneet merkittävästi aiempiin hinta-eroihin verrattuna mm.
Venäjän tuonnin vähennyttyä.
Suomen aluehintatuotteen julkiset noteeraukset vaikuttavat kaupankäyntiin vähittäismarkkinalla.
Sähkön jälleenmyyjien kannalta asiakkaille toimitettavan sähkön hinnan tulee kattaa vähintään
hankintakustannukset. Hinnoittelu vähittäismarkkinalla on haastavaa, mikäli aluehintatuotteen
julkinen noteeraus puuttuu tai julkisesti saatavilla myyntitarjous poikkeaa merkittävästi tuotteen
muulta saatavasta hinnoittelusta. Vaihtoehtona jälleenmyyjille on joko ylihinnoitella tarjouksensa
perustuen julkisiin noteerauksiin tai siirtyä käyttämään muuta kuin markkinahintoihin perustuvaa
hinnoittelua. Kumpikaan vaihtoehto ei ole hyvä vähittäismarkkinan toimivuuden kannalta.
Joidenkin markkinatoimijoiden näkemysten mukaan myös sähköyhtiöiden tulisi kehittää omaa
toimintaansa. Joissakin sähköyhtiöissä nykyisin vallitseva tilanne, jossa tuotantoa ja myyntiä ei
käytännössä ole kokonaan eriytetty toisistaan, nähdään toimintatapana, joka ei edistä markkinoiden
toimintaa. Tulevaisuudessa sähköyhtiöiden tulisi panostaa esimerkiksi kysynnänjouston edistämiseen, jolloin voitaisiin vaikuttaa markkinan toimintaan ja spot-hinnan muodostumiseen. Tämä olisi
mahdollista esimerkiksi tarjoamalla asiakkaille tuotteita, jotka ovat nykyistä enemmän markkinahintaan sidoksissa. Tällöin markkinariskejä voitaisiin jakaa asiakkaiden kanssa.
49
Nk. REMIT-asetuksen (Regulation on wholesale energy market intergrity and transparency) toimeenpano tulee parantamaan koko markkinalla tehtyjen kauppojen raportointivelvoitetta, mutta ei vaikuta reaaliaikaisten kaupankäyntihintatasojen läpinäkyvyyteen. Ks. Euroopan parlamentin ja neuvoston asetus n:o 1227/2011 energian tukkumarkkinoiden
eheydestä ja tarkasteltavuudesta, 25.10.2011.
27
7 Yhteenveto ja suositukset
Pohjoismainen sähkömarkkina ei toimi tavoitellulla tavalla
Yhteisen pohjoismaisen sähkömarkkinan lähtökohtana on ollut kilpailun lisääminen laajan yhteisen
markkinan kautta. Kehitys näyttää kulkevan päinvastaiseen suuntaan 2010-luvulla. Nykykehityksen
valossa sähkömarkkinan toiminta jää asetetuista tehokkuutta lisäävistä ja kuluttajia hyödyttävistä
tavoitteista. Ongelmat tukkumarkkinalla ovat vähittäismarkkinan kilpailun suurimpia esteitä. Sähkömarkkinan toimivuuden parantaminen edellyttää toimia poliittisilta päättäjiltä, markkinoiden
toimintaa valvovilta viranomaisilta, kantaverkkoyhtiöiltä ja markkinatoimijoilta.
Suomi on eriytynyt muusta pohjoismaisesta sähkömarkkinasta
Suomen sähkön tukkumarkkina on eriytynyt muusta pohjoismaisesta sähkömarkkinasta enenevissä
määrin etenkin vuoden 2012 aikana. Sähkön hinnat muualla pohjoismaisella markkinalla ovat
olleet Suomea edullisempia, koska muilla hinta-alueilla on ollut tarjolla edullista vesivoimaa runsaiden sateiden ansiosta. Pitkään jatkuneet vikatilanteet Suomen ja Ruotsin välisissä yhteyksissä ovat
vähentäneet mahdollisuuksia tuoda edullisempaa sähköä muista Pohjoismaista Suomeen. Lisäksi
muuttuneet kaupankäyntisäännöt ovat vähentäneet sähkön tuontia Venäjältä.
Kilpailu Suomen sähkömarkkinalla on heikentynyt
Koska Suomi on eriytynyt enenevissä määrin muusta pohjoismaisesta markkinasta, on myös kilpailuasetelma tukkumarkkinalla muuttunut pohjoismaisesta kotimaiseksi. Sähkön tukkumarkkinaa Suomessa voidaan pitää joko jonkin verran tai korkeasti keskittyneenä, kun Suomi on eriytynyt omaksi
hinta-alueekseen. Markkina on jonkin verran keskittynyt, jos tarkastellaan koko Suomen sähköntuotantokapasiteettia. Markkina on korkeasti keskittynyt, jos tarkastellaan sähkön hinnan perusteella
säädettävän vesivoiman ja erillisen lauhdetuotannon omistusta, joka on keskittynyt kahden suuren
toimijan omistukseen.
Keskittynyt tuotantorakenne on markkinan toimivuuden kannalta ongelmallinen. Keskittyneellä
markkinalla suurimmat tuottajat voivat käyttää strategista hinnoitteluvoimaansa markkinahintojen
nostamiseksi. Jos markkinalla olisi riittävästi kilpailua, eivät yksittäiset tuottajat voisi vaikuttaa hintatasoihin. Julkisten tietojen perusteella yksittäisten toimijoiden käyttäytymisestä ei kuitenkaan voida
tehdä päätelmiä.
Johdannaismarkkinan toimivuus Suomen aluehintatuotteella on heikko
Suomen aluehinnan riskejä vastaan suojautuminen on muuttunut vaikeammaksi ja kalliimmaksi
Suomen ja Ruotsin kasvaneiden hintaerojen ja Ruotsin aluehinnan jakaantumisen myötä.
Johdannaismarkkinan toiminnan parantamiseksi on esitetty markkinahintojen muodostamista tukevien nk. markkinatakaajien lisäämistä. Eräänä ratkaisumallina selvityksen haastatteluissa nostettiin
esiin mahdollisuus velvoittaa kantaverkkoyhtiöt takamaan markkinahintoja. Markkinatakauksen
lisäksi yksi esitetty vaihtoehto on ollut suurten tuottajien tai kantaverkkoyhtiöiden velvoittaminen
huutokauppaamaan aluehintatuotteita. Nämä vaihtoehdot eivät kuitenkaan ole ongelmattomia ja
edellyttävät jatkoselvityksiä.
28
Tukkumarkkinan heikko toiminta on ongelma vähittäismarkkinalla
Tukkumarkkinan keskittyneisyys näkyy ongelmina myös vähittäismarkkinalla. Aluehintaerojen
kasvaminen on lisännyt tukkumarkkinoilta sähköä hankkivien sähköyhtiöiden ja suurien sähkönkäyttäjien markkinahintariskejä. Samanaikaisesti aluehintaeroilta suojautuminen on muuttunut
vaikeammaksi ja kalliimmaksi.
Kilpailu asiakkaista vähittäismarkkinalla heikkenee riskien kasvaessa ja suojauskustannusten kasvaessa. Suuret riskit ja kohonneet kustannukset eivät houkuttele toimijoita kilpailemaan asiakkaista.
Sähkön vähittäismyyjien kannalta sähkömarkkinaan liittyviä riskejä voidaan yrittää siirtää enenevissä
määrin loppukäyttäjille. Markkinahintariski sähkön vähittäismyyjille syntyy, kun ne ostavat sähköä
vaihtelevalla hinnalla ja myyvät loppukäyttäjille kiinteällä hinnalla. Osittain ratkaisuja voidaan hakea
loppukäyttäjien tuotteiden rakenteissa ja hinnoittelussa.
Poliittinen ohjaus vaikeuttaa kilpailun lisäämistä
Uutta tuotantokapasiteettia on vaikea rakentaa Suomeen markkinaehtoisesti. Poliittiset päätökset
vääristävät sähkömarkkinan toimintaa. Päästökauppa, uusiutuvien energialähteiden lisäämisen tuet
ja ydinenergialaki ovat esimerkkejä sähkön tuotantoon liittyvien ulkoisvaikutusten hallinnasta poliittisin toimin. Näiden ulkoisvaikutuksien huomioon ottamisella saavutetaan ympäristön ja yhteiskunnan kannalta tärkeitä muita tavoitteita, mutta samalla voidaan vaikeuttaa sähkömarkkinoiden toimintaympäristöä.
Markkinoiden väliset hinta-erot maksavat suomalaiset sähkön käyttäjät
Suomen sähkömarkkinan eriytyminen nostaa suomalaisten sähkönkäyttäjien kustannuksia suhteessa muihin Pohjoismaihin. Hintaerot ovat kasvaneet selvästi vuoden 2012 aikana. Yhteensä hintaerojen vaikutuksesta laskennallinen suomalaisten sähkönkäyttäjien sähkön hankintakustannus on
ollut 341 miljoonaa euroa suurempi vuoden 2012 tammi–marraskuussa kuin jos sähköä olisi ollut
Suomessa tarjolla samaan hintatasoon kuin Tukholman alueella. Joulukuussa 2012 yksittäisen tunnin
laskennalliset sähkön hankintakustannukset olivat noin 3 miljoonaa euroa enemmän kuin Ruotsissa
vastaavana ajankohtana.
Suomen hinta-alueen muita Pohjoismaita korkeammat hinnat vaikuttavat Suomessa toimivien yrityksien kilpailuasetelmaan suhteessa muihin Pohjoismaihin. Jotta myös suomalainen teollisuus voi
hyötyä laajan pohjoismaisen sähkömarkkinan tuomista tehokkuushyödyistä, tulee markkinan toimivuus varmistaa.
Rajasiirtoyhteyksien ongelmat vuonna 2012 ovat tulleet kalliiksi
Sähkön siirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen on vuonna 2012 alentunut vikaantumisten seurauksena.
Vikaantumisilla näyttää olevan selkeä yhteys Suomen hinta-alueen eriytymiseen ja siitä aiheutuviin
kustannuksiin. Aluehintaeroja on vuoden 2012 aikana ollut erityisesti silloin, kun siirtokapasiteetti
Ruotsista ei ole ollut käytettävissä täydellä teholla. Kustannukset siirtorajoituksien vikaantumisten
aikaan ovat olleet yli 250 miljoonaa euroa. Toisaalta ilman vuoden 2011 lopulla käyttöönotettua
Fenno-Skan 2 yhteyttä, aluehintaerot olisivat voineet olla huomattavasti nykyisiä suurempia.
Pohjoismaisten kantaverkkoyhteyksien käyttöä tehostettava
Aluehintaerojen aikaan halvemmalta hinta-alueelta viedään sähköä kalliimmalle hinta-alueelle.
Koska aluehintaerot tuovat tuloja kantaverkkoyhtiöille, kantaverkkoyhtiöt saavat lisätuloja raja-
29
siirtoyhteyden vikatilanteen seurauksena. Tilannetta voidaan pitää erikoisena suhteessa esimerkiksi
sähkönjakeluverkkoyhtiöihin, jotka vastaavassa tilanteessa menettävät tulojaan ja joutuvat maksamaan korvauksia vikaantumista kärsiville asiakkailleen.
Vähimmäisvaatimuksena kantaverkkoyhtiöille voitaneen pitää, että vikaantumiset on korjattava
niiden kustannusvaikutusten edellyttämällä tavalla ja korjauksista viestitetään aktiivisesti ja läpinäkyvästi. Tässä suhteessa Suomen Fingrid on edelläkävijä pohjoismaisten kantaverkkojen joukossa saatujen tulojen ja niiden käytön läpinäkyvyydessä.
Venäjän sähkömarkkinan yhteensovittaminen välitön haaste
Sähkön tuonti Venäjältä on vähentynyt uusien rajakauppaan liittyvien toimintamallien seurauksena
vuoden 2011 lopulta alkaen. Vaikka kaupankäynti on aiempaan verrattuna muuttunut markkinaehtoisemmaksi, Pohjoismaiden ja Venäjän sähkömarkkinoiden yhteensovittamiseen liittyy myös
suuria haasteita.
Sähkömarkkinan rakenne Venäjällä poikkeaa pohjoismaisesta markkinasta. Tästä huolimatta markkinoita ollaan integroimassa yhä tiiviimmin. Toistaan poikkeavien markkinarakenteiden tiivis yhdistäminen voi kuitenkin tuottaa epätoivottavia seurauksia, kuten tuonnin vähentyminen niinäkin hetkinä,
jolloin sähköä Suomessa olisi tarvittu eniten. Siirtokapasiteettiin liittyviä käytäntöjä ja sääntelyä on
pohdittava huolella ja kokonaisvaltaisesti.
Rajasiirtoyhteys on tällä hetkellä yhden markkinatoimijan käytössä. Venäjän markkinan läpinäkyvyys
muille markkinatoimijoille on heikko. Suomen ja koko pohjoismaisen sähkömarkkinan kannalta on
tärkeä muodostaa selkeät ja läpinäkyvät säännöt kaupankäynnille myös muuttuneessa tilanteessa.
Sähkön tukkumarkkinan läpinäkyvyys ja valvonta puutteellisia
Sähkömarkkinan läpinäkyvyys ja valvonta ovat puutteellisia. Erityisesti aluehintojen muodostuksesta ei ole julkisesti tarjolla mitään tietoja. Perusteena tietojen salaamiselle on pidetty kilpailunäkökulmia, vaikka käytännössä suuret toimijat markkinoilla saavat omat ja julkiset tietonsa yhdistämällä
muuta markkinaa enemmän käyttökelpoista kaupankäyntitietoa.
Läpinäkyvyys on ongelma markkinan toimivuuden varmistamisen kannalta. Markkinan toimivuuden
seuranta ja markkinan uskottavuus kärsivät tietojen salaamisesta. Markkinatiedot tulee julkistaa
vähintään tutkimuskäyttöön esimerkiksi lyhyellä viiveellä.
On myös huolestuttavaa, että aluehintamarkkinoiden toimintaa ei säännöllisesti valvota Suomessa.
Valvovien viranomaisten roolia ja vastuuta pitää täsmentää markkinahinnan muodostuksen ja
kilpailun toimivuuden varmistamiseksi.
30
Haastattelut
Axpo Finland Oy
Boliden Kokkola Oy
Energiamarkkinavirasto
Energiateollisuus ry.
Fingrid Oyj
NASDAQ OMX Helsinki Oy
Pohjois-Karjalan Sähkö Oy
RAO Nordic Oy
Savon Voima Oyj
SOK
Svenska Kraftnät
Kalle Kuokka
Mika Lehtimäki
Timo Partanen ja Mikko Heikkilä
Pekka Salomaa
Juha Hiekkala ja Petri Vihavainen
Jukka Nygren
Heikki Rantamäki
Marja Rasi-Kurronen
Juha Keski-Karhu
Tommi Riski
Mårten Bergman
31
Lähteet
ATS Energo, Daily prices, www.atsenergo.ru.
Björkroth, T. ja Koponen, A., Lainsäädännön kilpailuvaikutusten arviointi, KTM, 5/2006
Björkroth, T. et al., Kilpailuviraston päivittäistavarakauppaa koskeva selvitys, Kilpailuviraston selvityksiä 1/2012.
Bröckl, M. et al, Examining and proposing measures to activate demand flexibility on the Nordic
wholesale electricity market, 2011.
Bröckl, M., et al., Harmonization of the Nordic electricity retail market – benefits and challenges,
Energiateollisuuden julkaisuja, 2012.
Bye, T. A., Functioning of the Nordic power market – an overview and evaluation of studies and
reports, 2007.
Econ Pöyry AB, Market Power in the Nordic Power Market, 2008
Energimarknadsinspektion, Elområden i Sverige, Analys av utvecklingen och konsekvenserna på
marknaden, EI R2012:06.
Energiamarkkinavirasto, Voimalaitokset sähköteho vähintään 100 MW, 31.12.2011
Energiamarkkinavirasto, Toimitusvarmuusraportti, 2012
Energiateollisuus ry, Energiateollisuus ry:n jäsenten ja niiden osakkuusyhtiöiden omistamat lämpövoimalaitokset, tilanne 31.12.2011
Energiateollisuus ry, Kuukausitilasto marraskuu 2012, 14.12.2012.
ENTSO-E, Interconnected network of ENTSO-E, 1.7.2012.
Euroopan komissio, DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10.1.2007.
Euroopan parlamentin ja neuvoston asetus (EY) N:o 714/2009 verkkoon pääsyä koskevista edellytyksistä rajat ylittävässä sähkön kaupassa, annettu 13.7.2009.
Euroopan parlamentin ja neuvoston asetus n:o 1227/2011 energian tukkumarkkinoiden eheydestä ja
tarkasteltavuudesta, 25.10.2011
Fingrid, www.fingrid.fi.
Fingrid, Kommenttipuheenvuoro, Suomen ja Venäjän välisen sähkökaupan kehittyminen Fingridin
näkökulmasta, Risto Lindroos, johtava asiantuntija, Sähkömarkkinapäivä 12.4.2012
Fingrid, Muutoksia Venäjän rajasiirtopalvelussa, tiedote, 26.10.2012.
Fingrid, Rajakapasiteetit ja -siirrot – Venäjä tietokanta.
Fingrid, Sähkön tuontimäärät Venäjältä vaihtelevat markkinatilanteen mukaan, tiedote, 12.4.2012.
Fingrid, Urgent Market Message, 8.10.2012 ja 26.11.2012.
Markkinaoikeus 14.3.2008 nro 123/2008 (Dnro 209/06/KR).
32
NASDAQ OMX, www.nasdaqomx.com.
NASDAQ OMX, Statistical Market Report April 2012.
Nord Pool Spot ASA, www.nordpoolspot.com.
Purasjoki, M., Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoiden toimivuus, Kauppa- ja teollisuusministeriö,
2006.
Pöyry, Energiantuotannon investoinnit ja investointipäätökset 2000–2009, 4.2.2010.
Ruska, M. ja Koreneff, G., Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla,
VTT:n raportti vuodelta 2009.
Svenska Kraftnät, Swedish interconnections – Comp case no 39351, Commitment, 2009/481,
26.1.2010.
Svenska Kraftnät, Svenska Kraftnäts Driftråd, Möte 4-2012, 21.11.2012.
Vehviläinen, I. et al, Nordic electricity peak prices during the winter 2009–2010, 2010
ÅF-Consult Ltd, Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään? Loppuraportti, 28.11.2012.
33