2014 ENERGIAKONGRESSI 29.10.2014 TAMPEREEN MESSU - JA URHEILUKESKUS ENERGIAKONGRESSI 29.10.2014 A1 Energiamarkkinat Puheenjohtaja: Johtaja Jukka Leskelä, Energiateollisuus ry 8:00 Ilmoittautuminen ja aamukahvi 8:30 Euroopan sähkömarkkinat Johtaja, markkinat Antti Paananen, Energiavirasto 9:00 Suomalaisen kuluttajan näkökulmasta: Toimivatko pohjoismaiset sähkömarkkinat? Toimitusjohtaja Pasi Kuokkanen, Suomen Elfi Oy 9:30 Joustavuuden arvo sähkömarkkinoilla General Manager Matti Rautkivi, Wärtsilä Power Plants 10:00 Kahvitauko 10:30 Energian kysyntäjoustot – mahdollisuuksia Toimitusjohtaja Jukka Ruusunen, Fingrid Oyj 11:00 Mitä toimia tarvitaan markkinaohjauksen palauttamiseksi? Toimitusjohtaja Juha Naukkarinen, Energiateollisuus ry 11:30 Venäjän energiamarkkinat Johtaja Kari Kautinen, Fortum Oyj 12:00 Lounas Eurooppalaiset energiamarkkinat Johtaja Antti Paananen, Energiavirasto Energiakongressi Tampere 29.10.2014 Sisältö • Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan? • Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota? • Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää? 2 Sisältö • Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan? • Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota? • Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää? 3 Poliittinen tausta • Euroopan energiapolitiikan päätavoitteet: – Kilpailukykyinen energian hinta – Toimitusvarmuus – Ympäristöllisesti kestävä • Eurooppa-neuvoston 4.2.2011 asettamat tavoitteet: – Energian sisämarkkinoiden toteuttaminen vuoteen 2014 mennessä – Eristyksissä olevien EU:n jäsenvaltioiden liittäminen Euroopan kaasu- ja sähköverkkoihin vuoteen 2015 mennessä 4 Sisältö • Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan? • Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota? • Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää? 5 Eurooppalaisten energiamarkkinoiden integraation ”software” • Kolmas energian sisämarkkinapaketti – Regulaattoreiden riippumattomuus ja tehtävät, siirtoverkonhaltijoiden eriyttäminen, ACERin ja ENTSO-E/G:n perustaminen sekä verkkosääntöjen valmistelu • Energiainfrastruktuuriasetus (347/2013) – Luettelot yhteistä etua koskevista ns. PCI-hankkeista – PCI-hankkeiden lupaprosessin järjestäminen • REMIT-asetus (1227/2011) – Markkinamanipulaation ja sisäpiiritiedon väärinkäytön kiellot sekä sisäpiiritiedon julkaisemisvelvoite • Sähkön transparenssiasetus FEDT (543/2013) – Sähkön tuotantoa, siirtoa ja kulutusta koskevan vähimmäistiedon keruu ja julkaiseminen markkinatoimijoiden saataville 6 EU:n verkkosäännöt • Yhteiset verkkosäännöt ovat keskeisessä asemassa EU:n energiapolitiikan tavoitteiden saavuttamiseksi • Verkkosäännöt ovat jäsenmaita suoraan sitovaa lainsäädäntöä • Verkkosäännöt laaditaan verkkoja koskevia rajat ylittäviä ja markkinaintegraatiota koskevia kysymyksiä varten • Verkkosäännöt eivät rajoita jäsenvaltioiden oikeutta määritellä sellaisia kansallisia verkkosääntöjä, jotka eivät vaikuta rajat ylittävään kauppaan • Asetuksella 714/2009 säännellään verkkosääntöjen valmistelua – Valmistelu tapahtuu akselilla ACER (NRA) – ENTSO-E/G (TSO) – Euroopan komissio – Jäsenmaat tulevat mukaan valmisteluun vasta komitologiavaiheessa 7 Sähkömarkkinoiden verkkosääntöjen valmistelutilanne Lähde: ENTSO-E 8 Energiainfrastruktuuriasetus ja PCIhankkeet • Eurooppalaisten sähkö- ja maakaasuverkkojen parantaminen – Erityisesti uusiutuvien energialähteiden liittäminen verkkoon – Ei eristyksissä olevia jäsenmaita 2015 jälkeen – Minkään jäsenmaan toimitusvarmuus ei saa vaarantua yhteen liitäntöjen puuttumisen takia • EU:n laajuinen yhteistä etua koskevien hankkeiden (PCI) luettelo – Laaditaan joka toinen vuosi – Hankkeille ensisijainen asema erityisesti lupamenettelyssä – Lupamenettelyn kestolle aikarajat – Kustannusten jako – Mahdollinen EU-rahoitus – Syksyllä 2013 julkaistulle ensimmäiselle PCI-listalle hyväksyttiin 248 hanketta (136 sähkö, 104 kaasu, 6 öljy ja 2 smart grid) 9 PCI-hankkeet (sähkö) Lähde: Euroopan komissio 10 PCI-hankkeet (kaasu) Lähde: Euroopan komissio 11 REMIT-asetus • Tavoitteet – Vahvistaa luottamusta sähkö- ja maakaasumarkkinoiden toimintaan – Tukkumarkkinahinnat kuvaavat kilpailukykyistä kysynnän ja tarjonnan vuorovaikutusta • Työkalut – Markkinoiden väärinkäytön kielto ja sisäpiiritiedon julkaisuvelvoitteet – Liiketoimien raportointi ja EU-laajuinen markkinaseuranta – Väärinkäytösten tutkinta ja seuraamusten täytäntöönpano 12 Sisältö • Miksi eurooppalaisia energiamarkkinoita integroidaan? • Miten sääntelyllä edistetään markkinaintegraatiota? • Miltä markkinaintegraation eteneminen näyttää? 13 Vuorokausimarkkinoiden markkinakytkennän tilanne Ennen 4.2.2014 - Nordic+Baltia (370 TWh) - CWE (1150 TWh) NWE markkinakytkentä 4.2.2014 (1840 TWh) NWE+SWE markkinakytkentä 13.5.2014 (2130 TWh) 4M MC (CZ+SV+HU+RO) erillinen hintakytkentä 11/2014 (160 TWh) Italian rajojen kytkentä (IBWT) 02/2015 (310 TWh) 14 Mitä markkinakytkentä tarkoittaa? • Eri pörssien tarjouskirjat ja siirtoverkkojen kapasiteettitiedot laitetaan yhteen laskenta-algoritmiin • Tuloksena SPOT hinnat eri tarjousalueille • Tuotannon ja siirtojen optimointi ja siirtokapasiteetin implisiittinen jakaminen – Sähkö tuotetaan siellä, missä se on edullisinta – Sähkön siirtosuunta halvemmalta alueelta kalliimmalle • Siirtokapasiteetti määrittää, syntyykö tarjousalueiden välille hintaeroja 15 Sähkön pörssikaupan (vuorokausimarkkinat) osuus EU:ssa kasvanut Lähde: Euroopan komissio 16 Sähkön pörssihintojen kehitys Keski- ja Pohjois-Euroopassa Lähde: Euroopan komissio 17 Keskimääräinen hintataso markkinakytkentäalueella 5.2.2014 jälkeen 18 Keskimääräiset markkinakytkennän selvityshinnat 5.2-30.9.2014 19 Rajat ylittävän siirron osuus sähkön kulutuksesta EU:ssa on kasvanut Lähde: Euroopan komissio 20 <- Tuonti Vienti -> Alueiden välinen sähkön nettosiirto EU:ssa Lähde: Euroopan komissio 21 Sähkön vienti ja tuonti EU:ssa tammihuhtikuussa 2014 22 Yhteenveto • EU:n energiamarkkinat ovat integroitumassa – Yhteiset säännöt valmistelussa – Käytännön integraatio on jo edennyt – Hintaeroja tarjousalueiden välillä on edelleen ja siihen vaikuttavat erilaiset tuotantorakenteet ja alueiden väliset siirtoyhteydet • Haasteita integraatiolle ja eurooppalaisille energiamarkkinoille – Tarvittavien siirtoyhteyksien rakentaminen – Markkinaehtoinen toiminta vs kansalliset intressit (omavaraisuus) – Tuetun (uusiutuvan) tuotannon osuuden kasvu – Kansalliset kapasiteettimarkkinajärjestelyt ja niiden yhteensopivuus/-sopimattomuus 23 Kiitos mielenkiinnostanne! Antti Paananen, puh 029 5050 013 www.energiavirasto.fi Suomalaisen sähkön käyttäjän näkökulmasta: Toimivatko pohjoismaiset sähkömarkkinat? Suomen ElFi Oy puolustaa sähkön käyttäjän etua sähkömarkkinoilla. ElFi vaikuttaa EU:hun Brysselissä osana IFIEC Europea. Suomen ElFi Oy:n 27 omistajaa ovat merkittäviä suomalaisia yrityksiä teollisuuden, kaupan ja palvelujen aloilta. Yritykset työllistävät Suomessa noin 90.000 ihmistä ja käyttävät yli 17% Suomen sähkön kulutuksesta. Suomen ElFin tehtävä on suurten sähkön käyttäjien aseman parantaminen vaikuttamisen kautta Edistetään viranomaisten ja poliittisten päättäjien ymmärrystä sähkömarkkinoilla kilpailukykyisistä markkinaehtoisista ratkaisuista, jotka edistävät suomalaisen teollisuuden ja palveluiden kilpailukykyä. ElFin visio Sähkön suurkäyttäjän asema Suomessa tulisi saada vähintään samalle tasolle kuin Ruotsissa. 5 Kilpailuilla markkinoilla sähkön käyttäjän näkökulmasta joille sähköllä, ja sähkön hinnalla, on liiketoimintaan merkitystä. Toimitusvarmuus Markkinaehtoisuus Hinnanmuodostus on loogista ja kilpailtua. Kilpailukykyisyys Merkittää hintaeroa pääkilpailijoihin ei ole. Innovatiivisuus+ Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen 6 Pohjoismaiset sähkömarkkinat Uutiset kertovat Euroopan kehityksestä. Hinnat lasketaan vuoroviikoin Oslossa, Amsterdamissa ja Pariisissa. Markkinat ovat Eurooppalaiset! Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen 7 Pohjoismaiset sähkömarkkinat Vieressä on kuvattu Suomen ja Ruotsin hintaalueiden yhtenäisyys eri vuosina. (lähde Fingrid) Markkinat käytännössä ovatkin tällä hetkellä Suomi+(Viro) 2008 2010 2012 2014 (1-8) Miten pienempi markkinaalue mahdollisesti vaikuttaa sähkön kuluttajaan? Lähde: Fingrid Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Toimitusvarmuus Perusta, jonka tulee olla kunnossa. On hyvä, että asiasta keskustellaan ja vastuut ovat jaettu asianmukaisella tavalla (Huoltovarmuuskeskus, EV ja Fingrid) Pienikin riski toimitusvarmuuden suhteen, voi saada asiakkaat miettimään uhkia pitkäaikaisiin tavaroiden/ tuotteiden toimitussopimuksiin. 27.10.2014 Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen 9 Markkinaehtoisuus Sähkön SPOT-kaupan osuus on kasvanut, eli sähkön käyttäjät ovat markkinoilla kulutuksellaan joko suoraan tai palveluntarjoajan tai myyjän kautta. Johdannaistuotteiden hinnat reagoivat uuteen tuotantoon (tuulivoima) ja alhaisempiin hiilen- ja CO2-markkinahintoihin. KAIKKI ON HYVIN, ONHAN… NASDAQ OMX COMMODITIES VUOSITUOTTEET Lähde: Energiakolmio Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen 10 Markkinaehtoisuus Suomi tuo yhä enemmän sähköä Ruotsista ja aluehinnat ovat pysyvästi eriytyneet. Aluehintatuotteet heijastavat alueellista epätasapainoa. Lähde: Energiateollisuus kuukausitilasto 22.9.2014 ALUEHINTAEROTUOTE, SYSHEL 2015 Ostajan näkökulmasta näyttää siltä, että on myyjän markkinat! Mitä tulisi tehdä? Lähde: Montelin sivut Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen 11 Markkinaehtoisuus Markkinoiden rakenteellinen epätasapaino, tulee korjata! Lähde: Energiateollisuus kuukausitilasto 22.9.2014 Lyhyt fundamentti-analyysi aluehintatuotteesta. Kysyntä 83,1 TWh Tarjonta 65,4 TWh Kantaverkkoyhtiöillä, poissa markkinoilta 17,7 TWh – Nykytilanne maksatetaan suomalaisten yritysten kilpailukyvyssä, työpaikoissa ja uusinvestoinneissa. Kantaverkkoyhtiöillä on puuttuva aluehintatarjonta, joka tulee tuoda markkinoille. – Kun kysyntä ja tarjonta ovat tasapainossa, tuotteen hinnan asettuminen normalisoituisi markkinaehtoisesti. – Hinnanmuodostus on loogista ja kilpailtua -periaate toteutuisi Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Kilpailukyky Sähköstä tuodaan noin 20% ulkomailta Hintaerot heikentävät Suomen teollisuuden ja palveluiden eurooppalaista kilpailukykyä Finanssituotteet heijastavat ja vaikuttavat tulevaan kilpailuasetelmaan suhteessa pääkilpailijamaihin, Ruotsiin ja Saksaan. 27.10.2014 Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Kilpailukyky : Suuren sähkönkäyttäjän ostosähkön hinta 70,00 CO2-kompensaatio Verot + muut maksut Siirto Sähkö Sähkön hinnat 2015 (Metsä Group esimerkkilaskelma): 60,00 50,00 - 16.9.2014 markkinahinnat - Tehdaskohtaisia maksuja - Sisältäen veroleikkurit, palautukset ja muut maakohtaiset vapautukset (Saksan EEG-vapautus ja osittainen vapautus siirtomaksuista) - CO2-kompensaatio on arvio käyttäjälle maksettavasta kompensaatiosta. Sen ansiosta nettokustannus Saksassa on noin samaa tasoa kuin Ruotsissa €/MWh 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Suomi Ruotsi Saksa 13 Puola -10,00 Lähde: Metsä Group 22.10.2014 14 Kilpailukyky Taulukon lähde: Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Kilpailukyky Kysyntä Vesivoima (keskivesivuosi) 100 200 Ydinvoima CHP 300 400 27.10.2014 Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Millä asiat paranevat 1. Suomeen rakennettava markkinaehtoista, alhaisen marginaalihinnan, tuotantoa. 2. Toimitusvarmuus tulee kustannustehokkaasti säilyttää, eli tarpeellinen osa poistuvasta tuotannosta tehoreserviksi. 3. Aluehinnansuojaukseen tarvitaan kipeästi lisää tarjontaa (FTR/CfD tms.), joka edistää kilpailua ja alentaa kustannuksia. Kantaverkkoyhtiöillä on puuttuva volyymi! 27.10.2014 Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen Kaasuturbiinit Systeemihinta Tuonti Saksa/ Venäjä päivä Öljylauhde Systeemihinta päästökaupassa Tuonti Saksa/Venäjä yö Hiililauhde Suomeen rakennettava markkinaehtoista, alhaisen marginaalihinnan, tuotantoa! Muuttuvat tuotantokustannukset (€/MWh) Tuuli Pysyvän kilpailukyvyn saavuttamiseksi suurten sähkön käyttäjien mielestä olisi: kyk (TW Matkalla takaisin pohjoismaisille ja eurooppalaisille sähkömarkkinoille! 27.10.2014 Suomen ElFi Oy, Pasi Kuokkanen YHTEYSTIEDOT Pasi.Kuokkanen@elfi.fi Suomen ElFi Oy Eteläranta 10 00130 Helsinki puh. 010 2354 888 http://www.elfi.fi JOUSTAVUUDEN ARVO SÄHKÖMARKKINOILLA – ESIMERKKEJÄ MAAILMALTA ENERGIAKONGRESSI 2014 Matti Rautkivi 1 / 19 © Wärtsilä Day Month Year Presentation name / Author Doc.ID: Revision: Status: Joustavuushaaste- Saksa 2013 ja 2033 Tyypillinen Heinäkuun päivä 2013 [MW] MW Tyypillinen Heinäkuun päivä 2033 [MW] MW 80 000 80 000 70 000 Aurinko 60 000 60 000 50 000 50 000 40 000 40 000 30 000 Tuuli 70 000 Tuuli Säädettävä kapasiteetti Aurinko 30 000 20 000 20 000 10 000 10 000 Säädettävä kapasiteetti - 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Lähde: Bloomberg New Energy Finance 2 © Wärtsilä 14.5.2014 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Kumulatiivinen tehonnostotarve Saksassa Saksa tarvitsee vähintään 33 GW lisää joustavaa kapasiteettia vastatakseen tulevaisuuden joustavuushaasteeseen 80 2033 70 Vuonna 2033 tehonnostotarve 3 tunnin aikanaon 56 GW… GW 60 50 40 2013 30 20 … ja joustavaa kapasiteettia on ainoastaan 23 GW saatavilla 10 Säätöpotentiaali 2033 1 hour 2 hours 3 hours 4 hours 5 hours Lähde: Bloomberg New Energy Finance Note: Edellisen kalvon 25 GW tehonnostotarve tapahtui heinäkuussa, kun 56 GW tehonnostotarve tapahtuu tyypillisesti lokakuussa © Wärtsilä 14.5.2014 DMI Seminar Joustavuushaaste- Espanja 2030 Case Espanja 2030 Tyypillinen päivä Espanjassa 2030 – EU:n skenaariot 2030 60 000 PUMPPUVOIMA 49 GW 50 000 AURINKO + 40 000 MW TUULI 30 000 20 000 Kaasu + 10 000 BIOMASSA Balansointi YDINVOIMA 06:00 04:00 02:00 00:00 22:00 20:00 16:00 14:00 10:00 08:00 06:00 04:00 02:00 0 VESIVOIMA - JOKI 12:00 KAASU 18:00 21 GW 00:00 3 Jokailtainen haaste Espanjassa 25 GW 65 x 400 MW CCGT voimalaitosta käynnistyy joka ilta… …ja sammutetaan ennen keskiyötä 2 x Suomen sähköntuotantokapasiteetti startataan ja stopataan joka ilta 21:00 18:00 24:00 Ratkaiseeko sähkövarastot ongelman? 60 000 PUMPPUVOIMA 1 auton akku~1 kWh 50 000 AURINKO 250 kWh = 250 auton akkua MW 40 000 TUULI 30 000 150 GWh 20 000 Tarvitaan 150 miljoonaa auton akkua Espanjan päivittäisen ongelman ratkaisemiseksi KAASU 10 000 BIOMASSA YDINVOIMA Espanjassa on 22 miljoonaa autoa… 06:00 04:00 02:00 00:00 22:00 20:00 18:00 16:00 14:00 12:00 10:00 08:00 06:00 04:00 02:00 0 00:00 Ratkaiseeko teknologinen kehitys ongelman? VESIVOIMA - JOKI Riittääkö kysyntäjousto hoitamaan tilanteen? 60 000 PUMPPUVOIMA • ~ 50% Espanjan sähköntarpeesta pitäisi joustaa illalla 50 000 AURINKO – Ilmastointilaite ~ 10KW  15 miljoonaa ilmastointilaitetta – Teollisuuden alasajo joka ilta? 40 000 MW • Miten tämä hoidetaan – joka päivä? TUULI 30 000 150 GWh 20 000 KAASU 10 000 BIOMASSA YDINVOIMA 06:00 04:00 02:00 00:00 22:00 20:00 18:00 16:00 14:00 12:00 10:00 08:00 06:00 04:00 02:00 00:00 0 VESIVOIMA - JOKI Kaikkia joustavuuden lähteitä tarvitaan! Sähkön varastointi Paremmat siirtoyhteydet Affordable Power Smart System Power System Reliable Sustainable Kysyntäjousto Joustava tuotantokapasiteetti Kaikkia joustavuuden lähteitä tarvitaan tulevaisuuden sähköjärjestelmissä! Teknologiavertailu joustavuusvaihtoehdoista - IEA IEA:n raportti vuodelta 2014 osoittaa, että joustava tuotantokapasiteetti on selkeästi edullisin vaihtoehto tuottaa joustavuutta sähköjärjestelmiin. Joustavuuden kustannus teknologioittain – IEA raportti, The power of Transformation 400 350 LCOF USD/MWh 300 250 SPG = Smart Power Generation 200 150 100 50 0 SPG CCGT Coal Nuclear 50 km Generation 100 km 250 km Interconnections 500 km Water heat Al. Smelter Pum hydro Demand Response CAES Li-ion Storage LCOF = Levelized cost of flexibility Lähde: International Energy Agency, 2014, The Power of Transformation Joustavuuden arvo sähkömarkkinoilla - Kalifornia Kalifornia 2020: 33 % energiasta: Balansointi: GAS Kalifornian sähköjärjestelmä on osa laajempaa integroitua aluetta Päivittäinen operointi ennen uusiutuvia Tyypillinen päivä Kaliforniassa ennen uusituvia 44,000 42,000 40,000 KYSYNT Ä [MW] 38,000 36,000 34,000 32,000 30,000 KAASU 28,000 26,000 24,000 22,000 20,000 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 KYSYNTÄ Päivittäinen operointi vuonna 2020 Tyypillinen päivä Kaliforniassa 2020 44,000 42,000 40,000 KYSYNT Ä [MW] 38,000 36,000 AURINKO JA TUULI 34,000 32,000 1.3 GW Sähkövarasto 30,000 28,000 26,000 24,000 KAASU 22,000 20,000 0:00 2:00 4:00 Kysyntä 6:00 8:00 10:00 Nettokysyntä Lähde : Californian Independent System Operator 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 Teknologiavertailu joustavuusvaihtoehdoista - IEA IEA:n raportti vuodelta 2014 osoittaa, että joustava tuotantokapasiteetti on selkeästi edullisin vaihtoehto tuottaa joustavuutta sähköjärjestelmiin. Joustavuuden kustannus teknologioittain – IEA raportti, The power of Transformation 400 350 LCOF USD/MWh 300 250 200 150 100 50 0 SPG CCGT Coal Generation Nuclear 50 km 100 km 250 km Interconnections 500 km Water heat Al. Smelter Demand Response Pum hydro CAES Li-ion Storage LCOF = Levelized cost of flexibility Lähde: International Energy Agency, 2014, The Power of Transformation Joustavuuden arvo sähköjärjestelmässä - Kalifornia DNV KEMA:n raportti: How to Manage Future Grid Dynamics: Quantifying Smart Power Generation Benefits ENTSO-E:n näkemys markkinavaihtoehdoista Esimerkki Teksasista – Markkinaehtoinen lähestyminen 2012 • 11,000 MW tuulivoimaa 2013 • Valitse kehityspolku • 10% tuotannosta •Ei kapasiteettimekanismia • 20,000 MW vuoteen 2017 mennessä •Inkrementaalisia muutoksia markkinarakenteeseen esim. Rajoita TSOn roolia ja nosta hintakattoa • Markkina ei toimi – Ei uusia investointia joustavaan kapasiteettiin 2014 • Yli 8,000 MW uutta joustavaa kapasitteettia • 8% kysyntäjoustoa huipputehosta • Markkinaehtoiset investoinnit • Investoijien luottamus • Kasvava investointihalukkuus • Markkinalähtöinen lähestyminen luo investointeja Kun markkina toimii niin… 17 Day Month Year Presentation name / Author Yhteenveto • Uusiutuva tuuli-ja aurinkovoimakapasiteetti lisää joustavuuden tarvetta sähköjärjestelmissä • Sähkövarastot tai kysyntäjousto eivät yksin riitä – uutta joustavaa tuotantokapasiteettia tarvitaan • Joustavuudella on merkittävä arvo tulevaisuuden sähköjärjestelmissä • Markkinaehtoinen lähestyminen luo investointeja uuteen joustavaan kapasiteettiin – niin kysyntäjousto- kuin tuotantokapasiteettiin 18 © Wärtsilä 14.5.2014 DMI Seminar WARTSILA.COM Matti Rautkivi matti.rautkivi@wartsila.com Energian kysyntäjoustot - mahdollisuuksia Jukka Ruusunen Toimitusjohtaja, Fingrid Oyj Energiakongressi, Tampereen messu- ja urheilukeskus 29.10.2014 2 Sähköä ei voi varastoida: Tuotannon ja kulutuksen välinen tasapaino on pidettävä yllä joka hetki! Vuorokauden sisäiset kulutuksen muutokset: sähkömarkkinat tasapainottavat hintamekanismin avulla Keskimääräinen viikkokulutus ja tuotanto 2008 - 2010 Tunnin sisäiset kulutuksen muutokset: kantaverkkoyhtiöt tasapainottavat MW 12500 12000 11500 11000 Vuorokausisäädön toteutus: - vesivoima 40 % - tuonti Pohjoismaista 30 % - lauhde 15 % - muut 15 % 10500 10000 Kulutus (toteutunut) Suunniteltu tuotanto ja vienti/tuonti 9500 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 7:30 8:00 8:30 9:00 9:30 10:00 29.10.2014 Jukka Ruusunen 3 Miten tasapaino saavutetaan? Tuotanto Kulutus 29.10.2014 Rajayhteydet Jukka Ruusunen 4 Eilen: vuodenajasta ja vesitilanteesta riippuvia muutoksia – energia! Huomenna: päivittäisiä ja tunneittaisia muutoksia – teho! vesi- ja tuulivoimaa vesivoimaa lämpö-, vesi-, tuulivoimaa lämpövoimaa lämpö- ja tuulivoimaa, aurinkovoimaa 29.10.2014 Jukka Ruusunen 5 Tuotantokapasiteetin kehitys: lisää energiaa – huonompi säätökyky Pohjoismaat: 15000 – 20000 MW tuulivoimaa! Suomi: • Lisää ydinvoimaa • Lisää tuulivoimaa • Vähemmään säädettävää lauhdekapasiteettia Lähde: TVO 29.10.2014 Jukka Ruusunen 6 Suomi vahvasti tuontiriippuvainen Olkiluoto 3 valmistumiseen asti • Olkiluoto 3 myöhässä – järjestelmästä puuttuu ennusteisiin verrattuna 1600 MW perusvoimaa • Sähkön tuonti Venäjältä vähentynyt merkittävästi – aiemmin tuotiin perusvoimaa 1300 MW. Tilanne voi muuttua, jos Venäjä muuttaa kapasiteettimaksujärjestelmäänsä. • Joustavaa lauhdekapasiteettia on poistunut Suomesta merkittävästi (Inkoo, Mussalo) ja poistuu edelleen • Seuraukset: – Sähkön aluehintanäkymä Suomessa korkeampi kuin muissa Pohjoismaissa – Järjestelmän säätökyky huonompi, kun siirtoyhteydet täynnä – Järjestelmä kestää sovitut mitoituskriteerit, mutta sen kyky suoriutua vakavista voimalaitos- ja verkkovioista heikentynyt 29.10.2014 Jukka Ruusunen Pidemmälläkään aikavälillä Suomen sähköntuotantokapasiteetti ei näytä kykenevän vastaamaan sähkön kulutuksen tarpeeseen! 7 Vahvat rajayhteydet auttavat • • • • Sähkön saannin turvaaminen kulutushuipuissa Tuulivaihteluiden tasaaminen suuremmalla alueella Norjan ja Ruotsin vesivoiman säätökyvyn hyödyntäminen koko Itämeren alueella Vaihtosähköyhteydet välittävät suuren synkronijärjestelmän hyödyt esim. suuremman inertian myötä Kulutushuipputunnilla 2014 oli tuontia naapurimaista yhteensä 2 594 MWh/h • Ruotsin tuonti oli kaupallisesti täynnä • Tuontia Venäjältä ja Baltiasta olisi voinut lisätä Tuontimahdollisuus 29.10.2014 Jukka Ruusunen 8 Kysynnän jousto - kolmas lenkki järjestelmän joustavuudessa Kysynnän joustot sähkömarkkinoilla • Energia • Investoinnit energiatehokkuuteen • Teho • Aktiivinen toiminta sähkömarkkinoilla: spot, Elbas • Kulutushuiput! Kysynnän joustot säätösähkömarkkinoilla ja reservinä • Lähes reaaliaikaisuus käyttötunnilla • Mahdollisuus osallistua spot-kaupankäynnin jälkeen osallistuminen mahdollista useammalle markkinalle 29.10.2014 Jukka Ruusunen 9 Pitkästä aikavälistä reaaliaikaan: Sähkömarkkinoiden tuotteet Sähköpörssi Järjestelmävastaava Fyysiset tuotteet Finanssituottet Reservimarkkinat Futuurit/ Forvardit/ Optiot 6 vuotta eteenpäin ELSPOT ELBAS Päivää ennen Tunti ”Tämä viikko ja tulevat viikot" Huominen TaseSäätösähkömarkkinatsähkö Tasesähkö 45 min. Tänään ja huomenna, yksi tunti ennen käyttötuntia Toimitus 29.10.2014 Jukka Ruusunen 10 Tehotasapaino käyttötunnilla ylläpidetään reservein ja säätösähkömarkkinoiden avulla Hz 50,1 Taajuusohjattu käyttöreservi Säätösähkömarkkinat Säätää koko ajan: Pyörivät Pohjoismaiset voimalaitokset Osto Venäjän ja Viron tasasähkölinkien välityksellä 29.10.2014 Käytetään 70 % tunneista: Pohjoismaiset voimalaitokset ja tuontia Kulutus tulossa mukaan laajemmin, nyt 100 – 250 MW (noin 20% koko markkinan volyymista Suomessa) Jukka Ruusunen 50,0 Taajuusohjattu häiriöreservi Nopea Korjaa automaattisesti taajuutta häiriötilanteissa: häiriöreservi Pyörivät Pohjoismaiset voimalaitokset Kulutus: irtikytkettävät kuormat, yhteensä 68 MW Suomessa vuonna 2014 (noin 25% koko reservin määrästä) Aktivoidaan manuaalisesti siirtojen palauttamiseksi: Kotimaiset varavoimalaitokset Kulutus: irtikytkettävät kuormat, 385 MW vuonna 2014 (noin 25% koko reservin määrästä) 49,9 11 Kysynnän joustopotentiaalia löytyy! Energiaintensiivinen teollisuus • Edelläkävijä markkinoilla ja reservien tarjonnassa • Esim. taajuusohjattu häiriöreservi 68 MW, nopea häiriöreservi 385 MW Pieni ja keskisuuri teollisuus • Potentiaalia markkinoiden käyttöön ja reserveiksi • Vain pieni osa potentiaalista käytössä • Esim. kauppojen kylmälaitteet, pakastevarastot • Mahdollisuuksia selvitetään pilotein vuonna 2014 Kotitaloudet • "Pienet purot" markkinoille - sähkölämmitys ja veden lämmitys pääosassa • Järjestelmän kannalta huippukulutustilanteet tärkeitä • Tuntilukevat mittarit ja tunneittainen hinnoittelu yhdistettynä kodin automaatioon edesauttavat • Mahdollisuuksia selvitetään pilotein vuonna 2014 29.10.2014 Jukka Ruusunen 12 Kysyntäjouston kehitys etenee monella rintamalla • Poliittinen tahtotila Euroopassa – • Tutkimus ja kehitystyö – • • tuntiluettavat energiamittarit, kiinteistöjen automatiikkaratkaisut, etäohjattavat pistorasiat Markkinoiden toiminta paranee – • Yliopistot, useita tutkimushankkeita, esimerkiksi: Kysynnän jousto – Suomeen soveltuvat käytännön ratkaisut ja vaikutukset verkkoyhtiöille (DR pooli) Pohjoismaisen säätösähkömarkkinan kehitys Tekniikan kehittyminen – • energiatehokkuus ja kysyntäjouston lisääminen tuntihinnoittelu ja -laskutus, useita markkinoita erityyppisille kohteille, markkinoilletulon esteet vähenevät Uutta liiketoimintaa syntymässä 29.10.2014 Jukka Ruusunen Infoa vuosilta 2012/13 13 Hyötyykö kuluttaja ? • Kulutuksen ajoittaminen päivän halvimmille spot-tunneille – n. 15% säästö sähkönhankintakuluissa Tämän lisäksi mahdollisuus osallistua parhaiten soveltuvalle markkinalle, esimerkkejä: • Taajuusohjattu käyttöreservi, kulutus säätää jatkuvasti taajuuden mukaan, esim. pumput, ilmanvaihtokojeet jne – • Taajuusohjattu häiriöreservi, kulutus pienenee muutaman kerran vuodessa muutamaksi minuutiksi taajuuden laskiessa, esimerkiksi sähkölämmitys, valaistus jne. – • n. 30% säästö sähkönhankintakuluissa n. 7 % säästö sähkönhankintakuluissa Säätösähkömarkkinat, kulutusta pienennetään haluttuina tunteina, kuluttajan tarjouksen perusteella – 29.10.2014 mahdollisuus myydä jo hankittu sähkö huomattavasti korkeammalla hinnalla, 10 – 50 kertainen hintataso hankintahintaan verrattuna 10 – 500 kertaa vuodessa Jukka Ruusunen 14 Tuntihinta -mobiilisovellus sähkön hintatiedoista • Tavoitteena on lisätä pienkuluttajien hintatietoisuutta ja kiinnostusta kysyntäjoustoon – hälytys aluehinnan ylittäessä käyttäjän asettaman hintarajan • Edellytykset, että pienkuluttaja saa täyden hyödyn: – tuntikohtainen mittaus – pörssihinnoiteltu sopimus ja tuntikohtainen laskutus sähkönmyyjän kanssa • Ladattavissa ilmaiseksi Windows Phone, Android ja IPhone puhelimiin • Tuhansia latauksia vuoden 2014 aikana, 10.000:n latauksen raja vielä rikkomatta 29.10.2014 Jukka Ruusunen 15 Pilotti 1: Pakastevaraston hyödyntäminen taajuusohjatuksi käyttöreserviksi Pilotissa selvitetään yhdessä KWH Freeze Oy:n ja SEAM Groupin (aggregaattori) kanssa pakastevaraston hyödyntämistä taajuusohjattuna käyttöreservinä. Pakastevarasto on kooltaan 400 000 m3 ja sijaitsee Vantaalla. Pilotissa muokataan ohjattavien kohteiden, kuten kylmäkoneiden, höyrystimien ja lauhduttimien, ohjausautomaatiota reagoimaan taajuuden muutoksiin ja säätämään laitteiden tehoa sen perusteella. Kohteen ominaisuuksia testataan taajuusohjatun käyttöreservin tuntimarkkinoille. Kohteen maksimiteho on 3 MW. Kyseessä on ensimmäinen kerta kun Pohjoismaissa kulutusta testataan taajuusohjatun käyttöreservin markkinoille. Kansainvälisestikin pilotti on uraauurtava. 29.10.2014 Jukka Ruusunen 16 Pilotti 2: Pienten varavoimakoneiden ja UPS-järjestelmien hyödyntäminen taajuusohjattuna häiriöreservinä ja säätösähkömarkkinoilla Pilotissa selvitetään yhdessä Energiakolmio Oy:n kanssa pienten (tyypillisesti 0,5 – 1MW), eri osapuolten omistamien ja maantieteellisesti hajautettujen varavoimakoneiden ja UPS-järjestelmien aggregoimista riittävän isoiksi yksiköiksi osallistuakseen markkinoille. Energiakolmio Oy toimii aggregaattorina. Pilotissa testataan kolmea erilaista toiminnallisuutta: • Kohteissa joissa on UPS-varmennus (akkuvarmennus), kuormat ohjataan kytkeytymään automaattisesti taajuuden laskiessa UPS:ien perään (varavoimakoneet varmennuksena). • Kohteissa, missä ei ole UPSeja ja varavoimakoneet ovat riittävät nopeita käynnistymään 30 sekunnin kuluessa, testataan niiden suoraa starttia taajuuden laskiessa. Nämä molemmat testit liittyvät toimintaan taajuusohjattuna häiriöreservinä. • Lisäksi testataan hitaampien varavoimakoneiden osallistumismahdollisuuksia säätösähkömarkkinoille. 29.10.2014 Jukka Ruusunen 17 Tulevaisuus? • Kaikki tuotannon ja kulutuksen teknistaloudellisesti järkevät joustomahdollisuudet hyödynnettävä Joustava tuotantokapasiteetti • Pohjoismainen vesivoimakapasiteetti voi turvata vähenee ja hintaan reagoimaton tuotanto lisääntyy sähkömarkkinoiden päivittäisen toiminnan • Mutta miten saadaan aikaan markkinaehtoisia investointeja? • Kysyntäjousto potentiaalinen ja edullinen tapa tasapainottaa Suomen kulutusta ja tuotantoa sähköntuotantokapasiteetti ei • Joustopotentiaalia olemassa, mutta onko liiketaloudellisesti näytä kykenevän vastaamaan perusteltua? sähkön kulutuksen tarpeeseen Itämeren alueen markkinaintegraatio etenee 29.10.2014 • Toimivat siirtoyhteydet naapurimaihin auttavat tehotasapainon ylläpidossa vuorokausi- ja tuntitasolla • Pohjoismainen synkronijärjestelmä tärkeä toimitusvarmuuden kannalta • Pohjoismaiset reservimarkkinat? Jukka Ruusunen Fingrid välittää. Varmasti. Energiapäivä Mitä toimia tarvitaan markkinaohjauksen palauttamiseksi? Juha Naukkarinen 29.10.2014 Energia- ja ilmastopaketti 20-20-20 vuoteen 2020 - hyväksyttiin 2008 Pohjana päätöksille 2008: - hyvä pitkän ajan talouskehitys - liuskekaasusta ei tietoa - EU:ssa vahva usko ilmastosopimukseen - RES ratsasti aallon harjalla, ei kritiikkiä - Fukushimasta ja Ukrainan kriisistä ei tietoa - EU:n integraatio vauhdissa, solidaarisuutta löytyi BKT-kehitys 2002-2013 (2002 = 100) Tilanne täysin toinen 2013 Lähde: Eurostat (Real GDP growth rate) 10.11.2014 Tavoitteet toteutuneet heikosti • Ilmasto – Päällekkäisillä tavoitteilla ei ole mitään ilmastollista vaikutusta päästökauppasektorilla – Lisäävät vain kustannuksia – Lähes kaikki tuki on kuitenkin suunnattu päästökauppatoimijoille • Omavaraisuus – Tuen vaikutukset kyseenalaisia, jopa negatiivisia – Vaihteleva aurinko- ja tuulivoima pikemminkin lisäävät riippuvuutta naapurimaista • Työllisyys – Tuet ovat tulleet erittäin kalliiksi laskettuna uutta uusiutuvan energian työpaikkaa kohti – Yksi uusi tuettu työpaikka maksaa jopa 50.000-170.000 euroa vuodessa • Kansantalous – Tukijärjestelmät varsin kalliita – Uusiutuvien tuet ovat osin vuotaneet naapurimaihin, – Tanskassa arvioitu, että jopa puolet tuista menee naapurimaihin 10.11.2014 Sitovilla kansallisilla RES-tavoitteilla haitallisia vaikutuksia • Uusiutuvan energian kansalliset tavoitteet ja kansalliset ohjauskeinot hajauttavat markkinat erillisiksi jäsenmaakohtaisiksi ratkaisuiksi • Tuettu energia laskee sähkön markkinahintaa – Kasvavat kokonaiskustannukset kerätään markkinoiden ulkopuolelta – Heikentänyt kaikkien muiden kuin tuettujen tuotantomuotojen kannattavuutta ja samalla myös investointiedellytyksiä. • Tuettu uusiutuva energia vähentää päästöoikeuksien kysyntää ja laskee hintaa – Heikentää markkinaehtoisesti toimivan päästökaupan ohjausvaikutusta ja toimivuutta. – Kustannustehokkaita päästövähennystoimia jää käyttämättä – Suosii kaikkein likaisimpia eli eniten päästöjä aiheuttavia tuotantomuotoja ja toimintoja 10.11.2014 Sitovilla kansallisilla RES-tavoitteilla haitallisia vaikutuksia • Vaihteleva uusiutuva tuotanto (aurinko- ja tuulivoima) lisää markkinoiden volatiliteettia eli vaihtelevuutta – Lyhentää perinteisten tuotantomuotojen käyttöaikoja ja heikentää niiden kannattavuutta – Tarvitsee rinnalleen muuta tuotantokapasiteettia ja/tai lisää siirtoyhteyksiä • Kustannukset kasvavat – Lisää toiminnan riskitasoa • Kasvattaa uusilta investoinneilta vaadittavaa tuottotasoa • Kasvattaa myös ulkopuolisen rahoituksen kustannuksia 10.11.2014 Rakenteilla kallis energiajärjestelmä – asiakkaat maksavat sähköstään liikaa 10.11.2014 6 Investoinnit sähkön tuotantoon 2000-2012 RES-tuet 2012 noin 40 mrd. € ja nykymenon jatkuessa 2020 noin 100 mrd. € RES osuus koko tuotannosta: 14,2 % 2004 21,7 % 2011 Lähde: Eurelectric, Innovation action plan survey Dec 2012 10.11.2014 Sähkön hinta eräissä Euroopan maissa (vuoden 2012 loppupuoliskolla) 35,00 Verot 30,00 Sähkönsiirto senttiä/kWh 25,00 Sähköenergia 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 kotitalouskuluttajan (vuosikulutus 2500 – 5000 kWh) sähkönhinta 10.11.2014 Pääasiallinen uusiutuvan sähkön tukimuoto teollisen mittakaavan tuotannolle eri EU-maissa syöttötariffi (ml. takuuhinta) hintapreem io syöttötariffi tai preemio sertifikaattijärjeste lmä investointituki investointituki + preemiotuki 10.11.2014 10.11.2014 Yhtiöiden talous romahtanut • The Economist: Euroopan 20 suurinta energiayhtiötä ovat vuosina 2008-2013 menettäneet markkina-arvostaan 500 miljardia euroa • Tämä on enemmän kuin mitä olemme menettäneet finanssikriisissä (Hans ten Berge, Eurelectric) • Yhtiöiden kannattavuus ja mahdollisuudet markkinaehtoisiin investointeihin ovat romahtaneet • Samanaikaisesti kansalaisten maksama kokonaishinta on noussut 10.11.2014 EBIT = voitto ennen korkoja ja veroja = liikevoitto Return on assets = kokonaispääoman tuottoprosentti JN 23.1.2014 10.11.2014 10.11.2014 Regulatory risk is on the rise ‐ Which risk do you rank highest when making your investment decisions? Source: EURELECTRIC, own survey 10.11.2014 Energia- ja ilmastopolitiikan puitteet 2030 Eurooppa-neuvoston päätös 24.10.2014 • Sitova kasvihuonekaasujen päästötavoite, vähintään -40 % vuodelle 2030 vuoden 1990 tasosta; • jaetaan – päästökauppasektorille EU-tason tavoite -43 % 2005 tasosta – päästökaupan ulkopuolelle -30 % 2005 tasosta, joka edelleen jaetaan kansallisiksi sitoviksi tavoitteiksi • Päästökauppajärjestelmän uudistus ja erityisesti päästöoikeuksien tarjontaa tasaavan vakausmekanismin käyttöönotto ja hiilivuotoaloista huolehtiminen • EU-tason sitova vähintään 27 % uusiutuvan energian tavoite • EU-tason indikatiivinen vähintään 27 % energiatehokkuustavoite 10.11.2014 10.11.2014 15 10.11.2014 Venäjän energiamarkkinat Energiakongressi 2014, Tampere 29.10.2014 Kari Kautinen, Senior Vice President, Strategy and M&A Fortum Disclaimer This presentation does not constitute an invitation to underwrite, subscribe for, or otherwise acquire or dispose of any Fortum shares. Past performance is no guide to future performance, and persons needing advice should consult an independent financial adviser. 2 Fortum today: One third of Fortum’s power and two thirds of heat production is located in Russia Nr 3 Power generation Nr 1 Heat Nr 1 Distribution Nr 2 Electricity sales Key figures 2013 Nordic countries Power generation Heat sales Distribution customers Electricity customers Sales EUR 6.1 bn Operating profit EUR 1.7 bn Balance sheet EUR 24 bn Personnel 9,900 46.5 TWh 13.9 TWh 1.6 million 1.2 million Russia OAO Fortum Power generation 20.0 TWh Heat sales 24.2 TWh TGC-1 (~25%) Power generation n Heat sales Great Britain Power generation 1.0 TWh Heat sales 1.8 TWh Poland Baltic countries India (as of 2013)* Power generation 0.6 TWh Heat sales 4.0 TWh Power generation Heat sales Power generation 0.5 TWh 1.1 TWh ~7 7 TWh ~8 TWh ~9 GWh *) Production figure for India estimate of full-year production, operations acquired 6/13. All countries reported production in 2013. Incl. Fortum Värme; power generation 1.2 TWh and heat sales 8.2 TWh 3 Fortum’s strategic route Länsivoima Länsivoima Elnova 45% ĺ65% ĺ 50% ĺ Separation of oil businesses E.ON Finland Divestment of Fingrid shares, 2011 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Divestment of non-strategic heat business Divestment of electricity distribution business 2011 2012 2013 2014 Neste IVO Birka Energi Stora Birka Energi Kraft 50% ĺ100% 50% Fortum Gullspång Østfold 50% Stockholm Skandinaviska Elverk Gullspång Stockholm Energi Lenenergo shares 1998 ĺ 4 Shares in n Hafslund Shares in Lenenergo Divestment of Lenenergo shares Starting TGC-1 District heat nd in Poland 2003 ĺ Divestment of heat operations outside of Stockholm TGC-10 Divestment of small scale hydro Divestment of electricity distribution and heat businesses Fortum has long experience of co-operation with the Soviet Union and Russia 1950 1960 Construction of hydro power plants in Kola area 1980 1970 Construction of Loviisa nuclear power plant 1990 2000 2010 Construction of North-West CHP in St. Petersburg Agreement on Joint Implementation of Kyoto Protocol with TGC-1 Electricity import to Finland Nuclear fuel import to Finland* Æ Automation & information system deliveries to thermal power plants Permanent presence in Moscow & Safety improvements for St. Petersburg Æ nuclear power plants Hydro refurbishments Co-operation Ownerships Æ Executing of 2400 MW CSA investments in OAO Fortum (4 plants ready out of 8) Lenenergo shareholding Lenenergo split - TGC-1, Generation - Lenenergo, Distribution (divested in 2007) TGC-10 acquisition, today OAO Fortum *) Including single largest purchase agreement of uranium with TVEL 5 Russia is the world’s 5th largest power market TWh 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Power generation in 2013 based on gross output. Source: BP Statistical Review of World Energy June 2014 6 ([WHQVLYHLQYHVWPHQWSURJUDPPHLQɈȺɈ)RUWXP Investment programme nearly finished – 2 units still to commission Three units under construction • Total amount of investments EUR 2.5 billion Jan 2015 – Of which approximately EUR 0.4 billion still to be invested as of April 2014 • Increasing capacity by ~ 85% by the end of 2014 Nyagan 3 Chelyabinsk 418 MW 2 x 248 MW – More than any other Russian generating company • Five new units in commercial operation • Nyagan 3 is commissioned in October 2014 and starts commercial operations in January 2015 • Two new units in Chelyabinsk during 2015 OAO Fortum St. Petersburg Tobolsk Moscow Tyumen MW 6 000 Chelyabinsk Five units commissioned 5 000 4 000 Nyagan +85 % + ~2 400 MW 3 000 2 000 1 000 Mar / Dec 2013 Feb 2011 Jun 2011 Oct 2011 Nyagan 1 + 2 Tyumen Chelyabinsk Tobolsk 420 + 424 MW 209 MW ~ 5 200 2 785 0 216 MW 213 MW 2015 2010 7 The Russian Power Market reform was the World’s largest single power market reform and completed by end of 2010 2003 2006 Transition al model of electricity markets. Launch of the current electricity markets model. 2007 Only volumes deviating from the expected power balance were traded at market prices. Start of deregulat ion of the traded electricity volumes. Day-ahead (spot) market Capacity market 8 Source: Fortum Industrial Intelligence 2010 2008 Launch of the capacity market transitional model. Adoption of the target capacity market rules. Start of deregulation of the traded capacity volumes. Launch of the system services market. Start of the electricity futures trading. 2011 2011 All purchased/ sold volumes are supplied at unregulated prices, except for supply to households and consumers of some regions. Launch of RES support model Launch of the target capacity market model. Deregulation of electricity volumes 2007 2008 2009 2010 2011 5-10% 15-25% 30-50% 60-80% 100% Deregulation of capacity volumes 2011 11 Ongoing • Heat market reform • Gas prices liberalisation • Development of the capacity market rules Ownership structure in Russian power industry Ownership structure in 2014 State (direct ownership*) 85% Rugrids: transmission companies (FGC, IDGCs) 100% 100% System Operator Nuclear 15% 67% Hydro • The Russian electricity monopoly RAO UES ceased to exist 1 July 2008 • Transmission and distribution stayed natural monopolies • Generation and sales activities were unbundled into competitive businesses • Nuclear and large hydro power remained state-owned • WGCs operate country wide (incl. E.ON.Russia and Enel Russia) • TGCs are regional companies (incl. OAO Fortum) • WGCs and TGCs have been privatized • National interests have been carefully considered 30% Inter RAO UES 33% 70% 5 WGC's 100% 15 TGC's 100% Other shareholders FGC = Federal Grid Company IDGC = Interregional Distribution Grid Company WGC = Wholesale Generation Company TGC = Territorial Generation Company * Ownership through Federal Agency for State Property Management 9 Source: websites of related companies, Fortum Industrial Intelligence Fortum invests in CHP, with clear advantages compared to condensing power production Combined heat and power production (CHP) is more efficient than separate production CHP production Separate production CHP Plants (co-generation) Condensing plants Electricity 17 Electricity 25 Fuel 100 Fuel 100 Heat 50 Heat 46 Boiler house Loss 25 10 Loss 37 Fortum invests in the most efficient CCGT (combined-cycle gas turbine) generation in Russia, using fuels more efficiently and providing additional margin for new capacity Spark-spread Electricity price Fuel Fixed costs (maintenance, salaries, taxes) Capacity price CCGT unit (55% efficiency) Condensing unit 200 MW (35% efficiency) 80% of the fossil fuel fleet - 20 % of the fossil fuel fleet Major part of power plants in Russia are very obsolete and inefficient; Investor which builds the new efficient equipment has a better margin than the owner of the old plants; 11 Fortum is long term committed to Russia and delivers resource efficient solutions – Russia diversifies our portfolio • The power market reform: – World’s largest single power market reform – Successful inflow of private capital into energy sector – Implementation of large-scale investment program and refresh of equipment stock • Russian power and heat markets: – Wholesale spot market functions pretty well today – Financial market has started, but must be developed further in order to allow both buyers and sellers to hedge long term – Retail market still regulated – Heat sector reform started enabling Russia to decrease energy intensity of its economy 12 Fortum have a good foundation and aims to be the most efficient company in Russian power sector Russian Utilities in 2013 (Net income*/Installed capacity (kEUR/MWe)) Russian Utilities Consensus Forecast (EBITDA/Installed capacity (kEUR/MWe))** Production costs of generating companies in 2013***, EUR/MWh Fortum Fortum TGC-1 TGC-1 TGC-1 * - according to Russian accounting system ** - Source: Bloomberg The key competitive advantages of Fortum in Russia: 1) Largest share of new efficient assets in the fleet among competitors; 2) Strong financial results, reliable, safe and environmentally friendly operations; 3) Good reputation among peers, authorities and regulators; 13 *** - whole costs of the company divided by the total energy output (electricity and heat). Based on Market Council data. Highlights from Fortum’s Russia division’s Q3/2014 result Fortum made over 200 mln. euro net profit on run rate – not yet on satisfactory levels Q3 2014 I-III/2014 • Comparable operating profit improved due to CSA capacity payments, better electricity and heat spreads • Positive impact from CSA capacity of EUR 122 (84) million • • CCS (old capacity) auction held – majority of Fortum’s plant selected Overall, Russian results was negatively affected by weakened rouble approximately EUR 16 million • Nyagan 3 passed comprehensive certification tests that precede commissioning MEUR Sales Comparable EBITDA* Comparable operating profit III/2014 III/2013 I-III/2014 I-III/2013 2013 LTM 207 210 774 805 1,119 1,088 40 23 217 143 258 332 1 -15 102 46 156 212 3,670 3,795 3,846 Net assets Comparable RONA % Gross investments * Excluding the net release of CSA provision 14 Source: Fortum Interim report Q3/2014 105 125 261 294 5.2 6.6 435 402 Lessons to be learned from Capacity Markets: Fortum’s view • In Russia capacity markets introduced in 2008 – Need to rebuild the generation fleet and to secure adequate supply – Two types capacity markets: Capacity Supply Agreements (similar to UK CFD’s in nuclear) for new generation and Competitive Capacity Selection for old capacity • In Europe, lately also in Nordics, discussion is ongoing should we introduce capacity markets, driven by strong growth of subsidized RES generation and questions on long term generation adequacy • Fortum’s view: – Most efficient is a larger regional energy-only market supported by strong CO2 price – If capacity markets are introduced, it needs to be simple and similar across borders, so power market integration is not harmed – In Russia introduction of Capacity markets were a necessity, to secure adequate supply after power market liberalization. In long term it should be harmonized with European development 15 Thank you 16