ENERGIAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2014 1.12.2014
ENERGIAVIRASTO Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 2 2 TIIVISTELMÄ... 3 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...7 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 11 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2013... 11 4.2 Sähkön siirtoyhteydet vuonna 2013-2014... 13 4.3 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2013-2014... 16 4.4 Sähkön kysyntä lähivuosina... 18 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2014-2015... 20 4.6 Tehoreservit talvikaudella 2014 2015... 23 4.7 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2014 jälkeen... 25 5 UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET... 29 5.1 Rajasiirtokapasiteetin kehittäminen... 29 5.2 Ahvenanmaan merikaapeliyhteys... 29 5.3 Venäjän siirtoyhteyden kaksisuuntaisuus... 29 6 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS... 30 6.1 Energiavirasto... 30 6.1.1 Tehoreservilaki... 31 6.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 32
ENERGIAVIRASTO 2 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 määrästä. Lisäksi raportissa kerrotaan viranomaisten tehtävistä ja toimivallasta sähköntuotantoon liittyvissä asioissa. Aiemmissa raporteissa tarkasteltu Sähkön siirto- ja jakeluverkkojen toimitusvarmuus -kappale julkaistaan jatkossa Energiaviraston raportissa "Sähköverkkoliiketoiminnan kehitys, toimitusvarmuus ja valvonnan vaikuttavuus". 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 sähkön tuottajilta. 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.
ENERGIAVIRASTO 3 2 TIIVISTELMÄ Suomen sähkömarkkinat kärsivät vuonna 2013 edellisen vuoden tapaan useista häiriöistä naapurimaiden välisissä siirtoyhteyksissä. Häiriöiden kesto oli kuitenkin tyypillisesti vain joitakin tunteja, minkä seurauksena pullonkaulatuloja kertyi huomattavasti edellisen vuoden määrää vähemmän, noin 18,6 miljoonaa euroa. Alkuvuonna 2013 tapahtuneen kaapelivian jälkeen Fenno-Skan 1 merikaapeliyhteyden tehoa rajoitettiin pysyvästi 400 MW:iin, minkä johdosta Ruotsin siirtoyhteyksien kokonaistuontiteho on jatkossa 2 700 MW. Lukuisista siirtoyhteyksien häiriöistä huolimatta vaikutus sähkön loppukäyttäjälle oli vähäinen, sillä häiriöiden aiheuttama tehontarve kompensoitiin käynnistämällä varavoimalaitoksia. Vuoden 2013 sähkön kokonaiskulutus oli noin 83,9 TWh, josta tuontisähkön osuus oli 15,7 TWh. Sähkönkulutuksen kasvu on pysähtynyt viime vuosina ja huippuvuodesta 2001 (90,4 TWh) kulutus on vähentynyt yli 7 %. Alkuvuoden 2014 aikana sähkönkulutus on laskenut edelliseen vuoteen verrattuna. Tammi-kesäkuussa sähköä kulutettiin 42,8 TWh (43,5 TWh edellisen vuoden vastaavana aikana). Pitkällä aikavälillä kulutuksen ennakoidaan kuitenkin kasvavan. Energiaviraston toimitusvarmuusraportin pääpaino on Suomen tehotasapainon seurannassa. Energiavirasto arvioi ensi talvena 2014 2015 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 12 500 MW. Energiavirasto arvioi talvikauden kulutushuipun tehontarpeeksi noin 15 000 MW tuntikeskitehon. Kulutushuippu, eli koko talvikauden suurimman kulutustunnin aikana vallitseva tehontarve on vahvasti riippuvainen talvikauden pakkasjaksojen lämpötilasta, sekä niiden pituudesta. Todellinen kulutushuippu saattaa siis jäädä huomattavasti tämän laskennallisen arvon alapuolelle. Kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan noin 2 500 MW suurempi kuin käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti Suomessa. Tarvittaessa tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla muista Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä. Siirtoyhteyksien nimellinen tuontikapasiteetti tulevalle talvikaudelle on yhteensä 5 180 MW. Rajasiirtokapasiteetin arvioidaan olevan täysimääräisesti käytössä, lukuun ottamatta Suomen ja Ruotsin välisessä Fenno-Skan 1 merikaapelissa olevaa pysyvää rajoitusta, joka rajoittaa siirron maksimissaan 400 MW:iin. Kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin kannalta lähivuosien merkittävin muutos 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. Myös tuulivoimarakentaminen on alkuvaikeuksien jälkeen vilkastumassa. Tulevien vuosien aikana uutta tuulivoimaa on valmistumassa runsaasti. Tuulivoimahankkeisiin liittyvän epävarmuuden vuoksi tarkkaa määrää on kuitenkin vaikea arvioida.
Mtoe ENERGIAVIRASTO 4 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2013 oli noin 386 terawattituntia (381 terawattituntia vuonna 2012). Kokonaiskulutus kasvoi siis noin 1,4 % palaten vuoden 2011 tasolle. Teollisuuden, sekä liikenteen energiankäyttö kasvoivat molemmat prosentin verran vuoteen 2012 verrattuna. Rakennusten lämmitykseen kulutetun energian määrä laski 5 %. Fossiilisista tuontipolttoaineista öljyn ja maakaasun kulutus jatkoi aiempien vuosien mukaisesti laskuaan. Vuoden 2012 kulutusmääristä öljyn kulutus laski noin 4 %, ja maakaasun noin 7 %. Turpeen käyttö väheni edellisvuoteen verrattuna noin 20 %. Hiilen kulutus kasvoi noin 26 % ja puupolttoaineiden yhteiskulutus noin 9 % ylittäen öljyn kulutusmäärän. Vesivoimalla tuotetun energian määrä väheni noin 24 %, mikä selittyy osaltaan huomattavasti heikommalla vesitilanteella aiempaan vuoteen verrattuna. Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2- päästöt) Suomessa laskivat ja olivat noin 47,5 miljoonaa tonnia (47,8 miljoonaa tonnia vuonna 2012). Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 2001-2013. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puupolttoaineet Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 2001-2013 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2013 sähkön kulutus Suomessa laski noin 1,4 % ollen noin 83,9 TWh. (85,1 TWh vuonna 2012). Lämpötilakorjatun sähkön kokonaiskulutuksen arvioidaan olevan 85,1 TWh (85,5 TWh vuonna 2012). Sähköä tuotettiin Suomessa 68,2 TWh (67,7 TWh vuonna 2012). Tuotanto siis kasvoi 0,5 TWh, mikä on noin 0,7 %. Suomeen tuotiin sähköä vuonna 2013 noin 15,7 TWh, mikä on noin 10 % vähemmän aiempaan vuoteen 1 Tilastokeskus; Energian hankinta ja kulutus- sekä Sähkön ja lämmön tuotanto tilastot. Energiateollisuus Ry; Energiavuosi 2013 -tilasto.
TWh ENERGIAVIRASTO 5 verrattuna (17,4 TWh vuonna 2012). Sähkön nettotuonnin osuus kokonaiskulutuksesta oli noin 16 % (17,4 % vuonna 2012). Ruotsista tuodun sähkön määrä vuonna 2013 oli n. 12,4 TWh (14,4 TWh vuonna 2012) Tuontisähkön määrän vähenemistä selittää osaltaan edellisvuotta heikompi vesitilanne ja sen aiheuttama hintojen nousu Norjassa ja Ruotsissa. Sähkön vienti Viroon väheni hieman vuonna 2013 n. 1,5 terawattituntiin (1,6 TWh vuonna 2012), minkä voidaan myös arvioida vaikuttaneen nettotuonnin laskuun. Venäjältä tuodun sähkön määrä kasvoi hieman, ollen noin 4,7 TWh (4,4 TWh vuonna 2012). Vesivarastojen väheneminen heikentää vesivoiman tarjontaa nostaen tuontisähkön markkinahintaa Suomessa. Näiden seurauksena lauhdesähkön osuus kasvoi takaisin vuoden 2011 tasolle. Sähkön hankinta vuosina 2001-2012 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuosina 2009 2012. 100 90 80 70 60 50 40 Nettotuonti Tavallinen lauhdevoima Tuulivoima Vesivoima 30 20 10 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Ydinvoima 0 Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Sähkön hankinta ja kulutus 2010 2011 2012 2013* (GWh) Nettotuonti 10 501 13 851 17 443 15 715 Tavallinen lauhdevoima 14 179 9 822 5 177 8 812 Tuulivoima 294 481 494 774 Vesivoima 12 743 12 278 16 667 12 672 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto 28 098 25 543 23 286 23 398 Ydinvoima 21 889 22 266 22 063 22 673 Yhteensä (l. Kokonaiskulutus Suomessa) 87 704 84 241 85 130 84 044 Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2010 2013. (lähde: Tilastokeskus).
% ENERGIAVIRASTO 6 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. 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 2014 2013 2012 2011 Mediaani 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). Vuoden 2013 vesitilanne pysyi melko hyvänä, joskin se oli edellisestä vuodesta poiketen lähes jatkuvasti mediaanin alapuolella. Kuluvan vuoden vesitilanne on jatkunut hieman vuoden 2013 arvoja parempana, pysyen kuitenkin pääosin mediaaniarvojen alapuolella.
ENERGIAVIRASTO 7 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys 2 Suomessa erityisesti lauhdesähköntuotannossa käytettävän kivihiilen hinta jatkoi laskuaan vuoden 2013 aikana. Jyrsinturpeen hinta laski hetkellisesti hieman, mutta pysyi jotakuinkin vuoden 2012 lopun tasolla. Maakaasun hinta jatkoi laskuaan. Kuvassa 5 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 2000 lähtien. Kuva 5. Tyypillisten voimalaitospolttoaineiden hintoja sähköntuotannossa. Lähde: Tilastokeskus 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys 3 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 2013 noin 62 % Suomessa kulutetusta sähköstä kulki Nord Pool Spotin kautta. Vuoden 2012 osuus oli lähes sama. 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 2 Tilastokeskus 3 Lähde: Nord Pool Spot
ENERGIAVIRASTO 8 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. Viime vuonna Suomessa ja Ruotsin hinta-alueilla SE1, SE2 ja SE3 oli sama hinta 81 % vuoden tunneista. Vuoden 2014 vastaava osuus 13.11.2014 mennessä on vain 50 %, mikä on huomattavasti vuoden 2013 arvoa alhaisempi. Alueiden välinen siirtokapasiteetti ei siis ole vuonna 2014 ollut riittävä vastaamaan kysyntään, mikä johtaa hinta-alueiden eriytymiseen. Sähkön hinta sähköpörssissä vuonna 2013 oli huomattavasti korkeampi, kuin vuonna 2012 heikommasta vesitilanteesta johtuen. Koko vuoden tuntihintojen keskiarvo 2013 Suomen hinta-alueella oli 41,16 /MWh (36,64 vuonna 2012). Järjestelmähinnan vuosikeskiarvo oli 38,10 (31,20 vuonna 2012). Vuoden 2013 alussa Elspot-markkinan järjestelmähinnan kuukausikeskiarvo oli noin 41 /MWh ja vuoden lopussa noin 33 /MWh, mikä oli ajankohdaltaan hieman poikkeuksellisesti myös vuoden matalin. Vuonna 2013 esiintyi muutamia verrattain korkeita hintapiikkejä. Suomen hinta-alueen vuoden korkein tuntihinta 210,01 /MWh saavutettiin 16.10.2013 tunnilla 18-19. Saman tunnin järjestelmähinta oli vain 48,21 /MWh, joten siirtoyhteydet muista pohjoismaista Suomeen rajoittivat sähkön siirtoa. Poikkeavan korkeita hintoja esiintyi myös 4.3.2013 (199,95 /MWh), 9.12.2013 (150,01 /MWh). Kaiken kaikkiaan sähkön hinta kohosi yli 150 /MWh Suomen hintaalueella kahdeksan tunnin aikana. Systeemihinnan korkein arvo 109,55 /MWh saavutettiin 2.4.2013 Vuoden 2013 kesäkuussa esiintyi Suomen hinta-alueella myös poikkeuksellisen alhaisia tuntihintoja. Edullisinta sähkö oli 23.6.2013 tunnilla 6-7, jolloin hinta oli ainoastaan 1,38 /MWh. Suomen hinta-alueella sähkön hinta laski alle 5 /MWh viiden tunnin aikana. Vuoden 2014 aikana Suomen aluehinta on marraskuun alkuun mennessä ollut korkeimmillaan 99,96 /MWh (14.1.2014 tunnilla 17-18). Kuvassa 5 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat aikavälillä tammikuu 2011 kesäkuu 2014 sekä kuvassa 6 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta samalta aikaväliltä.
/MWh /MWh ENERGIAVIRASTO 9 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Järjestelmähinta Suomen aluehinta Kuva 5. Nord Poolin kuukausittaiset järjestelmähinnat ja Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot) 250 200 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 150 100 50 0 1.1.2013 1.4.2013 1.7.2013 1.10.2013 1.1.2014 1.4.2014 Kuva 6. Nord Poolin päivittäiset järjestelmähinnat ja Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot). Vuonna 2014 päästöoikeuksien spot-hinnat ovat pysyneet edellisen vuoden tavoin erittäin alhaisina, vaihdellen välillä 4-7 / tco2. Alimmillaan hinta kävi maaliskuussa 2014 3,71 eurossa hiilidioksiditonnia kohden. Kuvassa 7 on esitetty päästöoikeuksien (spot) hintakehitys vuodesta 2008 vuoden 2014 lokakuuhun.
E / tco2 ENERGIAVIRASTO 10 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 22.2.2008 6.7.2009 18.11.2010 1.4.2012 14.8.2013 Kuva 7. Päästöoikeuksien hintakehitys spot-kaupassa 2009-2014. (lähde: Reuters).
ENERGIAVIRASTO 11 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2013 Energiavirasto ylläpitää tietoja Suomessa sijaitsevista voimalaitoksista. Laitostiedot Energiavirasto saa sähkömarkkinalain mukaisesti voimalaitosten haltijoilta. Tarkemmin ilmoitusvelvollisuudesta on kerrottu kappaleessa 7.1. Keskeisimmistä ilmoitettavista laitostiedoista ja niiden määrityksistä on kerrottu liitteessä A. Energiavirastolle ilmoitettujen voimalaitostietojen perusteella yhteenlaskettu tuotantokapasiteetti (brutto) vuoden 2013 lopussa oli noin 16 900 MW. Tuotantokapasiteetti on laskettu voimalaitoksen voimakoneen nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella käyttäen niistä pienempää arvoa. Tämä lukuarvo ei sisällä käyttövalmiudesta poistettua kapasiteettia. Kun tuotantokapasiteetista poistetaan 600 MW omakäyttölaitteiden teho, saadaan Sähköntuotantokapasiteetti (netto), joka oli vuoden 2013 lopussa 16 300 MW. Varsinainen tuntiteho huippukuormituksen aikana saadaan poistamalla sähköntuotantokapasiteetista järjestelmäreservi sekä käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti. Energiavirastolle ilmoitettujen tietojen mukaan käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti on noin 230 MW. Järjestelmäreserviksi varattua kapasiteettia on noin 1 600 MW. Energiavirastolle oli ilmoitettu kahden yli 100 MVA:n, pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talvikaudelle 1.12.2013-28.2.2014. Toisen laitoksen huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin kolme viikon pituista jaksoa, jotka vähentäisivät käytettävissä olevaa sähköntuotantokapasiteettia enimmillään noin 90 MW. Toisen laitoksen huoltoseisokki ajoittui vain osittain talvikaudelle, jatkuen joulukuun loppuun asti. Koneiston ilmoitettiin keskeyttävän sen 100 MW sähköntuotannon koko huoltoseisokin ajaksi. Energiavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2013 lopussa oli noin 14 470 MW (vuoden 2012 lopussa noin 14 140 MW) Tämä sisältää oletuksen siitä, että voimalaitosten käytettävyys olisi 100 % niiden voimalaitosten tai niiden osien osalta, joista ei muuten ole ilmoitettu tietoja käyttövalmiutta rajoittavista toimista. Määrä ei sisällä tuulivoimakapasiteettia eikä järjestelmäreservejä. Taulukossa 2 on esitetty yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista vuoden 2013 lopussa.
ENERGIAVIRASTO 12 Sähköntuotantokapasiteetti vuoden 2013 lopussa MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 900 Omakäyttölaitteet 600 Maksimi sähköteho (netto) 16 300 Järjestelmäreservit yhteensä 1 600 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 230 Tuntiteho huippukuormituskaudella (100 % käytettävyydellä) 14 470 Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista vuoden lopussa 2013. (lähde: Energiavirasto) Vuoden 2013 aikana otettiin käyttöön uusia kaukolämpöyhteistuotantolaitoksia, joiden yhteenlaskettu teho oli noin 30 MW. Näiden lisäksi tuulivoiman tuotantokapasiteetti kasvoi 60 uuden tuuliturbiinin myötä noin 190 MW. Fortumin Inkoon voimalaitos 4 poistettiin pysyvästi käytöstä, alentaen nettosähkötehoa 230 MW. Oheinen kuva 8 esittää vuoden 2013 sähköntuotannon tuotantokapasiteetin, sekä tuotetun sähkön jakauman polttoaineittain. Tuulivoiman osuus tuotantokapasiteetista kasvoi noin prosenttiyksikön verran, ja sen osuuden odotetaan kasvavan merkittävästi tulevina vuosina. Merkittävimmän muutoksen tulevaisuuden sähköntuotantokapasiteetissä oletetaan kuitenkin olevan Olkiluoto 3 käyttöönoton yhteydessä kasvava ydinvoiman osuus. Sähköntuotannon vuosittaiset erot ovat suurempia, johtuen mm. pohjoismaiden vesitilanteen vaihtelusta, fossiilisten polttoaineiden sekä päästöoikeuksien hintakehityksestä ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Tuotantokapasiteetti 2013, % Maakaas u 11,3 % Ydinvoim a 16,4 % Kivihiili 19,4 % Jätteet 1,1 % Öljy 10,2 % Biomassa 12,4 % Vesivoim a 19,4 % Tuulivoi ma 3,2 % Turve 11,3 % Sähköntuotanto 2013, 68,2 TWh Kivihiili 14,6 % Maakaas u 9,9 % Ydinvoim a 33,3 % Vesivoim Öljy a 0,4 % 18,7 % Tuulivoim a Turve 1,1 % 4,9% Biomassa Jäte 15,7 % 1,4 % Kuva 8. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2013 (TWh) (lähde: Energiavirasto, Energiateollisuus ry). Suomen sähkön toimitusvarmuuden kannalta keskeisintä on sähkönsaannin varmistaminen kulutushuipputuntien aikana. Kulutushuiput ajoittuvat talvikaudelle, kun suuri osa energiasta kuluu lämmitykseen. Kulutushuipun energiankulutus on vahvasti riippuvainen vallitsevasta säästä. Energiantuotannon todelliset kapasiteetit kulutushuipun ai-
MW ENERGIAVIRASTO 13 kana on arvioitu aiempien vuosien toteumien mukaisilla kertoimilla. Määrissä huomioidaan tuotantolaitosten todennäköinen käytettävyys. Järjestelmäreservi on jätetty arvion ulkopuolelle. Vuoden 2013 lopussa kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti oli noin 12 800 MW. Tuulivoiman käytettävissä olevaksi kapasiteetiksi arvioidaan 6 % kokonaiskapasiteetista. Kuva 9 esittää vuoden 2013 lopussa käytettävissä olleen tuotantokapasiteetin tuotantomuodoittain. 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Vesivoima Ydinvoima Tuulivoima Lauhdutusvoima Yhteistuotanto, teollisuus Yhteistuotanto, kaukolämpö Kuva 9. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2013 lopussa (yhteensä noin 12 800 MW). (lähde: Energiavirasto) 4.2 Sähkön siirtoyhteydet vuonna 2013-2014 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 2014 alussa oli yhteensä 5 180 MW, joka on noin kolmannes Suomen kulutushuipusta. Fenno-Skan 2 kaapelin valmistuminen vuoden 2011 lopussa sitoi Suomen entistä tiiviimmin Ruotsin hinta-alueisiin. Helmikuussa 2013 tapahtuneen kaapelivian jälkeen Fenno-Skan 1:n siirtotehoa rajoitettiin pysyvästi 400 MW:iin. 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 välisen kaksisuuntaisen sähkökaupan mahdollistavat sopimukset allekirjoitettiin 7.11.2014, 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.
ENERGIAVIRASTO 14 Olkiluoto 3 tuotannon alkaessa Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä siirtoyhteyttä joudutaan rajoittamaan 300 MW. Ahvenanmaan ja Suomen välille on suunnitteilla uusi noin 100 MW tasasähköyhteys. Siirtokapasiteeti Ruotsin ja Manner-Suomen välillä kasvaa uuden yhteyden myötä maksimissaan 80 MW, nykyisen Ruotsin ja Ahvenanmaan välisen siirtoyhteyden ollessa 80 MW. Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä yhteyttä on suunniteltu vahvistettavaksi 2020-luvulla. Taulukko 3 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:llä. Talvikausi Ruotsi Viro Venäjä Norja Yhteensä 2012-2013 2 900 350 1 300-4 550 2013-2014 2 700 350 1 300-4 350 2014-2015 2 700 1 020 1 460-5 180 2015-2016 2 700 1 020 1 460-5 180 Taulukko 3 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. Lähde: Fingrid Oyj. Sähkön siirtoyhteyksissä esiintyi vuoden 2013 ja talvikauden 2013-2014 aikana useita vakavia häiriöitä, kuten myös edellisenä vuotena. Häiriöiden vaikutus loppukäyttäjille oli vähäinen, vaikka joissakin tapauksissa varavoimalaitosten käynnistys epäonnistui. Fenno-Skan 1 ja 2 putosivat yllättäen nollateholle 12.2.2013 kaapeliviasta johtuen. Bipolaarisäädöstä johtuen myös Fenno-Skan 2 tippui häiriön johdosta heti nollateholle, vaikka vika oli toisessa kaapelissa. Fenno-Skan 2 otettiin häiriön jälkeen välittömästi tehoajolle. Häiriö tapahtui kevyen siirron aikaan, joten sen välittömät seuraukset olivat pienet, eikä varavoimaloita jouduttu käynnistämään. Kaapelivaurion seurauksena Fenno-Skan 1:n siirtokapasiteetti rajoitettiin 400 MW:iin. Rajoitus suunniteltiin alun perin väliaikaiseksi, mutta tutkimusten jälkeen kaapelia päätettiin käyttää myös jatkossa vain alennetulla siirtokapasiteetilla sen toiminnan varmistamiseksi. Fenno-Skan 2:ssa tapahtui vikatilanne 27.5.2013, minkä johdosta 549 MW tuontiteho keskeytyi. Häiriön seurauksena Fenno-Skan 1 säädettiin täydelle tuontiteholle. Sähköntarpeen kompensoimiseksi Suomessa tehtiin säätösähkömarkkinoilla erikoissäätöä sekä Huutokosken kaasuturbiinit 1-5 käynnistettiin 11 minuutiksi. Häiriön syyksi selvisi viallinen paineanturi Finnbölen asemalla Ruotsissa. Anturi vaihdettiin ja siirtoyhteys saatiin normaaliin käyttöön vielä saman päivän aikana. Pian tämän jälkeen, 3.6.2013 Rauman sähköasemalla tehty huoltoa valmisteleva kytkentä käynnisti virheellisesti automaatiojärjestelmän, joka laukaisi Fenno-Skan 1 tasasähköyhteyden verkosta, sekä pysäytti Fenno-Skan 2 lämmönvaihtimen puhaltimet. Fenno-Skan 1 irtoamisen kompensoimiseksi Fenno-Skan 2:n teho nostettiin 600 MW:iin ja Suomessa tehtiin erikoissäätöä. Pian tämän jälkeen myös Fenno-Skan 2:n teho tippui nollaan tyristorisillan jäähdytysveden lämpötilan noustessa yli laukaisurajan. Lämpötilan nousun aiheuttivat Fenno-Skan 1 irtoamisen yhteydessä pysähtyneet
ENERGIAVIRASTO 15 lämmönvaihtimen puhaltimet. Molemmat kaapelit saatiin toimimaan normaalisti noin kahden tunnin kuluttua ensimmäisestä ongelmasta. Häiriön tapahduttua käynnistettiin varavoimalaitoksia n. 560 MW, joilla ajettiin yhteensä n. 200 MWh, sekä tehtiin erikoissäätöä Kesäkuun loppupuolella, 24.6.2013 varmistustöihin liittyvissä aloituskytkennöissä tapahtui virhekytkentä, jonka seurauksena Fenno_Skan 2:n irtosi verkosta. Virhekytkennän johdosta jäähdytyksen tuulettimet, sekä moottoriohjatut venttiilit jäivät ilman sähköä ja lämpötila pääsi nousemaan. Virhe johtui väärin asennetuista opaskylteistä Rauman asemalla. Häiriö saatiin poistettua vielä saman päivän aikana. Häiriön johdosta käyttövarmuudelle asetetut siirtorajat ylittivät ja varavoimalaitoksia käynnistettiin 470 MW:n verran palauttamaan siirto käyttövarmalle alueelle. Syyskuun 23. päivä 2013 sattui häiriö, jonka johdosta Fenno-Skan 1 teho laski nollaan. Tämän seurauksena siirto pohjoisessa ylittyi. Tilanteen normalisoimiseksi tehtiin ylössäätöjä, sekä käynnistettiin Huutokosken KT1 ja KT2, sekä Forssan KT1 kaasuturbiinit. Häiriö saatiin korjattua noin tunnin päästä. Maaliskuun 17. päivänä 2014 Ruotsin puolella tehtiin tietoliikenneyhtiön huoltotöitä, jotka vaikuttivat Rauman ja Dannebon välisiin tietoliikenneyhteyksiin. Epäselvyydet tietoliikenteen toiminnassa, sekä Ruotsin verkonvalvonnan virheet johtivat tilanteeseen, jossa Fenno-Skan 1 irtosi verkosta ja Fenno-Skan 2 tippui 810 MW:stä noin 650 MW:iin. Häiriö kesti noin neljä tuntia. Sen seurauksena yritettiin käynnistää Forssan ja Vanajan varavoimalaitoksia, joiden käynnistys epäonnistui toimintahäiriöiden johdosta. Olkiluodon ja Tolkkisen varavoimalaitokset käynnistyivät ja niillä tuotettiin energiaa yhteensä 97,3 MWh aamuyöstä hieman yli tunnin aikana. Vain muutama päivä tämän jälkeen, 20.3.2014 tapahtui uusi häiriö. Epäselvien häiriöilmoitusten jälkeen Fenno-Skan 2 irtosi verkosta. Konkreettista vikaa ei löytynyt, ja testauksen jälkeen linkki otettiin käyttöön seuraavan päivän aikana. Syyksi epäiltiin alueella liikkuneen troolarin aiheuttamaa oikosulkua. Häiriön seurauksena käynnistettiin varavoimalaitoksia, aktivoitiin erikoissäätöjä sekä ostettiin hätätehoa Venäjältä ja Suomesta. Fenno-Skan 1:n 400 MW:n tuontiteho katkesi 30.6.2014 klo 0:12 Ruotsin puolen muuntajan käämikytkimen häiriön takia. Yhteys otettiin käyttöön samana päivänä klo 20:12. Häiriön johdosta jouduttiin tilaamaan erikoissäätöä ja käynnistämään varavoimalaitoksia. Energiaa tuotettiin yhteensä 1 970 MWh. Vuoden 2013 aikana toteutuneet sähkön siirtomäärät eri yhteyksillä on esitetty taulukossa 4. Yhteys Tuonti (TWh) Vienti (TWh) Ruotsi (SE1, SE3) 12,8 0,7 Venäjä (RU) 4,7 - Viro (EE) 0,5 1,6 Taulukko 4. Siirretyt energiamäärät ja siirtokapasiteettien laskennallinen käytettävyys 2013. Lähde: Fingrid Oyj.
ENERGIAVIRASTO 16 4.3 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2013-2014 4 Talvikaudella 2013-2014 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon perjantaina 24.1.2014 klo 7-8, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 14 228 MWh/h. Edellistalven 2012-2013 kulutushuippu oli 14 043 MWh/h. Kuvassa 10 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja huippukulutusviikolla. Kulutushuippu on merkitty kuvassa katkoviivalla. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä 11 632 MW:n keskituntiteholla, ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 596 MW:n keskituntiteholla. Sähkön aluehinta Suomessa tällä tunnilla oli 74,02 /MWh. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -17 astetta (edellistalven huipussa -20 astetta). Suomen aluehinta sähkölle kulutushuipputunnilla oli 74,02 /MWh. 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. Kulutushuipputunnilla lähes kaikki Suomen energian tuotantokapasiteetti oli käytössä. Vain vesivoimassa oli saatavilla hieman vapaata kapasiteettia. Tehoreservinä olevat voimalaitokset olivat talvikaudella tehoreservilain mukaisessa 12 tunnin käyttövalmiudessa, mutta niitä ei kuitenkaan tarvinnut ottaa käyttöön kulutushuipun aikana. Rajayhteyksissä ei ollut kulutushuipun aikana häiriöitä, mutta kulutushuippuviikolla 21.1.2014 Estlink 1 oli muutaman tunnin poissa käytöstä häiriön takia. Energiavirasto oli arvioinut syksyllä 2013 talven 2013 2014 laskennalliseksi kulutushuipuksi 15 000 MWh/h. Toteutunut kulutushuippu (14 228 MWh/h) jäi kuitenkin lähes 800 MW tätä arviota pienemmäksi. Alhaiseen kulutushuipun määrään näyttäisi vaikuttaneen tyypillistä kulutushuipputuntia huomattavasti alhaisempi lämpötila, sekä osaltaan sähkön kokonaiskulutuksen edellisvuotta alhaisempi taso alkuvuonna. Kaikkien aikojen korkein sähkönkulutuksen keskituntitehomäärä Suomessa on saavutettu 8.2.2007 klo 7-8, jolloin teho oli 14 914 MW 5. Liitteessä B on esitetty ulkoilman lämpötilat eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2014. 4 Lähde: Fingrid Oyj 5 Lähde: Energiateollisuus ry
MWh/h /MWh ENERGIAVIRASTO 17 15000 14000 13000 12000 11000 115 105 95 85 75 10000 65 9000 55 8000 45 7000 35 6000 25 20.1. 00:00 20.1. 12:00 21.1. 0:00 21.1. 12:00 22.1. 0:00 22.1. 12:00 23.1. 0:00 23.1. 12:00 24.1. 0:00 24.1. 12:00 25.1. 0:00 25.1. 12:00 26.1. 0:00 26.1. 12:00 Sähkön kulutus Sähkön tuotanto Sähkön hinta Kuva 10. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Suomen aluehinta Elspot-markkinalla viikolla 3/2013. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla. (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool Spot). Talvella 2013-2014 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan 23.1.2014 klo 17-18 ollen noin 11 722 MWh/h (edellistalven tuotantohuippu oli 11 843 MWh/h). Tehoreservijärjestelmään kuuluvia voimalaitoksia, joiden yhteisteho oli 365 MW, ei käynnistetty talvikaudella 2013-2014. Energiaviraston arvion mukaan talvikaudella 2013-2014 kulutushuipun aikana kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti vielä ollut otettavissa tuotantoon noin 1 278 MW (ilman järjestelmäreservejä). Lähihistorian korkein tuotantohuippu on helmikuulta 2007, 12 623 MWh/h. Rajasiirtoyhteyksien toiminta huippukulutusviikolla on esitetty kuvassa 11.
ENERGIAVIRASTO 18 Kuva 41. Mitattu sähkön siirto Suomeen (-) ja suomesta (+) huippukulutusviikolla. (Lähde: Fingrid Oyj). 4.4 Sähkön kysyntä lähivuosina Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Energiavirasto käyttää arvioinneissaan työ- ja elinkeinoministeriön arvioita sähkönkulutuksen kehityksestä. Työ- ja elinkeinoministeriö julkaisi keväällä 2013 kansallisen energia- ja ilmastostrategian päivityksen 6 ja siihen liittyvän skenaariolaskennan yhteenvetotaulukon. Laskennan tarkennetun perusskenaarion mukaisesti sähkönkulutuksen arvioidaan olevan vuonna 2020 noin 93 TWh. Vuoden 2013 strategiapäivityksessä päätettävät lisätoimenpiteet sisällytetään tarkennettuun perusskenaarioon. Mikäli sähkönkulutuksen arvioidaan kasvavan lineaarisesti vuosina 2013-2020 kohti strategian arviota olisi kulutus kuluvana vuonna noin 87 TWh ja vuonna 2015 noin 88 TWh. Alkuvuoden 2014 aikana sähkönkulutus on laskenut edelliseen vuoteen verrattuna. Tammi-kesäkuussa sähköä kulutettiin noin 43 TWh, kun edellisen vuoden vastaavana aikana kokonaiskulutus oli 44 TWh. Liukuvan 12 kuukauden kulutus oli kesäkuun lopussa laskenut noin 2,1 %, mikä selittyy osaltaan keskimääräistä lämpimämmillä sääoloilla. Vuoden 2014 ensimmäisten kuuden kuukauden vähäisen sähkönkulutuksen perusteella koko vuoden 2014 kulutus näyttäisi jäävän noin 84 TWh tasolle. Energiavirasto arvioi vuosittaisen sähkönkulutuksen maksimaalisen tuntikeskitehon laskennallisesti perustuen työ- ja elinkeinoministeriön tekemään vuoden kokonaiskulutusarvioon. Huipputehon määrityksessä on käytetty keskiarvoa aiempien vuosien huippukulutuksen ja kokonaiskulutuksen välisestä suhteesta. Sähkömarkkinoiden ja sähkönkulutuksen muuttuessa, erityisesti kulutusjouston lisääntyessä, on mielekästä käyttää 6 Valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 20. päivänä maaliskuuta 2013, VNS 2/2013 vp. Kansallinen energia- ja ilmastostrategia
ENERGIAVIRASTO 19 verrattain lyhyen aikavälin vertailuaineistoa. Kulutushuipun ja sähkön kokonaiskulutuksen välillä ei kuitenkaan ole vahvaa korrelaatiota, vaan Suomen sähköjärjestelmän kulutushuippu on erittäin voimakkaasti riippuvainen maassa vallitsevasta säätilasta. Kuva 12 esittää toteutuneiden huipunkäyttöaikojen perusteella arvioidun huippukulutuksen vaihteluvälin tuleville talvikausille. MW 15000 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 1 h/vuosi 2013 2012 2011 2010 8760 Kuva 52. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2010 2013 (lähde: NordPoolSpot). Adato Energian tilastollisen analyysin mukaan lämpötilan lasku yhdellä celsius-asteella lisää lämmityssähkön kulutusta Suomessa noin 80 MW:lla. Lämpötilan laskiessa pakkasen puolelle otetaan käyttöön erilaisia sähkökäyttöisiä lämmittimiä, mikä lisää sähkön kulutusta edelleen. Tällaisia ovat mm. autojen lohko- ja sisätilalämmittimet sekä rakennusten lisälämmittimet. Pakkasen kestäessä pitkään rakennusten rakenteet jäähtyvät, mikä lisää edelleen lämmitystarvetta. Edellä kuvatuista seikoista johtuen sähkön kulutus voi kovan pakkasen aikana kasvaa yli 130 MW:lla, kun lämpötila laskee yhden celsius-asteen 7. Laskennallisia kulutushuippulukuja tarkasteltaessa on huomioitava korrelaatio lämpötilan ja hetkellisen kulutushuipun välillä. Toteutunut kulutushuippu saattaa jäädä huomattavasti laskennallisen tason alapuolelle, mikäli talvikaudella ei ole kovia pakkasjaksoja. Sähkönkulutuksen kulutushuippu on siis 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. Eri tuntitehontarpeita ja niiden yleisyyttä voi arvioida kuvan 12 sähkönkulutuksen pysyvyyskäyristä vuosille 2000 2013. Talvikauden 2014-2015 kulutushuipun arvioksi saadaan noin 15 000 MW tuntikeskiteho. 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. 7 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006
ENERGIAVIRASTO 20 Myös kantaverkonhaltija Fingrid on arvioinut tulevan talvikauden kulutushuipuksi 15 000 MW. Taulukossa 5 on esitetty Energiaviraston arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2017-2018 saakka. Kuvassa 13 on esitetty huipunkäyttöajan vaihtelujen avulla arvioitu tehontarpeen todennäköinen vaihteluväli tulevina vuosina. Talvikausi 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 Laskennallinen kulutushuippu, MW 15 000 15 200 15 400 15 600 Taulukko 5. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2014 2018. (lähde: Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiavirasto). 17000 16500 16000 15500 15000 14500 14000 13500 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 Kuva 13. Arvioitu tehontarve kulutushuipputunnilla (vihreä), sekä tehontarpeen todennäköinen vaihteluväli (sininen ja punainen) tulevien vuosien talvikausina. 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2014-2015 Energiavirasto ylläpitää voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Virasto saa tietoja uusista voimalaitoshankkeista myös uusiutuvan energian tuotantotukijärjestelmään liittyvien ennakkoilmoitusten muodossa. Vuoden 2014 aikana Suomessa valmistuu ja on jo valmistunut lukuisia tuulivoimaloita yhteisteholtaan noin 47 MW, yksi jätevoimalaitos, sekä yhden vesivoimalaitoksen tehonkorotus. Virastolle ilmoitettiin Inkoon hiilivoimalaitoksen 1-3 yksiköiden asettamisesta pitkäaikaiseen säilöntään helmikuussa 2014. Taulukossa 6 on esitetty vuonna 2014 valmistuneet tai valmistuneeksi Energiavirastolle ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Lisäksi eräitä aiemmin Energiavirastolle ilmoitettuja tehotietoja on tarkennettu ja nämä tiedot näkyvät myös taulukossa. 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 vä-
ENERGIAVIRASTO 21 hintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksimitehot. Taulukossa 7 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja. Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti ja tarkennukset aiemmin ilmoitettuihin tietoihin (MW) Yhteistuotanto Talvikausi Vesivoima Ydinvoima Tuulivoima Reservilaitokset Kaukolämpsuus Teolli- 2014 18 64 - - 47 - Taulukko 6. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %, tuulivoiman osalta huippukuormituskaudella käytettävyydeksi arvioidaan 0 %) Suomessa vuonna 2014 (lähde: Energiavirasto) Sähköntuotantokapasiteetti Talvikaudella 2014-2015 MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 300 Omakäyttölaitteet 600 Maksimisähköteho (netto) 15 700 Järjestelmäreservit yhteensä 1600 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 230 Tuntiteho huippukuormituskaudella (100% käytettävyydellä) 13 870 Arvioitu käytettävissä oleva tuntiteho kulutushuipun aikana 12 500 Taulukko 7. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne talvikaudella 2014-2015). (lähde: Energiavirasto) Energiavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella talvikaudella 2014-2015 käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä, ei sisällä järjestelmäreservejä eikä tuulivoimaa) vähenee yli 600 MW:lla edellisvuoden määrästä (Taulukko 2). Keskeisenä syynä tähän on Inkoon 1-3 voimalaitosyksiköiden siirtäminen pitkäaikaiseen säilöntään. Energiavirastolle on ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista ensi talveksi 1.12.2014-28.2.2015. Huoltoseisokin kestoksi on arvioitu yhdestä kolmeen jaksoa, joiden aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 154 MW. Normaalitilanteessa laitoksen huoltotyön odotetaan kestävän kerrallaan 1-7 vrk. Tämän lisäksi laitokseen tehdään pienempiä huoltoja, joiden aikana laitosta voidaan ajaa osakuormalla, joka on 44 MW normaalitehoa alempi. Todellisuudessa huoltoseisokin vaikutusaika voi olla mainittua määrää pidempi, koska odottamattomat tekniset viat, käyttösuunnitelmat ja muut vastaavat syyt voivat rajoittaa tai estää voimalaitoksen tuotantokäytön kulutushuipun aikana. Myös polttoaineen saatavuus voi rajoittaa tuotantoa.
ENERGIAVIRASTO 22 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 %. Suurin ero lauhde- ja yhteistuotantolaitosten välillä on turvetta käyttävillä laitoksilla, sen sijaan maakaasua ja hiileltä käyttävillä laitoksilla ero on pienempi. Selvitys on saatavilla Energiaviraston Internet-sivuilta 8. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida kotimaisen tuotantokapasiteetin talvikaudella käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin määrä kulutushuipun aikana. Energiavirasto arvioi talvikaudella 2014-2015 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin olevan noin 12 500 MW. Arvio perustuu viraston tuotantokapasiteettitietoihin, aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina sekä käytettävissä oleviin tutkimustuloksiin. Viime vuosina toteutunut kotimainen tuotantohuippu on kuitenkin ollut tätä määrää pienempi. Tuotantohuiput eivät tyypillisesti tapahdu samalla tunnilla kun kotimainen kulutus on suurimmillaan. 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 8 on yhteenveto viime vuosien kulutushuipuista, toteutuneesta kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. 8 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy
ENERGIAVIRASTO 23 Vuosi Kulutushuippuvuorokausi Kulutushuippu MWh/h Tuotanto kulutushuipputunnilla MWh/h Vuoden tuotantohuippu MWh/h 2009 17.12. 13 917 11 122 11 350 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 Taulukko 8 Yhteenveto viime vuosien toteutuneista kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. (Lähde: Fingrid, NordPoolSpot) Suomen ja Ruotsin välisen Fenno-Skan 1 merikaapelin siirtokapasiteettia rajoitettiin helmikuussa 2013 sattuneen häiriön jälkeen 100-150 MW maksimitehosta siten, että markkinoille annettava siirtokapasiteetti on 400 MW. Rajoituksen suunniteltiin alun perin jatkuvan 2014 syyskuuhun asti, mutta tutkimukset osoittivat, että kaapeli ei todennäköisesti kestä sen normaalia käyttöjännitettä. Tämän seurauksena kaapelia päätettiin käyttää vain alennetulla 80 % jännitteellä, mikä pienentää siirtokapasiteettia edellä mainitun mukaisesti. Kokonaissiirtokapasiteetti Fenno-Skan 1 ja 2 kaapeleille on siis 1 200 MW. Suomen ja Viron välisessä Estlink-yhteydessä pidempään ollut vientirajoitus poistettiin alkusyksystä 2014, kun Viron Kiisan varavoimalaitoksen toinen yksikkö otettiin käyttöön. Täten tuonti- sekä vientikapasiteetti Suomen ja Viron välillä on ollut 1.8.2014 alkaen 1 000 MW. Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut muista siirtokapasiteetin rajoituksista tai tehtävistä huoltotöistä talvikaudella 2014-2015. Alkavalla talvikaudella sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on siis nykytiedolla noin 5 100 MW. Talvella 2014-2015 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 000 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (5 180 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 9 820 MW. Määrä on noin 80 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (12 500 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 2 500 MW. Määrä on noin 48 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (4 500 MW). 4.6 Tehoreservit talvikaudella 2014 2015 Tehoreservijärjestelmä on järjestelmä, jonka tarkoituksena on turvata sähköjärjestelmän toiminta tehovajeen aikana, kun järjestelmäreservit tai sähkökauppa eivät enää pysty vastaamaan tehontarpeeseen. Se koostuu käyttövalmiudessa olevasta voimalaitosreservistä tai kulutusjoustosopimuksista sellaisten toimijoiden kanssa, jotka voivat tarvittaessa vähentää tehontarvettaan.
ENERGIAVIRASTO 24 Vuonna 2011 voimaan tullut laki sähköntuotannon- ja kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä eli niin kutsuttu tehoreservilaki, muutti merkittävästi viraston asemaa tehoreservin mitoituksessa. Laki velvoittaa viraston määrittämään tarvittavan tehoreservin määrän vähintään neljän vuoden välein. Lisäksi viraston tulee laatia tehoreservin hankinnan ehdot sekä järjestää hankinta ehtojen pohjalta tasapuolisella ja syrjimättömällä tavalla. Tehoreservilaitosten varsinainen käyttösopimus laaditaan kuitenkin järjestelmävastaavan kantaverkonhaltijan, Fingrid Oyj:n kanssa ja Fingrid myös päättää laitosten mahdollisesta käytöstä. Energiavirasto määritti Suomessa tarvittavan tehoreservin määrän ensimmäisen kerran kevättalvella 2013. Huomioiden tehoreservin käyttöhistorian, kustannustason ja arvioidut lähivuosien tarpeet, virasto päätyi laskemaan tehoreservin määrää aiemmasta 600 MW:n voimalaitosreservistä 400 MW:n voimalaitosreserviin. Lisäksi virasto esitti 40 MW:n kulutusjoustoreservin hankkimista. Määrät vahvistettiin kahden vuoden jaksolle kaudelle 1.7.2013 30.6.2015. Tehoreservin kilpailutus toteutettiin määräpäätöksen antamisen jälkeen keväällä 2013. Voimalaitosreserveistä jätettiin yhteensä neljä tarjousta, joista valittiin kokonaistaloudellisin kriteerein kaksi edullisinta laitosta joilla saavutettiin asetettu tavoitemäärä riittävällä tarkkuudella. Tehoreservivoimalaitoksiksi 1.7.2013 alkaneelle kaksivuotiskaudelle valittiin Kristiinan ja Vaskiluodon raskaspolttoöljykäyttöiset lauhdelaitokset. Laitokset muodostavat yhteensä 365 MW:n voimalaitosreservin. Samanaikaisesti virasto järjesti myös kulutusjoustokohteiden tarjouskilpailun, mutta yhtään tarjousta ei jätetty. Virasto uusi kulutusjoustokohteiden tarjouskilpailun vielä kesällä 2013, mutta toisellakaan kilpailutuskerralla ei jätetty tarjouksia. Kaudella 1.7.2013 30.6.2015 tehoreservin muodostavat siis ainoastaan voimalaitokset. Energiavirasto on tilannut VTT:ltä selvityksen tehoreservinä tarvittavan voimalaitos- ja kysynnän joustoon kykenevän kulutuskapasiteetin kokonaismäärän tarpeesta vuoden 2015 heinäkuusta vuoteen 2020 asti. Selvitys ottaa huomioon Olkiluoto 3 valmistumisen todennäköisen ajankohdan ja siihen liittyvät epävarmuudet. Tulevaisuuden kysyntäja tarjontaennusteet tehdään perustuen TEM:n kulutusarvioihin sekä Energiaviraston voimalaitosrekisteristä saataviin tietoihin ja sähköntuotannon tuntitilastoihin. Tarkastelu ottaa huomioon naapurimaiden kapasiteetit niiden julkisten arvojen mukaisesti ja arvioi mahdollisia sähkön tuonnin rajoituksia. Energiavirasto tekee selvityksen perusteella päätöksen 1.7.2015 lähtien tarvittavan tehoreservin määrästä kevään 2015 aikana. Tehoreservilaitokset ovat talvikaudella 1.12. 28.2. välisellä ajanjaksolla 12 tunnin käynnistysvalmiudessa. Muuna aikana laitokset 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. Toteutunut tehoreservin käyttöhistoria on esitetty taulukossa 9.
ENERGIAVIRASTO 25 Vuosi Aktivointikerrat Tuotettu sähkö MWh Reservimäär ä 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 Elspotmarkkinalla. 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. Vuoden 2010 tammi-helmikuun aikana tehoreservikapasiteetti aktivoitui kahtena päivänä Elspot-markkinoilla Suomessa ja Ruotsissa. Tehoreservitarjouksia aktivoitui Suomessa 2010 2 513 600 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 - Taulukko 9. Tehoreservivoimalaitosten käyttöhistoria. Taulukko ei sisällä voimalaitosten koekäyttöjä. Vuoden 2014 osalta tiedot perustuvat 28.10.2014 tilanteeseen. Lähde: Fingrid Oyj. 4.7 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2014 jälkeen Energiavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 13 870 MW vuoden 2014 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 12 500 MW. Taulukossa 10 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on syyskuuhun 2013 mennessä ilmoitettu Energiavirastolle, lisäksi virasto on sisällyttänyt muita hankkeita taulukon tietoihin perustuen julkisista lähteistä saatuihin tietoihin ja viraston omaan harkintaan.
ENERGIAVIRASTO 26 Lähivuosien suurin muutos tuotantokapasiteetissa tapahtuu luonnollisesti Suomen viidennen ydinvoimayksikön, Olkiluoto 3 valmistuessa. Teollisuuden Voima Oyj:n nykyisen arvion 9 mukaan Olkiluoto 3 laitosyksikön säännöllinen sähköntuotanto alkaa loppuvuodesta 2018. On syytä huomata, että Energiavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla hankkeita jotka valmistuvat 2014 2018, mutta niistä ei ole vielä ilmoitettu virastolle, eikä virasto ole saanut niistä tietoa muuta kautta. Erityisesti tuulivoimalaitosten osalta on suunnitteluasteella useita hankkeita, joista ei kuitenkaan ole vielä tehty Energiavirastolle sähkömarkkinalain 36 :n mukaista ilmoitusta ja joiden valmistumisvuosi on epäselvä. Suomen tuulivoimayhdistyksen tietojen mukaan Suomessa on toukokuun 2014 loppuun mennessä julkaistu tuulivoimahankkeita yhteensä noin 10 000 MW:n edestä. On kuitenkin epätodennäköistä, että kaikki nämä hankkeet toteutuvat. Vastaavasti myös joidenkin voimalaitosten uskotaan poistuvan käyttövalmiudesta lähivuosina. Teollisuuspäästöjä koskevan direktiivin johdosta tiukkenevat päästörajat todennäköisesti tulevat poistamaan markkinoilta vanhoja käyttöikänsä lopulla olevia erillistuotannon voimalaitoksia etenkin 2020-luvun alkupuoliskolla. Uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Vesivoima Yhteistuotanto Reservilaitokset Kaukolämpö Teollisuus 2014 18 64 47 2015 26 12 84 2016 10 2017 2018 1600 Ydinvoima Tuulivoima Taulukko 10. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2014-2016 (Energiavirastolle toistaiseksi ilmoitetut hankkeet ja viraston harkintaan perustuen arvioidut hankkeet, tuntikeskiteho). (lähde: Energiavirasto) Olkiluoto 3 käyttöönoton alkaessa, tämän hetken tiedon mukaan vuoden 2018 aikana, siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen laskee hieman, sillä varautuminen Olkiluodon uuden yksikön vikaan rajoittaa siirtokapasiteettia Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä noin 300 MW. Siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen ennen Olkiluodon kolmannen yksikön valmistumista on nykytiedon nojalla noin 5 180 MW, kunnes Olkiluoto 3 käyttöönoton yhteydessä kapasiteetti laskee 4 880 MW:iin. Suomen ja Ahvenanmaan välille rakenteilla olevan 100 MW:n merikaapelin arvioidaan lisäävän hieman Suomen ja Ruotsin välistä siirtokapasiteettia. Yhteyden on tarkoitus valmistua vuoden 2015 loppuun mennessä. Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä yhteyttä on suunniteltu vahvistettavaksi 2020-luvulla. Sähkön kulutushuipun tehontarpeen arvioidaan kasvavan vuosittain noin 200 MW vuosina 2014 2018 (katso luku 4.4, taulukko 5). Edellä esitetyn perusteella Suomessa 9 Teollisuuden Voima Oyj, Osavuosikatsaus Tammi-Syyskuu 2014, 20.10.2014
ENERGIAVIRASTO 27 huippukuormituskaudella käytettävissä oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riittäisi kattamaan suurinta sähkönkulutuksen tuntikeskitehoa tulevina vuosina Olkiluoto 3 valmistumisen jälkeenkään (kuva 13). Tällöin tehovaje olisi katettava sähkön tuonnilla. On keskeistä kuitenkin ymmärtää, että Suomen sähkön tuotantokapasiteetti riittää koko maan tarpeeseen valtaosan vuodesta, ja varsinaista tehovajetta esiintyy vain talvikauden kylmien pakkasjaksojen aikana. Rajasiirtoa käytetään joka tapauksessa jatkuvasti vuoden ympäri. Syy siihen ei ole Suomen energiantuotannon riittämättömyys energiantarpeeseen nähden, vaan markkinaehtoinen sähkön hankinta. Kun ulkomainen sähkö on halvempaa, ei Suomessa huippukuorman aikana käytössä olevien voimalaitosten kalliimmalle sähkölle ole kysyntää. Heinäkuussa 2010 eduskunta hyväksyi Fennovoima Oy:n ja Teollisuuden Voima Oyj:n periaatepäätöshakemukset uusien ydinvoimalaitoksien rakentamisluvista. Molemmat periaatepäätökset ovat voimassa 1.7.2010 lukien viisi vuotta. Teollisuuden Voima jätti toukokuussa 2014 valtioneuvostolle hakemuksen, jossa pyydettiin uutta määräaikaa rakentamislupahakemuksen jättämiselle. Valtioneuvosto teki kielteisen päätöksen, joten päätös raukeaa, jos yritys ei jätä ydinenergialain mukaista rakentamislupahakemusta nykyisen periaatepäätöksen voimassaoloaikana, viimeistään 30.6.2015. Teollisuuden Voiman Olkiluotoon rakennettavan neljännen yksikön suunniteltu sähköteho olisi 1 450 1 750 MW. Yksikön käynnistys voisi tapahtua aikaisintaan 2020- luvun alkupuoliskolla. Fennovoima Oy:n ydinvoimalaitos on tarkoitus rakentaa Pyhäjoelle. Hankkeessa kolmanneksen omistusosuudella mukana ollut E.ON ilmoitti lokakuussa 2012 luopuvansa hankkeesta. E.ON:in omistusosuuden osti Voimaosakeyhtiö SF, joka järjestelyn jälkeen omistaa Fennovoima Oy:n kokonaan. Heinäkuussa 2013 Fennovoima ilmoitti allekirjoittaneensa venäläisen Rosatomin tytäryhtiö Rusatom Overseas:in kanssa projektin kehityssopimuksen, joka tähtää sopimukseen ydinvoimalan toimittamisesta. Työ- ja elinkeinoministeriö pyysi heinäkuussa selvityksiä hankkeeseen liittyen, sillä venäläinen laitosvaihtoehto ei ollut mukana 2010 myönnetyssä periaatepäätöksessä. Laitoksen toimitussopimus allekirjoitettiin 2013 lopussa ja 2014 maaliskuussa 34 % Fennovoiman omistuksesta siirtyi RAOS Voima Oy:lle, joka on Rosatomin tytäryhtiö. Fennovoima toimitti alkuvuodesta 2014 hakemuksen aiemmin myönnetyn periaatepäätöksen täydentämiseksi. Valtioneuvosto hyväksyi periaatepäätöksen täydennyksen syyskuussa 2014. Valtioneuvoston päätös periaatepäätöksen täydennyksestä on vielä Eduskunnan hyväksyttävänä. Täydennyksen ehtona on, että yhtiön omistuksesta vähintään 60 % tulee olla toimijoilla, joiden asuin- tai toimipaikka on EU:n tai EFTA-maiden alueella. Myös Fennovoiman tulee jättää valtioneuvostolle rakentamislupahakemus 30.6.2015 mennessä, tai periaatepäätös raukeaa. Rakennettava laitos olisi painevesityyppinen ja sen sähköteho olisi noin 1 200 MW. Tavoiteaikataulu laitoksen valmistumiselle on vuosi 2024. Jos 2020-luvun alkupuoliskolla valmistuisi kaksi suurta ydinvoimalaitosyksikköä, Suomesta voitaisiin viedä sähköä ulkomaille huippukulutuksen aikana joinakin vuosina
ENERGIAVIRASTO 28 muutaman sadan megawatin teholla. Energiavirasto käyttää arvioinneissaan työ- ja elinkeinoministeriön arvioita sähkönkulutuksen kehityksestä. Työ- ja elinkeinoministeriö julkaisi keväällä 2013 kansallisen energia- ja ilmastostrategian päivityksen ja siihen liittyvän skenaariolaskennan yhteenvetotaulukon. Laskennan tarkennetun perusskenaarion mukaisesti sähkönkulutuksen arvioidaan olevan vuonna 2020 noin 93 TWh. Kuva 14. Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella, maksimaalinen sähkön tuontikapasiteetti ja sähkönkulutuksen huipputeho esitetyn sähkönkulutusennusteen ja tulevien voimalaitosinvestointien perusteella (ei sisällä järjestelmäreservejä eikä välittömästä tuotantovalmiudesta poistettuja koneistoja). (lähde: Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiavirasto, Valtioneuvoston pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia)
ENERGIAVIRASTO 29 5 UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET 5.1 Rajasiirtokapasiteetin kehittäminen Suomella on vahvat rajasiirtoyhteydet muihin pohjoismaihin ja maiden välinen sähkökauppa on päivittäistä. Yhteyksiä kehitetään jatkuvasti siirtorajoitusten pienentämiseksi ja kehitys pelkistä pohjoismaisista markkinoista etenee kohti Itämeren alueen yhteisiä markkinoita. Kantaverkkoyhtiö Fingrid on esittänyt kasvattavansa rajasiirtokapasiteettia arvioiden vuoden 2010 tuontikapasiteetin nousevan 19 % ja vientikapasiteetin 53 % vuoteen 2022 mennessä 10. 5.2 Ahvenanmaan merikaapeliyhteys Kraftnät Åland on toteuttamassa 100 MW yhteyttä Ahvenanmaan ja Suomen välille. N. 160 km pituisen kaapelin tarkoitus on turvata sähköntarve poikkeustilanteissa. Samalla Manner-Suomen ja Ruotsin välinen siirtokapasiteetti molempiin suuntiin kasvaa maksimissaan nykyisen Ruotsin ja Ahvenanmaan välisen siirtoyhteyden 80 MW verran. Rakennustyöt ovat käynnissä ja kaapelin arvioidaan olevan tuotantokäytössä 2015 lopussa. 5.3 Venäjän siirtoyhteyden kaksisuuntaisuus Fingrid, Venäjän verkkoyhtiö Federal Grid Company ja Venäjän järjestelmävastaava System Operator ovat allekirjoittaneet sopimukset kaksisuuntaisen kaupan toteuttamiseksi Suomen ja Venäjän välillä 7.1.2014. Aiemmin sähköä on voinut siirtää vain yksisuuntaisesti Venäjältä Suomeen. Vientimahdollisuus Suomesta Venäjälle tapahtuu Viipurin tasasähköaseman yhden blokin avulla. Sähkön vientiä Suomesta Venäjälle ja siirtoyhteyden toimivuutta testattiin onnistuneesti täydellä vientiteholla 12.3.2014. Viipurin neljästä 350 MW sähköasemasta yhtä voidaan käyttää sähkön siirtoon Suomesta Venäjälle. Kaupalliseen käyttöön annetaan 320 MW ja loput käytetään reservikauppaan. Siirtokapasiteetti Venäjältä Suomeen on yhteensä 1400 MW, josta 1300 MW on kaupallista käyttöä varten. Kahdensuuntainen kaupankäynti on mahdollista joulukuusta 2014 alkaen. 10 Fingrid, Kantaverkon Kansallinen 10-vuotissuunnitelma, 2012
ENERGIAVIRASTO 30 6 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS 6.1 Energiavirasto Pitkään valmisteltu uusi sähkömarkkinalaki 11 tuli voimaan syyskuussa 2013. Uusi laki lisäsi entisestään Energiaviraston tehtäviä toimitusvarmuuden seurannassa, valvonnassa ja kehittämisessä. Lakimuutoksella pyrittiin parantamaan erityisesti sähkönjakelun toimitusvarmuutta kesän 2010 ja talven 2011 2012 rajuilmojen kokemusten jälkeen. Sähköverkonhaltijat velvoitettiin suunnittelemaan, rakentamaan ja ylläpitämään sähkönjakeluverkkoa siten, että jakeluverkon vioittuminen myrskyn tai lumikuorman seurauksena ei aiheuta asemakaava-alueella asiakkaille yli 6 tuntia kestävää sähkönjakelun keskeytystä eikä muulla alueella yli 36 tuntia kestävää keskeytystä. Verkkoja kehitetään pitkäjänteisesti 15 vuoden kuluessa siten, että uuden lain edellyttämälle toimitusvarmuuden tasolle ylletään lähtökohtaisesti vuonna 2028. Myös vakiokorvausten tasoa nostettiin ja luokittelua lisättiin. Samassa yhteydessä sähköverkonhaltijoille asetettiin Huoltovarmuuskeskuksen valvoma yleinen varautumisvelvoite normaaliolojen häiriötilanteiden sekä poikkeusolojen varalle. Samassa yhteydessä annettiin myös uusi laki sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta 12, joka lisäsi ja tarkensi Energiaviraston tehtäviä kyseisissä valvontatehtävissä. Eräitä sähkömarkkinalaissa aiemmin olleita velvoitteita siirrettiin uuteen niin kutsuttuun valvontalakiin. Esimerkiksi aiemmin sähkömarkkinalakiin sisältynyt, sähkön sisämarkkinadirektiivin 4 artiklan edellyttämä toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä siirrettiin valvontalakiin. Lain mukaan Energiavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Energia- ja ilmastopolitiikan valmistelutehtäviin liittyen työ- ja elinkeinoministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevien arvioiden valmistelusta ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiavirastolle. Sähkömarkkinalain perusteella Energiavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että käytöstä poistetusta kapasiteetista välittyy tieto myös viranomaisille. Sähkömarkkinalain perusteella voimalaitoksen haltijan tulee ilmoittaa Energiavirastolle voimalaitoksen rakentamissuunnitelmasta ja käyttöönottamisesta sekä voimalaitoksen pitkäaikaisesta tai pysyvästä käytöstä poistamisesta. Voimalaitoksen haltijan ilmoitusvelvollisuudesta ja ilmoitusajankohdista on säädetty seuraavat aikarajat teholtaan vähintään yhden megavolttiampeerin suuruisen: voimalaitoksen rakentamista tai voimalaitoksen tehonkorotusta koskevista päätöksistään kuukauden kuluessa siitä, kun päätös on tehty; 11 Sähkömarkkinalaki 588/2013, http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130588 12 Laki sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta 590/2013, http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130590
ENERGIAVIRASTO 31 6.1.1 Tehoreservilaki voimalaitoksen tai voimalaitoksen tehonkorotuksen käyttöönotosta kuukauden kuluessa siitä, kun voimalaitos tai sen tehonkorotus on otettu tuotantokäyttöön; sekä voimalaitoksen vähintään vuoden pituisesta tai pysyvästä käytöstä poistamisesta taikka voimalaitoksen pysyvästä tehonalennuksesta kuukauden kuluessa siitä, kun päätös on tehty, kuitenkin vähintään kuusi kuukautta ennen toimenpiteen suunniteltua. Ilmoituksessa on annettava tiedot voimalaitoksen omistajasta, voimalaitoksen tehosta ja energialähteistä sekä tärkeimmistä teknisistä ominaisuuksista, voimalaitoksen tai sen tehonkorotuksen käyttöönottoajankohdasta sekä, milloin kysymys on voimalaitoksen pitkäaikaisesta tai pysyvästä käytöstä poistamisesta taikka voimalaitoksen pysyvästä tehonalennuksesta, toimenpiteen suunnitellusta toteutusajankohdasta. Lisäksi voimalaitoksen haltijan tulee ilmoittaa Energiavirastolle teholtaan vähintään 100 megavolttiampeerin suuruisen erillistä sähkön tuotantoa harjoittavan voimalaitoksensa suunnitellusta huoltoseisokista, joka ajoittuu 1.12. - 28.2. väliselle ajalle. Ilmoitus on tehtävä vähintään kuusi kuukautta ennen huoltoseisokin suunniteltua alkamisajankohtaa. Energiavirasto voi määrätä siirtämään voimalaitoksen huoltoseisokin ajankohtaa 1.12. - 28.2. välisen ajan ulkopuolelle, jos on perusteltua syytä epäillä, että sähkön tarjonta ei riittäisi täyttämään sähkön kysyntää Suomessa huoltoseisokin ilmoitettuna ajankohtana. Päätös huoltoseisokin siirtämisestä on tehtävä vähintään kolme kuukautta ennen huoltoseisokin ilmoitettua alkamisajankohtaa. Siirtoa koskevaa päätöstä ei saa tehdä, jos huoltoseisokin siirtäminen aiheuttaisi vaaran voimalaitoksen teknisestä vikaantumisesta, taikka vaarantaisi voimalaitoksen käyttöturvallisuuden. Energiaviraston tulee kuulla Turvatekniikan keskusta ja, jos huoltoseisokki koskee ydinvoimalaitosta, Säteilyturvakeskusta ennen siirtoa koskevan päätöksen tekemistä. Siirtoa koskevaa päätöstä on noudatettava muutoksenhausta huolimatta, jollei valitusviranomainen ole kieltänyt päätöksen täytäntöönpanoa tai määrännyt sitä keskeytettäväksi. Huoltoseisokin ilmoittamista koskeva säännös ei kuitenkaan velvoita voimalaitoksen haltijaa tuottamaan sähköä kyseisessä voimalaitoksessa. Maaliskuun alussa 2011 astui voimaan laki sähköntuotannon- ja kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä. Uusi laki korvasi aiemman määräaikaisen lain. Uusi tehoreservilaki muutti merkittävästi viraston asemaa tehoreserviasioissa. Laissa Energiavirasto velvoitetaan määrittämään tarvittava tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Lisäksi viraston tulee laatia tehoreservin hankinnan ehdot sekä järjestää hankinta ehtojen pohjalta tasapuolisella ja syrjimättömällä tavalla. Energiavirasto tekee hankinnasta kirjallisen päätöksen, joka on perusteltava. Varsinainen käyttösopimus tehoreservilaitoksista laaditaan kuitenkin järjestelmävastuuseen määrätyn kantaverkonhaltijan, Fingridin ja valittavien voimalaitosten välillä. Toisena merkittävänä muutoksena laki mahdollistaa sähkönkulutuksen joustoon kykenevien kohteiden käytön tehoreservinä vuoden 2013 joulukuusta alkaen. Tällaisia kohteita voisivat olla esimerkiksi suuret paperi- ja terästehtaat. Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus niissä tilanteissa kun markkinoilla ei
ENERGIAVIRASTO 32 saavuteta tasapainoa kysynnän ja tarjonnan välillä. Järjestelmä ei siis varsinaisesti ole tarkoitettu teknisten häiriöiden varajärjestelmäksi. Erityisesti tehoreservilaissa on säädetty, että reservilaitoksen tuottama sähkö tai sähkönkulutuksen jousto tulee tarjota markkinoille hinnalla, joka ei saa alittaa raskasta polttoöljyä polttoaineenaan käyttävän lauhdutusvoimalaitoksen muuttuvia kustannuksia joihin on lisätty tuotantoon tarvittavien päästöoikeuksien arvo. Tällä pyritään varmistamaan, että reservilaitokset aktivoituvat vasta kun kaikki kaupallisilla markkinoilla toimivat laitokset ovat jo käytössä. 6.2 Työ- ja elinkeinoministeriö Valtio voi myöntää harkinnanvaraista valtionavustusta (energiatuki) energiahankkeille. Tuen myöntää työ- ja elinkeinoministeriö. Tukea voidaan myöntää yrityksille, kunnille ja muille yhteisöille energiatukea sellaisiin ilmasto- ja ympäristömyönteisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät uusiutuvan energian käyttöä, energiansäästöä, energiantuotannon tai käytön tehostamista taikka vähentävät energian tuotannon tai käytön ympäristöhaittoja. Energiatukea voidaan myöntää myös sellaisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät energiahuollon varmuutta ja monipuolisuutta. Lisäksi valtio tukee sähköntuotantoa verotukena (sähköveron palautus) tiettyjen polttoaineiden tai tuotantomuotojen osalla. Tukeen sovelletaan eräiden valtiontukea koskevien Euroopan yhteisöjen säännösten soveltamisesta annettua lakia. Sähkömarkkinalain 63 :n antaa valtioneuvostolle mahdollisuuden turvata sähkön toimitusvarmuutta uutta sähköntuotantokapasiteettia koskevalla tarjouskilpailulla. Lähtökohtaisesti päätökset uuden voimalaitoskapasiteetin rakentamisesta perustuvat markkinalähtöisiin mekanismeihin. Kuitenkin, valtioneuvosto voi päättää sähkön riittävyyden turvaamiseksi uutta sähköntuotantokapasiteettia tai kysynnänhallintatoimia koskevan julkisen tarjouskilpailun järjestämisestä. Päätös voidaan tehdä vain siinä tapauksessa, että sähkön tarjonta, suunnitteilla ja rakenteilla olevat sähköntuotantolaitokset ja siirtoyhteydet sekä toteutettavat energiatehokkuutta edistävät kysynnänhallintatoimet huomioon ottaen, ei riitä täyttämään sähkön kysyntää Suomessa eikä sähkön riittävyyttä voida turvata muilla toimenpiteillä. Tarjouskilpailun järjestämistä koskevassa päätöksessä määrätään: tarjouspyyntöön sisällytettävät tiedot edellytetyistä sopimusehdoista ja menettelytavat, joita tarjoajien on noudatettava; sekä perusteet, jotka sääntelevät tarjoajien valintaa ja sopimuksen tekemistä. Päätös tarjouskilpailun järjestämisestä ratkaistaan valtioneuvoston yleisistunnossa. Päätöksen tarjouksen hyväksymisestä tekee ministeriö. Ministeriön tehtävänä on myös tarjouskilpailun täytäntöönpano.
ENERGIAVIRASTO A-1 LIITE A VOIMALAITOSREKISTERIN TIEDOT Energiaviraston ylläpitämään voimalaitosrekisteriin kerätään tietoja niistä voimalaitoksista, joiden sähköteho on vähintään 1 MVA. Rekisteri ei sisällä tietoja Ahvenanmaalla sijaitsevista voimalaitoksista. Rekisterissä on tiedot voimalaitosten laitospaikoista, voimalaitostunnuksista sekä laitoksien pääomistajista. Sähköntuotannon osalta rekisteriin on merkitty tiedot voimalaitoksen sähkötehosta tuotantomuodoittain (maksimi- ja tuntiteho), käyttövalmiudesta poistetusta tehosta (käyttöönottoaika yli kaksi viikkoa) ja vastaavasti tieto ajasta, mikä tarvitaan, jos käyttövalmiudesta poistettu tehokapasiteetti otettaisiin jälleen käyttöön. Lisäksi rekisterissä on tiedot voimalaitoksen käyttämistä pää- ja varapolttoaineista. Voimalaitoksen koneistosta on tiedot käyttöönottovuodesta, voimakoneen lajista ja nimellistehosta sekä generaattorin nimellispätö- ja näennäistehoista. Käyttövalmiudesta poistetusta koneistosta on tieto ajankohdasta, jolloin koneisto on poistettu käyttövalmiudesta. Rekisteri julkaistaan viraston internet-sivuilla. Rekisterissä voimalaitoksen nettosähkötehot määritetään tuotantolajeittain eriteltyinä. Voimalaitoksen tuotantolajeittain ilmoitetut tehot on voitava laskea yhteen niin, että tuloksena on koko voimalaitoksen nettoteho. Nettoteho saadaan vähentämällä voimalaitoksen bruttotehosta kauppa- ja teollisuusministeriön asetuksen (309/2003) mukaisten omakäyttölaitteiden tehon tarve niiltä osin, kuin ne ovat käytössä kussakin tuotantotilanteessa. Maksimituntiteholla tarkoitetaan tuotantomahdollisuuksien ylärajaa eli suurinta nettosähkötehoa, jonka voimalaitos voi tuottaa vähintään yhden tunnin ajan olosuhteissa, joissa vain voimalaitoksen koneet ja laitteet rajoittavat tuotantoa. Maksimitehoa määritettäessä ei huomioida sitä kapasiteettia, jonka käyttöön ottaminen kestää yli kaksi viikkoa. Vesivoimalaitoksen virtaaman ja putouskorkeuden oletetaan olevan optimiarvoissaan. Sähkön ja lämmön yhteistuotantoon tarkoitettujen koneistojen lämpökuorman oletetaan olevan suuruudeltaan sellaisen, että sähköteho on mahdollisimman suuri. Lämpökuorma voi myös olla nolla, jolloin yhteistuotantolaitoksen maksimiteho saavutetaan lauhdutuskäytössä. Lauhduttimien jäähdytysveden lämpötilan oletetaan vastaavan talvikauden olosuhteita ja mahdollisen apulauhduttimen oletetaan tarvittaessa olevan käytössä. Ulkoilman lämpötilan oletetaan olevan -25 o C. Tuntiteholla tarkoitetaan minä tahansa huippukuormituskauden (joulu-helmikuu) päivänä yhden tunnin ajan suurinta käytettävissä olevaa nettokeskitehoa. Sähkön yhteistuotannon käytettävissä olevaa tehoa määritettäessä ulkoisten olosuhteitten oletetaan vastaavan ulkolämpötilaa, joka normaalivuotena alitetaan kyseisellä paikkakunnalla yhteensä kymmenenä päivänä. Paikkakunnittain näinä arvoina käytetään: Maarianhamina -13 o C, Helsinki, Turku ja Pori -15 o C, Lappeenranta, Tampere ja Vaasa -17 o C, Jyväskylä ja Kokkola -18 o C, Joensuu, Kuopio ja Oulu -20 o C, Kajaani ja Kemi -21 o C, Rovaniemi -23 o C sekä Inari -25 o C. Luettelon ulkopuolelle jäävien paikkakuntien ulkolämpötilat arvioidaan luettelossa esitettyjen ohjearvojen perusteella. Samaan kaukolämpöverkkoon liitettyjä voimalaitoksia sekä lämpökeskuksia odotetaan käytettävän sähkön huippukuormituskauden normaalin tuotantotavan mukaisesti. Yhteistuotannon voimalaitoksissa yhteistuotantoteholla tarkoitetaan tehoa, joka on saatavissa kaukolämpökuormalla ilman apulauhdutusta tai vastaavaa. Lauhdeteholla tarkoitetaan tehoa, joka
ENERGIAVIRASTO A-2 saadaan ilman kaukolämpökuorman muutosta apulauhdutuksella tai vastaavasti. Kombivoimalaitoksissa kaasuturbiinin teho jaetaan vastapaine- ja lauhdetehoksi samassa suhteessa kuin siihen liittyvässä höyryprosessissa. Teollisuuden prosessivoiman käytettävissä olevaa tehoa määritettäessä oletetaan ulkolämpötilat edellä esitettyjen kaltaisiksi (Maarianhamina -13 o C - Inari -25 o C). Lisäksi oletetaan voimalaitoksen lämpökuorma normaalia suhdannetilannetta vastaavaksi ja sellaiseksi, jota suurempia lämpökuormia esiintyy kymmenenä päivänä huippukuormituskaudella (esiintymistodennäköisyys noin 10 %). Yhteistuotantoteholla tarkoitetaan tehoa, joka saadaan prosessin höyryn tarpeen mukaisesti. Lauhdeteholla tarkoitetaan tehoa, joka saadaan ilman prosessihöyryn tuotannon muutosta apulauhdutuksella tai vastaavasti. Vesivoiman kuormitushuipun aikana yhtä aikaa käytettävissä olevalla tuntiteholla tarkoitetaan sitä tehoa, joka voimalaitoksella on tuotettavissa arkipäivinä tapahtuvan tuntisäädön avulla. Vesivoimalaitoksen tuntiteho määritetään vastaamaan sen pienintä tilastoitua kuukauden keskimääräistä tulovirtaamaa (joulu-, tammi- tai helmikuussa). Määrityksessä ei huomioida ennen vuotta 1960 mitattuja tulovirtaamia. Vesistöjen säännöstelyaltaiden sekä voimalaitoksen omien vuorokausialtaiden käytöt oletetaan sellaisiksi, että tuotanto on omien tarpeiden kannalta mahdollisimman edullista. Monivuotisia altaita oletetaan käytettävän niin, että niistä saadaan optimaalinen hyöty, kaikki vesivuodet huomioon ottaen. Samaan jokiuomaan kuuluvia voimalaitoksia oletetaan käytettävän niin, että niiden yhteinen sähköteho on mahdollisimman suuri.
ENERGIAVIRASTO B-1 LIITE B VUOROKAUDEN YLIN JA ALIN LÄMPÖTILA TAMMIKUUSSA 2013 13 Alla olevissa kuvissa on esitetty päivittäiset ylin (punainen) ja alin (sininen) lämpötila eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2014. Ohuet harmaat tasoitetut viivat kuvaavat kummankin muuttujan 2,5 % tilastollista todennäköisyyttä eli ovat poikkeuksellisen lämpötila-arvon rajat. Keskellä oleva liila viiva kuvaa vuorokauden keskilämpötilan mediaanin vertailukaudella 1981-2010. 13 Ilmatieteen laitos. Internet-sivut