Asian vireilletulo
Fortum Power and Heat Oy on ilmoittanut Kilpailuvirastolle 27.4.2000 kilpailunrajoituslain (303/98) 3 a luvun yrityskauppavalvontasäännösten mukaisesti, että Fortum Power and Heat Oy, Fortum Voimalaitokset Oy ja Fortum Kiinteistöt Oy ovat hankkineet Stora Enso Oyj:n sähköntuotanto- ja verkkoliiketoimintoja Suomessa ja Ruotsissa.
Osapuolet ja näiden liiketoiminnat
Fortum Power and Heat Oy (jäljempänä Fortum), Fortum Voimalaitokset Oy ja Fortum Kiinteistöt Oy kuuluvat Fortum Oyj -konserniin. Fortum on vertikaalisesti integroitunut sähkön tuotantoon ja tuontiin, tukku- ja vähittäismyyntiin sekä verkkoliiketoimintaan. Lisäksi konserni tuottaa ja myy lämpöä ja höyryä sekä toimii öljy- ja kaasualalla.
Kaupan kohteena on Stora Enso Oyj -konsernin (jäljempänä Stora Enso) vesi-, ydin- ja lauhdevoimaresursseja sekä sähköverkkoliiketoimintoja. Kauppaan kuuluu Stora Enson kokonaan tai osaksi omistamia voimantuotantoyksiköitä, alueellisia voimansiirtoverkkoja sekä eräitä johtamis-, käyttö- ja myyntitoimintoja. Kaupassa siirtyy Stora Enson Kemijoki Oy:n osakkeet, Suomessa sijaitsevat Oy Klåsarö Ab, Oy Abborfors Ab, Pamilo Oy sekä Anjalan, Inkeroisten, Lieksankosken ja Pankakosken vesivoimalaitokset sekä Ruotsissa toimivat Stora Enso Energi Ab, Kopparkraft Intressenter Ab, Kopparkraft Ab sekä Stora Enso Kraftnät Ab:n liiketoiminta.[1]
Kilpailuoikeudellinen arviointi
Yrityskauppavalvontasäännösten soveltuminen järjestelyyn
Fortum on hankkinut osan Stora Enson sähkövoimaliiketoiminnasta. Fortumin maailmanlaajuinen liikevaihto oli vuonna 1999 noin 49 mrd mk ja kaupan kohteen noin 1,4 mrd mk. Kilpailunrajoituslain 11 b §:n 5 momentin perusteella hankinnan kohteen liikevaihtoon luetaan Koillis-Pohjan Sähkö Oy:n liikevaihto, noin 100 milj. mk. Kaupan kohde harjoittaa kilpailunrajoituslain 11 a §:n edellyttämällä tavalla liiketoimintaa Suomessa. Näin ollen järjestely kuuluu kilpailunrajoituslain yrityskauppasäännösten soveltamisalaan.
Relevantit markkinat
Relevantit hyödykemarkkinat
Yrityskaupalla on merkitystä erityisesti sähkön tuotannolle ja tukkumyynnille. Fortum on vertikaalisesti integroitunut sähkön tuotantoon ja tuontiin, tukku- ja vähittäismyyntiin sekä verkkoliiketoimintaan. Tarkastelussa otetaan huomioon järjestelyn mahdolliset vaikutukset Fortumin markkinavoimaan myös näiden muiden toimintojen osalta.
Ilmoittajan mukaan relevantit hyödykemarkkinat koostuvat vain sähkön tuotannon markkinoista, eikä tukku- ja vähittäismarkkinoita voida erottaa erillisiksi relevanteiksi markkinoiksi. Kilpailuvirasto[2] ja EY:n komissio[3] ovat aiemmissa päätöksissään tarkastelleet seuraavia toimintoja erillisinä hyödykemarkkinoina: sähkön tuotanto ja myynti tukkuasiakkaille, sähkön siirto kantaverkossa, sähkön siirto jakelu- ja alueverkoissa, sähkön myynti vähittäisasiakkaille sekä sähkön ja siihen liittyvien finanssituotteiden pörssikauppa (trading).
Sähkön tukkumarkkinoiden voidaan katsoa koostuvan sähkön tuotannosta ja myynnistä korkean jännitteen verkon välityksellä alueellisille jakeluyhtiöille ja muille sähkön jälleenmyyjille sekä suurimmille loppukäyttäjille. Sähkön vähittäismarkkinoiden voidaan katsoa koostuvan jakeluverkon kautta välittömästi kotitalouksille, pk-yrityksille sekä muille pienille ja keskisuurille sähkön käyttäjille myydystä sähköstä. Vaikka tukku- ja vähittäismarkkinoiden välistä rajaa ei ilmeisesti voida täsmällisesti määritellä, sähkökaupan jakautumiseen yhtäältä tukku- ja toisaalta vähittäismarkkinoihin viittaavat muun muassa erot sähkön yksikköhinnoissa, maksujen rakenteissa, hintojen määräytymisen perusteissa, toimitettavan sähkön jännitteessä sekä ostajien sähkön tarpeissa ja kulutusmäärissä.
Fortum kilpailee suomalaisten sähkön suurkäyttäjien ja jakeluyhtiöiden hankinnoista lähinnä Pohjolan Voima Oyj -ryhmän (jäljempänä PVO), TXU Nordic Energy Oy:n (TXU) ja Vattenfall Ab (Vattenfall) -konsernin kanssa. Sen sijaan kotitalouksien ja pk-yritysten hankinnoista kilpailee lukuisa määrä sähkön vähittäismyyjiä, jotka eivät tuota merkittävää kilpailupainetta tukkumarkkinoilla toimiville myyjille. Suurkäyttäjät ja jakeluyhtiöt voivat pieniä asiakkaita helpommin käyttää sähköpörssiä tai tuoda sähköä Pohjoismaista tai Venäjältä. Suuret asiakkaat ostavat sähköä alhaisemmilla hinnoilla kuin pienet; esimerkiksi kotitaloudet maksoivat sähköstä vuonna 1999 keskimäärin 32,1 p/kWh, kun keskisuuri teollisuus maksoi 22,6 p/kWh ja suurteollisuus keskimäärin vieläkin vähemmän.[4] Suurkäyttäjät ja sähkön jälleenmyyjät sitovat usein sähkön hankintahinnan osittain Nord Pool -sähköpörssin termiini- ja/tai fyysisen spot-markkinan hintoihin. Sen sijaan kotitalous- ja pk-yritysasiakkaiden sopimuksissa sähkön eri hintakomponentit ovat tyypillisesti kiinteät. Suurteollisuus ja alueelliset sähkölaitokset ovat liittyneet korkeajänniteverkkoihin, esimerkiksi 110 kV tai 20 kV verkkoihin, kun kotitalous- ja pienteollisuusasiakkaat ovat liittyneet keski- tai matalajännitteiseen verkkoon, esimerkiksi 0,4 kV verkkoon.
Sähkömarkkinoiden vapautumisen seurauksena eräät erot vähittäis- ja tukkumarkkinoiden välillä ovat eräiltä osin kaventuneet. Perinteisesti vähittäismarkkinoilla toimineet asiakkaat ovat muun muassa hankintayhteistyön avulla voineet siirtyä tukkumarkkinoille. Sähkömarkkinat ovat kuitenkin myös kehittyneet tavoilla, jotka ovat omiaan vahvistamaan vähittäis- ja tukkumarkkinoiden eroja. Sähkön toimittajat ovat kehittäneet vähittäis- ja tukkumarkkinoille toisistaan poikkeavia toimintatapoja ja ovat usein organisoineet liiketoimintansa erillisiin vähittäis- ja tukkutoimintoihin. Sähkön myyjät suuntaavat vähittäis- ja tukkumarkkinoille toistaan poikkeavia kilpailukeinoja. Vähittäisasiakkaille sähköä markkinoidaan esimerkiksi tuotemerkkien kuten ”Tuulisähkö” ja ”Norppasähkö” sekä vähittäisasiakkaille suunnattujen oheistuotteiden kuten energian käyttöön liittyvien palvelujen ja energiakatselmusten avulla. Vastaavasti tukkuasiakkaille tarjotaan heidän tarpeisiinsa räätälöityjä hyödykkeitä kuten energiaportfolion optimointia sekä riskienhallinta- ja tradingpalveluita. Näin ollen kilpailuolosuhteissa yhtäältä suurkäyttäjien ja jakeluyhtiöiden ja toisaalta kotitalouksien ja pk-yritysten segmenteillä on merkittäviä eroja.
Kilpailuvirasto[5] ja EY:n komissio[6] ovat aiemmissa päätöksissään katsoneet, että teollisuuden ja kunnallisten sähkölaitosten omaan käyttöön tuottamaa sähköä (niin sanottua sidottua tuotantoa) ei tule sisällyttää sähkön tukkumarkkinoihin. Lisäksi Kilpailuvirasto on aiemmissa päätöksissään jaotellut tukkumarkkinat teollisuuteen ja jakeluyhtiöille suuntautuvaan myyntiin, ja katsonut, että niin sanottu vapaa tukkukauppa jakeluyhtiöille muodostaa erillisen relevantin hyödykemarkkinan. Jaottelua perusteltiin sillä, että osa jakeluyhtiöille suuntautuvasta kaupasta, noin 30 %, oli tuolloin sidottu jakelu- ja tuotantoyhtiöiden välisillä omistus- ja sopimusyhteyksillä. Osaa teollisuuden prosesseihin ja osaa kunnallisiin kaukolämpövoimaloihin yhdistetystä vastapainevoimasta tuotetaan edelleen tavalla, joka ei reagoi sähkön tukkumarkkinoilta tuleviin hintasignaaleihin, kun laitosten ensisijaisena tehtävä on tuottaa höyryä tai lämpöä. Suomen sähkömarkkinoilla on lisäksi tapahtunut keskittymiskehitystä, joka on ollut omiaan pitämään yllä sidottua tukkukauppaa.[7]
Trading sähköpörssissä on luonteeltaan riskienhallintaa. Pörssissä kauppaa voivat käydä myös toimijat, joilla ei ole lainkaan omaa tai sopimuksin hankittua sähköntuotantoa. Finanssituotteiden markkinoilla toimivien ostajien ja myyjien välinen kauppa ei suoraan rajoita sähkön tuottajien eikä fyysisen sähkön myyjien markkinavoimaa. Näin ollen sähköön liittyvä trading-toiminta ei kuulu samoille relevanteille hyödykemarkkinoille fyysisen sähkön tuotannon ja tukkumyynnin kanssa.
Useat Kilpailuviraston kuulemat markkinaosapuolet ovat katsoneet, että tukku- ja vähittäismarkkinat tulee erotella toisistaan, että omistus- ja muut yhteydet osaltaan sitovat eräitä jakeluyhtiöitä tuotantoyhtiöihin, ja että edelleen osa tuotannosta on niin sanottua sidottua tuotantoa, jota ei tule lukea mukaan tukkumarkkinoihin.
Johtopäätöksenä Kilpailuvirasto toteaa, että sähkömarkkinoilla on todennäköisesti erotettavissa erilliset tukku- ja vähittäismarkkinat, ja että osa sähkön tuotannosta ja tukkukaupasta saattaa olla sidottua tavalla, jonka vuoksi kyseistä tuotantoa ja tukkumyyntiä ei tule lukea osaksi tukkumarkkinoita. Asian ratkaisun kannalta ei kuitenkaan ole tarpeen määritellä relevantteja markkinoita täsmällisesti. Yrityskauppa ei synnytä merkittäviä kilpailuongelmia Suomessa riippumatta siitä, miten sähkön tuotantoon, jakeluun ja myyntiin liittyvät hyödykemarkkinat määritellään.
Relevantit maantieteelliset markkinat
Ilmoittajan mukaan olosuhteet sähkömarkkinoiden vapauttamisen seurauksena ovat joko jo muuttuneet tai ovat muuttumassa niin, että relevantit maantieteelliset markkinat ovat Suomen, Ruotsin, Norjan ja Tanskan Jyllannin laajuiset. Käsitystä perustellaan muun muassa pohjoismaisella Nord Pool -sähköpörssillä, josta tukkusähkön ostajat voivat suorittaa hankintansa ja jossa ne voivat käydä kauppaa erilaisilla finanssi-instrumenteilla, sekä Pohjoismaiden välisellä siirtokapasiteetilla.
Kilpailuvirasto ja EY:n komissio ovat aiemmissa päätöksissään katsoneet, että relevantit maantieteelliset markkinat sähkön tukkukaupalle ovat Suomen laajuiset.[8] Kilpailuvirasto katsoi niin sanottua IVO93-sopimusjärjestelmää koskevassa 29.4.1999 antamassaan päätöksessä, että sähkön tukkumarkkinat ovat osin jo integroituneet ja integroituvat lähitulevaisuudessa yhä enemmän erityisesti Ruotsin ja Norjan sähkömarkkinoiden kanssa yhtenäisiksi pohjoismaisiksi markkinoiksi. Kyseisessä päätöksessä Kilpailuvirasto kuitenkin katsoi, että kaikki esteet Pohjoismaiden välisessä sähkökaupassa eivät vielä olleet täysin poistuneet eikä kilpailu Pohjoismaiden sähkömarkkinoilla ollut kaikilta osin toimivaa.
EY:n komissio perusteli Neste/IVO -päätöksessään kansallista markkinamäärittelyä huomattavilla kausivaihteluilla Pohjoismaiden vesivoiman tarjonnassa, huomattavien hintaerojen esiintymisellä Suomen ja muiden Pohjoismaiden välillä, rajasiirron tariffeilla sekä eroavuuksilla sähköverotuksessa, ympäristöpolitiikassa sekä sähkön tuotantoa Suomessa koskevalla varakapasiteettivaatimuksella. Komissio katsoi lisäksi, että sähkön tuonti ja vienti on rajoitettua Pohjoismaiden välillä rajajohtojen siirtokapasiteetin vuoksi, sähkön siirrossa esiintyy pullonkauloja Pohjoismaiden välillä ja että Suomen ja Venäjän välistä sähkökauppaa rajoittaa maiden sähköverkkojen välinen taajuusero.
Nord Poolin pohjoismaiseen kokonaiskysyntään ja -tarjontaan perustuvaa spot-hintaa kutsutaan systeemihinnaksi. Lisäksi kullekin alueelle (Suomi, Ruotsi, Norja[9] ja läntinen Tanska) noteerataan oma alueellinen spot-hinta, joka voi poiketa systeemihinnasta, mikäli alueiden välillä esiintyy siirtorajoitteita. Suomen ja Ruotsin spot-hinnan välillä ei ole ollut merkittäviä eroja. Suomen ja Ruotsin hinta-alueilla oli 1.1.1999 ja 19.4.2000 välisen jakson aikana (yhteensä 475 vuorokautta) toisistaan poikkeava hinta 21 vuorokauden aikana. Tyypillisesti Suomen ja Ruotsin aluehinnat olivat poikenneet toisistaan vain muutamien tuntien ajan, joko pelkästään päivä- tai yöaikojen tuntien aikana taikka eronneet aamun tai illan kulutushuippujen aikoina. Sen sijaan Suomen spot-hinta poikkeaa usein merkittävästi systeemihinnasta ja Norjan aluehinnoista. Esimerkiksi vuosina 1999 ja 2000 Suomen ja Oslon aluehinnat ovat eronneet toisistaan noin joka kolmas tunti. Tämä johtuu muun muassa siirtokapasiteetin rajoitteista Norjassa sekä Norjan ja Ruotsin välillä. Näin ollen on epätodennäköistä, että Suomi ja Norja kuuluvat samoille relevanteille maantieteellisille markkinoille.
Fortumin hallussa olleet kantaverkko- ja rajajohdot on siirretty Fingrid Oyj:lle (jäljempänä Fingrid). Tämä on ollut omiaan vapauttamaan kilpailua Suomen ja muiden Pohjoismaiden välillä.
Suomen ja Ruotsin välillä on 2 000 MW:n siirtokapasiteetti. Tämä vastaa noin 14 % kotimaisesta maksimitehosta. Kilpailuvirastolle on esitetty, että kyseinen siirtokapasiteetti on riittävän suuri takaamaan ruotsalaisille tuottajille mahdollisuuden tuottaa Suomeen tehokas kilpailupaine. Kilpailuvirastolle on lisäksi esitetty, että sanottu pätee sähkökaupan normaaleissa olosuhteissa, mutta että eräissä tilanteissa siirtokapasiteetti voi tilapäisesti käydä riittämättömäksi. Tällaisia tilanteita voivat kyseisten arvioiden mukaan olla esimerkiksi Suomen ja Ruotsin välisten yhteyksien keskeytykset huoltotöiden vuoksi. Myös esimerkiksi runsas vesivoiman tuotanto Norjassa keväisin on aiheuttanut siirtokapasiteettiin pullonkauloja. Lisäksi Fingrid on rajoittanut rajasiirtokapasiteettia Suomen vesitilanteen mukaan keväisin, kun maan sisällä saattaa syntyä paikallisia pullonkauloja verkkoon.
Sähkön nettotuonti Suomeen oli vuonna 1999 noin 11 138 GWh, mikä vastaa noin 14 % kotimaisesta kulutuksesta. Suomeen sähköä on tuotu Ruotsista, Norjasta ja Venäjältä. Nettotuonnin määrä vaihtelee vuosittain Norjan ja Ruotsin vesivoimatilanteen mukaan. Viime vuosina Norjassa ja Ruotsissa on vesivoiman tuotanto ollut runsasta, mikä on heijastunut nettotuonnin määrässä.
Fingridin veloittamat kantaverkko- ja rajasiirtomaksut rajan yli tapahtuvista siirroista ovat poistuneet Suomen ja muiden Pohjoismaiden väliltä. Sähkön tuontiin ja vientiin kohdistunut rajajohtomaksu on poistettu 15.6.1998. Pohjoismaisessa sähkökaupassa ei ole peritty 1.11.1998 lähtien enää varsinaisia kantaverkkomaksuja. Fingrid on ilmoittanut poistaneensa pörssi- ja muuhun tilapäiskauppaan kohdistuvan rajajohdon siirtomaksun Ruotsista Suomeen tuotavasta sähköstä 1.3.1999 alkaen. Fingridin mukaan Ruotsin kantaverkosta vastaava Affärsverket Svenska Kraftnät on luopunut kyseisestä maksusta Suomen yhteyksillä.
Myös Suomen ja Venäjän väliset siirtoyhteydet ovat Fingridin hallussa. Suomen ja Venäjän välinen sähkökauppa ei perustu sähköpörssiin vaan kahdenvälisiin sopimuksiin. Tuontia Venäjältä haittaa venäläisten siirtoyhteyksien ja taajuusmuuntamon kapasiteetin riittävyys. Fingridillä on yhtensä 1 500 MW siirtoyhteys Venäjältä, josta Fortum ja PVO ovat varanneet yhteensä 1 000 MW. Fortumin sopimus päättyy vuoden 2000 loppuun mennessä.
Kilpailuvirasto toteaa, että trading-toiminta sähköpörssissä on luonteeltaan riskienhallintaa. Näin ollen Pohjoismaiden laajuinen sähköön liittyvä trading-toiminta ei merkitse sitä, että sähkön tuotannon ja tukkumyynnin markkinat ovat Pohjoismaiden laajuiset, vaikka sähköpörssi saattaakin parantaa markkinoiden läpinäkyvyyttä ja kilpailun toimivuutta.
Useat Kilpailuvirastoin kuulemat markkinaosapuolet ovat katsoneet, että relevantit markkinat ovat suppeammat kuin Pohjoismaiden laajuiset.
Asian ratkaisun kannalta ei kuitenkaan ole tarpeen määritellä relevantteja maantieteellisiä markkinoita täsmällisesti. Yrityskauppa ei synnytä merkittäviä kilpailuongelmia Suomessa riippumatta siitä, miten maantieteelliset markkinat määritellään.
Kilpailuvaikutusten arviointi
Sähkön tuotanto
Sähköä tuotetaan Suomessa ja Pohjoismaissa muun muassa vesi-, tuuli- sekä ydin- ja muulla lämpövoimalla. Lämpövoimalat voivat olla joko yhdistettyjä sähkön ja lämmön tuotantolaitoksia (CHP) tai lauhdevoimaloita. CHP-voimalat voivat olla joko kaukolämpö- tai teollisuuden vastapainetta.
Suomessa on vuoden 1999 alussa arvioitu olevan omaa tuotantokapasiteettia yhteensä noin 15 340 MW. Siitä vesivoimaa oli 2 340 MW, ydinvoimaa 2 640 MW, lauhdevoimaa 3 990 MW, kaukolämpövastapainetta 3 310 MW, teollisuuden vastapainetta 1 610 MW ja huippukaasuturbiinivoimaa 1 450 MW.[10] Suomessa sähkön kokonaiskulutus oli vuonna 1999 noin 77,9 TWh. Suomessa tuotanto oli runsaat 67 TWh, josta vesivoimaa oli runsaat 15 TWh, ydinvoimaa noin 21 TWh, yhdistettyä sähkön ja lämmön tuotantoa noin 25 TWh ja lauhdevoimaa noin 5 TWh. Sähkön nettotuonti Suomeen oli noin 11,1 TWh.
Suomessa Fortumilla on omaa kapasiteettia ja voimalaitososuuksia 5 432 MW. Fortumin tuotanto Suomessa vuonna 1999 oli noin 24,6 TWh. Fortumin hallussa on noin 37 % suomalaisesta sähköntuotantokapasiteetista ja sen osuus vuotuisesta tuotannosta on noin 38 %. Kaupan kohteella on yhteensä noin 1 511 MW tuotantokapasiteettia, josta Suomessa sijaitsee noin 159 MW ja sen vuotuinen sähkön tuotannon määrä Suomessa on noin 0,7 TWh. Suomessa siirtyvä kapasiteetti vastaa noin 1 % Suomen kapasiteetista ja voimantuotannosta. Jos niin sanottua sidottua tuotantoa ei lueta mukaan sähkömarkkinoille, osuus vastaa noin 2–3 % Suomen tuotannosta.
PVO-ryhmän osuus suomalaisesta sähköntuotannosta on noin 21 %. Mikäli PVO:n osuuteen lasketaan mukaan myös sen omistajien oma voimalaitoskapasiteetti, nousee ryhmän osuus tuotannosta 40 %:iin. PVO-ryhmän tuottamasta sähköstä suuri osa toimitettiin omistajille omakustannushintaan. Teollisuudessa suurimpia sähkön tuottajia olivat UPM-Kymmene Oyj (osuus noin 18 %,) ja Stora Enso (noin 12 %), mutta suuri osa teollisuuden tuotannosta on edelleen niin sanottua sidottua tuotantoa.[11] Helsingin Energian osuus tuotannosta on noin 7 %. TXU:lla on Suomessa hallussaan noin 5 % osuus sähköntuotannosta, lähinnä PVO Lämpövoima Oy:n hiililauhdevoimaa, ja Vattenfallilla noin 1 %. Muun teollisuuden osuus sähkön tuotannosta on yhtensä noin 19 % ja muiden tuottajien yhteensä noin 20 %.
Suomessa ja Ruotsissa oli sähköntuotantokapasiteettia yhteensä noin 46 400 MW. Vattenfall hallitsee Suomen ja Ruotsin yhteisestä tuotantokapasiteetista noin 32 %. Fortum on Vattenfallin jälkeen alueen toiseksi suurin sähköntuottaja. Fortumilla oli Suomessa ja Ruotsissa vuoden 1999 lopussa käytössään kokonaan tai osittain omistamissaan voimalaitoksissa sähkön tuotantokapasiteettia yhteensä noin 8 600 MW, mikä vastaa noin 19 % alueen kokonaiskapasiteetista. Kaupan kohteella on yhteensä noin 1 511 MW tuotantokapasiteettia. Suomen ja Ruotsin yhteisestä kapasiteetista se edustaa noin 3 %.
Vesivoima
Suomessa on vesivoimakapasiteettia yhteensä noin 2 940 MW, josta Fortumin hallussa on vajaa puolet, 1 339 MW. Järjestelyssä Fortum saa Suomessa sijaitsevaa vesivoimakapasiteettia noin 159 MW. Yrityskaupassa Fortumin osuus Suomen vesivoimakapasiteetista kasvaa noin 5 %-yksiköllä. Vesivoiman kokonaistuotanto oli Suomessa vuonna 1999 noin 12 600 GWh, josta Fortumin osuus oli noin 8 600 GWh. Kaupan kohteen vuotuinen tuotanto on noin 700 MWh. PVO:lla on vesivoimakapasiteettia noin 400 MW ja sen vuotuinen tuotanto on noin 1 650 GWh.
Sähkön tuotantomuodot poikkeavat toisistaan muun muassa rajakustannusten osalta. Kilpailuvirastolle on selvitetty, että eri tuotantomuotojen rajakustannukset ovat tyypillisesti seuraavaa suuruusluokkaa: vesivoima alle 10 mk/MWh, teollisuusprosessien vastapaine noin 30 mk/MWh, ydinvoima noin 40 mk/MWh, CHP noin 90–100 mk/MWh ja hiililauhdevoima noin 120–160 mk/MWh; korkeimmat rajakustannukset ovat säätö- ja huipputehoon varatuissa polttoöljyllä toimivissa turbiinivoimaloissa, noin 300–400 mk/MWh.[12]
Sähkön kysynnässä on vaihtelua, muun muassa vuorokautista ja vuotuista kausivaihtelua. Sähkön hinnan vaihtelun mukaan markkinoilla otetaan käyttöön tuotantokapasiteettia, osin rajakustannusten osoittamassa ajojärjestyksessä. Ydinvoimalaitoksissa sähköä tuotetaan yleensä täydellä kapasiteetilla. Teollisuudessa vastapainesähköä tuotetaan yleensä kyseisen teollisuusprosessin vaatimusten, ei sähkömarkkinoiden mukaan. Ydinvoiman ja CHP:n rajakustannusten välillä on korkea porras, noin 50 mk/MWh. Kilpailuvirastolle on selvitetty, että Suomessa tukkusähkön hinta on viime vuosina alittanut CHP-tuotannon rajakustannukset keskimäärin noin 9 kuukauden ajan vuodessa. Sähkön kysyntä on verrattain joustamatonta, jolloin pienelläkin voimantuotannon supistuksella voidaan aikaansaada suhteellisen suuri hinnanmuutos. Näin ollen vesivoiman haltijat voivat periaatteessa ”off peak” –tilanteessa vaikuttaa tukkusähkön hintaan vähentämällä veden juoksutusta alhaisen sähkön hinnan aikana. Suomessa vesivoiman tuotanto-olosuhteet eivät kuitenkaan ole suosiolliset tällaiselle tuotannon ohjailulle. Lisäksi vesivoiman tuotannon säätelyä rajoitetaan vesivoimalaitosten lupaehdoilla.
Suomessa ja Ruotsissa on vesivoimakapasiteettiä yhteensä noin 18 740 MW. Ruotsissa Fortumilla on entuudestaan Birka Energi Ab:n (Birka Energi) kautta vesivoimakapasiteettia noin 2 300 MW. Järjestelyssä Fortum saa lisää ruotsalaista vesivoimakapasiteettia noin 932 MW, jolloin sen osuus Suomen ja Ruotsin yhteenlasketusta vesivoimakapasiteetista kasvaa noin 20 %:sta noin 25 %:iin. Vattenfallilla on hallussaan vesivoimaa yhteensä noin 8 400 MW (osuus Suomen ja Ruotsin yhteenlasketusta vesivoimakapasiteetista on noin 45 %) ja Sydkraft Ab:llä noin 2 350 MW (13 %). Vesivoiman käyttöä hintojen ohjailussa rajoittaa Norjasta tuleva potentiaalinen kilpailu. Norjassa on vesivoimakapasiteettia yhteensä noin 27 900 MW, josta Statkraft AS:llä on lähes 10 000 MW, ja josta muilla kuin kymmenellä suurimmalla tuottajalla on yhteensä noin 10 500 MW. Näin ollen ei ole todennäköistä, että Fortum saa järjestelyllä Suomen ja Ruotsin alueella sellaisen aseman, että se yksin voi merkittävästi vaikuttaa sähkön hintaan.
Sähkön tukkukauppa
Sähkön tukkumarkkinoina voidaan pitää myyntiä jakeluyhtiöille ja suurimmille sähkön loppukäyttäjille. Vuonna 1997 Fortumin osuus sähkön tukkumyynnistä Suomessa oli noin 66 %, TXU:n noin 17 % ja Vattenfallin noin 16 %.
Vuonna 1997 jakeluyhtiöille suuntautuvan sähkön tukkukaupan kokonaismäärästä Fortumin osuus oli noin 67 %, TXU:n noin 23 % ja Vattenfallin noin 10 %. Osa jakeluyhtiöille suuntautuvasta kaupasta, noin 30 %, oli kuitenkin tavalla tai toisella sidottua jakelu- ja tuotantoyhtiöiden välisin omistus- ja sopimusyhteyksin, jolloin niin sanottujen vapaiden tukkumarkkinoiden koko oli runsaat 19 TWh. Tästä niin sanotusta vapaasti kilpaillusta segmentistä Fortumin osuus oli noin 69 % ja TXU:n loput noin 31 %.
Kilpailuvirasto on aiemmissa päätöksissään katsonut, että Fortumilla on määräävä markkina-asema sähkön tukkumarkkinoilla Suomessa.[13] Päätöstä perusteltiin sillä, että huomattavalla osalla sähkön tukkuostajista ei ollut käytännössä mahdollisuuksia vaihtoehtoiseen hankintaan. Arvioon vaikutti lisäksi erityisesti Fortumin hajautettu, monipuolinen ja markkinoiden kokoon nähden mittava tuotanto, edullinen kapasiteetin kustannusrakenne, siirtoyhteyksien hallinta (kantaverkko ja rajajohdot) ja asiakkaita sitova sopimusjärjestelmä. Lisäksi virasto katsoi, että sähkön toimituksissa käytetyt pitkäaikaiset sopimukset, sitovat sopimusehdot sekä voimansiirtoverkkojen omistus ja sen perusteella asetetut siirtotariffit edelleen vahvistivat Fortumin asemaa.
Myös EY:n komissio totesi Neste/IVO -päätöksessään, ettei Fortumin vahva asema ollut merkittävästi heikentynyt markkinoiden vapautumisesta huolimatta eivätkä rajat ylittävät markkinat vielä olleet kehittyneet riittävästi haastaakseen Fortumin aseman kansallisilla markkinoilla. Johtopäätöksenään komissio totesi, että Fortumilla oli kaikkiin muihin toimijoihin nähden vahva asema Suomen sähkömarkkinoilla ja erityisesti tukkusähkömarkkinoilla.
Markkinoilla olosuhteet ovat jossakin määrin muuttuneet tai ovat muuttumassa kyseisten päätösten kuvaamaan tilanteeseen nähden. Pohjoismaiden sähkömarkkinat ovat osittain integroituneet kohti yhtä markkinaa. Fortumin kantaverkko ja rajajohdot on siirretty Fingridille. Fortumin pitkäaikaiset sähkön tukkusopimukset ovat joko jo päättyneet tai päättyvät vuoteen 2005 mennessä. Tukkusähkön hankinta Ruotsista tai Norjasta on helpottunut muun muassa rajasiirtomaksujen poistamisen vuoksi. Fingrid on lisännyt ja on lisäämässä siirtokapasiteettia, joka helpottaa Suomen ja Ruotisin välistä sähkökauppaa. Fortumilla on kuitenkin edelleen vahva asema Suomen tukkumarkkinoilla. Sillä on laaja omaan tuotantoon tai sopimuksiin perustuva sähkön hankinta. Fortumin tuotantorakenne on edullinen. Fortumilla on vähittäismarkkinoilla toimiva Fortum Energiapartnerit –ketju, joka takaa sen tuottamalle sähkölle suhteellisen varman menekin.
Nyt tarkasteltavaan yrityskauppaan sisältyy järjestely, jolla Stora Enso hankkii yrityskaupassa siirretyn kapasiteetin mukaisen määrän sähköä markkinaehdoin Fortumilta. Järjestely osaltaan rajoittaa Fortumin mahdollisuuksia hyödyntää hankkimaansa lisäkapasiteettia kilpailun toimivuutta vähentävällä tavalla.
Sähkön vähittäismyynti
Fortum toimii sähkön vähittäismyynnissä pääasiassa Länsivoima–konsernin kautta. Sähkön vähittäismyynnissä Fortumin valtakunnallinen markkinaosuus on noin 17 %. Fortum on perustanut Fortum Energiapartnerit –ketjun, johon kuuluu Fortum-konsernin lisäksi 11 alueellista energiayhtiötä. Ketjun yhteenlaskettu asiakasmäärä Suomessa on noin 400 000. Ketjun yhtiöiden yhteenlaskettu sähkön kokonaismyynti oli vuonna 1997 runsaat 5,2 TWh. Ketjun yhteenlaskettu markkinaosuus sähkön vähittäismarkkinoilla Suomessa on noin 19 %.[14] Lisäksi Fortum omistaa osuuksia useissa sähkön vähittäismyyntiä harjoittavissa yhtiöissä.
Fortumin suurimmat yksittäiset kilpailijat vähittäismarkkinoilla ovat Vattenfall (markkinaosuus noin 11 %), Helsingin Energia (9 %) ja Espoon Sähkö Oyj (4 %).[15] Sähkön vähittäismyyjät ovat lisäksi muodostaneet erilaisia liittoumia, joita ovat esimerkiksi Voimatori (14 %) ja Kymppivoima (9 %).[16]
Järjestelyssä ei siirry vähittäisliiketoimintaa eikä järjestelyn arvioida merkittävästi lisäävän Fortumin markkinavoimaa vähittäismarkkinoilla.
Verkkoliiketoiminta
Fingrid hallitsee Suomen kantaverkkoa ja kaikkia merkittäviä ulkomaan yhteyksiä. Lisäksi yhtiö vastaa Suomen sähköjärjestelmän toimivuudesta sekä huolehtii valtakunnallisen siirtoverkon suunnittelusta, rakennuttamisesta, käytöstä ja kunnossapidosta. Sähkömarkkinalain muutoksen jälkeen Fingridin vastuu laajentui koskemaan myös valtakunnallista tasehallintaa ja -selvitystä. Fingridin omistajia ovat Fortum (osuus äänivallasta 33 %), PVO (33 %), valtio (noin 17 %) ja institutionaaliset sijoittajat (yhteensä noin 17 %).
Suomessa Fortumin alue- ja jakeluverkkoja hallinnoivat pääasiassa Länsivoima, Koillis-Pohjan Sähkö Oy ja Tuusulanjärven Energia Oy sekä Ruotsissa Birka Energi. Lisäksi Fortum omistaa merkittäviä osuuksia lukuisissa Suomessa toimivissa sähkö- ja lämpöalan yrityksissä.
Järjestelyssä ei siirry verkkoliiketoimintaa Suomessa.
Yhteenveto
Yrityskaupassa Fortumin osuus Suomen sähkön tuotantokapasiteetista nousee noin 1 %-yksiköllä ja Suomen ja Ruotsin kapasiteetista yhteensä noin 3 %-yksiköllä. Jos niin sanottua sidottua tuotantoa ei lueta tukkumarkkinoille, Fortumin markkinaosuus Suomessa kasvaa noin 2–3 %-yksiköllä. Fortum saa kaupassa haltuunsa vesivoimaa, jonka tuotantokustannukset ovat edulliset ja jolla periaatteessa voidaan vaikuttaa sähkön hintaan.
Fortum saa järjestelyssä suhteellisen vähäisen määrän lisää kapasiteettia. Se kohtaa muista Pohjoismaista tulevaa aktuaalista tai potentiaalista kilpailua, eikä kyseisen kilpailun intensiteetin odoteta tulevaisuudessa heikkenevän. Kaupan kohteen tuottama sähkö oli aiemmin jossakin määrin Stora Enson omaan käyttöön sidottua tuotantoa. Järjestelyllä ei näin ollen ole merkittäviä suoria vaikutuksia tukku- tai vähittäismarkkinoille, eikä ole todennäköistä, että järjestelyssä Fortumin markkinavoima kasvaa tavalla, joka aiheuttaa merkittäviä kilpailuongelmia.
Ratkaisu
Kilpailuvirasto hyväksyy yrityskaupan, jossa Fortum Oyj hankkii Stora Enso Oyj:n vesi-, ydin-, lauhdevoima- ja verkkoliiketoimintoja. Yrityskauppa ei synnytä tai vahvista sellaista määräävää markkina-asemaa, joka merkittävästi estää kilpailua Suomen markkinoilla tai niiden oleellisella osalla.
Sovelletut säännökset
Kilpailunrajoituslaki (303/1998) 11, 11 a, 11 b ja 11 d §.
Muutoksenhaku
Kilpailuviraston tässä asiassa antamaan päätökseen saa hakea muutosta kilpailuneuvostolta kilpailunrajoituksista annetun lain 21 §:n mukaan siinä järjestyksessä kuin hallintolainkäyttölaissa (586/1996) säädetään. Valitusosoitus on päätöksen liitteenä.
[1] Järjestelyssä Fortum hankkii 0,52 % osuuden Kemijoki Oy:n B- (ns. rahaosakkeista, joihin liittyy äänioikeus) ja 2,22 % A-osakkeista (ns. vesivoimaosakkeista). Fortumilla on aiemmin ollut 14,88 % osuus B- ja 61,58 % osuus A-osakkeista. Vattenfall Ab omistaa 49 % Pamilo Oy:stä. Tämä osuus ei siirry kaupassa.
[2] Muun muassa niin sanottua IVO93-sopimusjärjestelmää koskeva Kilpailuviraston päätös 29.4.1999, dnro 694/61/98.
[3] Muun muassa IV/M.1169 – EdFI / Graninge, IV/M.1346 – EdF / London Electricity, IV/M.1557 – EdF / Louis Dreyfus, IV/M.1606 – EdF / South West Electricity, Comp/M.1720 – Fortum / Elektrizitätswerk Wesertal ja Comp/M.1673 – VEBA/VIAG. Komissio on eräissä tapauksissa katsonut, että sähkön tuotanto ja myynti saattavat kuulua erillisille markkinoille (esimerkiksi IV/M.1557 – EdF / Louis Dreyfus ja Comp/M.1673 – VEBA/VIAG). Komission tapaukset ovat käsitelleet Iso-Britannian, Ranskan ja Saksan markkinoita, joiden olosuhteet saattavat poiketa Suomen markkinoista. Eräissä tapauksissa relevanttien markkinoiden määrittely on voitu jättää avoimeksi.
[4] Kyseiset hinnat ovat sähkön verollisia hintoja ilman siirtokustannuksia. Lähde: Adato Energia Oy:n tilasto osoitteessa http://www.energia.fi/sahko/hank_1.html.
[5] Esimerkiksi niin sanottua IVO93-sopimusjärjestelmää koskeva Kilpailuviraston päätös, 29.4.1999, dnro 694/61/98, ja Kilpailuviraston esitys kilpailuneuvostolle 3.9.1993. Kilpailuneuvosto ei esitystä koskeneessa päätöksessään (24.8.1994, dnro 14/359/93) katsonut tarpeelliseksi määritellä markkinoita.
[6] Esimerkiksi tapaukset IV/M.931 – Neste/IVO, Comp/M.1720 – Fortum / Elektrizitätswerk Wesertal ja Comp/M.1673 – VEBA/VIAG.
[7] Vattenfall on hankkinut määräysvallan Hämeen Sähkö Oy:ssä, Revon Voima Oy:ssä, Heinola Energiassa ja Keski-Suomen Valo Oy:ssä; TXU on hankkinut määräysvallan PVO Lämpövoima Oy:ssä, TSM:ssä sekä hankkinut yhteisen määräysvallan Savon Voima Oy:ssä; Fortum on hankkinut määräysvallan Koillis-Suomen Sähkö Oy:ssä sekä yhteisen määräysvallan Suomen Energiakauppa Oy:ssä.
[9] Norjassa voi maan sisäisten kapasiteettirajoitteiden vuoksi olla kaksi tai useampi aluehinta.
[10] Lisäksi Suomessa on vähäinen määrä tuulivoimakapasiteettia. Fingrid omistaa tai on sopimuksin hankkinut käyttöönsä suurimman osan Suomen kaasuturbiinikapasiteetista.
[11] UPM:n ja Stora Enson luvut sisältävät myös energiaosuudet PVO:sta.
[12] PricewaterhouseCoopers ”Sähkön tukkuhintaan vaikuttavat tekijät ja hintakehitys”, KTM:n ja Senerin toimeksiannosta valmisteltu raportti.
[14] Luku perustu arvioon ketjun jäsenten liikevaihdoista ja on vain suuntaa-antava.
[15] Luvut perustuvat loppukäyttäjille 0,4 ja 6–70 kV:n verkosta luovutettuun sähköenergiaan ja ovat vain suuntaa-antavia.
[16] Luvut perustuvat Sähköenergialiitto ry Senerin syyspäivillä 28.10.1999 esitettyihin arvioihin ryhmittymien jäsenten liikevaihdoista ja ovat vain suuntaa-antavia. Osa yhtiöistä kuuluu useampaan liittoumaan.