Sähkömarkkinakatsaus 21.1.2020
Yleinen markkinatilanne
Joulukuun alun jälkeen pohjoismainen sää on ollut hyvin sateinen, poikkeuksellisen lämmin ja tuulinen. Näistä syistä spot-hintataso on painunut vuodenaikaan nähden poikkeuksellisen alas. Tähän on vaikuttanut lisäksi viime vuosina voimakkaasti kasvanut tuulivoimakapasiteetti, jonka vuoksi tuulisuuden merkitys on korostunut. Säätekijöiden takia systeemijohdannaisten hinnat ovat alkuvuonna laskeneet voimakkaasti. Hinnat ovat laskeneet merkittävästi joulua edeltäviltä tasoilta lähipään tuotteiden johdolla (esimerkiksi Q2-20-tuotteen lasku kirjoitushetkellä noin 12 €/MWh ja lähivuoden 2021 lasku reilut 4 €/MWh). Säätekijät ja polttoaineiden hintojen lasku ovat maltillistaneet lähipään sähkön hintanäkymiä.
Tammikuussa (1–21.1.) Suomen aluehinta on toteutunut alhaisella 26,3 €/MWh:in tasolla (joulukuussa 38,42 €/MWh). Koko viime vuoden keskiarvo Suomen hinta-alueella oli 44,04 €/MWh eli vajaat 2,8 €/MWh vuoden 2018 keskimääräistä tasoa (46,8 €/MWh) alempana. Q4-19 -kvartaalin keskiarvo oli 43,47 €/MWh eli 6,1 €/MWh vuodentakaista tasoa alempi (Q4-18 Helsingin hinta-alueen keskiarvo oli 49,58 €/MWh).
Sää ja pohjoismainen vesitilanne
Säällä, lämpötilalla sekä pohjoismaisella vesitilanteella on suuri merkitys sähkön markkinahinnan muodostumiseen. Jos on keskimääräistä kylmempää, sähkön kysyntä ja sen myötä hintataso yleensä nousevat. Jos vettä on käytettävissä vesivoimaloissa runsaasti ja/tai on tuulista, on mahdollista kasvattaa energiantuotantoa. Tällä on hintatasoa laskeva vaikutus.
Joulukuussa ja varsinkin tammikuussa sademäärät ovat olleet poikkeuksellisen korkeita, ja pohjoismainen vesitilanne on vahvistunut nopeasti yli pitkän ajan normaalitason (0-taso). Tuore viikon 5 loppuun ulottuva ennuste odottaa noin 11,1 TWh:in ylijäämää suhteessa normaalitasoon. Tammikuun parin ensimmäisen viikon aikana sarja voimakkaita matalapaineita saapui Norjaan, Ruotsiin ja Suomeen. Erityisesti Norjan länsiosissa on satanut todella runsaasti. Etelä- ja länsiosissa Norjaa sateet ovat tulleet vetenä, mutta myös maan lumipeite on kasvanut nopeasti yli normaalin. Joulukuun alusta lukien pohjoismainen säänkuva on ollut poikkeuksellisen lämmin ja keskilämpötilat ovat vaihdelleet 3–8 astetta yli keskiarvon. Etelä- ja Keski-Suomessa lämpötiloja on aika ajoin nostanut Föhn-ilmiö voimakkaine tuulineen. Yleisemmin taustalla on Keski-Euroopassa vallitseva laaja korkeapaineen alue, joka on pakottanut Atlantilta saapuvat matalapaineet joko pohjois- tai eteläpuolelleen. Kirjoitushetkellä lähiajan sääennustekuvassa ei myöskään ole merkkejä tavanomaisesta talvisäästä.
Sähköntuotannon rajakustannuskehitys ja johdannaishinnat
Energian hintaan vaikuttaa polttoaineiden hintakehitys sekä päästöoikeuden hintataso sähköntuotannon rajakustannusten muodossa.
Vuoden 2019 aikana kivihiilen ja maakaasun hinnat olivat pääosin laskussa maltillisemman maailmanlaajuisen kysynnän sekä polttoaineiden hyvän varastotilanteen takia. Maakaasun markkinahinta on ollut laskussa Pohjois-Amerikan ja Aasian LNG-maakaasun tuotantokapasiteetin kasvun takia. Kaasun kysyntä on myös ollut odotettua vaimeampaa Aasiassa ja Euroopassa osin säätekijöiden vuoksi. Maakaasun hinnanlaskun ansiosta maakaasulauhdesähköstä on tullut kilpailukykyisempää, ja tämä on maltillistanut lähipään sähkönhintanäkymiä Keski-Euroopassa. Viime viikkojen lauha sää Skandinaviassa ja Keski-Euroopassa on lisännyt maakaasun ja kivihiilen laskupaineita, ja tällä on ollut heijastusvaikutus kuluvan vuoden sähkön tukkuhintanäkymiin. Päästöoikeuden hinta laski kesän huipputasoilta ja on viime kuukausina vaihdellut 23–27 €/tCO2 välillä.
Johdannaishinta tarkoittaa sitä hintaa, jolla sähköyhtiöt ja muut tukkumarkkinatoimijat voivat tehdä keskenään pitkälle tulevaisuuteen ulottuvia sopimuksia sähkön ostosta ja myynnistä. Siksi johdannaishinnat kertovat markkinoiden näkemyksen sähkön pörssihinnan tulevasta kehityksestä.
Aluehintaero
Vuoden 2019 viimeisen vuosineljänneksen keskimääräinen aluehintaero oli 4,82 €/MWh eli huomattavasti edellistä vuosineljännestä matalampi. Koko viime vuoden keskimääräinen aluehintaero oli noin 5,10 €/MWh. Joulukuussa aluehintaero oli 1,62 €/MWh ja tammikuun toteuma (1.–21.1.) on kirjoitushetkellä 0,5 €/MWh. Loppuvuoden 2019 toteumaa madalsi normaalia lämpimämpi sää ja korkea tuulivoimatuotannon määrä. Tähän vaikuttivat myös kulutusta pienentäneet teollisuuden lakot ja työsulut sekä joulunpyhien osuminen arkipäiville. Alkuvuonna 2020 aluehintaa ja aluehintaeroa on edelleen pitänyt kurissa runsaan tuulivoimatuotannon ohella sähköntuonti Venäjältä, jossa uudenvuoden vapaapäivien takia kapasiteettihinnoittelu ei ollut tammikuun alkupuolella voimassa.
TVO:n 19.12. julkaiseman tuoreimman tiedotteen mukaan OL3-projekti viivästyy hitaasti edenneiden järjestelmätestausten ja varaosapuutteiden vuoksi. Olkiluoto 3-ydinreaktori pitäisi kytkeä verkkoon vasta marraskuussa 2020 ja säännöllinen sähköntuotanto alkaisi näin ollen maaliskuusta 2021. Laitos tuottaisi sähköä vaihtelevin tehoin testiperiodin aikana eli ennen säännöllistä sähköntuotantoa yhteensä 1–3 TWh. Viimeisin noin puolen vuoden viivästys oli markkinoille yllätys, ja se on nostanut erityisesti loppuvuoden 2020 aluehintaerotuotteiden hintoja. Hintapaineita on lisännyt systeemituotteiden reipas lasku vesitilanteen parantuessa.
Spot-markkinat: Sähkön fyysisen toimitukseen perustuva, kerran päivässä vuorokautta ennen sähkön toimitusta käytävä suljettu huutokauppa. Toimijat lähettävät tarjouksensa sähköpörssiin, missä tarjousten perusteella lasketaan sähkön Nord Pool -alueen systeemihinta ja aluehinnat tunneittain.
Spot-hinta: Spot-sähkösopimuksen hinta muodostuu perusmaksusta, myyjän marginaalista ja energian hinnasta. Kuluttajalle energian hinta on pohjoismaisen sähköpörssi Nord Poolin Suomen aluehinta lisättynä myyjän marginaalilla. Tulevat sähkön spot-hinnat voit tarkistaa helposti esimerkiksi Fingridin Tuntihinta-sovelluksella.
Aluehintaero: Systeemihinnan ja alueellisen hinnan ero. Suomessa ero on Helsingin aluehinnan ja systeemi-spotin välinen nero. Ero syntyy, kun eri hinta-alueilla on eroja sähkön kysyntä- ja tarjontatilanteessa eikä hinta-alueiden välillä ole riittävästi vapaata siirtokapasiteettia.