Pohjoismainen systeemihinta lähti tammikuussa laskuun, kun sademäärät olivat erittäin korkeita, ja lumivarastot paisuivat kevään aikana suurimmiksi koko vuoteen 1958 ulottuvan mittaushistorian aikana. Lisäksi lämpötilat olivat normaalia reilusti leudompia vähentäen sähkönkulutusta. Kun tähän vielä lisätään koronavirus vaikutuksineen, niin tilanne ei ole ollut kovinkaan normaali.

Power-Deriva tarjoaa tukkumarkkinoilla toimiville yritys- ja yhteisöasiakkaille sähkömarkkinoihin liittyviä salkunhallinnan,
johdannaiskaupankäynnin, sähkönhankinnan ja konsultoinnin palveluita. Mika Laakkonen on Power-Derivan Head of Physical Trading.

Ilmatieteen laitoksen Helsingin Kaisaniemen mittauspisteen keskilämpötila oli tammikuussa +3,0 °C ja maaliskuussa +2,4 °C. Vertailulukemat 1981–2010 kertovat, että tammikuun keskilämpötila on ollut noin -4 °C ja maaliskuussakin miinuksella: -1,3 °C.

Euroopan lämpötiloissa on ollut viimeisen kymmenen vuoden mittaan trendi lämpimämpään suuntaan verrattuna vuosiin 1981–2010. Leudot talvet tarkoittavat Pohjoismaissa sateista ja tuulista säätä ja alhaista sähkönkulutusta. Tuulivoimakapasiteetin kasvaessa tuulisten jaksojen vaikutus korostuu entisestään ja hintojen vaihtelut vahvistuvat. Tämän vuoden ensimmäisellä kvartaalilla Pohjoismaiden tuulivoimatuotanto oli noin 6 terawattituntia edellistä vuotta korkeampi.

Myös tuntitason Spot-hinnoista voidaan huomata, että mennyt talvi oli poikkeuksellinen. Systeemihinta kävi korkeimmillaan helmikuussa vain hiukan yli 32 €/MWh hintatasossa, kun taas Suomen hintahuippu, lähes 200 €/MWh, nähtiin kesäkuun 25. päivänä. Kesäkuun korkeaan hintaan vaikuttivat merkittävästi voimalaitoshuollot Ruotsissa sekä siirtoyhteyshuollot Norjassa ja Ruotsissa.

Aluehintaerot ovat kasvaneet korkeiksi johtuen osittain Norjan ennätyslumien sulamisesta. Vesivirtaamat ovatkin olleet kesällä suurempia kuin kertaakaan tällä vuosituhannella. Lisäksi Norjan ja Ruotsin sähköverkkojen ongelmat ovat aiheuttaneet siirtorajoituksia. Ongelmat ovat osittain tilapäisiä ja osittain pysyviä.

Ville Venäläinen, Power-Derivan Head of Analysis.

Ruotsin siirtorajoitukset johtuvat pääosin vähentyneestä ydinvoimatuotannosta SE3- ja SE4-alueilla. Ydinvoimatuotannon vähäisyys on tehnyt Etelä-Ruotsista aiempaa alijäämäisemmän ja pakottaa Ruotsin kantaverkkoyhtiötä rajoittamaan siirtokapasiteettia pohjoisen ja etelän välillä, jotta Etelä Ruotsin sähköverkon vakaus voidaan pitää yllä kaikissa kuormitustilanteissa. Tilanteen ratkaisu vaatisi todennäköisesti uusien siirtoyhteyksien rakentamista Pohjois- ja Etelä-Ruotsin välille tai aiempaa suurempia tuotannon ja kulutuksen joustoja Etelä-Ruotsissa.

Olkiluoto 3:n käyttöönotto ja uudet siirtoyhteydet Suomen ja Ruotsin välillä tulevat aikanaan

vahvistamaan Suomen ja Ruotsin sähköjärjestelmien yhteyttä ja osaltaan vakauttamaan hintoja. Kuitenkin myös Norjan ja Ruotsin sähköverkkojen kehittäminen olisi tärkeää yhteispohjoismaisen markkinan vahvistamiseksi.

Alueellisilla Spot-hintaeroilla on merkittävä vaikutus myös jälkimarkkinahintoihin erityisesti säätösähkömarkkinalla, jonka kautta markkinatoimijat altistuvat tasesähkön hintariskille. Tasesähkön hintojen heilunta Suomen hintaalueella on ollut tänä vuonna erityisen vahvaa, ja hinta-alueiden yhtenäisyys olisi tärkeässä roolissa myös jälkimarkkinoiden osalta. Niin kuluttajat kuin tuottajatkin altistuvat tasesähkön hintariskille sekä normaalitilanteissa että erilaisissa häiriötilanteissa, joissa riskit kasvavat kertaluokkaa suuremmiksi.

Antti Martikainen, Power-Derivan Analyst.

Suomalaisten toimijoiden tasesähkön hintariski on merkittävästi korkeampi verrattuna Ruotsiin. Tämä johtuu pitkälti siitä, että olemme usein eri hinta-alueena Ruotsin kanssa. Tällaisissa tilanteissa Suomen kalliimpi säätökapasiteetti määrittää tasesähkön hinnoittelua.

Pohjoismaissa ja Suomessa tehtyjen säätöjen kokonaisenergiamäärät eivät juurikaan ole muuttuneet viime vuosina. Kuitenkin energiapainotteisia säätöhintoja tarkasteltaessa nähtävissä on iso hintaero. Vuosina 2018–2019 Suomessa keskihinta on ollut luokkaa 115 €/MWh (SE3-hinta-alueella noin 50 €/MWh) ja 2020 noin 150 €/MWh (SE3-hinta-alueella noin 35 €/MWh).

Suomen hinta-alueella toimijat altistuvat noin kaksi kertaa suuremmalle tasesähkön hintariskille kuin SE3-hinta-alueella. Alkuvuoden aikana Suomen tasesähkön poikkeama Spot-hinnasta on ollut tasesähkön ostajille noin 10 €/MWh (SE3 noin 4 €/MWh) ja myyjille noin 7 €/MWh (SE3 noin 4 €/MWh). Tilanne ollut lähes vastaava myös vuosina 2018–2019. Hintaeroja Suomen ja Ruotsin välillä on tänä vuonna osittain myös kasvattanut Ruotsin alhainen Spot-hintataso.

Vastaa

Sähköpostiosoitettasi ei julkaista. Pakolliset kentät on merkitty *