Toimintaympäristö ja markkina-asema

Tietoa Fortumin toimintaympäristön kehityksestä neljännesvuosittain sekä markkina-asemasta.

Toiminta- ja sääntely-ympäristö kesäkuun 2021 lopussa

Euroopan sähkömarkkinat

Euroopan sähkönhinnat nousivat edelleen vuoden 2021 toisella neljänneksellä kaasun ja hiilen vahvojen hintojen myötä. Vaikka pohjoismaiset sähkönhinnat hyötyivät jossain määrin tästä kehityksestä, jatkuvilla ruuhkilla sekä rajayhdysjohdoissa että Pohjoismaiden sisäisessä verkossa oli näkyvä vaikutus, joka kasvatti hintaeroja Manner-Eurooppaan verrattuna ja Pohjoismaiden hinta-alueiden välillä.

Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä 90 (87) terawattituntia vuoden 2021 toisella neljänneksellä. Sähkön kysynnän kasvu Pohjoismaissa vuoden 2020 toiseen neljännekseen verrattuna johtui sekä teollisuuden että muiden alojen kulutuksen kasvusta. Lämpötilat olivat pitkän ajan keskiarvon tasolla ja puoli astetta matalammat kuin vuoden 2020 toisella neljänneksellä. Sähkökulutus Pohjoismaissa tammi–kesäkuussa 2021 oli 210 (199) TWh.

Alustavien tilastotietojen mukaan sähkönkulutus keskisessä Länsi-Euroopassa (Saksa, Ranska, Itävalta, Sveitsi, Belgia ja Alankomaat) oli toisella neljänneksellä 296 (265) TWh, mikä vastaa sähkön kysynnän tasoa ennen koronapandemiaa. Sähkökulutus keskisessä Länsi-Euroopassa tammi–kesäkuussa 2021 oli 653 (620) TWh.

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.

Toisen neljänneksen alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat 55 TWh eli 14 TWh pitkän ajan keskiarvoa suuremmat ja 3 TWh suuremmat kuin vuotta aikaisemmin. Suuri vesivoimatuotanto ja normaalia pienempi sadanta ovat johtaneet vesivarantojen normalisoitumiseen. Vuoden 2021 toisen neljänneksen lopussa vesivarannot olivat 87 TWh eli 3 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa suuremmat ja 6 TWh edellisvuotta pienemmät.

Vuoden 2021 toisella neljänneksellä sähkönhinnat olivat selvästi korkeammalla tasolla kuin vuotta aiemmin. Sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 41,9 (5,6) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 46,3 (22,5) euroa/MWh Suomessa, 38,7 (15,1) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 33,1 (8,2) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Saksassa keskimääräinen spot-hinta vuoden 2021 toisella neljänneksellä oli 60,3 (20,3) euroa/MWh.

Tammi–kesäkuussa 2021 sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 42,0 (10,5) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 47,5 (23,2) euroa/MWh Suomessa, 42,2 (16,9) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 35,3 (11,9) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Saksassa keskimääräinen spot-hinta tammi–kesäkuussa 2021 oli 55,0 (23,4) euroa/MWh.

Elokuun 2021 alussa Pohjoismainen sähkön termiinihinta Nasdaq Commodities -markkinapaikalla oli noin 63 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja vuodelle 2022, noin 39 euroa/MWh. Pohjoismaiden vesivarannot olivat 88 TWh eli noin 9 TWh alle pitkän ajan keskiarvon ja 24 TWh vertailukautta pienemmät. Saksassa sähkön termiinihinta oli noin 98 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 83 euroa/MWh vuodelle 2022.

Euroopan hyödykemarkkinat

Kaasun kysyntä keskisessä Länsi-Euroopassa oli 457 (380) TWh vuoden 2021 toisella neljänneksellä ja 1 260 (1 110) TWh tammi–kesäkuussa 2021. Keskisen Länsi-Euroopan kaasun varastotasot kasvoivat neljänneksen alun 144 TWh:sta neljänneksen lopun 233 TWh:iin, jolloin ne olivat 267 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin ja 146 TWh pienemmät kuin viiden vuoden keskiarvo (2016–2020).

Kaasun keskimääräinen spot-hinta (TTF) oli 25,1 (5,4) euroa/MWh vuoden 2021 toisella neljänneksellä ja 21,8 (7,6) euroa tammi–kesäkuussa 2021. Vuoden 2022 termiinihinta nousi ja oli 25,5 euroa/MWh neljänneksen lopussa (18,1 euroa/MWh neljänneksen alussa).

Päästöoikeuksien markkinahinta oli vahva vuoden 2021 toisella neljänneksellä. Hinta nousi neljänneksen aikana ja oli 56,4 euroa/tonni neljänneksen lopussa (42,5 euroa/tonni neljänneksen alussa) eli 29,4 euroa/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) vuodelle 2022 nousi neljänneksen alusta (72,5 dollaria/tonni) neljänneksen loppuun (87,2 dollaria/tonni), jolloin se oli 29,4 dollaria/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Elokuun 2021 alussa kaasun TTF-termiinihinta oli 45 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja 32 euroa/MWh vuodelle 2022. EUA-termiinihinta vuodelle 2021 oli tasolla 56 euroa/tonni. Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) loppuvuodelle 2021 oli 143 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 toisella neljänneksellä oli 248 (232) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 188 (176) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 50 (48) TWh. Kulutuksen kasvu johtui poikkeuksellisen korkeista lämpötiloista vuoden 2021 toisella neljänneksellä sekä talouden elpymisestä: koronapandemian suurimmat haittavaikutukset ja öljyntuotannon rajoitukset ajoittuivat toukokuulle 2020. Sähkönkulutus Venäjällä tammi–kesäkuussa 2021 oli 544 (518) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 412 (391) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 110 (105) TWh.

Vuoden 2021 toisella neljänneksellä keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinnat pois lukien) nousi 13 % ja oli 1 315 (1 160) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä ja nousi -0,2 % ja oli 900 (902) ruplaa/MWh toisella hintavyöhykkeellä. Spot-hinta Uralin alueella nousi 13 % ja oli 1 156 (1 021) ruplaa/MWh. Tammi–kesäkuussa 2021 keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinta pois lukien) oli 1 337 (1 194) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä, 909 (905) ruplaa toisella hintavyöhykkeellä ja 1 157 (1 044) ruplaa/MWh Uralin alueella.

Venäjän hallitus nosti kaasun hintaa 3 % 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, josta 600 MW on käytössä, 848 MW rakenteilla ja 491 MW kehitteillä. Vastaavasti Uniperin CSA-kapasiteetti on 1 607 MW.

Lisäksi lämpövoimalat saavat selkeästi korotettuja CSA-maksuja noin kuudennesta käyttövuodesta alkaen (ks. taulukot alla). Vuonna 2021 CSA-maksuja korotettiin 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 CSA-huutokaupoissa oikeuden rakentaa 110 megawattia ja 6 megawattia aurinkovoimakapasiteettia. Voimalaitosten tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 15 000 ruplaa/MWh ja 14 000 ruplaa/MWh. Kapasiteetista 78 megawattia odotetaan saatavan käyttöön vuoden 2021 neljännellä neljänneksellä ja loput vuoden 2022 toisella puoliskolla.

Kesäkuussa 2018 Fortumin ja Rusnanon tuulivoiman sijoitusrahasto voitti CSA-huutokaupassa oikeuden rakentaa 823 megawattia tuulivoimakapasiteettia. Tuulivoimapuistot 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. Tuulivoimapuistot 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

Fit for 55 -lainsäädäntöpaketti julkaistiin

Euroopan komissio julkaisi 14.7.2021 kauan odotetun lainsäädäntöpaketin (Fit for 55), jonka tavoitteena on toteuttaa kasvihuonekaasupäästöjen vähentämiselle asetettu kunnianhimoinen 55 %:n tavoite vuoteen 2030 mennessä. EU:n tavoitteena on lisäksi saavuttaa ilmastoneutraalius vuoteen 2050 mennessä osana Green Deal -ohjelmaa. Kymmenkunta lainsäädäntöehdotusta sisältävän laajan paketin tavoitteena on edistää Euroopan tuotanto- ja kulutussektorien muutosta kohti nettonollapäästöjä.

Fortum on tyytyväinen komission laajaan pakettiin, joka on tärkeä täytäntöönpanovaihe kohti EU:n ilmastoneutraaliuden tavoitetta ja maailmanlaajuista johtajuutta. Tuemme jatkuvaa sitoutumista hiilidioksidipäästöjen hinnoitteluun ja EU:n päästökauppajärjestelmään EU:n ilmastopolitiikan tärkeimpänä välineenä. Tuemme myös ehdotusta päästökauppajärjestelmän laajentamisesta rakennuksiin ja maantieliikenteeseen, ja sen aloittamista näiden alojen erillisellä kauppajärjestelmällä. Paketti on hyvin linjassa Fortumin ensisijaisten tavoitteiden ja hiilineutraaliin talouteen tähtäävän strategisen tavoitteen kanssa. Jatkossa on tärkeää ottaa käyttöön kustannustehokas ja teknologianeutraali lähestymistapa Euroopan talouden välttämättömään muutokseen.

Paketin julkaisemisen jälkeen kuullaan sidosryhmiä ja käynnistetään päätöksentekoprosessi Euroopan parlamentissa ja Euroopan ministerineuvostossa kesän jälkeen.

Uudistettu kestävän rahoituksen toimintasuunnitelma julkaistiin

Euroopan komissio hyväksyi 6.7.2021 strategian kestävään talouteen siirtymisen rahoittamiseksi. Strategia määrittää EU:n kestävän rahoituksen seuraavat vaiheet. Strategian lisäksi Euroopan komissio julkaisi lainsäädäntöehdotuksen EU:n vihreiden joukkovelkakirjalainojen standardista sekä raportointivelvollisuutta koskevan lopullisen delegoidun säädöksen.

EU:n taksonomiajärjestelmän kehittämistyö jatkuu merkittävillä tulevilla julkistuksilla, kuten ilmastonmuutosta koskevalla täydentävällä delegoidulla säädöksellä. Se koskee ydinvoimaa ja kaasua, jotka erotettiin huhtikuussa 2021 julkaistusta taksonomiaa koskevasta alkuperäisestä delegoidusta säädöksestä. Komission odotetaan julkaisevan delegoidun säädöksen luonnoksen syksyllä komission tutkimuskeskuksen ja asiantuntijaryhmien ydinvoimaa koskevan ympäristöarvioinnin perusteella. Komission odotetaan myös julkaisevan delegoidun säädöksen, joka koskee muita ympäristötavoitteita, kuten kiertotaloutta, luonnon monimuotoisuutta, vesi- ja merivarantoja sekä saastumisen ehkäisemistä

Fortum on johdonmukaisesti vaatinut perusteellista tieteeseen pohjautuvaa ja teknologianeutraalia EU:n taksonomiajärjestelmää, joka perustuu toisiaan täydentäviin teknologioihin ja niiden todelliseen hyötyyn ilmastonmuutoksen hillitsemisessä.

Mahdollisia lisäviivästyksiä ydinjätteen loppusijoitusta koskevassa päätöksenteossa Ruotsissa

Ruotsin hallitus on päättänyt aloittaa julkisen kuulemisen, joka koskee ydinjätteen välivarastoinnin ja loppusijoituksen hakemusprosessien erottamista toisistaan. Tämä viivästyttää entisestään ydinjätteen loppusijoitusta koskevaa päätöstä. Koska loppusijoitusta koskeva lupaprosessi on viivästynyt, Oskarshamnin välivarasto alkaa täyttyä. Tämän vuoksi ydinvoimalaitokset ovat varoittaneet merkittävästä sähkön toimitushäiriöiden mahdollisuudesta jo keväällä 2024. Kun välivarasto tulee täyteen, ydinvoimalat eivät enää pääse eroon käytetystä ydinpolttoaineesta, jolloin riskinä on, että reaktoreita ei voida enää käyttää. Tämän tilanteen välttämiseksi hallitukselta tarvitaan päätös 31.8.2021 mennessä, koska lupamenettelyn arvioidaan kestävän noin kaksi vuotta.

Välivarasto ja loppusijoitustila muodostavat yhtenäisen loppusijoitusjärjestelmän. Oskarshamnin kunnalle on aina ollut tärkeää, että välivarastosta ei tule pysyvää ratkaisua. Siksi kunta ei hyväksy päätöstä välivaraston kapasiteetin lisäämisestä ennen loppusijoitusta koskevaa päätöstä. Päätöksen viivästymisstä ydinvoimaloiden omistajille aiheutuvien lisäkustannusten arvioidaan olevan 80 miljoonaa euroa vuodessa.

Saksan ilmastonsuojelulain muutos tiukentaa tavoitteita merkittävästi

Saksan liittohallitus hyväksyi kesäkuun lopussa ilmastonsuojelulain päivityksen, jonka tavoitteena on vähentää kasvihuonekaasupäästöjä vähintään 65 % vuoteen 2030 mennessä ja 88 % vuoteen 2040 mennessä (vuoden 1990 tasoon verrattuna). Päivitetyn ilmastonsuojelulain mukaan Saksan tulisi olla ilmastoneutraali vuoteen 2045 mennessä, kun aiempi tavoite oli vuoteen 2050 mennessä. Muutos on seurausta Saksan liittovaltion perustuslakituomioistuimen maaliskuussa 2021 antamasta päätöksestä, jonka mukaan aiempi vuoden 2019 ilmastonsuojelulaki ei ole perusoikeuksien mukainen.

Saksan energiasektorilla on meneillään suurin muutos ja teknologinen siirtymä sitten teollistumisen alkuaikojen. Se edellyttää ilmastoneutraaliuden saavuttamista monilla aloilla (kuten teollisuudessa, lämmityksessä ja liikenteessä) 24 vuoden kuluessa niin, että kansainvälinen kilpailukyky ja yhteiskunnan yhtenäisyys säilyvät.

Tämä on uuden hallituksen pääteemoja syyskuun 2021 puolivälissä pidettävien liittovaltiovaalien jälkeen.

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.