Selvitys 60K05458.01-Q210-002B Lokakuu 2005 Kauppa- ja teollisuusministeriö Turpeen kilpailukyky lauhdesähkön tuotannossa päästökauppatilanteessa
Sivu 2 (27) Esipuhe Tämä Turpeen kilpailukyky lauhdesähkön tuotannossa päästökauppatilanteessa -työ on kauppa- ja teollisuusministeriön toimeksi antama ja rahoittama (Drno 3/464/2005). Selvitystyö on tehty Electrowatt-Ekono Oy:n Konsultointiyksikössä. Selvityksen vastuullinen johtaja on ollut DI Pentti Leino. Selvityksen projektipäällikkönä on toiminut DI Janne Rauhamäki, joka on myös tehnyt kilpailukykylaskelmat sekä laatinut raportin. ELMO-sähkömallilaskelmat ovat tehneet DI Jarkko Lampinen ja DI Riitta Ståhl. Työn yhteyshenkilö ministeriön puolesta oli yli-insinööri Timo Ritonummi energiaosastolta. Selvitykseen liittyvistä laskelmista, tuloksista ja johtopäätöksistä vastaavat selvityksen tekijät. Espoossa lokakuussa 2005 Pentti Leino Selvityksen vastuullinen johtaja
Sivu 3 (27) SISÄLLYSLUETTELO Esipuhe 1 Tausta... 4 2 Turvelauhdesähköä tuottavat laitokset... 5 3 Turvelauhdesähkön kilpailukyky... 10 3.1 Turvelauhdesähkön kilpailukyky verrattuna kivihiili- ja maakaasulauhteeseen10 3.1.1 Polttoainehinnat ja päästöoikeuden hinnan vaikutus... 10 3.1.2 Sähköntuotannon muuttuva kustannus... 11 3.1.3 Sähköntuotantokustannus mukaan lukien kiinteät kustannukset... 13 3.1.4 Lauhdesähköä tuottavien laitosten ajojärjestys... 15 3.2 Turve- ja kivihiililauhteen kilpailukyky sähkömarkkinoilla... 16 4 Lauhdesähkön määrä suomessa vuonna 2006 ja 2010... 20 5 Yhteenveto... 24
Sivu 4 (27) TURPEEN KILPAILUKYKY LAUHDESÄHKÖN TUOTANNOSSA PÄÄSTÖKAUPPATILANTEESSA 1 TAUSTA Pohjoismaissa toimivat avoimet sähkömarkkinat. Valtaosa sähköstä tuotetaan vesi- ja ydinvoimalla. Yhteistuotantosähköä (CHP) tuotetaan sekä teollisuuden että yhdyskuntien lämmitysvoimalaitoksissa. Lisäksi sähköä tuotetaan mm. tuulivoimalla ja tuodaan Pohjoismaiden ulkopuolelta. Venäjältä tuodaan Suomeen peruskuormasähköä tasaisella teholla läpi vuoden. Muista Pohjoismaista on yhteydet Saksaan ja Puolaan, näiden yhteyksien kautta sähköä siirtyy markkinatilanteesta riippuen molempiin suuntiin. Lisäksi ovat rakenteilla yhteydet Suomen ja Viron välillä (350 MW) sekä Norjan ja Alankomaiden välillä (700 MW). Mikäli sähkön tarve Pohjoismaissa on suurempi kuin edellä mainittujen tuotantomuotojen tuotanto, tehdään erotus lauhdesähköllä. Pohjoismaissa merkittävää lauhdetuotantokapasiteettia on Suomessa ja Tanskassa. Lauhdekapasiteetti perustuu valtaosin kivihiileen sekä Suomessa myös turpeeseen. Lisäksi on jonkin verran maakaasuun ja raskaaseen öljyyn perustuvaa kapasiteettia. Norjaan rakennettaneen lähivuosina maakaasuun perustuvaa lauhdekapasiteettia. Lauhdetuotannon tarve Pohjoismaissa on riippuvainen vesivoiman tuotannosta sekä ulkolämpötilasta riippuvasta lämmityssähkön tarpeesta. Vesivoimalla tuotetaan normaalina vesivuotena noin 200 TWh eli puolet Pohjoismaiden sähkönkulutuksesta, mutta vesivoiman tuotanto vaihtelee vuosittain jopa ±30 TWh. Tällä 60 TWh:n vesivoiman tuotannon vaihtelulla on merkittävä vaikutus lauhdetuotannon tarpeeseen. Suomessa lauhdesähköä on tuotettu viimeisten kymmenen vuoden aikana keskimäärin 11 TWh vuosittaisen tuotannon vaihdellessa välillä 6 20 TWh. Lauhdesähköä tarvitaan runsaanakin vesivuotena tasaamaan kulutushuippuja ja pullonkauloja sähkönsiirrossa Pohjoismaiden sisällä. Turpeella tuotetun lauhdesähkön kilpailukyky kivihiililauhteeseen nähden on ollut riippuvainen kivihiilen hinnasta, joka on vaihdellut välillä 4 8 /MWh pa viimeisten kymmenen vuoden aikana. Turpeen hinta on sen sijaan ollut hyvin vakaa. Voimalaitosten hyötysuhteet ja polttoainehinnat vaihtelevat, mutta yksinkertaistaen voidaan todeta, että turvelauhteen muuttuva tuotantokustannus on alhaisempi kivihiilen hinnan ollessa vähintään 6 /MWh pa. Vastaavasti kivihiililauhteen tuotantokustannus on alhaisempi kivihiilen hinnan ollessa alle 6 /MWh pa. Kivihiilen hinta on tällä hetkellä noin 7,5 /MWh pa. Sähkön kulutushuippujen aikana Suomessa tarvitaan kuitenkin molempiin polttoaineisiin perustuvaa kapasiteettia. Vuoden 2005 alussa alkanut EU:n hiilidioksidin päästökauppa on tuonut uuden elementin polttoaineiden väliseen kilpailukykyyn. Enemmän hiilidioksidia sisältävien polttoaineiden kilpailukyky huononee vähemmän hiilidioksidia sisältäviin verrattuna. Turpeen hiilidioksidin ominaispäästökerroin (104,9 g/mj pa ) on korkeampi kuin kivihiilen(92,7 g/mj pa ), joten päästöoikeuden hinnan noustessa turpeen kilpailukyky heikkenee kivihiileen nähden. Kesästä 2005 lähtien päästöoikeuden hinta on ollut yli 20 /tco 2, mikä on vaikuttanut turve- ja kivihiililauhteen väliseen ajojärjestykseen.
Sivu 5 (27) 2 TURVELAUHDESÄHKÖÄ TUOTTAVAT LAITOKSET Turvelauhdesähköä tuotetaan Suomessa erityyppisissä laitoksissa. Lauhdesähköksi luokiteltavaa sähköä tuotetaan varsinaisten lauhdevoimalaitosten lisäksi sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksissa (CHP). Turvelauhdesähköä tuottavia laitoksia on Suomessa lähes 20 kappaletta: o neljä on lauhdesähkön tuotantoon tarkoitettuja suuria laitoksia, joista kukin käyttää turvetta lauhdetuotantoon keskimäärin 1200-1800 GWh pa vuodessa ja enimmillään 1700-2300 GWh pa /a yksi on pelkkää sähköä tuottava suuri lauhdevoimalaitos (ei lainkaan lämmöntuotantoa) kolme on suuria väliottolauhdelaitoksia, joissa tuotetaan lauhdesähkön lisäksi yhteistuotantosähköä ja lämpöä yhdyskunnille tai teollisuudelle (CHP) o loput 15 tuottavat lauhdesähköä lauhdeperillä tai apujäähdytyksellä yhteistuotantosähkön ja lämmön tuotannon lisäksi näistä viisi tuottaa lauhdesähköä säännöllisesti, tuotantomäärät kuitenkin vaihtelevat sähkön markkinahinnan mukaan. Lauhdetuotantoon käytetty turvemäärä on kullakin keskimäärin 80-220 GWh pa vuodessa ja enimmillään 100 360 GWh pa /a. loput kymmenen tuottavat lauhdesähköä joko pieniä määriä tai ainoastaan sähkön markkinahinnan ollessa poikkeuksellisen korkealla. Lauhdetuotantoon käytetty turvemäärä on alle 25 GWh pa vuodessa ja enimmilläänkin alle 100 GWh pa /a. Seuraavassa taulukossa on esitetty suurimmat turvelauhdesähköä tuottavat laitokset, niiden sähkötehot, lauhdetuotanto turpeella sekä turvelauhteen polttoainekulutus. Laitokset on ryhmitelty taulukossa edellisen jaottelun mukaisesti. Taulukon sähkötehot sisältävät myös vastapaineosuuden. Lauhdetehon määrittäminen sähkötehosta ei ole yksikäsitteistä, koska käytettävissä oleva lauhdesähköteho on riippuvainen sen hetkisestä lämpötehosta. Usein lämpötehon tarve on huipussaan samaan aikaan kuin sähkötehonkin tarve, jolloin myös lauhdetehoa on vähemmän käytettävissä. Taulukossa esitetyt turvelauhteen tuotannot ja polttoainekulutukset eivät sisällä muilla polttoaineilla kuin turpeella tuotettua osuutta. Maksimituotanto ja maksimipolttoainekulutus ovat useimmilla laitoksilla vuosi 2003.
Sivu 6 (27) Taulukko 2-1 Turvelauhdesähköä tuottavat laitokset Laitos Sähköteho (1 MW Lauhdesähkön tuotanto turpeella 1998 2003 GWh (2 keskim. max (2003) Turvelauhteen polttoainekulutus 1998 2003 GWh pa (2 keskim. max (2003) Fortum/Haapavesi 155 600 870 1560 2260 Alholmens Kraft/Pietarsaari 240 680 860 1770 2230 Vaskiluodon Voima/Seinäjoki 125 530 680 1380 1770 Oulun Energia/Toppila 185 450 650 1170 1690 Fortum/Kokkola 40 75 105 210 300 E.On/Joensuu 56 65 95 190 270 Kainuun Voima/Kajaani 86 65 125 190 360 Kuopion Energia/Haapaniemi 95 55 115 160 330 Etelä-Savon Energia/Mikkeli 28 25 35 75 105 Muut (10 laitosta) 315 40 150 120 450 Yhteensä 1250 (1 2550 3670 6810 9770 1) Luvut sisältävät myös vastapaineosuuden. Turpeeseen pohjautuva lauhdeosuus on neljällä suurella laitoksella noin 350 MW. Yhteistuotantolaitosten lisälauhdekapasiteetti on noin 75 MW, lisäksi apujäähdytyskapasiteettia on käytettävissä lämpötehon tarpeesta riippuen. Yhteensä turvelauhdekapasiteettia on arviolta noin 500 MW. 2) Ei sisällä muilla polttoaineilla samassa kattilassa tuotettua osuutta Turpeella on tuotettu vuosina 1998-2003 lauhdesähköä keskimäärin yli 2,5 TWh vuodessa. Huippuvuotena 2003 tuotanto oli lähes 3,7 TWh. Pienimmillään tuotanto oli vuonna 2000, jolloin turvelauhdesähköä tuotettiin 1,0 TWh. Turvetta lauhdesähkön tuottamiseen on käytetty keskimäärin vajaa 7 TWh pa vuodessa. Maksimivuonna 2003 turvetta käytettiin lähes 10 TWh pa. Pienimmillään turpeen kulutus oli vuonna 2000, jolloin lauhdetuotantoon käytettiin turvetta 2,8 TWh pa. Seuraavassa kuvassa on esitetty lauhdesähkön tuotantoon käytetty turvemäärä vuodesta 1989 vuoteen 2004.
Sivu 7 (27) 10 9 8 7 6 TWh pa 5 4 3 2 1 0 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Kuva 2-1 Lauhdesähkön tuotantoon käytetty turvemäärä, TWh pa Vuodet 1996 ja 2003, jolloin turvelauhdesähköä tuotettiin eniten, olivat huonoja vesivuosia Pohjoismaissa. Vastaavasti vuonna 2000 vesivoiman tuotanto oli normaalia selvästi suurempi. Seuraavassa kuvassa on esitetty kartalla turvelauhdesähköä tuottavat laitokset. Kuvan turvelauhdetuotanto vastaa vuoden 2003 tuotantoa ja siten maksimituotantomääriä. Kuvan ympyröiden pinta-alat kuvaavat käytetyn turpeen määrää. Suuret turvelauhdelaitokset sijaitsevat Pohjanmaalla. Lisäksi turvelauhdesähköä tuotetaan jonkin verran Itä-Suomessa.
Sivu 8 (27) Kuva 2-2 Turvelauhdesähköä tuottavat laitokset, kuvan tuotanto vastaa vuotta 2003 Kivihiililauhdekapasiteettia on Suomessa noin 2350 MW. Turvelauhdekapasiteettia on noin 350 MW ja lisäksi lauhdeperäkapasiteettia yhteistuotantolaitosten yhteydessä noin 75 MW. Lisäksi voidaan tuottaa apujäähdytyssähköä yhteistuotantolaitoksissa: käytettävissä oleva teho on riippuvainen lämpötehon tarpeesta eikä sitä voi absoluuttisesti määrittää. Yhteensä turvelauhdekapasiteettia on arviolta 500 MW, mutta se ei ole kokonaan käytettävissä kovien pakkasten ja huippukuorman aikana. Yhteistuotantokaasukombien yhteydessä tuotettavan lisä- ja apujäähdytyssähkön kapasiteetti on riippuvainen lämpökuormasta eikä sitäkään voi määrittää absoluuttisesti, tässä tarkastelussa on käytetty arvoa 500 MW. Suomessa on myös yksi maakaasulauhdevoimalaitos, joka on yhdistelmä konventionaalista kattila+höyryturbiinitekniikkaa ja kaasuturbiinitekniikkaa. Laitos ei kuitenkaan ole varsinainen kombivoimalaitos ja hyötysuhde on lähempänä konventionaalista voimalaitosta. Laitoksen sähköteho on noin 240 MW. Yhteensä maakaasupohjaista lauhdekapasiteettia on arviolta 740 MW, mutta se ei ole kokonaan käytettävissä kovien pakkasten ja huippukuorman aikana. Seuraavassa kuvassa on esitetty kivihiili-, turve- ja maakaasulauhdekapasiteetin keskinäiset osuudet.
Sivu 9 (27) Maakaasu 20 % Turve 15 % Kivihiili 65 % Kuva 2-3 Kivihiili-, turve- ja maakaasulauhdekapasiteetin keskinäiset osuudet Suomessa
Sivu 10 (27) 3 TURVELAUHDESÄHKÖN KILPAILUKYKY 3.1 Turvelauhdesähkön kilpailukyky verrattuna kivihiili- ja maakaasulauhteeseen 3.1.1 Polttoainehinnat ja päästöoikeuden hinnan vaikutus Olemassa olevien laitosten keskinäinen kilpailukyky riippuu polttoaineen hinnasta ja hyötysuhteesta sekä lisäksi muista muuttuvista kustannuksista. Päästökaupan alettua lisätekijäksi ovat tulleet polttoaineen hiilidioksidipitoisuus ja päästöoikeuden hinta. Seuraavassa taulukossa on esitetty tyypillisiä suomalaisten lauhdevoimalaitosten polttoainehintoja, hiilidioksidin ominaispäästökertoimet sekä päästöoikeuden hinnan vaikutukset kilpailukykyyn. Taulukko 3-1 Tyypilliset polttoainehinnat vuonna 2005 ja päästöoikeuden hinnan vaikutus Polttoainehinta /MWh pa Hiilidioksidin ominaispäästökerroin g/mj pa Päästöoikeuden hinnan vaikutus kilpailukykyyn, /MWh pa 10 /tco 2 20 /tco 2 30 /tco 2 Turve 6,7 104,9 3,8 7,6 11,3 Kivihiili 7,5 92,7 3,3 6,7 10,0 Maakaasu 14 55,8 2,0 4,0 6,0 Turpeen hinta on ollut hyvin vakaa. Laitoskohtaisia eroja hinnoissa kuitenkin on, mikä johtuu lähinnä turpeen kuljetusetäisyyksistä. Kivihiilen hintana on perustapauksessa käytetty arvoa 7,5 /MWh pa, mikä vastaa Suomessa käytetyn hiilen keskihintaa rannikkolaitoksella viimeisen 12 kuukauden aikana. Hiilen hinta on vaihdellut viimeisen kahden vuoden aikana välillä 5-7,5 /MWh pa. Tässä selvityksessä tehdyt tarkastelut on suoritettu myös hiilen hinnalla 6,5 /MWh pa. Maakaasun hintana on käytetty suuren kuluttajan tariffihinnan (M2002) liukuvaa 12 kuukauden keskiarvoa, joka on noin 14 /MWh pa. Maakaasun hinta on sidottu öljyyn ja hiileen, jolloin viimeaikainen öljyn hinnan nousu on nostanut myös maakaasun hintaa. Lisäksi uusi maakaasutariffi M2006 nostaa myös kaasun hintaa. Päästöoikeuden hinta vaikuttaa eniten turpeen kilpailukykyyn, koska sen ominaispäästökerroin on korkein. Päästöoikeuden hinnan 20 /tco 2 vaikutus turpeen kilpailukykyyn on suurempi kuin polttoainekustannus. Kivihiilellä päästöoikeuden vaikutus on 88 % turpeesta ja 20 /t hinnalla kilpailukykyvaikutus on hieman alhaisempi kuin polttoaineen hinta. Maakaasulla päästöoikeuden rasitus on vähän yli puolet turpeesta ja korkeasta polttoainehinnasta johtuen kilpailukykyvaikutus on alle 30 % polttoainehinnasta.
3.1.2 Sähköntuotannon muuttuva kustannus ELECTROWATT-EKONO OY Sivu 11 (27) Seuraavaan taulukkoon on koottu tyypillisiä suomalaisten lauhdevoimalaitosten kulutussuhteita (polttoaineteho jaettuna sähköteholla eli hyötysuhteen käänteisarvo), polttoainehintoja, muut muuttuvat kustannukset ja päästöoikeuden hinnan vaikutus kilpailukykyyn. Tarkastelussa on jaettu turve-, kivihiili- ja maakaasulauhdelaitokset kahteen ryhmään lähinnä laitoshyötysuhteiden perusteella. Todellisten yksittäisten laitosten hyötysuhteet ja polttoainehinnat vaihtelevat, joten taulukon arvot ovat suuntaa antavia. Taulukko 3-2 Suomalaisen lauhdekapasiteetin tyypilliset kulutussuhteet ja polttoainehinnat Kulutus- Polttoaine- Muut Päästökauppa suhde hinta muuttuvat 10 /tco 2 /MWh pa /MWh pa /MWh pa Turve 1 2,6 6,7 1,0 3,8 Turve 2 2,85 7,2 1,0 3,8 Kivihiili 1 2,4 7,5 1,6 3,3 Kivihiili 2 2,57 7,5 1,3 3,3 Maakaasu 1 2,0 14,0 0,6 2,0 Uusi maakaasukombilauhde 1,76 14,0 0,6 2,0 Turve 1 -ryhmään kuuluvat pelkkää lauhdesähköä tuottava laitos sekä suuret väliottolauhdelaitokset. Näiden yhteenlaskettu lauhdekapasiteetti on noin 350 MW, luku ei sisällä laitosten vastapaineosuutta. Turve 2 ryhmään kuuluvat yhteistuotantolaitosten yhteydessä olevat lauhdeperät (75 MW). Kaikkiaan turvelauhdekapasiteettia on noin 500 MW. Kivihiili 1 ryhmään kuuluu hyötysuhteeltaan paras suuri lauhdelaitos (565 MW). Kivihiili 2 ryhmään kuuluvat muut suuret hiililauhdelaitokset ja väliottolauhdelaitokset (1700 MW). Kaikkiaan hiililauhdekapasiteettia on noin 2350 MW. Maakaasu 1 ryhmään kuuluu yhteistuotantokombilaitosten yhteydessä oleva lisälauhde- ja apujäähdytyskapasiteetti. Tällaista yhteistuotantokapasiteettia on Suomessa noin 1700 MW, josta osa on lämpökuormasta riippuen käytettävissä lauhdetuotantoon hyvällä hyötysuhteella. Suomen kombilaitoskapasiteetin tehosta noin kaksi kolmannesta on kaasuturbiinitehoa ja yksi kolmannes höyryturbiinitehoa. Tuotettaessa lisälauhdetta tai apujäähdytystä höyryturbiinissa, vastaava osa kaasuturbiinin tuotannosta voidaan katsoa lauhdetuotannoksi. Taulukossa on lisäksi esitetty uuden kombilauhdelaitoksen arvot. Suomessa ei ole tällaista kombilauhdetta, mutta esimerkiksi Norjaan rakennettaneen lähivuosina tällaista kapasiteettia. Seuraavassa kuvassa on esitetty turve-, kivihiili-, ja maakaasulauhdekapasiteetin muuttuva tuotantokustannus eri päästöoikeuden hinnoilla. Laskennassa on käytetty edellisessä taulukossa esitettyjä lähtöarvoja. Tuotantokustannus on jaettu polttoainekustannukseen ja muihin muuttuviin kustannuksiin ja lisäksi on esitetty päästöoikeuden hinnan vaikutus.
Sivu 12 (27) 60 50 Päästökauppa 30 /tco2 40 Päästökauppa 20 /tco2 /MWh 30 Päästökauppa 10 /tco2 20 Muut muuttuvat 10 Polttoainekustannus 0 Turve 1 Turve 2 Kivihiili 1 Kivihiili 2 Maakaasu 1 Uusi kombi Kivihiili 7,5 /MWh pa Kuva 3-1 Sähköntuotannon muuttuva tuotantokustannus lauhdelaitoksissa, /MWh (kivihiilen hinta 7,5 /MWh pa ), Ilman päästökauppaa suurten turvelauhdelaitosten tuotantokustannus on hiiltä alhaisempi. Hiilen hinnalla 7,5 /MWh pa halvin hiililauhde tulee turvetta edullisemmaksi noin päästöoikeuden hinnalla 15 /t. Kalliimpi hiililauhde on turvetta edullisempi, kun päästöoikeuden hinta on lähes 30 /t. Lauhteen tuottaminen yhteistuotantokaasukombeilla on turvetta ja kivihiiltä edullisempaa päästöoikeuden hinnalla 20 /t. Uuden kaasukombilauhteen muuttuva kustannus olisi alhaisin jo hieman yli 10 /t hinnalla. Maakaasun kilpailukyky on luonnollisesti hyvin herkkä kaasun hinnalle: 20 %:n nousu kaasun hinnassa (hinta 16,8 /MWh pa ) nostaa ekvivalenttipäästöoikeuden (päästöoikeuden hinta, millä vertailtavien sähköntuotantojen kustannukset ovat samat) hintaa 10 /t:lla eli yhteistuotantokaasukombi tulisi turvetta ja kivihiiltä edullisemmaksi hinnalla 30 /t. Seuraavassa kuvassa on esitetty vastaava tarkastelu kivihiilen hinnalla 6,5 /MWh pa.
Sivu 13 (27) 60 50 Päästökauppa 30 /tco2 40 Päästökauppa 20 /tco2 /MWh 30 Päästökauppa 10 /tco2 20 Muut muuttuvat 10 Polttoainekustannus 0 Turve 1 Turve 2 Kivihiili 1 Kivihiili 2 Maakaasu 1 Uusi kombi Kivihiili 6,5 /MWh pa Kuva 3-2 Sähköntuotannon muuttuva tuotantokustannus lauhdelaitoksissa, /MWh (kivihiilen hinta 6,5 /MWh pa ) Kivihiilen hinnalla 6,5 /MWh pa turvelauhde on niukasti edullisempaa kuin hiililauhde. Halvin hiililauhde tulee edullisemmaksi kun päästöoikeudelle tulee arvoa ja kalliimpikin hiililauhde on turvetta edullisempaa päästöoikeuden hinnalla 10 /t. Yhteistuotantokaasukombien lisälauhde on turvetta halvempaa päästöoikeuden hinnalla 20 /t ja kivihiiltä halvempaa hinnalla 25 /t. Maakaasun hinnan noustessa 20 %, nousevat ekvivalenttipäästöoikeuden hinnat 10 /t:lla eli turpeeseen nähden maakaasu on halvempaa hinnalla 30 /t ja hiileen nähden hinnalla 35 /t. 3.1.3 Sähköntuotantokustannus mukaan lukien kiinteät kustannukset Tarkasteltaessa uusinvestointien kannattavuutta tulee kilpailukykytarkasteluihin sisällyttää kiinteät kustannukset. Seuraavassa kuvassa on esitetty lauhdelaitosten tuotantokustannukset sisältäen pääoma- ja kiinteät käyttökustannukset. Turpeen osalta tarkastelussa on käytetty väliottolauhdelaitoksen lauhdeosuuden investointikustannusta, koska tällaisia laitoksia on Suomeen rakennettu viimeisten kymmenen vuoden aikana ja on tälläkin hetkellä suunnitteilla. Väliottolauhdelaitoksen lauhdeosuuden investoinnin määrittäminen ei ole yksikäsitteistä vaan riippuu kustannusten jaosta lämmön, vastapainesähkön ja lauhdesähkön välillä. Kivihiilen ja maakaasun osalta on tarkasteltu pelkkää sähköä tuottavaa lauhdelaitosta.
Sivu 14 (27) /MWh 70 60 50 40 30 20 10 Päästökauppa 30 /tco2 Päästökauppa 20 /tco2 Päästökauppa 10 /tco2 Muut muuttuvat Polttoainekustannus Kiinteät käyttökustannukset Pääomakustannus 0 Turveväliottolauhde Hiililauhde Kaasukombilauhde Turve 6,7 /MWh pa Kivihiili 7,5 /MWh pa Maakaasu 14 /MWh pa Kuva 3-3 Lauhdelaitosten sähköntuotantokustannukset sisältäen kiinteät kustannukset, /MWh Kaasukombilauhde on edullisin lauhdetuotantomuoto päästökauppaolosuhteissa, kun vertaillaan uusinvestointeja keskenään. Tarkasteltaessa uuden kaasukombilauhteen kannattavuutta, tulee sitä verrata toisaalta sähkön markkinahintaan ja toisaalta olemassa olevien lauhdelaitosten muuttuvaan tuotantokustannukseen. Kivihiilen hinnalla 7,5 /MWh pa uusi kaasukombilauhde (sisältäen investoinnin) on olemassa olevaa vanhempaa hiililauhdetta (ilman investointia) edullisempi päästöoikeuden hinnalla 25 /tco 2. Uusimpaan ja hyötysuhteeltaan parhaimpaan hiililauhteeseen (kivihiili 1) verrattuna kaasukombilauhde tulee edullisemmaksi päästöoikeuden hinnalla 30 /t. Kivihiilen hinnan lasku 1 /MWh pa :lla nostaa ekvivalenttipäästöoikeuden hintoja noin 5 /t:lla eli kaasukombilauhde tulee edullisemmaksi vanhaan hiililauhteeseen nähden päästöoikeuden hinnalla 30 /t ja uusimpaan hinnalla 35 /t. Maakaasun hinnan nousu 20 %:lla nostaa ekvivalenttipäästöoikeuden hintoja noin 10 /t:lla eli kaasukombilauhde tulee edullisemmaksi vanhaan hiililauhteeseen nähden päästöoikeuden hinnalla 35 /t ja uusimpaan hinnalla 40 /t. Todennäköisin sijoituspaikka uudelle maakaasukombilauhteelle on tällä hetkellä Norja, jonne rakennettaneen lähivuosina kaasukombilauhdekapasiteettia. Maakaasu mahdolliseen laitokseen tulee Norjan kentiltä ja edellytys laitoksen rakentamiselle on kilpailukykyinen maakaasun hinta. Mikäli laitos rakennetaan, se tulee ajamaan normaalina vesivuotena pitkää vuotuista käyttöaikaa.
Sivu 15 (27) 3.1.4 Lauhdesähköä tuottavien laitosten ajojärjestys Yksittäisten lauhdelaitosten polttoainehinnat ja hyötysuhteet vaihtelevat ja poikkeavat hieman edellä esitetyistä keskimääräisistä arvoista. Seuraavissa kuvissa on esitetty lauhdeyksiköiden teoreettinen ajojärjestys ja lauhdeosuuden sähköteho. Kivihiililauhdekapasiteettia on noin 2350 MW. Turvelauhdekapasiteettia on noin 350 MW ja lisäksi lauhdeperäkapasiteettia yhteistuotantolaitosten yhteydessä noin 75 MW. Lisäksi voidaan tuottaa apujäähdytyssähköä yhteistuotantolaitoksissa: käytettävissä oleva teho on riippuvainen lämpökuormasta eikä sitä voi absoluuttisesti määrittää. Kuvissa on käytetty arvoa 100 MW. Yhteistuotantokaasukombien yhteydessä tuotettavan lisä- ja apujäähdytyssähkön kapasiteetti on riippuvainen lämpökuormasta eikä sitäkään voi määrittää absoluuttisesti, kuvissa on käytetty arvoa 500 MW. Suomessa on myös yksi maakaasulauhdevoimalaitos, joka on yhdistelmä konventionaalista kattila+höyryturbiinitekniikkaa ja kaasuturbiinitekniikkaa. Laitos ei kuitenkaan ole varsinainen kombivoimalaitos ja hyötysuhde on lähempänä konventionaalista voimalaitosta. Laitoksen sähköteho on noin 240 MW. 4000 3500 3000 Sähköteho, MW 2500 2000 1500 1000 Kaasulauhde Yhteistuotantokaasukombit - lisälauhde Hiili 7,5 /MWh pa Turveapujäähdytys Turvelauhdeperät Turve 500 0 0 10 15 20 25 30 Päästöoikeuden hinta, /tco 2 Kuva 3-4 Lauhdekapasiteetti ja ajojärjestys Suomessa kivihiilen hinnalla 7,5 /MWh pa Ilman päästökauppaa turvelauhde on kilpailukykyisin polttoaine lauhdetuotannossa, kun kivihiilen hinta on 7,5 /MWh pa. Päästöoikeuden hinnan noustessa turpeen kilpailukyky heikkenee ja toisaalta maakaasun kilpailukyky paranee. Paras turvelauhde on edullisin vielä 10 /tco 2 hinnalla ja 20 /t hinnallakin edellä hiiltä, mutta tällöin paras yhteistuotantokaasukombi on jo edellä. 25 /t hinnalla turvelauhteen edellä on paljon kaasu- ja hiilikapasiteettia. Maakaasulauhde, jonka hyötysuhde on alhaisempi, ei nouse ajojärjestyksessä korkealle tarkastelluilla päästöoikeuden hinnoilla. Kaasukombien kilpailukyvylle päästöoikeuden hinnalla on kaikkein suurin vaikutus, koska sen pääs-
Sivu 16 (27) tökaupparasitus on selvästi pienin johtuen alhaisesta ominaispäästökertoimesta ja korkeasta hyötysuhteesta. 4000 3500 Sähköteho, MW 3000 2500 2000 1500 1000 Kaasulauhde Yhteistuotantokaasukombit - lisälauhde Hiili 6,5 /MWh pa Turveapujäähdytys Turvelauhdeperät Turve 500 0 0 10 15 20 25 30 Päästöoikeuden hinta, /tco 2 Kuva 3-5 Lauhdekapasiteetti ja ajojärjestys Suomessa kivihiilen hinnalla 6,5 /MWh pa Kivihiilen hinnan ollessa 6,5 /MWh pa paras turvelauhde on ajojärjestyksessä ensimmäisenä ilman päästökauppaa ja jo päästöoikeuden hinnalla 10 /t paras hiililauhde menee parhaan turvelauhteen edelle. Muu turvelauhdekapasiteetti on ajojärjestyksessä hiililauhteen jälkeen kun päästöoikeudelle tulee arvoa. Paras yhteistuotantokaasukombi menee hiilen edelle päästöoikeuden hinnalla 20 /t. 3.2 Turve- ja kivihiililauhteen kilpailukyky sähkömarkkinoilla Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla lauhdevoiman tarve on pitkälti riippuvainen vesivoiman tuotannosta ja ulkolämpötilasta riippuvaisesta lämmityssähkön tarpeesta. Normaalissa vesitilanteessa kulutuksen ja peruskuormatuotannon välinen erotus tuotetaan lauhdevoimalla pääosin talvikaudella ja mahdollisesti osa tuodaan Keski- Euroopasta. Turvelauhteen tuotanto on riippuvainen yleisestä lauhdevoiman tarpeesta Pohjoismaissa ja turvelauhteen kilpailukyvystä muihin lauhdetuotantomuotoihin nähden. Seuraavassa kuvassa on verrattu turvelauhteen tuotantokustannusta markkinasähkön hintaan vuosina 1997 2012. Kuvassa turvelauhteen tuotantokustannus on jaettu muuttuvaan ja kiinteään osaan, jolloin muuttuva kustannus kuvaa olemassa olevan laitoksen kilpailukykyä ja kiinteä kustannus otetaan mukaan arvioitaessa uusinvestoinnin kannattavuutta. Sähkön markkinahinta kuvaa toteutunutta vuosikeskiarvoa vuoteen 2004 ja sen jälkeen Electrowatt-Ekonon arviota normaalina vesivuotena. Kuvaan on myös piirretty arvio sähkön hinnasta hyvin kuivana ja märkä vesivuotena. Lisäksi kuvassa on esitetty keskimääräinen sähkön hinta kevät-kesä aikana (touko-elokuu) sekä syksy-talvi
Sivu 17 (27) aikana (loka-maaliskuu). Kuvassa esitetyt päästöoikeuden hinnat vuosina 2005 2012 eivät ole ennusteita vaan laskentaparametreja. /MWh 60 50 40 Turvelauhdesähkö kiinteät Turvelauhdesähkö muuttuvat Sähköpörssi (touko-elo) Sähköpörssi (loka-maalis) Sähköpörssi (kuiva) Sähköpörssi (norm.) Sähköpörssi (märkä) 30 20 10 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Ei päästökauppaa 20 /tco2 25 /tco2 Kuva 3-6 Turvelauhteen kilpailukyky ja sähkön markkinahinta Pohjoismaissa, /MWh Sähkön markkinahinta on vaihdellut viime vuosina voimakkaasti. Vesivoiman määrä ohjaa markkinahintaa: hyvä vesivuosi laskee ja huono nostaa hintaa. Markkinahinnan ollessa alhaisimmillaan, on myös lauhdevoiman tuotanto ollut alhaisimmillaan ja vastaavasti markkinahinnan ollessa korkealla on lauhdesähköä tuotettu enemmän. 1990- luvun lopulla markkinahinta oli alhaisimmillaan ja lauhdetuotanto oli kannattavaa vain kylmimpään aikaan talvella. 2000-luvun alussa sähkön markkinahinta nousi ja samoin nousivat lauhdetuotantomäärät turvelauhteen tullessa kilpailukykyiseksi myös lämpimänä vuodenaikana. Kuivimpana vuonna 2003 sähkön markkinahinta olisi kattanut jopa investointikustannuksen. Päästökaupan alettua normaalissa vesitilanteessa turvelauhteen arvioidaan olevan kilpailukykyistä vain kulutushuippujen aikaan eli sähkön hintapiikkien aikana. Vuosi 2005 on ollut vesitilanteeltaan selvästi normaalivuotta parempi: vesivoiman tuotanto Pohjoismaissa on ollut vuoden ensi puoliskolla noin 10 TWh suurempi kuin keskimääräisenä vesivuotena. Vuoteen 2010 mennessä valmistuu Pohjoismaihin uutta tuotantokapasiteettia: viides ydinvoimalaitosyksikkö Suomeen, tuulivoimaa merkittävästi kaikkiin Pohjoismaihin, yhdistettyä tuotantoa sekä todennäköisesti kaasulauhdekapasiteettia Norjaan. Uusi tuotantokapasiteetti alentaa sähkön markkinahintaa tehden lauhdetuotannon entistä kilpailukyvyttömäksi. Kaikki uusi tuotantokapasiteetti, joka on muuttuvilta kustannuksiltaan halvempaa kuin lauhdetuotanto, vähentää lauhdesähkön tarvetta. Erittäin kuivana vuotena lauhdesähkön tuotannolle on enemmän tarvetta, kun sähkön markkinahinta nousee ja lauhdetuotanto on kannattavaa. Vastaavasti märkänä vuotena vesivoimaa tuotetaan niin paljon, ettei lauhdetuotannolle ole juurikaan tarvetta.
Sivu 18 (27) Lauhdesähköä tarvitaan normaalinakin vesivuotena myös tulevaisuudessa talviaikaan tasaamaan kulutushuippuja ja pullonkauloja sähkönsiirrossa Pohjoismaiden sisällä. Seuraavassa kuvassa on havainnollistettu sähkön markkinahinnan vaihtelua vuoden aikana ja lauhdelaitoksen muuttuva tuotantokustannus. Sähkön hinnassa on piikkejä, jolloin lauhdetuotanto on kannattavaa. Kuvan lukuarvot ovat viitteellisiä. 50 40 Lauhdelaitos Sähkön keskihinta /MWh 30 20 10 0 1.1.06 1.2.06 1.3.06 1.4.06 1.5.06 1.6.06 1.7.06 1.8.06 1.9.06 1.10.06 1.11.06 1.12.06 Kuva 3-7 Havainnekuva sähkön markkinahinnan vaihteluista ja ajanjaksoista, jolloin lauhdetuotanto on kannattavaa, kuvan lukuarvot viitteellisiä Seuraavassa kuvassa on verrattu vastaavasti kivihiililauhteen tuotantokustannusta markkinasähkön hintaan vuosina 1997 2012.
Sivu 19 (27) /MWh 60 50 40 Kivihiililauhdesähkö kiinteät Kivihiililauhdesähkö muuttuvat Sähköpörssi (touko-elo) Sähköpörssi (loka-maalis) Sähköpörssi (kuiva) Sähköpörssi (norm.) Sähköpörssi (märkä) Hiili 7,5 /MWh pa Hiili 6,5 /MWh pa 30 20 10 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Ei päästökauppaa 20 /tco2 25 /tco2 Kuva 3-8 Hiililauhteen kilpailukyky ja sähkön markkinahinta Pohjoismaissa, /MWh Kivihiililauhteen tuotantokustannus vaihtelee merkittävästi hiilen hinnan heilahdellessa. Pääosin hiililauhteen kannattavuus markkinasähköön nähden on kuitenkin ollut samanlainen kuin turpeenkin: alhaisen markkinasähkön hinnan aikana tuotanto on kannattavaa vain kylmimpään aikaan, hinnan ollessa korkealla lauhdesähköä on tuotettu myös muuna aikana vuodesta. Seuraavien vuosien aikana hiililauhdekapasiteettia ajettaneen talviaikaan, mutta vuoden 2010 jälkeen hiililauhteenkin tuotanto vähenee. Hiilen hinnan kehitys vaikuttaa siihen, onko hiililauhde ajojärjestyksessä ennen vai jälkeen turvelauhteen.
Sivu 20 (27) 4 LAUHDESÄHKÖN MÄÄRÄ SUOMESSA VUONNA 2006 JA 2010 Lauhdevoiman tuotanto on vaihdellut Suomessa välillä 6 20 TWh vuosina 1997 2004. Seuraavassa kuvassa on esitetty lauhdevoiman tuotanto Suomessa polttoaineittain. 22 20 18 16 TWh 14 12 10 8 Puu Turve Öljyt Kaasu Hiili 6 4 2 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Kuva 4-1 Lauhdesähkön tuotanto Suomessa 1997 2004, TWh Lauhdesähköä on tuotettu eniten kivihiilellä, keskimääräinen tuotanto on ollut 7 TWh ja vaihteluväli 3,5 13,5 TWh. Turvelauhteen tuotanto on ollut keskimäärin 2,5 TWh ja vaihteluväli 1,1 3,5 TWh. Pääosin samoissa laitoksissa on tuotettu lauhdesähköä myös puulla: tuotanto nousi 2000-luvun alussa tasolta 0,2 TWh tasolle 1 TWh suuren myös puuta käyttävän väliottolauhdelaitoksen valmistuttua. Kaasulauhdesähköä on tuotettu keskimäärin 0,8 TWh vaihteluvälin ollessa 0,2 2,2 TWh. Tässä työssä arvioitiin lauhdevoiman tarvetta vuosina 2006 ja 2010 Electrowatt-Ekono Oy:n ELMO-sähkömallilla. ELMOssa on mallinnettu sähkön tuotanto Pohjoismaissa tuntitasolla huomioiden tuonti- ja vientiyhteydet alueen ulkopuolelle. Mallin tuloksina saadaan mm. tuotantomäärät tuotantotavoittain ja polttoaineittain. Tarkastelut tehtiin päästöoikeuden hinnoilla 15 /tco 2, 20 /tco 2 ja 30 /tco 2. Seuraavassa on esitetty laskennan kannalta oleellisimmat lähtöarvot: polttoainehintoina on käytetty tässä raportissa aiemmin esitettyjä hintoja sähkön kulutusennusteet pohjautuvat Suomen osalta energia- ja ilmastostrategian taustalla oleviin skenaarioihin viides ydinvoimalaitosyksikkö on toiminnassa vuonna 2010