ENERGIAKONGRESSI 2014

2014
ENERGIAKONGRESSI
29.10.2014 TAMPEREEN MESSU - JA URHEILUKESKUS
ENERGIAKONGRESSI 29.10.2014
A1
Energiamarkkinat
Puheenjohtaja:
Johtaja Jukka Leskelä, Energiateollisuus ry
8:00 Ilmoittautuminen ja aamukahvi
8:30
Euroopan sähkömarkkinat
Johtaja, markkinat Antti Paananen, Energiavirasto
9:00
Suomalaisen kuluttajan näkökulmasta:
Toimivatko pohjoismaiset sähkömarkkinat?
Toimitusjohtaja Pasi Kuokkanen, Suomen Elfi Oy
9:30
Joustavuuden arvo sähkömarkkinoilla
General Manager Matti Rautkivi, Wärtsilä Power Plants
10:00 Kahvitauko
10:30 Energian kysyntäjoustot – mahdollisuuksia
Toimitusjohtaja Jukka Ruusunen, Fingrid Oyj
11:00 Mitä toimia tarvitaan markkinaohjauksen palauttamiseksi?
Toimitusjohtaja Juha Naukkarinen, Energiateollisuus ry
11:30
Venäjän energiamarkkinat
Johtaja Kari Kautinen, Fortum Oyj
12:00 Lounas
Eurooppalaiset energiamarkkinat
Johtaja Antti Paananen, Energiavirasto
Energiakongressi Tampere 29.10.2014
Sisältö
• Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan?
• Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota?
• Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää?
2
Sisältö
• Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan?
• Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota?
• Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää?
3
Poliittinen tausta
• Euroopan energiapolitiikan päätavoitteet:
– Kilpailukykyinen energian hinta
– Toimitusvarmuus
– Ympäristöllisesti kestävä
• Eurooppa-neuvoston 4.2.2011 asettamat tavoitteet:
– Energian sisämarkkinoiden toteuttaminen vuoteen 2014 mennessä
– Eristyksissä olevien EU:n jäsenvaltioiden liittäminen Euroopan kaasu- ja
sähköverkkoihin vuoteen 2015 mennessä
4
Sisältö
• Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan?
• Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota?
• Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää?
5
Eurooppalaisten energiamarkkinoiden
integraation ”software”
• Kolmas energian sisämarkkinapaketti
– Regulaattoreiden riippumattomuus ja tehtävät, siirtoverkonhaltijoiden eriyttäminen,
ACERin ja ENTSO-E/G:n perustaminen sekä verkkosääntöjen valmistelu
• Energiainfrastruktuuriasetus (347/2013)
– Luettelot yhteistä etua koskevista ns. PCI-hankkeista
– PCI-hankkeiden lupaprosessin järjestäminen
• REMIT-asetus (1227/2011)
– Markkinamanipulaation ja sisäpiiritiedon väärinkäytön kiellot sekä sisäpiiritiedon
julkaisemisvelvoite
• Sähkön transparenssiasetus FEDT (543/2013)
– Sähkön tuotantoa, siirtoa ja kulutusta koskevan vähimmäistiedon keruu ja
julkaiseminen markkinatoimijoiden saataville
6
EU:n verkkosäännöt
• Yhteiset verkkosäännöt ovat keskeisessä asemassa EU:n energiapolitiikan
tavoitteiden saavuttamiseksi
• Verkkosäännöt ovat jäsenmaita suoraan sitovaa lainsäädäntöä
• Verkkosäännöt laaditaan verkkoja koskevia rajat ylittäviä ja
markkinaintegraatiota koskevia kysymyksiä varten
• Verkkosäännöt eivät rajoita jäsenvaltioiden oikeutta määritellä sellaisia
kansallisia verkkosääntöjä, jotka eivät vaikuta rajat ylittävään kauppaan
• Asetuksella 714/2009 säännellään verkkosääntöjen valmistelua
– Valmistelu tapahtuu akselilla ACER (NRA) – ENTSO-E/G (TSO) – Euroopan komissio
– Jäsenmaat tulevat mukaan valmisteluun vasta komitologiavaiheessa
7
Sähkömarkkinoiden verkkosääntöjen
valmistelutilanne
Lähde: ENTSO-E
8
Energiainfrastruktuuriasetus ja PCIhankkeet
• Eurooppalaisten sähkö- ja maakaasuverkkojen parantaminen
– Erityisesti uusiutuvien energialähteiden liittäminen verkkoon
– Ei eristyksissä olevia jäsenmaita 2015 jälkeen
– Minkään jäsenmaan toimitusvarmuus ei saa vaarantua yhteen liitäntöjen puuttumisen
takia
• EU:n laajuinen yhteistä etua koskevien hankkeiden (PCI) luettelo
– Laaditaan joka toinen vuosi
– Hankkeille ensisijainen asema erityisesti lupamenettelyssä
– Lupamenettelyn kestolle aikarajat
– Kustannusten jako
– Mahdollinen EU-rahoitus
– Syksyllä 2013 julkaistulle ensimmäiselle PCI-listalle hyväksyttiin 248 hanketta (136
sähkö, 104 kaasu, 6 öljy ja 2 smart grid)
9
PCI-hankkeet (sähkö)
Lähde: Euroopan komissio
10
PCI-hankkeet (kaasu)
Lähde: Euroopan komissio
11
REMIT-asetus
• Tavoitteet
– Vahvistaa luottamusta sähkö- ja maakaasumarkkinoiden toimintaan
– Tukkumarkkinahinnat kuvaavat kilpailukykyistä kysynnän ja tarjonnan vuorovaikutusta
• Työkalut
– Markkinoiden väärinkäytön kielto ja sisäpiiritiedon julkaisuvelvoitteet
– Liiketoimien raportointi ja EU-laajuinen markkinaseuranta
– Väärinkäytösten tutkinta ja seuraamusten täytäntöönpano
12
Sisältö
• Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan?
• Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota?
• Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää?
13
Vuorokausimarkkinoiden
markkinakytkennän tilanne
Ennen 4.2.2014
- Nordic+Baltia (370 TWh)
- CWE (1150 TWh)
NWE markkinakytkentä
4.2.2014 (1840 TWh)
NWE+SWE markkinakytkentä
13.5.2014 (2130 TWh)
4M MC (CZ+SV+HU+RO)
erillinen hintakytkentä
11/2014 (160 TWh)
Italian rajojen kytkentä
(IBWT) 02/2015 (310 TWh)
14
Mitä markkinakytkentä tarkoittaa?
• Eri pörssien tarjouskirjat ja siirtoverkkojen kapasiteettitiedot laitetaan yhteen
laskenta-algoritmiin
• Tuloksena SPOT hinnat eri tarjousalueille
• Tuotannon ja siirtojen optimointi ja siirtokapasiteetin implisiittinen jakaminen
– Sähkö tuotetaan siellä, missä se on edullisinta
– Sähkön siirtosuunta halvemmalta alueelta kalliimmalle
• Siirtokapasiteetti määrittää, syntyykö tarjousalueiden välille hintaeroja
15
Sähkön pörssikaupan
(vuorokausimarkkinat) osuus EU:ssa
kasvanut
Lähde: Euroopan komissio
16
Sähkön pörssihintojen kehitys Keski- ja
Pohjois-Euroopassa
Lähde: Euroopan komissio
17
Keskimääräinen hintataso
markkinakytkentäalueella 5.2.2014
jälkeen
18
Keskimääräiset markkinakytkennän
selvityshinnat 5.2-30.9.2014
19
Rajat ylittävän siirron osuus sähkön
kulutuksesta EU:ssa on kasvanut
Lähde: Euroopan komissio
20
<- Tuonti
Vienti ->
Alueiden välinen sähkön nettosiirto
EU:ssa
Lähde: Euroopan komissio
21
Sähkön vienti ja tuonti EU:ssa tammihuhtikuussa 2014
22
Yhteenveto
• EU:n energiamarkkinat ovat integroitumassa
– Yhteiset säännöt valmistelussa
– Käytännön integraatio on jo edennyt
– Hintaeroja tarjousalueiden välillä on edelleen ja siihen vaikuttavat erilaiset
tuotantorakenteet ja alueiden väliset siirtoyhteydet
• Haasteita integraatiolle ja eurooppalaisille energiamarkkinoille
– Tarvittavien siirtoyhteyksien rakentaminen
– Markkinaehtoinen toiminta vs kansalliset intressit (omavaraisuus)
– Tuetun (uusiutuvan) tuotannon osuuden kasvu
– Kansalliset kapasiteettimarkkinajärjestelyt ja niiden yhteensopivuus/-sopimattomuus
23
Kiitos mielenkiinnostanne!
Antti Paananen, puh 029 5050 013
www.energiavirasto.fi
Suomalaisen sähkön käyttäjän
näkökulmasta: Toimivatko
pohjoismaiset sähkömarkkinat?
Suomen ElFi Oy
puolustaa
sähkön käyttäjän etua
sähkömarkkinoilla.
ElFi vaikuttaa EU:hun
Brysselissä osana
IFIEC Europea.
Suomen ElFi Oy:n 27 omistajaa
ovat merkittäviä suomalaisia
yrityksiä teollisuuden, kaupan
ja palvelujen aloilta.
Yritykset työllistävät Suomessa
noin 90.000 ihmistä ja
käyttävät yli 17% Suomen
sähkön kulutuksesta.
Suomen ElFin tehtävä on suurten sähkön
käyttäjien aseman parantaminen
vaikuttamisen kautta
Edistetään viranomaisten ja poliittisten päättäjien
ymmärrystä sähkömarkkinoilla kilpailukykyisistä
markkinaehtoisista ratkaisuista, jotka edistävät
suomalaisen teollisuuden ja palveluiden kilpailukykyä.
ElFin visio
Sähkön suurkäyttäjän asema Suomessa tulisi saada
vähintään samalle tasolle kuin Ruotsissa.
5
Kilpailuilla markkinoilla sähkön
käyttäjän näkökulmasta
joille sähköllä,
ja sähkön hinnalla,
on liiketoimintaan merkitystä.
Toimitusvarmuus
Markkinaehtoisuus
Hinnanmuodostus on
loogista ja kilpailtua.
Kilpailukykyisyys
Merkittää hintaeroa
pääkilpailijoihin ei ole.
Innovatiivisuus+
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
6
Pohjoismaiset sähkömarkkinat
Uutiset kertovat Euroopan
kehityksestä.
Hinnat lasketaan vuoroviikoin
Oslossa, Amsterdamissa ja
Pariisissa.
Markkinat ovat Eurooppalaiset!
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
7
Pohjoismaiset sähkömarkkinat
Vieressä on kuvattu
Suomen ja Ruotsin hintaalueiden yhtenäisyys eri
vuosina. (lähde Fingrid)
Markkinat käytännössä
ovatkin tällä hetkellä
Suomi+(Viro)
2008
2010
2012
2014 (1-8)
Miten pienempi markkinaalue mahdollisesti
vaikuttaa sähkön
kuluttajaan?
Lähde: Fingrid
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Toimitusvarmuus
Perusta,
jonka tulee olla kunnossa.
On hyvä, että asiasta keskustellaan ja
vastuut ovat jaettu asianmukaisella
tavalla (Huoltovarmuuskeskus, EV ja Fingrid)
Pienikin riski toimitusvarmuuden
suhteen, voi saada asiakkaat miettimään
uhkia pitkäaikaisiin tavaroiden/
tuotteiden toimitussopimuksiin.
27.10.2014
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
9
Markkinaehtoisuus
Sähkön SPOT-kaupan osuus on kasvanut, eli sähkön käyttäjät ovat markkinoilla
kulutuksellaan joko suoraan tai palveluntarjoajan tai myyjän kautta.
Johdannaistuotteiden hinnat reagoivat uuteen tuotantoon (tuulivoima) ja
alhaisempiin hiilen- ja CO2-markkinahintoihin.
KAIKKI ON HYVIN, ONHAN…
NASDAQ OMX COMMODITIES
VUOSITUOTTEET
Lähde: Energiakolmio
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
10
Markkinaehtoisuus
Suomi tuo yhä enemmän
sähköä Ruotsista ja
aluehinnat ovat pysyvästi
eriytyneet.
Aluehintatuotteet
heijastavat alueellista
epätasapainoa.
Lähde: Energiateollisuus kuukausitilasto 22.9.2014
ALUEHINTAEROTUOTE, SYSHEL 2015
Ostajan näkökulmasta
näyttää siltä, että on
myyjän markkinat!
Mitä tulisi tehdä?
Lähde: Montelin sivut
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
11
Markkinaehtoisuus
Markkinoiden rakenteellinen
epätasapaino, tulee korjata!
Lähde: Energiateollisuus kuukausitilasto 22.9.2014
Lyhyt fundamentti-analyysi
aluehintatuotteesta.
Kysyntä 83,1 TWh
Tarjonta 65,4 TWh
Kantaverkkoyhtiöillä, poissa
markkinoilta 17,7 TWh
– Nykytilanne maksatetaan
suomalaisten yritysten
kilpailukyvyssä, työpaikoissa ja
uusinvestoinneissa.
Kantaverkkoyhtiöillä on
puuttuva aluehintatarjonta,
joka tulee tuoda markkinoille.
– Kun kysyntä ja tarjonta ovat
tasapainossa, tuotteen hinnan
asettuminen normalisoituisi
markkinaehtoisesti.
– Hinnanmuodostus on loogista ja
kilpailtua -periaate toteutuisi
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Kilpailukyky
Sähköstä tuodaan noin 20% ulkomailta
Hintaerot heikentävät Suomen teollisuuden ja
palveluiden eurooppalaista kilpailukykyä
Finanssituotteet heijastavat ja vaikuttavat tulevaan
kilpailuasetelmaan suhteessa pääkilpailijamaihin,
Ruotsiin ja Saksaan.
27.10.2014
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Kilpailukyky : Suuren sähkönkäyttäjän
ostosähkön hinta
70,00
CO2-kompensaatio
Verot + muut maksut
Siirto
Sähkö
Sähkön hinnat 2015 (Metsä Group
esimerkkilaskelma):
60,00
50,00
-
16.9.2014 markkinahinnat
-
Tehdaskohtaisia maksuja
-
Sisältäen veroleikkurit,
palautukset ja muut
maakohtaiset vapautukset
(Saksan EEG-vapautus ja
osittainen vapautus
siirtomaksuista)
-
CO2-kompensaatio on arvio
käyttäjälle maksettavasta
kompensaatiosta. Sen ansiosta
nettokustannus Saksassa on
noin samaa tasoa kuin
Ruotsissa
€/MWh
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
Suomi
Ruotsi
Saksa
13
Puola
-10,00
Lähde: Metsä Group
22.10.2014
14
Kilpailukyky
Taulukon lähde:
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Kilpailukyky
Kysyntä
Vesivoima (keskivesivuosi)
100
200
Ydinvoima CHP
300
400
27.10.2014
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Millä asiat paranevat
1. Suomeen rakennettava markkinaehtoista,
alhaisen marginaalihinnan, tuotantoa.
2. Toimitusvarmuus tulee kustannustehokkaasti
säilyttää, eli tarpeellinen osa poistuvasta
tuotannosta tehoreserviksi.
3. Aluehinnansuojaukseen tarvitaan kipeästi lisää
tarjontaa (FTR/CfD tms.), joka edistää kilpailua ja
alentaa kustannuksia. Kantaverkkoyhtiöillä on
puuttuva volyymi!
27.10.2014
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
Kaasuturbiinit
Systeemihinta
Tuonti Saksa/ Venäjä päivä
Öljylauhde
Systeemihinta
päästökaupassa
Tuonti Saksa/Venäjä yö
Hiililauhde
Suomeen
rakennettava
markkinaehtoista,
alhaisen
marginaalihinnan,
tuotantoa!
Muuttuvat
tuotantokustannukset
(€/MWh)
Tuuli
Pysyvän kilpailukyvyn
saavuttamiseksi
suurten sähkön
käyttäjien mielestä
olisi:
kyk
(TW
Matkalla takaisin
pohjoismaisille ja eurooppalaisille
sähkömarkkinoille!
27.10.2014
Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen
YHTEYSTIEDOT
[email protected]
Suomen ElFi Oy
Eteläranta 10
00130 Helsinki
puh. 010 2354 888
http://www.elfi.fi
JOUSTAVUUDEN ARVO
SÄHKÖMARKKINOILLA –
ESIMERKKEJÄ MAAILMALTA
ENERGIAKONGRESSI 2014
Matti Rautkivi
1
/
19
© Wärtsilä
Day Month Year
Presentation name / Author
Doc.ID:
Revision:
Status:
Joustavuushaaste- Saksa 2013 ja 2033
Tyypillinen Heinäkuun päivä 2013 [MW]
MW
Tyypillinen Heinäkuun päivä 2033 [MW]
MW
80 000
80 000
70 000
Aurinko
60 000
60 000
50 000
50 000
40 000
40 000
30 000
Tuuli
70 000
Tuuli
Säädettävä kapasiteetti
Aurinko
30 000
20 000
20 000
10 000
10 000
Säädettävä kapasiteetti
-
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
Lähde: Bloomberg New Energy Finance
2
© Wärtsilä
14.5.2014
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
Kumulatiivinen tehonnostotarve Saksassa
Saksa tarvitsee vähintään 33 GW lisää joustavaa kapasiteettia vastatakseen tulevaisuuden
joustavuushaasteeseen
80
2033
70
Vuonna 2033 tehonnostotarve
3 tunnin aikanaon 56 GW…
GW
60
50
40
2013
30
20
… ja joustavaa kapasiteettia on
ainoastaan 23 GW saatavilla
10
Säätöpotentiaali 2033
1 hour
2 hours
3 hours
4 hours
5 hours
Lähde: Bloomberg New Energy Finance
Note: Edellisen kalvon 25 GW tehonnostotarve tapahtui heinäkuussa, kun 56 GW tehonnostotarve tapahtuu
tyypillisesti lokakuussa
© Wärtsilä
14.5.2014
DMI Seminar
Joustavuushaaste- Espanja 2030
Case Espanja 2030
Tyypillinen päivä Espanjassa 2030 –
EU:n skenaariot 2030
60 000
PUMPPUVOIMA
49 GW
50 000
AURINKO
+
40 000
MW
TUULI
30 000
20 000
Kaasu
+
10 000
BIOMASSA
Balansointi
YDINVOIMA
06:00
04:00
02:00
00:00
22:00
20:00
16:00
14:00
10:00
08:00
06:00
04:00
02:00
0
VESIVOIMA - JOKI
12:00
KAASU
18:00
21 GW
00:00
3
Jokailtainen haaste Espanjassa
25 GW
65 x 400 MW CCGT
voimalaitosta
käynnistyy joka ilta…
…ja sammutetaan
ennen keskiyötä
2 x Suomen
sähköntuotantokapasiteetti
startataan ja stopataan joka ilta
21:00
18:00
24:00
Ratkaiseeko sähkövarastot ongelman?
60 000
PUMPPUVOIMA
1 auton akku~1 kWh
50 000
AURINKO
250 kWh = 250 auton akkua
MW
40 000
TUULI
30 000
150 GWh
20 000
Tarvitaan 150 miljoonaa auton akkua
Espanjan päivittäisen ongelman
ratkaisemiseksi
KAASU
10 000
BIOMASSA
YDINVOIMA
Espanjassa on 22 miljoonaa autoa…
06:00
04:00
02:00
00:00
22:00
20:00
18:00
16:00
14:00
12:00
10:00
08:00
06:00
04:00
02:00
0
00:00
Ratkaiseeko teknologinen kehitys
ongelman?
VESIVOIMA - JOKI
Riittääkö kysyntäjousto hoitamaan tilanteen?
60 000
PUMPPUVOIMA
• ~ 50% Espanjan
sähköntarpeesta pitäisi
joustaa illalla
50 000
AURINKO
– Ilmastointilaite ~ 10KW 
15 miljoonaa
ilmastointilaitetta
– Teollisuuden alasajo joka
ilta?
40 000
MW
• Miten tämä hoidetaan – joka
päivä?
TUULI
30 000
150 GWh
20 000
KAASU
10 000
BIOMASSA
YDINVOIMA
06:00
04:00
02:00
00:00
22:00
20:00
18:00
16:00
14:00
12:00
10:00
08:00
06:00
04:00
02:00
00:00
0
VESIVOIMA - JOKI
Kaikkia joustavuuden lähteitä tarvitaan!
Sähkön varastointi
Paremmat siirtoyhteydet
Affordable
Power
Smart
System
Power
System
Reliable
Sustainable
Kysyntäjousto
Joustava
tuotantokapasiteetti
Kaikkia joustavuuden
lähteitä tarvitaan
tulevaisuuden
sähköjärjestelmissä!
Teknologiavertailu joustavuusvaihtoehdoista - IEA
IEA:n raportti vuodelta 2014 osoittaa, että joustava tuotantokapasiteetti on selkeästi edullisin
vaihtoehto tuottaa joustavuutta sähköjärjestelmiin.
Joustavuuden kustannus teknologioittain – IEA raportti, The power of Transformation
400
350
LCOF USD/MWh
300
250
SPG = Smart Power Generation
200
150
100
50
0
SPG
CCGT
Coal
Nuclear
50 km
Generation
100 km
250 km
Interconnections
500 km
Water
heat
Al.
Smelter
Pum
hydro
Demand Response
CAES
Li-ion
Storage
LCOF = Levelized cost of flexibility
Lähde: International Energy Agency, 2014, The Power of Transformation
Joustavuuden arvo sähkömarkkinoilla - Kalifornia
Kalifornia 2020:
33 % energiasta:
Balansointi:
GAS
Kalifornian sähköjärjestelmä on osa
laajempaa integroitua aluetta
Päivittäinen operointi ennen uusiutuvia
Tyypillinen päivä Kaliforniassa ennen uusituvia
44,000
42,000
40,000
KYSYNT Ä [MW]
38,000
36,000
34,000
32,000
30,000
KAASU
28,000
26,000
24,000
22,000
20,000
0:00
2:00
4:00
6:00
8:00
10:00
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
22:00
0:00
KYSYNTÄ
Päivittäinen operointi vuonna 2020
Tyypillinen päivä Kaliforniassa 2020
44,000
42,000
40,000
KYSYNT Ä [MW]
38,000
36,000
AURINKO JA TUULI
34,000
32,000
1.3 GW
Sähkövarasto
30,000
28,000
26,000
24,000
KAASU
22,000
20,000
0:00
2:00
4:00
Kysyntä
6:00
8:00
10:00
Nettokysyntä
Lähde : Californian Independent System Operator
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
22:00
0:00
Teknologiavertailu joustavuusvaihtoehdoista - IEA
IEA:n raportti vuodelta 2014 osoittaa, että joustava tuotantokapasiteetti on selkeästi edullisin
vaihtoehto tuottaa joustavuutta sähköjärjestelmiin.
Joustavuuden kustannus teknologioittain – IEA raportti, The power of Transformation
400
350
LCOF USD/MWh
300
250
200
150
100
50
0
SPG
CCGT
Coal
Generation
Nuclear
50 km
100 km
250 km
Interconnections
500 km
Water
heat
Al.
Smelter
Demand Response
Pum
hydro
CAES
Li-ion
Storage
LCOF = Levelized cost of flexibility
Lähde: International Energy Agency, 2014, The Power of Transformation
Joustavuuden arvo sähköjärjestelmässä - Kalifornia
DNV KEMA:n raportti:
How to Manage Future Grid
Dynamics: Quantifying Smart
Power Generation Benefits
ENTSO-E:n näkemys markkinavaihtoehdoista
Esimerkki Teksasista – Markkinaehtoinen lähestyminen
2012
• 11,000 MW tuulivoimaa
2013
• Valitse kehityspolku
• 10% tuotannosta
•Ei kapasiteettimekanismia
• 20,000 MW vuoteen
2017 mennessä
•Inkrementaalisia muutoksia
markkinarakenteeseen
esim. Rajoita TSOn roolia
ja nosta hintakattoa
• Markkina ei toimi – Ei
uusia investointia
joustavaan
kapasiteettiin
2014
• Yli 8,000 MW uutta
joustavaa kapasitteettia
• 8% kysyntäjoustoa
huipputehosta
• Markkinaehtoiset
investoinnit
• Investoijien luottamus
• Kasvava
investointihalukkuus
• Markkinalähtöinen
lähestyminen luo
investointeja
Kun markkina toimii niin…
17
Day Month Year
Presentation name / Author
Yhteenveto
• Uusiutuva tuuli-ja aurinkovoimakapasiteetti lisää joustavuuden
tarvetta sähköjärjestelmissä
• Sähkövarastot tai kysyntäjousto eivät yksin riitä – uutta joustavaa
tuotantokapasiteettia tarvitaan
• Joustavuudella on merkittävä arvo tulevaisuuden
sähköjärjestelmissä
• Markkinaehtoinen lähestyminen luo investointeja uuteen
joustavaan kapasiteettiin – niin kysyntäjousto- kuin
tuotantokapasiteettiin
18
© Wärtsilä
14.5.2014
DMI Seminar
WARTSILA.COM
Matti Rautkivi
[email protected]
Energian kysyntäjoustot - mahdollisuuksia
Jukka Ruusunen
Toimitusjohtaja, Fingrid Oyj
Energiakongressi, Tampereen messu- ja urheilukeskus 29.10.2014
2
Sähköä ei voi varastoida:
Tuotannon ja kulutuksen välinen tasapaino on pidettävä yllä joka hetki!
Vuorokauden sisäiset kulutuksen muutokset:
sähkömarkkinat tasapainottavat hintamekanismin
avulla
Keskimääräinen viikkokulutus ja tuotanto 2008 - 2010
Tunnin sisäiset kulutuksen muutokset:
kantaverkkoyhtiöt tasapainottavat
MW
12500
12000
11500
11000
Vuorokausisäädön toteutus:
- vesivoima 40 %
- tuonti Pohjoismaista 30 %
- lauhde 15 %
- muut 15 %
10500
10000
Kulutus (toteutunut)
Suunniteltu tuotanto ja
vienti/tuonti
9500
5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 7:30 8:00 8:30 9:00 9:30 10:00
29.10.2014
Jukka Ruusunen
3
Miten tasapaino saavutetaan?
Tuotanto
Kulutus
29.10.2014
Rajayhteydet
Jukka Ruusunen
4
Eilen: vuodenajasta ja vesitilanteesta
riippuvia muutoksia – energia!
Huomenna: päivittäisiä ja tunneittaisia
muutoksia – teho!
vesi- ja tuulivoimaa
vesivoimaa
lämpö-, vesi-, tuulivoimaa
lämpövoimaa
lämpö- ja tuulivoimaa,
aurinkovoimaa
29.10.2014
Jukka Ruusunen
5
Tuotantokapasiteetin kehitys: lisää energiaa – huonompi säätökyky
Pohjoismaat: 15000 – 20000 MW tuulivoimaa!
Suomi:
• Lisää ydinvoimaa
• Lisää tuulivoimaa
• Vähemmään säädettävää
lauhdekapasiteettia
Lähde: TVO
29.10.2014
Jukka Ruusunen
6
Suomi vahvasti tuontiriippuvainen Olkiluoto 3 valmistumiseen asti
• Olkiluoto 3 myöhässä – järjestelmästä puuttuu
ennusteisiin verrattuna 1600 MW perusvoimaa
• Sähkön tuonti Venäjältä vähentynyt merkittävästi –
aiemmin tuotiin perusvoimaa 1300 MW. Tilanne voi
muuttua, jos Venäjä muuttaa kapasiteettimaksujärjestelmäänsä.
• Joustavaa lauhdekapasiteettia on poistunut Suomesta
merkittävästi (Inkoo, Mussalo) ja poistuu edelleen
• Seuraukset:
– Sähkön aluehintanäkymä Suomessa korkeampi kuin
muissa Pohjoismaissa
– Järjestelmän säätökyky huonompi, kun siirtoyhteydet
täynnä
– Järjestelmä kestää sovitut mitoituskriteerit, mutta sen kyky
suoriutua vakavista voimalaitos- ja verkkovioista
heikentynyt
29.10.2014
Jukka Ruusunen
Pidemmälläkään aikavälillä Suomen sähköntuotantokapasiteetti ei näytä kykenevän vastaamaan sähkön
kulutuksen tarpeeseen!
7
Vahvat rajayhteydet auttavat
•
•
•
•
Sähkön saannin turvaaminen
kulutushuipuissa
Tuulivaihteluiden tasaaminen
suuremmalla alueella
Norjan ja Ruotsin vesivoiman
säätökyvyn hyödyntäminen koko
Itämeren alueella
Vaihtosähköyhteydet välittävät suuren
synkronijärjestelmän hyödyt esim.
suuremman inertian myötä
Kulutushuipputunnilla 2014 oli tuontia
naapurimaista yhteensä 2 594 MWh/h
• Ruotsin tuonti oli kaupallisesti täynnä
• Tuontia Venäjältä ja Baltiasta olisi voinut lisätä
Tuontimahdollisuus
29.10.2014
Jukka Ruusunen
8
Kysynnän jousto - kolmas lenkki järjestelmän joustavuudessa
Kysynnän joustot sähkömarkkinoilla
• Energia
• Investoinnit energiatehokkuuteen
• Teho
• Aktiivinen toiminta sähkömarkkinoilla: spot, Elbas
• Kulutushuiput!
Kysynnän joustot säätösähkömarkkinoilla ja
reservinä
• Lähes reaaliaikaisuus käyttötunnilla
• Mahdollisuus osallistua spot-kaupankäynnin jälkeen osallistuminen mahdollista useammalle markkinalle
29.10.2014
Jukka Ruusunen
9
Pitkästä aikavälistä reaaliaikaan:
Sähkömarkkinoiden tuotteet
Sähköpörssi
Järjestelmävastaava
Fyysiset tuotteet
Finanssituottet
Reservimarkkinat
Futuurit/ Forvardit/
Optiot
6 vuotta
eteenpäin
ELSPOT
ELBAS
Päivää ennen
Tunti
”Tämä
viikko ja
tulevat
viikot"
Huominen
TaseSäätösähkömarkkinatsähkö
Tasesähkö
45 min.
Tänään ja
huomenna, yksi
tunti ennen
käyttötuntia
Toimitus
29.10.2014
Jukka Ruusunen
10
Tehotasapaino käyttötunnilla ylläpidetään reservein ja
säätösähkömarkkinoiden avulla
Hz
50,1
Taajuusohjattu käyttöreservi
Säätösähkömarkkinat
Säätää koko ajan:
Pyörivät Pohjoismaiset
voimalaitokset
Osto Venäjän ja Viron
tasasähkölinkien
välityksellä
29.10.2014
Käytetään 70 %
tunneista:
Pohjoismaiset
voimalaitokset ja tuontia
Kulutus tulossa mukaan
laajemmin, nyt 100 – 250
MW (noin 20% koko
markkinan volyymista
Suomessa)
Jukka Ruusunen
50,0
Taajuusohjattu häiriöreservi
Nopea
Korjaa automaattisesti
taajuutta häiriötilanteissa: häiriöreservi
Pyörivät Pohjoismaiset
voimalaitokset
Kulutus: irtikytkettävät
kuormat, yhteensä 68
MW Suomessa vuonna
2014 (noin 25% koko
reservin määrästä)
Aktivoidaan manuaalisesti
siirtojen palauttamiseksi:
Kotimaiset
varavoimalaitokset
Kulutus: irtikytkettävät
kuormat, 385 MW vuonna
2014 (noin 25% koko
reservin määrästä)
49,9
11
Kysynnän joustopotentiaalia löytyy!
Energiaintensiivinen teollisuus
• Edelläkävijä markkinoilla ja reservien tarjonnassa
• Esim. taajuusohjattu häiriöreservi 68 MW, nopea häiriöreservi 385 MW
Pieni ja keskisuuri teollisuus
• Potentiaalia markkinoiden käyttöön ja reserveiksi
• Vain pieni osa potentiaalista käytössä
• Esim. kauppojen kylmälaitteet, pakastevarastot
• Mahdollisuuksia selvitetään pilotein vuonna 2014
Kotitaloudet
• "Pienet purot" markkinoille - sähkölämmitys ja veden lämmitys pääosassa
• Järjestelmän kannalta huippukulutustilanteet tärkeitä
• Tuntilukevat mittarit ja tunneittainen hinnoittelu yhdistettynä kodin
automaatioon edesauttavat
• Mahdollisuuksia selvitetään pilotein vuonna 2014
29.10.2014
Jukka Ruusunen
12
Kysyntäjouston kehitys etenee monella rintamalla
•
Poliittinen tahtotila Euroopassa
–
•
Tutkimus ja kehitystyö
–
•
•
tuntiluettavat energiamittarit, kiinteistöjen automatiikkaratkaisut, etäohjattavat pistorasiat
Markkinoiden toiminta paranee
–
•
Yliopistot, useita tutkimushankkeita, esimerkiksi: Kysynnän jousto – Suomeen soveltuvat käytännön
ratkaisut ja vaikutukset verkkoyhtiöille (DR pooli)
Pohjoismaisen säätösähkömarkkinan kehitys
Tekniikan kehittyminen
–
•
energiatehokkuus ja kysyntäjouston lisääminen
tuntihinnoittelu ja -laskutus, useita markkinoita erityyppisille kohteille, markkinoilletulon esteet vähenevät
Uutta liiketoimintaa syntymässä
29.10.2014
Jukka Ruusunen
Infoa
vuosilta
2012/13
13
Hyötyykö kuluttaja ?
•
Kulutuksen ajoittaminen päivän halvimmille spot-tunneille
–
n. 15% säästö sähkönhankintakuluissa
Tämän lisäksi mahdollisuus osallistua parhaiten soveltuvalle markkinalle, esimerkkejä:
• Taajuusohjattu käyttöreservi, kulutus säätää jatkuvasti taajuuden mukaan, esim. pumput,
ilmanvaihtokojeet jne
–
•
Taajuusohjattu häiriöreservi, kulutus pienenee muutaman kerran vuodessa muutamaksi minuutiksi
taajuuden laskiessa, esimerkiksi sähkölämmitys, valaistus jne.
–
•
n. 30% säästö sähkönhankintakuluissa
n. 7 % säästö sähkönhankintakuluissa
Säätösähkömarkkinat, kulutusta pienennetään haluttuina tunteina, kuluttajan tarjouksen perusteella
–
29.10.2014
mahdollisuus myydä jo hankittu sähkö huomattavasti korkeammalla hinnalla, 10 – 50 kertainen hintataso
hankintahintaan verrattuna 10 – 500 kertaa vuodessa
Jukka Ruusunen
14
Tuntihinta -mobiilisovellus sähkön hintatiedoista
• Tavoitteena on lisätä pienkuluttajien hintatietoisuutta
ja kiinnostusta kysyntäjoustoon
– hälytys aluehinnan ylittäessä käyttäjän asettaman
hintarajan
• Edellytykset, että pienkuluttaja saa täyden hyödyn:
– tuntikohtainen mittaus
– pörssihinnoiteltu sopimus ja tuntikohtainen laskutus
sähkönmyyjän kanssa
• Ladattavissa ilmaiseksi Windows Phone, Android ja
IPhone puhelimiin
• Tuhansia latauksia vuoden 2014 aikana, 10.000:n
latauksen raja vielä rikkomatta
29.10.2014
Jukka Ruusunen
15
Pilotti 1: Pakastevaraston hyödyntäminen taajuusohjatuksi
käyttöreserviksi
Pilotissa selvitetään yhdessä KWH Freeze Oy:n ja SEAM Groupin (aggregaattori) kanssa pakastevaraston hyödyntämistä
taajuusohjattuna käyttöreservinä. Pakastevarasto on kooltaan 400 000 m3 ja sijaitsee Vantaalla.
Pilotissa muokataan ohjattavien kohteiden, kuten kylmäkoneiden, höyrystimien ja lauhduttimien, ohjausautomaatiota
reagoimaan taajuuden muutoksiin ja säätämään laitteiden tehoa sen perusteella. Kohteen ominaisuuksia testataan
taajuusohjatun käyttöreservin
tuntimarkkinoille.
Kohteen maksimiteho on 3 MW.
Kyseessä on ensimmäinen kerta kun
Pohjoismaissa kulutusta testataan
taajuusohjatun käyttöreservin markkinoille.
Kansainvälisestikin pilotti on uraauurtava.
29.10.2014
Jukka Ruusunen
16
Pilotti 2: Pienten varavoimakoneiden ja UPS-järjestelmien
hyödyntäminen taajuusohjattuna häiriöreservinä ja
säätösähkömarkkinoilla
Pilotissa selvitetään yhdessä Energiakolmio Oy:n kanssa pienten (tyypillisesti 0,5 – 1MW), eri osapuolten omistamien ja
maantieteellisesti hajautettujen varavoimakoneiden ja UPS-järjestelmien aggregoimista riittävän isoiksi yksiköiksi
osallistuakseen markkinoille. Energiakolmio Oy toimii aggregaattorina.
Pilotissa testataan kolmea erilaista toiminnallisuutta:
• Kohteissa joissa on UPS-varmennus (akkuvarmennus), kuormat
ohjataan kytkeytymään automaattisesti taajuuden laskiessa
UPS:ien perään (varavoimakoneet varmennuksena).
• Kohteissa, missä ei ole UPSeja ja varavoimakoneet ovat riittävät
nopeita käynnistymään 30 sekunnin kuluessa, testataan niiden suoraa
starttia taajuuden laskiessa. Nämä molemmat testit liittyvät toimintaan
taajuusohjattuna häiriöreservinä.
• Lisäksi testataan hitaampien varavoimakoneiden osallistumismahdollisuuksia
säätösähkömarkkinoille.
29.10.2014
Jukka Ruusunen
17
Tulevaisuus?
• Kaikki tuotannon ja kulutuksen teknistaloudellisesti järkevät
joustomahdollisuudet hyödynnettävä
Joustava tuotantokapasiteetti
• Pohjoismainen vesivoimakapasiteetti voi turvata
vähenee ja hintaan
reagoimaton tuotanto lisääntyy sähkömarkkinoiden päivittäisen toiminnan
• Mutta miten saadaan aikaan markkinaehtoisia investointeja?
• Kysyntäjousto potentiaalinen ja edullinen tapa tasapainottaa
Suomen
kulutusta ja tuotantoa
sähköntuotantokapasiteetti ei
• Joustopotentiaalia olemassa, mutta onko liiketaloudellisesti
näytä kykenevän vastaamaan
perusteltua?
sähkön kulutuksen tarpeeseen
Itämeren alueen
markkinaintegraatio etenee
29.10.2014
• Toimivat siirtoyhteydet naapurimaihin auttavat tehotasapainon
ylläpidossa vuorokausi- ja tuntitasolla
• Pohjoismainen synkronijärjestelmä tärkeä toimitusvarmuuden
kannalta
• Pohjoismaiset reservimarkkinat?
Jukka Ruusunen
Fingrid välittää. Varmasti.
Energiapäivä
Mitä toimia tarvitaan
markkinaohjauksen
palauttamiseksi?
Juha Naukkarinen
29.10.2014
Energia- ja ilmastopaketti 20-20-20 vuoteen 2020
- hyväksyttiin 2008
Pohjana päätöksille
2008:
- hyvä pitkän ajan
talouskehitys
- liuskekaasusta ei tietoa
- EU:ssa vahva usko
ilmastosopimukseen
- RES ratsasti aallon
harjalla, ei kritiikkiä
- Fukushimasta ja Ukrainan
kriisistä ei tietoa
- EU:n integraatio
vauhdissa, solidaarisuutta
löytyi
BKT-kehitys 2002-2013 (2002 = 100)
Tilanne täysin toinen 2013
Lähde: Eurostat (Real GDP growth
rate)
10.11.2014
Tavoitteet toteutuneet heikosti
• Ilmasto
– Päällekkäisillä tavoitteilla ei ole mitään ilmastollista vaikutusta
päästökauppasektorilla
– Lisäävät vain kustannuksia
– Lähes kaikki tuki on kuitenkin suunnattu päästökauppatoimijoille
• Omavaraisuus
– Tuen vaikutukset kyseenalaisia, jopa negatiivisia
– Vaihteleva aurinko- ja tuulivoima pikemminkin lisäävät riippuvuutta
naapurimaista
• Työllisyys
– Tuet ovat tulleet erittäin kalliiksi laskettuna uutta uusiutuvan
energian työpaikkaa kohti
– Yksi uusi tuettu työpaikka maksaa jopa 50.000-170.000 euroa
vuodessa
• Kansantalous
– Tukijärjestelmät varsin kalliita
– Uusiutuvien tuet ovat osin vuotaneet naapurimaihin,
– Tanskassa arvioitu, että jopa puolet tuista menee naapurimaihin
10.11.2014
Sitovilla kansallisilla RES-tavoitteilla haitallisia vaikutuksia
• Uusiutuvan energian kansalliset tavoitteet ja kansalliset
ohjauskeinot hajauttavat markkinat erillisiksi
jäsenmaakohtaisiksi ratkaisuiksi
• Tuettu energia laskee sähkön markkinahintaa
– Kasvavat kokonaiskustannukset kerätään markkinoiden
ulkopuolelta
– Heikentänyt kaikkien muiden kuin tuettujen tuotantomuotojen
kannattavuutta ja samalla myös investointiedellytyksiä.
• Tuettu uusiutuva energia vähentää päästöoikeuksien
kysyntää ja laskee hintaa
– Heikentää markkinaehtoisesti toimivan päästökaupan
ohjausvaikutusta ja toimivuutta.
– Kustannustehokkaita päästövähennystoimia jää käyttämättä
– Suosii kaikkein likaisimpia eli eniten päästöjä aiheuttavia
tuotantomuotoja ja toimintoja
10.11.2014
Sitovilla kansallisilla RES-tavoitteilla haitallisia vaikutuksia
• Vaihteleva uusiutuva tuotanto (aurinko- ja tuulivoima)
lisää markkinoiden volatiliteettia eli vaihtelevuutta
– Lyhentää perinteisten tuotantomuotojen käyttöaikoja ja
heikentää niiden kannattavuutta
– Tarvitsee rinnalleen muuta tuotantokapasiteettia ja/tai lisää
siirtoyhteyksiä
• Kustannukset kasvavat
– Lisää toiminnan riskitasoa
• Kasvattaa uusilta investoinneilta vaadittavaa tuottotasoa
• Kasvattaa myös ulkopuolisen rahoituksen kustannuksia
10.11.2014
Rakenteilla kallis energiajärjestelmä
– asiakkaat maksavat sähköstään liikaa
10.11.2014
6
Investoinnit sähkön tuotantoon 2000-2012
RES-tuet 2012 noin 40 mrd. € ja nykymenon jatkuessa 2020 noin 100 mrd. €
RES osuus koko tuotannosta:
14,2 % 2004
21,7 % 2011
Lähde: Eurelectric, Innovation action plan survey Dec 2012
10.11.2014
Sähkön hinta eräissä Euroopan maissa
(vuoden 2012 loppupuoliskolla)
35,00
Verot
30,00
Sähkönsiirto
senttiä/kWh
25,00
Sähköenergia
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
kotitalouskuluttajan (vuosikulutus 2500 – 5000 kWh) sähkönhinta
10.11.2014
Pääasiallinen uusiutuvan sähkön tukimuoto teollisen mittakaavan
tuotannolle eri EU-maissa
syöttötariffi (ml.
takuuhinta)
hintapreem
io
syöttötariffi tai
preemio
sertifikaattijärjeste
lmä
investointituki
investointituki +
preemiotuki
10.11.2014
10.11.2014
Yhtiöiden talous romahtanut
• The Economist:
Euroopan 20 suurinta energiayhtiötä ovat vuosina
2008-2013 menettäneet markkina-arvostaan 500
miljardia euroa
• Tämä on enemmän kuin mitä olemme menettäneet
finanssikriisissä (Hans ten Berge, Eurelectric)
• Yhtiöiden kannattavuus ja mahdollisuudet
markkinaehtoisiin investointeihin ovat romahtaneet
• Samanaikaisesti kansalaisten maksama
kokonaishinta on noussut
10.11.2014
EBIT = voitto ennen
korkoja ja veroja
= liikevoitto
Return on assets =
kokonaispääoman
tuottoprosentti
JN 23.1.2014
10.11.2014
10.11.2014
Regulatory risk is on the rise ‐
Which risk do you rank highest when making your investment decisions?
Source: EURELECTRIC, own survey
10.11.2014
Energia- ja ilmastopolitiikan puitteet 2030
Eurooppa-neuvoston päätös 24.10.2014
• Sitova kasvihuonekaasujen päästötavoite, vähintään -40 % vuodelle
2030 vuoden 1990 tasosta;
• jaetaan
– päästökauppasektorille EU-tason tavoite -43 % 2005 tasosta
– päästökaupan ulkopuolelle -30 % 2005 tasosta, joka
edelleen jaetaan kansallisiksi sitoviksi tavoitteiksi
• Päästökauppajärjestelmän uudistus ja erityisesti päästöoikeuksien
tarjontaa tasaavan vakausmekanismin käyttöönotto ja hiilivuotoaloista
huolehtiminen
• EU-tason sitova vähintään 27 % uusiutuvan energian tavoite
• EU-tason indikatiivinen vähintään 27 % energiatehokkuustavoite
10.11.2014
10.11.2014
15
10.11.2014
Venäjän energiamarkkinat
Energiakongressi 2014,
Tampere 29.10.2014
Kari Kautinen, Senior Vice President, Strategy and M&A
Fortum
Disclaimer
This presentation does not constitute an invitation to underwrite, subscribe for, or
otherwise acquire or dispose of any Fortum shares.
Past performance is no guide to future performance, and persons needing advice
should consult an independent financial adviser.
2
Fortum today:
One third of Fortum’s power and two thirds of heat production is located in Russia
Nr 3
Power
generation
Nr 1
Heat
Nr 1
Distribution
Nr 2
Electricity
sales
Key figures 2013
Nordic countries
Power generation
Heat sales
Distribution customers
Electricity customers
Sales
EUR 6.1 bn
Operating profit EUR 1.7 bn
Balance sheet EUR 24 bn
Personnel
9,900
46.5 TWh
13.9 TWh
1.6 million
1.2 million
Russia
OAO Fortum
Power generation 20.0 TWh
Heat sales
24.2 TWh
TGC-1 (~25%)
Power generation
n
Heat sales
Great Britain
Power generation 1.0 TWh
Heat sales
1.8 TWh
Poland
Baltic countries
India (as of 2013)*
Power generation 0.6 TWh
Heat sales
4.0 TWh
Power generation
Heat sales
Power generation
0.5 TWh
1.1 TWh
~7
7 TWh
~8 TWh
~9 GWh
*) Production figure for India estimate of full-year production, operations acquired 6/13.
All countries reported production in 2013. Incl. Fortum Värme; power generation 1.2 TWh and heat sales 8.2 TWh
3
Fortum’s strategic route
Länsivoima
Länsivoima
Elnova
45% ĺ65%
ĺ
50% ĺ
Separation of
oil businesses
E.ON Finland
Divestment
of Fingrid
shares, 2011
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Divestment of
non-strategic
heat business
Divestment of
electricity
distribution
business
2011 2012 2013 2014
Neste
IVO
Birka Energi Stora Birka Energi
Kraft 50% ĺ100%
50% Fortum
Gullspång
Østfold
50% Stockholm
Skandinaviska
Elverk
Gullspång
Stockholm
Energi
Lenenergo
shares 1998 ĺ
4
Shares in
n
Hafslund
Shares in
Lenenergo
Divestment
of Lenenergo
shares
Starting
TGC-1
District heat
nd
in Poland
2003 ĺ
Divestment of heat
operations outside
of Stockholm
TGC-10
Divestment
of small
scale hydro
Divestment
of electricity
distribution
and heat
businesses
Fortum has long experience of co-operation
with the Soviet Union and Russia
1950
1960
Construction of hydro power
plants in Kola area
1980
1970
Construction of Loviisa
nuclear power plant
1990
2000
2010
Construction of North-West CHP
in St. Petersburg
Agreement on Joint
Implementation of Kyoto
Protocol with TGC-1
Electricity import to Finland
Nuclear fuel import to Finland* Æ
Automation & information system
deliveries to thermal power plants
Permanent presence in Moscow &
Safety improvements for
St. Petersburg Æ
nuclear power plants
Hydro refurbishments
Co-operation
Ownerships
Æ
Executing of 2400 MW
CSA investments
in OAO Fortum
(4 plants ready out of 8)
Lenenergo shareholding
Lenenergo split
- TGC-1, Generation
- Lenenergo, Distribution
(divested in 2007)
TGC-10 acquisition,
today OAO Fortum
*) Including single largest purchase agreement of uranium with TVEL
5
Russia is the world’s 5th largest power market
TWh
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Power generation in 2013 based on gross output.
Source: BP Statistical Review of World Energy June 2014
6
([WHQVLYHLQYHVWPHQWSURJUDPPHLQɈȺɈ)RUWXP
Investment programme nearly finished – 2 units still to commission
Three units under construction
• Total amount of investments EUR 2.5 billion
Jan 2015
– Of which approximately EUR 0.4 billion still to be invested
as of April 2014
• Increasing capacity by ~ 85% by the end of 2014
Nyagan 3
Chelyabinsk
418 MW
2 x 248 MW
– More than any other Russian generating company
• Five new units in commercial operation
• Nyagan 3 is commissioned in October 2014 and
starts commercial operations in January 2015
• Two new units in Chelyabinsk during 2015
OAO Fortum
St. Petersburg
Tobolsk
Moscow
Tyumen
MW
6 000
Chelyabinsk
Five units commissioned
5 000
4 000
Nyagan
+85 %
+ ~2 400 MW
3 000
2 000
1 000
Mar / Dec 2013
Feb 2011
Jun 2011
Oct 2011
Nyagan 1 + 2
Tyumen
Chelyabinsk
Tobolsk
420 + 424 MW
209 MW
~ 5 200
2 785
0
216 MW
213 MW
2015
2010
7
The Russian Power Market reform was the World’s largest single power market reform
and completed by end of 2010
2003
2006
Transition
al model
of
electricity
markets.
Launch of the
current
electricity
markets model.
2007
Only volumes
deviating from
the expected
power balance
were traded at
market prices.
Start of
deregulat
ion of the
traded
electricity
volumes.
Day-ahead (spot) market
Capacity market
8
Source: Fortum Industrial Intelligence
2010
2008
Launch of
the capacity
market
transitional
model.
Adoption of
the target
capacity
market
rules.
Start of
deregulation
of the
traded
capacity
volumes.
Launch of
the system
services
market.
Start of the
electricity
futures
trading.
2011
2011
All purchased/
sold volumes
are supplied at
unregulated
prices, except
for supply to
households and
consumers of
some regions.
Launch of
RES
support
model
Launch of the
target capacity
market model.
Deregulation of electricity volumes
2007
2008
2009
2010
2011
5-10%
15-25%
30-50%
60-80%
100%
Deregulation of capacity volumes
2011
11
Ongoing
• Heat market
reform
• Gas prices
liberalisation
• Development of
the capacity
market rules
Ownership structure in Russian power industry
Ownership structure in 2014
State (direct ownership*)
85%
Rugrids: transmission
companies (FGC,
IDGCs)
100%
100%
System
Operator
Nuclear
15%
67%
Hydro
•
The Russian electricity
monopoly RAO UES ceased
to exist 1 July 2008
•
Transmission and distribution
stayed natural monopolies
•
Generation and sales
activities were unbundled into
competitive businesses
•
Nuclear and large hydro
power remained state-owned
•
WGCs operate country wide
(incl. E.ON.Russia and Enel
Russia)
•
TGCs are regional
companies (incl. OAO
Fortum)
•
WGCs and TGCs have been
privatized
•
National interests have been
carefully considered
30%
Inter RAO UES
33%
70%
5 WGC's
100%
15 TGC's
100%
Other shareholders
FGC = Federal Grid Company
IDGC = Interregional Distribution Grid Company
WGC = Wholesale Generation Company
TGC = Territorial Generation Company
* Ownership through Federal Agency for State Property Management
9
Source: websites of related companies, Fortum Industrial Intelligence
Fortum invests in CHP, with clear advantages compared to condensing power
production
Combined heat and power production (CHP) is more efficient than separate production
CHP production
Separate production
CHP Plants
(co-generation)
Condensing
plants
Electricity 17
Electricity 25
Fuel
100
Fuel
100
Heat 50
Heat 46
Boiler
house
Loss 25
10
Loss 37
Fortum invests in the most efficient CCGT (combined-cycle gas turbine) generation in
Russia, using fuels more efficiently and providing additional margin for new capacity
Spark-spread
Electricity price
Fuel
Fixed costs (maintenance,
salaries, taxes)
Capacity price
CCGT unit
(55% efficiency)
Condensing unit 200
MW (35% efficiency)
80% of the fossil
fuel fleet
-
20 % of the fossil
fuel fleet
Major part of power plants in Russia are very obsolete and inefficient;
Investor which builds the new efficient equipment has a better margin than the owner of the
old plants;
11
Fortum is long term committed to Russia and delivers resource efficient
solutions – Russia diversifies our portfolio
• The power market reform:
– World’s largest single power market reform
– Successful inflow of private capital into energy sector
– Implementation of large-scale investment program and
refresh of equipment stock
• Russian power and heat markets:
– Wholesale spot market functions pretty well today
– Financial market has started, but must be developed further in
order to allow both buyers and sellers to hedge long term
– Retail market still regulated
– Heat sector reform started enabling Russia to decrease
energy intensity of its economy
12
Fortum have a good foundation and aims to be the most efficient
company in Russian power sector
Russian Utilities in 2013
(Net income*/Installed capacity (kEUR/MWe))
Russian Utilities Consensus Forecast
(EBITDA/Installed capacity (kEUR/MWe))**
Production costs of generating
companies in 2013***, EUR/MWh
Fortum
Fortum
TGC-1
TGC-1
TGC-1
* - according to Russian accounting system
** - Source: Bloomberg
The key competitive advantages of Fortum in Russia:
1) Largest share of new efficient assets in the fleet among
competitors;
2) Strong financial results, reliable, safe and environmentally
friendly operations;
3)
Good reputation among peers, authorities and regulators;
13
*** - whole costs of the company
divided by the total energy output
(electricity and heat). Based on Market
Council data.
Highlights from Fortum’s Russia division’s Q3/2014 result
Fortum made over 200 mln. euro net profit on run rate – not yet on satisfactory levels
Q3 2014
I-III/2014
•
Comparable operating profit improved due to
CSA capacity payments, better electricity and
heat spreads
•
Positive impact from CSA capacity of
EUR 122 (84) million
•
•
CCS (old capacity) auction held – majority of
Fortum’s plant selected
Overall, Russian results was negatively
affected by weakened rouble approximately
EUR 16 million
•
Nyagan 3 passed comprehensive
certification tests that precede
commissioning
MEUR
Sales
Comparable EBITDA*
Comparable operating profit
III/2014
III/2013
I-III/2014
I-III/2013
2013
LTM
207
210
774
805
1,119
1,088
40
23
217
143
258
332
1
-15
102
46
156
212
3,670
3,795
3,846
Net assets
Comparable RONA %
Gross investments
* Excluding the net release of CSA provision
14
Source: Fortum Interim report Q3/2014
105
125
261
294
5.2
6.6
435
402
Lessons to be learned from Capacity Markets:
Fortum’s view
• In Russia capacity markets introduced in 2008
– Need to rebuild the generation fleet and to secure adequate supply
– Two types capacity markets: Capacity Supply Agreements (similar to UK CFD’s in
nuclear) for new generation and Competitive Capacity Selection for old capacity
• In Europe, lately also in Nordics, discussion is ongoing should we introduce
capacity markets, driven by strong growth of subsidized RES generation and
questions on long term generation adequacy
• Fortum’s view:
– Most efficient is a larger regional energy-only market supported by strong CO2 price
– If capacity markets are introduced, it needs to be simple and similar across borders, so
power market integration is not harmed
– In Russia introduction of Capacity markets were a necessity, to secure adequate supply
after power market liberalization. In long term it should be harmonized with European
development
15
Thank you
16