Toimintaympäristö ja markkina-asema

Toiminta- ja sääntely-ympäristö (tilinpäätöstiedote 2020)

Euroopan sähkömarkkinat

Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä 104 (108) TWh vuoden 2020 neljännellä neljänneksellä. Kysynnän lasku Pohjoismaissa johtui pääasiassa leudosta säästä. Lämpötilat olivat jonkin verran pitkän ajan keskiarvon yläpuolella ja kaksi astetta korkeammat kuin vuoden 2019 neljännellä neljänneksellä. Kysyntää heikensi myös teollisuuden kysynnän lasku Suomessa ja Ruotsissa.

COVID-19-pandemian leviämistä ehkäisevät toimenpiteet vaikuttivat sähkön kysyntään monissa Euroopan maissa etenkin vuoden 2020 toisella neljänneksellä. Sähkönkysyntä elpyi kuitenkin merkittävästi Euroopassa kolmannella neljänneksellä. Alustavien tilastojen mukaan kysyntä neljännellä neljänneksellä keskisessä Länsi-Euroopassa (Saksa, Ranska, Itävalta, Sveitsi, Belgia ja Alankomaat) oli 330 TWh eli vain 1 % vähemmän kuin vuonna 2019. Kokonaiskulutus keskisessä Länsi-Euroopassa vuonna 2020 laski 4 % edellisvuoteen verrattuna.

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

Vuoden 2020 alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat 79 TWh eli 5 TWh pitkän ajan keskiarvoa pienemmät ja 5 TWh suuremmat kuin vuotta aikaisemmin. Sateinen ja leuto talvi kasvatti Pohjoismaiden vesivarantoja nopeasti ensimmäisellä neljänneksellä. Kevät oli melko kylmä, ja kevään tulovirtaukset viivästyivät merkittävästi. Kun erittäin suuri lumikertymä alkoi sulaa, kevään tulovirtaukset nostivat vedenkorkeuden lähelle historiallisia enimmäismääriä useimmissa Pohjoismaiden vesivarannoissa. Vuoden 2020 lopussa vesivarannot olivat 105 TWh eli 21 TWh pitkän aikavälin keskiarvon yläpuolella ja 26 TWh edellisvuotta suuremmat.

Vuoden 2020 neljännellä neljänneksellä sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 13,8 (38,6) euroa/MWh. Suomen ja Ruotsin aluehinnat laskivat selvästi vähemmän kuin pohjoismainen systeemihinta. Keskimääräinen aluehinta oli 32,7 (43,5) euroa/MWh Suomessa, 25,6 (38,5) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 15,1 (37,5) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Vuonna 2020 sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 10,9 (38,9) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 28,0 (44,0) euroa/MWh Suomessa, 21,2 (38,4) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 14,4 (37,9) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Vesivarojen erittäin suuri ylijäämä monissa vesivarannoissa on ollut Pohjoismaiden alhaisten spot-hintojen pääasiallinen syy vuonna 2020.

Saksassa sähkön keskimääräinen spot-hinta neljännellä neljänneksellä oli 38,8 (36,6) euroa/MWh eli hieman korkeampi kuin vuoden 2019 neljännellä neljänneksellä. Sähkönkysynnän elpymisen jatkuminen, päästöoikeuksien ja kaasun hintojen suotuisa kehitys sekä tavallista pienempi tuulivoimatuotanto edistivät spot-hinnan nousua Saksassa. Vuoden 2020 keskimääräinen spot-hinta Saksassa oli 30,5 (37,7) euroa/MWh.

Helmikuun 2021 lopussa Pohjoismainen sähkön termiinihinta Nasdaq Commodities -markkinapaikalla oli noin 26 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 26 euroa/MWh myös vuodelle 2022. Pohjoismaiden vesivarannot olivat noin 9 TWh pitkän ajan keskiarvon yläpuolella ja 1 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin. Saksassa sähkön termiinihinta oli noin 48 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 52 euroa/MWh vuodelle 2022.

Hyödykemarkkinat

Kaasun kysyntä keskisessä Länsi-Euroopassa oli 662 (664) TWh vuoden 2020 neljännellä neljänneksellä. Keskisen Länsi-Euroopan kaasun varastotasot laskivat neljänneksen alusta (565 TWh) neljänneksen loppuun (439 TWh), jolloin ne olivat 99 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin ja 8 TWh suuremmat kuin viiden vuoden keskiarvo (2015–2019).

Kaasun keskimääräinen spot-hinta (TTF) neljännellä neljänneksellä oli 14,7 (12,7) euroa/MWh. Vuoden 2021 termiinihinta nousi ja oli 17,1 euroa/MWh neljänneksen lopussa (13,4 euroa/MWh neljänneksen alussa).

Euroopan päästöoikeuksien (EUA) hinnat olivat 23–33 euroa/tonni neljännellä neljänneksellä. Hinta nousi neljänneksen aikana ja oli 32,7 euroa/tonni neljänneksen lopussa (26,5 euroa/tonni neljänneksen alussa) eli 8,1 euroa/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) vuodelle 2021 nousi neljänneksen alun 60,0 dollaria/tonni neljänneksen lopun 68,9 dollaria/tonni, jolloin se oli 12,5 dollaria/tonni alhaisempi kuin vuotta aiemmin.

Helmikuun 2021 lopussa kaasun TTF-termiinihinta oli 16,4 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja 16,6 euroa/MWh vuodelle 2022. EUA-termiinihinta vuodelle 2021 oli tasolla 37 euroa/tonni. Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) loppuvuodelle 2021 oli 67 dollaria/tonni.

Venäjän markkinat

Fortumin Russia-segmentti toimii 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 2020 neljännellä neljänneksellä oli 283 (286) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 214 (217) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 57 (58) TWh. Kulutuksen lasku johtui öljyntuotannon vähenemisestä vuoden 2020 neljännellä neljänneksellä. Sähkönkulutus Venäjällä vuonna 2020 oli 1 033 (1 059) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 783 (807) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 209 (211) TWh.

Vuoden 2020 neljännellä neljänneksellä keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinnat pois lukien) laski 2,3 % ja oli 1 204 (1 232) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä ja nousi 1,1 % ja oli 825 (817) ruplaa/MWh toisella hintavyöhykkeellä. Spot-hinta Uralin alueella laski marginaalisesti ja oli 1 074 (1 081) ruplaa/MWh. Vuonna 2020 keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinnat pois lukien) oli 1 220 (1 289) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä ja 873 (892) ruplaa/MWh toisella hintavyöhykkeellä. Uralin alueella spot-hinta oli 1 068 (1 117) ruplaa/MWh.

Venäjän hallitus nosti kaasun hintaa 1,4 % heinäkuussa 2019 ja 3 % elokuussa 2020.

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 2 368 MW ja sisältää 70 MW aurinko- ja tuulivoimakapasiteettia. Lisäksi Fortumin uusiutuvan energiantuotannon yhteisyrityksillä on käytössä 600 MW tuulivoimakapasiteettia sekä rakenteilla 495 MW ja kehitysvaiheessa 728 MW tuulivoimakapasiteettia. Vastaavasti Uniperin CSA-kapasiteetti on 2 455 MW.

Lisäksi lämpövoimalat saavat selkeästi korotettuja CSA-maksuja noin kuudennesta käyttövuodesta alkaen (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 2 560 MW tuotantokapasiteettia, joka ei saa CSA-maksuja. Tällä kapasiteetilla on oikeus osallistua CCS-huutokauppoihin. Uniperilla on 8 790 MW tuotantokapasiteettia, jolla on oikeus osallistua CCS-huutokauppaan. CCS-huutokauppa vuodelle 2027 on suunniteltu pidettäväksi marraskuussa 2021.

Kesäkuussa 2019 Fortum voitti Venäjän valtion uusiutuvan energian huutokaupassa oikeuden rakentaa 5,6 megawattia takuuhintaista aurinkovoimakapasiteettia kesäkuussa 2018 voitetun 110 MW lisäksi. Voimalaitosten tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 14 000 ruplaa/MWh ja 15 000 ruplaa/MWh, ja laitokset otetaan käyttöön vuosina 2021–2022.

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 valmistelee lainsäädäntöä vuoden 2030 päivitetyn ilmastotavoitteen toimeenpanoon

Eurooppa-neuvosto sopi 11.12.2020 jäsenmaiden yhteisestä kannasta EU:n uuteen ilmastotavoitteeseen vuodelle 2030. Neuvoston päätös on komission alkuperäisen ehdotuksen mukainen. Tavoitteena on vähentää kasvihuonekaasupäästöjä vuoteen 2030 mennessä vähintään 55 % vuoteen 1990 verrattuna. Aiempi tavoite oli 40 %:n vähennys.

Uusi tavoite on tarkoitus hyväksyä virallisesti osana eurooppalaista ilmastolakia vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä neuvoston, parlamentin ja komission välisissä neuvotteluissa. Parlamentti on vaatinut 60 %:n päästövähennystavoitetta.

Lakiehdotuksia uuden tavoitteen täytäntöönpanosta valmistellaan parhaillaan, ja ne on tarkoitus julkistaa vuoden 2021 puolivälissä. Muun muassa päästökauppaa, uusiutuvaa energiaa ja energiatehokkuutta koskevia direktiivejä on tarkoitus uudistaa. Vuoden 2021 alussa järjestettiin julkisia kuulemisia eri lainsäädäntöhankkeista, ja Fortum vastasi kaikkiin kuulemisiin. Komissio laatii parhaillaan myös laajoja vaikutustenarviointeja kustakin lainsäädännöstä.

Uuden tavoitteen jakaminen EU:n päästökauppajärjestelmän toimialoille ja sen ulkopuolisille toimialoille on keskeinen kysymys, jolla voi olla suuri vaikutus päästökauppajärjestelmään ja päästöoikeuden hintaan. Fortumin näkemyksen mukaan ETS-toimialojen tulisi kantaa päävastuu entistä kunnianhimoisemmasta tavoitteesta.

EU:n komission delegoitu säädös taksonomiaa koskevasta asetuksesta viivästyy

Komissio valmistelee ilmastonmuutokseen sopeutumista ja ilmastonmuutoksen hillitsemistä koskevaa delegoitua säädöstä. Säädöksen luonnosta koskeva kuuleminen päättyi joulukuussa, ja vastauksia tuli ennennäkemätön määrä: 46 000 kappaletta. Säädöksestä on tullut odotettua teknologiapainotteisempi, mikä tuo haasteita keskeisille energiateknologioille, kuten vesivoimalle, ydinvoimalle, maakaasulle ja vedyn tuotannolle. Ehdotetuilla kriteereillä on suuri vaikutus pitkälti hiilidioksidipäästöttömälle pohjoismaiselle sähköntuotannolle, koska vesivoimaa ja ydinvoimaa ei välttämättä katsota taksonomian mukaisiksi tuotantomuodoiksi.

Fortum on yhdessä samanmielisten yritysten ja järjestöjen muodostaman yhteenliittymän kanssa vaatinut komissiota arvioimaan delegoitua säädöstä uudelleen niin, että se olisi teknologianeutraali ja linjassa EU:n sektorikohtaisen lainsäädännön kanssa.

Taksonomiaa koskevan lainsäädännön mukaisesti lopulliset ilmastonmuutosta koskevat delegoidut säädökset olisi pitänyt hyväksyä vuoden 2020 loppuun mennessä, mutta aikarajaa on siirretty huhtikuun 2021 jälkimmäiselle puoliskolle. Erillisen ydinvoiman ympäristöarvioinnin odotetaan valmistuvan vuoden puolivälissä, ja ydinvoimaa tukevat jäsenmaat ovat korostaneet tarvetta sisällyttää ydinvoima seuraaviin delegoituihin säännöksiin, jotka on tarkoitus hyväksyä vuoden loppuun mennessä.

Fortum tukee voimakkaasti tavoitetta Euroopan talouden siirtymisestä kohti hiilineutraaliutta vuosisadan puoliväliin mennessä. Olemme kuitenkin huolissamme siitä, että 40 % Euroopan nettosähköntuotannosta ja kaksi kolmasosaa Euroopan hiilidioksidipäästöttömästä sähköntuotannosta suljettaisiin mielivaltaisesti pois hyväksyttyjen energiamuotojen joukosta määrittelemällä vesi- ja ydinvoima siten, että ne eivät olisi taksonomian mukaisia.

Brexit-sopu syntyi viime hetkellä

EU ja Iso-Britannia solmivat 24.12.2020 laajan kauppa- ja yhteistyösopimuksen vain viikkoa ennen Brexit-siirtymäkauden päättymistä. Sopimus tuli väliaikaisesti voimaan 1.1.2021, ja ratifiointiprosessi on määrä saada päätökseen vuoden 2021 ensimmäisellä neljänneksellä.

Sopimuksen soveltamisala on rajoitetumpi kuin EU:n sisämarkkinat mutta useita muita EU:n kauppasopimuksia laajempi. Sopimuksen energiaosion tavoitteena on mahdollistaa energiakaupankäynti ja investoinnit osapuolten välillä sekä tukea toimitusvarmuutta ja ekologista kestävyyttä. Terminologia ja määritelmät ovat EU:n lainsäädännön mukaisia. Iso-Britannia pitää kiinni aiemmasta sitoutumisestaan energia- ja ilmastotavoitteisiin.

Ison-Britannian on perustettava vuoden 2021 alusta alkaen oma päästöjen hinnoittelujärjestelmänsä, joka sisältää energiantuotannon, teollisuuden ja lentoliikenteen päästöt. Tavoitteena on arvioida mahdollisuuksia liittää Ison-Britannian päästökauppajärjestelmä EU:n ETS-järjestelmään niin, että järjestelmät pysyvät kuitenkin erillisinä.

Tärkeintä on, että ns. kova Brexit vältettiin ja päästiin sopimukseen. Fortum kuitenkin harmittelee vahvan ilmastopolitiikkaa ja vapaita markkinoita kannattaneen jäsenmaan menetystä. Energiamarkkinoille ei ennusteta merkittäviä muutoksia, mutta Ison-Britannian ja EU:n päästökauppajärjestelmien välinen yhteys on vielä luomatta.

Markkina-asema (2018 lopussa)

Fortum on Pohjoismaiden kolmanneksi suurin sähköntuottaja ja suurin sähkönmyyjä. Lämmöntuottajana lukeudumme maailman suurimpiin. Kaksi kolmasosaa sähköntuotannostamme on vesi- ja ydinvoimaa, joten Fortum kuuluu myös Euroopan vähäpäästöisimpien tuottajien joukkoon.

Pohjoismainen sähkön tutanto ja myynti graafi

Suurimmat sähkön- ja lämmöntuottajat