DI Aino Summanen on aloittanut Power-Derivalla elokuussa Specialist, Physical Trading -tehtävässä Forecasting and Market Services -tiimissä. Hän tuo mukanaan vahvaa osaamista sähkömarkkinoista ja ennustamiseen liittyvistä kokonaisuuksista aiemmalta uraltaan Fingridiltä.
Työssään Aino vastaa päivittäisten kulutusennusteiden laatimisesta sekä ennusteprosessien kehittämisestä. Tiimi palvelee asiakkaita vuoden ja kellon ympäri.
– Pidän työskentelystä tietojärjestelmien ja liiketoiminnan rajapinnassa. Parasta työssäni on se, että tulokset näkyvät heti. Ennusteiden ja osumatarkkuuden kehittäminen on palkitsevaa. Minua kiinnostavat erityisesti uudet teknologiat. Tulevaisuudessa tarvitsemme yhä enemmän automaatiota ja parempia malleja ennustamiseen, Aino kertoo.
Kutsumus energia-alalle kantaa
Energia-ala on kiehtonut Ainoa lukioajoista lähtien.
– Halusin työskennellä alalla, jolla on aidosti merkitystä esimerkiksi ilmastonmuutoksen ratkaisemisessa, hän sanoo.
Opintonsa Aino suoritti Aalto-yliopiston energiajärjestelmien ja -markkinoiden ohjelmassa. Diplomityönsä joustomarkkinoista hän teki Fingridille, jossa hän oli ollut kesätöissä jo muutaman kesän. Valmistumisensa jälkeen hän jatkoi Fingridillä ennustejärjestelmistä vastaavana asiantuntijana. Vapaa-ajalla Aino rentoutuu luovuuden ja liikunnan parissa – hän harrastaa improvisaatioteatteria, suunnistusta, melontaa ja hiihtoa.
Ensimmäiset viikot Power-Derivalla ovat olleet Ainolle innostavia.
– Täällä on kehitysmyönteinen ilmapiiri, matala hierarkia ja mukavia ihmisiä. Ideoita saa ja pitää tuoda esiin, mikä on hienoa. On ollut helppo tulla osaksi porukkaa, hän iloitsee.
Kemira, eräs maailman johtavista kestävien kemikaaliratkaisujen toimittajista, luottaa sähkömarkkinoilla Power-Derivaan. Yhteistyön myötä yhden tärkeän tuotteen tärkeimmän raaka-aineen kauppa käy oikeaan aikaan ja oikeassa markkinassa – ketterästi, kannattavasti ja läpinäkyvästi ympäri vuorokauden.
Kemiralle sähkö ei ole ainoastaan käyttövoimaa vaan myös raaka-ainetta. Esimerkiksi sellunvalkaisussa hyödynnettävän natriumkloraatin valmistus perustuu elektrolyysiin, jossa tuotetta valmistetaan tasavirraksi muunnetulla sähköllä. Siksi sähkön hinta ja saatavuus vaikuttavat suoraan tuotannon kustannustehokkuuteen. Kemiran tuotantolaitosten yhteenlaskettu sähkönkulutus on 100–200 megawattia, eli pienen kaupungin verran. Lisäksi energiatehokkuuden kehittäminen on keskeistä hiilineutraaliuuden saavuttamisessa.
– Sähkön hinnat vaihtelevat jatkuvasti, ja markkina on monimutkainen. Keskitymme ydinosaamiseemme, kemikaalien tuotantoon, joten valitsimme sähkön hankintaan osaavan ja luotettavan kumppanin, kertoo Seppo Tuomisto, Kemira Oyj:n Energy Business Support and Development Manager.
Joustavaa ja läpinäkyvää sähkönhankintaa palveluna
Power-Deriva vastaa Kemiran tuotantolaitosten fyysisen sähkön hankinnasta Äetsässä, Joutsenossa, Harjavallassa ja Kuusankoskella. Kumppanuuteen kuuluu spot- ja intraday-kauppa Nord Poolissa, tasehallinta ja poikkeamien minimointi ja niistä tiedottaminen, reaaliaikainen tiedonsiirto valvomoiden ja markkinoiden välillä sekä kulutusjoustojen ja muiden markkinan tarjoamien mahdollisuuksien hyödyntäminen.
Kemira toimittaa Power-Derivalle sähkön kulutusennusteet ja tekee ostotarjouksen kerran päivässä. Power-Deriva tarkistaa ennusteet, hoitaa kaupankäynnin, seuraa tuotanto- ja kulutuspoikkeamia sekä auttaa minimoimaan tasesähkön kustannukset ja optimoimaan tuotantoa markkinatilanteen mukaan. Kemiralla on myös joustavaa kapasiteettia, jonka ansiosta he voivat sopeuttaa sähkönkulutusta, käydä kauppaa jälkimarkkinoilla ja tehdä säätöjä, jopa myydä sähköä takaisin markkinoille.
– Koska toimimme markkinaosapuolena, näemme hinnat ja kaupat reaaliajassa ja tiedämme aina missä mennään ilman välikäsiä. Prosessi on pitkälle automatisoitu, ja asiantuntijamme tehtäväksi jää tarjousten hyväksyminen, Tuomisto toteaa.
Oikeita päätöksiä, nopeita siirtoja ja vähemmän riskejä
Kemiran ja Power-Derivan yhteistyö on malliesimerkki siitä, miten prosessiteollisuuden toimija saa sähkömarkkinoilta parhaan hyödyn sekä minimoi riskit.
– Yhteistyö Power-Derivan kanssa on sujuvaa ja mutkatonta. Kynnys yhteydenottoon on matala, asiat selviävät nopeasti ja viestintä on aktiivista molempiin suuntiin. Tämä on erityisen tärkeää paitsi hintojen vaihdellessa, myös poikkeustilanteissa, joissa tarvitaan oikeita päätöksiä ja nopeita siirtoja, Tuomisto painottaa.
Sähkön jälkimarkkinoiden siirryttyä keväällä varttihinnoitteluun, aktiivisen yhteistyön merkitys on korostunut entisestään. Fingrid pitää kantaverkon taajuuden vakaana aktivoimalla tarvittaessa säätöreservejä. Näiden markkinoiden hinnoittelu vaikuttaa Kemiran kaltaisten toimijoiden sähkönhankintakustannuksiin, mikäli kulutus tai tuotanto ei vastaa suunniteltua. Tämä sähkön yli-/alituotanto hinnoitellaan 15 minuutin jaksoissa, joissa hinnat voivat olla enimmillään ±15 000 €/MWh.
– Prosessiteollisuudessa automaatio on jo nyt keskeisessä roolissa, ja kun dataa tulee jatkossa neljä kertaa enemmän, ihmisten on mahdotonta tehdä kaikkia säätöjä käsin. Kilpailukykymme riippuu yhä enemmän kulutusjouston ja automaation yhä paremmasta hyödyntämisestä. Myös tässä työssä Power-Deriva on erinomainen kumppani, Tuomisto päättää.
Asiakashyödyt lyhyesti
Resurssitehokkuutta: Kemira keskittyy ydinosaamiseensa, Power-Deriva hankkii sähkön palveluna.
Kustannustehokkuutta: sähköä oikealla hinnalla ja oikeaan aikaan 24/7.
Läpinäkyvää sähkönhankintaa: Kemira toimii sähkökaupan osapuolena ja pysyy tilanteen tasalla.
Parempaa riskienhallintaa: nopeita päätöksiä ja oikeita siirtoja myös poikkeustilanteissa.
The Nordic energy market is changing fast.In this article, Suvi Paaso, Managing Director at Power-Deriva Oy, explores key hedging challenges, regulatory shifts, and strategic opportunities for market participants.
The article was originally published by Montel and is based on Suvi’s presentation at the Montel Finnish Energy Day 2025.
The Nordic energy market is undergoing significant changes, making effective hedging strategies essential for managing risks. This article examines the evolving dynamics of hedging in the Nordic energy market, focusing on regulatory shifts, market fragmentation, and the role of exchanges. It highlights key figures and trends that shape the current landscape and offers insights into future considerations for market participants.
Evolving regulatory landscape
Regulatory changes in the Nordic energy market have a direct impact on hedging possibilities. The development of the underlying energy system and derivatives regulation has created both opportunities and constraints for stakeholders. These frameworks can either enhance or limit hedging strategies, making it critical for participants to stay informed about regulatory updates to manage risks effectively.
Since the early 2010s, regulations have tightened significantly. Norway was divided into three price areas around 2010, followed by further divisions in other regions. The global financial crisis prompted stricter market oversight, and subsequent events, including the ongoing energy crisis, have added layers of complexity. These changes have raised questions about the effectiveness of traditional hedging approaches in the Nordic markets.
Declining exchange-traded derivatives volumes
Exchange-traded derivatives volumes in the Nordic markets have declined sharply over the past decade. In the early 2010s, Nordic prices were closely correlated, leading to high liquidity in exchange-traded markets. However, this correlation has weakened, contributing to a steep drop in trading volumes. In 2022, Nasdaq commodity exchange traded volumes reached 409 terawatt-hours (TWh), reflecting a significant reduction compared to historical levels.
This decline has prompted a reevaluation of hedging strategies. The shift away from exchange-traded derivatives suggests that market participants are exploring alternatives, such as bilateral trading, to meet their hedging needs. The reasons for this shift include mismatches between available exchange products and underlying hedging requirements, as well as high costs associated with exchange trading.
Fragmentation of the physical electricity market
The physical electricity market in the Nordic region has also changed considerably. In 2006, weekly average prices across four price areas showed low volatility and high correlation. By 2024, the market has fragmented into 12 distinct price areas, with correlations between system prices and area prices diminishing significantly. This fragmentation, driven by regulatory changes, the rise of renewable energy sources, and new interconnections, has reduced liquidity in exchange-traded markets.
The move from a tightly coupled system to a more fragmented one has made it challenging to use system prices as a proxy for area-specific hedging. Data from 2012 to 2024 shows a clear trend toward lower correlations between system and area prices. This shift underscores the need for tailored hedging strategies that account for local price dynamics.
Persistent need for hedging
Despite these challenges, hedging remains a critical tool for managing risks in the Nordic energy market. Data from public sources indicates that utilities have maintained steady hedge ratios over the past five years. However, the decline in exchange-traded volumes suggests that hedging activity has shifted to bilateral agreements or other venues. One utility reported revising its hedging strategy due to discrepancies between system and local prices, highlighting the need for more flexible approaches.
The question of whether system prices can still serve as a proxy for area prices is central to this discussion. The diminishing correlation between system and area prices indicates that system prices are less reliable for hedging local production needs. To address this, market participants must consider alternative strategies that align with the realities of a fragmented market.
Future considerations for hedging
Looking ahead, several factors could help restore the effectiveness of hedging in the Nordic markets. Matching electricity demand with production in specific price areas is essential for stabilising prices and improving correlations. Investments in grid infrastructure and potential regulatory changes, such as new bidding zones, could also support more effective hedging.
Another emerging idea is geographically differentiated grid connections, which could steer resources to areas with high demand. These developments would require coordinated efforts from regulators, market participants, and infrastructure providers to ensure alignment with market needs.
Exchange competition and market access
The Nordic power market features two main exchanges: EEX and Euronext Nord Pool. EEX offers products tailored to Nordic price areas, while Euronext Nord Pool relies on more familiar derivatives. Both exchanges operate membership models through general clearing members (GCMs), which provide access to market participants.
From a customer perspective, price transparency, suitable hedging tools, liquidity, and easy market access are critical. Competition between exchanges is expected to drive improvements in product offerings and liquidity. For example, EEX recently launched a Nordic liquidity programme aimed at enhancing market activity. Such initiatives could help address the decline in exchange-traded volumes and support more effective hedging.
Challenges and opportunities of exchange membership
The GCM model, while facilitating market access, presents challenges for smaller participants. The costs associated with GCM membership can be prohibitive, potentially
pushing smaller players toward bilateral trading. Additionally, access to markets through GCMs can be complex, as the number of Nordic service providers is limited.
However, opportunities exist to streamline access. For instance, a single GCM could potentially provide access to both EEX and Euronext Nord Pool, reducing costs and complexity for participants. As exchanges continue to develop their offerings, the availability of physical and financial clearing options is expected to expand, benefiting a broader range of market participants.
Key takeaways for market participants
To succeed in the evolving Nordic energy market, participants must carefully select products and trading venues that align with their needs. The ongoing decline in system price correlations with area prices requires a shift toward more localised hedging strategies. Choosing a GCM that enables trading across multiple venues can provide flexibility and cost efficiency.
Competition between exchanges is likely to enhance product development and liquidity, offering new opportunities for hedging. However, participants must remain vigilant about regulatory changes and market trends to adapt their strategies effectively. By staying informed and flexible, market participants can manage risks and capitalise on opportunities in the Nordic energy market.
The Nordic energy market is at a crossroads, with regulatory changes, market fragmentation, and declining exchange-traded volumes reshaping hedging dynamics. While challenges persist, opportunities exist to develop more effective strategies through tailored products, improved market access, and infrastructure investments. By understanding these trends and adapting to new realities, market participants can navigate the complexities of the Nordic energy market with confidence.
Guest post for Montel, by Suvi Paaso, Managing Director at Power-Deriva Oy. Article was originally published by Montel and is based on Suvi Paaso’s presentation at the Montel Finnish Energy Day 2025.
Sähkökattilat yleistyvät vauhdilla myös teollisuudessa, sillä ne mahdollistavat joustavan, päästöttömän ja kustannustehokkaan lämmöntuotannon. Kuitenkin sähkökattiloiden täysi potentiaali jää usein hyödyntämättä. Ratkaisun tarjoavat automaatio, hintaennusteet ja monimarkkinaoptimointi.
Sähkön muuttaminen lämmöksi vähentää fossiilisten laitosten tarvetta, tasaa huippukuormia sekä parantaa lämmöntuotannon toimitusvarmuutta. Toisaalta sähkökattila muuttaa lämmöntuotannon sähkön kulutukseksi – päästöttömäksi silloin, kun sähkökin on päästötöntä, ja edulliseksi silloin, kun sähkökin on edullista. Sähkökattilat ovat suosittuja Suomen sähkömarkkinassa, jossa hinnanvaihtelu on suurta, hiilidioksidineutraalin sähkön osuus on jo 95 % ja tuulivoima kattaa neljänneksen tuotannosta. Fingridin mukaan sähkökattiloiden investointipäätösten kumulatiivinen kapasiteetti on jo ylittänyt kahden gigawatin rajan. Teollisuuden toimijoiden mieltä lämmittää erityisesti se, että sähkökattilat voivat tuottaa lämmön ohella lisää tulosta viivan alle – kunhan automaatiota ja markkinadataa hyödynnetään oikein.
Millainen sähkökattila on tuottava investointi
Sähkökattilan tuottavuuden kulmakivet ovat sijainti ja säädettävyys. Sijainti on valittava siten, että esimerkiksi kaukolämpöverkko tai mahdolliset lämpöakut ovat hyödynnettävissä mahdollisimman pienillä rajoitteilla. Sähkökattilan tehosäätöalueen tulee olla mahdollisimman laaja ja reagointiajan mahdollisimman lyhyt. Lisäksi sähkökattilan on pystyttävä hyödyntämään sähkömarkkinoiden ajantasaisinta dataa ja päivittyviä ennusteita. sekä integroitumaan energianhallintajärjestelmiin. Huomiota kannattaa kiinnittää myös sähkökattilan automaatioon ja etäohjattavuuteen.
Teollisuudessa, kuten sellu- ja paperituotannossa, sähkökattilan käyttö on sovitettava tarkoin prosessiin. Höyryn saatavuuden on oltava jatkuvaa, mikä rajoittaa sähkökattilan säätöjoustoa ja tekee optimoinnista monimutkaista. Oikein toteutettuna sähkökattila voi kuitenkin tuoda lisätuloja sähkömarkkinoilta sekä parantaa tuotannon kokonaiskustannustehokkuutta.
Oikealla hetkellä oikeaan markkinaan
Sähkökattilan tehokas hyödyntäminen edellyttää monen eri energia- ja kapasiteettimarkkinan yhtäaikaista hallintaa. Kunkin vuorokauden aikana avautuu ja sulkeutuu useita markkinoita: aamulla aukeavat Fingridin reservien kapasiteettimarkkinat, sen jälkeen Nord Poolin Day-Ahead (DA) -markkinat ja iltapäivällä Fingridin taajuus- ja häiriöreservimarkkinat. Kapasiteettimarkkinassa annetaan sitova tarjous säätökyvystä seuraavalle vuorokaudelle – esimerkiksi siitä, että sähkökattilaa voidaan käyttää alas- tai ylössäätöön, mikä puolestaan vaikuttaa siihen, millä teholla se täytyy asettaa toimimaan seuraavissa markkinakierroksissa. Toisin sanoen DA-markkinasta täytyy varata tai hankkia oikea määrä sähköä lupauksen toteuttamiseksi.
Sähkökattilan tehokas optimointi vaatii markkinakohtaisten reunaehtojen ja sulkeutumisaikojen yhteensovittamista. Jotta sähkökattilan käyttö voidaan suunnitella kannattavasti, tarvitaan ennusteita ja optimointia, jotka ottavat huomioon eri markkinoiden tarjoamat tuotot ja tekniset rajoitteet – kuten säätönopeuden, minimitehot ja prosessikohtaiset vaatimukset. Tätä kutsutaan monimarkkinaoptimoinniksi, jossa jokaista vuorokauden tuntia tarkastellaan erikseen ja valitaan kuhunkin ajankohtaan parhaiten tuottava markkina. Monimarkkinaoptimoinnin avulla on mahdollista parantaa sähkökattilan kokonaistuottoa verrattuna osallistumiseen vain yhdelle markkinalle.
Fingridin reservituottolaskurista saat arvion siitä, kuinka paljon sähkökattilasi olisi voinut tuottaa tietyllä markkinalla historiadatan perusteella. Vaikka laskelma ei ota huomioon eri markkinoiden yhdistelmää, se antaa suuntaa potentiaalista. Olemme havainneet sen, että monimarkkinaoptimointi antaa keskimäärin parempia tuloksia. Vaikka tuotto voi yksittäisinä päivinä olla maltillinen, säännöllinen monimarkkinaoptimointi tuottaa pitkässä juoksussa huomattavaa lisäarvoa.
Tuottoa täydellä höyryllä
Power-Derivalla on kaksi palvelumallia, joiden avulla niin teolliset kuin muut toimijat voivat tehostaa sähkökattiloidensa tuottoa:
Ensimmäisessä mallissa tarjoamme DA-, reservimarkkina- ja tasesähkön hintaennusteet hyödynnettäväksi sähkökattilan optimoinnissa. Palvelumalli sopii erityisesti toimijoille, joilla on jo ohjausratkaisu, mutta jotka kaipaavat tarkkaa ja ajantasaista tietoa sähkömarkkinoiden kehityksestä. Ennusteemme tukevat sekä lämmöntuotannon ohjausta että laajempia kokonaisuuksia, joissa huomioidaan esimerkiksi Fingridin reservimarkkinat.
Toinen, kokonaisvaltaisempi palvelumallimme, kattaa sähkökattilan optimointiprosessin aina tuotannon teknisten reunaehtojen kartoituksesta monimarkkinaosallistumiseen. Mallinnamme prosessiin liittyvät rajoitteet, kuten minimitehot, säätönopeudet ja lämpötilavaatimukset, ja yhdistämme ne tuoreimpaan dataan ja päivittyneisiin ennusteisiin. Järjestelmämme lähettää optimoidut säädöt automatisoidusti niin Fingridin säätö- ja reservimarkkinoille kuin päiväsähkömarkkinoille (DA), mikä maksimoi taloudellisen hyötysi. Kun markkinoilta tulee aktivointisignaaleja, järjestelmämme välittää ohjeet automaatiojärjestelmään. Sähkökattilan säätö voidaan toteuttaa joko täysin automaattisesti tai välittää hyväksyttäväksi paikalliselle operaattorille.
Tavoitteemme on muodostaa mahdollisimman pitkälle automatisoitu ketju, jossa sähkökattilan ohjaus, sähkömarkkinoille osallistuminen ja optimointiprosessi toimivat saumattomasti ja tuottavasti yhteen. Tämä tuo sekä lisätuloja että parempaa kustannustehokkuutta energianhallintaan. Kerromme mielellämme lisää sähkökattiloiden mahdollisuuksista juuri teidän yrityksellenne.
Viime viikon Montel Finnish Energy Day tarjosi arvokkaita näkökulmia Pohjoismaiden muuttuvaan sähkömarkkinaan. Power-Deriva Oy:n toimitusjohtaja Suvi Paaso osallistui tilaisuuteen puhujana ja esitteli näkemyksemme markkinaympäristön muutoksista.
Keskeiset nostot:
✅Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden pirstoutuminen: Pohjoismaiden 12 eri hinta-aluetta ja niiden aluehintojen heikentynyt korrelaatio systeemihintaan ovat luoneet ympäristön, jossa hintariskien suojaamisesta on tullut entistä vaikeampaa.
✅ Sääntelyn vaikutus: Erilaiset markkinakriisit 2010-luvun alusta tähän päivään asti ovat johtaneet kiristyvään sääntelyyn johdannaismarkkinoilla Euroopassa (esim. MiFID II, EMIR). Tämä sääntelykehitys on asteittain siirtänyt kaupankäynnin volyymeja pois pörsseistä kohti kahdenvälistä kaupankäyntiä.
✅ Pörssien kilpailu: Uudet alustat, kuten EEX Nordic (2024) ja Euronext Nord Pool (käynnistyy 2026), tulevat toimimaan selvityspankkijäsenyysmallin (GCM) pohjalta, jossa jäsenyys pienille toimijoille tulisi mahdollistaa kustannustehokkaalla malilla.
✅ Suojauksen sopeutuminen: Sähkön suojaustarve ei ole kadonnut, vaikka pörssikaupankäynnin volyymit ovat pienentyneet. Tarve mukauttaa suojausstrategioita alati muuttuvassa energiamarkkinassa kasvaa sekä samalla korostuu uusien kanavien ja tuotteiden kehittäminen, jotta ne vastaisivat paremmin muuttuneisiin riskinhallinnan tarpeisiin.
🔍 Tulevaisuuden näkymät:
– Miten uusiutuvan energian kasvu ja muutokset energiajärjestelmässä vaikuttavat suojausvälineisiin?
– Tasapainottavatko pörssit kilpailun ja kaikkien markkinaosapuolten saavutettavuuden?
Kiitokset puhujille ja järjestäjille ansiokkaasta keskustelusta!
📌 Haluatko lisätietoja? Tutustu Power-Derivan esitykseen tästä – tai otathan yhteyttä, jos haluat keskustella aiheesta!
Pohjoismaiset kantaverkkoyhtiöt ottivat käyttöön uuden 15 minuutin mFRR-energiamarkkinan (manual Frequency Restoration Reserve) maaliskuun alussa 4.3.2025. Muutoksen myötä markkina siirtyi tunnista 15 minuutin aikajaksoon ja samalla reservin aktivointia ei tehdä enää manuaalisesti, vaan siinä siirryttiin automaattisen tasapainottamiseen.
Suurimmillaan tasepoikkeaman hinta on ollut 4 994,00 €/MWh.
Tällä muutoksella on ollut merkittävä vaikutus tasepoikkeaman hinnoitteluun, sillä kyseinen hinta määräytyy mFRR- ja aFRR-energiamarkkinan (automatic Frequency Restoration Reserve) mukaan. Alla olevan kuvan perusteella nähdään, kuinka tasesähkön hintaero on selvästi kasvanut mFRR-markkinan käyttöönoton jälkeen. Sekä positiiviset että negatiiviset hintapoikkeamat ovat lisääntyneet ja ajoittain jopa moninkertaistuneet. Suurimmillaan tasepoikkeaman hinta on ollut 4 994,00 €/MWh.
Suurten hintapoikkeamien lisäksi toinen muutos on tuntien/varttien määrässä, jotka poikkeavat spot-hinnasta. Alkuvuonna tuntien määrä, jolloin ei ole säädetty on ollut noin kolmasosa koko tarkastelujaksosta, mikä on ollut historiallisestikin varsin normaali lukema. 4.3 markkinamuutoksen jälkeen näiden tuntien määrä on laskenut murto-osaan edellisestä, eli lähes jokaisella tunnilla tasesähkön hinta on poikennut spotista. Sama trendi on jatkunut, kun 19.3 siirryttiin 15 minuutin tasepoikkeaman hinnoitteluun.
Suuret tasepoikkeaman hinnat eivät kuitenkaan ole olleet ainoastaan Suomen ongelma, vaan samaa on nähty myös muilla Pohjoismaiden hinta-alueilla. Alla olevassa kuvaajassa nähdään kaikkien 12 hinta-alueen tasepoikkeaman hinnat vuonna 2025. Suuria hintapoikkeamia on nähty suurimmalla osalla hinta-alueista. Korkeimpia hintoja ovat olleet Suomessa ja Tanskassa nähdyt noin 5 000 €/MWh hinnat. Matalimmat hinnat puolestaan nähtiin Ruotsissa 23.3, jolloin hinnat laskivat -10 000 €/MWh.
Muuttunut markkinatilanne vaatii nyt toimijoilta entistä tarkempaa kykyä ennustaa tuotantoaan ja kulutustaan tasesähkökustannusten riskien minimoimiseksi. Samalla se tarjoaa myös mahdollisuuksia erityisesti reservimarkkinatoimijoille.
Sähkökattilat ovat nykyisin jo keskeinen osa suomalaista energiainfrastruktuuria, ja niiden merkitys on kasvanut erityisesti energiantuotannon murroksen myötä. Tässä blogikirjoituksessa tarkastelemme sähkökattiloiden roolia Suomen energiajärjestelmässä sekä vaikutusta Suomen sähkökysyntään.
Sähkökattila on lämmitysjärjestelmä, joka muuntaa sähköenergian lämmöksi. Sähkökattilat voidaan jakaa kahteen päätyyppiin: elektrodikattiloihin, joita käytetään höyryn tuottamiseen, ja vastuskattiloihin, jotka soveltuvat kuuman veden tuottamiseen. Yleisesti ottaen vastuskattilat ovat kustannustehokkaampi vaihtoehto kapasiteetiltaan pienemmissä sovelluksissa, kun taas elektrodikattilat ovat yleisemmin käytössä suuremmissa laitoksissa.
Elektrodikattila on höyryn tuotantoon kehitetty kattilatyyppi, jossa sähkövirta kulkee kattilaveden läpi, jolloin vesi itsessään toimii vastuksena ja lämpenee. Höyry syntyy, kun vettä pumpataan kattilan yläosaan ja suuttimien läpi elektrodien vaikutusalueelle, missä veden johtokyky mahdollistaa sähkövirran kulun ja höyrystymisen. Höyryn tuotantoa säädellään kattilaveden virtausnopeudella, veden johtokyvyllä ja elektrodeihin kohdistuvalla jännitteellä, jotta höyryntuotto vastaa kulutusta ja kattilan käyttöpaine pysyy vakaana. Vastuskattilassa kuuma vesi tai höyry syntyy sähköenergian muuttuessa lämpöenergiaksi metallisen vastuksen kautta. Sähkövirta kulkee vastusyksiköille, joissa jännite kuumentaa vastuksen, ja syntyvä lämpö siirtyy kattilaveteen. Tehoa voidaan säätää sähkövirran määrällä sekä paine- ja lämpötilamittauksiin perustuvalla ohjauksella. Suomessa vastuskattilat toimivat tyypillisesti matalajännitteellä, ja niiden ohjaus voi olla joko manuaalinen tai automaattinen.
Viikon keskihinta ja vaihteluväli
Sähkökattiloita hyödynnetään monipuolisesti eri teollisuudenaloilla ja kiinteistöjen lämmönjärjestelmissä. Niiden keskeisimpiä käyttötarkoituksia ovat mm. teollisuuden prosessilämpö, kaukolämmön tuotanto sekä rakennusten ja kiinteistöjen lämmitys. Sähkön hintavolatiliteetti on Suomessa yksi Euroopan suurimmista ja sähkökattilainvestoinnit tuovat sähköjärjestelmälle joustoa. Energiamurroksen myötä Suomen sähköntuotanto on muuttunut merkittävästi – hiilidioksidineutraalin sähkön osuus on jo 95 prosenttia, ja tuulivoima kattaa 25 prosenttia tuotannosta. Tämä kehitys korostaa entisestään joustavien ratkaisujen, kuten sähkökattiloiden, merkitystä sähkömarkkinoilla. Sähkökattiloiden hyvä säädettävyys ja nopea käyttöönotto mahdollistavat spot-hintojen optimoinnin sekä säätösähkö- ja reservikapasiteettimarkkinoille osallistumisen.
Sähkökattilakapasiteetin kumulatiivinen kasvu (MW)
Suomen sähkönkulutus kääntyi kasvuun tarkasteluvuonna, kun sähkökattiloiden vauhdittamana kulutus kasvoi reilut 3 % vuonna 2024 verrattuna vuoteen 2023. Sähkökattiloiden ohella merkittäviä sähkönkulutusta kasvattavia investointeja tehtiin datakeskuksiin sekä teollisuuden sähköistymistä edistäviin hankkeisiin. Kumulatiiviset sähkökattilainvestointipäätökset ovat jo ylittäneet 2 gigawattia, mikä korostaa niiden keskeistä roolia energiajärjestelmän muutoksessa. Mikäli kaikki investointipäätöksen saaneet hankkeet toteutuvat suunnitellusti ja käyttötunnit olisivat keskimäärin 4 500 tuntia, sähkönkulutus kasvaisi pelkästään sähkökattiloiden seurauksena noin 9 TWh vuoteen 2027 mennessä.
“Suomen sähkönkulutus kääntyi kasvuun tarkasteluvuonna, kun sähkökattiloiden vauhdittamana kulutus kasvoi reilut 3 % vuonna 2024 verrattuna vuoteen 2023”
Sähkökattiloiden yleistyminen on vähentänyt merkittävästi kaukolämmön päästöjä. Vuonna 2024 sähkökattiloiden käyttö kaukolämmön tuotannossa kaksinkertaistui edellisvuoteen verrattuna, ja sähkökattiloilla tuotettiin yhteensä 1,5 TWh lämpöä – noin neljä prosenttia koko kaukolämmön tuotannosta. Sähkökattilat korvaavat perinteisiä polttoaineita erityisesti edullisen sähkön päivinä, jolloin niiden osuus lämmöntuotannosta on suurimmillaan. Vuonna 2023 sähkökattilat vähensivät maakaasun kulutusta 26 prosenttia ja biomassan käyttöä kuusi prosenttia. Sähkön korkea hintavolatiliteetti kasvattaa sähkökattiloiden kannattavuutta suhteessa lämpöpumppuihin. Koska kaukolämmön päästökerroin (85 kg CO₂/MWh) on yhä selvästi korkeampi kuin sähköntuotannon keskimääräinen päästökerroin (36 kg CO₂/MWh), sähköistyminen on keskeisessä roolissa kaukolämmön päästöjen vähentämisessä.
Sähkökattiloiden yleistyminen tuo mukanaan merkittäviä haasteita sähköverkolle, sillä niiden rakentaminen on suhteellisen nopeaa, mutta sähköverkon vahvistaminen vaatii pitkäjänteisiä investointeja, jotka vievät useita vuosia. Sähkön kulutuksen ennakoitua nopeampi kasvu on jo aiheuttanut ongelmia kantaverkon liitettävyydelle, minkä seurauksena Fingrid on joutunut rajoittamaan uusien sähkönkulutushankkeiden liittymistä kantaverkkoon Etelä-Suomessa vuoteen 2027 saakka, kunnes kantaverkon vahvistamiseen tähtäävät investoinnit valmistuvat. Samaan aikaan sähkökattiloiden rooli Suomen energiainfrastruktuurissa kasvaa entisestään osana energiajärjestelmän murrosta ja lämmöntuotannon sähköistymistä. Sähkökattiloiden joustavuus, kustannustehokkuus ja kyky hyödyntää markkinoiden hintavaihteluja tekevät niistä keskeisen työkalun niin teollisuudelle kuin kaukolämmön tuotannolle, mutta samalla niiden nopea käyttöönotto asettaa sähköverkon kapasiteetille merkittäviä haasteita ja edellyttää mittavia verkkoinvestointeja.
Peilaa tilannettasi asiantuntevan raporttimme avulla.
Raportti sisältää muun muassa sähkön hintaennusteet sekä arviot sähkön tuotannon ja kulutuksen kehityksestä Suomessa, Pohjoismaissa ja Keski-Euroopassa 40 vuodeksi eteenpäin.
Raporttikokonaisuus sisältää varsinaisen raportin lisäksi mallinnustulosliitteen ja webinaaritallenteen.
Raportin sisältö
Sähkön tuotanto-, kulutus- ja hintaennusteet 40 vuoden ajanjaksolle Suomeen, Ruotsiin, Norjaan, Tanskaan, Baltian maihin, Puolaan, Saksaan, Alankomaihin, Belgiaan, Ranskaan ja Britanniaan
Sähkönkulutuksen kasvuajurit: sähkökattilat ja vedyn tuotanto
Sähköntuotantomuotojen investointikustannukset
Polttoaineiden ja päästöoikeuden hintaennusteet
Ilmastopolitiikka ja -tavoitteet, sekä eri maiden vetystrategiat
Katsaus alkuperätakuumarkkinoihin
Katsaus menneistä ja tulevista muutoksista day ahead-, intraday- ja reservimarkkinoilla
Suomen tehotilanne ja kulutusjoustojen merkitys
Raportin tilaus: backoffice@power-deriva.com
Raportin hinta:
kertatilaus: 7500 € + alv
jatkuva tilaus: 6300 € + alv (kun tilaus voimassa vähintään 3 vuotta/3 raporttia)
Saatavilla myös sidosryhmillesi räätälöity sisältö erillisenä konsultointina edullisesti toimestamme:
konsultointi 4h: 2500 € + alv
konsultointi 6h: 4000 € + alv
Tarvitsetteko perusskenaarioiden lisäksi erikseen räätälöityjä herkkyytyksiä erityisten tekijöiden vaikutuksista hintatasoon?
Ota yhteyttä, niin annamme tapauskohtaisen tarjouksen!
Power-Derivan oma riskienhallintajärjestelmä Business Manager 2 on kehitetty yhteistyössä Akamonin kanssa hyvällä menestyksellä. Yhteistyö on alusta saakka ollut mutkatonta, rakentavaa ja tuloksellista. ”Järjestelmäprojekti on edennyt aikataulussa Akamonin vastatessa ripeästi eteen tuleviin tehtäviin. Akamonin tekijöillä on kokemusta energia-alalta kymmenien vuosien ajalta, mikä on ollut meille suuri etu järjestelmää kehitettäessä. Yhteinen kieli on ollut olemassa alusta alkaen”, kertoo järjestelmähankkeesta Power-Derivalla vastaava kasvujohtaja Juha Sotikov.
”Yhteistyö Power Derivan kanssa on ollut meille todella antoisaa ja inspiroivaa. PD:n asiantuntijoiden vahva ammattitaito ja innostus näkyvät kaikessa tekemisessä, ja heidän kanssaan työskentely on paitsi opettanut meille paljon, myös tehnyt projekteista merkityksellisiä ja mielekkäitä. Kiitämme PD:tä avoimesta ja tavoitteellisesta kumppanuudesta ja jatkamme innolla yhteystyötä!”, kertoo Akamon Innovations Oy:n toimitusjohtaja Juuso Kari.
Haluamme kiittää Akamonia koko Power-Derivan puolesta sekä Vuoden yhteistyökumppani -tunnustuksesta että eritoten hyvästä yhteistyöstä!
Power-Derivan järjestelmäkehityksessä mukana olevat Juha Sotikov (Power-Deriva), Veli-Matti Laakkonen (Akamon Innovations), Ilari Kosonen (Power-Deriva) ja Juuso Kari (Akamon Innovations) juhlistavat hyvää yhteistyötä.
