ENERGIAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2015 9.12.2015
ENERGIAVIRASTO Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 1 2 TIIVISTELMÄ... 2 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT... 4 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto...4 3.2 Vesivoimavarastojen kehitys pohjoismaissa...6 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys...7 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys...8 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 12 4.1 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2014-2015... 12 4.2 Sähkön kysyntä ja tuotantokapasiteetti Suomessa... 15 4.2.1 Kysyntä... 16 4.2.2 Sähköntuotantokapasiteetti... 17 4.3 Sähkön siirtoyhteydet... 20 4.4 Tehoreservi... 22 4.5 Suomen tehotase... 25 5 UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖNTUOTANTO- JA RAJASIIRTOHANKKEET... 26 5.1 Sähköntuotantokapasiteetin kehitys Suomessa... 26 5.2 Sähköntuotantokapasiteetti ja sen kehitys Pohjoismaissa ja Baltiassa... 27 5.3 Rajasiirtokapasiteetin kehitys... 28 5.3.1 Ahvenanmaan merikaapeliyhteys... 28 5.3.2 Venäjän siirtoyhteys... 28 5.3.3 Rajasiirtoyhteyksien kehitys Pohjoismaiden ulkorajoilla... 29
ENERGIAVIRASTO 1 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitykseen Suomessa keskeisesti vaikuttavia asioita kuten energiankulutusta sekä sähköntuotantoja siirtokapasiteettia. Raportin keskeisin sisältö on arvio tulevan talvikauden kulutushuipusta, kulutushuipun aikana Suomessa käytettävissä olevasta sähköntuotantokapasiteetista, sekä tuontisähkön kapasiteetista. Lisäksi raportissa käsitellään lähivuosien kehitystä tuotantokapasiteetin ja siirtoyhteyksien osalta. Sähkön toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiavirastolle vuonna 2004 samoin kuin sähköntuotantoa koskevien säännösten valvonta. Energia- ja ilmastopolitiikasta valmisteluvastuussa oleva työ- ja elinkeinoministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevista arvioista ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiavirastolle. Energiavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Sähkömarkkinalain perusteella Energiavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähköntuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Energiavirasto julkaisee vuosittain tämän sähkön tuotantokapasiteetin sekä sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä koskevan kertomuksen sekä huolehtii näihin tehtäviin liittyvistä EU-tason tiedonantovelvoitteista. Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys, sähköverkon toimitusvarmuus ja valvonnan vaikuttavuus julkaistaan omassa raportissaan.
ENERGIAVIRASTO 2 2 TIIVISTELMÄ Tässä dokumentissa käsitellään monien lukujen osalta kokonaisuutena vuotta 2014. Dokumentissa on esitetty myös kuluvan vuoden 2015 tietoja siltä osin kuin se on mahdollista sekä arvioitu tulevaa talvikautta 2015-2016. Energiaviraston toimitusvarmuusraportin pääpaino on Suomen tehotasapainon seurannassa. Energiavirasto arvioi ensi talven 2015 2016 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 11 600 MW. Talvikauden kulutushuipun tehontarpeeksi kylmänä talvena on arvioitu noin 15 000 MW. Kulutushuippu, eli koko talvikauden suurimman kulutustunnin aikana vallitseva tehontarve on vahvasti riippuvainen talvikauden pakkasjaksojen lämpötilasta, sekä niiden pituudesta. Kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan noin 3 400 MW suurempi kuin käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti Suomessa. Tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla muista Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä. Siirtoyhteyksien tuontikapasiteetti tulevalle talvikaudelle on yhteensä noin 5 100 MW. Talvikaudella 2015-2016 käytettävissä oleva kotimainen tuotantokapasiteetti on noin 900 MW edellistalvea pienempi. Kapasiteetin lasku johtuu lauhdevoimalaitosten sulkemisista heikon kannattavuuden sekä ympäristölupien päättymisen (ns. LCP-Asetus 1 ) takia. Talvikauden 2014-2015 kulutushuippu 13 494 MWh/h oli alhaisin sitten vuoden 2008. Alhainen huippukulutus johtui paljolti leudosta talvesta. Sähkön kulutuksella painotettu keskilämpötila Suomessa kulutushuipputunnilla oli -15 C eikä pitkiä kovia pakkasjaksoja esiintynyt eteläisessä Suomessa. Vuoden 2014 sähkön kokonaiskulutus oli noin 83,4 TWh, josta tuontisähkön osuus oli 18,1 TWh (21,5 %). Sähkönkulutuksen kasvu on pysähtynyt viime vuosina, ja huippuvuodesta 2007 (90,4 TWh) kulutus on laskenut yli 7 %. Alkuvuoden 2015 aikana sähkönkulutus on laskenut edelliseen vuoteen verrattuna. Tammi-lokakuussa sähköä kulutettiin 67,5 TWh (68,0 TWh 2014 vastaavana aikana). Vuonna 2014 Sähkön nettotuonti Ruotsista kasvoi edellisvuoteen nähden, ollen 18,2 TWh (2013 15,5 TWh). Toisaalta sähkön tuonti Venäjältä laski ja vienti Viroon kasvoi. Vuoden 2015 aikana sähkön nettotuonti on laskenut lokakuun 2015 loppuun mennessä vuoden takaisesta noin 8 %. Tuonti on kokonaisuudessaan pysynyt samalla tasolla, kun tuonti Ruotsista on hieman laskenut ja Venäjältä kasvanut. Vienti on kasvanut vuoden takaisesta, johtuen lähinnä viennistä Viroon, tästä on seurannut muutos nettotuonnissa. Nord Pool Spot:ssa Suomen aluehinnan keskiarvo vuonna 2014 oli 36,0 euroa/mwh (41,2 euroa/mwh 2013). Vuonna 2015 (tammi-marraskuu) Suomen aluehinta on ollut keskimäärin 29,9 euroa/mwh, järjestelmähinta on vastaavalla ajanjaksolla ollut 21,2 euroa/mwh. Suomen hinta on siis eronnut tästä järjestelmähinnasta keskimäärin lähes 1 http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2014/20140936
ENERGIAVIRASTO 3 9 euroa/mwh. Tämä aluehintaero johtuu lähinnä Suomen ja Ruotsin välillä olevien siirtoyhteyksien kapasiteetin riittämättömyydestä. Alkuvuonna 2014 Suomen ja Viron välillä otettiin kaupalliseen käyttöön uusi rajasiirtoyhteys Estlink 2, joka kasvatti Suomen ja Viron välistä siirtokapasiteettia 650 MW:lla. Siitä lähtien Suomen ja Viron välinen kokonaissiirtokapasiteetti on ollut 1000 MW. Suomen ja Ruotsin välisen Fenno-Skan1 -yhteyden teho päätettiin rajoittaa kesällä 2014 pysyvästi 400 MW:iin (550 MW). Suomen ja Ruotsin välinen siirtokapasiteetti on nyt kokonaisuudessaan 2 700 MW. Vuonna 2014 Suomen ja Ruotsin välisten siirtojohtojen käytettävyys 2 oli 93-97%, Suomen ja Viron 83-87% sekä Suomen ja Venäjän 91 %. Merkittävimmät häiriöt rajasiirtoyhteyksissä tapahtuivat Suomen ja Ruotsin välisillä Fenno-Skan tasasähköyhteyksillä sekä Suomen ja Viron välisillä yhteyksillä. Fenno-Skan tasasähköyhteyksillä oli vuoden 2014 aikana 17 ja Estlink yhteyksillä 14 käyttöhäiriötä. Vuonna 2015 marraskuun puoliväliin mennessä Fennoskaneilla oli ollut 12 häiriötä ja Estlinkeillä 13. Sähkönsiirto Suomesta Venäjälle on ollut mahdollista joulukuusta 2014 alkaen. Ensimmäisen kerran sähköä siirrettiin kaupallisesti Suomesta Venäjälle 7.6.2015. Suomen ja Venäjän välisen sähkökaupan suoran kaupan 140 MW kapasiteetin allokointi on annettu kesästä 2015 alkaen sähköpörssille Suomen ja Venäjän välisen siirron tarjousalueelle. Bilateraalikaupan kapasiteetti Venäjältä Suomeen on 1 160 MW, sähkönsiirron kokonaiskapasiteetti on 1400 MW. Suomen ja Venäjän väliselle 400 kv sähkönsiirrolle otettiin kesällä myös käyttöön ns. dynaaminen tariffi lisäämään sähkönsiirtoa Venäjän ja Suomen välillä. Kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin kannalta lähivuosien merkittävin lisäys on Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön valmistuminen. Tällä hetkellä ydinvoimalaa rakennuttava Teollisuuden Voima Oyj arvioi, että laitosyksikön säännöllinen sähköntuotanto alkaa loppuvuodesta 2018. Olkiluodon lisäksi lähivuosien aikana on valmistumassa vesivoimalaitosten tehonkorotuksia joitakin kymmeniä megawatteja. Yhdistettyyn sähkön ja lämmöntuotantoon on valmistumassa muutamia investointeja. Näistä merkittävin on Metsä Fibren Äänekosken biotuotetehdas. Tuulivoimarakentaminen on toistaiseksi vilkasta ja tulevien vuosien aikana uutta tuulivoimaa on valmistumassa runsaasti. Markkinaehtoisia investointeja puhtaasti sähköntuotantoon (ydinvoimaa lukuun ottamatta) ei ole käytännössä ollut viime vuosina, eikä muutosta ole nähtävissä myöskään lähivuosina. 2 Käytettävyysarvot esittävät sähkömarkkinoille annetun siirtokapasiteetin koko vuoden prosentuaalista osuutta yhteyden maksimisiirtokapasiteetista.
Mtoe ENERGIAVIRASTO 4 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 3 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2014 oli noin 372 terawattituntia (386 terawattituntia vuonna 2013). Kokonaiskulutus siis laski yli 2 %, ollen matalin sitten vuoden 2010. Vuoden 2015 ensimmäisellä puoliskolla energiankokonaiskulutus on laskenut noin 4,5 % edellisvuoteen nähden. Fossiilisista tuontipolttoaineista öljyn ja maakaasun kulutus jatkoi aiempien vuosien mukaisesti laskuaan vuonna 2014. Vuoden 2013 kulutusmääristä öljyn kulutus laski noin 3 %, ja maakaasun noin 14 %. Turpeen käyttö kasvoi edellisvuoteen verrattuna noin 9 %. Hiilen kulutus laski noin 11 % ja puupolttoaineiden yhteiskulutus väheni noin 2 %. Vesivoimalla tuotetun energian määrä kasvoi noin 4 %. Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2- päästöt) Suomessa laskivat ja olivat noin 45 miljoonaa tonnia (47,5 miljoonaa tonnia vuonna 2013). Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 2001-2014 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puupolttoaineet Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 2001-2014 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Sähkönkulutukseen liittyviä tunnuslukuja: Vuonna 2014 sähkön kulutus Suomessa laski noin 1,0 % ollen noin 83,4 TWh. (83,9 TWh vuonna 2013). Lämpötilakorjattu sähkön kokonaiskulutus oli noin 84,9 TWh (85,2 TWh vuonna 2013). Sähköä tuotettiin Suomessa 65,4 TWh (68,2 TWh vuonna 2013). Kotimainen sähköntuotanto siis väheni 2,8 TWh, mikä vastaa noin 4,1 %. 3 Tilastokeskus
TWh ENERGIAVIRASTO 5 Suomeen tuotiin sähköä vuonna 2014 noin 18,1 TWh, mikä on noin 15 % enemmän aiempaan vuoteen verrattuna (15,7 TWh vuonna 2013). Sähkön nettotuonnin osuus kokonaiskulutuksesta oli noin 21,5 % (16 % vuonna 2013). Ruotsista tuodun sähkön määrä vuonna 2014 oli n. 18,2 TWh (12,4 TWh vuonna 2013). Tuontisähkön määrän nousua selittää osaltaan edellisvuotta parempi vesitilanne ja sen aiheuttama hintojen lasku Norjassa ja Ruotsissa. Sähkön vienti Viroon kasvoi merkittävästi vuonna 2014 n. 3,5 terawattituntiin (1,5 TWh vuonna 2013), mikä johtui erityisesti Estlink2 yhteyden käyttöönottamisesta. Venäjältä tuodun sähkön määrä laski, ollen noin 3,4 TWh (4,7 TWh vuonna 2013). Vesivarastojen kasvaminen pohjoismaissa parantaa vesivoiman tarjontaa laskien tuontisähkön markkinahintaa Suomessa. Tuulivoiman tuotanto kasvoi, johtuen lisääntyneestä kapasiteetista. Edellä mainittujen syiden seurauksena lauhdesähkön osuus laski selvästi. Sähkön hankinta vuosina 2001-2014 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuosina 2001 2014. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Nettotuonti Tavallinen lauhdevoima Tuulivoima Vesivoima Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Ydinvoima Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2011 2014. (lähde: Tilastokeskus). Sähkön hankinta ja kulutus 2011 2012 2013 2014 (GWh) Nettotuonti 13 851 17 443 15 715 17 966 Tavallinen lauhdevoima 9 822 5 177 8 883 6 319 Tuulivoima 481 494 774 1 107 Vesivoima 12 278 16 667 12 672 13 240 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto 25 543 23 286 23 326 22 137 Ydinvoima 22 266 22 063 22 673 22 646 Yhteensä (Kokonaiskulutus Suomessa) 84 241 85 130 84 044 83 416
% ENERGIAVIRASTO 6 Vuoden 2014 aikana toteutuneet sähkön siirtomäärät eri yhteyksillä on esitetty taulukossa 2. Sähkön siirtoyhteyksissä esiintyi vuoden 2014 ja talvikauden 2014-2015 aikana yksittäisiä häiriöitä, mutta niiden merkitys markkinoille oli vähäinen. Venäjän yhteydellä merkittäviä häiriöitä ei tapahtunut lainkaan. Pohjois-Ruotsin vaihtosähköyhteydellä oli muutamia häiriöitä. Eniten häiriöitä vuonna 2014 tapahtui Fennoskan (17 kpl) ja Estlink (14 kpl) tasasähköyhteyksillä. Taulukko 2. Rajan yli siirretty sähkö 2014 Yhteys Tuonti (TWh) Vienti (TWh) Ruotsi (SE1, SE3) 18,2 - Venäjä (RU) 3,4 - Viro (EE) 0 3,5 Nolla tarkoittaa, että siirtoa on ollut, mutta se pyöristyy nollaan ja viiva tarkoittaa, ettei kyseistä siirtoa ole tapahtunut lainkaan. Lähde: Tilastokeskus. 3.2 Vesivoimavarastojen kehitys pohjoismaissa Pohjoismaissa vesivoimavarastojen täyttymisasteella on merkittävä vaikutus sähkön hintaan. Vaikutus on entisestään korostunut viime vuosina samalla kun siirtoyhteyksiä maiden välillä on parannettu. Pohjoismaiden vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on noin 121 TWh. Merkittävimmät vesivoimavarastot sijaitsevat Norjassa ja Ruotsissa. Suomen vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on edellä mainittuihin maihin verrattuna vähäinen (noin 5,5 TWh). Suurin osa Suomen vesivoimalaitoksista onkin niin kutsuttuja run-of-the-river tyyppisiä jokivesivoimalaitoksia, joiden veden varastointimahdollisuudet ovat heikot. Suomen vesivoimavarastojen täyttymisasteen vaikutus sähkön hintaan pohjoismaisessa sähköpörssissä onkin siksi hyvin pieni. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 2015 2014 2013 2012 Mediaani 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%) viikoittain. 100 % vertailuarvona käytetty 2.1.2012: 121 429 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1990-2012 (lähde: Nord Pool Spot).
ENERGIAVIRASTO 7 Vuoden 2014 vesitilanne pysyi melko hyvänä, vaikka loppuvuodesta se oli mediaanin alapuolella. Kuluvan vuoden vesitilanne on jatkunut vuoden 2014 arvoja parempana, vaikka lumien sulaminen Norjan vuorilla ajoittui keväällä normaalia myöhempään. 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys Suomessa erityisesti lauhdesähköntuotannossa käytettävän kivihiilen hinta pysyi melko vakaana vuoden 2014 ajan. Myös jyrsinturpeen ja metsähakkeen hinta pysyivät melko vakaana. Maakaasun hinta jatkoi laskuaan ja vuoden 2014 jälkimmäisellä puoliskolla sekä 2015 vuoden alussa maakaasun hinta putosi merkittävästi raakaöljyn hinnan laskiessa. Kuvassa 4 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 2005 lähtien 4. Kuva 4. Tyypillisten voimalaitospolttoaineiden hintoja sähköntuotannossa. (Lähde: Tilastokeskus) Vuonna 2014 päästöoikeuksien spot-hinnat olivat noususuunnassa, vaihdellen välillä 4,35-7,36 / tco2 (EXC/ICE). Vuonna 2015 hintojen nousu on jatkunut melko tasaisena, vaihdellen välillä 6,41-8,65 /tco2 (lokakuu 2015 mennessä). Kuvassa 5 on esitetty päästöoikeuksien (spot EUA EXC/ICE) hintakehitys vuodesta 2009 vuoden 2015 lokakuuhun. 4 Tilastokeskus
/t CO2 ENERGIAVIRASTO 8 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1.7.2009 1.7.2010 1.7.2011 1.7.2012 1.7.2013 1.7.2014 1.7.2015 Kuva 5. Päästöoikeuksien hintakehitys spot-kaupassa 2009-2015 (lähde: Reuters) 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys Sähkön tukkumarkkinoilla käydään sekä pörssikauppaa pohjoismaisessa sähköpörssissä Nord Pool Spotissa että kahdenvälistä niin kutsuttua OTC-kauppaa (Over The Counter) ohi sähköpörssin. Muihin pohjoismaihin verrattuna pörssikaupan osuus Suomessa on ollut hieman pienempi, mutta kasvussa. Vuonna 2014 noin 63 % Suomessa kulutetusta sähköstä kulki Nord Pool Spotin kautta. Vuoden 2013 osuus oli noin 60 %. Sähköpörssin tärkeimpiä tehtäviä on muodostaa viitehinta tukkusähkölle. Pohjoismaiset markkinat on jaettu hinta-alueisiin. Hinta-alueiden tarkoitus on heijastella sähköverkon fyysisiä siirtorajoituksia siten, että rajoitukset tulevat näkyviksi markkinaosapuolille. Suomi muodostaa yhden hinta-alueen, mutta esimerkiksi Norja on jaettu viiteen hinta-alueeseen. Sähköpörssissä lasketaan myös niin kutsuttu järjestelmähinta, joka on teoreettinen hinta koko pohjoismaiselle alueelle tilanteessa, jossa sähköverkon siirtorajoitukset eivät vaikuttaisi hinnanmuodostukseen. Mitä lähempänä eri hinta-alueiden hinnat ovat järjestelmähintaa, sitä vähemmän sähkön siirtoverkko rajoittaa hinnanmuodostusta pohjoismaissa. Vuosi 2014 Sähkön hinta sähköpörssissä vuonna 2014 oli matalampi kuin vuonna 2013 paremmasta vesitilanteesta ja tuetun tuulivoimatuotannon kasvusta johtuen. Koko vuoden tuntihintojen keskiarvo 2014 Suomen hinta-alueella oli 36,02 /MWh (41,16 /MWh vuonna 2013). Järjestelmähinnan vuosikeskiarvo oli 29,61 /MWh (38,10 /MWh vuonna 2013). Suomen aluehinnan ja järjestelmähinnan välinen hintaero (FI-SYS) vuonna 2014 kaksinkertaistui edellisvuoteen nähden ja oli keskimäärin 6,41 /MWh (3,06 /MWh vuonna 2013). Suomen hinta alueen hintaero Ruotsin SE1 alueeseen oli keskimäärin 4,60 /MWh ja SE3 hinta-alueeseen 4,40 /MWh, hinnan ollessa Ruotsissa edullisempi. Viroon nähden Suomessa sähkö oli keskimäärin 1,59 /MWh edullisempaa.
ENERGIAVIRASTO 9 Vuonna 2014 esiintyi muutamia merkittäviä hintapiikkejä. Suomen hinta-alueen vuoden korkein tuntihinta Elspot-markkinalla saavutettiin 29.12, 200,05 /MWh. Sähkön kulutus Suomessa oli tuolloin 12 647 MWh/h ja järjestelmähinta oli tuolloin 67,59 /MWh, joka oli myös vuoden kallein järjestelmähinta. Ruotsin tasasähköyhteyden tehosta oli tuolloin pois käytöstä 400 MW. Kyseessä oli pakkaspäivä, joka oli ensimmäinen arkipäivä pitkien pyhien jälkeen. Suomen oma sähköntuotanto oli 10 541 MWh/h; kyseisen talven tuotantohuipputunnilla Suomen oma sähköntuotanto oli reilu 600 MWh/h enemmän. Myös kesällä 2014 koettiin hintapiikkejä, joista korkein tapahtui 2.6.2014, 120,9 /MWh. Saman tunnin järjestelmähinta oli vain 33,63 /MWh. Tuolloin monia yli 100 MW voimaloita oli vuosihuollossa tai vikaantuneena samanaikaisesti Suomessa, yhteensä yli 3 000 MW. Lisäksi Ruotsissa lähes 9 000 MW sähköntuotantoa ei ollut käytettävissä. Myös Estlink yhteydessä oli muutaman sadan MW:n tuontirajoitus Virosta Suomeen kyseisenä ajankohtana. Vuonna 2014 Suomen tuntihinta oli 3.11 alimmillaan 1,95 /MWh. Alhaisimmillaan järjestelmähinta kävi vuonna 2014 27.10: 2 /MWh. Säätösähkön osalta hinta kävi vuonna 2014 korkeimmillaan 500 /MWh tammikuussa ja marraskuussa. Vuosi 2015 (1-11/2015) Vuonna 2015 marraskuun loppuun mennessä järjestelmähinta on toteutunut entistä edullisempana 21,17 /MWh, mutta hintaero Suomen aluehinnan ja järjestelmähinnan välillä on kasvanut entisestään johtuen rajasiirron pullonkauloista erityisesti Suomen ja Ruotsin välillä. Suomen aluehinnan keskiarvo on ollut 29,95 /MWh. Suomen aluehinnan ja järjestelmähinnan välinen hintaero marraskuun loppuun mennessä on ollut keskimäärin 8,78 /MWh. Vuonna 2015 toistaiseksi (marraskuun loppuun mennessä) suurin hintapiikki Suomessa tapahtui 23.11, jolloin tuntihinta oli korkeimmillaan 150,06 /MWh. Tuolloin Ruotsissa oli useita ydinvoimalaitoksia pois käytettävistä ja tuulivoiman tuotanto oli heikkoa. Vuoden 2015 korkein järjestelmähinta on ollut myöskin 23.11, 69,94 /MWh. 8.10 Suomen aluehinta oli korkeimmillaan 149,95 /MWh. Kyseisellä viikolla oli useampi hintapiikki, ja ne johtuivat erityisesti Ruotsin vaihtosähköyhteyden huoltotöistä: 1 100 MW Suomen ja Pohjois-Ruotsin välisestä siirtokapasiteetista oli poissa käytöstä huoltotöiden vuoksi. Järjestelmähinta vastaavalla Suomen hintapiikki tunnilla oli 21,48 /MWh. Vuoden 2015 heinäkuussa pohjoismaissa esiintyi poikkeuksellisen alhaisia tuntihintoja. Edullisin sähköntuntihinta nähtiin 26.7.2015, jolloin Suomen aluehinta edullisimmillaan oli ainoastaan 1,03 /MWh ja järjestelmähinta 1,15 /MWh. Vuoden 2015 aikana säätösähkömarkkinoilla edellisvuoden korkein hinta on ylitetty jo useamman kerran ja toistaiseksi korkein hinta on ollut 2000 /MWh syyskuun lopussa.
1/2012 3/2012 5/2012 7/2012 9/2012 11/2012 1/2013 3/2013 5/2013 7/2013 9/2013 11/2013 1/2014 3/2014 5/2014 7/2014 9/2014 11/2014 1/2015 3/2015 5/2015 7/2015 9/2015 11/2015 /MWh ENERGIAVIRASTO 10 Säätösähkötarjouksia on ollut tarjolla niukasti kysyntään nähden korkeiden säätösähkötuntien aikana. Joustamattoman kapasiteetin kasvu ja joustavan kapasiteetin lasku voi näkyä myös negatiivisena sähkönhintana. Suomessa negatiivisia hintoja nähtiin Intraday-markkinalla (Elbas) 6.12.2015. Vuonna 2013 Suomen ja Viron hinta-alueet olivat yhtenäisiä 69 % ajasta, vuonna 2014 91% ajasta ja vuonna 2015 marraskuun loppuun mennessä 87 % ajasta. Vastaavasti Suomen hinta-alue oli yhtenäinen Ruotsin hinta-alueiden SE1, SE2 ja SE3 kanssa vuoden 2015 marraskuun loppuun mennessä ainoastaan 49 % ajasta (52 % vuonna 2014 ja 81 % vuonna 2013). Suomen ja Ruotsin hinta-alueiden yhtenäisyys on huomattavasti aiempia vuosia alhaisempia, esimerkiksi vuonna 2010 Suomi ja Ruotsi (koko Ruotsi) olivat samaa hintaaluetta 94 % ajasta. Alueiden välinen siirtokapasiteetti erityisesti vuosina 2014 ja 2015 ei ole ollut riittävä vastaamaan kysyntään, mikä on johtanut hinta-alueiden eriytymiseen. Vuonna 2015 marraskuun loppuun mennessä aluehintaerot ovat olleet: FI-SE3 7,7 eur/mwh ja FI-SE1 8,5 eur/mwh. Pullonkaulatuloja onkin kertynyt kokonaisuudessaan huomattavasti aiempaa enemmän: 79,2 miljoonaa euroa Suomen ja Ruotsin rajalta ja 4,1 miljoonaa euroa Suomen ja Viron rajalta (Fingridin osuus, marraskuun loppuun mennessä). Yhteensä pullonkaulatuloja on kuluvana vuonna siis kertynyt 83,3 miljoonaa euroa, kun vuonna 2014 niitä kertyi yhteensä 51,2 miljoonaa euroa ja 2013 18,8 miljoonaa euroa. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat aikavälillä tammikuu 2012 marraskuu 2015 sekä kuvassa 7 tunneittain Suomen aluehinta aikaväliltä tammikuu 2014- marraskuu 2015. 60,00 50,00 40,00 Järjestelmä Suomi 30,00 20,00 10,00 0,00 Kuva 6. Nord Poolin kuukausittaiset järjestelmähinnat ja Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot)
/MWh ENERGIAVIRASTO 11 200 180 Suomi 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1.1.2014 1.4.2014 1.7.2014 1.10.2014 1.1.2015 1.4.2015 1.7.2015 1.10.2015 Kuva 7. Nord Pool Spotin tunnittaiset Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot).
ENERGIAVIRASTO 12 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2014-2015 5 Talvikaudella 2014-2015 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon torstaina 22.1.2015 klo 8-9, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 13 494 MWh/h. Edellistalven 2013-2014 kulutushuippu oli 14 228 MWh/h. Kuvassa 8 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja huippukulutusviikolla. Kulutushuippu on merkitty kuvassa katkoviivalla. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä 10 992 MW:n keskituntiteholla, ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 502 MW:n keskituntiteholla. Sähkön aluehinta Suomessa tällä tunnilla oli 47,25 /MWh. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -15 astetta (edellistalven huipussa -17 astetta). Siirtoyhteyksissä ei ollut häiriöitä kulutushuipputunnilla. Sähkön riittävyys ei ollut kulutushuipun aikana vaarassa. Siirtoyhteyksistä Suomen ja Ruotsin välistä yhteyttä käytettiin sähkön tuontiin lähes maksimikapasiteetilla, mutta Venäjän ja Viron siirtoyhteyksissä oli vielä vapaata kapasiteettia. Kulutushuippuhetkellä Suomesta vietiin sähköä Viroon. Kulutushuipputunnilla Suomessa olisi ollut saatavilla vielä omaa tuotantokapasiteettia vesivoimassa ja teollisuuden yhteistuotantolaitoksilla. Tehoreservinä olevat voimalaitokset olivat talvikaudella tehoreservilain mukaisessa 12 tunnin käyttövalmiudessa, mutta niitä ei kuitenkaan tarvinnut ottaa käyttöön kulutushuipun tai koko talven aikana. Rajayhteyksissä ei ollut kulutushuipun aikana häiriöitä, mutta kulutushuippuviikolla 25.1.2015 Estlink 1 oli muutaman tunnin poissa käytöstä häiriön takia. Talven korkein ylössäätöhinta 1000 /MWh oli 10.2.2015, jolloin voimalaitoksia irtosi verkosta noin 400 MW ja ylössäätöä tehtiin 160 MWh. Merkittävin voimalaitoksen vikaantuminen oli Olkiluodon 2 yksikön generaattorin vikaantuminen 4-24.2.2015, tämän vuoksi 880 MW sähkötehoa oli poissa käytettävistä. Energiavirasto oli arvioinut syksyllä 2014 talven 2014 2015 laskennalliseksi kulutushuipuksi 15 000 MW. Toteutunut kulutushuippu (13 494 MWh/h) jäi kuitenkin noin 1 500 MW (10%) tätä arviota pienemmäksi. Alhaiseen kulutushuipun määrään vaikutti suurelta osin tyypillistä kulutushuipputuntia huomattavasti alhaisempi lämpötila. Kaikkien aikojen korkein sähkönkulutuksen keskituntitehomäärä Suomessa on saavutettu 8.2.2007 klo 7-8, jolloin teho oli 14 914 MW 6. Kuvassa 8 on esitetty talven 2014-2015 kulutushuippuviikon sähkön tuotanto, kulutus ja hinta. 5 Fingrid Oyj 6 Energiateollisuus ry
19.1.2015 0:00 19.1.2015 12:00 20.1.2015 0:00 20.1.2015 12:00 21.1.2015 0:00 21.1.2015 12:00 22.1.2015 0:00 22.1.2015 12:00 23.1.2015 0:00 23.1.2015 12:00 24.1.2015 0:00 24.1.2015 12:00 25.1.2015 0:00 25.1.2015 12:00 MWh/h /MWh ENERGIAVIRASTO 13 14 000,00 13 000,00 12 000,00 11 000,00 10 000,00 9 000,00 8 000,00 7 000,00 6 000,00 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Sähkön kulutus (MWh/h) Sähkön tuotanto (MWh/h) Sähkön hinta Kuva 8. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Suomen aluehinta Elspot-markkinalla viikolla 4/2015. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla. (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool Spot). Talvella 2014-2015 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan 23.1.2015 klo 11-12 ollen noin 11 164 MWh/h (edellistalven tuotantohuippu oli 11 722 MWh/h). Tehoreservijärjestelmään kuuluvia voimalaitoksia, joiden yhteisteho oli 365 MW, ei käynnistetty talvikaudella 2014-2015. Energiaviraston arvion mukaan talvikaudella 2014-2015 kulutushuipun aikana kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti vielä ollut otettavissa tuotantoon noin 1200 MW (ilman järjestelmäreservejä). Lähihistorian korkein tuotantohuippu on helmikuulta 2007, 12 623 MWh/h. Kuva 9 esittää vuoden 2014 tuotetun sähkön jakauman polttoaineittain ja kuva 10 sähköntuotantokapasiteettia polttoaineittain. Tuulivoiman osuus tuotantokapasiteetista kasvoi noin prosenttiyksikön verrattuna aiempaan vuoteen, ja sen osuuden odotetaan kasvavan merkittävästi tulevina vuosina.
ENERGIAVIRASTO 14 SÄHKÖNTUOTANTO 2014; 65,4 TWH Maakaasu; 8,0 % Kivihiili; 12,5 % Öljy; 0,3 % Vesivoima; 20,2 % Tuulivoima; 1,7 % Turve; 4,5 % Ydinvoima; 34,7 % Biomassa; 16,9 % Jäte; 1,2 % Kuva 9. Sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2014 (TWh) (lähde: Energiateollisuus ry). TUOTANTOKAPASITEETTI VUODEN 2015 ALUSSA Öljy; 9,9 % Vesivoima; 18,9 % Kivihiili; 16,4 % Tuulivoima; 3,8 % Maakaasu; 10,0 % Turve; 11,4 % Biomassa; 11,9 % Ydinvoima; Jäte; 1,2 % 16,5 % Kuva 10. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho, ei sisällä käyttövalmiudesta poistettua kapasiteettia) polttoaineittain vuoden 2015 alussa(lähde:energiavirasto) Rajasiirtoyhteyksien toiminta huippukulutusviikolla on esitetty kuvassa 11. Kulutushuipun aikaan Suomeen tuotiin sähköä Ruotsista ja Venäjältä ja sähköä vietiin Viroon.
MWh/h ENERGIAVIRASTO 15 1 500,00 1 000,00 500,00 0,00-500,00-1 000,00-1 500,00-2 000,00-2 500,00-3 000,00 19.1.2015 20.1.2015 21.1.2015 22.1.2015 23.1.2015 24.1.2015 25.1.2015 Venäjä Viro Norja Ruotsi Kuva 11. Mitattu sähkön siirto Suomeen (-) ja suomesta (+) huippukulutusviikolla. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla (Lähde: Fingrid Oyj). 4.2 Sähkön kysyntä ja tuotantokapasiteetti Suomessa Energiavirasto ylläpitää tietoja Suomessa sijaitsevista voimalaitoksista. Laitostiedot Energiavirasto saa sähkömarkkinalain mukaisesti voimalaitosten haltijoilta. Tarkemmin tietoa voimalaitosrekisteristä on saatavilla Energiaviraston internet-sivuilta. Sähkön kulutushuiput ajoittuvat talvikaudelle, kun suuri osa sähköenergiasta kuluu lämmitykseen. Kulutushuipun sähkönkulutus on vahvasti riippuvainen vallitsevasta säästä. Sähköntuotannon todelliset kapasiteetit kulutushuipun aikana on arvioitu aiempien vuosien toteumien mukaisilla kertoimilla, voimalaitosrekisterin tietojen perusteella sekä muiden käytettävissä olleiden selvitysten perusteella. Määrissä huomioidaan tuotantolaitosten todennäköinen käytettävyys. Järjestelmäreservi on jätetty arvion ulkopuolelle. Tuotantohuiput eivät tyypillisesti tapahdu samalla tunnilla kun kotimainen kulutus on suurimmillaan. Viime vuosina tuotantohuippu on ollut arvioitua kapasiteettia pienempi. Keskeisin syy siihen, miksi kotimainen tuotantohuippu ei yllä kapasiteetin maksimimäärään on tuontisähkön saatavuus. Kulutushuippujen aikana sähköä on ollut mahdollista tuoda kilpailukykyisempään hintaan naapurimaista. Tällöin kallein käytettävissä ollut kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä eikä kaikkea kotimaista tuotantokapasiteettia ole kannattanut ottaa käyttöön, vaikka kapasiteettia muutoin teknisesti olisikin ollut käytettävissä. Taulukossa 3 on yhteenveto viime vuosien kulutushuipuista, toteutuneesta kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista.
ENERGIAVIRASTO 16 Taulukko 3. Yhteenveto viime vuosien toteutuneista kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista (Lähde: Fingrid). *Marraskuuhun 2015 mennessä Vuosi Kulutushuippuvuorokausi Kulutushuippu MWh/h Tuotanto kulutushuipputunnilla MWh/h Vuoden tuotantohuippu MWh/h 2010 28.1. 14 320 11 396 12 366 2011 18.2. 14 804 12 063 12 261 2012 3.2. 14 304 11 916 11 981 2013 18.1. 14 034 11 843 11 843 2014 24.1. 14 228 11 632 11 722 2015* 22.1. 13 494 10 992 11 164 4.2.1 Kysyntä Alkuvuoden 2015 aikana sähkönkulutus on laskenut edelliseen vuoteen verrattuna. Tammi-syyskuussa sähköä kulutettiin noin 60,3 TWh, kun edellisen vuoden vastaavana aikana kokonaiskulutus oli 60,8 TWh. Liukuvan 12 kuukauden kulutus oli syyskuun lopussa laskenut noin 0,2 %, mikä selittyy osittain keskimääräistä lämpimämmillä sääoloilla. Vuoden 2015 ensimmäisten kolmen kvartaalin sähkönkulutuksen perusteella koko vuoden 2015 kulutus näyttäisi jäävän noin 83 TWh tasolle. Sähkönkulutuksen kulutushuippu on arvio siitä, mikä on sähkönkulutuksen määrä koko talvikauden suurimman kulutustunnin aikana. On keskeistä ymmärtää, että tämä kulutushuippu on koko talvikauden aikana hetkellisesti tarvittava maksimiteho. Vuoden aikana vallitsevat tyypilliset tehontarpeet ovat maksimiarvoa huomattavasti alempana. Suomen sähköntuotannon pysyvyyskäyrä esittää, kuinka monta tuntia vuodessa tietty tehomäärä Suomessa vaaditaan. Kuvassa 12 on esitetty tehon pysyvyyskäyrä vuosilta 2011 2014.
1 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760 ENERGIAVIRASTO 17 MW 15000 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 2014 2013 2012 2011 Kuva 12. Tehon pysyvyyskäyrä Suomessa 2011 2015 Talvikauden 2015-2016 kulutushuipun arvioksi arvioidaan kylmänä talvena noin 15 000 MW. Arvio perustuu edellisvuosien huippukulutuksiin, niiden aikana vallinneisiin lämpötiloihin ja sähkönkulutuksessa tapahtuneisiin muutoksiin edellisvuosiin verrattuna. Arviota tarkastellessa on tärkeätä ymmärtää, että kulutushuippu on vahvasti riippuvainen talvikauden pakkasjaksojen lämpötilasta, sekä niiden pituudesta. Todellinen kulutushuippu saattaa siis jäädä huomattavasti tämän laskennallisen arvon alapuolelle. Myös kantaverkonhaltija Fingrid on arvioinut tulevan talvikauden kulutushuipuksi 15 000 MW. Energiavirasto ei arvioi sähkönhuippukulutuksen kehitystä tuleville vuosille. Aiemmin arvio on perustunut Työ- ja elinkeinoministeriön energia- ja ilmastostrategiaan, jota ollaan parhaillaan päivittämässä ja se on tarkoitus julkaista vuoden 2016 lopulla. 4.2.2 Sähköntuotantokapasiteetti h/vuosi Energiavirasto ylläpitää voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Virasto saa tietoja uusista voimalaitoshankkeista myös uusiutuvan energian tuotantotukijärjestelmään liittyvien ennakkoilmoitusten muodossa. Vuoden 2015 aikana Suomessa valmistuu ja on jo valmistunut lukuisia tuulivoimaloita yhteisteholtaan noin 400 MW. Lisäksi on valmistunut yhden vesivoimalaitoksen tehonkorotus. Virastolle on ilmoitettu Tahkoluodon ja Kristiina 2 hiililauhdevoimalaitosten sulkemisesta. Laitokset ovat yhteisteholtaan noin 470 MW. Lisäksi ympäristölupa (LCP-asetus 7 ) päättyy usealta laitokselta (suurimmat Kristiina 1 ja Vaskiluoto 3) 31.12.2015 ja tämän vuoksi sähköntuotanto loppuu tai vähenee yhteensä noin 475 MW. 7 Valtioneuvoston asetus suurten polttolaitosten päästöjen rajoittamisesta; https://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2014/20140936
ENERGIAVIRASTO 18 Yhteensä tuotantokapasiteettia siis poistuu yli 900 MW(poistuvien laitosten tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä, tuulivoima 6% nimellistehosta 8 ). Asennettu tuotantokapasiteetti on määritetty laskemalla yhteen kaikkien Energiavirastolle ilmoitettujen voimalaitosten koneistojen tehot. Voimalaitoksissa varalla olevia koneistoja ei ole laskettu mukaan. Laitoksen asennettu teho on määritetty turbiinin nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella siten, että näistä arvoista on käytetty pienintä arvoa. Maksimaalinen sähköteho on saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksiminettotehot huippukuormituskaudella. Talvelle 2015-2016 ei ole marraskuuhun 2015 mennessä ilmoitettu vähintään 100 MVA:n voimalaitosten huoltoseisokeista. Energiavirasto tilasi keväällä 2008 Pöyry Energy Oy:ltä selvityksen suomalaisten voimalaitosten käytettävyydestä. Raportin mukaan kaiken tyyppisten suomalaisten laitosten ennakoimattomat energiaepäkäytettävyydet ja vikakertoimet ovat olleet alhaisemmat kuin selvityksessä tarkasteltujen ulkomaalaisten laitosten. Suomalaisista tuotantolaitoksista alhaisimmat vikakertoimet (kfe) ovat raportin mukaan vesivoimalla (noin 1 %) ja ydinvoimalla (noin 2 %). Lämpövoimalla (keskimäärin 5 %) ja tuulivoimalla (5 %) vikakertoimet ovat selvästi suuremmat. Lämpövoiman osalta eri polttoaineiden välillä erot vikakertoimissa ovat melko pienet. Turvetta/puuta käyttävien laitosten vikakertoimet ovat hieman alhaisempia (3 %) kuin kaasua (4 %) ja hiiltä (5 %) käyttävien voimalaitosten. Raskasta polttoöljyä käyttävien laitosten keskimääräinen vikakerroin on puolestaan kertaluokkaa suurempi (30 %) johtuen laitosten alhaisesta lukumäärästä ja erittäin pienestä käyttöajasta. Lauhdelaitosten vikakertoimet ovat jonkin verran korkeampia kuin sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitosten. Jos öljyä käyttävät laitokset jätetään tarkastelusta pois, on lauhdelaitosten vikakerroin keskimäärin 5 %, kun taas yhteistuotantolaitosten vikakerroin on 3 % 9. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien, Energiavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella, toteutuneiden tuotantotietojen, käytettävissä olevien tutkimusten sekä Fingridin 10 arvion perusteella voidaan arvioida kotimaisen tuotantokapasiteetin talvikaudella käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin määrä kulutushuipun aikana. Energiavirasto on arvioinut talvikaudella 2015-2016 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin olevan noin 11 600 MW. Kapasiteettitiedot on esitetty taulukossa 4. Arvioitu kapasiteetti tuotantomuodoittain on esitetty kuvassa 13. Tuotantomuodot on jaoteltu laitoksittain, jolloin esimerkiksi kaukolämpölaitoksessa oleva lauhdetuotanto on jaoteltu kaukolämmön tuotantoon. 8 https://www.entsoe.eu/documents/publications/soc/nordic/2014-2015_nordic_winter_power_balance.pdf 9 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy 10 http://www.fingrid.fi/fi/ajankohtaista/tiedotteet/sivut%2fs%c3%a4hk%c3%b6pula-mahdollinenkylm%c3%a4n%c3%a4-talvena.aspx
MW ENERGIAVIRASTO 19 Taulukko 4. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne talvikaudella 2015-2016). (lähde: Energiavirasto, Fingrid) Sähköntuotantokapasiteetti Talvikaudella 2015-2016 MW Asennettu tuotantokapasiteetti (netto) 17 300 Maksimisähköteho (netto) 16 700 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti -1400 Järjestelmäreservit yhteensä -1400 Arvioitu käytettävissä oleva tuntiteho kulutushuipun aikana 11 600 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Arvioitu tuotantokapasiteetti kulutushuippuna Kuva 13. Arvioitu käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti kulutushuippuna talvikaudella 2015-2016 tuotantomuodoittain. * Tuulivoima 6% nimellistehosta 11 Tässä toimitusvarmuusraportissa on tarkasteltu hyvin pitkälti toimitusvarmuutta huippukulutusaikaan talvikaudella, jolloin muun muassa tehoreservi on käytettävissä. Lauhdelaitosten poistuessa markkinoilta ja tuulivoiman lisääntyessä sähköjärjestelmän taajuuden ylläpito on aiempaa haastavampaa. Tämän vuoksi tuotannon riittävyys voi olla uhattuna myös talvikauden ulkopuolella. Joustavan kapasiteetin vähentymisestä antaa viitteitä säätösähkötarjousten väheneminen. Ylössäätötarjouksia annettiin Suomessa syys-lokakuussa 2015 keskimäärin noin 160 MWh/h vähemmän kuin vuonna 2014. Säätösähkötarjousten loppuminen ei välttämättä tarkoita, ettei Suomessa olisi olemassa riittävästi tuotantokapasiteettia vaan sitä, että nopeaan tehon lisäykseen kykenevää kapasiteettia ei ole saatavilla lyhyellä aikavälillä riittävästi, jolloin tehon riittävyys voi olla uhattuna. Esimerkiksi 6.11.2015 markkinaehtoiset säätösähkötarjoukset loppuivat Loviisan toisen yksikön yllättäen vikaannuttua. Samanaikaisesti siirtoyhteydet Ruotsiin olivat jo täynnä. Tällöin markkinaehtoisten tarjousten loppuessa säätösähkömarkkinoilla Fingrid käynnistää verkko- ja tuotantovikoja varten varattua reserviä. Kuvassa 14 11 Fingrid / https://www.entsoe.eu/documents/publications/soc/nordic/2014-2015_nordic_winter_power_balance.pdf
MWh/h ENERGIAVIRASTO 20 on esitetty säätösähkömarkkinalla käyttämättä jääneet tarjoukset Suomessa aikavälillä elokuu-marraskuu 2015. Käyttämättömät ylössäätötarjoukset Suomessa (MWh/h) 1 200,00 1 000,00 800,00 600,00 400,00 200,00 0,00 Kuva 14. Käyttämättömät ylössäätötarjoukset (lähde: Fingrid). 4.3 Sähkön siirtoyhteydet Huippukulutuksen aikana Suomen oma energiantuotanto ei riitä vastaamaan kysyntään, jonka kattamiseen tarvitaan sähkön tuontia naapurimaista. Maamme on sähkönsiirtoyhteyksien kautta kiinteästi osa pohjoismaiden ja Baltian yhteisiä sähkömarkkinoita. Myös tuontiyhteys Venäjältä on merkittävä. Siirtoyhteyksien nimellinen tuontikapasiteetti vuoden 2015 alussa oli yhteensä noin 5 300 MW, joka on noin kolmannes Suomen kulutushuipusta. Tästä noin 200 MW on yksityisessä omistuksessa, eikä sitä ole huomioitu Suomen siirtokapasiteetissa laskettaessa Suomen tehotasetta. Helmikuussa 2013 tapahtuneen kaapelivian jälkeen Fenno-Skan 1:n siirtotehoa rajoitettiin pysyvästi 400 MW:iin (550 MW). Tämän seurauksena kokonaistuontiteho Ruotsista laski 2 700 MW:iin. Joulukuussa 2013 koekäyttöön ja 2014 helmikuussa varsinaiseen käyttöön otettu Estlink 2 Suomen ja Viron välillä vahvisti yhteyksiä Baltian maihin entisestään. Suomen ja Venäjän välinen kaksisuuntaisen sähkökauppa on ollut mahdollista joulukuusta 2014 lähtien, minkä seurauksena yhtä Viipurin 350 MW yhteyksistä voidaan käyttää myös sähkön siirtoon Suomesta Venäjälle. Vientikapasiteetista 320 MW annetaan kaupalliseen käyttöön, lopun 30 MW jäädessä reservikauppaan. Suomesta vietiin sähköä ensimmäisen kerran kaupallisesti 7.6.2015. Siirtokapasiteetin häiriöistä on aiheutunut kuluvana vuonna syyskuun loppuun mennessä Fingridille kustannuksia 2,9 miljoonaa euroa (2014 vastaavalla aikavälillä 8,6 miljoonaa euroa).
ENERGIAVIRASTO 21 Ahvenanmaan ja Suomen välille vihittiin käyttöön 5.12.2015 uusi 100 MW tasasähköyhteys. Ruotsin ja Ahvenanmaan välinen siirtoyhteys on 80 MW. Yhteys on rakennettu parantamaan Ahvenanmaan käyttövarmuutta. Tammikuun lopussa (28.1.2016) on ilmoitettu Estlink 2:n huollosta, jonka kesto on arviolta 15 tuntia ja kapasiteettia on pois käytöstä noin 650 MW 12. Alkavalla talvikaudella sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on siis nykytiedolla noin 5 100 MW. Olkiluoto 3 tuotannon alkaessa Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä siirtoyhteyttä joudutaan rajoittamaan 300 MW. Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä yhteyttä on suunniteltu vahvistettavaksi 2020-luvulla. Taulukko 6 esittää siirtoyhteyksien nimelliskapasiteettien lähivuosien kehityksen. Taulukossa ei esitetä Norjan 50 MW siirtoyhteyttä, sillä se ei ole kaupallisessa käytössä, ja jos se otettaisiin käyttöön, vähenisi Ruotsin tuontikapasiteetti 50 MW:lla. Myöskään Ahvenanmaan ja Suomen välille valmistunutta siirtoyhteyttä ei ole esitetty taulukossa. Siirtoyhteydet on esitetty taulukossa 6. Taulukko 6. Siirtokapasiteetit ja ennakoidut muutokset siirtokapasiteeteissa Suomen ja naapurimaiden välillä. Kapasiteetit ilmaistu megawatteina siirtosuunnassa Suomeen päin. Estlink 2 merikaapelia ei ole huomioitu talvikauden 2013-2014 kapasiteettitiedoissa Talvikausi Ruotsi Viro Venäjä* Yhteensä 2013-2014 2 700 350 1 400 4 450 2014-2015 2 700 1 020 1 400 5 100 2015-2016 2 700 1 020 1 400 5 100 2016-2017 2 700 1 020 1 400 5 100 * Venäjän siirtoyhteys sisältää 400 kv yhteyden (1400 MW), josta Fingrid on varannut 100 MW. Venäjälle on lisäksi 110 kv yhteys, joka on yksityisessä omistuksessa ja jonka kapasiteetti on 160 MW. Lähde: Fingrid Oyj. 12 http://umm.nordpoolspot.com/messages/60935
ENERGIAVIRASTO 22 Pohjoismaissa olevat hinta-alueiden väliset siirtoyhteydet on esitetty kuvassa 15. Kuva 15. Hinta-alueiden väliset siirtokapasiteetit pohjoismaissa joulukuussa 2014 13 4.4 Tehoreservi Tehoreservijärjestelmä on järjestelmä, jonka tarkoituksena on turvata sähköjärjestelmän toiminta tehovajeen aikana, kun sähkökauppa ei pysty vastaamaan tehontarpeeseen. Tehoreserviä voidaan käyttää myös järjestelmänhallintaan. Se koostuu käyttövalmiudessa olevasta voimalaitosreservistä tai kulutusjoustosopimuksista sellaisten toimijoiden kanssa, jotka voivat tarvittaessa vähentää tehontarvettaan. Tehoreservijärjestelmä perustuu ns. tehoreservilakiin (117/2011). Tehoreservejä ei käynnistetty talvikaudella 2014-2015. Energiavirasto määritti Suomessa tarvittavan tehoreservin määrän kevättalvella 2015. Huomioiden tehoreservin käyttöhistorian, kustannustason ja arvioidut lähivuosien tarpeet, virasto päätyi noin 400 MW:n tehoreserviin jaksolle 1.7.2015-30.6.2017, joka sisältäisi noin 10 % kulutusjoustoa. 13 Entso-E Regional Investment Plan 2015 Baltic Sea Region. https://www.entsoe.eu/documents/tyndp%20documents/tyndp%202016/rgips/regional%20investment%20plan%202015%20-%20rg%20bs%20-%20final.pdf
ENERGIAVIRASTO 23 VTT:n selvitys 14 tehoreservin määrästä arvioi Suomen huippukulutuksen kehitystä skaalaamalla Työ- ja elinkeinoministeriön sähkönkulutuksen ennustetta vuodelle 2020. Talvelle 2015-2016 9,5 vuoden skaalatun tuntiaikasarjan huippukulutukseksi on arvioitu hieman yli 15 200 MW. VTT:n selvityksessä tuulivoiman 9,5 vuoden aikasarja vähennettiin skaalattuna ennakoidun tuulivoimakapasiteetin mukaisesti sähkönkulutuksesta. VTT:n selvityksessä Suomen sähköntuotantokapasiteetiksi talvikaudelle 2015 2016 arvioitiin noin 12 000 MW. Lisäksi kulutusjoustoa arvioitiin olevan 285 MW. Järjestelmäreservejä ei huomioitu. Edellämainittujen tietojen perusteella tehovajeen todennäköisyydeksi selvityksessä saatiin hieman alle 0,1 h/a. Tehovaje tarkoittaa tässä aikaa tunneissa vuotta kohti, jolloin sähköntuotanto ei kykene kattamaan kysyntää. On kuitenkin huomattava, että tehovajeen sattuessa se voi kestää kerralla huomattavasti keskimääräistä arvoa pidempään. VTT:n selvityksessä on tuotu esiin, että suurimpien kulutusten tunnit eivät todennäköisesti osu samaan hetkeen Suomessa ja naapurimaissa. Lisäksi selvityksen perusteella näyttää, että ainakin toistaiseksi sähköä on saatavilla riittävästi naapurimaista. Kappaleessa 5.2 käsitellään tehotaseen tilannetta ja kehitystä myös Suomen naapurimaissa. Tehoreservin kilpailutus toteutettiin määräpäätöksen antamisen jälkeen keväällä 2015. Voimalaitosreserveistä jätettiin yhteensä tarjouksia viidestä voimalaitoksesta sekä yhdestä kulutusjoustoon kykenevästä kohteesta, joista valittiin kokonaistaloudellisin kriteerein kaksi edullisinta voimalaitosta ja kulutusjoustoon kykenevä kohde, jolla saavutettiin asetettu tavoitemäärä riittävällä tarkkuudella. Tehoreservivoimalaitoksiksi 1.7.2015 alkaneelle kahden vuoden pituiselle kaudelle valittiin Naistenlahti 1 (maakaasu, Tampereen Energiantuotanto Oy) ja Haapavesi (raskas polttoöljy, Kanteleen Voima Oy). Kulutusjoustoksi valittiin Suomenojan lämpöpumppu (Fortum Power and Heat Oy). Laitokset muodostavat yhteensä 299 MW:n tehoreservin. Tehoreservilaitokset ovat talvikaudella 1.12. 28.2. välisellä ajanjaksolla 12 tunnin käynnistysvalmiudessa Elspot-markkinapaikalla ja ne aktivoidaan, mikäli markkinaehtoinen tarjonta ei riitä kattamaan kysyntää. Kulutusjoustokohde on tarjottu säätösähkömarkkinoille. Muuna aikana voimalaitokset ovat yhden kuukauden käynnistysvalmiudessa. Järjestelmä rahoitetaan kantaverkon siirtopalvelun käyttäjiltä kerättävillä tehoreservimaksuilla, joiden keräämisestä vastaa järjestelmävastaava kantaverkonhaltija Fingrid. Tehoreservivoimalaitosten käyttö on ollut erittäin vähäistä koko järjestelmän historian ajan. Tulevina talvikausina tehoreservin tarpeen todennäköisyys on kuitenkin kasvanut aiempaan nähden. Toteutunut tehoreservin käyttöhistoria on esitetty taulukossa 7. 14 https://www.energiavirasto.fi/tehoreservijarjestelma
ENERGIAVIRASTO 24 Taulukko 7. Tehoreservivoimalaitosten käyttöhistoria. Taulukko ei sisällä voimalaitosten koekäyttöjä. Vuoden 2015 osalta tiedot perustuvat marraskuun 2015 tilanteeseen. (Lähde: Fingrid Oyj) Vuosi Aktivointikerrat Tuotettu sähkö MWh Reservimäärä MW Tarkemmat tiedot laitosten käytöstä 2007 (1) 1817 600 Fingrid käynnistytti 7.2. Mussalo 2-laitoksen varmistamaan tehotasapainon ylläpitoa. Tehoreservi ei aktivoitunut Nord Pool Spotin Elspot-markkinalla. 2008 - - 600 - Tehoreservitarjouksia aktivoitui joulukuussa 2009 1 0 600 Elspot-markkinoilla yhdellä tunnilla Suomessa ja Ruotsissa. 17.12.2009 aktivoitui Suomessa 16,5 MW ja Ruotsissa 40,5 MW klo 18-19 välisenä aikana. Tehoreservi käynnistettiin kokonaisuudessaan Ruotsissa eikä tehoreservilaitoksia käynnistetty Suomessa. 2010 2 513 600 Vuoden 2010 tammi-helmikuun aikana tehoreservikapasiteetti aktivoitui kahtena päivänä Elspotmarkkinoilla Suomessa ja Ruotsissa. Tehoreservitarjouksia aktivoitui Suomessa 8.1.2010 enimmillään 45 MW ja Ruotsissa 145 MW klo 8-11 välisenä aikana. Mussalo 2:n voimalaitos käynnistettiin ja sillä tuotettiin myös osa Ruotsin tehoreservitarpeesta. Tehoreservitarjouksia aktivoitui Suomessa 22.2.2010 enimmillään 57 MW ja Ruotsissa 172 MW klo 9-12 välisenä aikana. Tehoreservi käynnistettiin kokonaisuudessaan Ruotsissa eikä tehoreservilaitoksia tällöin käynnistetty Suomessa. 2011 - - 600-2012 - - 600-2013 - - 600/ 365-2014 - - 365-2015 * - - 365/ 299
ENERGIAVIRASTO 25 4.5 Suomen tehotase Talvella 2015-2016 sähkönkulutuksen kulutushuipun Suomessa arvioidaan olevan noin 15 000 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (noin 5 100 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 9 900 MW. Määrä on noin 85 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (11 600 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 3400 MW. Määrä on noin 67 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (5 100 MW). On keskeistä ymmärtää, että Suomen sähkön tuotantokapasiteetti riittää koko maan tarpeeseen valtaosan vuodesta, ja varsinaista tehovajetta Suomen omassa tuotantokapasiteetissa esiintyy lähinnä talvikauden aikana. Rajasiirtoa käytetään jatkuvasti vuoden ympäri, sähkö tuotetaan siellä missä se on edullisinta fyysiset rajoitteet huomioiden. Syy sähkön tuontiin on pääasiassa markkinaehtoinen sähkön hankinta.
ENERGIAVIRASTO 26 5 UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖNTUOTANTO- JA RAJASIIRTOHANKKEET 5.1 Sähköntuotantokapasiteetin kehitys Suomessa Energiavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 000 MW vuoden 2015 lopussa (100 % käytettävyys kaikilla tuotantomuodoilla). Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 11 600 MW. Taulukossa 8 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushankkeiden sähköntuotantokapasiteetti tai sähköntuotantokapasiteetin muutos tuotantomuodoittain. Myös poistuva kapasiteetti on ilmoitettu taulukossa. Taulukon tiedoissa ovat mukana hankkeet, joista on marraskuuhun 2015 mennessä ilmoitettu Energiavirastolle. Korvausinvestointien osalta on huomioitu muutos sähköntuotantokapasiteetissa. Mikäli mahdollista vanhan kapasiteetin poistumista/poistumisen ajankohtaa ei ole päätetty, sitä ei ole esitetty taulukossa. Taulukossa ei huomioida investointiin liittyvää mahdollista muutosta sähkönkulutuksessa. Taulukon 8 tiedot voivat sisältää epätarkkuuksia tehon, vuosiluvun ja toteutumisen suhteen. Lähivuosien suurin muutos tuotantokapasiteetissa tapahtuu Suomen viidennen ydinvoimayksikön, Olkiluoto 3:n valmistuessa. Teollisuuden Voima Oyj:n nykyisen arvion 15 mukaan Olkiluoto 3 laitosyksikön säännöllinen sähköntuotanto alkaa loppuvuodesta 2018. Kesällä 2015 eduskunta hyväksyi Fennovoima Oy:n rakentamislupahakemuksen. Fennovoiman on tarkoitus valmistua Pyhäjoelle vuonna 2024 ja sen sähköteho tulee olemaan 1 200 MW. On syytä huomata, että Energiavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla hankkeita jotka valmistuvat 2015 2018, mutta niistä ei ole vielä ilmoitettu virastolle. Vastaavasti joitain voimalaitoksia voi poistua käyttövalmiudesta lähivuosina. Yhteistuotannon osalta osa uudesta voimalaitoskapasiteetista on korvausinvestointeja, joiden myötä vanhaa kapasiteettia myös poistuu uuden kapasiteetin valmistumisen jälkeen. Taulukossa on esitetty tiedossa oleva muutos sähköntuotantokapasiteetissa. Taulukko 8. Sähköntuotantokapasiteetin muutokset huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2015-2018 (Energiavirastolle toistaiseksi ilmoitetut hankkeet sekä käytöstä poistuvat laitokset) lähde: Energiavirasto Sähköntuotantokapasiteetin muutokset (MW) Yhteistuotanto Ydinvoidelai- Lauh- Tuulivoima Vesivoima Kaukolämpö a tokset Teollisuus 2015 7-79 420-883 2016 6 25 43 770 2017 44 145 230 510 2018 15 1600 60 15 http://umm.nordpoolspot.com/messages/66429
ENERGIAVIRASTO 27 Ydinvoiman, tuulen ja vesivoiman lisäksi biopolttoaineen osuus on kasvussa. Kivihiilen ja maakaasun osuus on laskusuunnassa. 5.2 Sähköntuotantokapasiteetti ja sen kehitys Pohjoismaissa ja Baltiassa Pohjoismaisella tasolla sähkötehoa on ollut saatavilla runsaasti viime vuosina. Talven 2015-2016 tehon riittävyys haastavan talven olosuhteissa Pohjoismaissa on arvioitu taulukon 9 mukaisesti 16,17, tehotase ei sisällä järjestelmäreservejä. On tärkeä huomata, että normaaleissa olosuhteissa tehotase on esitettyä parempi ja Suomi on ainoa maa joka tällöinkin on riippuvainen tuonnista. Pohjoismaiden maksimikulutukseksi on arvioitu 71 250 MW. Tämä on 98% maiden huippukulutusten summasta. Maiden välisissä laskentatavoissa eri tuotantotapojen käytettävyyden suhteen on eroja, esimerkiksi tuulivoimalle lasketaan Suomessa 6 %, Ruotsissa 11 %, Norjassa 5 % ja Tanskassa 3 %. Taulukko 9. Tehotase Pohjoismaissa [MW] Suomi Ruotsi Norja Tanska Tuotanto 11 600 27 500 26 500 4 700 Huippukulutus 15 000 27 100 24 500 6 100 Tehotase -3 400 400 2 000-1 400 Reservit 1 400 2 100 1 200 1 020 Kuluvan vuoden aikana on ilmoitettu yhteensä neljän ydinvoimayksikön ennenaikaisesta sulkemisesta Ruotsissa. Oskarshamnin ja Ringhalsin suljettavien yksiköiden teho on yhteensä noin 2 800 MW 18, millä on vaikutusta Pohjoismaiseen tehotaseeseen tulevaisuudessa. Toisaalta tuulivoimakapasiteetti kasvaa Pohjoismaissa. Baltia on sähköntuotannon osalta omavarainen. Viron kaikkien aikojen huippukulutus vuonna 2010 oli noin 1 600 MW ja huipputuotanto vuonna 2013 oli noin 2050 MW 19. Joulukuussa 2015 kapasiteettia on käytettävissä hieman alle 2000 MW ja tammi-helmikuussa hieman yli 2000 MW. Kulutushuipun arvioidaan olevan hieman alle 1500 MW. Virossa on tuotantokapasiteettia yli oman tarpeen joulukuussa 2015 noin 500 MW (laitoksia huollossa) ja alkuvuodesta vähintään noin 700 MW. Latviassa on asennettua sähköntuotantokapasiteettia yli 2 500 MW. Huippukulutuksen aikainen tuotantokapasiteetti on hieman alle 1500 MW, huippukulutus on arviolta noin 1200-1300 MW 20,21. Tehotaseen arvioidaan olevan kireimmillään vasta viikolla 11 RigaCHP2 laitoksen mennessä huoltoon, jolloin tehotase on lähellä nollaa. 16 Fingrid / https://www.entsoe.eu/documents/publications/soc/nordic/2014-2015_nordic_winter_power_balance.pdf 17 https://www.entsoe.eu/documents/publications/sdc/winter_outlook_15-16-report_web.pdf 18 http://umm.nordpoolspot.com/infra/stations 19 http://elering.ee/electricity-consumption-and-production-in-estonia-2/ 20 https://www.entsoe.eu/documents/publications/sdc/winter_outlook_15-16-report_web.pdf 21 http://www.latvenergo.lv/eng/about_us/generation/