SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT VUOTEEN 2035

Transkriptio

1 SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT VUOTEEN 2035 Työ ja elinkeinoministeriö Loppuraportti Joulukuu 2012

2 Sisällysluettelo 1 JOHDANTO LASKENNAN LÄHTÖKOHDAT Polttoaineiden ja päästöoikeuden hintakehitys Sähkön kulutus Sähkön tuotanto Siirtoyhteydet SKENAARIOT TULOKSET JA ERITYISKYSYMYSTEN TARKASTELU Energiataseet vuoteen Sähkön hinnan kehitys Erityiskysymykset Volatiliteetin kehitys Kapasiteettimarkkinan tarve CHP-tuotannon kannattavuus Päästöoikeuden hinnan vaikutus sähkön hintaan JOHTOPÄÄTÖKSET Yhteystiedot: SKM Market Predictor Aleksanterinkatu 17, PO Box 800 FI Helsinki, Finland Olav Tryggvasons gate 2B, PO Box 2637 NO-7414 Trondheim, Norway 2

3 1 Johdanto Tämä raportti perustuu SKM Market Predictorin toteuttamaan Sähköntuotannon skenaariolaskelmat vuoteen selvitykseen. Selvityksessä tarkastellaan työ- ja elinkeinoministeriön toimeksiannosta vaihtoehtoisia sähkömarkkinoiden kehityskulkuja sekä muutamia sähkömarkkinoihin liittyviä erityiskysymyksiä. Lähtökohdan selvitykselle muodostaa Base-skenaario, joka perustuu jo tehtyjen energia- ja ilmastopolitiikkaa koskevien päätösten mukaiseen kehitykseen. Tällaisia keskeisiä poliittisia muuttujia Base-skenaariossa ovat erityisesti uusiutuvan energian lisäämistä koskevien tavoitteiden toteutumista, pohjoismaisen ydinvoimakapasiteetin kasvua sekä EU:n päästökauppajärjestelmän kehitystä koskevat oletukset. Base-skenaarion lisäksi selvityksessä tarkastellaan viittä vaihtoehtoista kehityskulkua. RES-High- ja PEO-skenaarioissa tarkastellaan uusiutuvan sähköntuotannon ennakoitua nopeamman kasvun vaikutuksia sähkömarkkinoilla, kun taas Nuc Slow-skenaariossa mielenkiinnon kohteena on suunniteltua hitaamman ydinvoimakapasiteetin kasvun vaikutukset. RUS Imp-skenaariossa tarkasteltiin puolestaan kehityskulkua, jossa kaksisuuntainen sähkön siirto Suomen ja Venäjän välillä mahdollistuisi vuosikymmen puolivälissä. EUA Low-skenaariossa päästöoikeuden hinnan oletettiin pysyvän verrattain alhaisella tasolla tulevan päästökauppakauden ajan. Erityiskysymyksinä selvityksessä tarkasteltiin sähkön hinnan volatiliteetin kehitystä uusiutuvan sähköntuotannon lisääntyessä sekä tästä mahdollisesti aiheutuvaa kapasiteettimarkkinan tarvetta. Tämän lisäksi erityiskysymyksenä tarkasteltiin CHP-tuotannon kannattavuutta ja päästöoikeuden hinnan vaikutusta sähkön hintaan. Rakenteeltaan raportti jakaantuu neljään lukuun. Skenaarioiden keskeisiä lähtökohtia taustoitetaan raportin toisessa luvussa, kun taas selvityksessä tarkasteltavat skenaariot esitellään raportin kolmannessa luvussa. Raportin viimeisessä, neljännessä luvussa, esitetään tulokset sekä simuloiduista skenaariosta että erityistarkasteluista. Sähkömarkkinaskenaarioden simuloinnit toteutettiin käyttäen laajennettua EMPSsähkömarkkinamallia. Malli tunnetaan myös nimillä Samkjøringsmodellen ja Powel Market Analyzer. EMPS-mallin rakenne mahdollistaa laajojen sähköntuotantojärjestelmien verrattain yksityiskohtaisen kuvauksen ja se soveltuu hyvin laajojen monikansallisten markkinoiden simulointiin. Selvityksessä käytetty malliversio sisältää Pohjoismaiden lisäksi kuvauksen Baltian, Venäjän ja Keski-Euroopan sähkömarkkinoista. Käyttämämme EMPS-mallin sisältää myös stokastisen tuulivoimamallinnuksen Skandinavian maille, Suomelle, Saksalle ja muille keskeisille Keski-Euroopan maille. Selvityksessä simuloitujen skenaarioiden ja niissä käytettyjen keskeisten lähtökohtien määrittelystä on vastannut työ- ja elinkenoministeriö (TEM). 3

4 2 Laskennan lähtökohdat Tässä luvussa luodaan katsaus selvityksessä simuloitujen skenaarioiden keskeisiin lähtökohtiin. Luvun aluksi taustoitetaan polttoaineiden ja päästöoikeuden hintakehitystä, minkä jälkeen tarkastellaan sähkön kulutuksen kehitystä sekä pohjoismaissa että Keski-Euroopassa. Sähkön kulutukseen liittyvien oletusten jälkeen käydään läpi sähkön tuotantoon ja siirtoon liittyviä näkymiä. Keskeisiltä osiltaan sekä polttoaineiden ja päästöoikeuden hintojen että sähkön kulutuksen ja tuotannon kehitystä koskevat oletukset perustuvat TEM:n arvioihin. 2.1 Polttoaineiden ja päästöoikeuden hintakehitys Selvityksessä käytetty arvio polttoaineiden pitkän aikavälin hintojen kehityksestä perustuu IEA:n World Energy Outlook 2011:n (WEO 2011) New Policies-skenaarion mukaiseen kehityskulkuun. Skenaarion lähtökohtana on nykyisen kaltaisen kasvihuonekaasupäästöjä rajoittavan politiikan jatkuminen ja polttoaineiden käytön ohjaaminen vähähiilisempään suuntaan. New Policies-skenaariossa IEA ennakoi vähäpäästöisen kaasun käytön kasvavan vuoteen 2035 mennessä noin 50 prosenttia ja kattavan globaalista primaarienergian käytön kasvusta lähes kolmanneksen. Hiilen käytön IEA arvioi puolestaan kasvavan neljänneksellä vuoteen Nopeamman kasvun myötä IEA odottaa kaasun hinnan nousevan huomattavasti hiilen hintaa nopeammin. Lähivuosien osalta polttoainehintojen on oletettu kehittyvän syksyn 2012 markkinahintojen mukaisesti. EU:n päästöoikeusmarkkinoilla vuonna 2008 alkanut finanssikriisi ja sitä seurannut eurooppalainen velkakriisi ovat luoneet tilanteen, jossa päästöoikeuksien tarjonta on ollut kysyntää suurempi kaikkina kriisiä seuranneina vuosina. Kumuloituneen päästöoikeuksien ylijäämän ja ennakoitua heikompien kysyntänäkymien johdosta päästöoikeuden hinta on laskenut tasolle, joka EU:n komission mukaan vaarantaa energian tuotantorakenteen hiili-intensiteetin laskemisen pitkän aikavälin mukaiselle tavoitetasolle. Ohjausvaikutuksen palauttamiseksi EU:n komissio esittikin loppusyksystä 2012 muutoksia päästöoikeuksien tarjontaan vuonna 2013 alkavalla päästökauppakaudella. Esitykset koskivat sekä päästöoikeuksien huutokauppojen painottamista kauden lopulle että päästömarkkinoiden rakenteen muuttamista päästöoikeuksien tarjonnan rajoittamiseksi. Ohjausvaikutukseltaan pelkkä tarjonnan painottaminen loppuvuosiin on huomattavasti heikompi. Tämän selvityksen Base-skenaario perustuu ajatukseen, että päästöoikeuksien huutokauppojen myöhäistämisen lisäksi päästömarkkinoilla toteutetaan tarjontaa pysyvästi rajoittava rakenteellinen uudistus. EUA Low-skenaariossa puolestaan oletettiin että päästömarkkinoiden rakenteellista uudistusta ei toteutettaisi jolloin ainoaksi toimenpiteeksi jäisi huutokauppojen myöhäistäminen (kuva 1). 4

5 Kuva 1. Päästöoikeuden hinnan kehitys Base- ja EUA Low-skenaariossa, EUR. Historiallisesti polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnoista johdetut hiili- ja kaasulauhteen tuotantokustannukset ovat pitkällä aikavälillä seuranneet toisiaan (kuva 2). Ajoittaiset erot hintasuhteissa ovat kaventuneet polttoaineiden tai päästöoikeuden kysynnän muutosten myötä. Nykyisellään verrattain korkea kaasun hinta yhdistyneenä alhaiseen päästöoikeuden hintaan tekee hiilestä huomattavasti kaasua edullisemman sähkön tuotannon polttoaineena. Kuva 2. Hiili- ja kaasulauhteen tuotantokustannusten sekä päästöoikeuden hinnan kehitys , EUR/MWh. 5

6 IEA:n oletus polttoainehintojen kehityksestä johtaa siihen, että nykyinen ero hiili- ja kaasulauhteen tuotantokustannuksissa säilyy koko tarkastelujakson, mikä pitää hiilen suhteellisesti edullisempana sähkön tuotannon polttoaineena (kuva 3). Sähkön tuotantokapasiteetin rakenteesta johtuen hiilen ja kaasun hintasuhteella on kuitenkin suurempi merkitys eurooppalaisella kuin pohjoismaisella tasolla. Kuva 3. Hiili- ja kaasulauhteen tuotantokustannusten kehitys Base-skenaariossa, EUR/MWh (referenssivoimalaitos). 2.2 Sähkön kulutus Pohjoismainen sähkön kulutus saavutti toistaiseksi korkeimman tasonsa, 398 TWh, vuonna Vuosikymmenen alusta sähkön kulutus oli kasvanut vajaan prosentin vuosivauhtia, vuotuisen kasvuvauhdin ollessa kuitenkin selvästi pienempi kuin edellisellä vuosikymmenellä. Kansainvälistä finanssikriisiä seuranneen teollisuustuotannon voimakkaan supistumisen myötä pohjoismainen sähkön kulutus (liukuva 52 viikkoa) kääntyi jyrkkään laskuun, ollen vuoden 2009 lopulla lähes 30 TWh kriisiä edeltänyttä tasoa alempana (kuva 4). Talouden elpymisen ja normaalia kylmemmän talven johdosta kulutus kääntyi kuitenkin vuoden 2010 alussa nousuun palaten seuraavan vuoden puoliväliin mennessä lähes kriisiä edeltäneelle tasolle. Normaalia leudomman talven myötä kulutus kuitenkin kääntyi loivaan laskuun. Suomen sähkön kulutus noudatti pääpiirteissään samaa kehityskulkua. Vahvan talouskasvun siivittämänä kulutus nousi noin 90 TWh:iin vuoteen 2007 mennessä, kääntyi finanssikriisin myötä voimakkaaseen laskuun ja palasi talouden elpymisen ja normaalia kylmemmän talven myötä lähes kriisiä edeltäneelle tasolle. Leudon talven myötä kulutus kuitenkin kääntyi loivaan laskuun vuoden 2011 lopulla (kuva 4). 6

7 Kuva 4. Sähkön kulutuksen kehitys Suomessa ja Pohjoismaissa, TWh (liukuva 52 viikkoa). Suomen osalta sähkön kulutuksen kehitys vuoden 2012 jälkeen perustuu työ- ja elinkeinoministeriön arvioon. Arvion mukaan sähkönkulutus kasvaisi vuoteen 2020 mennessä noin 95 TWh:iin ja edelleen 107 TWh:iin vuoteen 2035 mennessä. Muiden Pohjoismaiden osalta sähkön kulutuksen kehitys perustuu SKM Market Predictorin arvioon. Arvio on tehty sektorikohtaisesti kullekin pohjoismaalle ja siinä on huomioitu vireillä olevat teollisuuden tuotantokapasiteetin muutoksia koskevat suunnitelmat sekä energia- ja ilmastopolitiikan toimeenpanosta aiheutuvat muutokset sähkön kysynnässä. Vuotta 2020 koskevat arviot ovat verrattain hyvin linjassa kansallisten uusiutuvan energian edistämistä koskevien toimintasuunnitelmien kanssa. Pohjoismainen sähkön kulutus nousisi arvion mukaan noin 414 TWh:iin vuoteen 2020 mennessä ja edelleen noin 435 TWh:iin vuoteen 2035 mennessä. Taulukko 1. Arvio pohjoismaisen sähkön kulutuksen kehityksestä vuoteen Suomi 87,7 91,0 95,0 99,2 102,7 106,5 Ruotsi 145,1 142,8 146,3 148,8 150,6 150,6 Norja 128,4 128,3 134,3 136,6 138,9 139,4 Tanska 35,4 35,8 38,0 38,7 39,4 39,8 Yhteensä 396,0 400,9 413,6 423,3 431,5 436,3 Arvio Keski-Euroopan ja Baltian kulutuksen kehityksestä perustuu EU:n Energy Roadmapin RES Highskenaarion mukaiseen oletukseen kulutuksen kasvusta. Tämän oletuksen mukaisesti sähkön kulutus kasvaisi mallinnetuissa Keski-Euroopan ja Baltian maissa 1850 TWh:sta vuonna 2010 noin 1950 TWh:iin vuonna Vuoteen 2035 mennessä kulutus kasvaisi edelleen noin 2100 TWh:iin. 7

8 2.3 Sähkön tuotanto Voimakas uusiutuvan sähköntuotannon kasvu muokkaa sekä pohjoismaista että keski-eurooppalaista sähkömarkkinaa tulevien vuosikymmenien aikana. Samaan aikaan Pohjoismaiden kasvava ydinvoiman tuotanto ja maltillisesti kehittyvä sähkön kulutus tulevat vähentämään tarvetta erilliselle lämpövoiman tuotannolle. Pohjoismainen tuulivoiman tuotanto on neljän viime vuoden aikana lähes kaksinkertaistunut noin 20 TWh:iin. Noin puolet kasvaneesta tuotannosta on ollut ruotsalaisen tuulivoimatuotannon kasvua. Kasvu on suurelta osin seurausta vuonna 2008 alkanutta finanssikriisiä edeltäneestä sertifikaatin hinnan voimakkaasta noususta ja tuolloin alulle pannuista projekteista. Vaikka sittemmin laskenut sertifikaatin hinta on heikentänyt uusinvestointien kannattavuutta, yhteisen sertifikaattijärjestelmän käyttöönotto Norjan kanssa vuoden 2012 alusta ylläpitää edellytyksiä tuotannon kasvulle myös jatkossa. Kuva 5. Tuulivoimatuotannon kehitys Pohjoismaissa , TWh (liukuva keskiarvo 52 viikkoa). Huolimatta ruotsalaisen tuulivoimatuotannon voimakkaasta kasvusta viime vuosina on Tanska kuitenkin edelleen pohjoismaiden johtava tuulivoiman tuottaja. Tanskalaisen tuulivoiman edistäminen perustuu syöttötariffien käyttöön. Onshore-tuulivoimaa edistetään kiinteään hintapreemioon perustuvalla feed-in tariffilla, kun taas offshore-tuulivoiman edistämiseen Tanskalla on käytössä ns. tarjouspyyntömenettely, jossa tuulivoimatoimijoilta pyydetään tarjous kiinteähintaisesta tariffitasosta tietyn kapasiteetin omaavan merituulivoimapuiston rakentamiseksi ennalta varatulle alueelle. Toistaiseksi tätä menettelyä on käytetty kolmen merituulipuiston osalta. Kaksi ensimmäistä, Horns Rev II ja Rödsand II, olivat kapasiteetiltaan 200 MW ja ne otettiin käyttöön vuosina 2009 ja Kolmas rakenteilla oleva offshore-puisto, Anholt, on kapasiteetiltaan 400 MW ja valmistuu vuonna Hyvistä tuuliolosuhteista huolimatta tuulivoimatuotannon kasvu on Norjassa jäänyt selvästi jälkeen Tanskan ja Ruotsin kehityksestä. Toisaalta Norja sai Euroopan talousalueeseen (ETA) kuuluvana 8

9 maana myös EU:n uusiutuvien energialähteiden lisäämistä koskevan tavoitteen huomattavasti muita Pohjoismaita myöhemmin. Tavoitteen saavuttamiseksi Norja otti käyttöön vuoden 2012 alusta yhteisen sertifikaattijärjestelmän Ruotsin kanssa. Suomi otti vuoden 2011 alussa käyttöön syttötariffin vauhdittaakseen tuulivoimakapasiteetin kasvua. Tämän selvityksen arvio pidemmän aikavälin tuulivoimatuotannon kehityksestä perustuu kansallisiin uusiutuvan energiantuotannon edistämistä koskeviin suunnitelmiin. Lähtökohtana arvioitaessa tuulivoimatuotannon kasvua sekä pohjoismaissa että Keski-Euroopassa ja Baltiassa ovat olleet vuonna 2010 julkaistut uusiutuvan energian kansalliset toimintasuunnitelmat. Poikkeuksina ovat kuitenkin Tanska ja yhteisen sertifikaattijärjestelmän perustaneet Ruotsi ja Norja. Tanskan parlamentti hyväksyi kuluvan vuoden keväällä päivitetyn tavoitteen vuoden 2020 tuulivoimatuotannolle. Tavoitteeksi asetettiin tuulivoimatuotannon kasvattaminen vastaamaan puolta sähkön kulutuksesta, mikä onkin otettu lähtökohdaksi tanskalaisen tuulivoimatuotannon osalta. Ruotsilla ja Norjalla ei yhteisen sertifikaattijärjestelmän myötä ole erillistä tavoitetta tuulivoimalle, joskin tuulivoima muodostaa keskeisen osan yhteisen tavoitteen saavuttamisessa. Näiden pohjoismaiden osalta tuulivoimatuotannon kehitys perustuu SKM Market Predictorin arvioon. Suomen osalta tuulivoimatuotannon kehitys perustuu TEM:n arvioon. Oletusten myötä pohjoismainen tuulivoiman tuotanto kasvaisi lähes 50 TWh:iin vuoteen 2020 mennessä. Useimmissa maissa tuulivoimatuotannon edistämisestä vuoden 2020 jälkeen ei toistaiseksi ole tehty poliittisia päätöksiä, minkä vuoksi uuden tuulivoimakapasiteetin kasvun on oletettu yleisesti hidastuvan vuoden 2020 jälkeen. Taulokossa 2 on esitetty selvityksen Base-skenaariossa käytetyt tuulivoimaa koskevat oletukset pohjoismaissa. Taulukko 2. Tuulivoiman tuotanto Pohjoismaissa Base-skenaariossa, TWh Suomi 0,3 2,0 6,0 6,5 7,0 7,5 Ruotsi 3,5 11,1 13,5 16,9 18,7 18,9 Norja 0,9 3,7 9,3 13,1 15,9 17,4 Tanska 7,8 12,0 19,2 20,0 19,8 19,6 Yhteensä 12,5 28,8 48,0 56,5 61,4 63,4 Pohjoismaiseen ydinvoimantuotantoon on seuraavan 15 vuoden aikana odotettavissa huomattava lisäys uuden suomalaisen kapasiteetin ja ruotsalaisten laitosten tehonkorotusten seurauksena. Teollisuuden Voiman (TVO) rakenteilla olevan Olkiluoto 3-yksikön (OL3) kaupallisen käyttöönoton on tässä selvityksessä arvioitu tapahtuvan vuoden 2015 puolivälissä ja kasvattavan suomalaista ydinvoiman tuotantoa noin 13 TWh vuositasolla. Ruotsalaisten Oskarshamn 2-ja Forsmark 1- yksiköiden tehonkorotukset oli alunperin kaavailtu vuodelle 2011, mutta omistajayhtiöiden aiempiin tehonkorotuksiin liittyneet ongelmat saivat E.ON:in ja Vattenfallin lykkäämään yksiköiden tehonkorotuksia toistaiseksi. Lukuunottamatta Ringhals 4-yksikköä, oletamme suunniteltujen tehonkorotusten toteutuvan vuoteen 2018 mennessä ja kasvattavan vuotuista tuotantoa noin 5 TWh. 9

10 Seuraavan vuosikymmenen puolivälissä FIN6-ja FIN7-laitosten valmistuminen kasvattaa pohjoismaisen ydinvoimantuotannon noin 130 TWh:iin. Pian vuosikymmenen puolivälin jälkeen pohjoismainen ydinkapasiteetti kääntyy kuitenkin laskuun, mikäli Loviisan ydinvoimalaitoksille ei haeta uusia käyttölupia nykyisten päättyessä vuosien 2027 (Loviisa 1) ja 2030 (Loviisa2) lopussa. Toistaiseksi laitosten omistaja ei ole ilmoittanut hakevansa uutta käyttölupaa nykyisten umpeuduttua. Tässä selvityksessä Loviisan yksiköiden oletetaankin poistuvan käytöstä nykyisten käyttölupien päätyttyä. Pohjoismaisen ydinvoimakapasiteetin lasku jatkuu 2030-luvun alussa ruotsalaisten Oskarshamn 1- ja 2-yksiköiden saavuttaessa 60 vuoden teknisen käyttöikänsä. Näiden ja Loviisan yksiköiden myötä ydinkapasiteettia poistuu tarkasteluperiodin loppuun mennessä noin 2100 MW. Ruotsin valtiopäivien pyörrettyä kesällä 2010 päätöksen luopua ydinvoimasta ja sallittua uuden ydinvoiman rakentamisen, selvityksessä on oletettu, että 2030-luvulla ikääntyvät ydinvoimalaitokset korvataan uudella, tarkasteluperiodin lopulla käynnistyvällä 1600 MW:n laitoksella. Pohjoismaiden lähialueilla uusia ydinvoimahankkeita valmistellaan sekä Liettuassa että Kaliningradissa. Näistä Kaliningradin alueelle on suunniteltu rakennettavaksi kaksi ydinvoima yksikköä ja joista ensimmäisen rakennustyöt aloitettiin vuonna Oletamme kuitenkin, että kahdesta suunnitellusta yksiköstä vain toinen toteutetaan ja se otetaan käyttöön vuosikymmenen lopulla. Liettuaan kaavailtua Visaginasin laitosta emme sen sijaan oleta rakennettavaksi. Saksan oletamme luopuvan ydinvoimasta vuoteen 2022 mennessä kesällä 2010 tehdyn päätöksen mukaisesti. Kahden seuraavan vuosikymmenen aikana huomattavasti sähkön kulutusta nopeammin lisääntyvän ydinvoiman ja tuulivoiman tuotanto johtaa lauhdetuotannon tarpeen vähenemiseen. Lyhenevät käyntiajat yhdessä teollisuuden päästödirektiivin asettamien vaatimusten kanssa heikentävät lauhdetuotannon kannattavuutta ja johtavat siihen, että huomattava määrä ikääntyvää pohjoismaista lauhdekapasiteettia poistuu markkinoilta 2020-luvun alkuun mennessä. Kaukolämmön kysynnästä riippuva CHP-tuotanto säilyttää kilpailukykynsä ja sen määrä säilyy vakaana suomalaisessa sähkötaseessa tarkastelujakson ajan. 2.4 Siirtoyhteydet Suomen siirtoyhteydet länteen vahvistuivat merkittävästi Fenno-Skan 2-yhteyden valmistuttua vuonna Rakenteilla oleva Estlink 2-yhteys tulee puolestaan vahvistamaan Suomen ja Viron välistä siirtokapasiteettia valmistuttuaan vuonna Suunniteltu Suomen ja Venäjän välisen siirtoyhteyden kaksisuuntaisuus tulisi mahdollistamaan sähkön viennin Suomesta Venäjälle. Venäjän viennin kaksisuuntaisuuden on oletettu toteutuvan pian kuluvan vuosikymmenen puolivälin jälkeen. Lisääntyvän ydin- ja tuulivoiman tuotannon myötä Suomen ja Ruotsin kantaverkkoyhtiöt ovat alustavasti suunnitelleet maiden välisen pohjoisen siirtoyhteyden vahvistamista. Pohjoisen yhteyden vahvistuksen on oletettu toteutuvan 2020-luvun puolivälissä. 10

11 Lisääntyvä tuulivoiman tuotanto kasvattaa tarvetta siirtokapasiteetille myös pohjoismaiden ja lähialueiden välillä. Niinpä pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden suunnitelmisssa onkin huomattava yhteyksien vahvistaminen sekä Keski-Eurooppaan että muille lähialueille. Norjalaisen Stattnetin suunnitelmissa on kaksi eri yhteyttä Keski-Eurooppaan ja yksi Iso-Britanniaan, ruotsalainen Svenska Kraftnät rakentaa yhteyttä Baltiaan ja aikoo myös vahvistaa kapasiteettia Keski-Eurooppaan. Tanskalainen Energinet.dk suunnittelee yhteyksen lisäämistä lähinnä Keski-Eurooppaan ja Iso- Britanniaan. Lisääntyvä sähkön siirto pohjoismaiden ulkopuolelle edellyttää myös pohjoismaiden sisäisten siirtoyhteyksien vahvistamista. Selvityksessä käytetyt oletukset sekä Pohjoismaiden sisällä että lähialueilla tapahtuvista siirtoyhteyksien vahvistamisista perustuvat kansallisten kantaverkkoyhtiöiden esittämiin suunnitelmiin. 11

12 3 Skenaariot Selvityksen rungon muodostava Base-skenaario sekä 5 muuta skenaariota esitellään tässä luvussa. Base-skenaario kuvaa sähkömarkkinoiden kehityskulkua, jonka lähtökohtana ovat olemassa olevat viranomaispäätökset ja -suunnitelmat. Niinpä esimerkiksi suomalaisen tuulivoima-tuotannon kasvun on skenaariossa oletettu hidastuvan huomattavasti vuoden 2020 jälkeen nykyisen feed-in tariffi järjestelmän ollessa suunniteltu erityisesti vuodelle 2020 asetetun tavoitteen saavuttamiseksi. Vastaavasti ruotsalaisen tuulivoimatuotannon kasvun on oletettu jatkuvan myös vuoden 2020 jälkeen nykyisen sertifikaattijärjestelmän ollessa voimassa vuoteen Base-skenaarion lisäksi selvityksessä tarkasteltiin viittä vaihtoehtoista sähkömarkkinoiden kehityskulkua. Näistä kahdessa ensimmäisessä, RES High- ja PEO-skenaarioissa, tarkasteltiin kansallisia uusiutuvan energian toimintasuunnitelmia korkeamman uusiutuvan energian käytön vaikutuksia sähkömarkkinoilla. RES High-skenaariossa oletettiin tuulivoimatuotannon kasvavan kaikissa tarkastelluissa maissa Base-skenaariota korkeammalle tasolle 2020-luvun alkuun mennessä. PEO-skenaariossa tarkasteltiin puolestaan Puhtaan energian ohjelman 1 mukaista kehityskulkua. Suomen tuulivoimatuotannon oletettiin skenaariossa kasvavan noin 3 TWh Base-skenaariota korkeammaksi vuoteen 2025 mennessä. Muiden maiden osalta kehitys noudatti Base-skenaarion kehityskulkua. Nuc Slow-skenaariossa tarkasteltiin Base-skenaariota hitaamman ydinvoimakapasiteetin kehityksen vaikutuksia suomalaiseen sähkötaseeseen. Skenaariossa oletettiin, että vain toinen uusista suomalaisista ydinvoimalaitoksista (FIN6) rakennettaisiin. Ruotsalaisten ydinvoimaloiden tehonkorotusten suhteen oletettiin puolestaan, että vain puolet suunnitelluista tehonkorotuksista toteutuisi. Suunnitelmissa olevan sähkön vientiyhteyden avaamisen myötä sähkön vienti Venäjälle mahdollistuisi vuosikymmen puolivälissä. Viennin kannattavuuteen vaikuttaa kuitenkin keskeisesti Venäjän markkinoiden rakenne, sillä nykyisellään sähkön viennistä Venäjälle ei saisi kapasiteettikorvausta, mikä heikentää viennin kannattavuutta korkean kulutuksen päivätunneilla. Sähkön vaihdon helpottumista Suomen ja Venäjän välillä tarkasteltiin RUS Imp-skenaariossa. Skenaariossa oletettiinkin, että sähkön viennistä Venäjälle saisi myös kapasiteettimaksua vastaavan korvauksen. Lisäksi rajasiirrosta perittävät maksut oletettiin huomattavasti nykyistä matalammiksi. EUA Low-skenaariossa pyrittiin kuvaamaan sähkömarkkinoiden kehitystä siinä tapauksessa, että EU:n komission esille nostamaa ajatusta päästöoikeuksien tarjonnan pysyvästä leikkaamisesta ei toteutettaisi. Tämän seurauksena tuleva päästökauppakausi olisi kokonaisuudessaan ylijäämäinen, mikä heijastuisi päästöoikeuden hintaan sekä vuonna 2013 alkavalla, että sen jälkeisellä päästökauppakaudella. EUA Low-skenaarion mukainen päästöoikeuden hinta olisi vuodesta 2020 alkaen noin 7 EUR matalampi kuin Base-skenaariossa. Alla olevassa taulukossa on kuvattu Base-skenaarion keskeiset oletukset ja muiden skenaarioden erot Base-skenaarioon. 1 Elinkeinoministeri Häkämiehen laatima ohjelma. 12

13 Taulukko 3. Skenaarioiden keskeiset lähtökohdat. BASE-SKENAARIO Sähkön kulutus 398,7 414,7 423,7 431,9 436,6 Ydinvoiman tuotanto Suomi, TWh 32,3 36,1 55,4 57,2 53,4 Pohjoismaat yhteensä, TWh 98,4 106,1 125,3 127,0 114,1 Tuulivoiman tuotanto Suomi, TWh 2,0 6,0 6,5 7,0 7,5 Pohjoismaat, TWh 28,8 48,0 56,6 61,3 65,1 Päästöoikeuden hinta, EUR 14,7 17, Venäjän siirtoyhteydet Ei kapasiteettihyvitystä sähkön viennistä Venäjälle NUC SLOW-SKENAARIO Ydinvoiman tuotanto Suomi, TWh 32,3 36,1 48,8 45,0 41,2 Pohjoismaat yhteensä, TWh 98,4 104,2 118,8 115,0 102,0 RES HIGH-SKENAARIO Tuulivoiman tuotanto Suomi, TWh 2,8 6,9 8,1 8,7 9,3 Pohjoismaat yhteensä, TWh 32,9 54,7 58,1 63,7 67,7 EUA LOW-SKENAARIO Päästöoikeuden hinta, EUR 8,5 10,0 13,7 17,9 22,0 PEO-SKENAARIO Tuulivoiman tuotanto Suomi TWh 2,2 7,0 9,4 10,5 10,7 RUS IMP-SKENAARIO Kapasiteettihyvitys myös viennille, molemmin puolisia siirtomaksuja madallettu 13

14 4 Tulokset ja erityiskysymysten tarkastelu 4.1 Energiataseet vuoteen 2035 Suomalaisen energiataseen kehitystä seuraavien kahden vuosikymmen aikana luonnehtii uuden tuotantokapasiteetin huomattava kasvu yhdistyneenä merkittävästi maltillisempaan kulutuksen kasvuun. Uuden ydinvoimakapasiteetin käyttöönotto ja tuulivoimatuotannon lisääminen asetettujen tavoitteiden saavuttamiseksi kasvattavat sähköntuotantoa ensi vuosikymmenen puoliväliin mennessä noin 40 TWh. Vastaavana aikana sähkön kulutuksen ennakoidaan kasvavan noin kolmannes tästä. Ensi vuosikymmenen puolivälin jälkeen ikääntyvän ydinvoimakapasiteetin alasajon, hidastuvan tuulivoimatuotannon kasvun sekä kasvavan kulutuksen myötä suomalainen sähkötase alkaa jälleen kiristyä. Huomattavasta uuden tuotantokapasiteetin kasvusta johtuen lauhdevoimatuotannon tarve tulee vähenemään oleellisesti sen roolin painottuessa aiempaa lyhytkestoisempien kulutushuippujen tasaamiseen. Lyhenevä vuotuinen käyttöaika yhdessä teollisuuden päästödirektiivin (IE-direktiivi) asettamien vaatimusten kanssa johtaa suomalaisen lauhdetuotannon huomattavaan vähenemiseen 2020-luvun alkuun mennessä. Kaukolämmön kysynnästä riippuva CHP-sähkön tuotanto säilyttää kilpailukykynsä ja pysyy suomalaisessa sähkötaseessa vuoteen Taulukko 4. Suomen sähkötaseen kehitys Base-skenaariossa, TWh Vesivoima 12,7 13,6 13,9 13,7 13,9 14,2 Ydinvoima 21,8 32,3 36,1 55,4 57,2 53,4 Tuuli- ja aurinkovoima 0,3 2,1 6,2 6,9 7,6 8,4 CHP 28,5 26,5 26,9 26,7 26,3 25,8 Laudevoima 13,4 5,3 3,9 2,0 1,8 2,6 Tuotanto 76,8 79,8 87,0 104,7 106,8 104,4 Nettotuonti 10,5 11,7 8,8-5,2-3,5 3,0 Kulutus 87,3 91,50 95,8 99,6 103,3 107,4 Huomattavan sähköntuotannon kasvun myötä Suomen tuontiriippuvuus pienenee ja vuositasolla tarkasteltuna nettomääräinen vienti ylittää tuonnin 2020-luvun puolivälissä. Lisääntyvästä kapasiteetista huolimatta Suomi pysyy tuontiriippuvaisena talven korkeiden kulutushuippujen aikana (ks. luku Kapasiteettimarkkinan tarve). Loviisan ydinvoimaloiden alasajo 2030-luvun vaihteessa tekisi Suomesta taas sähkön nettotuojan myös vuositasolla tarkasteltuna. Base-skenaarion lisäksi selvityksessä tarkasteltiin tuotantokapasiteetin ja-kustannusten sekä sähkön siirtoon Suomen ja Venäjän välillä liittyvien muutosten vaikutusta suomalaiseen sähkötaseeseen. Tuotantokapasiteettia varioitiin kolmessa eri skenaariossa, joista RES High- ja PEO-skenaarioissa tuulivoiman tuotanto oletettiin muita skenaarioita korkeammaksi. NUC Slow-skenaariossa oletettiin, että vain toinen uusista suomalaisista ydinvoimaloista rakennetaan. Muutokset tuotantokapasiteetissa heijastuivat energiataseessa lähinnä sähkön vaihtoon Suomen ja muiden pohjoismaiden välillä. RES High- ja PEO-skenaarioissa lisääntynyt sähkön tuotanto purkautui 14

15 sähkön nettoviennin kasvuun. Vastaavasti NUC Slow-skenaariossa, jossa oletettiin vain yksi uusi ydinvoimalaitos, Suomi säilyi koko tarkasteluperiodin sähkön nettotuojana. Huolimatta sähkön nettoviennistä lauhdevoiman tarve säilyi suomalaisessa sähkötaseessa koko tarkasteluperiodin, tuotannon roolin painottuessa lyhytkestoisempien kulutusjaksojen tasaamiseen. Erityisen selvästi tämä käy ilmi tarkasteltaessa Puhtaan energian ohjelman mukaista skenaariota, jossa suomalainen tuulivoiman tuotanto on noin 3 TWh korkeampi kuin Base-skenaariossa. Tästä huolimatta lauhdetuotannon määrä ei juuri vähene PEO-skenaariossa. Myös pohjoismaisen energiataseen kehitykselle seuraavien vuosikymmenien aikana on tunnusomaista sähkön kulutusta huomattavasti nopeampi sähkön tuotannon kasvu. Uusiutuvan sähkön tuotannolle asetetut tavoitteet edellyttävät pohjoismaisella tasolla noin 30 TWh:a uutta tuulivoiman tuotantoa meneillään olevan vuosikymmenen loppuun. Olkiluoto 3-yksikön valmistumisen sekä ruotsalaisten Forsmarkin ja Oskarshamnin ydinvoimaloiden tehonkorotusten myötä pohjoismaihin tulisi myös uutta ydinvoiman tuotantoa noin 20 TWh:a vuoteen 2020 mennessä. Sähkön kulutuksen kasvun ollessa vastaavana aikana noin kolmanneksen tuotannon kasvusta lauhdevoimatuotannon osuus vähenee oleellisesti. Taulukko 5. Pohjoismaisen sähkötaseen kehitys Base-skenaariossa, TWh Vesivoima 194,5 210,4 211,8 214,9 217,4 223,9 Ydinvoima 77,3 98,4 106,1 125,3 127,0 114,1 Tuuli- ja aurinkovoima 12,5 28,8 48,0 56,6 61,3 63,4 CHP 76,4 62,2 63,7 64,6 64,3 65,1 Laudevoima 17,0 8,6 6,8 5,1 4,9 5,8 Tuotanto 377,6 408,5 436,4 466,6 475,0 472,4 Nettotuonti 18,9-9,7-21,7-42,9-43,1-35,7 Kulutus 396,6 398,7 414,7 423,7 431,9 436,6 Uusiutuvien kasvun hidastumisesta huolimatta pohjoismainen sähköntuotanto kasvaa kulutusta huomattavasti nopeammin myös 2020-luvulla. Lisääntyvän tuulivoiman ja uuden suomalaisen ydinkapasiteetin myötä pohjoismainen nettovienti kasvaa noin 40 TWh:iin vuositasolla. Pohjoismainen sähkön vienti suuntautuu pääasiassa Keski-Eurooppaan ja Iso-Britanniaan. 15

16 Kuva 6. Sähkön vaihto Pohjoismaiden ja lähialueiden välillä Base-skenaariossa, TWh. Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden kannalta keskeisimmän mannereurooppalaisen maan, Saksan, sähkötaseen kehitystä luonnehtii ydinvoimasta luopuminen 2020-luvun alkuun mennessä ja uusiutuvan energian tuotannon voimakas kasvu koko tarkastelujaksolla. Saksan tavoitteena on lisätä tuuli- ja aurinkovoiman tuotantoa noin 100 TWh vuoteen 2020 mennessä. Huolimatta voimakkaasta uusiutuvan energiantuotannon kasvusta, Saksa tulee phase-out päätöksen myötä olemaan riippuvainen sekä hiili- ja kaasulauhteesta että sähkön nettotuonnista tulevina vuosikymmeninä. Taulukko 6. Saksan sähkötaseen kehitys Base-skenaariossa, TWh Ydinvoima 133,4 91,9 61,9 0,0 0,0 0,0 Hiili 126,8 93,8 87,8 102,0 102,5 119,4 Ruskohiili 130,0 142,7 113,4 101,2 94,9 83,9 Kaasu 84,1 101,0 87,5 97,4 107,7 123,1 Vesivoima 21,7 22,7 23,5 23,1 22,1 23,3 Tuuli 36,7 65,4 102,7 142,4 167,5 177,4 Aurinkovoima 12,0 30,0 41,4 45,7 49,6 52,0 Muu 25,1 29,1 34,3 39,1 42,8 45,9 Tuotanto 573,2 576,6 552,3 551,2 587,2 625,3 Nettotuonti -17,7 5,4 26,8 59,8 42,3 32,3 Kulutus 555,5 582,0 579,1 611,0 629,5 658,6 16

17 4.2 Sähkön hinnan kehitys Kasvava ydinvoiman tuotanto yhdessä uusiutuvien tavoitteen saavuttamiseksi tuetun tuulivoiman tuotannon kasvun ja maltillisesti lisääntyvän kulutuksen kanssa pitävät Suomen aluehinnan kehityksen maltillisena kaikissa tarkastelluissa skenaarioissa kuluvalla vuosikymmenellä. Ensi vuosikymmenen puolivälissä käyttöön otettavat suomalaiset ydinvoimalaitokset, FIN6 ja FIN7, painavat aluehintaa, kunnes poistuvan ydinvoimakapasiteetin myötä sähkötase tiukkenee ja aluehinta kääntyy nousuun. Seuraavissa kappaleissa tarkastellaan Suomen aluehinnan, pohjoismaisen systeemihinnan ja pohjoismaiden lähialueiden hintakehitystä viisivuotisjaksoissa. Kuvissa 7 ja 8 esitetyt hinnat ja tuotantokustannukset kuvaavat mainittujen vuosien keskiarvoa.sekä esitetyt hinnat että kustannukset ovat reaalihintaisia vuoden 2012 hintatasossa. Base-skenaariossa Suomen aluehinnan keskiarvo mukailee hiililauhteen muuttuvien kustannusten kehitystä 2020-luvun alkuun, kunnes uuden ydinvoimakapasiteetin käyttöönotto vuosikymmen puolivälissä painaa aluehinnan tuotantokustannusten alapuolelle. Oletettu Loviisan laitosten alasajo nykyisten käyttölupien päätyttyä ja tuulivoimakapasiteetin kasvun hidastuminen kääntävät aluehinnan nousuun 2020-luvun lopulla. Kuva 7. Suomen aluehinnan kehitys skenaarioittain, EUR/MWh. Tuulivoimatuotannon suunniteltua nopeamman kasvun vaikutuksia tarkasteltiin sekä RES Highskenaariossa että PEO-skenaariossa. RES High-skenaariossa tuotannon oletettiin kasvavan sekä Pohjoismaissa, Baltiassa että kaikissa tarkastelluissa Keski-Euroopan maissa 2020-luvun alkuun Baseskenaariota nopeammin. PEO-skenaariossa tarkastelu rajattiin vain Suomeen olettamalla tuulivoimatuotannon olevan 2020-luvun puolivälissä noin 3 TWh Base-skenaariota korkeampi. Pohjoismaisella tasolla vuonna 2020 noin 6 TWh korkeampi tuulivoiman tuotanto painoi Suomen aluehinnan RES High-skenaariossa hieman Base-skenaarion alapuolelle. Puhtaan energian ohjelman 17

18 mukaista kehityskulkua jäljitelleessä PEO-skenaariossa aluehinta painui RES High-skenaarion tuntumaan 2020-luvun puolivälissä. Lähtökohtaisena ajatuksena EUA Low-skenaariossa oli tarkastella tilannetta, jossa EU:n päästökauppajärjestelmän tarjontaa tulevalla päästökauppakaudella ei leikattaisi pysyvästi, vaan tarjontaa siirrettäisiin ajallisesti päästökauppakauden lopulle. Tämän johdosta päästöoikeuden hinta oli merkittävästi muita skenaariota matalampi. Matalamman tuotantokustannuksen myötä EUA Low -skenaarion mukainen Suomen aluehinta oli selvästi muita skenaarioita alempi. RUS Imp-skenaariossa oletettiin, että sähkön viennistä Venäjälle saa sikäläistä kapasiteettimaksua vastaavan korvauksen. Lisäksi rajasiirrosta perittävät maksut oletettiin huomattavasti nykyistä matalammiksi. Muutoksella ei kuitenkaan ollut merkittävää vaikutusta Suomen aluehintaan tai nettomääräiseen sähkön vaihtoon. Tämä johtui siitä että vaikka sähkön vienti kasvoi päivätunneilla, rajasiirtotariffien leikkaus johti sähkön lisääntyneeseen tuontiin yötunneilla ja viikonloppuina. NUC Slow-skenaariossa tarkasteltiin sähkömarkkinoiden kehitystä olettaen vain toisen uusista suomalaisista ydinvoimaloista valmistuvan. Suomen aluehinta seurasi tässäkin skenaariossa hiililauhteen muuttuvan kustannuksen kehitystä kunnes FIN6-yksikön valmistuminen pudotti hinnan muuttuvan kustannuksen alapuolelle. FIN7-yksikön poisjäänti nosti tämän jälkeen Suomen aluehinnan muita skenaarioita korkeammaksi. Saksan päätös luopua ydinvoimasta heijastuu simulaatiossa voimakkaasti sen aluehintaan 2020-luvun alussa. Alasajettavan ydinkapasiteetin kanssa ikääntyy samanaikaisesti merkittävä määrä lauhdevoimakapasiteettia. Korvaavan lämpövoimakapasiteetin investointinäkymät ovat kuitenkin tällä vuosikymmenellä heikot aurinko- ja tuulivoiman tuotannon voimakkaan kasvun myötä. Luoteis-Venäjän sähkön hinta seuraa pääosin kaasun hintakehitystä valtaosan sähkön tuotannosta perustuessa kaasun käyttöön. Kaasun hinta on Venäjällä säädelty, joskin hallituksen tavoitteena on nostaa sikäläisen kaasun hinta ns. net back-tasolle (eurooppalaisen kaasun hinta - kuljetuskustannukset ja verot) kuluvan vuosikymmenen aikana. Eurooppalaista tasoa matalampi kaasun hinta ja oletus, ettei Venäjä ota käyttöön ilmastopoliittisia ohjauskeinoja, piti Venäjän sähkön hinnan kehityksen maltillisena vuosikymmenen vaihteen jälkeen. 18

19 Kuva 8. Suomen aluehinnan ja lähialueiden hintojen kehitys Base-skenaariossa, EUR/MWh. 4.3 Erityiskysymykset Selvitykseen liittyvinä erityiskysymyksinä tarkasteltiin neljää eri osaluetta: Miten sähkön hinnan volatiliteetti muuttuu, jos suunnitelmien mukainen määrä uusiutuvaa sähköntuotantoa kytketään verkkoon? Millä edellytyksillä kapasiteettimarkkinaa tarvitaan ratkaisemaan hintavaihteluita? Riittääkö CHP-tuotannon kilpailukyky markkinoilla? Muuttuuko päästöoikeuden hinnan vaikutus sähkön hintaan päästöttömän sähkön tuotannon kasvun myötä? Seuraavissa alaluvuissa käsitellään lyhyesti mainittuja erityiskysymyksiä Volatiliteetin kehitys Suomen aluehinta on vuodesta 2000 lähtien vaihdellut pääosin 30 EUR:n ja 55 EUR:n välillä. Ajoittain hinta on noussut kuitenkin huomattavasti tätä korkeammalle. Useimmiten hintapiikit ovat liittyneet huonoon hydrologiseen tilanteeseen yhdistyneenä poikkeuksellisen kylmään ajankohtaan. Korkeimpien hintapiikkien aikaan, vuosina 2010 ja 2011 näihin on yhdistynyt samanaikainen häiriö ruotsalaisen ydinvoiman tuotannossa. Viime vuosien korkeimpien hintapiikkien aikaan Suomen aluehinta on seurannut Tukholman aluehintaa. Suomen ajoittain korkeampi hintataso on ajoittunut kesäaikaan ja selittynyt pääsääntöisesti runsaalla vesivoimatuotannon tarjonnalla muissa pohjoismaissa. Runsaan tarjonnan painama hintataso ei rajallisen siitokapasiteetin vuoksi ole päässyt välittymään Suomeen, mikä on pitänyt Suomen hintason muita hinta-alueita korkeampana. 19

20 Tuulivoimakapasiteetin kasvun myötä tuotannon ajallinen vaihtelu tulee lisääntymään ja riippuen muun järjestelmän säätökyvystä tämä tulee heijastumaan kasvavana volatiliteettina sähkön hintaan. Sähköjärjestelmän säätökyky riippuu lähinnä kolmesta eri tekijästä. Näitä ovat säätävän tuotantokapasiteetin määrä järjestelmässä, mahdollisuus tasapainottaa tuotannon vaihteluita sähkönvaihdolla naapurialueiden kanssa ja sähkön kulutuksen kyky reagoida hinnan muutoksiin. Tässä erityiskysymyksessä tarkastellaan Suomen aluehinnan volatiliteetin kehitystä kahden seuraavan vuosikymmen aikana olettaen, että suunnitelmien mukainen määrä uusiutuvaa sähköntuotantoa otetaan käyttöön. Kuva 9. Suomen aluehinnan kehitys vuosina , EURMWh. Kuva 10. Ero Suomen aluehinnan ja Tukholman aluehinnan välillä vuosina , EUR/MWh. 20

21 Suomen aluehinnan volatiliteettia kuvataan mallinnettujen viikkohintojen todenäköisyysjakaumalla. Kuvassa 11 on esitetty Base-skenaarion mukainen volatiliteetin kehitys neljässä eri hintapersentiilissä. Ylin esitetyistä persentiilestä (90 %:n persentiili) kuvaa viikkohintojen korkeimman kymmenyksen kehitystä. Vastaavasti alin persentiili (10% persentiili) kuvaa matalimman kymmenyksen kehitystä tarkastelujaksolla. Kuva 11. Suomen aluehinnan todennäköisyysjakauma Base-skenaariossa, EUR/MWh. Mallinnettujen viikkohintojen volatiliteetti säilyy varsin vakaana 2020-luvun alkuun asti. Tämä on seurausta lähinnä huomattavasti pohjoismaista sähkön kulutusta nopeammasta sähkön tuotannon kasvusta. Pohjoismaisen tuuli- ja ydinvoimatuotannon odotetaan kasvavan vuoteen 2020 mennessä lähes 50 TWh kulutuksen kasvun ollessa reilu kolmannes tästä. Sähkön tuotannon kasvusta lähes puolet 2020-luvun alkuun mennessä on tasaisen tuotantoprofiilin omaavaa ydinvoimaa. FIN6- ja FIN7-yksikön käyttöönotto 2020-luvun puolivälissä tasaa päivätuntien korkeita hintoja ja toisaalta laskee yötuntien ja kesäajan hintoja, mikä näkyy volatiliteetin kasvuna matalien hintojen suuntaan. Tarkasteluperiodin lopulla ikääntyvän ydinvoiman sulkeminen johtaisi tiukkenevaan kysynnän ja tarjonnan väliseen tasapainoon ja volatiliteetin kasvuun Kapasiteettimarkkinan tarve Kapasiteettimarkkinan käyttöönottoa ovat valmistelleet erityisesti Iso-Britannia ja Saksa. Iso- Britanniassa tarve kapasiteettimekanismin käyttöön ottamiseksi on seurausta sekä uhkaavasta kapasiteettipulasta että kasvavasta tarpeesta säätövoimatuotannolle tuuli- ja aurinkovoiman lisääntyessä. Lähes neljänneksen Iso-Britannian sähköntuotantokapasiteetista arvioidaan ikääntyvän kuluvan vuosikymmenen loppuun mennessä. Saksassa tarve uudelle tuotantokapasiteetille juontuu paitsi ydinvoiman alasajon seurauksena uhkaavasta kapasiteettipulasta myös uusiutuvan sähköntuotannon voimakkaasta kasvusta viime vuosina. Aurinkovoimakapasiteetin voimakas kasvu 21

22 on Saksassa johtanut siihen, että päivätuntien aiemmin verrattain korkeat hinnat ovat laskeneet, mikä on puolestaan ratkaisevasti heikentänyt säätökykyisen lämpövoimatuotannon kannattavuutta. Kapasiteettimekanismi nähdäänkin keinona turvata riittävä määrä säätövoimaa uusiutuvan sähköntuotannon lisääntyessä. Kapasiteettimarkkinan tarvetta arvioitiin tässä selvityksessä tarkastelemalla sekä volatiliteetin että tehotaseen kehitystä Base-skenaariossa. Tarkastelemalla mallinnetun volatiliteetin kehitystä voidaan kuvata tuulisuuden, hydrologian ja lämpötilan vaihteluista aiheutuvaa hintavaihtelua. Se ei kuitenkaan sisällä mahdollisesta vikaantumisesta aiheutuvaa vaihtelua, mitä lähestyttiin tehotaseen kehitystä koskevalla tarkastelulla. Uusiutuvan energian tuotannon kasvusta huolimatta simuloitu volatiliteetti säilyy verrattain vakaana 2030-luvun alkuun. Oletettu ydinkapasiteetin alasajo (LO1&LO2) 2030-luvun vaihteessa kiristää tehotasetta ja lisää Suomen aluehinnan volatiliteettia. Kuva 12. Huippukulutuksen, kapasiteetin ja tuontitarpeen kehitys Base-skenaariossa, GW. 22

23 Kuva 13. Tuontitarve ja -kapasiteetti Base-skenaariossa, GW. Mahdollisten vikaantumisten myötä Suomen tehotase on lähivuosina verrattain kireä. Ennen Olkiluoto 3-yksikön valmistumista normaalivuoden mukaisen huippukulutuksen aikainen tuontitarve nousee yli puoleen tuontikapasiteetista. Poikkeuksellisen pakkastalven osuminen vuoteen 2013 edellyttäisi jo tuontia kolmella neljäsosalla kapasiteettia. OL3:n ja Estlink 2:n valmistumisen myötä normaalivuoden tuontitarve laskee kolmannekseen tuontikapasiteetista. Kasvavan kulutuksen myötä tehotase alkaa kuitenkin kiristyä vuosikymmenen puolivälin jälkeen. Ennen FIN6-yksikön ennakoitua valmistumista 2020-luvun puolivälissä, huippukulutuksen aikainen tuontitarve nousee taas reiluun puoleen tuontikapasiteetista. Uudesta ydinkapasiteetista huolimatta Suomi tulee säilymään huippukulutuksen aikaisena nettotuojana myös FIN6- ja FIN7- laitosten valmistumisen jälkeen. Simuloitu volatiliteetin kasvu ja tehotaseen kehitys eivät näyttäisi Suomen osalta edellyttävän uutta kapasiteettimekanismia. Varautuminen poikkeustilanteisiin nykyisen kaltaisella tehoreservijärjestelmällä on kuitenkin perusteltua myös jatkossa, voimakkaan huippukulutuksen aikaisen tuontiriippuvuuden myötä CHP-tuotannon kannattavuus Arvio CHP-tuotannon kilpailukyvystä toteuttiin vertaamalla lämmöntuotannon kustannuksia CHPlaitoksissa ja erillisissä lämpökeskuksissa. Vertailtavia polttoaineita tai niiden yhdistelmiä olivat maakaasu, kivihiili, turpeen ja puun seospolttoaine ja raskas polttoöljy. Kannattavuutta arvioitiin sekä olemassa olevissa laitoksissa että uusinvestointikohteissa. Tarkasteltaviksi laitoksiksi valittiin polttoaineittain tyypilliset laitosyksiköt. Laitoskohtaiset tuotantokustannukset määritettiin selvityksen Base-skenaarion mukaisia polttoaineiden ja päästöoikeuden hintatasoja käyttäen. Puun ja turpeen osalta lähtökohdaksi otettiin työ- ja elinkeinoministeriön julkaiseman Energiakatsauksen mukaiset hintatasot vuodelle Sen jälkeinen hintakehitys oletettiin turpeella maltillisesti ja 23

24 puulla voimakkaammin nousevaksi 2. Kustannusten jyvittämisessä lämmöntuotannolle CHP-laitoksissa tuotettu sähkö arvotettiin Base-skenaarion hintatason mukaan. Yleisesti ottaen lämmön tuotanto oli kannattavampaa CHP-laitoksissa valituilla hintatasoilla. Muuttuvilta kustannuksiltaan kilpailukykyisin oli turvetta ja puuta käyttävä laitos (60/40%). CHPlaitoksessa tuotetulle lämmölle jyvitetyt kustannukset olivat sekä turvetta että puuta seospolttoaineena käyttävässä laitoksissa noin 15 EUR matalammat kuin vastaavalla polttoaineseoksella erillisessä lämpökeskuksessa tuotetun lämmön kustannukset. Maakaasun osalta ero oli huomattavasti pienempi (kuva 14). Kuva 14. Lämmön tuotannon yksikkökustannukset CHP-laitoksissa ja erillisissä lämpökeskuksissa, EUR/MWh. Kun kannattavuutta tarkasteltiin uusissa laitoksissa säilyi CHP-tuotanto erillistä lämmöntuotantoa kannattavampana. CHP-laitoksen korkeammista ominaisinvestointikustannuksista johtuen ero kuitenkin kaventui kaikissa vertailluissa laitostyypeissä. CHP-tuotanto näyttääkin säilyttävän kilpailukykynsä sekä olemassa olevissa laitoksissa että uudiskohteissa. Maakaasua käyttävien laitosten selvästi muita korkeampi kustannustaso aiheuttanee siirtymää muiden polttoaineiden käyttöön kaukolämmön tuotannossa. CHP-tuotannon kilpailukykyä merkittävämmäksi tekijäksi nousseekin kaukolämmön kysynnän kehitys Päästöoikeuden hinnan vaikutus sähkön hintaan Selvityksen yhtenä erityiskysymyksenä tarkasteltiin muuttuisiko päästöoikeuden hinnan vaikutus sähkön hintaan lisääntyvän uusiutuvan sähkön ja ydinvoiman tuotannon myötä. Tarkastelu tehtiin 2 Vuoden 2012 verottomat hinnat turpeelle 11,2 EUR/MWhpa ja puulle 18,7 EUR/MWh pa. Vuoden 2035 reaalihinnat vastaavasti 14,0 ja 25,0 EUR/MWh pa. 24