Toimintaympäristö ja markkina-asema

Tietoa Fortumin toimintaympäristön kehityksestä neljännesvuosittain sekä markkina-asemasta.

Toiminta- ja sääntely-ympäristö Q1 2021 lopussa

Euroopan sähkömarkkinat

Vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä Euroopan sähkönhinnat elpyivät vahvasti heikon vuoden 2020 jälkeen. Elpymisen taustalla oli monta tekijää: pohjoisen pallonpuoliskon kylmä talvi, talouden elpyminen hiljalleen koronapandemian jälkeen sekä tuulivoiman matalat tuotantomäärät Manner-Euroopassa ja Pohjoismaissa. Lisäksi EU:n päästöoikeuksien (EUA) hinnat nousivat nopeasti, kun vuodelle 2030 asetetun päästövähennystavoitteen odotettiin tiukentuvan vuonna 2021. Samat tekijät tukivat myös eurooppalaisia energiahyödykkeitä, mikä johti sähkön, päästöoikeuksien ja kaasun hintojen selvään nousuun ensimmäisellä neljänneksellä.

Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä 120 (112) TWh vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä. Sähkön kysynnän kasvu Pohjoismaissa vuoden 2020 ensimmäiseen neljännekseen verrattuna johtui kylmemmästä säästä. Lämpötilat olivat yhden asteen pitkän ajan keskiarvon alapuolella ja neljä astetta matalammat kuin vuoden 2020 ensimmäisellä neljänneksellä. Alustavien tilastotietojen mukaan sähkönkulutus keskisessä Länsi-Euroopassa (Saksa, Ranska, Itävalta, Sveitsi, Belgia ja Alankomaat) oli 356 (348) TWh ensimmäisellä neljänneksellä. Kylmä sää vaikutti sähkön kysyntään myös keskisessä Länsi-Euroopassa.

Sähkön osuuden energian kokonaiskulutuksesta odotetaan kasvavan edelleen pitkällä aikavälillä. Kasvuvauhti määräytyy kuitenkin pitkälti Euroopan ja Pohjoismaiden makrotaloudellisen kehityksen perusteella. Teollisuuden, liikenteen ja lämmityksen sähköistymisen kehitys on keskeinen sähkönkulutuksen kasvua määräävä tekijä pidemmällä aikavälillä.

Vuoden 2021 alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat 105 TWh eli 21 TWh pitkän ajan keskiarvoa suuremmat ja 26 TWh suuremmat kuin vuotta aikaisemmin. Talvilämpötilat ja tuulivoiman tuotantomäärät olivat tavallista alhaisemmat, mikä johti runsaaseen vesivoimatuotantoon ja vesivarantojen käyttöön. Lisäksi sademäärät Pohjoismaissa olivat selvästi tavallista pienemmät ensimmäisellä neljänneksellä. Vuoden 2021 ensimmäisen neljänneksen lopussa vesivarannot olivat 55 TWh eli 14 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa suuremmat ja 3 TWh edellisvuotta suuremmat.

Vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä sähkönhinnat olivat selvästi korkeammalla tasolla kuin vuotta aiemmin. Sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 42,1 (15,4) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 48,6 (24,0) euroa/MWh Suomessa, 45,7 (18,7) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 37,5 (15,6) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Saksassa keskimääräinen spot-hinta vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä oli 49,6 (26,6) euroa/MWh.

Toukokuun 2021 alussa Pohjoismainen sähkön termiinihinta Nasdaq Commodities -markkinapaikalla oli noin 36 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja hiukan alempi eli 32 euroa/MWh vuodelle 2022. Pohjoismaiden vesivarannot olivat noin 9 TWh pitkän ajan keskiarvon yläpuolella ja 3 TWh korkeammat kuin vuotta aiemmin. Saksassa sähkön termiinihinta oli noin 54 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 63 euroa/MWh vuodelle 2022.

Euroopan hyödykemarkkinat

Kaasun kysyntä keskisessä Länsi-Euroopassa oli 802 (722) TWh vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä. Keskisen Länsi-Euroopan kaasun varastotasot laskivat neljänneksen alusta (439 TWh) neljänneksen loppuun (144 TWh), jolloin ne olivat 193 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin ja 58 TWh pienemmät kuin viiden vuoden keskiarvo (2016–2020).

Kaasun keskimääräinen spot-hinta (TTF) vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä oli 18,5 (9,7) euroa/MWh. Vuoden 2022 termiinihinta nousi neljänneksen alun 16,1 eurosta/MWh 18,1 euroon/MWh neljänneksen lopussa.

Euroopan päästöoikeusmarkkinat (EUA) olivat poikkeuksellisen vahvat vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä. Hinta nousi neljänneksen aikana ja oli 42,6 euroa/tonni neljänneksen lopussa (32,7 euroa/tonni neljänneksen alussa) eli 24,9 euroa/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) vuodelle 2022 laski neljänneksen alussa (72,4 dollaria/tonni) lähes 64 dollariin tonnilta. Hinta nousi takaisin 72,4 dollariin tonnilta neljänneksen lopussa, jolloin se oli 12,2 dollaria/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Toukokuun 2021 alussa kaasun TTF-termiinihinta oli 24 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja 21 euroa/MWh vuodelle 2022. EUA-termiinihinta vuodelle 2021 oli tasolla 51 euroa/tonni. Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) loppuvuodelle 2021 oli 82 dollaria/tonni.

Venäjän sähkömarkkinat

Fortumin Russia-segmentillä on lämpövoimaloita Länsi-Siperiassa pääasiassa Tjumenin ja Hanti-Mansian alueilla, joilla teollinen tuotanto on keskittynyt öljyyn ja kaasuun, sekä Uralilla metalliteollisuuteen keskittyneellä Tšeljabinskin alueella. Uniperin venäläinen tytäryhtiö Unipro PJSC toimii Smolenskin, Moskovan, Sverdlovskin ja Krasnojarskin alueilla sekä Hanti-Mansian autonomisessa piirikunnassa.

Venäjän markkinat on jaettu kahteen hintavyöhykkeeseen. Fortumin Russia-segmentti toimii ensimmäisellä hintavyöhykkeellä (Venäjän Euroopan ja Uralin alueet), ja Uniper toimii molemmilla hintavyöhykkeillä.

Alustavien tilastotietojen mukaan Venäjän sähkönkulutus vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä oli 297 (283) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 224 (213) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 59 (59) TWh. Kulutuksen kasvu johtui vuoden 2021 ensimmäisen neljänneksen kylmistä lämpötiloista vuoden 2020 ensimmäisen neljänneksen lämpimämpään säähän verrattuna.

Vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinnat pois lukien) nousi 11 % ja oli 1 360 (1 222) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä ja nousi 1 % ja oli 918 (907) ruplaa/MWh toisella hintavyöhykkeellä. Uralin alueella spot-hinta nousi ja oli 1 158 (1 068) ruplaa/MWh.

Venäjän hallitus nosti kaasun hintaa 3 % elokuussa 2020. Fortum arvioi kaasun hinnan nousevan 4 % heinäkuussa 2021.

Venäjällä CSA-sopimuksiin perustuvat kapasiteettimaksut ovat keskeinen yhtiön tuloskasvuun vaikuttava tekijä, sillä CSA-maksut ovat huomattavasti korkeampia kuin CCS-huutokaupoista (Competitive Capacity Selection) saatavat kapasiteettimaksut. Tällä hetkellä Fortumin Russia-segmentin CSA-kapasiteetti on 1 926 MW ja sisältää 70 MW aurinko- ja tuulivoimakapasiteettia. Lisäksi Fortumin uusiutuvan energiantuotannon yhteisyrityksillä on yhteensä 1 939 MW tuuli- ja aurinkovoimakapasiteettia, joista 600 MW on käytössä, 611 MW rakenteilla ja 728 MW kehitteillä. Vastaavasti Uniperin CSA-kapasiteetti on 1 607 MW.

Lisäksi lämpövoimalat saavat selkeästi korotettuja CSA-maksuja noin kuuden vuoden kuluttua käyttöönotosta (ks. taulukot alla). Vuonna 2021 on odotettavissa korotus CSA-maksuihin kolmelle Fortumin Russia-segmentin yksikölle ja yhdelle Uniper-segmentin yksikölle. CSA-jakson päätyttyä yksiköt voivat saada CCS-maksuja CCS-huutokaupoista.

Fortumin Russia-segmentillä on 2 953 MW tuotantokapasiteettia, joka ei saa CSA-maksuja. Tällä kapasiteetilla on oikeus osallistua vuotuisiin CCS-huutokauppoihin. Uniperilla on 9 638 MW tuotantokapasiteettia, jolla on oikeus osallistua CCS-huutokauppaan. Seuraava CCS-huutokauppa, vuodelle 2027, on tarkoitus pitää marraskuussa 2021.

Kesäkuussa 2018 ja 2019 Fortum voitti Venäjän valtion uusiutuvan energian huutokaupassa oikeuden rakentaa 10 ja 6 megawattia takuuhintaista aurinkovoimakapasiteettia. Voimalaitosten tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 15 000 ruplaa/MWh ja 14 000 ruplaa/MWh. 78 MW kapasiteetista odotetaan otettavan käyttöön vuoden 2021 neljännellä neljänneksellä ja loput vuoden 2022 toisen vuosipuoliskon aikana.

Kesäkuussa 2018 Fortumin ja Rusnanon tuulivoiman sijoitusrahasto voitti CSA-huutokaupassa oikeuden rakentaa 823 MW tuulivoimakapasiteettia. Tuulipuistot oli tarkoitus ottaa käyttöön vuosina 2019–2023, ja niiden tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 7 000–8 000 ruplaa/MWh.

Kesäkuussa 2017 Fortumin ja Rusnanon sijoitusrahasto voitti CSA-huutokaupassa oikeuden rakentaa 1 000 MW tuulivoimakapasiteettia. Tuulipuistot oli tarkoitus ottaa käyttöön vuosina 2018–2022, ja niiden tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 7 000–9 000 ruplaa/MWh.

Sääntely-ympäristö

EU:n taksonomiaan liittyvä delegoitu säädös julkaistiin

Komissio julkaisi 21.4.2021 ensimmäisen EU:n taksonomiaan liittyvän delegoidun säädöksen, joka koskee ilmastonmuutoksen hillintää ja ilmastonmuutokseen sopeutumista. Säädös kattaa eri energiateknologioita, kuten tuuli-, aurinko-, vesivoiman sekä bioenergian ja vedyn. Muiden teknologioiden ja alojen – pääasiassa kaasun, ydinvoiman ja maatalouden – osalta asia ratkaistaan kesällä julkaistavalla täydentävällä säädöksellä. Kaksi asiantuntijaryhmää tarkastelee parhaillaan komission yhteisen tutkimuskeskuksen ydinvoimaa koskevaa ympäristöarviointia.

Säädöksessä on saavutettu parannuksia Pohjoismaiden päästöttömän sähköntuotannon kannalta olennaisten tuotantoteknologioiden osalta. Erityisen tärkeää on, että vesivoima on sisällytetty kestävien toimintojen joukkoon ja että komission tutkimuskeskuksen arvio ydinvoimasta on positiivinen. Näillä parannuksilla ei kuitenkaan voida varmistaa täyttä yhdenmukaisuutta nykyisen EU-lainsäädännön kanssa eikä teknologiariippumattomuutta.

Fortum on johdonmukaisesti tukenut perusteellista ja tieteeseen perustuvaa energiateknologioiden arviointia ja esittänyt, että kaikki teknologiat sisällytetään samaan delegoituun säädökseen. Fortum kuitenkin kunnioittaa komission päätöstä ja panee merkille keskeisten teknologioiden kriteereihin tehdyt muutokset. Fortum kehottaa pankki- ja rahoitusalaa kehittämään kattavaa lähestymistapaa EU:n luokitusjärjestelmän toteutukseen.

EU:n innovaatiorahasto hyväksyi neljä Fortumin hanketta jatkoon

Euroopan komissio julkisti 25.3.2021 luettelon 70 hankkeesta, jotka on kelpuutettu EU:n innovaatiorahaston toiselle arviointikierrokselle. Innovaatiorahasto on yksi maailman suurimmista ohjelmista, jolla demonstroidaan ja rahoitetaan innovatiivisia vähäpäästöisiä, uusiutuvan energian, energian varastoinnin ja kiertotalouden teknologioita 10 seuraavan vuoden aikana. Rahoitusta jaetaan ensimmäisessä vaiheessa yhteensä 1 miljardi euroa. Hankekohtainen enimmäismäärä on 60 % investoinnista.

Innovaatiorahasto kelpuutti toiselle kierrokselle neljä Fortumin hanketta: hiilen talteenotto ja varastointi jätteenpolton yhteydessä (Fortum Oslo Varme), hiilen talteenotto ja varastointi biomassan poltossa (Stockholm Exergi), kestävien akkukemikaalien valmistus uusioraaka-aineista (City Solutions -divisioonan kierrätys- ja jätehuoltoliiketoiminta) sekä vedyn laajamittainen tuotanto kestävän metanolin valmistukseen (Fortumin, Uniperin ja Perstorpin yhteishanke).

Seuraavassa vaiheessa toimitetaan kattavat hakemukset 23.6.2021 mennessä toiseen arviointivaiheeseen. Toinen arviointikierros on tarkoitus saada päätökseen ja rahoituspäätökset on tarkoitus julkistaa vuoden 2021 loppuun mennessä.

Fit for 55 -lainsäädäntöpaketista ehdotus heinäkuussa

EU:n toimielimet sopivat 21.4.2021 Euroopan ilmastolaista, jossa vuoden 2030 päästövähennystavoitetta nostetaan 55 %:iin ja jonka tavoitteena on ilmastoneutraaliuden saavuttaminen vuoteen 2050 mennessä.

Heinäkuussa komission odotetaan julkaisevan Fit for 55 -lainsäädäntöpaketin vuoden 2030 uuden ilmastotavoitteen saavuttamiseksi. Julkiset kuulemiset keskeisistä aloitteista saatiin päätökseen helmikuussa. Julkaistaviin lainsäädäntöehdotuksiin kuuluvat muun muassa päästökauppaa, uusiutuvaa energiaa, energiatehokkuutta ja energiaverotusta koskevien direktiivien uudistukset.

Fortum tukee EU:n uutta ilmastotavoitetta sekä EU:n päästökauppajärjestelmää sopivimpana ja kustannustehokkaimpana välineenä sen saavuttamiseksi. Vuoden 2030 ilmasto- ja energialainsäädännön uudistus tulisi saada päätökseen mahdollisimman pian.

Kansalliset elvytys- ja palautumissuunnitelmat edistyvät

Kaikkien EU:n jäsenvaltioiden oli toimitettava 30.4.2021 mennessä kansalliset elvytys- ja palautumissuunnitelmansa, joissa esitetään vuosien 2021–2026 uudistus- ja investointiohjelmat. Tämä on edellytyksenä sille, että jäsenvaltiot voivat saada rahoitusta EU:n 672 miljardin euron elpymis- ja palautumistukivälineen kautta. Komissio arvioi suunnitelmat kahden kuukauden kuluessa niiden toimittamisesta. Hyväksynnän jälkeen uudistukset ja investoinnit siirtyvät täytäntöönpanovaiheeseen. Jäsenvaltiot voivat jakaa enintään 10 prosenttia avustuksista ennen suunnitelmien hyväksymistä.

Komission jäsenvaltioille antamien ohjeiden mukaan elpymisrahoituksen painopisteen tulisi olla pikemmin uusiutuvassa kuin hiilidioksidivapaassa energiassa. Tuettujen investointien odotetaan olevan merkittäviä ja uskottavia, ja niiden on noudatettava Do No Significant Harm -periaatetta, joka on kestävän rahoituksen luokitusjärjestelmän keskeinen käsite.

Fortum seuraa tiiviisti kansallisten elvytyssuunnitelmien edistymistä, ja yhtiöllä on useita hanke-ehdotuksia, jotka voivat täyttää elpymis- ja palautumistukivälineen kautta myönnettävän rahoituksen ehdot.

EU:n toimielimet keskustelivat akkuasetuksesta

Komissio julkaisi 10.12.2020 ehdotuksensa EU:n akkuasetukseksi. Sen tavoitteena on varmistaa, että EU-markkinoilla käytettävät akut ovat kestävän kehityksen mukaisia ja turvallisia koko elinkaarensa ajan. Asetuksen tarkoituksena on edistää akkujen uudelleenkäyttöä ja kierrätystä sekä luopua ei-ladattavien pattereiden käytöstä. Tämä on tärkeä tekijä kierrätysmateriaalien kysynnän lisäämisessä ja kierrätyskapasiteettiin tehtävien investointien nopeuttamisessa EU:ssa.

Euroopan parlamentissa akkuasetusta koskeva asiakirja on toimitettu sisämarkkina- ja kuluttajansuojavaliokunnalle, jossa ensimmäinen keskustelu käytiin 17.3.2021. Valiokunnan mietintöluonnosta odotetaan heinäkuun puolivälissä ja äänestystä joulukuussa. Täysistunnon äänestys on tarkoitus pitää vuoden 2022 alussa. Neuvostossa ehdotusta tarkastelee ympäristötyöryhmä.

Ehdotus on Fortumin kunnianhimoisten kierrätystavoitteiden sekä akkujen sisältämiä kierrätysmateriaaleja koskevien vaatimusten mukainen. Fortum pitää ehdotettujen tavoitteiden aikataulua realistisena ja korostaa tulevaisuuden raaka-ainetoimitusten turvaamisen tärkeyttä, kierrätysmateriaalit mukaan lukien.

Useat sähkömarkkinamalliin liittyvät aloitteet etenevät Ruotsissa

Helmikuussa Ruotsin hallitus ehdotti, että merituulivoima vapautetaan verkkomaksuista, jotka yleensä peritään verkkoon liitettävältä osapuolelta. Lainsäädännön on määrä tulla voimaan 1.8.2021 mennessä. Fortum suhtautuu kriittisesti yksittäisen teknologian vapauttamiseen verkkomaksuista, koska se vääristää markkinoita ja aiheuttaa kuluttajille lisäkustannuksia.

Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät on saanut hallitukselta tehtäväksi ehdottaa korvausmekanismeja oheispalveluille 1.9.2021 mennessä. Fortum on ehdottanut alustavia korvausmekanismeja sekä taajuuteen liittyville että liittymättömille oheispalveluille.

Ruotsin sähköistysstrategian esiselvitys julkaistiin maaliskuussa. Se sisältää kaksitoista näkökohtaa nopeaan, älykkääseen ja sosioekonomisesti tehokkaaseen sähköistämiseen. Strategian yleistavoitteena on mahdollistaa sähkön kysynnän kaksinkertaistuminen vuoteen 2045 mennessä. Tutkimuksessa tarkastellaan myös päivitetyn ja parannetun ”energy-only” sähkömarkkinan mahdollisuutta. Toteutettavat konkreettiset uudistukset ovat edelleen epäselviä, mutta strategia johtaa todennäköisesti uusiin julkisiin selvityksiin markkinamallista. Strategia julkaistaan lokakuussa.

Saksa otti käyttöön hiilidioksidin hinnoittelujärjestelmän päästökauppajärjestelmän ulkopuolisille aloille

Saksa otti 1.1.2021 käyttöön hiilidioksidin hinnoittelujärjestelmän liikenne- ja lämmitysaloille. Tämä kansallinen kiintiöjärjestelmä toimii EU:n päästökauppajärjestelmän rinnalla. Kiinteä hinta on aluksi 25 euroa hiilidioksiditonnilta, ja liittohallitus odottaa järjestelmän tuovan noin 40 miljardin euron tuotot neljän ensimmäisen vuoden aikana. Kiinteä hinta nousee asteittain 55 euroon vuoteen 2025 mennessä. Vuodesta 2026 alkaen hinta määräytyy huutokaupoissa, joille on asetettu hintaväliksi 55–65 euroa vuodelle 2026.

Hallituksen odotetaan edelleen hyväksyvän niin sanotun hiilivuotodirektiivin, jolla vältetään päästökauppajärjestelmään kuuluvien yritysten kaksoisveloitus ja varmistetaan Saksan hiili-intensiivisten toimialojen kilpailukyky.

Markkina-asema

Fortum on pohjoismaiden toiseksi suurin sähköntuottaja ja suurin sähkönmyyjä. Lämmöntuottajana lukeudumme maailman suurimpiin. Fortumin investointi Uniperiin kasvatti konsernin hiilidioksidipäästötöntä sähköntuotantoa 60 % ja teki meistä Euroopan kolmanneksi suurimman päästöttömän sähkön tuottajan. Uniperin yhdistelyn myötä Fortumin sähköntuotantokapasiteetti kasvoi 36,2 GW:lla ja lämmön ja höyryn tuotantokapasiteetti kasvoi 4,9 GW:lla. Uniperilla on sähköntuotantoa lähinnä Saksassa, Venäjällä, Isossa-Britanniassa, Ruotsissa ja Alankomaissa, sekä lämmön ja höyryn tuotantoa lähinnä Saksassa, Alankomaissa ja Venäjällä.

Kuvituskuva pohjoismaisen sähköntuotannon jakaumasta yhtiöittäin. Tuotanto yhteensä 394 terawattituntia ja 350 yhtiötä. Kolme suurinta yhtiötä ovat Vattenfall, Fortum ja Uniper yhdistettynä ja Statkraft.
Kuvituskuva pohjoismaisen sähkön vähittäismyynnin jakaumasta yhtiöittäin. Yhteensä noin 16 miljoonaa asiakasta ja 350 yhtiötä. Kolme suurinta yhtiötä ovat Fortum, Vattenfall ja Andel.
Kuvituskuva suurimpien sähköntuottajien jakaumasta Euroopassa ja Venäjällä. Kome suurinta tuottajaa ovat EDF, Rosenergatom ja Fortum ja Uniper yhdistettynä.
Kuvituskuva maailman suurimpien lämmöntuottajien jakaumasta vuoden 2019 lopussa. Kolme suurinta ovat Gazprom, T Plus ja Sibgenco. Fortum ja Uniper yhdistettynä ovat sijalla 9.