Fortumin Energiakatsaus, maaliskuu 2015
Fortumin energiakatsaus 1/2015 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 ESIPUHE Pohjoismainen sähkömarkkina muutoksessa N ord Pool -alue Pohjoismaissa ja Baltiassa on ainutlaatuinen esimerkki toimivasta alueellisesta sähkömarkkinasta. Pohjoismainen Nord Pool -pörssin kautta integroitu markkina tarjoaa asiakkaille energiaa kilpailukykyiseen hintaan, seitsemässä maassa hyvän toimitusvarmuuden sekä maailman pienimpiin kuuluvat energiantuotannon päästöt tuotettua kilowattituntia kohti. Pohjoismainen sähkömarkkina on energia-alan sisämarkkinoita rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkinoiden yhdentyminen voi tuottaa. Pohjoismaisen sähkömarkkinan menestys on vaatinut päätöksentekijöiltä ja muilta toimijoilta näkemyksellisyyttä ja pitkäjänteisyyttä. Markkinan kehittäminen edelleen vaatii yhä enemmän kaukokatseisuutta, sillä uusiutuvien energiamuotojen osuuden kasvu ja kuluttajien käyttäytymisen muuttuminen tulevat lisäämään järjestelmän teknisiä vaatimuksia ja hintavaihtelua. Samaan aikaan heikko taloudellinen tilanne on vähentänyt sähkön kysyntää, laskenut sähkön hintoja ja heikentänyt energiainvestointien edellytyksiä. 2 Haaste onkin, miten tässä tilanteessa voidaan turvata riittävät investoinnit uuteen tuotantoon sekä kannustaa kulutusjoustoon, jotta voidaan pitkällä aikavälillä taata riittävä sähköntuotanto Pohjoismaissa. Tämä on Fortumin toinen energiakatsaus. Tällä kertaa keskitymme pohjoismaiseen sähkömarkkinaan – sen menestykseen sekä tuleviin haasteisiin. Haluamme yhtiönä lisätä keskustelua energian tuotannosta ja kulutuksesta. Keskustelu energiantuotannon prioriteeteista on tärkeää Fortumille: tavoitteemme on tuottaa energiaa, joka parantaa nykyisten ja tulevien sukupolvien elämää. Tarjoamme yhteiskunnalle kestäviä ratkaisuja ja tavoitteenamme on tuottaa osakkeenomistajillemme merkittävää lisäarvoa. Katsauksen ensimmäinen osa käsittelee Pohjoismaiden ja Baltian sähkömarkkinoiden erityispiirteitä, sähköntuotannon rakennetta sekä sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita. Toisen osan aiheena on pitkän aikavälin tuotannon riittävyys. Esitämme myös ajatuksia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoiden kehittämiseksi. Kolmannessa osassa ehdotetaan “Pohjoismainen sähkömarkkina on energiasisämarkkinaa rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkina tuottaa.” toimenpiteitä, joiden avulla varmistetaan kehitys kohti vähäpäästöistä Eurooppaa. Fortum Oyj Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 ESIPUHE s.2 “Pohjoismainen sähkömarkkina on energiasisämarkkinaa rakentavalle Euroopalle hyvä esimerkki merkittävistä eduista, joita alueellinen sähkömarkkina tuottaa.” Tiivistelmä s.4 “On tärkeää, että pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita kehitetään rinnakkain.” OSA 2 Pohjoismainen sähkömarkkina s.6 2.1 Perustietoja pohjoismaisesta sähkömarkkinasta 6 2.2 Monipuolinen sähköntuotantorakenne 7 2.3 Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinat Pohjoismaissa 11 OSA 3 Pohjoismaisen sähkömarkkinan haasteet s.16 3.1 Vaihtelu kasvaa ja vakaa tuotantokapasiteetti vähenee 16 3.2 Investoinnit pitkän aikavälin tuotannon riittävyyteen turvattava 19 3.3 Pohjoismaista markkinaa kehitettävä toimitusvarmuuden turvaamiseksi 21 3.4 Kuluttajien kasvavat odotukset ja vähittäismarkkinoiden muutokset 23 Päätelmät ja suositukset s.25 “Tuotantokapasiteetin riittävyyttä on arvioitava kansallisen tason sijasta Pohjoismaiden tasolla.” 3 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 OSA 1 Tiivistelmä Pohjoismaiden ja Baltian yhdistetty sähkömarkkina tarjoaa kuluttajille edullista energiaa ja hyvän toimitusvarmuuden. Samalla hiilidioksidipäästöt tuotettua kilowattituntia kohden ovat maailman pienimpiä. Pohjoismainen markkina on toistaiseksi ollut sähkömarkkinoiden vapauttamisen ja yhdentymisen menestystarina. Haasteet kuitenkin kasvavat tulevaisuudessa. Kuinka lisääntyvä vaihtelevan tuotannon1 määrä voidaan integroida sähköjärjestelmään? Ja miten turvataan riittävä tuotantokapasiteetti ja toimitusvarmuus sääriippuvaisen tuotannon osuuden kasvaessa tulevaisuudessa? Pohjoismaisen markkinan menestykselle ei seuraa jatkoa, jollei markkinaa kehitetä jatkossakin määrätietoisesti ja johdonmukaisesti. telmänä, jossa tuotannon riittävyys arvioidaan ja mitoitetaan koko alueen kysynnän kanssa – ei kansallisesti, kuten nykyisin tehdään. Pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita pitää kehittää rinnakkain. Pohjoismaisella sähkön tukkumarkkinalla sähkön hinta ja tuotantotapa määräytyvät markkina-alueen kysynnän ja tarjonnan perusteella. Pohjoismaista sähkömarkkinaa pitäisikin käsitellä yhtenä sähköjärjes- Uusiutuvan energian käyttöä on lisättävä, jotta saavutetaan päästötön energiajärjestelmä. Kypsien uusiutuvien energiantuotantoteknologioiden kilpailukyky on parantunut viime vuosina, joten erilaisista uusiutuvan 4 Pohjolassa on hyvät siirtoyhteydet niin maiden sisällä kuin naapurimaiden välillä. Sähköverkkoa tulee vahvistaa, jotta hinta-alueiden väliset erot tasaantuvat ja uusiutuvan energian tuotannon kasvu saadaan integroitua järjestelmään. Uusiutuvan energian tuotannon määrä vaihtelee huomattavasti perinteistä energiantuotantoa enemmän. Pohjois-Ruotsin ja Suomen välisen kolmannen siirtoyhteyden rakentaminen pitäisi aloittaa pikimmiten. “On tärkeää, että pohjoismaisia sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita kehitetään rinnakkain.” energian tuotantotuista voidaan luopua asteittain. EU:n päästökauppajärjestelmästä tulisi tehdä päästövähennysten ensisijainen työkalu. Tuotannon entistä suuremmat vaihtelut lisäävät sähkön hintavaihteluita, mikä edellyttää järjestelmää, jossa hintasignaalit toimivat tehokkaasti tasaten kysyntää ja tarjontaa. Tukkuhintojen olisi perustuttava aina marginaalihinnoitteluun, ja sähkön vähittäismarkkinat olisi integroitava paremmin sähkön tukkumarkkinaan. Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Pohjoismaissa on investoitu merkittävästi älykkäisiin ja etäluettaviin sähkömittareihin, joista ei kuitenkaan asiakkaille ole vielä merkittävää hyötyä. Sähkönkäyttäjät kiinnostuisivat tunneittain hinnoitelluista sähkötuotteista ja energiatehokkuuspalveluista, jos kysynnän joustosta olisi heille välitöntä taloudellista hyötyä. Tähän onkin pyrittävä. Asiakaslähtöisyys edellyttää vähittäismarkkinoiden kehittämistä, ja myyjäkeskeinen markkinamalli tulisi ottaa käyttöön kaikissa Pohjoismaissa. Tällöin asiakkaat voisivat hoitaa energiaan liittyvät asiansa yhdeltä luukulta. Sähkön myyjien olisi puolestaan helpompi tuoda markkinoille uusia tuotteita ja palveluja, mikä lisäisi edelleen markkinoiden tehokkuutta. Pohjoismaissa tarvitaan myös yhteinen näkemys eurooppalaisista sähkön sisämarkkinoista. Elleivät Pohjoismaat pysty kehittämään omaa sähkömarkkinaansa ja mukautumaan lisääntyvään hintavaihteluun, on vaarana, että myös täällä joudutaan harkitsemaan kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoa tuotannon pitkän aikavälin riittävyyden turvaamiseksi. •Pohjoismaista sähkömarkkinaa pitää käsitellä yhtenä sähköjärjestelmänä, ei kansallisesti. •Tuotannon entistä suuremmat vaihtelut lisäävät sähkön hintavaihteluita, mikä edellyttää järjestelmää, jossa hinta signaalit toimivat tehokkaasti tasaten kysyntää ja tarjontaa. •Kuluttajien osallistuminen mahdollistetaan tarjoamalla heille esimerkiksi tunneittain hinnoiteltuja sähkötuotteita ja niihin liitettyjä energiatehokkuuspalveluja. •EU:n päästökauppajärjestelmästä tulisi tehdä päästövähennysten ensisijainen työkalu. •Asiakaslähtöisyys edellyttää vähittäismarkkinoiden kehittämistä, ja myyjäkeskeinen markkinamalli tulisi ottaa käyttöön kaikissa Pohjoismaissa. 1 Vaihtelevalla tuotannolla tarkoitetaan sääriippuvaista aurinko- ja tuulivoimaa. 5 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 OSA 2 Pohjoismainen sähkömarkkina 2.1 Perustietoja pohjoismaisesta sähkömarkkinasta toimivasta alueellisesta markkinapaikasta. Järjestelmällä onkin ollut vahva poliittinen tuki. Pohjoismainen sähkömarkkina kattaa Ruotsin, Norjan, Suomen ja Tanskan sekä nykyisin myös Viron, Latvian ja Liettuan. Yhteismarkkinalla voidaan hyödyntää eri tuotantomuotoja – vesi- ja ydinvoimaa, biopolttoaineita, sähkön ja lämmön yhteistuotantoa, tuuli- ja aurinkovoimaa – tehokkaimmalla mahdollisella tavalla. Pohjoismainen järjestelmä on muodostettu yhteen liitetyistä kansallisista sähköjärjestelmistä. Ensimmäinen rajat ylittävä sähkölinja rakennettiin jo vuonna 1915 Ruotsin ja Tanskan välille. Vahvempia siirtoyhteyksiä on rakennettu yhteistyössä kaikkien Pohjoismaiden välille 1950-luvulta alkaen2. Myös Manner-Eurooppaan on rakennettu siirtoyhteyksiä, jotka yhdistävät Pohjolan Keski-Euroopan sähkömarkkinoihin. Koska sähköntuottajat kilpailevat yhteispohjoismaisella markkinalla keskenään, järjestelmässä hinta muodostuu aina koko alueen edullisimman sähköntuotantomuodon perusteella. Hinnan muodostumista rajoittavat ainoastaan ajoittaiset siirtoverkon kapasiteetin rajoitukset. Pohjoismainen markkina tuo merkittäviä etuja asiakkaille, tuottajille sekä ympäristölle. Nord Pool on myös hyvä esimerkki tehokkaasti Ensimmäinen rajat ylittävä sähkölinja rakennettiin Ruotsin ja Tanskan välille 1915 Norjan ja Ruotsin yhteinen sähköpörssi, Nord Pool, perustettiin 1950 Vahvempia siirtoyhteyksiä on rakennettu yhteistyössä kaikkien Pohjoismaiden välille 1950-luvulta alkaen 6 Pohjoismaisen sähkömarkkinan vapauttaminen käynnistyi Norjan sähkömarkkinoiden sääntelyn purkamisesta vuonna 1993, jolloin Statnett Marked perustettiin vuorokausimark- 1993 1996 Suomi liittyy Nord Pooliin Tanska liittyi Nord Pooliin Viro liittyi Nord Pooliin 2000 2010 1999 Pohjoismaisen sähkömarkkinan vapauttaminen käynnistyi Norjan sähkömarkkinoiden sääntelyn purkamisesta Muut Pohjoismaat seurasivat perässä ja viime vuosina markkinoita on vapautettu myös Baltian maissa “Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään sähköpörssin kautta.” kinoiden kaupankäyntijärjestelmäksi Norjan sähköjärjestelmää varten. Muut Pohjoismaat seurasivat perässä ja viime vuosina markkinoita on vapautettu myös Baltian maissa. Teknisesti Baltian sähköjärjestelmä on synkronisoitu Venäjän järjestelmään, mutta kaupallisesti Baltian markkinat on liitetty pohjoismaiseen sähkömarkkinaan3. Liettua liittyi Nord Pooliin 2012 Nord Pool sähköpörssi jakautui sähkön johdannaispörssiin (NASDAQ OMX), sekä tulevan vuorokauden että päivänsisäistä kauppaa tekevään Nord Pool Spot -sähköpörssiin Latvia liittyi Nord Pooliin 2013 2014 Eurooppalainen vuorokausimarkkinoiden markkinakytkentä otettiin käyttöön Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Vuonna 1996 perustettiin Norjan ja Ruotsin yhteinen sähköpörssi nimellä Nord Pool, johon Suomi liittyi vuonna 1999. Tanska liittyi mukaan vuonna 2000, minkä jälkeen markkinoista tuli täysin pohjoismaiset. Viro liittyi Nord Pooliin vuonna 2010, Liettua vuonna 2012 ja Latvia vuonna 20134. Pohjoismaisessa sähkömarkkinassa kauppaa käydään usealla kauppa- paikalla. Nord Poolin sähköjohdannaispörssi myytiin NASDAQ OMX:lle vuonna 2010, ja se toimii nykyisin Nasdaq Commoditiesin alaisuudessa. Nord Pool Spot vastaa Elspot-vuorokausipörssin ja päivänsisäisten Elbas-tasesähköpörssinhoitamisesta. Vuonna 2014 otettiin käyttöön yhtenäinen hinnanmuodostusalgoritmi koko Euroopan markkinoiden yhdistämiseksi. Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään Nord Poolin alaisissa Nord Pool Spot ja Nasdaq Commodities -sähköpörsseissä. Kahdenväliset sopimukset sekä teollisuuden tai kuntien oma tuotanto kattavat loput sähköntuotannosta. •Pohjoismaiden sähköntuotannosta noin 90 prosenttia myydään sähköpörssin kautta. •Koska sähköntuottajat kilpailevat keskenään markkinoilla, järjestelmä hyödyntää aina koko alueen halvinta sähkön tuotantomuotoa. •Vahvan poliittisen tuen ansiosta Pohjoismaiden sähkömarkkinasta on syntynyt hyvin toimiva ja tehokas järjestelmä. 2 Pohjoismainen rajat ylittävä sähköjärjestelmää koskeva yhteistyö virallistettiin vuonna 1963 perustamalla Nordel-järjestö, joka laati yhteen liitetyn pohjoismaisen sähköjärjestelmän yhteiset säännöt. Vuonna 2009 sähkönsiirtoverkon haltijoiden eurooppalainen verkosto ENTSO-E otti vastattavakseen Nordelin tehtävät. 3 Synkronoidusti liitetyissä voimajärjestelmissä voimalaitokset toimivat täysin samalla taajuudella (sähkön kierron nopeus). Erilaiset synkronoidut järjestelmät, kuten Pohjoismaiden (lukuun ottamatta Länsi-Tanskaa), Manner-Euroopan ja IVY-maiden (mukaan lukien Venäjä ja myös Baltian maat) järjestelmät, voidaan liittää keskenään vain DC-linkkien (tasavirtalinkkien) välityksellä. 4 Viro on ollut osa johdannaissähkömarkkinoita vuodesta 2012 ja Latvia vuodesta 2014. 2.2 Monipuolinen sähköntuotantorakenne Pohjoismaiden ja Baltian maiden sähkön kokonaiskysyntä on ollut viime vuosina noin 400 TWh/v5. Suurimpia sähkönkäyttäjiä ovat teollisuus (41 %), kotitaloudet (28 %) ja palvelut (21 %). Maatalous käyttää kaksi prosenttia ja liikenne yhden prosentin sähköstä. Tehohäviöiden osuus sähkön kokonaiskysynnästä on seitsemän prosenttia. Vähittäismarkkinoilla Pohjoismaissa on noin 14 miljoonaa ja Baltiassa kolme miljoonaa asiakasta. Sähkönkysyntä vuosina 2000–2008 kasvoi keskimäärin 0,6 prosenttia vuodessa. Vuoden 2008 talouskriisin jälkeen teollisuuden kysyntä on laske- nut maltillisesti, mikä on pääasiassa seurausta energiaintensiivisten teollisuudenalojen rakennemuutoksista. Kotitalouksien sähkön kysyntää ovat hieman kasvattaneet kulutuselektroniikan ja erilaisen kodinkoneiden lisääntyminen. Vuosina 2008–2014 sähkön kokonaiskysyntä kuitenkin laski keskimäärin 0,8 prosenttia vuodessa. Keskimääräisenä vuonna yli puolet Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä katetaan vesivoimalla. Suurin osa vesivoimaloista sijaitsee Norjassa ja Ruotsissa. Vesivoiman tuotantoa voidaan säätää nopeasti kysynnän mukaan. Toisaalta vesivoiman vuotuinen määrä voi vaihdella jopa +/-20 prosenttia sateista ja lumitilanteesta riippuen. Ydinvoiman osuus Pohjoismaiden ja Baltian sähkön kulutuksesta on yli 20 prosenttia. Ruotsissa on kymmenen ydinvoimayksikköä ja Suomessa neljä. Kaikki nämä on rakennettu vuosina 1972–1985, minkä jälkeen niitä on asteittain nykyaikaistettu ja parannettu. Suomessa on rakenteilla uusi Olkiluoto 3 yksikkö, ja kahdelle uudelle hankkeelle on myönnetty periaateluvat6. 7 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Yhdistetyllä sähkön ja lämmön tuotannolla (CHP) katetaan noin 14 prosenttia Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä. CHP-laitokset ovat erittäin tehokkaita, koska sähkö tuotetaan yhdessä lämpöenergian kanssa joko teollisiin prosesseihin tai kaukolämpöverkkoon. CHP-laitoksissa biomassa ja jäte korvaavat polttoaineina yhä useammin fossiilista energiaa. Fossiilinen lauhdetuotanto kattaa noin viisi prosenttia sähkönkysynnästä. Suurin osa lauhdevoimasta tuotetaan Virossa, Suomessa ja Tanskassa. Tuulivoiman osuus on lisääntynyt viime vuosina eniten ja kattaa nykyisin noin seitsemän prosenttia Pohjoismaiden ja Baltian sähkönkysynnästä. Suurin osa tuulivoimasta tuotetaan Tanskassa ja Ruotsissa. Ruotsin ja Norjan yhteinen sertifikaattijärjestelmä sekä Tanskan, Suomen ja Baltian maiden kansalliset tukijärjestelmät ovat kaikki edistäneet merkittävästi uusiutuvan sähkön tuotannon kasvua. Monipuolisen tuotantorakenteen ansioista Nord Pool -alueen sähköjärjestelmä on vähäpäästöinen: päästöt tuotetun sähkön määrää kohti ovat maailman pienimpiä. Pohjoismaiden keskimääräiset hiilidioksidipäästöt ovat 80 g CO2/kWh. Esimerkiksi Saksassa ja Isossa-Britanniassa päästöt ovat 400–500 g CO2/kWh7. Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmällä on tuotantokapasiteettia enemmän kuin kysyntää, ja järjestelmän reserviteho on nykyisin noin 13 prosenttia8. Lisäksi järjestelmä on liitetty monien yhteyksien kautta naapurimaihin (Saksa, Alankomaat, “Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmän hiilidioksidipäästöt ovat maailman pienimpiä tuotetun sähkön määrää kohti.” Puola, Venäjä ja Valko-Venäjä), joten sähkön viennin ja tuonnin avulla voidaan tasata yli- ja alijäämätilanteita. Pohjoismaiden joustava vesivoima soveltuu hyvin tasaamaan Euroopan lisääntyvän tuuli- ja aurinkovoiman tuotannon vaihtelua. •Tuotantorakenne Pohjoismaissa ja Baltiassa: -- Yli puolet sähkönkysynnästä katetaan vesivoimalla. -- Ydinvoiman osuus sähköntuotannosta on yli 20 prosenttia. -- Yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannolla (CHP) katetaan noin 14 prosenttia sähkönkysynnästä. -- Fossiilinen lauhdetuotanto kattaa noin 5 prosenttia sähkönkysynnästä. -- Tuulivoiman osuus on lisääntynyt viime vuosina eniten ja kattaa nykyisin noin 7 prosenttia sähkönkysynnästä. •Pohjoismaiden ja Baltian sähköjärjestelmällä on tuotantokapasiteettia enemmän kuin kysyntää, ja järjestelmän reserviteho on nykyisin noin 13 prosenttia. •Monipuolisen tuotantorakenteen ansiosta Nord Pool -alueen sähköjärjestelmä on vähäpäästöinen: päästöt tuote tun sähkön määrää kohti ovat maailman pienimpiä. 5 ENTSO-E:n mukaan vuonna 2013 yhteensä 409 TWh (139 TWh Ruotsissa, 128 TWh Norjassa, 84 TWh Suomessa, 32 TWh Tanskassa, 11 TWh Liettuassa, 8 TWh Virossa ja 7 TWh Latviassa). 6 Suomen eduskunta teki periaatepäätökset kahdesta ydinvoimayksiköstä vuonna 2010. Toista periaatepäätöstä tarkistettiin syksyllä 2014. Molemmat periaatepäätökset edellyttävät, että ydinvoimayksiköiden rakennuslupia haetaan vuoden 2015 kesäkuun loppuun mennessä. 7 Pohjoismaiden ja Baltian alueen keskimääräiset hiilidioksidipäästöt ovat 110 g CO2/kWh. 8 ENTSO-E: 2015 tuotantokapasiteetti/huippukuorma. 8 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Kuvio 1: Sähkön kysynnän kehitys Pohjoismaissa ja Baltiassa vuosina 2000−2030. TWh 500 400 300 200 100 0 2000 2010 Teollisuus 2011 2020* 2030* Muu * Ennuste Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013 Kuvio 2: Sähköntuotannon tuotantomuodot Pohjoismaiden ja Baltian markkinoilla. TWh 160 Sähkön tuotanto 2013 140 120 100 80 40 20 0 Tanska Norja Ruotsi Suomi Baltia Pohjoismaat 383 TWh Baltia 22 TWh TWh % TWh % Fossiiliset polttoaineet 48 13 16 72 Ydinvoima 86 23 – – Biopolttoaineet 23 6 1 5 Tuulivoima 23 6 1 5 Vesivoima * 203 53 4 18 Pohjoismaiden nettovienti vuonna 2013: 0,4 TWh Baltian nettotuonti vuonna 2013: 4,8 TWh * Normaali pohjoismainen vesivoiman tuotanto 200 TWh, vaihtelu +/- 40 TWh Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013 9 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Kuvio 3: Pohjoismaiden, Baltian ja Manner-Euroopan markkinat yhdentyvät - siirtokapasiteetti kaksinkertaistuu vuoteen 2020 mennessä. EU on vuonna 2013 hyväksynyt Pohjanmeren offshore-verkon ja Baltian sähkömarkkinoiden integrointisuunnitelman prioriteettihankkeekseen. Uudet siirtoyhteydet kaksinkertaistavat siirtokapasiteetin yli 10 000 MW vuoteen 2020 mennessä. Kaksi 1 400 MW NO-UK tasasähköyhteyttä EU:n yhteistä etua palvelevina hankkeina: NSN-yhteys Englantiin rakennetaan vuoteen 2020 mennessä, NorthConnect Skotlantiin odottaa edelleen Norjan lupaa. Uudet, Pohjoismaiden sisäiset, verkkoinvestoinnit lisäävät siirtokapasiteettia Manner-Eurooppaan ja Baltiaan. 320 MW siirtokapasiteettia käytettävissä 1300 MW RU-FI -yhteydestä 12/2014 alkaen. Ensimmäinen suora 1 400 MW NODE yhteys sovittu rakennettavaksi 2018 mennessä. EU:n Connecting Europe Facility osarahoittaa kolmannen EE-LV -yhteyden, määrä valmistua vuonna 2020. EU:lta taloudellista tukea 700 MW DK-NL -yhteyden rakentamiseen, tarkoitus rakentaa vuoteen 2019 mennessä. EU:n European Energy Programme for Recovery osarahoittaa 700 MW NordBalt (valmistuu 12/2015). Jutland – DE kapasiteettia suunniteltu kasvattaa 860 MW:ia vuoteen 2019 mennessä, 500 MW lisäkapasiteettia vuoteen 2022 mennessä. Svenska Kraftnät sopi 3/2014 50Hertzin kanssa tutkimuksista uuden yhteyden, Hansa PowerBridge DC, rakentamisesta Ruotsin ja Saksan välille. LitPol-yhteys (500+500 MW) yhdistää Baltian markkinan Puolaan vuosina 2015 ja 2020. Tämä avaa uuden siirtoyhteyden Pohjoismaisilta markkinoilta Manner-Eurooppaan. Lähde: ENTSO-E Nykyiset yhteydet Tulevaisuuden yhteydet Pohjoismaissa Rajat ylittävät yhteydet tulevaisuudessa Kuvio 4: Euroopan maakohtaiset hiilidioksidipäästöt tuotetun sähkön määrää kohti, 2011*. Sähköntuotannon hiilidioksidin ominaispäästöt,(g/kWh) g CO2/kWh sähköä, 2011* 1 400 1 200 1000 800 600 400 200 0 Viro Pohjoismaat Puola IsoBritannia Muut Euroopan maat Hollanti *) Viro vuonna 2000 Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013 10 Saksa Tanska Liettua Suomi Latvia Pohjois- Ranska maiden keskiarvo Norja Ruotsi Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 2.3 Sähkön tukku- ja vähittäismarkkinat Pohjoismaissa Pohjoismainen markkina koostuu tukku- ja vähittäismarkkinoista. Sähkön tukkumarkkina perustuu alueelliseen markkinaintegraatioon, jota tukee vahva siirtoverkko maiden välillä ja yhteinen alueellisesti toimiva markkinapaikka. Markkinalainsäädäntö on kehittynyt kansallisten määräysten pohjalta kohti EU:n direktiiveihin perustuvia yhteisiä toimintaperiaatteita. Toimivan, kilpailullisen pohjoismaisen markkinan toimintatavat ovat vaikuttaneet voimakkaasti myös EU:n energiamarkkinalainsäädännön kehitykseen9. Sähkökauppa Pohjoismaissa perustuu tuntipohjaiseen fyysiseen kauppaan Nord Pool Spot -sähköpörssissä. Lisäksi suojauskauppaa käydään sekä Nasdaq Commodities -johdannaispörssissä että kahdenvälisesti (OTC)10, mutta nämäkin kaupat selvitetään pörssissä. Nord Pool Spot vastaa nykyisin Pohjoismaiden ja Baltian Elspot-vuorokausikaupankäyntipaikan ja jatkuvan päivänsisäisen Elbas-jälkimarkkinakaupankäynnin hoitamisesta11. Elspot-vuorokausipörssissä määritellään vuorokautta ennen sähköntoimitusta huutokaupalla seuraavan päivän kunkin tunnin osalta pohjoismainen systeemihinta, joka lasketaan ilman minkäänlaisia verkon rajoituksia, sekä aluehinnat, joissa otetaan huomioon siirtoverkon kapasiteetti sekä maiden välillä että Norjan, Ruotsin ja Tanskan sisäisten hinta-alueiden välillä. Jos verkon kapasiteetti ei jossain tilanteessa riitä, aluehinnat lähtevät eriytymään, koska kullakin alueella tarvitaan kysynnän ja tarjonnan tasapaino. Tällöin joidenkin alueiden tuntihinnat nousevat. Elspot-vuorokausipörssin hintojen päivittäinen keskiarvo toimii myös johdannaismarkkinoiden viitehintana suojauduttaessa systeemihinnan ja aluehinnan välisiltä vaihteluilta (EPAD eli aluehintaerotuote). Nasdaq Commodities tarjoaa systeemihinnan suojaustuotteita jopa kymmeneksi vuodeksi eteenpäin. Kaupalliset sähkömarkkinat sulkeutuvat ennen kutakin käyttötuntia. Siirtoverkonhaltijat12 pitävät huolen voimajärjestelmän tasapainosta käyttämällä ensisijaisesti markkinatoimijoiden tekemiä vapaaehtoisia tarjouksia ja tarvittaessa omia sekä sopimussuhteisia reservejään13. Sähkömarkkinoilla fyysinen tuotanto ja kulutus on pidettävä joka hetki tasapainossa. Perinteisesti tasapaino on hoidettu muuttamalla voimalaitosten tuotantotehoja, jatkossa myös kulutusjousto tulee yhä enemmän osallistumaan tasapainottamiseen. Sähköjärjestelmän toimivuus vaatii yhteiset säännöt sekä tavallisia että poikkeustilanteita varten. Ensimmäisiä Euroopan laajuisia verkkosääntöjä “Sähkömarkkinoilla fyysinen tuotanto ja kulutus on pidettävä joka hetki tasapainossa.” viimeistellään parhaillaan, ja ne pannaan täytäntöön tulevien vuosien aikana14. Pohjoismainen markkina on valmistautunut hyvin näihin sääntömuutoksiin. Pohjoismaiden vähittäismarkkinat vapautettiin kilpailulle pian tukkumarkkinoiden vapauttamisen jälkeen. Ensimmäisessä vaiheessa suuret asiakkaat saivat mahdollisuuden valita vapaasti sähköntoimittajansa. Kehitys jatkui vaiheittain ja vuosituhannen vaihteen jälkeen kaikkialla Pohjoismaissa asiakkaat ovat voineet vaihtaa sähkönmyyjää varsin helposti ilman lisäkustannusta. Vähittäismarkkinoiden vapauttaminen perustuu säädellyn sähkönsiirron ja kilpailluilla markkinoilla toimivan sähkönmyynnin eriyttämiseen. Asiakkaan maksama sähkön siirtohinta on sama riippumatta asiakkaan valitsemasta sähkönmyyjästä, ja jakeluverkonhaltijoiden on tarjottava kaikille vähittäismyyjille palveluja samoin ehdoin. 11 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Näin sähkönmyyjille voidaan luoda tasapuoliset toimintaolosuhteet15. Pohjoismaissa on runsaasti sähkön vähittäismyyjiä, yhteensä yli 350. Valtaosa vähittäismyyjistä ostaa sähkönsä sähköpörssistä, mutta osa toimijoista ei kuitenkaan liiketoiminnassaan erottele tuotantoa ja myyntiä, vaan tuottaa asiakkailleen sähköä lähinnä omakustannusperiaatteella. Sähkön vähittäismarkkinat ovat olleet melko vakaat usean vuoden ajan: noin 10 prosenttia asiakkaista vaihtaa vuosittain sähkönmyyjää, ja myyjät tarjoavat pääasiassa perinteisiä sähkösopimustuotteita. Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoinnin ja uusien etäluettavien sähkömittareiden ansiosta. Uudet sähkömittarit mahdollistavat tuntiperustaisen sähkön hinnoittelun, minkä ansiosta asiakkaat voivat halutessaan ohjata sähkönkäyttöään ja hallita kustannuksiaan entistä joustavammin. Tämä on luonut markkinan uusille kysyntäjoustoa edistäville palvelutuotteille16. Baltian vähittäismarkkinat seuraavat Pohjoismaiden esimerkkiä, mutta tähän mennessä ainoastaan Virossa vähittäismyynti on täysin vapautettu. Sähkön tukkuhinnat Pohjoismaissa ovat yhteiset, mikäli sähkön siirrossa ei esiinny pullonkauloja. Kotitalouksien ja teollisuuden vähittäismyyntihinnat voivat kuitenkin vaihdella merkittävästi maiden välillä kansallisten verojen, tukien ja siirto- ja jakelukustannusten vuoksi. Pohjoismaissa kotitalouksien maksama sähkön hinta “Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoinnin ja uusien etäluettavien sähkömittareiden ansiosta.” on noin kolmin-nelinkertainen verrattuna tukkuhintaan. Sähkön tukkumarkkina lyhyesti Tuotetun sähkön määrä ja tukkumarkkinahinta sekä sähkön tuonti ja vienti määräytyvät pohjoismaisella sähkön tukkumarkkinalla. Sähköpörssissä sähköntuottajat myyvät sähköä, ostajina ovat suuret teollisuuskäyttäjät sekä sähkön vähittäismyyjät. Jälkimmäiset myyvät sähkön edelleen kuluttajille. Nord Pool Spot -pörssissä ratkeavat seuraavan päivän sekä päivänsisäiset sähkön tukkuhinnat. Sähkön johdannaispörssissä, Nasdaq Commodities, tuottajat ja myyjät käyvät kauppaa esimerkiksi vuodeksi eteenpäin. Sähkön hinta ja tuotantomäärä määräytyvät molemmissa pörsseissä kysynnän ja tarjonnan perusteella. Poikkeavat sääolosuhteet, teollisuuden kysyntäpiikit tai sähkön tuotannon häiriöt voivat vaikuttaa tuotannon ja kulutuksen tasapainoon ja sitä kautta hintoihin. Jos sähkön kysyntä kasvaa hetkellisesti suureksi, sähkön tuottamiseksi tarvitaan kalliimpia menetelmiä. Tällöin sähkön hinta nousee. Vastaavasti, kun kysyntä on vähäistä, hinta laskee. Sähkön tukkuhintaan vaikuttavat myös polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinta sekä sähkön siirtoyhteydet maiden sisällä ja niiden välillä. 12 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Kuvio 5: Sähkömarkkinoiden kaupantekopaikat finanssikaupasta fyysiseen kaupankäyntiin. Sähköjohdannaiset Fyysiset toimitussopimukset Nord Pool Spot AS Nasdaq Commodities/OTC Elspot (vuorokauden sis.) Futuurit (lyhyet finanssituotteet): päivät, viikot Hinta Forwardit (pitkät finanssituotteet): kuukaudet, vuosineljännekset, vuodet • jatkuva kaupankäynti • System spot viitehintana • aluehintaerojen suojaamistuotteet (EPAD, electricity price area difference) • clearing palvelu Ajanjakso ennen kaupankäynnin sulkeutumista 10 vuotta.. 1 päivä ennen toimitusta Elbas (päivänsisäinen) Elbas-markkina: Kysyntä Tarjonta Elspot-markkina: Määrä • päivittäinen kierros 365 päivää vuodessa • aluehinnoittelu siirtoverkon pullonkaulatilanteessa • Euroopan markkinoiden kytkentä tapahtui 2014 • jatkuva markkina • 24 h/päivä, 365 päivää vuodessa • kaupankäynti 1 h ennen toimitusta • rajat ylittävä kauppa vapaan siirtokapasiteetin puitteissa • Euroopan markkinoiden yhdistäminen alkamassa Säätö- ja reservimarkkinat sekä taseselvitys Kantaverkonhaltijat Hinta MW Säätöreservivaraukset: • kapasiteettia taajuuden hallintaan Energiamarkkinan tasapainotus: • säädöt toteutetaan 15 minuutissa Taseselvitys: • Sähkönhankinnan ja toimituksen välisen eron kaupallinen selvitys Päivittäinen huutokauppa seuraavan päivän kaikille tunneille (Spot-kauppa) Spotkaupan sulkeutumisen jälkeen 1 tunti ennen käyttötuntia • Erilaisia reservisopimuksia • Energiatarjoukset käyttötunnin alkuun mennessä • Sähkötaseen selvitys jälkikäteen Kuvio 6: Pohjoismaisen sähköpörssin volyymi vuosina 1993–2014, fyysinen- jafyysinen finanssikaupankäynti, TWh. Pörssissä välitetyn sähkön määrä vuosittainen Pohjoismaissa ja Baltiassa vuosina 1993-2014, ja finanssi, TWh 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Fyysinen spot-markkinat Finanssimarkkina *Fyysinen spot-markkina sisältää Baltian maat vuodesta 2010 alkaen (Viro 2010, Liettua 2012 ja Latvia 2013) ja finanssimarkkina vuodesta 2012 alkaen (Viro) Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013 13 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 -40 120 -30 100 -20 80 -10 60 0 40 10 20 20 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 0 SYS hinta Vesivarastot Pohjoismaissa Lähde: Nord Pool Spot Kuvio 8: Aluehintojen kehitys Pohjoismaissa vuosina 2000–2014. Elspot-hinnat, €/MWh 60 50 40 30 20 10 0 2000 2001 SYS 1 2002 SE31 2003 2004 FI SE hinta 2000–10/2011, SE3 hinta 11/2011–2014 Lähde: Nord Pool Spot 14 2005 2006 DK1 2007 2008 NO1 2009 2010 EE 2011 2012 LT 2013 2014 Systeemihinta (€/MWh) Vesivarastojen yli-/alijäämä Pohjoismaissa (TWh) Kuvio 7: Sähkön hinta ja vesivarastot Pohjoismaissa 2000–2014. Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Kuvio 9: Tukku- ja loppukuluttajahintojen kehitys Pohjoismaissa vuosina 2000–2014 (sis. verot ja kulut), €c/kWh. 35 30 25 20 15 10 5 0 2000 2001 2002 2003 2004 Pohjoismainen tukkumarkkina (Elspot system) 2005 2006 Asiakashinnat: 2007 2008 Suomi 2009 2010 Ruotsi 2011 2012 Norja 2013 2014 Tanska Lähde: Nord Pool Spot, Eurostat •Sähkön tukkumarkkina perustuu alueelliseen markkinaintegraatioon, jota tukee vahva siirtoverkko maiden välillä ja yhteinen alueellisesti toimiva markkinapaikka. •Sähköjärjestelmän toimivuus vaatii yhteiset säännöt sekä tavallisia että poikkeustilanteita varten. •Vähittäismarkkinoiden vapauttaminen perustuu säädellyn sähkönsiirron ja kilpaillulla markkinalla toimivan säh könmyynnin eriyttämiseen. •Kiinnostus uusiin, tehokkaampaan sähkön käyttöön liittyviin palveluihin on kasvussa paremman kulutusraportoin nin ja uusien etäluettavien mittareiden ansiosta. 9 Vuonna 2009 hyväksytyssä kolmannessa energiapaketissa säädettiin puitteet EU:n sisäisille sähkön ja kaasun energiamarkkinoille. Paketin tarkoituksena on sähkön sisämarkkinoiden perustaminen vuoteen 2014 mennessä. 10 Pörssin ulkopuolisen kaupankäynnin markkinoilla osallistujat käyvät kauppaa keskenään suoraan tai välittäjien välityksellä. 11 Elbas-kaupankäynti on laajennettu myös Saksaan, Alankomaihin ja Belgiaan. Kaikissa Länsi-Euroopan sähköpörsseissä on käytetty helmikuusta 2014 alkaen vuorokausimarkkinoita varten yhteistä Euphemia-algoritmia, jonka avulla optimoidaan tunneittain rajat ylittävät sähkövirrat. Päivänsisäisiä markkinoita varten on myös kehitteillä yhteinen eurooppalainen alusta. 12 Pohjoismaiden ja Baltian siirtoverkonhaltijat ovat Svenska Kraftnät (SE), Statnett (NO), Fingrid (FI), Energinet.dk (DK), Elering (EE), Augstsprieguma tīkls (LV), and Litgrid (LT). 13 Kaikkien markkinatoimijoiden tuntikohtaiset tasepoikkeamat selvitetään taloudellisesti jälkikäteen. Selvityksistä vastaavat tällä hetkellä siirtoverkonhaltijat, mutta Pohjoismaiden yhteinen taseselvitysyhtiö ottaa selvitykset vastuulleen vuosina 2015–2016. 14 Verkkosäännöstöt ovat ENTSO-E:n parhaillaan laatimia sääntöjä, joiden avulla helpotetaan Euroopan sähkömarkkinoiden yhdenmukaistamista, yhdentymistä ja tehokkuutta. Sääntöjen tehtävänä on mahdollistaa teknisesti sähkön sisämarkkinat. 15 Jakeluverkonhaltija on paikallinen verkko-operaattori, joka toimii loppuasiakkaan ja siirtoverkonhaltijan välissä. 16 Fortumin Fiksu-tuoteperhe kattaa joukon palveluja, jotka ohjaavat automaattisesti asiakkaan kuormaa spot-hinnan perusteella. Samaan palvelualustaan ja käyttöliittymään on mahdollista liittää myös muita kotiautomaatio-toimintoja. 15 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 OSA 3 Pohjoismaisen sähkömarkkinan haasteet 3.1 Vaihtelu kasvaa ja vakaa tuotantokapasiteetti vähenee Uusiutuvan energian tuotantoa on lisättävä, jotta voimme asteittain siirtyä päästöttömään energiajärjestelmään. Tämä edellyttää kuitenkin myös energiajärjestelmän kehittämistä. Uusiutuvan energian osuuden vahva kasvu Euroopassa on edistänyt uusiin teknologioihin liittyvää osaamista ja laskenut niiden kustannuksia. Samalla on kuitenkin luotu täysin uusia haasteita sekä sähkömarkkinoille että voimajärjestelmälle. Vahvasti tuettua uusiutuvaa energiaa tuotetaan pienillä muuttuvilla kustannuksilla. Tuettu tuotanto syrjäyttää kalliimpien muuttuvien kustannusten kaupallista tuotantoa ja on osaltaan laskenut sähkön keskimääräistä tukkuhintaa kaikkialla Euroopassa - myös pohjoismaisella sähkömarkkinalla. Samaan aikaan uusiutuvan energian tuotantomäärät vaihtelevat erittäin paljon: Tuuli- ja aurinkovoiman saatavuus riippuu säästä, ja tarjolla oleva kapasiteetti voidaan vahvistaa vasta joitakin tunteja ennen niiden toimittamista. Tämä lisää hintojen vaihtelua ja tekee sähköjärjestelmän säätämisestä vaikeaa ja kallista. Tuetun uusiutuvan energian tuotannon kasvu, heikko taloustilanne, laskenut sähkönkysyntä ja hiilidioksidipäästöjen matalat hinnat ovat painaneet sähkön tukkuhintoja alaspäin. Tässä 16 tilanteessa suuri osa joustavasta sähkön tuotannosta, jolla voitaisiin tasata uusiutuvan energian vaihteluja, on hädin tuskin kannattavaa tai jopa kannattamatonta. Voimalaitoksia on suljettu ja energian toimitusvarmuuden turvaamiseksi muutamissa Euroopan maissa harkitaan erilaisten kapasiteettikorvausmekanismien käyttöönottoa vakaan tuotantokapasiteetin varmistamiseksi17. Sähkötehon riittävyyteen liittyy lyhyellä ja pitkällä aikavälillä erilaisia haasteita. Lyhyellä aikavälillä sähkötehon riittävyydellä tarkoitetaan lähinnä nykyisen järjestelmän teknistä valmiutta täyttää tarjonnan ja kysynnän vaatimukset joka tunti. Pitkällä aikavälillä on kyse sähkömarkkinoiden kyvystä houkutella riittävästi investointeja, jotta markkinoilla on riittävästi tuotantovolyymiä, rajat ylittäviä sähkönsiirtomahdollisuuksia tai kysyntäjoustoa, jotta tulevista kulutushuipuista voidaan selvitä. Pohjoismaisella sähkömarkkinalla sähkötehon riittävyyttä on toistaiseksi pystytty hallitsemaan hyvin. Uusiutuvan energian kasvanut, nopeasti vaihteleva osuus on toistaiseksi pystytty liittämään sähköjärjestelmään ongelmitta. Tämä on erityisesti Pohjoismaiden monipuolisen sähköntuotannon ja suurten vesivoimavarantojen ansiota. “Pohjoismaisella sähkömarkkinalla uusiutuvan energian kasvanut, nopeasti vaihteleva osuus on toistaiseksi pystytty liittämään sähköjärjestelmään ongelmitta, erityisesti monipuolisen sähköntuotannon ja suurten vesivoimavarantojen ansiosta.” Pohjoismaiden vakaan tuotannon reserviteho – eli luotettavan perustuotannon osuus – on edelleen hyvää tasoa. Pitkällä aikavälillä tuotannon riittävyyttä ei kuitenkaan voida varmistaa, ellei sähkömarkkinoita kehitetä edelleen. Pohjoismaissa on suljettu hiili- ja kaasuvoimaloita kannattamattomina Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 ennen niiden teknisen käyttöiän päättymistä. Esimerkiksi Fortum lopetti tuotannon Inkoon voimalaitoksellaan vuonna 2014. Lisäksi osa vanhemmista voimaloista joudutaan asteittain ajamaan alas tiukempien päästörajoitusten vuoksi. Myös vanhimmat ydinreaktorit lähestyvät käyttöikänsä loppua18. Samaan aikaan nykyiset, matalat sähkön tukkuhinnat eivät juu- rikaan kannusta investointeja uusiin voimaloihin Pohjoismaissa. Siksi kysymys pitkän aikavälin sähkökapasiteetin riittävyydestä Pohjoismaissa on juuri nyt ajankohtainen. Kuvio 10: Euroopan nykyiset ja suunnitellut kapasiteettimekanismit. Lähde: Fortum SE&FI: Tehoreservi markkinalla olevan tuotannon alijäämälle. SE tehoreservi lakkautetaan vaiheittain vuoteen 2020 mennessä. FI reserviä vähennetään 2014–15. GB: Täysipainoiset, EU:n hyväksymät kapasiteettihuutokaupat. Ensimmäinen huutokauppa 12/2014 toimitusvuodelle 2018/19. RU: Kapasiteettimarkkina hintarajoituksin. Pakollisiin investointeihin pitkän aikavälin kapasiteetin toimitussopimukset. IE&NI: Kapasiteettimaksu vuodesta 2005 alkaen. LT: Lauhdevoimayksiköt varavoimana. Pienempi tarve 2016 alkaen NordBalt yhteyden ansiosta. BE: Strateginen reservi 2014/15 eteenpäin. PL: Strategisista reserveistä sovittu vuosille 2016–2017/19. Kapasiteettimarkkina keskustelun alla. DE: Verkkovaranto käytössä Etelä-Saksassa vuodesta 2011 lähtien. Keskustelua ja tutkimuksia mekanismien lisäämisestä ja laajentamisesta. PT: Kapasiteettimaksu uudelle kapasiteetille. Laajempi järjestely odottaa etenemistä. ES: Kapasiteettimaksut uusille yksiköille sekä nykyisille hiili, kaasu, öljy ja vesivoima kapasiteeteille. Maksuja pienennetty vuonna 2013. Energy-only-markkina* FR: Kapasiteetin ostovelvoite suunniteltu toteutettavan talvi 2016/2017 mennessä. Kapasiteetin sertifiointi ja kauppa aloitetaan 2015. Osittainen kapasiteettimalli Ehdotuksia kapasiteettimalliksi IT: Vähäisiä maksuja. Uusi vyöhykkeinen käytettävyystakuumekanismi toteutetaan vuoteen 2018 mennessä, jossa vain osa kapasiteetista mukana. Kattava kapasiteettimalli GR: Kapasiteettivelvoitemekanismi vuodesta 2005. Säänneltyjä markkinarajoituksia *Spot- ja intraday-markkinoilla toimiville voimalaitoksille ei kapasiteettimaksuja, mutta säätömarkkinoiden reservitehoa hankitaan etukäteissopimuksin. 17 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Kuvio 11: Kapasiteetin ja huippukulutuksen kehitys Pohjoismaissa 1980–2030, MW. 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 Vesivoima 1980 1990 Ydinvoima * Saatavilla oleva tuulivoima on sääriippuvaista 2000 Lämpövoima Tuulivoima* 2010 2020*** 2030*** Huippukulutus** **Arvioitu huippukulutus vuosille 2020 ja 2030 *** Ennuste Lähde: Eurelectric Power Statistics & Trends 2013, ENTSO-E •Uusiutuvan energian tuotannon lisääntyminen ja siirtyminen kohti päästötöntä energiajärjestelmää edellyttää koko energiajärjestelmän kehittämistä. •Uusiutuvaa energiaa tuotetaan pienillä muuttuvilla kustannuksilla ja sitä tuetaan vahvasti. Tuettu tuotanto syrjäyt tää muuttuvilta kustannuksiltaan kalliimpaa kaupallista tuotantoa ja on osaltaan laskenut sähkön keskimääräistä tukkuhintaa. •Uusiutuvan energian vaihtelevat tuotantomäärät lisäävät myös hintojen vaihtelua ja tekevät sähköjärjestelmän säätämisestä vaikeaa ja kallista. 17 Joissakin Euroopan maissa joustavan, vaihtelua tasaavan kapasiteetin vaje on johtanut kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoon. Kokonaisia kapasiteettimarkkinoita perustetaan parhaillaan Isossa-Britanniassa, Ranskassa, Italiassa ja Espanjassa. Kansalliset kapasiteettimarkkinat voivat vaikuttaa naapurimaiden tilanteeseen, jos tuettua tuotantoa viedään naapurimaihin, mikä voi laskea tuloja ja johtaa naapurimaiden voimaloiden sulkemisen. 18 Ruotsin ja Suomen ydinvoimatuotantoa poistuu käytöstä laitosten elinkaaren päättymisen vuoksi alkaen 2020-luvun loppupuolella. Suurin osa nykyisestä ydinvoimatuotannosta tulee nykyisten käyttölupiensa mukaiseen päätökseen 2030-luvulla. 18 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 3.2 Investoinnit pitkän aikavälin tuotannon riittävyyteen turvattava Koska kaikki sähköntuotantomuodot Pohjoismaissa kilpailevat keskenään, myös pitkän aikavälin kapasiteettitarvetta on arvioitava ja ratkaistava pohjoismaisella tasolla. Energia-alan uusien investointien turvaaminen edellyttää sekä Pohjoismaissa että EU:ssa investointeja tukevia vahvoja signaaleja sekä luottamuksen palauttamista vakaaseen energiaja ilmastopolitiikkaan ja tuleviin sähkömarkkinoiden rakenteellisiin ratkaisuihin. On päivänselvää, että energia-alan on siirryttävä asteittain päästöttömään energiajärjestelmään. Poliittisen päätöksenteon tulisi ohjata tuotantoa kohti kustannuksiltaan edullisimpia vaihtoehtoja ja kannustaa investointeihin vähäpäästöiseen ja päästöttömään tuotantoon - kuitenkin ilman merkittäviä markkinoille aiheutuvia häiriöitä19. Teknologisesti kypsän uusiutuvan energiantuotannon ensisijaisen kannustimen tulisi olla Euroopan päästökauppajärjestelmän uskottava hiilidioksidin päästöoikeuden hinta. Eurooppa-neuvosto hyväksyi lokakuussa 2014 tavoitteet ilmastonmuutoksen hillitsemiseksi vuoteen 2030 mennessä: •Kasvihuonekaasupäästöjä vähennetään 40 prosentilla •Uusiutuvan energian osuutta kasvatetaan vähintään 27 prosenttiin (sitova tavoite) •Energiatehokkuutta parannetaan vähintään 27 prosentilla (ohjeellinen tavoite) Lähestymistapa, jossa sitoudutaan selkeästi hiilidioksidipäästöjen vähentämiseen, on tervetullut ja tuo toivottavasti päästökauppajärjestelmän takaisin keskiöön. Tarvitaan kuitenkin myös muita toimenpiteitä, jotta EU:n päästökauppajärjestelmän ohjaava vaikutus saadaan palautettua. Nopea siirtyminen ehdotettuun EU:n päästökaupan vakausmekanismiin olisi ensimmäinen tarvittava askel päästöhintojen uskottavuuden palauttamiseksi. Samalla vältettäisiin kalliimpia ratkaisuja, joita päästövähennykset vaatisivat20. Yleisimpien uusiutuvan energian tuotantoteknologioiden, kuten maatuulivoiman ja aurinkovoiman, kustannukset laskevat ja niistä on tulossa kilpailukykyisiä perinteisiin tuotantoteknologioihin verrattuna. Jatkossa perinteisiin teknologioihin kohdistuu entistä enemmän hiilidioksidipäästöistä aiheutuvia kustannuksia. Tämän vuoksi sähkömarkkinoiden tehokkuutta vääristävät uusiutuvien energialähteiden tuotantotuet tulisikin poistaa vaiheittain. Jatkossa mahdolliset tuet tulisi suunnata tuotantotukien sijaan teknologisen kehityksen tukemiseen innovaatiorahoituksen avulla. On tärkeää, että yleinen investointi- ilmapiiri tukee kaikkia tuotantomuo- “Poliittisen päätöksenteon tulisi ohjata tuotantoa kohti kustannuksiltaan edullisimpia vaihtoehtoja ja kannustaa investointeihin vähäpäästöiseen ja päästöttömään tuotantoon.” toja, jotka täyttävät yhteiskunnan ympäristö- ja energiatehokkuusvaatimukset. Myös Pohjoismaissa tarvitaan avoin ja ennustettava investointi-ilmapiiri energiainfrastruktuurin kehittämiseksi ja uusien voimalaitosten rakentamiseksi. Nykyisiä voimalaitoksia ei pitäisi rasittaa kohtuuttomilla ympäristö- ja turvallisuusvaatimuksilla, veroilla ja kansallisilla tai EU-tason maksuilla. Pohjoismaisen sähkömarkkinan menestys on perustunut alueelliseen yhteistyöhön ja päättäjien kaukokatseisuuteen. Tuotannon riittävyyden takaaminen pitkällä aikavälillä sekä Pohjoismaiden ja Baltian järjestelmän 19 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 markkinamallin kehittäminen edellyttävät kuitenkin, että siirtoverkon haltijoiden ja viranomaisten välistä alueellista yhteistyötä tiivistetään edelleen21. Pohjoismaista sähkömarkkinaa on kohdeltava yhtenäisenä markkina-alueena ja järjestelmänä myös sääntelyn näkökulmasta. Sähkön siirtokapasiteettia on välttämättä lisättävä, jotta voidaan varmistaa sähkön tehokas jakelu ja riittävä tarjonta Pohjoismaiden ja Baltian sähkömarkkinoilla myös jatkossa. Nykyisten Manner-Euroopan ja Venäjän markkinoiden yhteyksien lisäksi uusia siirtoyhteyksiä rakennetaan Ruotsin ja Liettuan välille (sekä Liettuan ja Puolan välille) vuoteen 2016 mennessä, Norjan ja Saksan välille vuoteen 2018 mennessä, Tanskan ja Alankomaiden välille vuoteen 2019 mennessä ja Norjan ja Englannin välille vuoteen 2020 mennessä. Myös siirtoyhteyksien vahvistamista Tanskasta ja Ruotsista Saksaan suunnitellaan. Esimerkiksi suunniteltu kolmas siirtojohto Pohjois-Ruotsista Suomeen parantaisi toimitusvarmuutta sekä Suomessa että Ruotsissa. Uusi siirtojohto mahdollistaisi sähkön siirron Suomen verkon kautta myös Etelä-Ruotsiin, silloin kun Ruotsin sisäinen verkko on täydessä käytössä. Uuden johdon rakentamista tulisikin aikaistaa, ja rakentaminen olisi asetettava tärkeäksi painopistealueeksi. Myös Pohjoismaiden sisäinen sähköverkko tarvitsee uusia investointeja. •Energia-alan uusien investointien turvaaminen edellyttää sekä Pohjoismaissa että EU:ssa investointeja tukevia vahvoja signaaleja sekä luottamuksen palauttamista vakaaseen energia- ja ilmastopolitiikkaan ja tuleviin sähkö markkinoiden rakenteellisiin ratkaisuihin. •Nopea siirtyminen EU:n päästökaupan vakausmekanismiin olisi ensimmäinen tarvittava askel päästökaupan uskottavuuden palauttamiseksi. Samalla vältettäisiin kalliimpia ratkaisuja, joita päästövähennykset vaatisivat. •On tärkeää, että investointi-ilmapiiri tukee kaikkia tuotantomuotoja, jotka täyttävät yhteiskunnan ympäristö- ja energiatehokkuusvaatimukset. 19 Tuuli- ja aurinkovoiman teknisen kilpailukyvyn kehittyessä ja tukien vaikuttaessa haitallisesti kaupallisen sähkön markkinoihin olisi uusiutuvan tuotannon tuet poistettava käytöstä vaiheittain sen jälkeen, kun nykyinen tukikausi päättyy. Myös epäsuoria tukia olisi vältettävä. Esimerkiksi sähköä itse tuottavien kuluttajien olisi maksettava verkkomaksuja käytön mukaan. 20 Euroopan komissio ehdotti helmikuussa 2014, että EU:n päästökauppajärjestelmää tehostetaan vakausmekanismilla (Market Stability Reserve, MSR), jotta voidaan puuttua päästöoikeuksien ylijäämään ja parantaa järjestelmää säätämällä huutokaupattavien päästöoikeuksien tarjontaa. Vakausmekanismi toimisi ennalta määriteltyjen sääntöjen mukaisesti, eikä komissiolle tai jäsenvaltioille jätettäisi harkintavaltaa sen täytäntöönpanossa. 21 Pohjoismaisen energiamarkkinan sääntelystä vastaavat viranomaiset tekevät yhteistyötä NordREG-yhteistyöjärjestön puitteissa. Valtioiden energiapolitiikasta keskustellaan Pohjoismaiden ministerineuvostossa Pohjoismaiden energiapolitiikan virkamieskomitean tukemana. 20 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 3.3 Pohjoismaista markkinaa kehitettävä toimitusvarmuuden turvaamiseksi Energiamarkkinoiden muutos pakottaa Pohjoismaita pohtimaan, miten sähkömarkkinamallia tulisi kehittää. Muutamat Pohjoismaiden ulkopuoliset EU-maat harkitsevat kansallisten kapasiteettimekanismien käyttöönottoa varmistaakseen vakaan kapasiteetin riittävyyden tilanteessa, jossa energian saatavuus vaihtelee koko ajan. Tämä ei ole välttämättä oikea ratkaisu. Kaikki kapasiteettimekanismit puuttuvat markkinoiden toimintaan ja rajoittavat markkinoiden omia toimia kysynnän ja tarjonnan tasaamisessa. Kapasiteettimekanismi on kuin yhdenlainen lisämaksu, jolla taataan tietynlainen ja tasoinen kapasiteetti. Se tulisi kuitenkin kalliimmaksi ja aiheuttaisi yhteiskunnalle ja sähköasiakkaille suurempia kustannuksia kuin avoimesti kilpaillut energiamarkkinat. Pohjoismaiden olisikin etsittävä ensisijaisesti markkinaehtoisia ja tehokkaita keinoja kasvavan tuotannonvaihtelun tasaamiseksi. Pohjoismaiden nykyinen, energiasta maksettavaan hintaan keskittyvä markkinamalli voi tarjota riittävät lyhyen ja pitkän aikavälin hintasignaalit, kunhan vuorokausi- ja päivän sisäinen sähkökauppa saa toimia markkinaehtoisesti, ja kuluttajilla on mahdollisuus reagoida korkeisiin hintoihin22. Markkinahintojen ja voimalaitosten ajojärjestyksen olisi perustuttava markkinoilla vapaasti muodostuneisiin tarjouksiin ja vastattava todellisia sähköjärjestelmän tasepoikkeamien hoitamisesta aiheutuvia kustannuksia. Näin ollen hintakattoja tai tarjoushintojen rajoituksia ei pidä sallia, koska tällaiset rajoitukset häiritsevät niukkuuteen liittyviä signaaleja23. Uusiutuvan energian lisääntyessä sähkön hinnat tulevat väistämättä vaihtelemaan nykyistä enemmän. Tämä kehitys kannustanee sähkönkuluttajia osallistumaan aktiivisemmin kysyntäjoustoon ja hinnan määrittämiseen24. Sähkön vähittäis- ja tukkumarkkinoiden on yhdennyttävä nykyistä enemmän, jotta asiakkaille tarjottavia palveluja voidaan parantaa ja heidät myös saadaan aidosti kiinnostumaan uusista sähkötuotteista ja -palveluista. Pohjoismaat tarvitsevat kapasiteettimekanismeja koskevan yhteisen näkemyksen välttääkseen Pohjoismaisen markkinan toimintaa häiritsevät kansalliset mekanismit. Mikäli Manner-Euroopassa otetaan käyttöön kan- “Pohjoismaat tarvitsevat kapasiteettimekanismeja koskevan yhteisen näkemyksen.” sallisia kapasiteettimekanismeja, on tärkeää varmistaa, että pohjoismaiset tuottajat myös voivat osallistua niihin. Muuten on vaarana, että naapurimaiden kapasiteettimarkkinat häiritsevät entisestään pitkän aikavälin investointi-ilmapiiriä pohjoismaisella markkinalla25. Mikäli Pohjoismaat ja Baltia eivät kykene kehittämään sähkömarkkinamalliaan, edistämään kuluttajien osallistumista markkinoille eivätkä hyväksymään hintavaihtelun lisääntymistä, myös täällä on mahdollisesti harkittava siirtymistä kohti kapasiteettipainottunutta markkinamallia toimitusvarmuuden takaamiseksi. Tämä luonnollisesti romuttaisi nykyisen sähkömarkkinamallin. 21 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Vuorokausimarkkinapörssin mahdollista tuotantoalijäämätilannetta varten ylläpidetään Ruotsissa ja Suomessa tehoreserviä, ja sellaista suunnitellaan tilapäisesti myös Itä-Tanskaan26. Ruotsin nykyinen tehoreservijärjestelmä on suunniteltu poistettavan vaiheittain vuoteen 2020 mennessä, ja Suomen nykyinen järjestely tarkistetaan tänä vuonna. Tehoreservijärjestelmä on eräänlainen kapasiteettikorvausjärjestelmä, jonka toiminnasta hätätilanteissa vastaa siirtoverkonhaltija. Tehoreservi koostuu usein vanhoista voimaloista, jotka olisi muussa tapauksessa poistettu käytöstä kannattamattomina. Reservi pidätetään pois markkinoilta tai sen kapasiteettia tarjotaan markkinoille ainoastaan äärimmäisen korkealla hinnalla. Nykyisiä tehoreservejä ei kuitenkaan käytännössä tarvita, sillä pohjoismaisella markkinalla on jo nyt sähkön merkittävä ylitarjontaa. •Uusiutuvan energian osuuden kasvaessa sähkön hinnat tulevat väistämättä vaihtelemaan nykyistä enemmän. Tämä kehitys kannustanee sähkönkuluttajia osallistumaan aktiivisemmin kysyntäjoustoon ja hinnanmäärittämi seen. •Mikäli Pohjoismaat ja Baltia eivät kykene kehittämään sähkömarkkinamalliaan, edistämään kuluttajien osallistu mista markkinoille eivätkä hyväksymään hintavaihteluiden lisääntymistä, myös täällä on mahdollisesti harkittava siirtymistä kohti kapasiteettipainottunutta markkinamallia toimitusvarmuuden takaamiseksi. •Tehoreservijärjestelmä on eräänlainen kapasiteettikorvausjärjestelmä, jonka toiminnasta hätätilanteissa vastaa siirtoverkonhaltija. •Energy-only -markkinamalli: Voimalaitosten tulot perustuvat tuotetun sähkön myyntiin. •Kapasiteettimarkkinamalli: Maksut voimalaitoksille perustuvat sähkön tuotantoon ja myyntiin, mutta myös kapasiteettiin, jonka laitos on sitoutunut pitämään saatavilla, koska alhaiset sähkön tukkuhinnat eivät kata aina korkeiden muuttuvien kustannusten voimalaitoksia. Tällaisia voimalaitoksia kuitenkin tarvitaan, jotta energian saatavuus voidaan taata myös tilanteissa, joissa uusiutuvan energian tuotantomuodot eivät tuota sähköä (esim. tyyntä ja/tai aurinkoa ei saatavilla). 22 Pääasiallisilla energiamarkkinoilla spot-sähkön eli vuorokausisähkön markkinoilla olisi aina kyettävä sovittamaan yhteen kysyntä ja tarjonta. Jatkossa myös kysyntä tarjouksista tulee yhä joustavampia ja hintaherkempiä. Tuntihinnoiteltu sähkö on tähän saakka ollut kotitalousasiakkaiden saatavilla ainoastaan Suomessa. Järjestelmä otetaan pian käyttöön Ruotsissa ja Norjassa. Kotitalouksien maksamia sähkönhintoja säännellään vielä monissa Euroopan maissa, mikä häiritsee reaaliaikaisia hinta signaaleja ja markkinoiden vapaata toimintaa. 23 Pohjoismaisella vuorokausimarkkinalla nykyiset tekniset hintarajat ovat € -500/+3000/MWh. Markkinoiden voidaan odottaa saavuttavan tasapainotila näiden rajojen sisällä, kun markkinoille aktiivisesti osallistuvat toimijat tarjoavat kaiken kysyntä- ja tuotantojoustonsa markkinoiden käyttöön, jolloin markkinat pystyvät vastaamaan kysyntään tiukoissakin tilanteissa. Jos tekninen hintaraja saavutetaan usein, sitä on muutettava, jotta varmistetaan, että kaikki mahdollinen kysyntä- ja tuotantojousto tarjotaan markkinoille. Markkinoiden yhdentymisen ja rajat ylittävien toimitusten lisääminen voi kuitenkin tehokkaasti kattaa kansallisen alijäämän korkeiden spot-hintojen aikana. 24 Kysyntäpuolen osallistumisella viitataan tilanteeseen, jossa kuluttajat (sekä teollisuus että vähittäismyynnin asiakkaat) sopeuttavat sähkönkulutustaan reagoimalla sähkön tukkumarkkinahintoihin. 25 Osa EU-maista suunnittelee kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoa. Vaikka tähän ajavat syyt poikkeavat toisistaan kunkin maan tai alueen osalta, on tärkeää, että kapasiteettimekanismien käyttöönotto ei häiritse energiamarkkinoiden tehokkuutta tai markkinapohjaisia hintoja naapurialueilla. Kapasiteettimarkkinajärjestelyn tarve olisi perusteltava tuotannon riittävyyden arvioinnilla, joka suoritetaan kansallisen tason sijasta alueellisella tasolla, ja arvioinneissa olisi noudatettava yhteisiä perusteita (yhteen sovitettavissa valtiontukea koskevien suuntaviivojen kanssa), mukaan lukien teknologianeutraalius, nykyisen ja uuden kapasiteetin tasapuolinen kohtelu ja avoimuus rajat ylittävän osallistumiselle. 26 Tanskan siirtoverkonhaltija suunnittelee ottavansa käyttöön noin 300 MW strategisia reservejä Tanskan itäosassa vuosina 2016–2020. Strategisia reservejä pidetään tilapäisenä ratkaisuna, joka on käytössä ennen kuin Tanskan itäosan ja Saksan välinen uusi rajayhdysjohto on kokonaan toiminnassa vuonna 2020. 22 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 3.4 Kuluttajien kasvavat odotukset ja vähittäismarkkinoiden muutokset Pohjoismaissa on tehty huomattavia investointeja etäluettaviin sähkömittareihin ja älykkäisiin sähköverkkoihin. Niitä ei kuitenkaan hyödynnetä riittävästi. Kaikkiin Pohjoismaihin tarvittaisiin tehokkaammat tiedonvaihtoratkaisut (ns. datahubit), ja kaikkien maiden tulisi siirtyä sähkön myyjäkeskeiseen markkinamalliin. Tämä lisäisi vähittäismarkkinoiden joustavuutta ja kannustaisi kuluttajia aktiivisuuteen. Pohjoismaisten sähkön vähittäismarkkinoiden nykyinen malli ei täytä asiakkaiden tai energiajärjestelmän nykyisiä eikä tulevia tarpeita suhteessa kysyntäjoustoa tukeviin ratkaisuihin, kuten pienimuotoiseen aurinkosähkön tuotantoon tai muihin uusiin palveluihin. Nykyinen malli ja sitä tukevat tietojärjestelmät perustuvat edeltävien vuosikymmenien toimintatapoihin ja ratkaisuihin. Rakenteita on kehitettävä, jotta esimerkiksi sähkönkäytön tuntiperustaiseen mittaamiseen tehdyt investoinnit saadaan tuottamaan toivotut hyödyt. Nykymallissa asiakas asioi sekä vähittäismyyjän että verkkoyhtiön kanssa. Myyjäkeskeisessä markkinamallissa27 asiakkaiden ensisijaisena yhteyshenkilönä toimii vähittäismyyjä. Uuden markkinamallin avulla varmistettaisiin asiakaspalvelun ja tuotteiden markkinalähtöinen kehittäminen. Kulut- tajat asioivat mieluiten yhden tahon kanssa, kuten esimerkiksi puhelinliittymäpalveluista saadut kokemukset osoittavat. Kaikissa Pohjoismaissa on käynnistetty kehityshankkeita myyjäkeskeisen markkinamallin edistämiseksi. Malliin siirtyminen edellyttää mm. tehokasta tietojen vaihtoa markkinatoimijoiden kesken. Vuonna 2013 Tanskaan perustettiin keskitettyä tiedonvaihtoa varten kansallinen datahub, ja toinen samanlainen on parhaillaan rakenteilla Norjaan. Pohjoismaiden energiaviranomaiset (NordREG) ovat suositelleet myös kansallisten datahubien määrittelytyön käynnistämistä Suomessa ja Ruotsissa, mutta asia ei ole vielä edennyt. Myyjäkeskeinen malli tarkoittaa myös sitä, että asiakkaat saisivat vain yhteislaskun, joka sisältäisi sekä sähkön myynnin että sähkön siirron. Nykyisin asiakkaat saavat erilliset laskut sähkön myynnistä ja siirrosta. Niin sanotut integroidut energiayhtiöt ovat poikkeus – ne voivat lähettää yhteislaskun paikallisille asiakkailleen. Yhteislasku yksinkertaistaisi myös asiakaspalvelua. Valitettavasti kehitys ainakaan vielä Suomessa ei ole näin pitkällä. Tuoreen tutkimuksen mukaan yli 40 prosenttia asiakkaista hylkäisi toden- “Aktiivisille asiakkaille on voitava tarjota entistä enemmän helppokäyttöisiä ja räätälöityjä palveluja, jotka auttavat pienentämään sekä kustannuksia että ympäristöjalanjälkeä.” näköisesti kilpailukykyisen sähkötarjouksen, jos sähköenergia ja sähkön siirto laskutettaisiin erikseen28. Myyjäkeskeisen mallin tärkein peruste onkin sen luomat hyvät edellytykset tuotekehitykselle ja mahdollisuus uusille palvelukonsepteille. Jotta etäluettaviin sähkömittareihin liittyvä palvelu- ja tuotekehityspotentiaali saadaan täysimääräisesti hyödynnettyä, kehityksen esteet on poistettava ja vähittäismarkkinoiden uudistukset vietävä nopeasti läpi. Myös Suomessa niin lainsäädännön kuin viranomaisten 23 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 olisi pikaisesti tuettava siirtymistä kohti nykyaikaisempia ja tehokkaampia sähkön vähittäismarkkinoita. Aktiivisille asiakkaille on voitava tarjota entistä enemmän helppokäyttöisiä ja räätälöityjä palveluja, jotka auttavat pienentämään sekä kus- tannuksia että ympäristöjalanjälkeä. Markkinalähtöinen, myyjäkeskeinen malli kannustaa kilpailuun ja palveluiden kehittämiseen. Kuvio 12: Myyjäkeskeinen malli vs. nykyinen markkinamalli. Myyjäkeskeisessä mallissa sähkönmyyjät ovat vastuussa asiakasrajapinnasta ja tarjoavat yhdistetyn laskun sähköenergiasta ja siirrosta. Tämä parantaa asiakaspalvelua ja edistää toimittajien edellytyksiä tarjota asiakaslähtöisiä tuotteita. Nykyinen markkinamalli Myyjäkeskeinen malli Asiakkaat Asiakkaat Jakeluverkonhaltija Sähkönmyyjä Jakeluverkonhaltija Datahub Sähkönmyyjä •Kaikkiin Pohjoismaihin tarvittaisiin tehokkaammat tiedonvaihtoratkaisut (ns. datahubit), ja kaikkien maiden tulisi siirtyä sähkön myyjäkeskeiseen markkinamalliin. Tämä lisäisi markkinoiden joustavuutta ja kannustaisi kuluttajia aktiivisuuteen. •Myyjäkeskeiseen markkinamalliin siirtyminen edellyttää mm. tehokasta tietojen vaihtoa markkinatoimijoiden kesken. •Myyjäkeskeisessä mallissa asiakkaat saavat yhteislaskun, joka sisältää sekä sähkön myynnin että sähkön siirron. Yhteislasku yksinkertaistaisi myös asiakaspalvelua. 27 Pohjoismaiset energiaviranomaiset (NordREG) suosittelivat vuonna 2012 Pohjoismaiden vähittäismarkkinoille toimittajakeskeistä markkinamallia, jossa on yhdistetty laskutus. 28 ”Kuluttajakysely sähkölaskusta”, Energiateollisuus/YouGov, lokakuu 2014. 24 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 OSA 4 Päätelmät ja suositukset Pohjoismainen sähkömarkkina on ollut menestystarina ja tarjonnut merkittäviä etuja Pohjoismaiden ja viimeaikoina myös Baltian alueen sähkönkäyttäjille: edullista energiaa käyttäjille, riittävän tuotantokapasiteetin lyhyellä aikavälillä ja maailman pienimpiin lukeutuvat kasvihuonekaasupäästöt. “Pohjoismainen sähkömarkkina on ollut menestystarina ja tarjonnut merkittäviä etuja Pohjoismaiden ja viimeaikoina myös Baltian alueen sähkönkäyttäjille.” Pohjoismainen sähkömarkkina oli maailman ensimmäisiä vapautettuja alueellisia sähkömarkkinoita. Se onkin ollut pitkään esimerkkinä Euroopan sisäisten sähkömarkkinoiden kehittämiselle. Keski-Euroopan maat ovat joutuneet sopeuttamaan sähköjärjestelmäänsä uusiutuvan energiantuotannon lisäännyttyä. Myös pohjoismaisen sähkömarkkinan toimintamalli on kyseenalaistettu – erityisesti sen mahdollisuudet nykyisellään tasata tuotannon vaihteluja ja turvata hyvä sähköntuotanto pitkällä aikavälillä. Nykyinen pohjoismainen markkinamalli takaa tehokkaasti tuotannon riittävyyden lyhyellä aikavälillä. Pitkän aikavälin tuotannon riittävyys on kuitenkin epävarma, koska investoin- “On tärkeää, että sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita kehitetään määrätietoisesti rinnakkain.” tivarmuus on tällä hetkellä heikko. Sen vuoksi sähkön tukku- ja vähittäismarkkinoita onkin kehitettävä määrätietoisesti eteenpäin rinnakkain. 25 Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 Olemme tunnistaneet eräitä yleisiä periaatteita pohjoismaisen sähkömarkkinan kehittämiseksi: •Tuotantokapasiteetin riittävyyttä on arvioitava kansallisen tason sijasta Pohjoismaiden tasolla. Pohjoismaat muodostavat jo tosiasiallisesti alueelliset markkinat, joilla erilaiset tuotantomuodot kilpailevat keskenään. Näitä markkinoita on kohdeltava yhtenä sähköjärjestelmänä, jonka tuotantokapasiteetin riittävyyden arvioivat ja siitä päättävät Pohjoismaiden sääntelystä vastaavat tahot yhdessä. •Sähköinfrastruktuuria kehitettävä edelleen. Pohjoismaissa on hyvät maiden sisäiset siirtoyhteydet sekä hyvät yhteydet naapurimarkkinoille. Yhteyksiä on kuitenkin vahvistettava edelleen, jotta alueiden väliset hintojen erot tasaantuvat entisestään ja jotta kasvava uusiutuvan energian tuotanto saadaan integroitua järjestelmään. Pohjois-Ruotsin ja Suomen välisen kolmannen siirtojohdon rakentamista tulisi varhentaa. •Päästökauppajärjestelmää on kehitettävä kannustamaan investointeja päästöttömään energiatuotantoon, ml. uusiutuviin energianlähteisiin. Uusiutuvan energian käyttöä on lisättävä, jotta voidaan siirtyä päästöttömään energiajärjestelmään. Kypsiä uusiutuvia energialähteitä koskevien teknologioiden kustannukset ovat laskeneet ja niiden kilpailukyky on parantanut, joten ne kykenevät kilpailemaan markkinaehtoisesti. Tuotantotuet olisikin lakkautettava vaiheittain, ja EU:n päästökauppajärjestelmästä tehtävä ensisijainen työkalu ohjaamaan siirtymistä päästöttömään energiantuotantoon ja kasvattamaan markkinapohjaisesti uusiutuvan energian tuotantoa. “Vähittäis- ja tukkumarkkinat on saatava toimimaan yhdessä.” 26 “Tuotantokapasiteetin riittävyyttä on arvioitava kansallisen tason sijasta Pohjoismaiden tasolla.” •Markkinaehtoinen sähkön hinnoittelu. Sähkön hintojen ja voimalaitosten ajojärjestyksen olisi perustuttava markkinapohjaisiin tarjouksiin, ja hintojen pitäisi vastata tasepoikkeamien hoitamisen todellisia kustannuksia. Hintakattoja ei tarvita. Tulevaisuudessa sähkön hintojen vaihtelu lisääntyy, joten tehokkaat hintasignaalit ovat entistä tärkeämpiä. Myös kysynnän joustavuus, hajautettu tuotanto, siirtoyhteyksien lisääntyminen ja energian varastointi ovat merkittäviä tekijöitä sähkön hinnan muodostumisessa. •Vähittäis- ja tukkumarkkinat on saatava toimimaan yhdessä. Myös kuluttajille on tarjottava mielenkiintoisia mahdollisuuksia muuttaa sähkön käyttöään hinnan mukaan. Vaikka asiakkaille on toistaiseksi tarjolla vain vähän reaaliaikaisia sähkötuotteita, etäluettavat sähkömittarit mahdollistavat uusien tuotteiden ja palveluiden kehittämisen. Jotta kysyntäjoustoa voidaan lisätä, myös asiakkaat on houkuteltava mukaan markkinatoimijoiksi. Keinoja tähän ovat esimerkiksi dynaamiset tuntihinnoitteluvaihtoehdot ja parempi palvelu. Fortumin energiakatsaus maaliskuu 2015 •Kaikkien Pohjoismaiden otettava käyttöön myyjäkeskeinen vähittäismarkkinamalli. Myyjäkeskeisessä mallissa sähkön vähittäismyyjä on asiakkaiden ensisijainen yhteyspiste sen sijaan, että asiakas saisi laskun sekä vähittäismyyjältä että verkkoyhtiöltä. Näin parannetaan asiakaspalvelua, luodaan sähkönmyyjille paremmat mahdollisuudet kehittää tuotteitaan ja palvelujaan sekä lisätään markkinoiden tehokkuutta. •Pohjoismaiden on muodostettava kapasiteettimarkkinoita koskeva yhteinen näkemys. Tarvitsemme yhteispohjoismaisen kapasiteettiratkaisun, jolla varmistetaan pohjoismaisen markkinan integrointi Euroopan energiamarkkinoille. Jos Pohjoismaat eivät kykene asianmukaisesti kehittämään omia sähkömarkkinoitaan ja mukautumaan lisääntyvään hintavaihteluun, myös täällä voidaan joutua harkitsemaan kapasiteettimarkkinoiden käyttöönottoa tuotannon pitkän aikavälin riittävyyden turvaamiseksi, mikä olisi valitettavan kallis ratkaisu. 27 FORTUMIN ENERGIAKATSAUKSEN KIRJOITTAJAT: Pirjo Jokinen, Simon-Erik Ollus, Pekka Vile ja Anders Wickström FORTUMIN INDUSTRIAL INTELLIGENCE -YKSIKKÖ: Simon-Erik Ollus, pääekonomisti ja Industrial Intelligence -yksikön johtaja puh. +358 10 452 0966 FORTUMIN YHTEISKUNTASUHTEET: Esa Hyvärinen, johtaja, yhteiskuntasuhteet puh. +358 10 453 2244 TUTUSTU FORTUMIN KANNANOTTOIHIN ENERGIAKYSYMYKSISSÄ: Kotisivu: www.fortum.com/fi > Konserni > Yhteiskuntasuhteet >Kannanotot
© Copyright 2024