Sähkömarkkinakatsaus 25.11.2019
Yleinen markkinatilanne
Syksyn markkinahintakehitys on vaihdellut sekä johdannais- että spot-markkinoilla. Vielä elokuussa systeemituotteiden hinnat laskivat runsaiden sademäärien ja lisääntyneen talousepävarmuuden takia. Syyskuun alkupuolella johdannaishinnat kuitenkin nousivat rivakasti Keski-Euroopan hintojen mukana. Tämä liittyi markkinoiden huoleen Ranskan ydinvoimaloiden käytettävyydestä tulevana talvena. Kuun loppupuolella hinnat kuitenkin jälleen painuivat.
Lokakuun alkupuolella systeemi- ja johdannaishinnat nousivat jälleen, kun sääennusteet ennakoivat vähäisiä sateita ja sähkön rajayhteydet alkoivat toimia normaalimmin. Alkusyksyn aikana monet rajasiirtoyhteyksien osin odottamattomatkin huoltokatkot ja rajoitukset vaikuttivat aluehintoihin. Rajoitukset laskivat vesivoimatuotantoalueilla sijaitsevien tarjousalueiden aluehintatasoa ja toisaalta nostivat aluehintaa muun muassa Suomessa ja Baltiassa.
Marraskuussa Suomen aluehinta on toteutunut 46,17 €/MWh:in tasolla (lokakuussa 46,33 €/MWh). Koko alkuvuoden keskiarvo Suomen hinta-alueella on ollut reilut 44,6 €/MWh eli koko viime vuoden keskimääräistä tasoa alempana ja selvästi vuosien 2016 sekä 2017 toteutuneita vuosikeskiarvoja korkeampi.
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.
Elokuussa ja syyskuun alussa satoi normaalia enemmän ja pohjoismainen vesitilanne ehti vahvistua niukasti yli pitkän ajan normaalitason (oheisen kuvaajan 0-taso). Syyskuun lopusta lähtien sademäärät olivat pääsääntöisesti alle normaalin. Pohjoismainen vesitilanne heikentyi noin 10 TWh:a syyskuun puolivälistä, mikä on nostanut spot-hintatasoa. Koska syksyisin sademäärät ovat isoja, kuivat viikot heikentävät vesitilannetta nopeasti, varsinkin jos samalla on myös viileää ja lämmityskysyntä kasvussa. Kirjoitushetkellä lähiajan pohjoismaista säätä ennustetaan viileäksi ja kuivaksi, keskimääräistä leudomman jakson jatkoksi, ja lähiajan systeemijohdannaisten hinnat ovat siksi nousussa.
Sähköntuotannon rajakustannuskehitys ja johdannaishinnat
Energian hintaan vaikuttavat polttoaineiden hintakehitys ja päästöoikeuden hintataso sähköntuotannon rajakustannusten muodossa
Alkuvuoden aikana kivihiilen ja erityisesti maakaasun hinnat ovat laskeneet pääosin maltillisemman globaalin kysynnän sekä polttoaineiden hyvän varastotilanteen takia. Maakaasun markkinahinta on ollut laskussa Yhdysvaltain ja Australian 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 erityisesti lähipään sähkönhintaa Keski-Euroopassa. Myös päästöoikeuden hinta on laskenut kesän huipputasoilta ja on kirjoitushetkellä vuoden alun tasoilla.
Päästöoikeuden hinta on vuoden aikana vaihdellut varsin voimakkaasti. Tämä johtuu osittain Ison-Britannian epäselvästä brexit-tilanteesta. Kovan eli sopimuksettoman Brexitin tapauksessa päästöoikeuksien ylimääräinen tarjonta markkinoille voisi tilapäisesti painaa hintatasoa.
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 kolmannen vuosineljänneksen keskimääräinen aluehintaero oli 13,05 €/MWh eli huomattavasti kahta ensimmäistä vuosineljännestä korkeampi. Q3-kvartaalilla ja vielä lokakuussakin aluehintaeroja nostivat monet rajasiirtoyhteyksien siirtorajoitukset ja odottamattomat huollot, ydinvoimahuoltojen pitkittymiset sekä alhaisempi vesivoimantuotanto Suomessa ja Latviassa. Siirtoyhteystilanteen normalisoitumisen ja systeemihintatason nousun myötä aluehintaero on kaventunut huomattavasti lokakuun lopusta alkaen. Koko alkuvuoden keskimääräinen aluehintaero on kirjoitushetkellä noin 5,5 €/MWh.
TVO:n 8.11. markkinoille antaman tiedotteen mukaan rakenteilla olevan OL3-reaktorin loppuvaiheiden aikataulu on noin kuusi viikkoa myöhässä. Laitostoimittajan heinäkuussa antaman aikataulun mukaan polttoaineen asennus oli suunniteltu tehtäväksi tammikuussa. Laitos piti kytkeä valtakunnan verkkoon huhtikuussa ja säännöllisen sähköntuotannon oli määrä alkaa heinäkuussa 2020. Toimittajakonsortio on luvannut ilmoittaa projektin loppuvaiheen tarkennetun aikataulun joulukuussa. Valmistuessaan ydinvoimalaitos parantaa merkittävästi Suomen sähköomavaraisuutta ja alentaa aluehintaeroriskiä.
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 vot tarkistaa helposti esimerkiksi Fingridin Tuntihinta-sovelluksella.
Aluehintaero: Systeemihinnan ja alueellisen hinnan ero. Suomessa ero on Helsingin aluehinnan ja systeemi-spotin välinen ero. Ero syntyy, kun eri hinta-alueilla on eroja sähkön kysyntä- ja tarjontatilanteessa eikä hinta-alueiden välillä ole riittävästi vapaata siirtokapasiteettia. Nord Pool -alueen systeemihinnan muodostuksessa ei ole huomioitu mahdollisia siirtorajoituksia eri tarjousalueiden väillä.