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