Source: http://docplayer.fi/3315602-Vtt-tiedotteita-2509-maija-ruska-goran-koreneff-ydinvoimalaitoshankkeiden-vaikutukset-kilpailuun-sahkomarkkinoilla.html
Timestamp: 2017-09-23 18:25:20+00:00
Document Index: 14038751

Matched Legal Cases: ['kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ']

VTT TIEDOTTEITA Maija Ruska & Göran Koreneff. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla - PDF
VTT TIEDOTTEITA Maija Ruska & Göran Koreneff. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla
Download "VTT TIEDOTTEITA 2509. Maija Ruska & Göran Koreneff. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla"
1 VTT TIEDOTTEITA 2509 Maija Ruska & Göran Koreneff Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla
3 VTT TIEDOTTEITA RESEARCH NOTES 2509 Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla Maija Ruska & Göran Koreneff
4 ISBN (URL: ISSN (URL: Copyright VTT 2009 JULKAISIJA UTGIVARE PUBLISHER VTT, Vuorimiehentie 3, PL 1000, VTT puh. vaihde , faksi VTT, Bergsmansvägen 3, PB 1000, VTT tel. växel , fax VTT Technical Research Centre of Finland, Vuorimiehentie 3, P.O. Box 1000, FI VTT, Finland phone internat , fax Toimitus Maini Manninen Edita Prima Oy, Helsinki 2009
5 Maija Ruska & Göran Koreneff. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla [New nuclear power plants and the electricity market competition]. Espoo VTT Tiedotteita Research Notes s. + liitt. 12 s. Avainsanat electricity market, market concentration, market power, HHI index Tiivistelmä Selvityksessä tarkasteltiin uusien ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutuksia sähkömarkkinoiden ristiinomistuksiin, keskittyneisyyteen ja toimijoiden mahdollisuuksiin vaikuttaa sähkön hintaan Suomessa ja Pohjoismaissa. Kirjoittajien arvion mukaan markkinoita tulee tulevaisuudessa tarkastella ensisijaisesti pohjoismaisina. Niiden tuntien lukumäärä, jolloin Suomi on muodostanut oman hinta-alueensa, on vuosittain vaihdellut välillä 1 29 %. Suomi tulee jatkossa muodostamaan entistä harvemmin oman alijäämäisen hinta-alueensa, sillä Suomen ja Ruotsin välinen siirtokapasiteetti ja Suomen sähköntuotantokapasiteetti kasvavat. Lisäksi Nord Poolin laajeneminen Baltiaan vaikuttaa markkinan laajuuteen. Suomessa on tyypillistä, että voimalaitosten omistus on järjestetty voimaosakeyhtiöillä. Kaksi kolmesta ydinvoimalaitoshankkeesta on useamman sähköntuottajan ja -käyttäjän yhteishanke. Selvityksessä analysoitiin nykyisiä omistussuhteita ja uusien hankkeiden vaikutuksia niihin. Eri sähköntuotantomuotojen kannattavuutta tulevaisuudessa arvioitiin eri sähkön kysyntöihin perustuvilla sähkömarkkinaskenaarioilla. Kapasiteettirakenteen on oletettu pysyvän pitkälti nykyisen kaltaisena. Merkittävin muutos tulee olemaan uusiutuvan sähköntuotannon lisäys EU-tavoitteiden mukaisesti. Erityisesti konventionaalisella lauhteella tuotetun sähkön määrä tulee vähentymään. Sähkön vienti Pohjoismaiden ulkopuolelle tulee kasvamaan tulevaisuudessa. Uusien ydinvoimalaitosten myötä Suomen kansallisten sähkömarkkinoiden keskittyneisyys kasvaisi. Kasvu on suurinta, mikäli Fortum rakentaisi uutta kapasiteettia. Pohjoismaissa Vattenfallin sähköntuotanto on huomattavasti suurempi kuin Fortumin. Vattenfallin kapasiteetti ei kasva Suomen ydinvoimalaitoshankkeiden myötä. Pohjoismaisella tasolla Suomen ydinvoimahankkeet eivät lisää keskittyneisyyttä merkittävästi. Ydinvoimaa ei Suomessa käytetä vuorokausi- tai tuntitason säätöön, joten ydinvoimalaitoskapasiteetti ei lisää omistajansa mahdollisuutta jättää sähköpörssiin joustavia tarjouksia. Arvion mukaan ydinvoimakapasiteetti ei lisää toimijoiden markkinavoimaa samassa suhteessa kuin markkinaosuutta. 3
6 Maija Ruska & Göran Koreneff. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla [New nuclear power plants and the electricity market competition]. Espoo VTT Tiedotteita Research Notes p. + app. 12 p. Keywords electricity market, market concentration, market power, HHI index Abstract The study assesses the effects the different nuclear power plant projects would have on cross-ownership, market concentration and market power in electricity market. The analyses are given both for Finnish and Nordic power markets. The authors feel that the electricity market should primarily be viewed as a common Nordic market in the future. During 2000 to 2008 the hours when Finland was an own price area ranged from 1 % to 29 % as annual averages. In the future it will be more and more seldom that Finland will become an own deficit price area, because the crossborder transmission capacity to Sweden will increase as will Finnish electricity production capacity. In addition, the extension of Nord Pool to the Baltic will increase the size of the market. The ownership of power plants is typically organized through power share companies in Finland. Two of the three nuclear power plant projects are joint ventures with several electricity producers and consumers. The current ownership relations and what effects the new projects might have on them were analyzed in this study. The competitiveness of different electricity production forms in the future was assessed using different market scenarios based on varying demand expectations. The capacity structure was assumed to stay quite unchanged, where the biggest change is expected to come from new renewable power capacity due to EU targets. Conventional condensing power production will decrease and Nordic electricity exports will increase in the future. The market concentration would increase in Finland with new nuclear plants, the most if Fortum were the builder. Vattenfall has a decidedly larger electricity production in the Nordic countries than Fortum, and Vattenfall s capacity would be unchanged by the new planned nuclear plants. The nuclear power plant projects do not therefore increase market concentration significantly on a Nordic level. 4
7 Alkusanat Suomessa on valmisteilla kolme ydinvoimalaitoshanketta. Periaatepäätöshakemuksen uusien laitosyksiköiden rakentamisesta ovat työ- ja elinkeinoministeriöön jättäneet Fennovoima Oy, Fortum Power and Heat Oy ja Teollisuuden Voima Oyj. Valtioneuvosto arvioi kaikkia periaatepäätöshakemuksia myös yhteiskunnan kokonaisedun kannalta ja tekee kustakin hakemuksesta erikseen valtioneuvoston periaatepäätöksen. Yhteiskunnan kokonaisedun arviointia varten teetetään laaja-alaisesti erilaisia selvityksiä. Valtioneuvoston tulee yhteiskunnan kokonaisetua arvioidessaan kiinnittää huomiota muun muassa ydinvoimalaitoshankkeen tarpeellisuuteen maan energiahuollon kannalta. Koska kunkin hakemuksen tehneen tuottajan rooli ja toiminta sähkömarkkinoilla on erilainen, on päätösprosessin tueksi nähty tarpeelliseksi tehdä arvio ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutuksesta sähkömarkkinoiden toimintaan Suomessa ja Pohjoismaissa. Työ- ja elinkeinoministeriö on tilannut VTT:ltä arvion ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutuksista ristiinomistuksiin ja sähkömarkkinoiden keskittyneisyyteen sekä näiden johdosta toimijoiden mahdollisuuksiin vaikuttaa sähkön hintaan Suomessa ja Pohjoismaissa. Tämä selvitys liittyy osaltaan ydinvoimalaitoshankkeiden tarpeellisuuden arviointiin maan energiahuollon kannalta. Osana työtä on muodostettu erilaisiin sähkönkulutuksiin perustuvia skenaarioita, joiden avulla voidaan arvioida eri sähkön tuotantomuotojen käyttöä tulevaisuudessa. Lisäksi on lyhyesti arvioitu tapoja, joilla sähkömarkkinoiden kilpailullisuutta voidaan arvioida. Selvityksen tuloksena esitetään arvioita ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutuksista sähkömarkkinoiden ristiinomistuksiin, markkinoiden keskittyneisyyteen ja toimijoiden mahdollisuuksiin vaikuttaa sähkön markkinahintaan Suomen ja Pohjoismaiden sähkömarkkinoilla. Tämän raportin kirjoittamiseen ovat VTT:ltä osallistuneet tutkija Maija Ruskan ja tutkija Göran Koreneffin lisäksi tutkija Juha Forsström ja erikoistutkija Veikko Kekkonen. Työ- ja elinkeinoministeriön edustajina selvityksessä ovat toimineet ylitarkastaja Markku Kinnunen, teollisuusneuvos Arto Lepistö ja yli-insinööri Timo Ritonummi. Tekijät kiittävät kaikkia tahoja, jotka ovat tuottaneet aineistoa työn tekemiseen. Tekijät vastaavat tämän selvityksen analyyseista, tuloksista ja johtopäätöksistä. Espoossa Tekijät 5
8 Sisällysluettelo Tiivistelmä...3 Abstract...4 Alkusanat Johdanto Sähkömarkkinoiden nykytila Sähkön kysyntä Sähkön tuotanto Pohjoismaissa Siirtoyhteydet muille markkina-alueille Tuotantomuotojen vertailu Hinnanmuodostus Sähköpörssi Nord Pool Sähkömarkkinaskenaariot Sähkön kysynnän kehitys Sähkön tuotantokapasiteetin kehitys Rajasiirtoyhteyksien kehitys Skenaariotarkasteluiden tulokset Kilpailutilanteen analysointi Yhteenveto: käytetty menetelmä Sähkömarkkinoiden erityispiirteitä Markkinavoima Markkinavoiman määrittely Markkinavoima sähkömarkkinoilla Markkinoiden keskittyneisyys Tarkasteltavan markkinan laajuus Hinta-alueiden esiintyvyys vuosina Arvio markkinoiden integraatiosta tulevaisuudessa Teollisuuden kaptiivinen sähkön tuotanto Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun Suomen sähkömarkkinoilla Omistussuhteet Markkinoiden keskittyneisyys Toimijoiden mahdollisuus vaikuttaa sähkön hintaan
9 7. Ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutukset kilpailuun pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla Omistussuhteet Markkinoiden keskittyneisyys Toimijoiden mahdollisuus vaikuttaa sähkön hintaan Eurooppalaiset sähkömarkkinat Yksikkökoon ja teknologisen ratkaisun vaikutukset Johtopäätökset...52 Lähdeluettelo...56 Liitteet Liite A: Suomen ja Pohjoismaiden sähkömarkkinoiden toimijoiden esittely Liite B: Merkittävimmät omistussuhteet Suomen sähkömarkkinoilla vuonna 2008 Liite C: Merkittävimmät omistussuhteet Suomen sähkömarkkinoilla vuonna Fennovoiman osakkaat merkitty keltaisella Liite D: Merkittävimmät omistussuhteet Suomen sähkömarkkinoilla vuonna Fortum merkitty keltaisella Liite E: Merkittävimmät omistussuhteet Suomen sähkömarkkinoilla vuonna Teollisuuden Voiman osakkaat merkitty keltaisella Liite F: Markkinaskenaariot 2010, 2015, 2020 ja
10 1. Johdanto 1. Johdanto Kolme sähköntuottajaa suunnittelee Suomeen uutta tai uusia ydinvoimalaitoksia ja -yksiköitä. Kunkin tuottajan rooli ja toiminta sähkömarkkinoilla on erilainen. Tässä selvityksessä tarkastellaan uuden tai uusien ydinvoimalaitoshankkeiden vaikutuksia sähkömarkkinoiden ristiinomistukseen ja tukkumarkkinoiden keskittymiseen Suomessa ja Pohjoismaissa sekä näiden johdosta tuottajien mahdollisuuksiin vaikuttaa sähkön hintaan Suomessa ja Pohjoismaissa. Lisäksi tarkastellaan, onko uuden voimalaitoksen yksikkökoolla tai teknologisella ratkaisulla (lauhdevoima vai sähkön ja lämmön yhteistuotanto) vaikutuksia edellä kuvattuihin asioihin ja mitä mahdolliset vaikutukset ovat. Tutkimus sisältää seuraavat osatehtävät: Uuden ydinvoimalaitoshankkeen vaikutus tukkumarkkinoiden keskittymiseen Pohjoismaissa ja Suomessa Tuottajan mahdollisuus vaikuttaa sähkön hintaan Suomessa ja Pohjoismaissa Uuden ydinvoimalaitoksen teknologisen ratkaisun sekä tuottajan markkinaroolin vaikutus edellisiin kohtiin ja mitä nämä mahdolliset vaikutukset ovat Arvio siitä, mitä useamman kuin yhden ydinvoimalaitosyksikön rakentaminen vaikuttaisi tehtäviin johtopäätöksiin. Työ- ja elinkeinoministeriö on määrittänyt työn lähtökohdiksi tilanteen vuosina 2015, 2020 ja noin Sähkön kysynnän oletetaan kehittyvän pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategian tavoite- tai perusuran mukaisesti. Lisäksi tarkastellaan tapausta, jossa sähkön kysyntä on strategian tavoiteuraa pienempi. Toimijoiden omistussuhteita ja markkinaosuuksia on tarkasteltu käyttäen lähteenä pääasiallisesti yritysten vuosikertomuksia ja muita julkaisuja. Joitain tietoja on myös saatu suoraan toimijoilta. Tehdyt analyysit perustuvat nykytilanteeseen. Sähkön tuottajien markkinaosuudet saattavat muuttua nopeasti esimerkiksi yrityskauppojen tai uusien investointien kautta, eikä tällaisia vaikutuksia voida ennakoida. Raportissa keskitytään siihen, miten tilanne tulevaisuudessa tulee muuttumaan lisäydinvoimaloiden myötä, eikä arvioida markkinoiden nykytilaa. 8
11 1. Johdanto Tämän selvityksen lisäksi VTT:llä tehdään työ- ja elinkeinoministeriön tilauksesta tarkempia laskelmia uuden tai uusien ydinvoimalaitosten vaikutuksista sähkömarkkinoihin. Näiden selvitysten tulokset eivät ole tätä työtä tehdessä olleet käytössä. 9
12 2. Sähkömarkkinoiden nykytila 2. Sähkömarkkinoiden nykytila Suomi, Ruotsi, Norja ja Tanska muodostavat pohjoismaisen sähkömarkkina-alueen. Maiden sähköverkot on yhdistetty toisiinsa ja sähköllä käydään kauppaa sähköpörssi Nord Poolissa. Islannista ei ole siirtoyhteyksiä pohjoismaiselle sähkömarkkina-alueelle, ja tässä raportissa Pohjoismailla viitataan siis Suomeen, Ruotsiin, Norjaan ja Tanskaan. Pohjoismaista sähköverkkoa kutsutaan usein Nordel-verkoksi kantaverkko-operaattorien yhteistyöjärjestön nimen mukaan. 2.1 Sähkön kysyntä Vuosina sähkön kysyntä on kasvanut pohjoismaisella markkina-alueella keskimäärin noin 2,5 TWh:n vuosivauhdilla (Kuva 1). Vuosien 2002 ja 2003 erittäin korkeat sähkön hinnat vaikuttivat osaltaan kulutukseen alenemiseen: kyseisinä vuosina sähkön kulutus Norjassa aleni noin 5 TWh (2002) ja 10 TWh (2003) vuoden 2001 tasosta, Ruotsissa kysyntä aleni kahdella ja viidellä terawattitunnilla vastaavasti. Suomessa ja Tanskassa sähkön kysyntä ei alentunut vuosina 2002 ja Vuonna 2008 sähkön kysyntä aleni edellisen vuoden tasosta taloudellisen taantuman takia. Kysyntä oli noin 396 TWh ennakkotietojen mukaisesti. Suomessa sähkön kysyntä aleni vuonna 2008 edellisen vuoden tasosta 3,5 TWh ja oli 86,9 TWh. Taantuma ehti vaikuttaa vain viimeisten kuukausien sähkön kysyntään. 10
13 2. Sähkömarkkinoiden nykytila Sähkön kysyntä, TWh Suomi Ruotsi Norja Tanska Kuva 1. Sähkön kysyntä Pohjoismaissa vuosina (data: Nordel Annual Statistics , vuoden 2008 tiedot kunkin maan omista julkaisuista). 2.2 Sähkön tuotanto Pohjoismaissa Sähkön tuotannon rakenne on erilainen eri maissa. Kuvaan 2 on piirretty sähkön tuotanto (TWh) vuoden 2007 tietojen perusteella ja kuvaan 3 sähkön tuotantokapasiteetti (MW) kyseisen vuoden lopussa. Pohjoismaissa on runsaasti vesivoimaa: Norjassa lähes kaikki tuotettu sähkö tehdään vesivoimalla, Ruotsissa vesivoimalla tuotetun sähkön osuus on lähes puolet tuotetusta sähköstä ja Suomessakin on merkittävää vesivoimakapasiteettia. Ydinvoimalaitoksia on Suomessa neljä ja Ruotsissa kymmenen (vuosituotannot vastaavasti 22 ja 64 TWh). Tanskassa suurin osa sähkön tuotannosta on lämpövoimaa, mutta myös tuulivoiman osuus on merkittävä, noin viidennes tuotetusta energiasta tulee tuulivoimaloista. 11
14 2. Sähkömarkkinoiden nykytila Tuotanto,TWh Tuulivoima Kaasuturbiinit ym CHP, teollisuus CHP, kaukolämpö Konv. lauhde Ydinvoima Vesivoima 20 0 Suomi Ruotsi Norja Tanska Kuva 2. Sähkön tuotanto pohjoismaisella sähkömarkkina-alueella vuonna 2007 (data: Nordel Annual Statistics 2007) Kapasiteetti, MW Tuulivoima Kaasuturbiinit ym CHP, teollisuus CHP, kaukolämpö Konv. lauhde Ydinvoima Vesivoima Suomi Ruotsi Norja Tanska Kuva 3. Sähkön tuotantokapasiteetti pohjoismaisella sähkömarkkina-alueella (data: Nordel Annual Statistics 2007). Noin puolet Pohjoismaissa käytetystä sähköstä tuotetaan vesivoimalla. Vuotuinen vesivoimantuotanto voi kuitenkin vaihdella vuodesta toiseen voimakkaasti vesistöihin valuneen veden määrän vaihtelun takia. Vesivoimalla tuotetun sähkön määrä on 2000-luvulla vaihdellut 168 TWh:n (2003) ja 234 TWh:n (2000) välillä. 12
15 2. Sähkömarkkinoiden nykytila 2000-luvulla pohjoismainen sähkömarkkina-alue on useimpina vuosina ollut sähkön nettotuoja. Suurimmillaan tuonti on ollut noin 17 TWh vuonna Runsassateisina vuosina 2000 ja 2005 Pohjoismaat ovat olleet nettoviejiä, joskin nettovienti on ollut kohtuullisen pientä suhteessa muina vuosina toteutuneeseen nettotuontiin (nettovienti 1,8 TWh vuonna 2000 ja 0,9 TWh vuonna 2005). 2.3 Siirtoyhteydet muille markkina-alueille Pohjoismaiselta markkina-alueelta on siirtoyhteyksiä Venäjälle, Viroon, Saksaan, Alankomaihin ja Puolaan (Taulukko 1). Siirtokapasiteetti Manner-Eurooppaan on nykyisin yhteensä noin MW. Teoreettinen maksimisiirtokyky on tällä MW:lla noin 35 TWh/a. Käytännössä sähköä on siirretty Pohjoismaista Manner-Eurooppaan vuonna 2007 noin 9 TWh ja 15 TWh vuonna Taulukko 1. Nykyiset siirtoyhteydet Nordel-verkosta ja Nordel-verkkoon. Kapasiteetti MW Nordel-verkosta Nordel-verkkoon Suomi - Venäjä 1560 Suomi - Viro Tanska - Saksa Norja - Venäjä Norja - Alankomaat Ruotsi - Saksa Ruotsi - Puola Tuotantomuotojen vertailu Sähkön tuotantomuodot poikkeavat toisistaan tekniikaltaan ja käyttäytymiseltään sähkömarkkinoilla. Vesivoima on tuotantomuotona energiarajoitettu. Vuoden aikana tuotettu energiamäärä riippuu valumasta ja vesivarastoista. Vesivoiman teho on toisaalta koko ajan täysin käytettävissä, mutta maksimituotantojakson pituus määräytyy varastossa olevan veden määrän mukaan. Konventionaalisen lauhdevoiman tuotantoa ei rajoita energia (polttoaine), mutta laitosten säädettävyys on rajoitettu. Voimalaitoksen käynnistäminen ja pysäyttäminen ovat merkittäviä päätöksiä, sillä käynnistämiseen liittyy kertakorvauksen tapainen investointi. Voimalat halutaan pitää käynnissä kerrallaan noin viikon ajan. Voimaloita saatetaan myös pitää lyhyitä aikoja käynnissä tappiollisesti, jos sähkön markkinahinnan odotetaan nousevan. 13
16 2. Sähkömarkkinoiden nykytila Ydinvoimaa ei Suomessa ole käytetty tunti- tai vuorokausitason säätöön lainkaan, vaan voimalat tuottavat koko ajan sähköä nimellisteholla. Ne ovat pois käytöstä vain huoltoseisokkien aikoina. Tuulivoimalla tuotetaan sähköä aina kun se on mahdollista, mikä aiheuttaa säätötarpeen muille tuotantomuodoille tai kulutukselle. Sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitokset (CHP-laitokset) tuottavat sähköä pääsääntöisesti lämpökuorman mukaan käyttäjän omaan tarpeeseen. Ne voivat olla tuottamatta sähköä, jos sähkön markkinahinta on tuotantokustannuksia edullisempi. Vesivoima on ensisijainen tuotantomuoto, jonka tehoa voi ja kannattaa säätää tuntitasolla. Näin vesivoima antaa omistajalleen mahdollisuuden vaikuttaa markkinahintaan sähkömarkkinoilla. 2.5 Hinnanmuodostus Voimalaitosten kustannukset voidaan jakaa karkeasti kahteen luokkaan: kiinteät kustannukset ja muuttuvat kustannukset. Kiinteät kustannukset muodostuvat pääosin voimalaitoksen investointikustannuksista eli suurelta osin rakentamiskustannuksista. Muuttuviin kustannuksiin kuuluvat muun muassa käyttö- ja kunnossapitokustannukset, joista merkittävän osan muodostavat polttoainekustannukset. Fossiilisia polttoaineita käyttävillä laitoksilla myös päästöoikeuden hinta vaikuttaa muuttuviin kustannuksiin voimalaitoksen ominaispäästökertoimen mukaisesti. Voimalaitoksen rakentamisen jälkeen voimalaitosta kannattaa käyttää aina kun sen tuottamasta sähköstä saatava hinta ylittää voimalaitoksen muuttuvat kustannukset. Tällöin voimalaitoksen tuottamasta sähköstä saatava voitto tuo katetta investoinnille. Tämä ei kuitenkaan takaa sitä, että pääomakulut saataisiin katetuksi. Eri voimalaitokset ovat kustannusrakenteeltaan erilaisia, ja taloudellisesti optimaaliseen voimajärjestelmään kuuluu erilaisia voimalaitoksia sopivassa suhteessa. Pääomaintensiivisimmät sähköntuotantomuodot ovat vesivoima, tuulivoima ja ydinvoima. Näiden voimalaitosten muuttuvat kustannukset ovat hyvin pieniä, joten voimalaitosten kannattaa tuottaa sähköä lähes aina. Toisen ääripään muodostavat kaasuturbiinit, joiden rakentamiskustannukset ovat melko pieniä, mutta muuttuvat kustannukset ovat erittäin suuria. Näitä laitoksia käytetään vuosittain vain hyvin vähän. Vesivoiman muuttuvat kustannukset ovat käytännössä hyvin pienet, mutta veden varastoitavuus vaikuttaa tuottajan marginaalihyötyyn. Osa valumasta voidaan varastoida luonnollisiin järvialtaisiin tai tekoaltaisiin. Varastointimahdollisuus tuo vesivoiman omistajalle mahdollisuuden siirtää sähköntuotantoaan aikaan, jolloin toimija saa tuotannostaan parhaan hinnan. Hinta, jolla vesivoimantuottaja tarjoaa tuotettaan markkinoille, riippuu veden varastoarvosta eli niin sanotusta vesiarvosta. Varastoarvo riippuu altaassa olevan veden määrästä ja valumasta, sähkön hinnasta sekä näiden ennusteista. Kun sähkön markkinahinta ylittää vesivoiman tuottajan veden varastoarvon, kannattaa tuottajan tuottaa sähköä. Kun hinta alittaa veden varastoarvon, kannattaa tuottajan tuottaa minimiteholla ja varastoida vesi myöhempää käyttöä varten. 14
17 2. Sähkömarkkinoiden nykytila Vuositason periaatekuva pohjoismaisten sähkömarkkinoiden ajojärjestyksestä on esitetty kuvassa 4. Kuvaan on piirretty vesivoimalle alhaiset muuttuvat kustannukset. Käytännössä vesivoima on kuitenkin pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla usein hinnanasettaja, sillä veden varastoarvo eli vesiarvo muodostuu usein yhtä suureksi kuin kunkin hetken sähkön kysynnän kattamiseen tarvittavan viimeisen voimalaitoksen muuttuvat kustannukset. Suomen vesivoimalat ovat pääosin jokivoimalaitoksia, joiden mahdollisuudet varastoida vettä ovat heikommat verrattuna Ruotsin ja Norjan allasvesivoimaan. Kaasuturbinit Öljylauhde Muuttuvat tuotantokustannukset Tuulivoima Vuositason periaatekuva ajojärjestyksestä pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla vuonna 2007 (Sähkön kysyntä 401 TWh ) Vesivoima Ydinvoima CHP, teol CHP, kl Hiililauhde 100 TWh 200 TWh 300 TWh 400 TWh Kuva 4. Vuositason periaatekuva ajojärjestyksestä (tarjontakäyrä) pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla vuonna Sähkölle muodostuu tunneittain markkinahinta pohjoismaisessa sähköpörssi Nord Poolissa. Toimijat jättävät edellisenä päivänä tarjoukset kullekin seuraavan päivän tunnille. Jätetyistä tarjouksista muodostetaan kullekin tunnille kysyntä- ja tarjontakäyrät. Sähkön spot-hinta muodostuu siihen pisteeseen, jossa tunneittaiset tarjonta- ja kysyntäkäyrät kohtaavat. Tätä koko markkina-alueen yhteistä sähkön markkinahintaa kutsutaan systeemihinnaksi. Markkina-alue on jaettu hinta-alueisiin, joille muodostetaan erilliset hinnat, jos alueiden välinen siirtokapasiteetti rajoittaa systeemihinnan muodostumiseen tarvittavien kauppojen edellyttämää sähkön siirtoa. Suomi ja Ruotsi muodostavat omat hinta-alueensa, Tanska ja Norja on jaettu useampaan alueeseen. Spot-markkinoiden sulkemisen jälkeen toimitustuntiin on aikaa vielä tuntia. Markkinan sulkemisen jälkeen tarve sähköntoimituksille saattaa muuttua esimerkiksi ennakoitua suuremman lämpötilan muutoksen takia. Elspot-markkinoiden sulkemisen jälkeen käydään kauppaa Elbas-markkinoilla, joilla kauppaa käydään aina toimitustuntia edeltävään tuntiin saakka. 15
18 2. Sähkömarkkinoiden nykytila 2.6 Sähköpörssi Nord Pool Pohjoismaissa sähköllä käydään kauppaa sähköpörssi Nord Poolissa ja pörssin ulkopuolella OTC-markkinoilla. Pörssin ulkopuolella tehtävät kaupat ovat kahdenvälisiä, bilateraalisia kauppoja. Pohjoismaisella tasolla Nord Poolin (Nord Pool Spot AS) spot-markkinan kautta myydään noin 70 prosenttia kulutetusta sähköstä. Suomessa spot-markkinan volyymi oli vuonna 2008 noin puolet kulutetusta sähköstä. Sähköpörssin Elspot-markkinoiden tuntihinta on referenssi myös pörssin ulkopuolisille kaupoille. Huhtikuussa 2009 Nord Pool Spotin Elspot-markkinalla oli yhteensä 325 osallistujaa. Suomessa osallistujia oli 35 (Taulukko 2), joista 22 oli suoria asiakkaita ja 13 clearing-asiakkaita. Taulukko 2. Suomen Elspotin osallistujalista huhtikuussa 2009 (lähde: Nord Pool Spot). Osapuoli Suora Clearingasiakas Osapuoli Suora asiakas asiakas Clearingasiakas Altia Oyj x Metso Oy x Atria Yhtymä Oyj x M-Real Oy x Chevys Voiman Ostajat Oy x Outokumpu Oyj x Energiakolmio Oy x Ovako Bar Oy x Energiameklarit Oy x Oy AGA Ab x Fingrid Oyj x PVO-Pool Oy x Fortum Markets Oy x RAO Nordic Oy x Fortum Power and Heat Oy x Senaatti-kiinteistöt x Graninge Kainuu Oy x SOK x Helsingin Energia x Station 1 Finland Oy x Kaakon Energia Oy x Stora Enso Oyj x Kainuun Energia Oy x Suomen Nikkeli Oy x Kuopion Energia Oy x Tampereen Sähkölaitos x Lapuan Energia Oy x Turku Energia Oy x Kymppivoima Hankinta Oy x UPM Kymmene Oy Energia x Lahti Energia Oy x Vattenfall Sähkönmyynti Oy x Lappeenrannan Energia Oy x Vattenfall Sähköntuotanto Oy x Lindex Oy x Nord Pool ASA ylläpitää sähkön finanssimarkkinoita, joilla voidaan käydä kauppaa sähköjohdannaisista aina neljän vuoden päähän. 16
19 3. Sähkömarkkinaskenaariot 3. Sähkömarkkinaskenaariot Sähkömarkkinoiden kehittymistä ja sitä kautta toimijoiden omistaman kapasiteetin kilpailukykyä ja markkinaosuuksia on tässä työssä arvioitu sähkömarkkinaskenaarioiden avulla. Skenaarioiden laskennassa on käytetty VTT:n sähkön markkinahintamallia (MH-malli). Malli perustuu vesiarvolaskentaan sekä kysynnän ja tarjonnan tasapainoon. Malli ei huomioi Pohjoismaiden sisäisiä siirtorajoituksia. Työ- ja elinkeinoministeriö on asettanut seuraavat raamit skenaariotarkasteluille: Nykyisiä ydinvoimalaitosyksiköitä käytetään toimiluvan loppuun tai kunnes niiden käyttöikä on 60 vuotta (LO1:n käyttöikä loppuu vuoden 2027 lopussa, LO2:n vuoden 2030 lopussa, OL1:n vuonna 2038, OL2:n vuonna 2040). Sähkön kysyntä on Suomessa ilmasto- ja energiastrategian tavoiteuran suuruinen, herkkyystarkasteluna lasketaan myös perusura. Lisäksi tarkastellaan tapausta, jossa kysyntä on tavoiteuran kysyntää pienempi. Kaikissa tapauksissa uudet ydinvoimalaitosyksiköt ovat kooltaan MW. Laskentatapaukset: ei lisäydinvoimaa, yksi ydinvoimayksikkö käyttöön vuonna 2020, kaksi yksikköä käyttöön vuonna Kolme yksikköä käsitellään sanallisena arviona. Tarkasteluvuodet ovat 2020 ja Edellä lueteltujen kohtien lisäksi selvityksessä otetaan huomioon tekohetkellä tiedossa olevat voimalaitosinvestoinnit ja muilta osin sähkötuotantorakenteen oletetaan olevan nykyisen kaltainen (ns. nykyinen kapasiteettirakenne). Vaihtoehtoisessa laskentatapauksessa kapasiteettirakenne toteuttaa EU:n ilmasto- ja energiapaketin uusiutuvan energian tavoitteen (ns. RES 20 % -kapasiteetti). Sähkömarkkinoilla tulee tapahtumaan monenlaisia muutoksia seuraavien vuosikymmenten aikana. Uusiutuvalla energialla tuotetun sähkön määrä kasvaa ilman EU:n RES-direktiiviäkin. Tarkasteluissa on kuitenkin hyvä lähteä liikkeelle nykytilanteesta eli nykyisestä kapasiteettirakenteesta. Vastakohtana sille voidaan pitää valtioiden omien tavoitteiden mukaista kapasiteettitilannetta, jossa hyvin optimistisesti odotetaan valtavia tuettuja investointeja esimerkiksi tuuli- 17
20 3. Sähkömarkkinaskenaariot voimaan. Tarkasteluissa käytetty RES 20 % -kapasiteettirakenne pohjautuu NEP-projektissa 1 aikaansaatuihin pohjoismaisiin arvioihin sekä eri maiden julkituotuihin tuulivoimatavoitteisiin. Kysynnän muutosvoimakkuus vaikuttaa osaltaan uusiutuvien lisäystarpeeseen. Kysynnän kasvaessa tarvitaan suurempi määrä uusiutuvaa tuotantoa, jotta EU:n uusiutuvalle sähköntuotannolle asetettu tavoite voidaan saavuttaa. Näissä tarkasteluissa tätä piirrettä ei ole huomioitu. 3.1 Sähkön kysynnän kehitys Selvityksessä käytettävät sähkön kysynnät on esitetty taulukossa 3. Suomen osalta kysynnän oletetaan kehittyvän kuten ilmasto- ja energiastrategian tavoite- ja perusurissa (VN 2008). Vastaavat kysynnät muille Pohjoismaille pohjautuvat perusurassa SEKKI-hankkeessa 2 kerättyyn aineistoon ja tavoiteurassa sekä NEP-hankkeessa tehtyihin oletuksiin, että ko. oletusten räätälöintiin paremmin vastaamaan Suomen tavoiteuran kehityskaarta. Tavoiteuran mukainen kysynnän kasvu on hyvin maltillinen ja saavuttaa lakipisteensä vuonna Lisäksi on laskettu tapaus, jossa sähkön kysyntä Pohjoismaissa jää ilmasto- ja energiastrategian tavoiteuraa pienemmäksi. Taulukko 3. Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa. 2007* Sähkön kysyntä (TWh) Matala Tavoite Perus Tavoite Perus Suomi 91, Ruotsi 147, ,6 155, ,5 Norja 126, ,3 139, ,8 Tanska 36, ,1 37, ,5 Yhteensä * Ulkolämpötilakorjattu sähkön bruttokäyttö Vaatimukset energiatehokkuuden parantamiselle saattavat kasvattaa sähkön kysyntää Pohjoismaissa. Sähkön kysyntää lisääviä tekijöitä voivat olla muun muassa Siirtyminen öljylämmityksestä sähköllä toimiviin lämmitysjärjestelmiin. Lämpöpumppulämmitysten osuus kasvaa kaikissa Pohjoismaissa. Lämpöpumppulämmitykset vähentävät sähköenergian käyttöä sähkölämmitetyissä taloissa, mutta lisäävät sähköenergian käyttöä muissa taloissa (öljy-, puu-, kaukolämpö- jne. lämmitykset). 1 2 NEP: Nordic Energy perspectives. Monivuotinen yhteispohjoismainen tutkimushanke, jossa VTT:kin on mukana. SEKKI: Suomalaisen energiateollisuuden kilpailukyky ilmastopolitiikan muuttuessa. Tekesin Climbus-tutkimusohjelman tutkimusprojekti. 18
21 3. Sähkömarkkinaskenaariot Liikenteen sähköistyminen. Liikenteen sähköistyminen voi lisätä kysyntää Pohjoismaissa hyvinkin 5 TWh vuonna 2020 ja jopa 20 TWh vuonna Näitä ei ole otettu huomioon tavoiteurassa. Lisäksi sähkön kysyntä Pohjoismaissa voi muuttua nopeastikin, mikäli teollisuus siirtää tuotantoaan tuotantokustannuksiltaan edullisemmille alueille. 3.2 Sähkön tuotantokapasiteetin kehitys Sähkön tuotantokapasiteetin rakenne Pohjoismaissa ja muualla Euroopassa tulee muuttumaan EU:n ilmastotavoitteiden toteuttamisen takia. Päästökauppa on jo osaltaan vaikuttanut eri tuotantomuotojen kannattavuuteen. EU:n tavoitteiden toteuttaminen, etenkin uusiutuvan energiantuotannon osuuden nostaminen EU:ssa 20 prosenttiin, vaikuttaa rakennettavaan kapasiteettiin. EU:n uusiutuvan energian tavoite siirtää tuotantoa fossiilisista polttoaineista uusiutuviin tuotantomuotoihin mukaan lukien biomassat, vesivoima ja tuulivoima. Suuri osa rakennettavasta kapasiteetista saa tukea (syöttötariffit, vihreät sertifikaatit, investointituet ym.). Myös päästökauppa tukee uusiutuvaa sähköntuotantoa. EU:hun kuuluvat Pohjoismaat Suomi, Ruotsi ja Tanska ovat vuosina julkaisseet energiapoliittiset suunnitelmat, joissa määritellään muun muassa uusiutuvan energiantuotannon tavoitteet lähivuosikymmeninä. Tavoitteita ovat: Suomessa ilmasto- ja energiastrategiassa (VN 2008) määritellään tuulivoimalle tavoitteeksi 6 TWh:n tuotanto vuodelle Tavoitteen saavuttamiseksi otetaan käyttöön uusiutuvan energian syöttötariffi. Strategian tavoiteurassa on lisäksi lisätty CHP:n sähkön tuotantoa 3,4 TWh vuonna 2020 verrattuna vuoteen Ruotsissa tavoitteena on 25 TWh uusiutuviin energialähteisiin perustuvaa uutta sähköntuotantoa vuoteen 2020 mennessä (Regeringen 2008). Tästä tavoitteesta noin 20 TWh voisi olla tuulivoimaa. Tuulivoiman suunnittelussa tavoitteena on osoittaa maa-alueet 30 TWh:lle tuulivoimaa vuoteen 2020 mennessä. Ydinvoiman alasajosta luovutaan. Ydinvoimaloiden tehonkorotukset sallitaan, ja nykyisten ydinvoimalaitosten paikalle voidaan rakentaa uusia voimaloiden eliniän päättyessä. Vanhojen ydinvoimaloiden elinikää voidaan useimmissa tapauksissa pidentää 60 vuoteen. Uudet ydinvoimalaitokset voivat olla teholtaan vanhoja huomattavasti suurempia.. Tanskassa tavoitteena on tuottaa tuulivoimalla puolet sähkön kulutuksesta vuonna 2025 (ENS 2007). Nykyisellä sähkönkulutuksella tämä tarkoittaisi noin 18 TWh:n vuotuista sähköntuotantoa. Norja ei ole EU:n jäsen, joten sitä eivät sido EU:n tavoitteet uusiutuvalle sähköntuotannolle. Tuuliolosuhteet ovat kuitenkin Norjassa erittäin hyvät. On esitetty, että Norjaan voitaisiin rakentaa noin 20 TWh maalle rakennettua tuulivoimaa vuoteen 2025 mennessä (NVE & Enova 2008). Lisäksi potentiaali merituulivoimalle on erittäin suuri. 19
22 3. Sähkömarkkinaskenaariot MH-mallin laskelmissa oletetaan biomassan osalta, että se osin korvaa olemassa olevaa, fossiilisiin polttoaineisiin perustuvaa tuotantoa. Vesivoiman tuotanto kasvaa Pohjoismaissa RES 20 % -tarkastelussa noin 8 TWh vuoteen 2020 mennessä ja pari TWh lisää sen jälkeen. Tuulivoima kasvaa vuoteen 2020 mennessä 54 TWh:iin ja vuoteen 2030 mennessä 62 TWh:iin. Kasvu on erittäin voimakas, mutta toisaalta alhaisempi kuin Ruotsin tavoitteet ja Norjan mahdollisuudet edellyttäisivät. Ruotsin ydinvoimakapasiteetti kasvaa lähivuosina tehonkorotusten takia nykyisestä noin MW:sta noin MW:iin. EU:n IED-direktiivi muuttaa suurten lämpövoimalaitosten SO 2, NOx ja hiukkaspäästörajoja. Voidaan olettaa, että osa pohjoismaisesta tuotantokapasiteetista (mm. osa hiililauhteesta) jää direktiivin voimaantulon jälkeen hitaaksi reserviksi tai poistuu kokonaan markkinoilta, sillä laitoksiin ei kannata investoida pienten vuotuisten käyttöaikojen takia. Konventionaalisen lauhdekapasiteetin poistumista ei ole huomioitu skenaarioissa. Lauhteella tuotetun sähkön määrä tulee kuitenkin tulevaisuudessa olemaan hyvin pieni eikä vaikuta suurimpien toimijoiden markkinaosuuksiin. Sähkön tuotanto riippuu hyvin paljon myös polttoainehinnoista ja päästökaupasta. Laskennoissa on käytetty esimerkiksi hiilelle hintaa 9,5 /MWh ja päästöoikeudelle 30 /tco Rajasiirtoyhteyksien kehitys Pohjoismaisen sähkömarkkina-alueen sisäisiä, hinta-alueiden välisiä pullonkauloja ei mallinneta MH-mallin skenaariotarkasteluissa. Markkina-alueen sisäistä integraatiota on tarkasteltu tämän raportin luvussa 5. Nykyinen siirtokapasiteetti Pohjoismaista Manner-Eurooppaan on noin MW. Suunnitteilla olevat uudet investoinnit voivat kaksinkertaistaa kapasiteetin. EU on myöntänyt muutamalle hankkeelle (Estlink 2 Suomen ja Viron välille ja Swedlink Ruotsin ja Liettuan välille) rahoitusta, jos nämä hankkeet käynnistyvät riittävän nopeasti. Baltian maiden ja Puolan välille rakennettaneen 2010-luvun alkupuolella linkki, joka yhdistää Puolan ja Baltian markkinat ja samalla avaa uuden siirtoyhteyden pohjoismaisilta sähkömarkkinoilta Manner-Eurooppaan. Lisäksi on suunnitteilla useita yhteyksiä Norjasta, Ruotsista ja Tanskasta Manner-Eurooppaan. Skenaariotarkasteluissa MH-mallissa on mukana seuraavat siirtoyhteysmuutokset: Venäjän siirtoyhteys muuttuu kaksisuuntaiseksi MW:n edestä vuoteen 2020 mennessä. Estlink 2 on mukana, mutta varovaisesti vain 350 MW:n vahvuisena. Linkki Baltian/Puolan ja Ruotsin välille toteutuu 750 MW:n tehoisena ennen vuotta 2020 ja toinen vastaava vielä ennen vuotta Uusi 750 MW:n linkki Norjasta mantereelle toteutuu ennen 2020 ja toinen vastaava ennen vuotta
23 3. Sähkömarkkinaskenaariot Skenaariotarkasteluissa on pidetty Pohjoismaiden ulkopuoliset hinnat siirtoihin kannustamattomina. Tuontihinnat ulkomailta on asetettu korkeiksi ja vientihinnat ulkomaille vastaavasti alhaisiksi. Vienti- ja tuontihintojen osalta vuodelle 2020 on tehty herkkyystarkastelua, missä on laskettu skenaarioita myös markkinaehtoisilla Manner-Euroopan ja Venäjän markkinoiden hinnoilla. Siirtoyhteydet pohjoismaisen markkina-alueen ulkopuolelle ovat nykyisin usein markkinatoimijoiden rakentamia ja omistamia. Joissain tapauksissa linkin omistaja päättää kapasiteetin käytöstä (eli jollei omistaja siirrä sähköä johdolla, jää rajayhteyden teho käyttämättä). Teoriassa linkin omistaja voi tällöin käyttää markkinavoimaa jättämällä siirtämättä sähköä. Skenaariotarkasteluissa oletetaan, että siirtoyhteydet pohjoismaiselta markkina-alueelta muualle toimivat tulevaisuudessa use-it-or-loose-it -periaatteella (jos linkin omistaja ei siirrä johdolla sähköä, siirtyy teho markkinoiden käytettäväksi). 3.4 Skenaariotarkasteluiden tulokset Markkinaskenaarioita on laskettu vuosille 2020 ja 2030 sekä nykyisen kapasiteetin pohjalta (mukaan lukien ydinvoimaloiden tehonkorotukset Ruotsissa ja OL3) että uusiutuvan sähköntuotannon (lähinnä tuulivoiman) kasvaessa merkittävästi. Tarkastelut on lisäksi tehty eri kysynnän tasoille. Tulokset vuodelle 2020 esitetään taulukossa 4. Vuoden 2030 tulokset esitetään liitteessä F. Tässä selvityksessä ei ole huomioitu vesivuosien vaihtelua. Kuivana tai märkänä vesivuotena sähkön tuotantorakenne voi olla hyvin erilainen. 21
24 3. Sähkömarkkinaskenaariot Taulukko 4. Sähkömarkkinaskenaariot vuonna Punaisella merkityt ovat annettuja tavoitearvoja. 3 Tarkasteluvuosi: * Kapasiteettitilanne: +OL3 Nyk.kapasiteetti RES 20% kapasiteetti Sähkön kysyntä: 401 TWh 402 TWh 401 TWh 402 TWh 412 TWh 435 TWh 390 TWh 412 TWh 412 TWh** 435 TWh Lisäydinvoima: (+OL3) 0MW 1700MW 3400MW 0MW 1700MW 3400MW 0MW 1700MW 3400MW 0MW 1700MW 3400MW 0MW 1700MW 3400MW 0MW 1700MW 3400MW Sähkön tuotanto (TWh) Tuulivoima Suomi 0,2 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,9 6,0 5,9 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 Ruotsi 1,4 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 20,1 20,1 20,1 20,1 20,1 20,1 20,2 20,2 20,2 20,1 20,1 20,1 Norja 0,9 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 12,9 Tanska 7,2 7,8 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,1 15,0 15,1 Yhteensä 9,7 12,0 12,5 12,6 12,6 12,6 12,6 12,6 12,6 54,0 54,1 54,0 54,1 54,1 54,1 54,2 54,2 54,2 54,1 54,0 54,1 Ydinvoima Suomi 22,5 22,6 35,7 35,8 49,8 63,9 35,9 49,9 63,9 35,7 49,7 63,6 35,7 49,7 63,7 35,9 49,8 63,8 35,7 49,7 63,7 Ruotsi 64,3 68,1 74,4 74,9 74,8 74,7 75,1 74,9 74,8 74,1 73,9 73,5 74,3 74,1 73,9 74,8 74,4 74,1 74,3 74,3 74,2 Yhteensä 86,8 90,7 110,1 110,7 124,6 138,6 111,0 124,8 138,7 109,8 123,6 137,1 110,0 123,8 137,6 110,7 124,2 137,9 110,0 124,0 137,9 Vesivoima Suomi 14,0 13,1 13,4 13,4 13,4 13,4 13,4 13,5 13,5 13,4 13,6 13,7 13,7 13,6 13,6 13,7 13,7 13,7 13,7 13,6 13,6 13,6 Ruotsi 65,5 65,0 66,0 65,9 66,1 66,0 66,0 66,1 66,1 66,1 68,0 68,1 68,1 68,0 68,0 68,1 68,1 68,1 68,1 67,9 68,0 68,0 Norja 135,0 121,8 121,0 120,8 121,0 121,0 121,0 121,1 121,1 121,0 126,2 126,2 126,2 126,1 126,2 126,2 126,3 126,3 126,3 125,9 126,1 126,2 Tanska 0,0 0,0 0,0 0,0 Yhteensä 214,6 199,9 200,4 200,1 200,5 200,4 200,4 200,7 200,7 200,5 207,8 208,0 208,0 207,7 207,8 208,0 208,1 208,1 208,1 207,4 207,7 207,8 CHP Suomi 26,6 31,5 32,6 32,2 31, ,6 32,5 32,1 24,0 21,2 17,5 29,6 27,3 24,7 31,5 29,7 26,3 31,4 30,7 29,0 Ruotsi 13,2 16,5 17,2 16,4 16,1 15,8 16,6 16,5 16,3 14,3 13,7 12,7 16,2 15,4 14,8 17,5 16,6 15,4 17,6 16,7 16,1 Norja 0,7 5,6 5,5 5,6 5,6 5,5 5,6 5,6 5,6 5,6 5,0 4,1 6,5 6,5 6,0 6,6 6,6 6,2 6,5 6,5 6,5 Tanska 15,8 15,6 15,3 15,4 14,5 13,1 15,7 15,6 15,1 10,7 8,7 6,5 12,6 11,3 9,2 15,0 13,4 11,1 14,6 13,3 11,7 Yhteensä 56,3 69,2 70,6 69,6 68,0 65,4 70,5 70,2 69,1 54,6 48,6 40,8 64,9 60,5 54,7 70,6 66,3 59,0 70,1 67,2 63,3 Lauhde Suomi 14,5 10,6 4,9 6,4 3,9 2,7 10,8 7,9 5,6 0,8 0,4 0,2 1,3 0,9 0,6 2,0 1,6 1,0 2,5 1,9 1,2 Ruotsi 0,6 2,0 1,8 1,7 1,3 0,9 2,5 2,1 1,5 0,5 0,3 0,1 1,0 0,6 0,4 1,7 1,1 0,9 1,9 1,5 1,0 Norja 0,0 4,0 0,6 0,9 0,6 0,3 1,1 1,0 0,8 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,4 0,2 0,1 0,4 0,2 0,1 Tanska 14,0 15,0 5,8 10,9 6,6 3,4 21,3 15,0 8,9 0,4 0,3 0,1 0,9 0,5 0,2 1,4 1,0 0,7 2,5 1,4 0,8 Yhteensä 29,1 31,6 13,1 19,9 12,4 7,3 35,7 26,0 16,8 1,7 1,0 0,4 3,3 2,1 1,2 5,5 3,9 2,7 7,3 5,0 3,1 Markkinatasapaino (TWh) Suomi Nettovienti -12,7-13,9-4,6-9,7 1,4 13,5-9,7 1,2 12,5-13,0-1,9 7,9-11,8-0,3 10,7-9,0 2,7 12,6-13,9-1,1 10,5 Pohjoismaat Tuonti 14,9 2,4 0,9 2,2 0,9 0,5 6,9 3,5 1,8 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 5,0 2,7 1,9 0,6 0,3 0,1 Vienti 11,9 1,7 5,5 3,3 6,8 12,8 1,9 2,5 4,3 38,2 45,2 50,4 28,5 36,6 43,6 42,2 47,5 51,7 14,0 23,0 31,2 Nettovienti -3,0-0,7 4,6 1,1 5,9 12,3-5,0-1 2,5 38,2 45,2 50,4 28,3 36,6 43,6 37,2 44,8 49,8 13,4 22,7 31,1 * Normaalivesivuosi ** Siirtohinnat muualle markkinaehtoiset tässä laskentatapauksessa. Muutoin käytetty karkoittavia hintoja eli korkeita tuonti- ja matalia vientihintoja 3 Nettovienti pienenee noin 4 TWh:lla noin vuodesta 2031 lähtien Loviisan toisen yksikön poistuttua käytöstä. 22
25 3. Sähkömarkkinaskenaariot Uusiutuvilla energialähteillä ja ydinvoimalla tuotetun sähkön määrän kasvaessa Pohjoismaat muuttuvat sähkön nettotuojista sähkön nettoviejiksi. Ydinvoiman lisäyksen vaikutus nettoviennin muutokseen näkyy parhaiten nykyisen kapasiteetin laskentatapauksissa. Nettovienti kasvaa 4 5 TWh jokaista MW:n lisäydinvoimayksikköä kohden. Suomi on alijäämäinen RES 20 % -tarkasteluissa, sillä lauhdevoimaa ei juuri kannata tuottaa. Suomi muuttuu sähkön nettoviejäksi, mikäli rakennetaan ainakin kaksi uutta ydinvoimalaitosyksikköä. Nettovienti pienenee vuodesta 2020 vuoteen 2030, jolloin se on enää pari kolme TWh. Nykyisellä kapasiteettirakenteella ydinvoiman vaikutus nettovientiin on suoraviivaisempaa. Konventionaalisella lauhteella tuotetun sähkön määrä on sitä pienempi mitä enemmän ydinvoimaloita rakennetaan. Tämä näkyy esimerkiksi skenaariosta nykyinen kapasiteettirakenne, kysyntä 435 TWh ja vuosi Hiililauhdetuotannon määrä Pohjoismaissa vähenee, mutta hiilivoimaa tarvitaan järjestelmässä säätäväksi keskitehoksi, joten hiililauhde jatkaa marginaalisena tuottajana suurimman osan ajasta. Nopea säätö hoidetaan pääsääntöisesti vesivoimalla. Säätötarve syntyy kulutusvaihteluista ja tulevaisuudessa tuulivoiman vaihtelusta, joihin tuotantojärjestelmän on sopeuduttava muuta tuotantotehoa mukauttamalla. Skenaarioissa CHP:n tuotanto vähenee kysynnän vähenemisen myötä. Vähenemä voi olla merkittävä. Herkkyystarkastelusta (2020, RES 20 %, 412 TWh**) kuitenkin nähdään, ettei näin tule käymään koska sähköä voidaan ja tullaan siirtämään pohjoismaiden ulkopuolelle. Manner-Euroopan sähkön markkinahinta tullee olemaan korkeampi kuin CHP:n tuotantokustannukset, joten sähkön vienti kasvaisi eikä CHP:llä tuotetun sähkön määrä vähenisi. 23
26 4. Kilpailutilanteen analysointi 4. Kilpailutilanteen analysointi 4.1 Yhteenveto: käytetty menetelmä Selvityksessä tarkastellaan mahdollisten lisäydinvoimalaitosten vaikutuksia Suomen ja pohjoismaisten sähkömarkkinoiden ristiinomistuksiin, keskittyneisyyteen ja toimijoiden mahdollisuuksiin käyttää markkinavoimaa. Markkinoiden maantieteellistä laajuutta tarkastellaan erikseen luvussa 5. Luvussa esitetään arvio siitä, tulisiko sähkömarkkinoita tarkastella tulevaisuudessa ensisijaisesti kansallisina vai pohjoismaisina. Kilpailuvaikutuksia tarkastellaan erikseen Suomelle (luku 6) ja Pohjoismaille (luku 7). Lisäydinvoiman vaikutukset kilpailuun sähkömarkkinoilla on jaettu kolmeen osaan: vaikutukset omistussuhteisiin (ristiinomistukseen), vaikutukset markkinoiden keskittyneisyyteen ja vaikutukset toimijoiden markkinavoimaan. Markkinoiden keskittyneisyyden tarkastelussa käytetään toimijoiden markkinaosuuksia. Markkinaosuudet on laskettu seuraavasti: Markkinaosuus on toimijan tuottaman sähkön osuus prosentteina sähkön kysynnästä. Toimijan omaan sähkön tuotantoon sisällytetään toimijan kokonaan omistama tuotanto ja toimijan osittain voimaosakkuusyhtiöiden kautta omistama tuotanto osakkuussuhteen mukaan. Sähkömarkkinoiden koko on tässä selvityksessä määritetty kokonaiskysynnän perusteella. Pohjoismainen sähkömarkkina on useimpina vuosina ollut nettotuontialue. Tulevaisuudessa sähkön tuotanto pohjoismaisella markkina-alueella kasvaa, kun tuulivoima- ja ydinvoimakapasiteetti kasvavat, ja Pohjoismaista tullee sähkön nettoviejä. Nettoviennin voisi rinnastaa lisäkysyntään. Yksinkertaisuuden vuoksi tässä raportissa on kuitenkin tarkasteltu pelkästään pohjoismaisen markkina-alueen sähkönkysynnästä laskettuja markkinaosuuksia. Erikseen tarkastellaan lisäydinvoiman vaikutuksia toimijoiden markkinavoimaan. Tässä tarkastelussa huomioidaan periaatepäätöshakemuksen jättäneiden toimijoiden erilaiset toimintatavat ja yritysten hallussa olevan kapasiteetin määrä ja laatu. 24
27 4. Kilpailutilanteen analysointi Tuottajien markkinaosuuksien arviointi Muuttuvilta tuotantokustannuksiltaan edullista uutta tuotantoa eli tuulivoimaa ja ydinvoimaa on yhteensä suunnitteilla varsin paljon Pohjoismaihin. Lisäksi Norjassa on höydyntämätöntä vesivoimapotentiaalia. Tämä työntää yhteistuotantolaitoksia ja konventionaalisia lauhdelaitoksia tarjontakäyrällä oikealle. Nämä laitokset eivät kuitenkaan välttämättä jää kannattamattomiksi, sillä laitoksia tarvitaan tuntitason kysynnän ja tuotannon vaihteluiden tasaamiseen. Voidaan kuitenkin olettaa, että lauhteella ja osin myös CHP:llä tuotetun sähkön määrä vähenee tulevaisuudessa. Markkinoiden keskittyneisyyden arviointi edellyttää tietoa suurimpien sähkön tuottajien tuotannon määrästä ja markkinan koosta tulevaisuudessa. Tällaisen tiedon arviointi etukäteen on aina epävarmaa, joten tulevaisuuden sähkömarkkinoiden markkinaosuudet ja keskittyneisyys ovat nykytilanteeseen perustuvia arvioita. Tuottajien tuotantomäärien arvioinnissa on huomioitu kunkin toimijan nykyinen kapasiteettirakenne ja investointisuunnitelmat. Lähteenä on käytetty pääasiallisesti toimijoiden vuosikertomuksia. Sähkömarkkinaskenaarioiden perusteella on arvioitu kunkin sähköntuotantomuodon kannattavuutta tulevaisuudessa. 4.2 Sähkömarkkinoiden erityispiirteitä Sähkömarkkinoita ei voida suoraan verrata tavallisiin hyödykemarkkinoihin, sillä markkinoiden toiminta riippuu hyvin paljon sähköjärjestelmän teknisistä reunaehdoista. Keskeisin markkinoiden toimintaan vaikuttava ehto on vaatimus sähkön kysynnän ja tuotannon hetkellisestä yhtäsuuruudesta. Markkinoiden vapaa toiminta onkin rajallista kunkin tunnin sähkön markkinahinta määräytyy sähköpörssissä, mutta maiden siirtoverkko-operaattoreilla on lopullinen vastuu kysynnän ja tarjonnan yhtäsuuruudesta toimitustunnin aikana. Tehotasapainon ylläpitoon vaikuttaa osaltaan se, että sähkön käyttäjän mahdollisuudet sähkön varastointiin ovat hyvin rajallisia. Uusien toimijoiden on vaikea tulla sähkömarkkinoille. Sähkön tuotanto, jakelu ja siirto ovat pääomaintensiivisiä toimialoja. Suurten voimalaitosten investointikustannukset ovat erittäin suuria, ja laitosten käyttöikä on useita vuosikymmeniä. Ydinvoimalaitosten tekninen elinikä on usein 60 vuotta, ja vesivoimaloiden elinikä voi olla vielä pidempi. Tuulivoiman tekninen käyttöikä on 20 vuotta ja lämpövoimalaitosten tekninen käyttöikä on 25 vuotta. Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden erityispiirteenä on, että tuottajille kaikkein kannattavimmat tuotantomuodot vesivoima, ydinvoima ja vastapainevoima ovat kaikki kapasiteettirajoitettuja. Mikäli uuden vastaavan kapasiteetin rakentaminen olisi helppoa, tulisi markkinoille uusia toimijoita. Suomen ja Ruotsin vesivoimapotentiaali on jo käytännössä hyödynnetty, samoin suurelta osin kaupunkien ja teollisuuden lämpökuorma. Ydinvoiman rakentaminen on poliittisen päätöksenteon takana. 25
28 4. Kilpailutilanteen analysointi Suuret pohjoismaiset sähköntuottajat omistavat suurelta osin jo rakennetun vesivoiman ja ydinvoiman. Nämä tuotantolaitokset ovat markkinoilla erittäin kannattavia, ja koska vanhojen laitosten investoinnit on jo kuoletettu, tekevät yritykset suuria voittoja. Nämä ylisuuret voitot ovat herättäneet epäilyksiä siitä, toimiiko sähkömarkkinoiden kilpailu ja onko spotmarkkinoilla syntyvä hintataso vääristynyt. Markkinavoiman merkittävää käyttöä ei ole kuitenkaan voitu osoittaa. Koska ydinvoiman lisärakentaminen on luvanvaraista ja uusia lupia myönnetään vain hyvin harvoin, rajoitetaan tällä menettelyllä kilpailua sähkömarkkinoilla. Päätös siitä, mille toimijalle ydinvoiman rakentamislupa annetaan, vaikuttaa toimijoiden voitontekomahdollisuuksiin. Tässä selvityksessä ei ole analysoitu voitonjakoa, vaan tarkastelun kohteena on hinnanmuodostus spot-markkinoilla. Uusi ydinvoima tulee vaikuttamaan kaikkien tuotantolaitosten kannattavuuteen, mutta vaikutukset ovat suurimpia niillä tuotantolaitoksilla, jotka toimivat marginaalissa. Näiden laitosten käyttö tulee vähenemään. Sähkön kysynnän jousto on ainakin lyhyellä aikavälillä hyvin pientä, sillä käyttäjien mahdollisuudet vaihtaa sähkön käyttö toiseen energiamuotoon ovat pieniä. Pitkällä aikavälillä korkea sähkön hinta ohjaa vähentämään kulutusta ja päinvastoin. Kysynnän jousto tullee lisääntymään sekä suurkuluttajapuolella että tuntimittareiden yleistyessä pienkuluttajapuolella. Kysynnän lyhyen aikavälin jouston lisääntyminen vähentää tuottajien markkinavoimaa. Sähkön siirto on sidottu olemassa olevaan verkkoon. Verkkoa ei kannata mitoittaa harvoin esiintyviä siirtotilanteita varten, joten siirtoverkon kapasiteetti rajoittaa ajoittain markkinoiden toimintaa. Siirtoverkko on alun perin rakennettu kansallisen markkinan siirtotarpeita varten. Aika ajoin Pohjoismaiden välisten siirtoyhteyksien kapasiteetti rajoittaa maiden välistä sähkökauppaa. Sähkömarkkinoiden vapauttaminen kilpailulle tehtiin Pohjoismaissa pääosin 1990-luvun loppupuolella. Tätä ennen sähköntuotanto oli valtiollisten yritysten hallitsema toimiala. Valtioiden omistamat suuret energiayhtiöt hallitsevat yhä markkinoita. Energia on toimialana valtioille strategisesti tärkeä, eikä energiayhtiöitä haluta yleensä yksityistää kokonaan. 4.3 Markkinavoima Markkinavoiman määrittely Markkinavoiman määritelmä nojautuu täydellisen kilpailun määritelmään. Täydellisen kilpailun markkina on teoreettinen malli markkinasta, jossa yksikään markkinoilla toimiva tuottaja tai kuluttaja ei voi vaikuttaa kaupattavan hyödykkeen hintaan. Jokainen hyödykkeen ostaja ja myyjä on siis hinnanottaja. Hyödykkeen hinta on tällaisilla markkinoilla yhtä suuri kuin sen marginaalinen tuotantokustannus. Markkinavoimalla tarkoitetaan toimijan mahdollisuutta kannattavasti ylläpitää hintaa, joka on marginaalisia tuotantokustannuksia korkeampi. Markkinavoimaa voidaan mitata Lerner- 26
29 4. Kilpailutilanteen analysointi indeksillä, joka on tuotteen hinnan ja marginaalisten tuotantokustannusten erotuksen suhde tuotteen hintaan. Lerner-indeksi = (P-MC)/P, jossa P on tuotteen hinta ja MC marginaalinen tuotantokustannus. Lerner-indeksi saa arvon 0 täydellisen kilpailun markkinoilla. Käytännössä Lerner-indeksiä ei yleensä sovelleta kilpailutilanteen analyysissa, sillä marginaalisten tuotantokustannusten määrittäminen on hyvin hankalaa. Tämän vuoksi markkinavoimaa pyritään arvioimaan tarkastelemalla esimerkiksi markkinoiden keskittyneisyyttä. Määräävän markkina-aseman väärinkäyttö Markkinavoiman käyttö on kiellettyä vain, jos yrityksellä on määräävä markkina-asema. Tällöin puhutaan määräävän markkina-aseman väärinkäytöstä, joka on kiellettyä sekä kilpailunrajoituslain 6 pykälän että EY:n perustamissopimuksen 82 artiklan perusteella. Kilpailunrajoituslain 3 perusteella määräävä markkina-asema katsotaan olevan yhdellä tai useammalla elinkeinonharjoittajalla taikka elinkeinonharjoittajien yhteenliittymällä, jolla koko maassa tai tietyllä alueella on yksinoikeus tai muu sellainen määräävä asema tietyillä hyödykemarkkinoilla, että se merkittävästi ohjaa hyödykkeen hintatasoa tai toimitusehtoja taikka vastaavalla muulla tavalla vaikuttaa kilpailuolosuhteisiin tietyllä tuotanto- tai jakeluportaalla Markkinavoima sähkömarkkinoilla Teoriassa täydellisen kilpailun markkinoilla sähkön markkinahinta muodostuu kunakin hetkenä sähkön kysynnän kattamiseen tarvittavan viimeisen mukaan tulevan voimalaitoksen muuttuvien kustannusten suuruiseksi. Markkinavoiman väärinkäyttö ilmenisi siten viimeisen tarvittavan voimalaitoksen marginaalikustannuksia korkeampina hintoina eli toimijan tai toimijoiden kykynä nostaa markkinahintaa yli marginaalisten kustannusten. Lerner-indeksin käyttö Energy only -markkinoilla on kiistanalaista. On huomioitava, että markkinahinnasta tuottajan on saatava sellainen kate, jolla voimalaitosten pääomakustannukset saadaan maksettua. Keskimääräisen spot-markkinahinnan on oltava vähintään käytettävissä olevan kapasiteetin pitkän aikavälin marginaalikustannuksen suuruinen, jotta markkinat olisivat kestävällä perustalla. Usein keskustellaan siitä, että kapasiteettimarkkinoiden puuttuessa hintojen tulisi sisältää kapasiteettivuokra, sillä lyhyen aikavälin muuttuvien kustannusten mukaan määräytyvä hinta voi olla uuden kapasiteetin rakentamisen kannalta liian pieni. Pohjoismaisille markkinoille on seuraavan vuoden sisällä tulossa merkittävä määrä tuulivoimaa, jonka rakentamista tuetaan sertifikaateilla tai syöttötariffeilla. Tuulivoima alentaa sähkön markkinahintaa, mikä entisestään vähentää muun uuden kapasiteetin kannattavuutta. Käytännössä Lerner-indeksin laskenta sähkömarkkinoilla on haastava tehtävä. Voimalaitosten marginaaliset tuotantokustannukset eivät ole julkista tietoa, ja kustannukset vaihtelevat voima- 27