Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa - Gaia

gaia.fi

Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa - Gaia

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 Tausta ja tavoitteet .................................................................................................. 4

1.2 Selvityksen toteutustapa ......................................................................................... 4

2 Tukkusähkömarkkinan hinnanmuodostus ................................................... 5

2.1 Pohjoismaisen sähkömarkkinan yleiskuva ............................................................... 5

2.2 Yleinen markkinatilanne Pohjoismaissa 2011–2012 ............................................... 6

3 Muutokset sähkökaupassa Ruotsiin ja Venäjälle ......................................... 7

3.1 Muutokset Ruotsin hinta-alueisiin ........................................................................... 7

3.2 Venäjän kaupan muutokset ..................................................................................... 9

4 Sähkön tukkumarkkinan toimivuus Suomessa ............................................ 13

4.1 Suomen hinta-alueen eriytyminen .......................................................................... 13

4.2 Ruotsin siirtoyhteyksien vaikutukset aluehintaeroihin ........................................... 15

4.3 Esimerkki Suomen hinta-alueen eriytymisestä ........................................................ 17

4.4 Elbas- ja säätösähkömarkkina .................................................................................. 18

4.5 Johdannaismarkkina ................................................................................................ 19

5 Kilpailutilanne Suomen sähköntuotannossa ................................................ 20

6 Vaikutukset sähkönkäyttäjille ja sähkön myyjille ........................................ 25

6.1 Sähkön spot-markkina ............................................................................................. 25

6.2 Sähkön johdannaismarkkina .................................................................................... 26

7 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

Spot-markkina

5

Elbas-markkina

Elbas-kaupankäynti

loppuu tuntia ennen

toimitusta

Toimituspäivä

Toimitustunti

Säätösähkömarkkina

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.


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 Pohjois-

Ruotsin 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 voimalaitoksilta 7 . 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


MW

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

2011 2012

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 yksi 11 . 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 MW 13 , vaikka Suomen hinta-alueen hinta kyseisenä tuntina oli 300,01 €/MWh 14 ja Pietarin

alueen sähkönhinnoissa ei näyttänyt esiintyvän vastaavaa hintapiikkiä 15 .

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.

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Hintaero Helsinki-systeemi, €/MWh Hinta-alueet samoja, % päivistä

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

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

€/MWh


Suomen ja Tukholman hinta-alueen päivähinnat ovat olleet samoja vain noin 30 % ajasta ja hintaero

on ollut yli 4 euroa/MWh.

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Hintaero Helsinki-Tukholma, €/MWh Hinta-alueet samoja, % päivistä

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

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

€/MWh


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

kautta 20 . 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 poikkeuksellisia 21 .

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 asti 22 .

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 hintatasosta 25 .

Toisaalta kantaverkkoyhtiöt ovat EU:n sähkökauppa-asetuksen puitteissa velvoitettuja käyttämään

pullonkaulatulot rajasiirtokapasiteetin ylläpitoon ja lisäämiseen 26 . Suomen kantaverkkoyhtiö Fingrid

raportoi saamansa pullonkaulatulot ja niiden käyttötavat 27 . 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

Pohjoismaissa 28 , 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 26.11.2012 27.11.2012 28.11.2012 3.12.2012 4.12.2012 5.12.2012

Systeemi 34,88 38,34 39,03 56,66 72,57 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 MW 30 .

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 tasolla 32 .

31 Lähde: Nord Pool Spot.

32 Elbas-markkinan perusteellinen analyysi vaatisi oman erillisen selvityksensä.

18


4.5 Johdannaismarkkina

Kuva 4.5. Säätösähkön hinnat ajalla 1.1.–11.12.2012. 33

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 perusteella 35 .

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 aikana 36 .

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 kulutus-

huippu

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

Erillinen lauhdevoima,

MW

22

Yhteensä, MW

Osuus,

%

HHI

(arvio)

Fortum 1 539 924 2 463 50 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

Yhteensä 3 172 1 799 4 971 100 3 326

*) 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.


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 ylittymistä

40 .

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 kilpailutilannetta 42 .

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.

€/MWh

26.11.2012 27.11.2012 28.11.2012

2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

0 200 400 600 800 1000

MW

24

€/MWh

3.12.2012 4.12.2012 5.12.2012

2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

0 200 400 600 800 1000

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.

MW


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 Fenno-

Skan 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

Kapasiteetti

MW

25

Osuus ajasta

%

HEL-STO

€/MWh

Kustannus

milj. euroa

Fenno-Skan 2 poissa käytöstä 550 20 % 6.43 109

Fenno-Skan 1 poissa käytöstä 800 32 % 5.99 143

Molemmat yhteydet toiminnassa 1 350 18 % 0.79 12

Muut tilanteet 1 236 31 % 3.62 78

Tammi-marraskuu 2012 yhteensä 981 100 % 4.44 341

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.


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

esteitä 47 .

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 johdannaistuotteille

48 . 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 läpinäkyvyyttä 49 .

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 Kalle Kuokka

Boliden Kokkola Oy Mika Lehtimäki

Energiamarkkinavirasto Timo Partanen ja Mikko Heikkilä

Energiateollisuus ry. Pekka Salomaa

Fingrid Oyj Juha Hiekkala ja Petri Vihavainen

NASDAQ OMX Helsinki Oy Jukka Nygren

Pohjois-Karjalan Sähkö Oy Heikki Rantamäki

RAO Nordic Oy Marja Rasi-Kurronen

Savon Voima Oyj Juha Keski-Karhu

SOK Tommi Riski

Svenska Kraftnät 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

More magazines by this user
Similar magazines