Esittelijä / Föredragande / Referendary. Ratkaisija / Beslutsfattare / Decision-maker. Nimi / Namn / Name: Pvm / Datum / Date: Pvm / Datum / Date:

Tämä on Energiaviraston sähköisesti allekirjoittama asiakirja. Detta är ett dokument som har signerats elektroniskt av Energimyndigheten. Asiakirjan päivämäärä on: Dokumentet är daterat: 11.07.2019 The document is dated: This is a document that has been electronically signed by the Energy Authority. Esittelijä / Föredragande / Referendary Ratkaisija / Beslutsfattare / Decision-maker Nimi / Namn / Name: TAIPALE OLLI AARNO Nimi / Namn / Name: Antti Tapani Paananen Pvm / Datum / Date: 11.07.2019 Pvm / Datum / Date: Allekirjoitustapa / Signerat med / Signed with: 11.07.2019 Allekirjoitustapa / Signerat med / Signed with: Tämä paketti koostuu seuraavista osista: - Kansilehti (tämä sivu) - Alkuperäinen asiakirja tai alkuperäiset asiakirjat - Sähköiset allekirjoitukset. Nämä eivät ole näkyvillä tässä asiakirjassa, mutta ne on yhdistetty siihen sähköisesti. Tämä asiakirja on sinetöity sähköisellä allekirjoituksella. Sinetti takaa asiakirjan aitouden. Allekirjoitettu asiakirja alkaa seuraavalta sivulta. > Detta paket består av följande delar: - Titelblad (denna sida) - Originaldokument - Elektroniska signaturer. Dessa syns inte i detta dokument, med de är elektroniskt integrerade i det. Detta dokument har försetts med sigill genom elektronisk signatur. Sigillet garanterar dokumentets äkthet. Det signerade dokumentet börjar på nästa sida. > This document package contains: - Front page (this page) - The original document(s) - The electronic signatures. These are not visible in the document, but are electronically integrated. This file is sealed with a digital signature. The seal is a guarantee for the authenticity of the document. the signed document follows on the next page Tämä asiakirja on sähköisesti allekirjoitettu EU-direktiivin (1999/93/EY) mukaisella allekirjoituksella. Detta dokument innehåller elektroniska signaturer enligt EU-direktivet (1999/93/EG) om ett gemenskapsramverk för elektroniska signaturer. This document contains electronic signatures using EU-compliant PAdES - PDF Advanced Electronic Signatures (Directive 1999/93/EC) >

Lausuntopyyntö 1 (2) 11.7.2019 1226/451/2019 Lausuntopyyntö tehoreservin tarpeen määrittämisestä Sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä annetun lain (117/2011) 4 :n 1 momentin perusteella Energiaviraston tehtävänä on määrittää tarvittavan tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Tehoreservin määrä tulee mitoittaa siten, että se edistää hyvän sähkön toimitusvarmuuden tason ylläpitämistä sähkönkulutuksen huippujen ja sähköntuonnin häiriöiden aikana. Lisäksi on otettava huomioon tarjolla olevan vaatimukset täyttävän kapasiteetin määrä sekä tehoreservin hankintakustannukset. Tehoreservin määrän arvioinnin tueksi Energiavirasto on tehnyt virkatyönä selvityksen (jäljempänä selvitys) tarvittavasta tehoreservin määrästä. Energiavirasto on arvioinut selvityksessä sähkötehon riittävyyttä Suomessa vuosina 2020-2022. Sähkötehon riittävyydellä on tarkoitettu arviointia siitä, kuinka todennäköisesti kysyntään pystytään vastaamaan sähköjärjestelmän tuotanto- ja tuontikapasiteetilla ja mikä on kustannusten kannalta optimaalinen toimitusvarmuuden taso sekä tehoreservin määrä. Kustannusten kannalta optimaalisella tehoreservin määrällä tarkoitetaan pienimpiä mahdollisia kokonaiskustannuksia, jotka syntyvät tehovajeen haittakustannusten sekä tehoreservin hankinnan kustannusten summasta. Selvitys ei ota kantaa, paljonko tehoreservikapasiteettia tulisi hankkia, vaan toimii pohjana määrän arvioinnille. Selvitys on sisällytetty tämän lausuntopyynnön liitteisiin, mutta se on myös julkaistu Energiaviraston toimitusvarmuuden internetsivuille 1. Edellisen kerran Energiavirasto on määrittänyt tehoreservin määrän 1.11.2016 annetulla päätöksellä (dnro 1649/451/2016). Kyseisessä päätöksessä tavoiteltavan tehoreservin määräksi ajanjaksolle 1.7.2017-30.6.2020 määritettiin noin 600 MW. Energiavirasto on valmistellut oheisen luonnoksen uudeksi päätökseksi tarvittavan tehoreservin määrästä. Luonnoksessa virasto esittää, että seuraavaksi tehoreservikaudeksi asetettaisiin kahden vuoden mittainen jakso, 1.7.2020 30.6.2022. Tehoreservin kokonaismäärä pidetään samalla tasolla kuin edellisellä tehoreservikaudella. Näin ollen Energiavirasto esittää tehoreservin määräksi yhteensä noin 600 MW edellä mainitulla ajanjaksolla. Määrä sisältää sekä voimalaitosreservin että sähkönkulutuksen joustoon kykenevät kohteet. Energiavirasto varaa mahdollisuuden antaa lausunnon tai lausuntoja oheisesta päätösluonnoksesta ja/tai selvityksestä (selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2020-2022). Lausunnot tulee olla toimitettuna Energiavirastolle 18.8.2019 klo 16:00 mieluiten sähköpostitse osoitteeseen kirjaamo@energiavirasto.fi. Lausunnon voi toimittaa myös postitse osoitteeseen Energiavirasto, Lintulahdenkuja 4, 00530 Helsinki. Lausunnossa pyydetään viittaamaan diaarinumeroon 1226/451/2019 (tehoreservin määrä). Lisätietoja asiasta antaa asiantuntija Olli Taipale, olli.taipale@energiavirasto.fi, 029 5050 142 1 Energiavirasto Toimitusvarmuus, https://energiavirasto.fi/toimitusvarmuus

Lausuntopyyntö 2 (2) 11.7.2019 1226/451/2019 Liitteet 1. Päätösluonnos, Tehoreservin tarpeen määrittäminen ajanjaksolle 1.7.2020 30.6.2022 2. Selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2020-2022 Tiedoksi Työ- ja elinkeinoministeriö / Energiaosasto Huoltovarmuuskeskus Fingrid Oyj Elinkeinoelämän keskusliitto ry Energiateollisuus ry Paikallisvoima ry Suomen Sähkönkäyttäjät ry (ELFI)

Päätös[LUONNOS] 1(9) 11.7.2019 1226/451/2019 Tehoreservin tarve ajanjaksolle 1.7.2020 30.6.2022 Selostus asiasta Sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä annetun lain (117/2011, jäljempänä tehoreservilaki) 4 :n 1 momentin perusteella Energiaviraston tehtävänä on määrittää tarvittavan tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Energiavirasto määrittää tällä päätöksellä tehoreservilain 4 :n mukaisesti tehoreservin tarpeesta. Tehoreservin määrä tulee mitoittaa siten, että se edistää hyvän sähköntoimitusvarmuuden tason ylläpitämistä sähkönkulutuksen huippujen ja sähköntuonnin häiriöiden aikana. Lisäksi on otettava huomioon tarjolla olevan vaatimukset täyttävän kapasiteetin määrä sekä tehoreservin hankintakustannukset. Asiaan liittyvä lainsäädäntö Asian valmistelu Laki sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä (117/2011, jäljempänä myös tehoreservilaki) Tehoreservilain 1 :n mukaan: Lain tarkoituksena on sähkön toimitusvarmuuden turvaamiseksi luoda edellytykset sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavan tehoreservin ylläpitämiselle Suomen sähköjärjestelmässä. Tehoreservilain 4 :n mukaan Energiaviraston tehtävänä on määrittää tarvittavan tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Tehoreservin määrä tulee mitoittaa siten, että se edistää hyvän sähköntoimitusvarmuuden tason ylläpitämistä sähkönkulutuksen huippujen ja sähköntuonnin häiriöiden aikana. Lisäksi on otettava huomioon tarjolla olevan vaatimukset täyttävän kapasiteetin määrä sekä tehoreservin hankintakustannukset. Tarvittavan tehoreservin määrä sekä sen määrittämisessä käytetyt perusteet on julkaistava. Energiavirasto voi tehoreservin hankintapäätöstä tehdessään perustellusta syystä poiketa 1 momentissa tarkoitetusta tehoreservin määrästä. Selvitystyö Suomessa tarvittavan tehoreservin määrästä Pöyry Management Oy:n tekemä selvitys Pöyry Management Consulting Oy teki vuonna 2016 Energiavirastolle selvityksen sähkötehon riittävyydestä vuosina 2017-2022 (jäljempänä Pöyryn selvitys). Pöyryn selvityksessä tutkittiin tehon riittävyyden ja toimitusvarmuuden arviointia siitä, kuinka todennäköisesti sähkön kysyntään pystytään vastaamaan

Päätös[LUONNOS] 2(9) 11.7.2019 1226/451/2019 sähkönjärjestelmän tuotannon ja rajasiirtoyhteyksien avulla. Lisäksi tässä selvityksessä arviointiin mikä on riittävä ja kustannusten kannalta optimaalinen toimitusvarmuuden taso. Pöyryn selvityksessä tutkittiin sähköjärjestelmän tuotantoyksiköiden sekä rajasiirtoyhteyksien käytettävyyden todennäköisyyksiä. Näistä lähtötiedoista laskettiin teho- ja energiavajeen odotusarvot vuosille 2017-2022. Tehovajeen odotusarvoa verrattiin oletettuihin haittakustannuksiin sekä oletettuihin tehoreservin hankintakustannuksiin, jolloin saatiin mallinnettua kokonaistaloudellisesti kustannusoptimi ratkaisu. Lähtöoletuksena Pöyryn selvityksen perusskenaariossa on käytetty alhaisempaa (10 000 /MWh) haittakustannusta ja korkeampaa hankintakustannusta (30 000 /MWh/a). Pöyryn selvityksessä todetaan kuitenkin näiden lähtöarvojen herkkyystarkastelussa, että lähtöarvoja muutettaessa laskenta antaa merkittävästi poikkeavia arvoja kokonaistaloudellisesti optimin tehoreservin määrän hankintaan. Vuosille 2020 2022 Pöyryn selvityksessä tehovajeen odotusarvon arviointiin olevan noin 0,96 +- 0,1 [h/a] ja energiavajeen odotusarvon 0,35 +- 0,03 [GWh/a]. Näissä luvuissa on oletettu Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön olleen sen hetkisen tiedon mukaisesti käytössä vuodesta 2018 lähtien. Pöyryn selvitys oli taustamateriaalina 1.7.2017 alkaneen tehoreservikauden määräpäätökselle ja sen tarkastelu kattaa vuodet 2017 2022. Näin ollen selvityksen tuloksia on hyödynnetty taustana Energiaviraston tehdylle selvitystyölle sekä määräpäätökselle 1.7.2020 alkavalle tehoreservikaudelle. Energiaviraston tekemä selvitys Osana asian valmistelua Energiavirasto teki virkatyönä selvityksen (jäljempänä selvitystyö) tarvittavasta tehoreservin määrästä. Selvitystyössä tarkasteltiin Suomen toimitusvarmuuden arvioitua tilaa vuosina 2020 2022. Selvitystyön keskeisenä sisältönä oli analysoida sähkömarkkinoiden sekä sähköjärjestelmän kykyä huolehtia sähköntuotannon ja -kulutuksen välisestä tehotasapainosta. Selvitystyössä otettiin huomioon selvityksen ajanjaksolle tiedossa olevat ja oletetut muutokset, kuten Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön käyttöönotto (jäljempänä OL3). Selvitystyö vuosien 2020-2022 tehoreservin tarpeesta on tämän päätöksen taustamateriaaliksi ja on saatavilla Energiaviraston internetsivuilta 1. Energiavirasto on selvityksessään arvioinut sähkötehon riittävyyttä Suomessa vuosina 2020-2022. Sähkötehon riittävyydellä on tarkoitettu arviointia siitä, kuinka todennäköisesti kysyntään pystytään vastaamaan sähköjärjestelmän tuotanto- ja tuontikapasiteetilla ja mikä on kustannusten kannalta optimaalinen toimitusvarmuuden taso sekä tehoreservin määrä. Kustannusten kannalta optimaalisella tehoreservin määrällä tarkoitetaan pienimpiä mahdollisia kokonaiskustannuksia, jotka syntyvät tehovajeen haittakustannusten sekä tehoreservin hankinnan 1 Energiavirasto Toimitusvarmuus, https://energiavirasto.fi/toimitusvarmuus

Päätös[LUONNOS] 3(9) 11.7.2019 1226/451/2019 kustannusten summasta. Selvitys ei ota kantaa, paljonko tehoreservikapasiteettia tulisi hankkia, vaan toimii pohjana määrän arvioinnille. Selvityksessä erilaiset todennäköisyyslaskennoista saadut tulokset osoittavat, että kustannusten kannalta optimaalinen tehoreservin määrä voi muuttua merkittävästikin muuttamalla hieman lähtöoletuksia, kuten tehoreservin hankintakustannusta, tehovajeesta aiheutuvaa haittakustannusta, ennakoitua sähkötehon kulutushuippua tai voimalaitosyksiköiden ja rajasiirtoyhteyksien käytettävyyttä. Selvitystyössä on käytetty erilaisia skenaarioita ja lähtöoletuksia ja monet lähtöoletukset ovat olleet varovaisia arvioita. Selvitystyössä kokonaiskustannusten kannalta optimaaliseksi tehoreservin määräksi on arvioitu noin 600-1000 MW:ia riippuen skenaariosta ja käytetyistä lähtöoletuksista. Sidosryhmien kuuleminen Perustelut Sähkönkulutushuippu [Täydennetään kuulemisen jälkeen] Tehoreservilain 4 :n 1 momentin mukaan tehoreservin määrä tulee mitoittaa siten, että se edistää hyvän sähköntoimitusvarmuuden tason ylläpitämistä sähkönkulutuksen huippujen ja sähköntuonnin häiriöiden aikana. Lisäksi on otettava huomioon tarjolla olevan vaatimukset täyttävän kapasiteetin määrä sekä tehoreservin hankintakustannukset. Hallituksen esityksen (HE 299/2010 vp) 4 :ää koskevissa yksityiskohtaisissa perusteluissa on käsitelty tehoreservin määrittämistä. Pykälää koskevien yksityiskohtaisten perusteluiden mukaan tehoreservin kulloiseenkin tarpeeseen vaikuttavat tavoiteltava sähkön toimitusvarmuuden taso, sähkön tuotannon ja kulutuksen määrä Suomessa sekä sähkönsiirto Suomen ja naapurivaltioiden välillä. Arvioinnissa käytettävän tavoiteltavan toimitusvarmuuden tason määrittelyssä tulisi huomioida eduskunnan ja valtioneuvoston sähköntoimitusvarmuudesta mahdollisesti tekemät poliittiset linjaukset. Huomioon otettavia poliittisia linjauksia olisivat esimerkiksi valtioneuvoston antamissa energiapoliittisissa selonteoissa asetetut tavoitteet. Tehoreservin määrän mitoituksessa tulisi edellisen lisäksi ottaa huomioon toimitusvarmuuden paranemisesta saavutettavat hyödyt verrattuna hyötyjen saavuttamisesta aiheutuviin kustannuksiin. Järjestelmästä aiheutuvat kustannukset tulisi näin ollen myös suhteuttaa saavutettaviin hyötyihin. Tehoreservilain 4 :n 3 momentin nojalla Energiavirasto voi varsinaista tehoreservin hankintapäätöstä tehdessään perustellusta syystä poiketa tehoreservin määrää koskevasta arviosta. Energiavirasto on selvitystyönsä lisäksi perehtynyt hankittavan tehoreservin määrittelemisen kannalta relevantteihin seikkoihin ja tullut seuraaviin johtopäätöksiin:

Päätös[LUONNOS] 4(9) 11.7.2019 1226/451/2019 Suomen vuositason sähkönkulutus on ollut nousujohteista vuodesta 2016 lähtien 2. Sähkön kulutushuipulla ei kuitenkaan ole suoraa korrelaatiota vuosikulutukseen, vaan se vaihtelee vuosittain ja on erittäin riippuvainen kulutushuipun aikaisesta ulkolämpötilasta. Korkeat kulutushuiput ovat yleensä seurausta tavallista kylmemmästä sää jaksosta. Sähkön kulutusrakenteen muuttuessa kulutushuipun ja vuosikulutuksen suhde ei välttämättä noudata historiallisia arvoja. Tammikuussa 2016 koettiin toistaiseksi Suomen suurin sähkön kulutushuippu 15 105 MW. Toisaalta vaikka vuoden 2016 jälkeen kokonaiskulutus on ollut nousussa, vuoden 2018 kulutushuippu koettiin 28.2.2018, jolloin kulutushuippu oli 14 062 MW 3. Tulevina vuosina kylmänä talvijaksona kulutushuipun voidaan olettaa nousevan johtuen esimerkiksi sähkön kulutusrakenteen muutoksista. Tulevaisuudessa kysyntäjoustolla on entistä suurempi rooli sähkömarkkinoilla ja myös sillä on oma vaikutuksensa sähkönkulutukseen. Energiavirasto on selvitystyössään arvioinut, että talvikausilla 2020-2021 ja 2021-2022 kulutushuippu voisi olla noin 15 400 15 500 MW. Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa Suomen oma markkinoilla käytettävissä oleva kulutushuipunaikainen sähköntuotantokapasiteetti on laskenut vähän kuluvalla vuosikymmenellä. Talvikaudella 2015-2016 kotimainen käytettävissä oleva kapasiteetti oli noin 11 300 MW, kun taas talvikaudella 2020-2021 kotimaista käytettävissä olevaa kapasiteettia Energiavirasto arvioi olevan tarjolla noin 11 200 11 300 MW (ilman tehoreserviä). Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön (jäljempänä OL3) valmistuminen vuoden 2020 alussa vaikuttaa merkittävästi käytettävissä olevaan kotimaiseen sähköntuotantokapasiteettin. OL3 mukaan luettuna Energiavirasto on arvioinut talvikaudella 2020-2021 käytettävissä olevaksi kotimaiseksi sähköntuotantokapasiteetiksi 12 800 12 900 MW (ilman tehoreservejä). Talven tuotantohuippu voi erota tästä riippuen esimerkiksi tuulisuudesta sekä sähkömarkkinoiden tilanteesta. Kotimaisen sähköntuotantokapasiteettiin viime vuosina on vaikuttanut ja tulee vielä vaikuttamaan tuulivoimainvestoinnit. Vuoden 2015 jälkeen tuulivoiman maksimi tuotantokapasiteetti on noin kaksinkertaistunut vuoden 2017 loppuun mennessä. Talvikausilla 2020 2022 Energiavirasto on arvioinut tuulivoiman maksimi tuotantokapasiteetin nousevan nykyisestä tasosta. Energiaviraston arvioon vaikuttaa Energiaviraston kilpailuttaman uusiutuvan energian preemiojärjestelyn tulokset, PPA-sopimuksen ja näiden suunnitellut toteutusaikataulut 4. Preemiojärjestelmän tietojen pohjalta vuoden 2022 talvikauden loppuun mennessä tämän järjestelyn myötä tuulivoimaa olisi tulossa maksimissaan noin 260 MVA lisää. Nämä tuulivoimalat tulevat käyttöön vaiheittain vuosien 2020 2022 aikana. Tuulivoiman rakentamista on suunnitteilla merkittävä määrä, mutta vuoden 2017 lopun jälkeen 2 Energiateollisuus ry - Sähkötilastot, https://energia.fi/ajankohtaista_ja_materiaalipankki/tilastot/sahkotilastot 3 Fingrid Oyj - Suomen sähkönkulutus nousi kuluvan talven ennätyslukemaan noin 14 000 megawattiin 28.2.2018, https://www.fingrid.fi/sivut/ajankohtaista/tiedotteet/2018/suomen-sahkonkulutus-nousi-kuluvan-talven-ennatyslukemaan-noin-14-000-megawattiin-28.2.2018/ 4 Energiavirasto Preemiojärjestelmä, https://energiavirasto.fi/preemiojarjestelma

Päätös[LUONNOS] 5(9) 11.7.2019 1226/451/2019 markkinaehtoisesti rakennettuja tuulivoimaloita ei ole juurikaan tullut käyttöön 5. Tosin kesällä 2018 julkistettiin ensimmäiset Suomessa laaditut tuulivoimatuotantoa koskevat PPA-sopimukset (power purchase agreement), joiden perusteella on käynnistetty tuulivoiman rakennushankkeita markkinaehtoisesti ilman tukea 6,7. Kehittyvä teknologia voi muuttaa tilanteen nopeasti, joka voi johtaa nyt suunnitteilla olevien tuulipuistojen rakentamisten käynnistymiseen. Tätä on kuitenkin vaikea ennakoida. Sähköntuotantokapasiteetissa viime vuosina tapahtunut lasku on ollut seurausta muun muassa kiristyneestä päästöpolitiikasta, alentuneesta sähkön hinnasta sekä sähkön tuotantorakenteen muutoksesta. Alentuneen hinnan vuoksi tuotannon kannattavuus on heikentynyt, vanhoja laitoksia on poistettu kannattamattomina ja investoinnit ovat kohdistuneet pieniin tuotantoyksiköihin, joiden kapasiteetti ei ole pystynyt vastaamaan suurempien yksiköiden poistumaa. Siirtoyhteydet ja naapurimaat Suomella on sähkönsiirtoyhteyksiä naapurimaihin yhteensä noin 5 100 MW. Siirtokapasiteettia Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä rajoitetaan noin 300 MW Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön valmistumisen myötä. Muita merkittäviä muutoksia siirtokapasiteetin määrään vaikuttavia tekijöitä ei ole lähivuosien aikana toistaiseksi tiedossa. Suomeen naapurimaista saatavilla oleva sähkö ei ole riippuvainen ainoastaan siirtokapasiteetista vaan myös lähialueiden tuotantokapasiteetista sekä yhteyksistä lähialueille. Selvityksessä on otettu huomioon myös yhteispohjoismaisen sähkötehon riittävyys huippukuormituksen aikaan. Etenkin Ruotsin SE3-tarjousalueella on suljettu ja suljetaan ydinvoimaloita noin 2 000 MW tuotantokapasiteetin edestä lähivuosina. Nämä muutokset voivat vaikuttaa Suomeen siirrettävissä olevaan tehoon huippukulutustilanteessa. Energiaviraston selvitystyössä on mallinnettu, miten mahdolliset tuontirajoitukset SE3-tarjousalueelta Suomeen voivat vaikuttaa tarvittavaan tehoreservin määrään. Mallinnuksessa SE3-tarjousalueelta oletettiin rajasiirtokapasiteetin rajoittuvan siten, että siirtoyhteyden kapasiteetti on ensimmäiset kaksi tuntia kokonaan pois käytöstä ja aina kahden tunnin välein tehoa saadaan tuotua 100 MW lisää. Tällainen mallinnus kattaa 24h ajanjakson. Luontaisesti rajoitettu rajasiirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen lisää tehoreservin tarvetta Suomessa. Sähkön toimitusvarmuuden taso 5 Suomen Tuulivoimayhdistys ry - Tilastot vuodelta 2018, https://www.tuulivoimayhdistys.fi/tietoa-tuulivoimasta/tilastot 6 Epressi CPC Finland aloittaa markkinaehtoisen tuulipuiston rakentamisen isojoella, https://www.epressi.com/tiedotteet/talous/cpc-finland-aloittaa-markkinaehtoisen-tuulipuiston-rakentamisen-isojoella.html 7 wpd Finland Oy - wpd solmii sähköntoimitussopimuksen Googlen kanssa, http://www.wpd-finland.com/fileadmin/user_upload/wpd_solmii_saehkoentoimitussopimuksen_googlen_kanssa_.pdf

Päätös[LUONNOS] 6(9) 11.7.2019 1226/451/2019 Tehoreservin määrä Energiaviraston tekemän selvityksen mukaan sähkötehon riittävyyden kannalta kriittisin aika on ennen Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön valmistumista. Tehovajeen odotusarvo kuvaa keskimääräistä aikaa, jolloin sähköntarjonta ei riitä kattamaan sähkönkysyntää. Arvo ei ota kantaa tehovajeen suuruuteen. Sähkö-ENTSO:n 3.10.2018 julkaiseman keskipitkän aikavälin sähkön riittävyyttä koskevan raportin 8 mukaan tehovajeen odotusarvo olisi Suomessa vuonna 2020 noin 3,6 h/a ja energiavajeen odotusarvo 1,2 GWh, mikäli tehoreserviä ei hankita lainkaan. Pöyry Management Consulting Oy:n vuonna 2016 Energiavirastolle tekemän selvityksen mukaan vastaavat luvut vuodelle 2018 olivat tehovajeen odotusarvolla 3,7 h/a ja energiavajeen odotusarvolla 1,32 GWh. Näistä luvuista päätellen toimitusvarmuuden tilanne on pysytellyt samalla tasolla näiden vuosien aikana. Pöyry Management Constulting Oy:n raportissa ja Energiaviraston tekemässä selvityksissä Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön valmistumisen jälkeen tehovajeen odotusarvo ilman tehoreserviä laskee yhden tunnin kohdille vuodessa. Energiavirasto toteaa, että Olkiluodon kolmas voimalaitosyksikkö helpottaa Suomen tehotasetta, pienentää tehovajeen todennäköisyyttä sekä alentaa tarvittavaa tehoreservin määrää saman toimitusvarmuustason ylläpitämiseksi. Lisäksi virasto toteaa, että näin suuren voimalaitosyksikön vikaantuminen voi kuitenkin aiheuttaa merkittäviä energiavajeita lyhyilläkin ajanjaksoilla. Tehoreservilakia koskevan hallituksen esityksen (HE 299/2010 vp) mukaan tehoreservin määrän arvioinnissa tulee huomioida tavoiteltava toimitusvarmuuden taso, jossa on huomioitava eduskunnan ja valtioneuvoston sähköntoimitusvarmuudesta mahdollisesti tekemät poliittiset linjaukset. Lisäksi on huomioitava tehoreservistä saatavat hyödyt suhteessa kustannuksiin. Suomessa ei ole tällä hetkellä lainsäädännössä tai eduskunnan ja valtioneuvoston tekemissä poliittisissa linjauksissa määritetty tarkkaa arvoa tavoiteltavalle sähkön toimitusvarmuuden tasolle. Tammikuussa 2017 julkaistussa kansallisessa energiaja ilmastostrategiassa 9 on tosin linjattu tavoitteeksi määritellä sähkötehon riittävyyteen liittyvä sähkön toimitusvarmuustavoite. Energiavirasto katsoo, että tarkempien poliittisten linjausten puuttuessa tehoreservijärjestelmä toimii sille tehoreservilaissa asetettujen tavoitteiden mukaisesti, kun se kustannustehokkaasti lisää sähköjärjestelmän toimitusvarmuutta. Energiaviraston tekemän selvityksen perusteella tarvittavan tehoreservin määrään vaikuttaa olennaisesti OL3-voimalaitosyksikön käyttöön ottaminen ja käytettävyys huippukulutuksen aikana. Teollisuuden Voima Oy:n 10.4.2019 julkaiseman tiedotteen 10 mukaan laitostoimittaja päivittää OL3-voimalaitosksikön projektiaikataulua ja toimittaa sen Teollisuuden Voima Oyj:lle kesäkuun 2019 aikana. Laitostoimittajan marraskuussa 2018 toimittaman aikataulun mukaan polttoaineen asennuksen 8 Entso-E - MAF 2018, https://www.entsoe.eu/outlooks/midterm/ 9 Valtioneuvoston selonteko kansallisesta energia- ja ilmastostrategiasta vuoteen 2030, https://tem.fi/strategia2016 10 TVO - Laitostoimittaja päivittää OL3-projektin aikataulua, https://www.tvo.fi/news/2103

Päätös[LUONNOS] 7(9) 11.7.2019 1226/451/2019 oli suunniteltu alkavan kesäkuussa 2019, laitosyksikkö liitettäisiin valtakunnan verkkoon lokakuussa 2019 ja säännöllinen sähköntuotanto alkaisi tammikuussa 2020. Teollisuuden Voima Oy:n saaman tiedon mukaan polttoainetta ei asenneta reaktoriin ainakaan ennen elokuun 2019 loppua. Energiavirasto on tätä syystä arvioinut tarvittavan optimaalisen tehoreservin määrää eri skenaarioilla sen mukaan, onko OL3-voimalaitosyksikkö normaalisti käytettävissä huippukulutuksen (kulutushuippuna 15 400 MW) aikana. Mikäli Suomen huippukulutuksen aikana OL3-voimalaitosyksikkö on normaalisti käytettävissä eikä tuontia SE3-tarjousalueelta Suomeen rajoitettaisi, tehoreserville ei Energiaviraston arvion mukaan ole tarvetta huippukulutustilanteessa 11 talvikausilla 2020-2021 ja 2021-2022. Toisaalta mikäli Suomen huippukulutuksen aikana OL3-voimalaitosyksikkö ei olisi lainkaan käytettävissä ja samalla myös tuontia Ruotsin SE3-tarjousalueelta Suomeen rajoitettaisiin, tehoreservijärjestelmän kokonaiskustannusten kannalta optimaalinen tehoreservin tarve olisi noin 600 1 000 MW. Tehoreservin määrää arvioitaessa on kuitenkin huomioitava, miten järjestelmän kokonaiskustannukset muuttuvat eri tehoreservin määrillä ja mikä toimittamatta jääneen sähkön arvo olisi. Kasvatettaessa tehoreservin määrää hieman kokonaiskustannusten kannalta katsottua optimimäärää suuremmaksi kokonaiskustannukset kasvavat vielä varsin maltillisesti edellyttäen, että lisäkapasiteetin hankintakustannukset eivät lähde merkittävästi kasvamaan. Käytännössä tehoreservikapsiteetin hankintakustannukset eivät kasva lineaarisesti, vaan lisäkapasiteetin yksikkökustannus (EUR/MW) kasvaa. Kokonaiskustannusten kannalta optimaaliseen tehoreservin määrään vaikuttavat tehoreservin hankintakustannusten ohella myös epävarmuudet sähkön kysyntää sekä käytettävissä olevaa sähköntuotantokapasiteettia ja sähkönsiirtoyhteyksien kautta käytettävissä olevaa tuontikapasiteettia koskevissa oletuksissa. Epävarmuudet sähkön siirtoyhteyksien kautta käytettävissä olevan sähköntuontikapasiteetin ja kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin käytettävyydessä vaikuttavat myös osaltaan tehovajeen odotusarvoon ja näin myös optimaalisen tehoreservin määrään. Energiaviraston ja Pöyryn tekemien selvitysten perusteella tehoreservin tarve on suurin ennen OL3-voimalaitosyksikön käyttöönottamista. Tämän jälkeen kustannusten kannalta optimaalisen tehoreservin tarve vähenee. Energiavirasto toteaa, että OL3-voimalaitoksen käyttöönoton alkuvaiheessa laitos ei välttämättä saavuta samaa käytettävyyttä kuin muut Suomessa olevat ydinvoimalaitokset. Nämä epävarmuudet on Energiaviraston näkemyksen mukaan otettava tehoreservin määrää arvioitaessa erityisesti otettava huomioon. Edellä esitetyn perusteella Energiavirasto katsoo, että tehoreserviä tarvitaan Suomessa hyvän toimitusvarmuuden tason ylläpitämiseksi 1.7.2020 alkavalle 11 Käytettäessä toimittamatta jääneen sähkön arvona 10 000 EUR/MWh ja tehoreservin hankintakustannuksena 20 000 EUR/MW.

Päätös[LUONNOS] 8(9) 11.7.2019 1226/451/2019 tehoreservikaudelle noin 600 MW. Määrä sisältää sekä voimalaitosyksiköt sähkönkulutuksen joustoon kykenevät kohteet. Energiavirasto voi varsinaista hankintaa tehdessään laskea tai nostaa tätä määrää, riippuen saatavista tarjouksista ja tehoreservin kustannuksista tehoreservilain 4 :n mukaisesti. Mikäli tarjousvaiheessa esimerkiksi tehoreservin kustannukset nousevat ennakoidusta, voi myös pienempi hankittava tehoreservin määrä olla perusteltu. Tehoreservikauden pituus Ratkaisu Tehoreservilain 4 :n mukaan Energiaviraston on määritettävä tarvittavan tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Lähivuosina suurin Suomen toimitusvarmuuden tasoon vaikuttava yksittäinen tekijä on OL3-voimalaitosyksikön valmistuminen. Sähköteholtaan OL3-voimalaitosyksikkö on 1 600 MW. Tämän voimalaitosyksikön valmistumisen myötä Pohjois-Suomen ja Ruotsin välillä olevaa vaihtosähköyhteyttä rajoitetaan noin 300 MW. Suomessa ja lähialueilla tapahtuu muutoksia, jotka vaikuttavat Suomen toimitusvarmuuteen. Energiavirasto toteaa, että OL3-voimalaitoksen käyttöönoton aikatauluun sisältyy epävarmuutta. Samaten epävarmuuksia sisältyy myös voimalaitoksen käytettävyyteen sen käyttöönoton alkuvaiheessa. Erityisesti vuoden 2020 tilanteeseen sisältyy riskejä ja epävarmuuksia, jotka voivat vaikuttaa tarvittavan tehoreservin määrään. Energiavirasto katsoo, että tehoreservikauden ollessa vain yhden vuoden pituinen kapasiteetin hankintakustannukset voisivat nousta oletetusta. Edelleen yhden vuoden jakson aikana tehoreservin määrään vaikuttavat epävarmuustekijät eivät välttämättä ole muuttuneet siten, että tarve olisi muuttunut. Kahden vuoden jaksolla voidaan saada paremmin kokemusta erityisesti OL3-voimalaitoksen käytettävyydestä ja siten voidaan paremmin arvioida uudestaan tehoreservikapsiteetin tarvetta. Energiavirasto ei pidä perusteltuna tässä tilanteessa myöskään kahta vuotta pidempää tehoreservikautta. Energiavirasto katsoo, että järjestelmän kannalta perustelluin jakso tulevalle tehoreservin määrälle on kaksi vuotta, 1.7.2020 30.6.2022. Kahden vuoden jakso on myös mahdollista jakaa erilaisiin hankintajaksoihin erilaisen kapasiteetin osalta tehoreservilain 5 :n 2 momentin mukaisesti. Tämä tarkoittaa, että osa tarvittavasta tehoreservin määrästä on mahdollista hankkia kahdeksi vuodeksi ja osa kapasiteetista lyhemmiksi jaksoiksi. Energiavirasto päättää, että Suomessa tarvittavan tehoreservin kokonaismäärä on noin 600 MW aikavälille 1.7.2020 30.6.2022. Päätöksestä ei voi valittaa.

Päätös[LUONNOS] 9(9) 11.7.2019 1226/451/2019 Soveltuvat säännökset Laki sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä (117/2011), 1, 4 ja 5,

Selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2020-2022 1.7.2019

2 Sisällys 1 Johdanto... 3 2 Menetelmä ja oletukset... 4 2.1 Monte Carlo -simulaatio... 4 2.2 COPT-menetelmä... 4 2.3 Käytetyt lähtöoletukset... 5 2.3.1 Ydinvoima ja lauhdevoima... 7 2.3.2 Kaukolämpöä tuottavat CHP-laitokset... 7 2.3.3 Teollisuuden CHP-laitokset... 8 2.3.4 Vesivoima... 8 2.3.5 Tuulivoima... 9 2.3.6 Rajasiirtoyhteydet... 9 2.3.7 Kulutusjousto... 10 2.3.8 Kulutus... 10 3 LOLE:n arvo eri skenaarioissa... 12 3.1 Olkiluoto 3 ei ole käytössä... 12 3.2 Olkiluoto 3 on käytössä... 14 4 Tuotavissa oleva sähkö naapurimaista... 16 4.1 Ruotsin ylijäämä... 19 4.2 Fennoskan-mallinnuksen tulokset... 22 5 Tehoreservin hankintakustannukset verrattuna haittakustannuksiin... 28 5.1 Tuontisähköä rajoittavat vain siirtoyhteyksien odottamattomat vikaantumiset. 28 5.2 Tuotavissa olevaa sähköä Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu... 29 5.3 Olkiluoto 3:n vaikutus... 33 6 Pohdinta... 35 Liite 1 LOLE ja ENS Entso-E:n Mid Term Adequacy Forecast 2018 -raportin mukaan

3 1 Johdanto Tehoreservijärjestelmä on ollut Suomessa käytössä vuodesta 2007 lähtien. Järjestelmän tavoitteena pyrkiä varmistamaan sähköntuotannon ja - kulutuksen tasapaino Suomen sähköjärjestelmässä. Järjestelmä perustuu tehoreservilakiin (117/2011, Laki sähköntuotannon ja -kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä). Energiaviraston tehtävänä on määrittää tarvittavan tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Tarvittavan tehoreservin määrän mitoituksessa keskeisiä suureita ovat tehovajeen odotusarvo (LOLE - Loss of Load Expectation) ja energiavajeen odotusarvo (ENS - Energy Not Supplied). LOLE kertoo, kuinka monta tuntia vuodessa sähkön tuotannon ja tuonnin ei odoteta riittävän kattamaan sähkön kulutusta. LOLE ei kuitenkaan kerro tehovajeen syvyyttä, ja pieni tehovaje voikin olla hallittavissa kantaverkkoyhtiön toimenpiteillä. ENS taas kertoo kuinka paljon sähköä jää toimittamatta tehovajetunteina. Usein optimaalisin tehoreservikapasiteetti löydetään, kun verrataan tehoreservin hankintakustannuksia toimittamatta jääneen sähkön arvoon. Pohjimmiltaan tehoreservin mitoituksessa on kyse toimitusvarmuuden parantamisesta mahdollisimman kustannustehokkaasti. Usein lopullinen päätös hankittavasta kapasiteetista voidaan tehdä vasta tarjousten saamisen jälkeen. Tässä selvityksessä on analysoitu tarvittavan tehoreservin määrään vaikuttavia tekijöitä sekä tehoreservin tarvetta vuosina 2020 2022. Energiavirasto vahvistaa tehoreservin määrän erillisellä päätöksellä. Energiavirasto on laatinut tämän selvityksen virkatyönä.

4 2 Menetelmä ja oletukset Tässä selvityksessä LOLE:lle ja ENS:lle lasketaan arvoja eri skenaarioilla hyödyntäen kahta erilaista menetelmää: COPT-laskentaa (Capacity Outage Propability Table) ja Monte Carlo simulaatiota. Molemmissa menetelmissä käytetyt lähtöoletukset ovat samat. Käytetyt lähtöoletukset on esitetty kappaleessa 2.3. 2.1 Monte Carlo -simulaatio Monte Carlo -simulaatio on käytetyistä menetelmistä yksinkertaisempi. Menetelmässä käytännössä arvotaan vikaantumistodennäköisyyksien perusteella, toimiiko yksittäinen voimalaitos tai siirtoyhteys tietyllä hetkellä vai ei. Vertaamalla käytettävissä olevaa tuotanto- ja siirtokapasiteettia kulutukseen, saadaan laskettua LOLE ja ENS. Tässä selvityksessä simulaatio toistetaan tuhat kertaa, ja lopputulos muodostuu näiden simulaatioiden keskiarvosta. 2.2 COPT-menetelmä COPT-menetelmässä vuoden jokaiselle tunnille lasketaan todennäköisyys sille, että sähkön tuotanto ja tuonti eivät riitä kattamaan kulutusta. Kun vuoden tunnit lasketaan yhteen, saadaan LOLE yksikössä h/vuosi. Erona Monte Carlo -simulaatioon on se, että LOLE:a kertyy myös tunneilta, jotka eivät ole odotusarvoisesti alijäämäisiä. LOLE:a kertyy vuoden jokaiselta tunnilta, vaikkakin pienimmät todennäköisyydet ovat lähellä nollaa. COPT-menetelmässä siirtokapasiteeteille Venäjän siirtoa lukuun ottamatta lasketaan todennäköisyydet jokaiselle mahdolliselle yhdistelmälle, ja kokonaisteho, jonka kyseiset yhdistelmät pystyvät tuomaan. Ydin- ja lauhdevoimalle lasketaan binomitodennäköisyyteen perustuvat todennäköisyydet jokaiselle vikaantumisyhdistelmälle. Tässä oletetaan, että jokainen ydinvoimalaitos ja jokainen lauhdelaitos on saman kokoinen. Muodostetaan binomijakauma, jossa jokainen siirto- ja tuotantomahdollisuus otetaan huomioon. Saatavilla olevaan tehoon lisätään aiemmin listatut historiaan perustuvat arviot muista tuotantomuodoista sekä Venäjän tuonti. Sähkön CHP (kaukolämpö) -tuotanto vähennetään kulutusaikasarjasta. Kaikki mahdolliset tehoyhdistelmät asetetaan suuruusjärjestykseen. Tehoportaiden todennäköisyysjakaumasta muodostetaan kumulatiivinen todennäköisyysjakauma. Lineaarisella interpoloinnilla portaita muokataan niin,

5 että välit ovat vakioita (50 MW). Kuvassa 1 on esimerkki käytettävissä olevasta tehosta satunnaisella ajanhetkellä. Kun sitä verrataan kyseisen hetken kulutukseen, voidaan vaaka-akselilta lukea LOLE. Esimerkissä kyseisen hetken kulutus on 15 900 MW, jolloin käyrän perusteella kyseisen tunnin LOLE-kertymä on noin 0,5 h. LOLE lasketaan vuoden jokaiselle tunnille erikseen, ja yksittäiset tunnit summataan. Näin ollen lopputuloksena saadaan LOLE yksikössä h/a. 16100 15900 15700 15500 MW 15300 15100 14900 tuotanto + tuonti 14700 kulutus 14500 1 0,8 0,6 LOLE [h] 0,4 0,2 0 Kuva 1 LOLE:n arviointi satunnaisella ajanhetkellä. Kuva ei esitä laskennan lopputulosta, vaan se on esitetty esimerkin vuoksi. 2.3 Käytetyt lähtöoletukset Tuotannolle ja rajasiirtoyhteyksien käytettävyydelle muodostetaan todennäköisyysjakauma. Osa tuotannosta on riippuvaisia ulkoisista tekijöistä, kuten säästä, kun taas toisten tuotantomuotojen käytettävyyttä huippukuormitustilanteessa rajoittavat vain vikaantumiset. Ydinvoimalle ja lauhdevoimalle lasketaan vikaantumistodennäköisyyksiin perustuvat jakaumat, kun taas muiden tuotantomuotojen käytettävyyttä arvioidaan historian perusteella. Selvityksessä käytetyt eri tuotantomuotojen käyttöä ja käytettävyyttä koskevat keskeiset oletukset ovat:

6 Sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksia (CHP) ajetaan yleensä lämmöntarpeen mukaan, eikä koko sähköntuotantokapasiteetti näin ollen välttämättä ole käytettävissä. Teollisuuden CHP-laitoksissa lämmöntarve pysyy usein vakiona säästä riippumatta, kun taas kaukolämmön tarpeen määrittää ulkolämpötila. CHP-laitoksissa voi olla myös lämmöntarpeesta riippumatonta erillistä sähköntuotantoa, mikä on huomioitu tässä selvityksessä. Lisäksi ns. väliottolauhdutusturbiineja voidaan ajaa tarvittaessa täysin lauhdetuotantona, mutta tässä selvityksessä kyseisiä laitoksia käsitellään kuten muitakin CHP-laitoksia, eli lämmöntarve edellä. Lauhdevoimaa kannattaa ajaa korkean sähkönhinnan aikana täydellä teholla. Tässä selvityksessä lauhdevoimaksi lasketaan myös CHPlaitosten lisälauhdetuotanto. Tuotantoa rajoittaa vain odottamattomat vikaantumiset. Ydinvoimaa ajetaan suurista pääomakustannuksista ja suhteellisen alhaisista muuttuvista kustannuksista johtuen jatkuvasti lähes täydellä teholla. Tuotantoa rajoittaa vain odottamattomat vikaantumiset. Vesivoiman tuotanto riippuu vesivarastoista ja virtausmääristä. Asennettua kokonaiskapasiteettia ei käytännössä ole mahdollista hyödyntää täysimääräisesti. Tuulivoimaa oletetaan olevan käytettävissä 6 % maksimikapasiteetista. Taulukko 1 Eri tuotantomuotojen käytettävyys Tuotantomuoto Käytettävissä Ydinvoima Vikaantuvuuden mukaan, vikakerroin 2 % Lauhdevoima (sis. lisälauhdeosuudet) Vikaantuvuuden mukaan, vikakerroin 5 % Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Vesivoima Tuulivoima Lämmöntarpeen mukaan, max 80 % kokonaiskapasiteetista 50 % kokonaiskapasiteetista 80 % kokonaiskapasiteetista 6 % kokonaiskapasiteetista

7 Taulukossa 1 on esitetty eri tuotantomuotojen käytettävyydet. 2.3.1 Ydinvoima ja lauhdevoima Ydinvoiman ja lauhdevoiman vikakertoimet perustuvat Pöyryn vuonna 2008 tekemään selvitykseen voimalaitosten käytettävyyksistä 1. Lauhdetuotantokapasiteettiin lasketaan mukaan kapasiteetti, joka Energiaviraston voimalaitosrekisterissä on ilmoitettu vastapaine- tai kombituotannon lauhdeosuudeksi. Luvut ovat ns. tuntitehoja, jotka on voimalaitosrekisteriin ilmoitettu olevan käytössä huippukuormituskaudella (joulu-helmikuu), kun kaukolämmöntuotanto on maksimissa. Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön (OL3) osalta tässä selvityksessä on erikseen tarkasteltu skenaarioita, joissa yksikkö on käytettävissä huippukulutustilanteessa normaalin vikakertoimen mukaisella todennäköisyydellä tai se ei ole lainkaan käytössä huippukulutustilanteessa. 2.3.2 Kaukolämpöä tuottavat CHP-laitokset Kaukolämpöä tuottavissa CHP-laitoksissa sähköntuotanto perustuu lämmöntarpeeseen. Tutkimalla historiadataa sähköntuotannosta ja kulutuksesta havaitaan, että sähkön tuotanto CHP (kaukolämpö) -laitoksissa korreloi melko voimakkaasti sähkön kulutuksen kanssa (esim. vuonna 2016 korrelaatiokerroin R 2 =0,81). Tästä syystä on perusteltua vähentää CHPlaitosten sähkön tuotannon tuntiaikasarja sähkön kulutuksen tuntiaikasarjasta. Tässä selvityksessä käytetään kaukolämpöä tuottavien CHP-laitosten sähköntuotannon pohjana sähkön kulutuksen tavoin vuotta 2016. Jokaiselle tunnille lasketaan tuotanto prosentteina kyseisen vuoden maksimikapasiteetista. Nämä luvut asetetaan suuruusjärjestykseen ja lajitellaan sataan yhtä suureen ryhmään. Lopullinen CHP-laitosten sähköntuotannon pysyvyyskäyrä muodostetaan näiden ryhmien keskiarvoista, eli kuvaajan muoto on porrasmainen. Näin ensimmäisen ryhmän tehoksi muodostuu noin 80 % maksimituotantokapasiteetista. Samankaltaista menetelmää käytti Pöyry edellisessä tehoreservin selvitystyössä 2. 1 Pöyry Energy Oy. 2008. Voimalaitosten käytettävyysselvitys 2 Pöyry Management Consulting Oy. 2016. Selvitystyö tarvittavasta tehoreservin määrästä ajanjaksolle 2017 2022

8 2.3.3 Teollisuuden CHP-laitokset Teollisuuden CHP-laitosten sähkön tuotantoa määrittää yleensä lämpötehon tarve tuotantolaitoksilla, eikä se ole juurikaan riippuvainen ulkoisista tekijöistä, kuten säästä. Tuotannossa on kuitenkin vaihtelua eri kuukausien välillä, minkä Pöyry huomioi edellisessä tehoreservin selvitystyössä. Tässä selvityksessä on kuitenkin valittu teollisuuden CHP-laitosten sähkön tuotannolle 50 % kokonaiskapasiteetista ympäri vuoden, mikä osuu Pöyryn kuvaamalle vaihteluvälille (Kuva 2). 2.3.4 Vesivoima Kuva 2 Teollisuuden CHP-tuotannon kuukausittaiset vaihtelut. (Pöyry 2016) Vesivoiman käytettävyydelle on tässä selvityksessä valittu 80 % ympäri vuoden. Todellisuudessa vesivoiman tuotanto vaihtelee voimakkaasti. Kun tarkastellaan dataa vuosilta 2010 2017, havaitaan, että vesivoiman tuotanto on ollut alimmillaan noin 11 % ja korkeimmillaan noin 87 % kokonaiskapasiteetista. Suurimmilla tuntihinnoilla (yli 200 /MWh) vesivoimatuotannon keskiarvo on ollut noin 75 %. Osa vesivoimasta kuuluu Fingridin reserveihin, mikä selittää sitä, että historiatiedoissa vesivoiman toteutunut tuotanto voi olla oletettua pienempi, vaikka kyseinen tunti olisikin otollinen vesivoiman tuotannolle. Edellä mainittuihin faktoihin nojaten 80 % maksimikapasiteetista pidetään realistisena oletuksena vesivoiman käytettävyydelle huippukuormitustilanteessa. Todellisessa tehopulatilanteessa sähkön markkinahinnan pitäisi nousta nelinumeroisiin lukuihin, mikä lisäisi vesi-

9 2.3.5 Tuulivoima voimatuottajien kannustinta ajoittaa tuotantonsa huippukuormitustunneille. Tuulivoiman kohdalla huippukuormituskaudella käytettävissä olevana tehona tässä selvityksessä on käytetty 6 % kokonaiskapasiteetista. Samaa arviota Energiavirasto on käyttänyt useita vuosia mm. sähkön toimitusvarmuusraporteissa. On kuitenkin mahdollista, että kovilla pakkasilla tuulituotanto on huomattavasti korkeampaakin. Nykyiset tuulivoimalat ulottuvat ns. inversiokerroksen yläpuolelle, jossa tuuli voi olla napakkaa, vaikka maan pinnalla olisi tyyntä. 2.3.6 Rajasiirtoyhteydet Taulukko 2 Siirtoyhteydet Suomeen ja laskennassa käytetyt kapasiteetit Siirtoyhteys Siirtokapasiteetti Suomeen Vikakerroin Fennoskan 1 (DC) Fennoskan 2 (DC) 400 MW 6 % 800 MW 6 % Estlink 1 (DC) 350 MW 6 % Estlink 2 (DC) 650 MW 6 % RAC 1 (AC) 750 MW (OL3 jälkeen 600 MW) 2 % RAC 2 (AC) 750 MW (OL3 jälkeen 600 MW) 2 % Venäjä 1400 MW Tarkastellaan erillään Taulukossa 2 esitetyt siirtokapasiteetit ovat TSO:iden määrittämiä NTCarvoja (Net Transfer Capacities). Ruotsin AC yhteyksien kohdalla on tässä selvityksessä oletettu molempien pystyvän siirtämään 750 MW (yhteensä 1 500 MW). Vikakertoimina on käytetty samoja, joita Pöyry käytti edellisessä tehoreservin selvitystyössä. Tässä selvityksessä on erikseen tarkasteltu skenaarioita, joissa rajasiirto-

10 yhteyksien käytettävyydestä riippumatta sähkön tuontia Ruotsista Suomeen rajoitettaisiin huippukulutustilanteessa. Venäjältä tuotu sähkö taas sisältää enemmän epävarmuuksia, joten sitä on tässä selvityksessä tarkasteltu erillään. Myös VTT pohti Venäjältä tuotua sähköä tehoreserviselvityksessään 3 vuonna 2014. VTT mm. totesi, että Venäjän nykyinen kapasiteettimaksujärjestelmä aiheuttaa sen, että sähkön hinnan pitää olla Suomessa selvästi suurempi kuin Venäjällä, jotta sähköä kannattaa tuoda. Toisaalta huippukulutustilanteissa Suomen hinta on oletettavasti suuri, jolloin sähköä kannattaa tuoda mahdollisimman paljon. Venäjällä voi kuitenkin olla sisäisiä pullonkauloja, jotka estävät täysimääräisen tuonnin Suomeen. Myös erillisistä markkinarakenteista (tuotanto suunnitellaan jo ennen kuin Nord Pool julkaisee toteutuneet day-ahead kaupat) johtuen tuotannon suunnittelu Venäjällä ei aina välttämättä johda optimaaliseen sähköntuontiin Suomeen. Omassa selvityksessään VTT laati taulukon 3 mukaisen todennäköisyysjakauman Venäjän tuonnille. Siinä 90 % todennäköisyydellä tuonti on enemmän kuin 1 300 MW. Taulukko 3 VTT:n laatima todennäköisyysjakauma Venäjän tuonnista. 2.3.7 Kulutusjousto 2.3.8 Kulutus Kulutusjouston määräksi on arvioitu 600 MW. Arvio perustuu Fingridin tekemään arvioon vuorokausimarkkinoilla olevasta kulutusjoustosta 4. Lisäksi FCR- ja FRR-reserveissä on mukana joustoa, mutta se on luonteeltaan lyhytkestoista. Tässä selvityksessä kyseinen 600 MW vähennetään kahden suurimman tunnin kulutuksesta. Sähkön kulutusrakenteen muuttuessa kulutushuipun ja vuosikulutuksen suhde ei välttämättä noudata historiallisia arvoja. Tammikuussa 2016 ko- 3 VTT. 2014. Selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2015 2020. Saatavilla https://www.vtt.fi/inf/julkaisut/muut/2014/vtt-r-06032-14.pdf 4 Fingrid. Kysyntäjousto. Saatavilla https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/kysyntajousto/

11 ettiin toistaiseksi Suomen suurin sähkön kulutushuippu 15 105 MW. Toisaalta vaikka vuoden 2016 jälkeen kokonaiskulutus on ollut nousussa vuoden 2018 kulutushuippu koettiin 28.2.2018, jolloin kulutus nousi 14 062 MW:iin. Tulevina vuosina kylmänä talvijaksona kulutushuipun voidaan olettaa nousevan johtuen esimerkiksi sähkön kulutusrakenteen muutoksista. Talvelle 2020-2021 huippukulutusennuste tulee todennäköisesti olemaan noin 15 400 MW. Tässä selvityksessä on käytetty Suomen sähkön kulutuksen pohjana vuoden 2016 kulutuksen aikasarjaa. Aikasarja on skaalattu vastaamaan erilaisia huippukulutusskenaarioita: 15 400 MW, 15 600 MW ja 16 000 MW.

12 3 LOLE:n arvo eri skenaarioissa Tässä selvityksessä on laskettu LOLE- ja ENS-arvoja luvussa 2 kuvatuilla Monte Carlo- ja COPT-menetelmillä käyttäen erilaisia skenaarioita huippukulutuksesta sekä Olkiluodon kolmannen voimalaitosyksikön käytettävyydestä. Käyrät näyttävät arvot LOLE:lle ja ENS:lle tehoreservin määrän funktiona. Eri käyrät kuvaavat eri huippukulutusskenaarioita. 3.1 Olkiluoto 3 ei ole käytössä Ensimmäisessä vaiheessa laskettiin LOLE eri huippukulutusskenaarioilla olettaen, että Olkiluoto 3 voimalaitosyksikkö ei ole vielä toiminnassa eikä mikään nykyisessä tehoreservijärjestelmässä oleva voimalaitos olisi käytettävissä 5. Tuontisähköä naapurimaista oletettiin olevan siirtoyhteyksien kautta täysin saatavissa, huomioiden kuitenkin ennakoimattomat vikaantumiset vikakertoimien mukaisesti. Käytetyt alkuarvot on esitetty taulukossa 4. Venäjän tuontina on käytetty 1300 MW. Taulukko 4. Alkuarvot vuodelle 2020. Kaikki vuonna 2019 tapahtuvat muutokset kapasiteetissa on huomioitu. Tuotantomuoto Ydinvoima Lauhdevoima (sis. lisälauhdeosuudet) Vesivoima Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Tuulivoima Kulutusjousto Kokonaiskapasiteetti 2784 MW 1016 MW 3210 MW 3583 MW 2359 MW 2241 MW 600 MW (2 suurinta tuntia) Kuvista 3 ja 4 nähdään, että COPT-menetelmällä lasketut LOLE:n arvot ovat suurempia kuin Monte Carlo -menetelmällä lasketut. Tehoreservin 5 Nykyinen TVO:n osuus Meri-Porin voimalaitoksesta on kuitenkin markkinoilla.

13 määrän kasvaessa eri laskentamenetelmillä laskettujen LOLE-arvojen välinen ero kuitenkin pienenee. LOLE COPT: ei OL3 LOLE [h/a] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoresevin määrä [MW] Kuva 3 LOLE:n arvo COPT-menetelmällä, OL3 ei ole käytössä LOLE Monte Carlo: ei OL3 LOLE [h/a] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 4 LOLE:n arvo Monte Carlo -simulaatiolla, OL3 ei ole käytössä Kuvissa 5 ja 6 esitetään edellisiä LOLE-arvoja (kuvat 3 ja 4) vastaavat ENS-arvot. Huomataan, että Monte Carlo -menetelmällä lasketut ENSarvot ovat korkeampia. Monte Carlo -menetelmällä LOLE ja ENS kertyy

14 vain, jos simulaatio näyttää kyseiselle tunnille tehovajetta. COPTmenetelmällä taas LOLE:a kertyy joka tunti, vaikka odotusarvoisesti ENS olisi kyseisellä tunnilla nolls. ENS COPT: ei OL3 ENS [GWh/a] 14 12 10 8 6 4 2 0 16 000 MW 15 600 MW 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 5 ENS:n arvot COPT-menetelmällä, OL3 ei ole käytössä 14 ENS Monte Carlo: ei OL 3 ENS [GWh/a] 9 4-1 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 6 ENS arvot Monte Carlo -menetelmällä, OL3 ei ole käytössä 3.2 Olkiluoto 3 on käytössä Toisena skenaariona laskettiin LOLE- ja ENS-arvot olettaen, että Olkiluodon kolmas voimalaitosyksikkö olisi normaalisti käytössä ja sen vikakertoimena käytettiin ydinvoimalaitosten vikakerrointa. Muilta osin oletukset olivat samat kuin edellisessä skenaariossa. Skenaarioissa, joissa Olkiluoto 3 on käytössä, LOLE-kertymät ovat hyvin pieniä. Kuvat 7 ja 8 näyttävät LOLE-arvojen tulokset molemmilla lasken-

15 tamenetelmillä eri huippukulutusskenaarioilla, kun tehoreserviä ei ole lainkaan käytössä. Molemmilla menetelmillä lasketut ENS-arvot olivat lähellä nollaa, vaikka tehoreserviä ei olisi lainkaan käytössä. LOLE COPT: OL3 käytössä 2,5 15 400 MW 15 600 MW 16 000 MW 2,0 LOLE [h/a] 1,5 1,0 0,5 0,0 Kuva 7: LOLE COPT-menetelmällä. Olkiluoto 3 käytössä (ilman tehoreserviä) LOLE Monte Carlo: OL3 käytössä 2,5 15 400 MW 15 600 MW 16 000 MW 2 LOLE [h/a] 1,5 1 0,5 0 Kuva 8: LOLE Monte Carlo menetelmällä. Olkiluoto 3 käytössä (ilman tehorserviä)

16 4 Tuotavissa oleva sähkö naapurimaista Naapurimaista tuotavissa olevan sähkön määrää on vaikea arvioida luotettavasti. Historiatiedoista ei juuri ole apua, sillä Euroopassa ei ole viime aikoina koettu 1970-luvun energiakriisin kaltaista uhkaa tehon riittävyydestä. Paras arvio voitaisiin tehdä monimutkaisella, Euroopan laajuisella mallinnuksella, joka ottaisi huomioon mm. sähkön tuotannon ja kulutuksen, siirtokapasiteetit, sähkön hinnat ja sääolosuhteet. Tämän selvityksen puitteissa ei ole mahdollista toteuttaa laajaa mallinnusta. Tässä selvityksessä käytetään ENTSO-E:n tehonriittävyysarvioita raportista Winter Outlook Report 2018/2019 6. Alla olevista kuvista (9 ja 10) havaitaan, että normaalioloissa talvikaudella Pohjoismaista ja Baltiasta ainoastaan Suomessa ja Liettuassa tehotase jää negatiiviseksi, eli sähköä täytyy tuoda. Sen sijaan vaikeissa olosuhteissa (kiristynyt tehotilanne tms.) myös Ruotsin ja Tanskan tehotaseet jäävät alijäämäisiksi. Lisäksi moni Keski-Euroopan maa jää vaikeissa oloissa alijäämäiseksi, mikä voi vaikuttaa myös sähkön saatavuuteen myös Suomessa. 6 ENTSO-E. 2018. Winter Outlook Report 2018/2019. Saatavilla https://docstore.entsoe.eu/documents/sdc%20documents/winter%20outlook%202018-2019_report(final).pdf

17 Kuva 9 Tehon riittävyys normaalioloissa talvikaudella (ENTSO-E 2018) Kuva 10 Tehon riittävyys vaikeissa oloissa talvikaudella (ENTSO-E 2018) Kuvassa 11 on esitetty tehotase-ennusteet Pohjoismaissa Nordic Winter Power Balance Forecast 2018 2019 -raportin 7 mukaisesti. Taulukkoon 5 on kerätty aiempien talvien tehotase-ennusteita alkaen talvesta 2015-7 ENTSO-E. 2018. Nordic Winter Power Balance Forecast. Saatavilla https://www.epressi.com/media/userfiles/107305/1543231195/power-balance-2018-2019- nordic-countries-1.pdf

18 2016. Taulukosta havaitaan mm. että Ruotsissa tehotase-ennuste huippukuormitustilanteessa on kääntynyt neljässä vuodessa positiivisesta (400 MW) reilusti negatiiviseksi (-1500 MW). Kuva 11 Pohjoismaiden huippukulutusskenaariot (ENTSO-E 2018) Taulukko 5 Tehotase-ennusteet huippukuormitustilanteissa eri talvikausille (ENTSO-E) 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 Suomi -3 400-3 500-3 200-3 200 Ruotsi 400-200 -800-1 500 Norja 2 000 1 800 1 800 1 400 Tanska -1 400-1 200-1 200-1 200

19 4.1 Ruotsin ylijäämä Selvitystä tehdessä tutkittiin ENTSO-E:n Winter Outlook Report 2018/2019 -raportin liitteenä olevaa Excel-taulukkoa, jossa eri maille on arviot sekä talvikauden normaalilojen että vakavien olojen tuotantokapasiteeteista. Talvikauden normaalioloissa Ruotsin tehotase jää ylijäämäiseksi lähes 4 000 MW. Siirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen (2 700 MW) pystytään periaatteessa hyödyntämään täysimääräisesti läpi talven. Vaikeissa oloissa Ruotsin tehotase on lähellä nollaa, tai pahimmassa tapauksessa reilusti negatiivinen, kuten kuvasta 10 nähtiin. Tehotilanne kiristyy Ruotsissa, kun ydinvoimayksiköt Ringhals 2 (807 MW) suljetaan vuonna 2019 ja Ringhals 1 (878 MW) vuonna 2020. Normaalioloissa sähköä on sulkemistenkin jälkeen siirrettävissä siirtokapasiteetin täydeltä Suomeen. Vaikeissa oloissa on kuitenkin mahdollista, että Ruotsista Suomeen siirrettävissä oleva kapasiteetti on hetkittäin lähellä nollaa, jos kaikki Ruotsiin tuotava sähkö menee Ruotsin oman tehovajeen paikkaamiseen. Epätodennäköisyydestä huolimatta tässä selvityksessä on simuloitu myös tilannetta, jossa Suomi, Ruotsi, Norja ja Tanska kohtaisivat samanaikaisesti kiristyneen tehotilanteen, minkä seurauksena tuontia Ruotsista mahdollisesti rajoittaisiin. Loppuvuoden 2020 tilannetta arvioitiin aluksi yksinkertaistetusti siten, että Ruotsi ja Norja yhdistettiin yhdeksi alueeksi, joka toimii itsenäisesti. Oletuksena oli, että Tanska voi hoitaa mahdollisen tehovajeen muilla yhteyksillä. Kulutuksen pohjana käytettiin sekä Ruotsille että Norjalle vuoden 2016 kulutuskäyrää. Käyrät skaalattiin vastaamaan talven 2020-2021 arvioituja huippukulutuksia (Ruotsi 28 000 MW ja Norja 25 400 MW). Ruotsin ja Norjan kulutustiedot summattiin säilyttäen vuoden 2016 kulutusprofiili (eli ei suuruusjärjestystä), jolloin maiden suurimat kulutukset eivät välttämättä osu samoille tunneille. Tämän jälkeen kulutuksista muodostettiin pysyvyyskäyrä. Tuloksena saatiin noin 50 tuntia, jolloin siirrettävissä olevaa kapasiteettia Suomeen ei olisi lainkaan käytössä riippumatta siirtoyhteyksien käytettävyydestä, jos käytetään vaikeiden olojen tuotantokapasiteettia. Lisäksi olisi yli 50 tuntia, joilla täyttä siirtokapasiteettia ei voida hyödyntää (Kuva 12).

20 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Ruotsi + Norja talvi 2020/2021 Ruotsi+Norja kulutuksen pysyvyyskäyrä 0 2000 4000 6000 8000 Normaalituotanto (luotettavasti saatavilla) Vaikeat olot (luotettavasti saatavilla) Kuva 12 Ruotsin ja Norjan yhdistyt kulutus- ja tuotantokäyrät talvelle 2020/2021 Lienee kuitenkin erittäin epätodennäköistä, että Ruotsi ja Norja toimisivat ääritilanteessa ilman tuontiyhteyksiä. Tässä selvityksessä oletettiin, että todellisuudessa Ruotsiin saataisiin sähköä Liettuasta, Puolasta ja Saksasta. Kuvassa 13 esitetään rajasiirtokapasiteetit Pohjoismaissa ja Baltiassa.

21 Kuva 13 Siirtokapasiteetit Pohjoismaissa ja Baltiassa Ruotsin mahdollista tehovajetta päätettiin kuitenkin mallintaa. Tarjousalue SE3 on Ruotsin neljästä tarjousalueesta ruuhkaisin. Ruotsin sähkönkulutuksesta 63 % oli SE3-tarjousalueella vuonna 2018. Myös suljettavat Ringhals 1 ja 2 -ydinvoimalaitokset sijaitsevat kyseisellä tarjousalueella. Tässä selvityksessä tehtiin simulaatiolaskelmat myös skenaariolla, jossa Ruotsin SE3-tarjousalueelta ei ajoittain voida siirtää sähköä Suomeen lainkaan. Sen sijaan simulaatiossa oletettiin, että SE1-tarjousalueelta on kapasiteettia aina tarjolla siirtoyhteyksien mukainen enimmäismäärä, huomioiden kuitenkin siirtoyhteyksien odottamattomat vikaantumiset.

22 4.2 Fennoskan-mallinnuksen tulokset Fennoskan-yhteyksiltä tuontisähköä oli mallinnuksessa saatavilla kahden tunnin portaissa, alkaen Suomen huippukulutustunnista 0 MW, 0 MW, 100 MW, 100 MW, 200 MW, 200 MW, 300 MW, 300 MW 1200 MW, 1200 MW, 1200 MW Toisin sanoen mallinnuksessa oli 24 tuntia, jolloin Suomessa sekä SE3-tarjousalueella olisi samanaikaisesti tehonriittävyysongelmia eikä Fennoskan-yhteyksiä voisi näillä tunneilla täysimääräisesti hyödyntää. (Kuva 14) Rajoitettu tuonti SE3 hinta-alueelta 15600 15400 15200 15000 14800 14600 100 200 300 Fennoskan 1 & 2 tuonti kulutus kulutus ilman joustoa 400 500 600 700 800 900 1200 1100 1000 1400 1200 1000 800 600 400 200 14400 0 Kuva 14. Tuontisähkön määrän mallinnus Fennoskan-yhteyksillä. Seuraavat tulokset vastaavat muuten kappaleessa 3 olevia skenaarioita, mutta niissä on huomioitu edellä esitelty Fennoskan 24h mallinnus. Kuvat 15 ja 16 näyttävät LOLE:n, ja kuvat 17 ja 18 ENS:n tehoreservin määrän funktiona. Näissä skenaarioissa Olkiluoto 3 ei ole käytössä.

23 LOLE COPT: Fennoskan 24h mallinnus, ei OL3 LOLE [h/a] 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 15: LOLE COPT-menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu, Olkiluoto 3 ei ole käytössä 35 LOLE Monte Carlo: Fennoskan 24h mallinnus, ei OL3 LOLE [h/a] 30 25 20 15 10 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 5 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 16 LOLE Monte Carlo -menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu, Olkiluoto 3 ei ole käytössä

24 ENS COPT: Fennoskan 24h mallinnus, ei OL3 25 ENS [GWh/a] 20 15 10 5 0 16 000 MW 15 600 MW 16 400 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 17 ENS COPT-menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu, Olkiluoto 3 ei ole käytössä 30 ENS Monte Carlo: Fennoskan 24h mallinnus, ei OL3 25 ENS [GWh/a] 20 15 10 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 5 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 18 ENS Monte Carlo -menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu, Olkiluoto 3 ei ole käytössä

25 Kuvat 19, 20, 21 ja 22 esittävät edellistä skenaariota vastaavat tulokset sillä poikkeuksella, että Olkiluoto 3 on käytössä. 6 LOLE COPT: OL3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus LOLE [h/a] 5 4 3 2 1 0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 19 LOLE COPT-menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu. Olkiluoto 3 käytössä

26 LOLE Monte Carlo: OL 3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus 6 LOLE [h/a] 5 4 3 2 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 1 0 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 20 LOLE Monte Carlo -menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu. Olkiluoto 3 käytössä ENS COPT: OL3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus ENS [GWh/a] 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [h/a] Kuva 21 ENS COPT-menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu. Olkiluoto 3 käytössä

27 ENS Monte Carlo: OL3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus ENS [GWh/a] 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 16 000 MW 15 600 MW 15 400 MW 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 22 ENS Monte Carlo -menetelmällä, Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu. Olkiluoto 3 käytössä

28 5 Tehoreservin hankintakustannukset verrattuna haittakustannuksiin Mahdollisten tehovajetilanteiden aiheuttamaa haittaa arvioitiin toimittamatta jääneen sähkön määrän (ENS Energy not Supplied) ja toimittamatta jääneen sähkön arvon avulla (VoLL Value of Lost Load). Kokonaiskustannuksilla tarkoitetaan haittakustannusten ja tehoreservin hankintakustannusten summaa. Mitä enemmän hankitaan tehoreservikapasiteettia, sitä pienempi on oletettu tehovajetilanteesta aiheutuva haitta, mutta sitä suurempi on tehoreservin hankintakustannus. Se tehoreservin määrä, joka tuottaa pienimmän kokonaiskustannuksen, on tehoreservijärjestelmän kannalta optimaalisin. Tehoreservin hankintakustannuksena tässä selvityksessä käytettiin 20 000 /MW vuodessa, mikä on likimain nykyisen tehoreservin kustannus (n. 14 milj / 700 MW). Laskenta suoritettiin myös suuremmilla hankintakustannuksilla, jolloin käyrät lähtevät nousemaan aavistuksen aiemmin. Todellisuudessa tehoreservilaitosten tarjouskäyrä ei välttämättä ole lineaarinen, vaan asteittain nouseva, jolloin kustannustehokkain tehoreservin määrä alhaisempi. Toimittamatta jääneen sähkön arvona (VoLL) on käytetty erilaisia arvoja 3 000 EUR/MWh, 5 000 EUR/MWh, 10 000 EUR/MWh, 15 000 EUR/MWh ja 20 000 EUR/MWh. VTT:n vuonna 2014 tekemässä selvityksessä todetaan, että kotitalouksilla haittakustannus voisi olla luokkaa 6 000 EUR/MWh ja teollisuudelle noin 28 000 EUR/MWh. Tässä kappaleessa esitetyt skenaariot vastaavat aiemmin esitettyjä. 5.1 Tuontisähköä rajoittavat vain siirtoyhteyksien odottamattomat vikaantumiset Monte Carlo -menetelmä antoi hieman korkeampia ENS-arvoja, minkä vuoksi myös haittakustannukset ovat korkeammat. Kuva 23 esittää kokonaiskustannukset 15 400 MW huippukulutuksella laskettuna Monte Carlo - menetelmällä, kun Olkiluoto 3 ei ole käytössä. Esimerkiksi VoLL:n arvolla 10 000 /MWh optimaalinen tehoreservin määrä olisi noin 400 MW. Kuvassa 24 on vastaavat tulokset laskettuna COPT-menetelmällä, jolloin optimaalinen määrä tehoreserviä olisi noin 100-200 MW, vaikka huippukulutuksena on käytetty 15 600 MW.

29 Kokonaiskustannukset [milj ] 60 50 40 30 20 10 0 Kokonaiskustannukset Monte Carlo, ei nyk. tehoreserviä, ei OL3, kulutus 15 400 VoLL MW 20 000 /MWh VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh VoLL 5 000 /MWh 0 200 Tehoreservin 400 määrä 600[MW] 800 1000 Kuva 23 Kokonaiskustannukset pohjautuen Monte Carlo -menetelmään. Olkiluoto 3 ei käytössä konaiskustannukset [milj ] Kokonaiskustannukset COPT: ei OL3, kulutus 15 600 MW 15 10 5 0 0 100 200 Tehoreservin määrä [MW] VoLL 20 000 /MWh VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh VoLL 5 000 /MWh Kuva 24 Kokonaiskustannukset pohjautuen COPT-menetelmään. Olkiluoto 3 ei käytössä Olkiluoto 3:n ollessa normaalisti käytössä, jää optimaalinen tehoreservin määrä tässä skenaariossa molemmilla laskentamenetelmillä lähelle nollaa. 5.2 Tuotavissa olevaa sähköä Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu Kun Ruotsista tuotavissa olevan sähkön määrää rajoitetaan, kasvaa myös tehoreservin tarve. Molemmilla menetelmillä laskettaessa (kuvat 25 ja 26), ilman Olkiluoto 3:a, pienimmät kokonaiskustannukset näyttävät tule-

30 van noin 1 000 MW tehoreservikapasiteetilla. Kuitenkin noin 700-800 MW kohdalla kustannukset saavuttavat tason, jossa lisäkapasiteetti tehreservissä ei tuo enää suurta muutosta kokonaiskustannuksiin. Kokonaiskustannukset COPT: ei OL3, Fennoskan 24 h mallinnus, kulutus 15 400 MW Kokonaiskustannukset [milj ] 200 150 100 50 0 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [MW] VoLL 20 000 /MWh VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh VoLL 5 000 /MWh VoLL 3 000 /MWh Kuva 25 Kokonaiskustannukset pohjautuen COPT-menetelmään. Olkiluoto 3 ei käytössä. Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu

31 Kokonaiskustannukset Monte Carlo: ei nyk. tehoreserviä, ei OL3, Fennoskan 24 h mallinnus, kulutus 15 400 MW VoLL 20 000 /MWh Kokonaiskustannukset [milj ] 250 200 150 100 50 0 VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh VoLL 5 000 /MWh VoLL 3000 /MWh 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] Kuva 26. Kokonaiskustannukset pohjautuen Monte Carlo -menetelmään. Olkiluoto 3 ei käytössä. Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu Olkiluoto 3:n ollessa käytössä kokonaiskustannusten kannalta optimaalinen tehoreservin määrä on käytännössä 0 MW pienemmillä huippukulutusarvioilla. Kuvissa 27 ja 28 näytetään tulokset, mikäli huippukulutuksena käytetään 16 000 MW. Optimaalinen tehoreservin määrä VoLL:n arvolla 10 000 /MWh näyttäisi olevan noin 200-300 MW. Näin ollen tehoreserville olisi tarvetta myös Olkiluoto 3:n ollessa käytössä vain, mikäli varaudutaan selvästi ennakoitua suurempaan huippukulutukseen.

32 Kokonaiskustannukset [milj ] 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Kokonaiskustannukset COPT: ei nyk. tehoreserviä, OL3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus, kulutus 16 000 MW 0 50 100 150 200 250 300 Tehoreservin määrä [MW] VoLL 20 000 /MWh VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh VoLL 5 000 /MWh VoLL 3 000 /MWh Kuva 27 Kokonaiskustannukset pohjautuen COPT-menetelmään. Olkiluoto 3 käytössä. Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu Kokonaiskustannukset [milj ] 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Kokonaiskustannukset Monte Carlo: ei nyk. tehoreserviä, OL3 käytössä, Fennoskan 24h mallinnus, kulutus 16 000 MW VoLL 20 000 /MWh 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Tehoreservin määrä [MW] VoLL 15 000 /MWh VoLL 10 000 /MWh Kuva 28 Kokonaiskustannukset pohjautuen Monte Carlo -menetelmään. Olkiluoto 3 käytössä. Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu

33 5.3 Olkiluoto 3:n vaikutus Olkiluoto 3:n vaikutusta optimaaliseen tehoreservin määrään havainnollistetaan kuvissa 29 ja 30. Näissä tarkasteluissa VoLL:n arvoksi on valittu 10 000 /MWh ja käytetty Monte Carlo-menetelmää. Huippukulutuksena on käytetty arvoa 15 400 MW. Kuvassa 29 on esitetty kokonaiskustannusten määrä sekä Olkiluoto 3:n ollessa käytössä että niin, että se ei ole käytössä. Skenaariona on käytetty kappaleen 3 mukaista skenaariota, jossa tuontisähkön määrää rajoittavat vain odottamattomat vikaantumiset, paitsi Venäjältä, josta tuontisähköä on 1 300 MW. Kuvaajasta nähdään, että Olkiluoto 3:n ollessa käytössä, on optimaalinen tehoreservin määrä 0 MW. Mikäli Olkiluoto 3 ei ole käytössä, optimaalinen tehoreservin määrä on noin 400 600 MW. Kokonaiskustannukset Monte Carlo: kulutus 15 400 MW, VoLL 10 000 /MW Kokonaiskustannukset [milj. ] 30 25 20 15 10 5 0 0 200 400 600 800 1000 Tehoreservin määrä [MW] OL 3 ei käytössä OL 3 käytössä Kuva 29. Olkiluoto 3:n vaikutus tehoreservin määrään. Monte Carlo menetelmä. Tuontikapasiteettia naapurimaista saatavilla täydellä teholla, odottamattomat vikaantumiset huomioiden (Venäjältä 1 300 MW) Kuva 30 kuvaa kappaleen 4 mukaista skenaariota, jossa tuontisähköä Fennoskan-yhteyksillä on rajoitettu. Myös tässä tapauksessa optimaalinen

34 tehoreservin määrä olisi 0 MW, jos Olkiluoto 3 on normaalisti käytössä. Ilman Olkiluoto 3:a, optimaalinen tehoreservin määrä on noin 1 000 MW. Kokonaiskustannukset [milj. ] 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Kokonaiskustannukset Monte Carlo: Fennoskan 24 h mallinnus, kulutus 15 400 MW, VoLL 10 000 /MWh 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Tehoreservin määrä [MW] OL3 ei käytössä OL 3 käytössä Kuva 30. Olkiluoto 3:n vaikutus tehoreservin määrään. Monte Carlo menetelmä. Saatavilla oleva sähkö Fennoskan-yhteyksillä rajoitettu, muilla yhteyksillä vain odottamattomat vikaantumiset rajoittavat sähkön tuontia (Venäjältä 1 300 MW)

35 6 Pohdinta Tämä selvitys toimii tehoreservin määrää koskevan Energiaviraston antaman erillisen päätöksen taustamateriaalina. Selvitys perustuu todennäköisyyksiin, historiatietoihin sekä erilaisiin arvioihin. Määräpäätös voi perustua tavoiteltavaan LOLE-tasoon tai kokonaiskustannusten minimointiin. LOLE kertoo, kuinka monta tuntia vuodessa sähkön kulutuksen odotetaan ylittävän sähkön tuotannon ja tuonnin. LOLE ei siis ota kantaa mahdollisen tehovajeen syvyyteen. Pieni tehovaje voidaan hoitaa kantaverkkoyhtiön omilla toimenpiteillä ilman, että tehoreservejä tarvitsee edes käynnistää. Kappaleessa 5 tutkittiin tehoreservin hankintakustannuksia suhteessa haittakustannuksiin. Tehoreservin määrä on optimaalinen, kun kokonaiskustannukset minimoituvat. Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön valmistuminen ja käyttöönotto vaikuttaa merkittävästi optimaaliseen tehoreservin määrään. Tämänhetkisten Teollisuuden Voima Oy:n marraskuussa 2018 ilmoittamien tietojen 8 mukaan Olkiluoto 3:n säännöllisen sähköntuotannon pitäisi alkaa tammikuussa 2020. Teollisuuden Voima Oy on kuitenkin kesäkuussa 2019 ilmoittanut 9, että laitostoimittaja toimittaa päivitetyn laitoksen projektiaikataulun heinäkuussa 2019. Tuloksista on nähtävissä, että optimaalinen tehoreservin määrä talvelle 2020-2021 on välillä 600 1 000 MW, mikäli Olkiluoto 3:n ei oleteta olevan vielä tuolloin käytössä. Mikäli Olkiluoto 3 on tuolloin normaalisti käytössä, olisi optimaalinen tehoreservin määrä välillä 0-300 MW. Myös mahdollinen sähkön tuonnin rajoittaminen Ruotsista huippukulutustilanteessa vaikuttaa kokonaiskustannusten kannalta optimaaliseen tehoreservin määrään, mutta sen vaikutus on selvästi alhaisempi kuin Olkiluoto 3:n käyttöönotolla. Tehoreservin tarve pysyy kutakuinkin samana myös talvelle 2021 2022. 8 https://www.tvo.fi/news/2066 9 https://www.tvo.fi/news/2119

36 Tuotantokapasiteetissa ei ole lähivuosille tiedossa muita muutoksia, jotka vastaavat suuruusluokaltaan Olkiluoto 3:n käyttöönottoa tai Ringhals 1 ja 2 -laitosten käytöstä poistamista Ruotsissa. Kulutusennusteet Suomessa ja Ruotsissa todennäköisesti nousevat. Samaan aikaan voimalaitoskapasiteetti lisääntyy Pohjoismaissa erityisesti tuulivoiman osalta. Tässä selvityksessä ei ole arvioitu, miten tuulivoimakapasiteetin lisääntyminen esimerkiksi muissa Pohjoismaissa vaikuttaisi optimaaliseen tehoreservin määrään Suomessa. Liitteessä 1 esitetyn ENTSO-E:n raportin mukaan LOLE Suomessa vuonna 2020 olisi noin 3,6 h ja ENS noin 1,2 GWh.

Liite 1 Liite 1 LOLE ja ENS Entso-E:n Mid Term Adequacy Forecast 2018 -raportin mukaan ENTSO-E:n Mid Term Adequacy Forecast 2018 10 -raportin mukaan Suomessa LOLE on yksi Manner-Euroopan suurimpia vuonna 2020. Kyseisessä selvityksessä LOLE:n ja ENS:n arvoja mallinnettiin Euroopan laajuisesti. Mallinnuksessa kohdevuodelle tehtiin useita simulaatioita niin, että vikaantumiset tapahtuivat satunnaisesti. Näistä simulaatioista laskettiin keskiarvot. Suomelle laskettu keskimääräinen LOLE vuonna 2020 oli 3,6 h/a ja ENS 1,2 GWh. Vuonna 2017 tehdyssä vastaavassa ENTSO-E:n raportissa vastaavat arvot vuodelle 2020 olivat 24 h/a ja 10,2 GWh. Näin suuri muutos eri tarkastelujen välillä herättää kysymyksen menetelmän luotettavuudesta. Ilmeisesti Olkiluoto 3:n oletettiin olevan mukana myös 2017 tehdyssä raportissa, joten se ei selitä muutosta tuloksissa. Todennäköisesti laskentatapaa on muutettu. Vuoden 2018 raportissa toisaalta mainitaan, että mallinnuksia on monelta osa-alueelta kehitetty edellisvuodesta. Kuva 31 ENTSO-E:n mallinnukset LOLE:n arvolle eri Euroopan maissa (ENTSO-E 2018) 10 https://www.entsoe.eu/outlooks/midterm/