Toimintaympäristö ja markkina-asema

Tietoa Fortumin toimintaympäristön kehityksestä neljännesvuosittain sekä markkina-asemasta.

Toiminta- ja sääntely-ympäristö syyskuun 2021 lopussa

Euroopan sähkömarkkinat

Vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä Euroopan sähkönhinnat nousivat poikkeuksellisen paljon erityisesti Euroopan kaasunhintojen vauhdittamina. Alhainen sadanta ja tuulivoiman tuotanto vaikuttivat selvästi positiivisesti Pohjoismaiden sähkönhintoihin. Hintojen nousu Pohjoismaissa ei kuitenkaan ollut yhtä merkittävää kuin Manner-Euroopassa. Rajoitteet rajayhdysjohdoissa ja Pohjoismaiden sisäisessä verkossa kasvattivat hintaeroa Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden hinta-alueiden välillä.

Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä 83 (81) terawattituntia vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä. Sähkön kysynnän kasvu Pohjoismaissa vuoden 2020 kolmanteen neljännekseen verrattuna johtui sekä teollisuuden että muiden alojen kulutuksen kasvusta. Lämpötilat olivat puoli astetta pitkän ajan keskiarvon yläpuolella ja samalla tasolla kuin vuoden 2020 kolmannella neljänneksellä. Sähkökulutus Pohjoismaissa tammi–syyskuussa 2021 oli 293 (280) TWh.

Alustavien tilastotietojen mukaan sähkönkulutus keskisessä Länsi-Euroopassa (Saksa, Ranska, Itävalta, Sveitsi, Belgia ja Alankomaat) oli kolmannella neljänneksellä 305 (303) TWh eli noin 3 % pienempi kuin sähkön kysynnän taso ennen koronapandemiaa. Sähkökulutus keskisessä Länsi-Euroopassa tammi–syyskuussa 2021 oli 998 (959) 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.

Kolmannen neljänneksen alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat 87 TWh eli 3 TWh pitkän ajan keskiarvoa suuremmat ja 6 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin. Alhainen sadanta kesän aikana on johtanut merkittävään vajeeseen vesivarannoissa. Vuoden 2021 kolmannen neljänneksen lopussa vesivarannot olivat 83 TWh eli 18 TWh alle pitkän aikavälin keskiarvon ja 31 TWh edellisvuotta pienemmät.

Vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä sähkönhinnat olivat selvästi korkeammalla tasolla kuin vuotta aiemmin. Sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 68 (9) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 79 (33) euroa/MWh Suomessa, 71 (25) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 55 (19) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Saksassa keskimääräinen spot-hinta vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä oli 97 (36) euroa/MWh.

Tammi–syyskuussa 2021 sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 51 (10) euroa/MWh. Keskimääräinen aluehinta oli 58 (26) euroa/MWh Suomessa, 52 (20) euroa/MWh SE3-alueella Ruotsissa (Tukholma) ja 42 (14) euroa/MWh SE2-alueella Ruotsissa (Sundsvall). Saksassa keskimääräinen spot-hinta tammi–syyskuussa 2021 oli 69 (28) euroa/MWh.

Marraskuun 2021 alussa pohjoismainen sähkön termiinihinta Nasdaq Commodities -markkinapaikalla oli noin 60 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 35 euroa/MWh vuodelle 2022. Pohjoismaiden vesivarannot olivat 93 TWh eli noin 8 TWh pitkän ajan keskiarvon alapuolella ja 21 TWh vertailukautta pienemmät. Saksassa sähkön termiinihinta oli noin 160 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja noin 115 euroa/MWh vuodelle 2022.

Euroopan hyödykemarkkinat

Kaasun kysyntä keskisessä Länsi-Euroopassa oli 305 (347) TWh vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä ja 1 633 (1 508) TWh tammi–syyskuussa 2021. Keskisen Länsi-Euroopan kaasun varastotasot kasvoivat neljänneksen alusta (233 TWh) neljänneksen loppuun (413 TWh), jolloin ne olivat 152 TWh pienemmät kuin vuotta aiemmin ja 129 TWh pienemmät kuin viiden vuoden keskiarvo (2016-2020).

Kireät kaasumarkkinat ovat nostaneet Euroopan kaasunhinnat ennennäkemättömälle tasolle. Kaasun keskimääräinen spot-hinta (TTF) oli 48 (8) euroa/MWh vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä ja 31 (8) euroa tammi–syyskuussa 2021. Vuoden 2022 termiinihinta nousi neljänneksen aikana ja oli 54 euroa/tonni neljänneksen lopussa (26 euroa/tonni neljänneksen alussa) eli 39 euroa/MWh korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Päästöoikeuksien markkinat kehittyivät melko vaatimattomasti vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä. Hinta nousi neljänneksen aikana ja oli 62 euroa/tonni neljänneksen lopussa (57 euroa/tonni neljänneksen alussa) eli 35 euroa/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Kaasumarkkinoiden tapaan myös hiilen hinnat ovat nousseet voimakkaasti. Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) vuodelle 2022 nousi neljänneksen alusta (87 dollaria/tonni) neljänneksen loppuun (157 dollaria/tonni), jolloin se oli 94 dollaria/tonni korkeampi kuin vuotta aiemmin.

Marraskuun 2021 alussa kaasun TTF-termiinihinta oli 75 euroa/MWh loppuvuodelle 2021 ja 50 euroa/MWh vuodelle 2022. EUA-termiinihinta vuodelle 2021 oli tasolla 60 euroa/tonni. Hiilen termiinihinta (ICE Rotterdam) loppuvuodelle 2021 oli 140 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 kolmannella neljänneksellä oli 248 (233) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 191 (178) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 49 (47) TWh. Kulutuksen kasvu johtui epätavallisen korkeista lämpötiloista vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä sekä talouden elpymisestä. Sähkönkulutus Venäjällä tammi–syyskuussa 2021 oli 792 (748) TWh. Vastaava luku ensimmäisellä hintavyöhykkeellä oli 603 (567) TWh ja toisella hintavyöhykkeellä 158 (153) TWh.

Vuoden 2021 kolmannella neljänneksellä keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinnat pois lukien) nousi 19 % ja oli 1 541 (1 295) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä ja nousi 7 % ja oli 914 (856) ruplaa/MWh toisella hintavyöhykkeellä. Spot-hinta Uralin alueella nousi 18 % ja oli 1 304 (1 109) ruplaa/MWh. Tammi–syyskuussa 2021 keskimääräinen sähkön spot-hinta (kapasiteettihinta pois lukien) oli 1 405 (1 226) ruplaa/MWh ensimmäisellä hintavyöhykkeellä, 911 (888) ruplaa toisella hintavyöhykkeellä ja 1 206 (1 066) 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.

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

Fortumin Russia-segmentillä on 2 697 MW tuotantokapasiteettia, joka ei saa CSA-maksuja. Tällä kapasiteetilla on oikeus osallistua vuotuisiin CCS-huutokauppoihin. Uniperilla on 10 445 MW tuotantokapasiteettia, jolla on oikeus osallistua CCS-huutokauppaan. Seuraava CCS-huutokauppa, vuodelle 2027, on tarkoitus pitää marraskuussa 2023.

Kesäkuussa 2017 Fortumin ja Rusnanon tuulivoiman 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.

Kesäkuussa 2018 Fortumin ja Rusnanon tuulivoiman sijoitusrahasto voitti CSA-huutokaupassa oikeuden rakentaa 823 MW 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 2018 ja 2019 Fortum voitti CSA-huutokaupoissa oikeuden rakentaa 110 MW ja 6 MW aurinkovoimakapasiteettia. Voimalaitosten tuotantokapasiteetille maksetaan 15 vuoden ajan takuuhintaa, joka vastaa noin 15 000 ruplaa/MWh ja 14 000 ruplaa/MWh, Kapasiteetista 78 MW odotetaan saatavan käyttöön vuoden 2021 neljännellä neljänneksellä ja loput vuoden 2022 toisella puoliskolla

Syyskuussa 2021 Fortum ilmoitti, että Fortumin ja Rusnanon tuulivoimasijoitusrahastolle oli myönnetty oikeus tuottaa takuuhintaista (CSA, Capacity Supply Agreement) uutta tuulivoimaa arviolta 16,9–23,8 miljardilla ruplalla vuodessa viimeisimmässä uusiutuvan energian huutokaupassa Venäjällä. Myönnetty tuulivoimatuotanto vastaa noin 430–530 MW:n vuosittain rakennettavaa kapasiteettia (yhteensä 1,3–1,6 GW). Kapasiteetit otetaan käyttöön vuosina 2025–2027. Rakennettavan kapasiteetin lopullinen suuruus määräytyy investointipäätösten yhteydessä. Laitoksille maksetaan takuuhintaa 15 vuoden ajan käyttöönotosta alkaen. Tuotannolle saatavien keskimääräisten nimellishintojen odotetaan olevan 2 600–4 200 ruplaa megawattitunnilta CSA-ajanjakson aikana. Arvioidut hinnat ovat inflaatiokorjattuja. Edellä mainitut luvut eivät sisällä mahdollisia lisätuloja asiakkaiden kanssa tehtävistä kahdenvälisistä vihreän sähkön toimitussopimuksista, joissa Fortum yhteisyrityksineen on markkinajohtaja Venäjällä.

Fortumin uusiutuvan energiantuotannon yhteisyrityksillä on yhteensä 3 339 MW tuuli- ja aurinkovoimakapasiteettia, josta 670 MW on käytössä, 778 MW rakenteilla ja 1 891 MW kehitteillä. Vastaavasti Uniperin CSA-kapasiteetti on 800 MW.

Sääntely-ympäristö

Ydinvoiman ja kaasun asema edelleen epäselvä EU:n luokitusjärjestelmässä

Ydinvoiman ja kaasun asemaa EU:n kestävän rahoituksen luokittelujärjestelmässä (taksonomia) ei ole edelleenkään ratkaistu. Vaikka komission yhteinen tutkimuskeskus katsoo, että ydinenergiasta ei aiheudu suurempaa haittaa kuin muista EU:n luokittelujärjestelmään kuuluvista teknologioista, ydinvoiman ja kaasun kestävyyskriteereitä koskevan täydentävän delegoidun säädöksen valmistelu on edistynyt hitaasti. Viimeisimpien tietojen mukaan komission tavoitteena on säädöksen valmistuminen vuoden 2021 loppuun mennessä. Aihe aiheuttaa kiistaa jäsenvaltioiden kesken, ja on todennäköistä, että tilanteeseen ei saada selvyyttä ennen kuin Saksassa on muodostettu uusi hallitus, minkä odotetaan tapahtuvan jouluun mennessä.

Fortum kannattaa edelleen tieteeseen perustuvaa ja teknologianeutraalia EU:n luokittelujärjestelmää ja on vaatinut Euroopan komissiota esittämään täydentävän delegoidun säädöksen pikaisesti.

Fit for 55 -neuvottelujen odotetaan etenevän vuonna 2022

EU:n toimielimet ovat alkaneet käsitellä heinäkuussa julkaistun Fit for 55 -paketin lainsäädäntöehdotuksia. Varsinaisten neuvottelujen Euroopan neuvostossa odotetaan alkavan vuoden 2022 ensimmäisellä puoliskolla. Fit for 55 -pakettia koskeva lainsäädäntötyö Euroopan parlamentissa on aloitettu jakamalla lainsäädäntöehdotukset poliittisten ryhmien kesken.

Kiistanalaisimmat ja poliittisimmat säädökset ovat hiilirajamekanismi, energiaverotus ja uusi liikennettä ja rakennusten lämmitystä koskeva päästökauppajärjestelmä. Meneillään oleva julkinen keskustelu energian hinnoista voi myös vaikuttaa Fit for 55 -paketin hyväksyntään.

Fortum tukee komission Fit for 55 -pakettia, joka on pitkälti yhtiön tavoitteiden mukainen, etenkin EU:n päästökauppajärjestelmän ja hiilidioksidin hinnoittelun osalta. Joissakin paketin aihepiireissä tarvitaan kuitenkin ehdottomasti kustannustehokkaampaa ja teknologianeutraalimpaa lähestymistapaa. Uusista kannustimista – kuten hiilidioksidin hinnanerosopimuksista (carbon contracts for difference) – olisi keskusteltava EU:n päästökauppajärjestelmän yhteydessä, jotta voidaan edistää vetytalouden kehitystä.

Fortum vaatii Fit for 55 -lainsäädännön pikaista hyväksymistä investointien ja energiamarkkinoiden ennustettavuuden parantamiseksi.

Norjan hallitus on edelleen sitoutunut hiilidioksidin talteenottoon ja varastointiin

Syyskuussa pidetyissä Norjan parlamenttivaaleissa poliittinen valta siirtyi konservatiiveilta vasemmistopuolueille, ja työväenpuolueen (AP) ja keskustapuolueen (SP) muodostama uusi hallitus astui virkaan lokakuussa.

Uudessa hallitusohjelmassa keskitytään vahvasti uusien vihreiden teollisuudenalojen kehittämiseen (esim. hiilidioksidin talteenotto ja varastointi, vety, merituulivoima ja akut) ja oikeudenmukaisen vihreän siirtymän varmistamiseen. Hiilidioksidin talteenottoa ja varastointia (CCS) pidetään tärkeänä välineenä sekä Norjan ilmastotavoitteiden saavuttamisessa että fossiiliriippuvuuden vähentämisessä. Hallitus on sitoutunut jatkamaan työtä Fortum Oslo Varmen CCS-hankkeen rahoittamiseksi. Selvennystä Fortumin CCS-hankkeen EU- ja kansalliseen rahoitukseen odotetaan loppuvuodesta.

Suomen hallituksen budjettipäätökset

Syyskuussa Suomen hallitus sopi valtion talousarviosta vuodelle 2022, mukaan lukien päätökset lisätoimenpiteistä kansallisen hiilineutraaliustavoitteen saavuttamiseksi vuoteen 2035 mennessä. Hallituksen päätöksiin sisältyy useita energiateollisuudelle myönteisiä asioita, etenkin kaukolämmön, jätehuollon ja jätteenpolton osalta.

Kaukolämpöverkkoon liitettyjen palvelinkeskusten, lämpöpumppujen ja sähkökattiloiden sähköveroa alennetaan EU-minimitasolle vuodesta 2022 alkaen (edellyttää EU-notifikaatiota). Jäteveron veropohjaa laajennetaan vuodesta 2023 alkaen. Vuodesta 2022 alkaen kierrätysteollisuus soveltaa samaa (alhaisempaa) sähköveroluokkaa kuin muut teolliset toiminnot.

Fortum on tyytyväinen hallituksen veropäätöksiin, jotka kannustavat kaukolämmön sähköistämiseen ja hiilestä irtautumiseen. Jätehuoltoa ja jätteenpolttoa koskevilla politiikkatoimilla on positiivinen vaikutus Fortumin kierrätys- ja jätehuoltoratkaisuihin liittyvään liiketoimintaan.

Mahdollisia lisäviivästyksiä ydinjätteen loppusijoitusta koskevassa päätöksenteossa Ruotsissa

Elokuussa 2021 Ruotsin hallitus päätti erottaa ydinjätteen väliaikaista varastointia koskevan päätöksen SKB:n (Svensk Kärnbränslehantering AB) kattavaa loppusijoitusjärjestelmää koskevasta hakemuksesta. Lupa myönnettiin vain varastoinnin lisäämiselle välivarastossa. Lupamenettelyn mukaisesti asiasta päättää nyt Ruotsin maa- ja ympäristötuomioistuin, ja päätöstä välivarastoon liittyen odotetaan kesä–heinäkuussa 2022. Hallituksen elokuussa tekemä päätös aiheuttaa epävarmuutta sen suhteen, saadaanko välivarastolle oikeuden vahvistama lupa vuoden 2023 loppuun mennessä, jolloin saavutetaan nykyisen luvan mukainen enimmäiskapasiteetti. Jos oikeuden vahvistamaa lupaa ei saada vuoden 2023 loppuun mennessä, ydinvoimalaitokset eivät pysty enää sen jälkeen varastoimaan enempää käytettyä polttoainetta ja siten sähköntoimitusten keskeytysten riski on edelleen olemassa keväällä 2024.

Ruotsin hallitus on kommentoinut tiedotusvälineille, että sen tavoitteena on tehdä päätös käytetyn polttoaineen loppusijoituspaikasta lähikuukausina, mutta päätöksen tarkempi ajankohta on edelleen avoinna. SKB:n ohjelman viivästymistä koskeva vuotuinen arvio lisäkustannuksista on tarkoitus jakaa ydinvoimalaitosten kesken aikanaan. Tämä vaikuttaisi Fortumin käytettyä polttoainetta ja ydinjätettä koskevaan varaukseen tulevaisuudessa. Tarkistettujen ydinjätehuoltorahastomaksujen mahdollinen rahavirtavaikutus kohdistuisi ydinvoimalaitosten omistajiin todennäköisesti tammikuusta 2024 alkaen. Tarkistuksen aikatauluun liittyvän epävarmuuden vuoksi vaikutusta Fortumin varauksiin ja kassavirtoihin ei voida arvioida tässä vaiheessa.

 

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.