KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2013 21.11.2013

ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2013 21.11.2013 Energiamarkkinavirasto Lintulahdenkuja 4 Puhelin 029 505 0000 S-posti virasto@energiamarkkinavirasto.fi Energimarknadsverket 00530 Helsinki Telefax 09 622 1911 Internet www.energiamarkkinavirasto.fi

ENERGIAMARKKINAVIRASTO i Kansikuva: Suomen Tuulivoimayhdistys ry

ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 3 2 TIIVISTELMÄ... 4 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT... 6 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto... 6 3.2 Vesivoimavarastojen kehitys pohjoismaissa... 7 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys... 8 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys... 9 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 12 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2012... 12 4.2 Sähkön siirtoyhteydet vuonna 2012... 14 4.3 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2012-2013... 16 4.4 Sähkön kysyntä lähivuosina... 18 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2013-2014... 20 4.6 Tehoreservit talvikaudella 2013-2014... 23 4.7 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2013 jälkeen... 24 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS... 28 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 28 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 31 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 31 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 34 5.5 Jakeluverkkojen maakaapelointiaste... 37 5.6 Vakiokorvaukset... 37 5.7 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle... 40 6 RAKENTEILLA JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET.. 42 6.1 Estlink 2... 42 6.2 Venäjän siirtoyhteyden kaksisuuntaisuus... 42 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS... 43 7.1 Energiamarkkinavirasto... 43 7.1.1 Tehoreservilaki... 44 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 45

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 3 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitykseen Suomessa keskeisesti vaikuttavia asioita kuten energiankulutusta sekä sähköntuotantoja siirtokapasiteettia. Raportissa on tarkasteltu myös sähkön siirto- ja jakeluverkkojen toimitusvarmuutta. Lisäksi raportissa kerrotaan viranomaisten tehtävistä ja toimivallasta sähköntuotantoon liittyvissä asioissa. Sähkön toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiamarkkinavirastolle 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 Energiamarkkinavirastolle. Syksyllä 2013 voimaan tullut uusi sähkömarkkinalaki lisäsi Energiamarkkinaviraston tehtäviä toimitusvarmuuden seurannassa, valvonnassa ja kehittämisessä. Lakimuutoksella pyrittiin parantamaan erityisesti sähkönjakelun toimitusvarmuutta kesän 2010 ja talven 2011 2012 rajuilmojen kokemusten jälkeen. Verkonhaltijat 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. Energiamarkkinavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Sähkömarkkinalain perusteella Energiamarkkinavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Energiamarkkinavirasto julkaisee vuosittain valvontaa sekä sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä koskevan kertomuksen sekä huolehtii tehtäviinsä liittyvistä EU-tason tiedonantovelvoitteista.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 4 2 TIIVISTELMÄ Sähkömarkkinoiden vuotta 2012 värittivät vakavat ja pitkäkestoiset häiriöt Suomen ja Ruotsin välisissä merikaapeleissa. Häiriöiden seurauksena sähköverkon siirtorajoituksia esiintyi paljon ja pullonkaulatuloja Suomen ja Ruotsin välillä syntyi ennätyksellisen määrä, 44 miljoonaa euroa. Erittäin hyvä vesitilanne pohjoismaissa piti sähkön pörssihinnan kuitenkin pullonkauloista huolimatta verrattain alhaisena myös Suomessa. Jälkeenpäin voidaan todeta, että Suomen ja Ruotsin välinen uusi merikaapeli, Fenno- Skan 2, valmistui juuri oikeaan aikaan vuoden 2011 lopussa. Syksyllä 2011 tapahtunut muutos Venäjän kapasiteettimarkkinoilla heikensi olennaisesti sähköntuonnin kannattavuutta ja vuoden 2012 aikana sähköntuonti Venäjältä jäikin alle puoleen aiemmin toteutuneista määristä. Samanaikaisesti parantunut pohjoismainen vesitilanne lisäsi siirtokapasiteetin käyttöä ja tarvetta Suomen ja Ruotsin välillä. Merikaapelien häiriöistä aiheutuneista siirtorajoituksista ja Venäjän tuonnin vähenemisestä huolimatta vuonna 2012 Suomeen tuotiin ennätysmäärä sähköä naapurimaista, yhteensä 17,4 TWh, mikä vastaa noin viidennestä kokonaiskulutuksesta. Sähköverkkojen toimitusvarmuutta tarkasteltaessa vuosi 2012 oli paluu normaaliin kahden myrskyvuoden jälkeen. Verkkojen toimitusvarmuutta kuvaavat luvut palautuivat pitkäaikaisten keskiarvojen tuntumaan. Syksyllä 2013 astui voimaan uusi sähkömarkkinalaki, jonka yhtenä keskeisenä tavoitteena on parantaa pitkällä aikavälillä sähköverkkojen toimitusvarmuutta. Tulevaisuus näyttää, miten nopeasti uudet säännökset vaikuttavat toimitusvarmuutta kuvaavien tilastojen kehitykseen. Erityisesti maakaapelointiasteen odotetaan kasvavan muutosten seurauksena. Energiamarkkinaviraston toimitusvarmuusraportin pääpaino on Suomen tehotasapainon sekä sähköverkkojen toimitusvarmuuden seurannassa. Energiamarkkinavirasto arvioi ensi talvena 2013-2014 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 12 800 MW. Sähkönkulutuksen kasvu on pysähtynyt viime vuosina ja huippuvuodesta 2007 (90,4 TWh) on kulutus vähentynyt yli 5 %. Pitkällä aikavälillä kulutuksen kuitenkin ennakoidaan kasvavan. Vuonna 2012 sähkönkulutus oli noin 85,1 TWh (+1 % vuodesta 2011). Alkuvuoden 2013 aikana sähkönkulutus on pysytellyt viime vuoden tasolla. Talvikaudella 2013-2014 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 15 000 MW. Tämä on noin 2 200 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen sähköntuotantokapasiteetti. Tarvittaessa tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla muista Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä tämän suuruisen tuotantovajeen siirtämiseen naapurimaista Suomeen. Kantaverkonhaltija Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut Energiamarkkinavirastolle talvikaudelle 2013-2014 ajoittuvista suunnitelluista keskeytyksistä rajasiirtoyhteyksillä. Raja-siirtokapasiteetin arvioidaan olevan täysimääräisesti käytössä, lukuun ottamatta Suomen ja Ruotsin välisessä Fenno-Skan 1 merikaapelissa olevaa 100-150 MW:n rajoitusta. Siirtokapasiteetti Ruotsista, Norjasta, Venäjältä ja Virosta on yhteensä 4 500 MW. Alkavan talven aikana Suomen ja Viron välille on valmistumassa uusi 650 MW:n merikaapeli, Estlink 2. Yhteys on tarkoitus antaa markkinoille koekäyttöä varten itsenäisyyspäivänä 2013. Koska kyse on koekäytöstä, kaapelin kapasiteettia ei ole vielä huomioitu arvioitaessa toimitusvarmuutta.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 Kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin kannalta lähivuosien merkittävin muutos on Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön valmistuminen. Tällä hetkellä ydinvoimalaa rakennuttava Teollisuuden Voima Oyj arvioi, että voimalan valmistuminen säännölliseen sähköntuotantoon voi siirtyä vuoteen 2016. Olkiluodon lisäksi lähivuosien aikana on valmistumassa vesivoimalaitosten tehonkorotuksia sekä kaukolämpöyhteistuotantolaitoksia yhteensä noin 230 MW:n edestä. Myös tuulivoimarakentaminen on alkuvaikeuksien jälkeen vilkastumassa, seuraavan kahden vuoden aikana uutta tuulivoimaa on valmistumassa yli 400 MW. Tuulivoimahankkeisiin liittyvän epävarmuuden vuoksi tarkkaa määrää on kuitenkin vaikea arvioida.

Mtoe ENERGIAMARKKINAVIRASTO 6 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2012 oli noin 378 terawattituntia (386 TWh vuonna 2011). Kulutus laski noin kaksi prosenttia edellisestä vuodesta. Energian kulutus väheni sekä teollisuudessa, että liikenteessä, mutta rakennusten lämmittämiseen kulutetun energian määrä kasvoi. Teollisuuden ja liikenteen energiankäytön vähenemisen selittää talouden taantuma. Fossiilisten tuontipolttoaineiden kulutus laski edelleen selvästi, hiilen kulutus laski noin 11 %, maakaasun 11 % ja öljyn 3 %. Turpeen käyttö laski merkittävästi, noin 22 %. Muiden kotimaisten polttoaineiden kasvoi tai pysyi ennallaan. Erityisesti vesivoimalla tuotetun energian määrä kasvoi peräti 35 % hyvän vesitilanteen ansiosta. Pohjoismaiden hyvä vesitilanne näkyi myös sähkön nettotuonnissa. Tuonti Suomeen kasvoi yli 25 % Edellä mainituista syistä energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa laskivat ja olivat noin 48 miljoonaa tonnia (53 miljoonaa tonnia vuonna 2012). Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 2001-2012. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puupolttoaineet Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 2001-2012 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2012 sähkön kulutus Suomessa kasvoi noin 1 % ollen 85,1 TWh (84,2 TWh vuonna 2011). Lämpötilakorjatuksi sähkön kulutukseksi arvioitiin 85,5 TWh (edellisvuonna 85,4). Sähköä tuotettiin Suomessa 67,7 TWh (70,4 TWh vuonna 2011). Sähköntuotanto väheni lähes 4 prosenttia edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 17,4 TWh (13,8 TWh vuonna 2011). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 20,4 % (16 % vuonna 2011). Sähköntuontia Suomeen lisäsi erityisesti edullisen vesivoiman 1 Tilastokeskus; Energian hankinta ja kulutus- sekä Sähkön ja lämmön tuotanto tilastot. Energiateollisuus Ry; Energiavuosi 2012 tilasto.

TWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 saatavuus Norjasta ja Ruotsista. Vesivoiman tuotanto kasvoi myös kotimaassa merkittävästi. Verrattain alhaisten sähkönhintojen vuoksi lauhdesähkön tuotanto väheni lähes puoleen edellisvuodesta. 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 30 20 10 Nettotuonti Tavallinen lauhdevoima Tuulivoima Vesivoima Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Ydinvoima 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012* Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Sähkön hankinta ja kulutus 2009 GWh 2010 GWh 2011 GWh 2012 GWh Vesivoima 12 573 12 743 12 278 16 667 Tuulivoima 277 294 481 494 Yhteistuotanto teollisuus 8 866 10 250 10 056 9 389 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 928 17 848 15 486 13 944 Ydinvoima 22 601 21 889 22 266 22 063 Lauhdevoima 8 963 14 179 9 822 5 129 Nettotuonti 12 085 10 501 13 851 17 443 Yhteensä 80 795 87 703 84 241 85 130 Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2009 2012. (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. Pohjoismaisten vesivoimavarastojen tilanne muuttui merkittävästi parempaan suuntaan vuoden 2011 aikana

% ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 laskien sähkön hintaa yhteisellä markkina-alueella. Vuoden 2012 ajan vesivoimavarastot pysyttelivät läpi vuoden mediaanin yläpuolella. Kuluvan vuoden aikana vesitilanne on jatkunut verrattain hyvänä, kuitenkin keskimäärin hieman mediaanin alapuolella. Kuva 3 Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%) viikoittain. Vertailuarvo 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 2013 2012 2011 Mediaani 10,00 0,00 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 51 100 % oli 2.1.2012: 121 429 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1990-2012 (lähde: Nord Pool).on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa. Kuva 3 Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%) viikoittain. Vertailuarvo 100 % oli 2.1.2012: 121 429 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1990-2012 (lähde: Nord Pool). 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys 2 Suomessa erityisesti lauhdesähköntuotannossa käytettävän kivihiilen hinta laski vuoden 2012 aikana. Jyrsinturpeen hinta kohosi heikon saatavuuden vuoksi, hinnannousu heijastui myös metsähakkeen hintaan. Kuvassa Kuva 4 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 2000 lähtien. 2 Tilastokeskus

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 Kuva 4. 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 2012 noin 62 % (57 %, 2011) Suomessa kulutetusta sähköstä kulki Nord Pool Spotin kautta. 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. Viime vuonna Suomessa ja Ruotsin hinta-alueilla SE1 ja SE3 oli sama hinta 61% vuoden tunneista. Suomessa ja Virossa oli sama hinta 63% vuoden tunneista. Vuoden 2012 aikana sähkön hinta sähköpörssissä laski edelleen merkittävästi parantuneen vesitilanteen ja taloudellisen taantuman ansiosta. Koko vuoden Elspot-markkinan keskiarvo Suomen hinta-alueella oli 36,64 /MWh (49,30 /MWh, 2011). Järjestelmähinnan vuosikeskiarvo oli 31,20 /MWh, josta Suomi ei päässyt täysimääräisesti nauttimaan siirtoyhteyksien vikaantumisien johdosta. Vuoden alussa Elspot-markkinan 3 Lähde: Nord Pool Spot

/MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 järjestelmähinnan kuukausikeskiarvo oli noin 37 /MWh ja vuoden lopussa noin 43 /MWh. Järjestelmähinnan kuukausikeskiarvojen matalin taso oli heinäkuussa noin 13 /MWh. Vuonna 2012 esiintyi muutamia verrattain korkeita hintapiikkejä. Suomen hinta-alueen korkein tuntihinta 300 /MWh saavutettiin 5.12. tunnilla 8-9. Järjestelmähinta samalla tunnilla oli ainoastaan 85 /MWh, joten siirtoyhteydet muista pohjoismaista rajoittivat sähkön siirtoa. Korkeita hintoja esiintyi myös ajanjaksolla 1-3.2. (korkeimmillaan 253 /MWh) sekä 8.2. Kaiken kaikkiaan sähkön hinta kohosi yli 150 /MWh Suomen hintaalueella 33 tunnin aikana. Systeemihinnan korkein arvo 224 /MWh saavutettiin 2.2. Vuoden 2012 heinä-elokuussa esiintyi Suomen hinta-alueella myös poikkeuksellisen alhaisia tuntihintoja. Edullisinta sähkö oli 23.7. tunnilla 5-6, jolloin hinta oli ainoastaan 3,92 /MWh. Alkuvuoden 2013 aikana Suomen aluehinta oli korkeimmillaan 199 /MWh 4.3.2013 tunnilla 6-7. Systeemihinnan korkein arvo alkuvuoden aikana oli 2.4. saavutettu 109 /MWh. Vuoden 2013 aikana pohjoismaisessa sähköpörssissä on esiintynyt myös harvinaisia negatiivisia hintoja Tanskan DK1 ja DK2 hinta-alueilla. Kuvassa 5 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat aikavälillä tammikuu 2010 toukokuu 2013 sekä kuvassa 6 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta samalta aikaväliltä. 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Järjestelmähinta Suomen aluehinta Kuva 5. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot aluehinnan kuukausikeskihinnat tammikuu 2010 toukokuu 2013 (lähde: Nord Pool Spot)

/MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 350 300 250 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 200 150 100 50 0 1.1.2012 1.4.2012 1.7.2012 1.10.2012 1.1.2013 1.4.2013 1.7.2013 Kuva 6. Nord Poolin päivittäiset järjestelmähinnat ja Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot). Vuonna 2013 päästöoikeuksien spot-hinnat ovat olleet ennätysalhaalla ja vaihdelleet välillä 3-5 /tco2. Alimmillaan hinta kävi huhtikuussa peräti 2,75 eurossa hiilidioksiditonnia kohden. Tämän jälkeen hintakehitys on kuitenkin kääntynyt nousuun. Kuvassa 7 on esitetty päästöoikeuksien (spot) hintakehitys vuosina 2009 2013. 18 16 14 12 / tco 2 10 8 6 tco2 Spot 4 2 0 2.1.2009 2.7.2009 2.1.2010 2.7.2010 2.1.2011 2.7.2011 2.1.2012 2.7.2012 2.1.2013 2.7.2013 Kuva 7. Päästöoikeuksien hintakehitys spot-kaupassa 2009-2013. (lähde: PointCarbon).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2012 Energiamarkkinavirasto ylläpitää tietoja Suomessa sijaitsevista voimalaitoksista. Laitostiedot Energiamarkkinavirasto saa sähkömarkkinalain mukaisesti voimalaitosten haltijoilta. Tarkemmin ilmoitusvelvollisuudesta on kerrottu kappaleessa 7.1. Keskeisimmistä ilmoitettavista laitostiedoista ja niiden määrityksistä on kerrottu liitteessä A. Ilmoitettujen tietojen perustella yhteenlaskettu asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) vuoden 2012 lopussa oli noin 17 300 MW. Määrä on laskettu voimalaitoksen voimakoneen nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella käyttäen niistä pienempää arvoa. Määrä ei sisällä käyttövalmiudesta poistettua kapasiteettia. Määrään sisältyi kuitenkin järjestelmäreservinä ilmoitettu kapasiteetti. Yhteenlasketuksi sähköntuotantokapasiteetin maksimaaliseksi (netto) sähkötehoksi oli ilmoitettu 16 700 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Nettoteho saadaan kun bruttotehosta vähennetään voimalaitoksen omakäyttölaitteiden teho. Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 990 MW. Järjestelmäreserviksi varattua kapasiteettia on noin 1 600 MW. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n, pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2012-28.2.2013. Huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin kolme viikon pituista jaksoa, jotka vähentäisivät käytettävissä olevaa sähköntuotantokapasiteettia enimmillään noin 90 MW. Muista talvikaudelle ajoittuvista suunnitelluista huoltoseisokeista ei ilmoitettu virastolle. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2012 lopussa oli noin 14 140 MW (vuoden 2011 lopussa noin 14 010 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. Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 17 300 Maksimi sähköteho (netto) 16 700 Järjestelmäreservit yhteensä 1 600 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 990 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 140 Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista vuoden lopussa 2012. (lähde: Energiamarkkinavirasto)

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 13 Vuoden 2012 aikana otettiin käyttöön useita uusia tuulivoimalaitoksia, uutta kaukolämpöyhteistuotantoa sekä sähköteholtaan merkittävimpänä kantaverkonhaltija Fingridin järjestelmäreserviksi tarkoitettu Forssan kaasuturbiinilaitos, jonka teho on yli 300 MW. Asennettu sähköntuotantokapasiteetti lisääntyi kokonaisuudessaan yli 500 MW. Tästä tuulivoiman osuus oli noin 90 MW. Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2012 on esitetty kuvassa 8. Seuraavien kolmen vuoden (2013-2016) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa ennakoidaan olevan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3 käyttöönoton yhteydessä. Myös tuulivoimarakentaminen on alkuvaikeuksien jälkeen kiihtymässä ja uutta kapasiteettia ennakoidaan valmistuvan merkittäviä määriä. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Maakaasu 11% Ydinvoi ma 16% Tuotantokapasiteetti 2012, % Hiili 19% Jätteet 1% Öljy 10% Biomassa 12% Vesivoi ma 19% Tuulivoi ma 2% Turve 11% Maakaasu 9,3 % Ydinvoima 32,6 % Sähköntuotanto 2012, 67,7 TWh Kivihiili 10,2 % Öljy 0,5 % Jäte 1,1 % Vesivoima 24,5 % Biomassa 14,9 % Tuulivoima 0,7 % Turve 6,2 % Kuva 8. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2012 (TWh) (lähde: Energiamarkkinavirasto, Energiateollisuus ry). Kuvassa 9 on esitetty kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2012 lopussa. Määrissä on huomioitu tuotantolaitosten todennäköinen käytettävyys. Määrissä ei ole huomioitu järjestelmäreserviä.

MW ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 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 2012 lopussa (yhteensä 13 300 MW). (lähde: Energiamarkkinavirasto) 4.2 Sähkön siirtoyhteydet vuonna 2012 Suomi on huippukulutustilanteessa riippuvainen sähkön saannista naapurimaista. Maamme on sähkönsiirtoyhteyksien kautta kiinteästi osa pohjoismaiden ja Baltian yhteisiä sähkömarkkinoita. Myös tuontiyhteys Venäjältä on merkittävä. Siirtoyhteyksien nimellinen tuontikapasiteetti oli vuoden 2012 alussa yhteensä 4 600 MW, joka on noin kolmannes Suomen kulutushuipusta. Fenno-Skan 2 kaapelin valmistuminen vuoden 2011 lopussa sitoi Suomen entistä tiiviimmin Ruotsin hinta-alueisiin. Lähivuosien suurimmat muutokset ovat Suomen ja Viron välisen toisen merikaapelin, Estlink 2:n, valmistuminen talvikaudella 2013-2014 sekä Venäjän siirtoyhteyden muuttuminen kaksisuuntaiseksi 350 MW:n osalta vuoden 2014 maaliskuussa. Olkiluoto 3 tuotannon alkaessa Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä siirtoyhteyttä joudutaan rajoittamaan 300 MW. Myös Ahvenanmaan ja Suomen välille on suunnitteilla uusi noin 100 MW tasasähköyhteys. Toistaiseksi on vielä epäselvää, paljonko yhteys toteutuessaan lisäisi sähkömarkkinoille annettavaa siirtokapasiteettia. Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä yhteyttä on suunniteltu vahvistettavaksi 2020-luvulla. Siirtoyhteyksien nimelliskapasiteettien lähivuosien kehitys on esitetty taulukossa 3. Talvikausi Ruotsi Viro Venäjä Norja Yhteensä 2012-2013 2 900 350 1 300 50 4 600 2013-2014 2 900 350 1 300 50 4 600 2014-2015 2 900 1 000 1 300 50 5 250 2015-2016 2 600 1 000 1 300 50 4 950 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.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 Sähkön siirtoyhteyksissä esiintyi vuoden 2012 ja talvikauden 2012-2013 aikana paljon pitkäkestoisia ja vakavia häiriöitä. Fenno-Skan 2 kaapeli jouduttiin ottamaan pois käytöstä pian valmistumisensa jälkeen kevättalvella 2012, kun laivan ankkuri vaurioitti kaapelia 17. helmikuuta 2012. Kaapelivaurion korjaus kesti hieman yli kaksi kuukautta ja kaapeli voitiin antaa markkinoiden käyttöön uudelleen huhtikuun loppupuolella. Pian tämän jälkeen, 26.4.2012 tapahtui vikatilanne, jossa molemmat Fenno-Skan kaapelit irtosivat verkosta samanaikaisesti. Vikaantumishetkellä Fenno-Skan kaapeleilla tuotiin sähköä Suomeen yhteensä noin 1 320 MW:n teholla. Häiriön vaikutus ylitti kantaverkon mitoittavan vian lähes puolitoistakertaisesti ja kaikki Fingridin käytettävissä olleet kaasuturbiinit käynnistettiin häiriön vaikutuksen pienentämiseksi. Lisäksi aktivoitiin säätösähkömarkkinoilla käytettävissä olleet ylössäätötarjoukset erikoissäätönä. Molemmat kaapelit saatiin takaisin käyttöön saman vuorokauden aikana. Kesällä 2012 Fenno-Skan 1:n automaatiojärjestelmä uusittiin ja kaapelien ohjaukseen tehtiin muutoksia joilla pyritään estämään 26.4. sattuneen vian uusiutuminen. Testausvaiheessa, 8. lokakuuta sattui Fenno-Skan 1 kaapelin Ruotsin puoleisella sähköasemalla tulipalo. Tulipalon vaurioiden korjaus valmistui tammikuun 2013 loppupuolella, jonka jälkeen Fenno-Skan 1 kaapelin kapasiteetti voitiin antaa markkinoille. Helmikuun 12. päivä 2013 sattui häiriö jossa molemmat Fenno-Skan kaapelit putosivat nollateholle. Häiriöselvityksessä vian aiheuttajaksi vahvistui kaapelivaurio Fenno-Skan 1 kaapelissa. Kaapelivaurion seurauksena Fenno-Skanin kapasiteettia jouduttiin rajoittamaan 400 MW:iin. Tutkimukset vian syystä jatkuvat edelleen ja rajoituksen on ilmoitettu kestävän syyskuuhun 2014 asti. Vuoden 2012 aikana toteutuneet sähkön siirtomäärät eri yhteyksillä on esitetty taulukossa 4. Taulukossa on myös laskettu kapasiteetin käytettävyyttä kuvaava vertailuluku. Vertailuluku on laskettu suhteuttamalla yhteyden sähkömarkkinoille annettu kapasiteetti sen sähköpörssille ilmoitettuun ns. NTC-kapasiteettiin. Laskenta ei huomioi suunnittelemattomia häiriöitä ja suunniteltuja huoltokatkoja erikseen, vaan myös suunnitellut huoltotoimenpiteet laskevat siirtoyhteyden käytettävyyttä. Vastaavasti, mikäli markkinoille on pystytty antamaan NTC-kapasiteettia enemmän siirtokapasiteettia, nostaa se vertailulukua. Yhteys Tuonti (TWh) Tuontikapasiteetin käytettävyys Vienti (TWh) Vientikapasiteetin käytettävyys Pohjois-Ruotsi (SE1) 8,18 90% 0,04 100% Keski-Ruotsi (SE3) 6,39 71% 0,14 67% Venäjä (RU) 4,37 89% - - Viro (EE) 0,37 90% 1,53 99% Taulukko 4. Siirretyt energiamäärät ja siirtokapasiteettien laskennallinen käytettävyys 2012. Lähde: Fingrid Oyj.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 4.3 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2012-2013 4 Talvikaudella 2012-2013 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon viikolla 3, perjantaina 18.1.2013 klo 9-10, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 14 043 MWh/h (Edellistalven 2011-2012 kulutushuippu oli 14 304 MWh/h). Kuvassa 10 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja huippukulutusviikolla. Kulutushuippu on merkitty kuvassa katkoviivalla. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä 11 843 MW:n ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 200 MW:n keskituntiteholla. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -20,0 astetta (edellistalven huipussa -22,6 astetta). Suomen aluehinta kulutushuipputunnilla oli verrattain alhainen, 66,56 /MWh. Siirtoyhteyksissä ei ollut häiriöitä kulutushuipputunnilla. Energiamarkkinavirasto oli arvioinut syksyllä 2012 talven 2012-2013 laskennalliseksi kulutushuipuksi 15 200 MWh/h. Toteutunut kulutushuippu jäi kuitenkin lähes 1200 MWh/h Energiamarkkinaviraston arviosta ja 300 MWh/h edellistalven kulutushuipusta. Syksyllä 2012 tehtyjä arvioita selkeästi alhaisempaan kulutushuippuun näyttää vaikuttaneen tyypillistä kulutushuipputuntia lämpimämpi säätila. Myös sähkön kokonaiskulutuksen väheneminen vaikutti osaltaan. Ajankohtaan nähden verrattain alhainen sähkön hinta ei oletettavasti aiheuttanut merkittävää sähkönkulutuksen joustoa kulutushuipputunnilla. 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 2013. 4 Lähde: Fingrid Oyj 5 Lähde: Energiateollisuus ry

MWh/h /MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 15000 14000 13000 12000 11000 120 110 100 90 80 10000 9000 8000 7000 6000 14.1. 00:00 14.1. 12:00 15.1. 0:00 15.1. 12:00 16.1. 0:00 16.1. 12:00 17.1. 0:00 17.1. 12:00 18.1. 0:00 18.1. 12:00 19.1. 0:00 19.1. 12:00 20.1. 0:00 20.1. 12:00 Sähkön kulutus Sähkön tuotanto Sähkön hinta 70 60 50 40 30 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 2012-2013 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan kulutushuipputunnilla perjantaina 18.1.2013 klo 9-10 ollen noin 11 843 MWh/h (edellistalven tuotantohuippu oli 12 051 MWh/h). Tehoreservijärjestelmään kuuluvia voimalaitoksia, joiden yhteisteho oli 600 MW, ei käynnistetty talvikaudella. Energiamarkkinaviraston arvion mukaan kulutushuipun aikana kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti vielä ollut otettavissa tuotantoon noin 1 400 MW (ilman järjestelmäreservejä). Lähihistorian korkein tuotantohuippu on helmikuulta 2007, 12 623 MWh/h. Talven huippukulutusviikolla 3/2013 Fenno-Skan 1 merikaapeli oli poissa käytöstä syksyllä 8.10.2012 Ruotsin puolen sähköasemalla sattuneen tulipalon johdosta. Huippukulutusviikon viikonloppuna tehtiin Fenno-Skanien suojaus- ja automaatiojärjestelmän testausta joka rajoitti Suomen ja Ruotsin välistä siirtokapasiteettia öisin. Testit eivät kuitenkaan vaarantaneet sähkötehon riittävyyttä, myös markkinavaikutukset olivat vähäisiä. Rajasiirtoyhteyksien toiminta huippukulutusviikolla on esitetty kuvassa 11.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 Kuva 11 Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen huippukulutusviikolla 3/2013. Sininen viiva ilmaisee käytettävissä olevaa Elspot kapasiteettia (Lähde: Fingrid Oyj). 4.4 Sähkön kysyntä lähivuosina Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Energiamarkkinavirasto 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 93,3 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 86,2 TWh ja vuonna 2014 noin 87,2 TWh. Alkuvuoden 2013 aikana sähkönkulutus on edelleen hieman laskenut, tammi-kesäkuussa sähköä kulutettiin 43,4 TWh (2012 tammi-kesäkuussa 43,5 TWh). Liukuvan 12 kuukauden kulutus oli heinäkuun lopussa kuitenkin noussut noin 2,1 %. Nousua selittävät erityisesti vuoden 2012 verrattain kylmät marras- ja joulukuu. Alkuvuoden kulutuksen perusteella koko vuoden 2013 kulutus näyttäisi jäävän korkeintaan vuoden 2012 tasolle eli noin 85,2 TWh:iin. Energiamarkkinavirasto arvioi vuosittaisen sähkökulutuksen maksimaalisen tuntikeskitehon perustuen työ- ja elinkeinoministeriön kokonaiskulutusarvioon. Kulutushuipun ja sähkön kokonaiskulutuksen välillä ei kuitenkaan ole vahvaa korrelaatiota, vaan Suomen sähköjärjestelmän kulutushuippu on erittäin voimakkaasti riippuvainen maassa vallitsevasta säätilasta. 6 Valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 20. päivänä maaliskuuta 2013, VNS 2/2013 vp. Kansallinen energia- ja ilmastostrategia

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 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. Vuosittainen sähkönkulutuksen maksimaalinen tuntikeskiteho on määritetty laskennallisesti koko vuoden ennustetun sähköenergiankulutuksen perusteella. Huipputehon määrityksessä on käytetty kolmen edellisen vuoden huippukulutuksen ja kokonaiskulutuksen välisten suhteiden keskiarvoa. Sähkömarkkinoiden ja sähkönkulutuksen käyttäytymisen muuttuessa, erityisesti kulutusjouston lisääntyessä, on mielekästä käyttää verrattain lyhyen aikavälin vertailuaineistoa. Kuvassa 12 on esitetty sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2009-2012. MW 15000 14000 13000 12000 11000 2012 2011 2010 2009 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 1 h/vuosi 8760 Kuva 12. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2009 2012 (lähde: Fingrid Oyj). 7 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 Perustuen työ- ja elinkeinoministeriön kokonaiskulutusarvioon, Energiamarkkinavirasto arvioi sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehoksi talvella 2013-2014 noin 15 000 MW. Arviota tarkasteltaessa on korrelaatio lämpötilan ja hetkellisen kulutushuipun välillä. Toteutunut kulutushuippu saattaa jäädä huomattavasti laskennallisen tason alapuolelle, mikäli talvikaudella ei ole kovia pakkasjaksoja. Myös kantaverkonhaltija Fingrid on arvioinut tulevan talvikauden kulutushuipuksi 15 000 MW. Taulukossa 5 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2016-2017 saakka. Talvikausi 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 Laskennallinen kulutushuippu, MW Vaihteluväli 15 000 15 100 15 300 15 400 13 800-15 500 14 000-15 700 14 100-15 900 14 300-16 000 Taulukko 5. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2013 2017. Vaihteluväli kuvaa kokonaiskulutusarvioon suhteutettua toteutuneiden huippukulutusten vaihtelua vuosilta 2008 2012. (lähde: Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiamarkkinavirasto). 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2013-2014 Vuonna 2013 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Virasto saa tietoja uusista voimalaitoshankkeista myös tuulivoiman syöttötariffijärjestelmään liittyvien ennakkoilmoitusten muodossa. Kuluvan vuoden loppuun mennessä Suomessa valmistuu ja on jo valmistunut lähes 20 tuulivoimalaa tai tuulivoimapuistoa, neljä vesivoimalaitoksen tehonkorotusta sekä kolme yhteistuotantolaitosta. Virastolle on ilmoitettu kahden suuren lauhdelaitoksen poistumisesta. Mussalon molempien laitosten toiminta lopetettiin pysyvästi elokuussa 2013. Inkoon hiilivoimalaitoksen 4 yksikkö poistettiin pysyvästi käytöstä lokakuussa 2013, lisäksi Inkoon 1-3 yksiköt asetetaan pitkäaikaiseen säilöntään helmikuussa 2014. Taulukossa 6 on esitetty vuonna 2013 valmistuneet tai valmistuneeksi Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Lisäksi eräitä aiemmin Energiamarkkinavirastolle ilmoitettuja tehotietoja on tarkennettu, nämä tiedot näkyvät myös taulukossa. Asennettu tuotantokapasiteetti on määritetty laskemalla yhteen kaikkien Energiamarkkinavirastolle 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 maksimitehot. Taulukossa 7 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti ja tarkennukset aiemmin ilmoitettuihin tietoihin (MW) Talvikausi Vesi- Ydin- Tuuli- Reservilai- Yhteistuotanto Kaukolämpsuus Teollivoimvoimvoimtokset 2013 39 38 - - 189 - Taulukko 6. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %, tuulivoiman osalta huippukuormituskaudella käytettävyydeksi arvioidaan 0 %) Suomessa vuonna 2013 (lähde: Energiamarkkinavirasto) Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 960 Maksimisähköteho (netto) 16 300 Järjestelmäreservit yhteensä 1 540 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 1 135 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 13 300 Taulukko 7. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne talvikaudella 2013-2014). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella talvikaudella 2013-2014 käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä, ei sisällä järjestelmäreservejä eikä tuulivoimaa) vähenee yli 800 MW:lla edellisvuoden määrästä (Taulukko 2). Keskeisenä syynä tähän on Mussalon ja Inkoon suurten voimalaitosyksiköiden poistuminen käyttövalmiudesta. Energiamarkkinavirastolle on ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista ensi talveksi 1.12-28.2. Huoltoseisokin kestoksi on arvioitu enimmillään kolme noin viikon pituista jaksoa, joiden aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 90 MW. Todellisuudessa käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti on kuitenkin edellä mainittua määrää pienempi, koska odottamattomat tekniset viat, käyttösuunnitelmat ja muut vastaavat syyt voivat rajoittaa tai estää voimalaitoksen tuotantokäytön kulutushuipun aikana. Myös polttoaineen saatavuus voi rajoittaa tuotantoa. Energiamarkkinavirasto 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 %) käyt-

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 tävien 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 Energiamarkkinaviraston Internet-sivuilta 8. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida, että kotimaisesta tuotantokapasiteetista keskimäärin noin 300 MW olisi jonkin vian vuoksi poissa käyttövalmiudesta kulutushuipun aikana. Tällöin talvikaudella 2012-2013 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 000 MW, jos ei järjestelmäreservejä eikä tuulivoimaa huomioitaisi. Viime vuosina toteutunut kotimainen tuotantohuippu on kuitenkin ollut tätä määrää pienempi. Taulukossa 8 on yhteenveto viime vuosien kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. 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 kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä eikä kaikkea kotimaista tuotantokapasiteettia ole kannattanut ottaa käyttöön. 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 Taulukko 8 Yhteenveto viime vuosien toteutuneista kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. (Lähde: Fingrid) Huomioiden aikaisempien kulutushuippujen aikana toteutuneet tuotantomäärät, Energiamarkkinavirasto arvioi talvikaudella 2013-2014 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin olevan 12 800 MW. Arvio perustuu viraston tuotantokapasiteettitietoihin, aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina sekä käytettävissä oleviin tutkimustuloksiin. 8 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 23 Suomen ja Ruotsin välisen Fenno-Skan 1 merikaapelin siirtokapasiteettia on rajoitettu helmikuussa 2013 sattuneen häiriön johdosta. Rajoitus on 100 150 MW maksimisiirtotehosta, siten että markkinoille annettava siirtokapasiteetti on 400 MW syyskuuhun 2014 asti. Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut muista siirtokapasiteetin rajoituksista tai tehtävistä huoltotöistä talvikaudella 2013-2014. Alkavalla talvikaudella sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen olisi siis noin 4 500 MW. Siirtokapasiteetti kasvaisi 650 MW Estlink 2 valmistuessa kaupalliseen käyttöön tammikuun 2014 lopussa. Tämän jälkeen siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen olisi yhteensä noin 5 200 MW. Talvella 2013-2014 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 000 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (4 500 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 10 500 MW. Määrä on noin 82 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (12 800 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti (12 800 MW) olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 2 200 MW. Määrä on noin 49 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (4 500 MW). 4.6 Tehoreservit talvikaudella 2013-2014 Vuonna 2011 voimaan tullut laki sähköntuotannon- ja kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä eli niin kutsuttu tehoreservilaki, muutti merkittävästi Energiamarkkinaviraston 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. Energiamarkkinavirasto 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. Seuraavan kerran virasto arvioi Suomessa tarvittavan reservin määrää keväällä 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.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 24 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. Vuosi Aktivointikerrat Tuotettu sähkö MWh Reservimäärä MW 2007 (1) 1817 600 2008 - - 600-2009 1 0 600 2010 2 513 600 2011 - - 600-2012 - - 600-2013* - - 600/ 365 Tarkemmat tiedot laitosten käytöstä Fingrid käynnistytti 7.2. Mussalo 2-laitoksen varmistamaan tehotasapainon ylläpitoa. Tehoreservi ei aktivoitunut Nord Pool Spotin Elspot-markkinalla. Tehoreservitarjouksia aktivoitui joulukuussa 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 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. - Taulukko 9. Tehoreservivoimalaitosten käyttöhistoria. Taulukko ei sisällä voimalaitosten koekäyttöjä. Vuoden 2013 osalta tiedot perustuvat 9.10.2013 tilanteeseen. Lähde: Fingrid Oyj. 4.7 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2013 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 13 300 MW vuoden 2013 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 12 700 MW. Taulukossa 10 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on syyskuuhun 2013 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle, lisäksi virasto on sisällyttänyt muita hankkeita taulukon tietoihin perustuen julkisista lähteistä saatuihin tietoihin ja viraston omaan harkintaan.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 25 Lähivuosien suurin muutos tuotantokapasiteetissa tapahtuu luonnollisesti Suomen viidennen ydinvoimayksikön, Olkiluoto 3 valmistuessa. Teollisuuden Voima Oyj:n nykyisen arvion 9 mukaan Olkiluoto 3 kaupallisen sähköntuotannon aloittaminen voi siirtyä vuoteen 2016. On syytä huomata, että Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla hankkeita jotka valmistuvat 2013 2016, 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 Energiamarkkinavirastolle sähkömarkkinalain 36 :n mukaista ilmoitusta ja joiden valmistumisvuosi on epäselvä. Suomen tuulivoimayhdistyksen tietojen mukaan Suomessa on elokuun 2013 loppuun mennessä julkaistu tuulivoimahankkeita yhteensä noin 11 000 MW:n edestä. On kuitenkin epätodennäköistä, että kaikki nämä hankkeet toteutuvat. Uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Reservilaitokset Vesivoima Yhteistuotanto Ydinvoimvoima Tuuli- Kaukolämpsuus Teolli- 2013 39 38 189 2014 23 82 12 205 2015 26 12 36 2016 10 1 600 Taulukko 10. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2013-2016 (Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut hankkeet ja viraston harkintaan perustuen arvioidut hankkeet, tuntikeskiteho). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Ennakkotietojen perusteella sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan olevan huippukuormituskaudella vuosina 2016-2017 noin 14 700 MW. Todennäköistä kuitenkin on, että joitain uusia hankkeita, joista ei vielä ole ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle, valmistuu ennen 2016 loppua. 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. Olkiluoto 3 käyttöönoton alkaessa, tämän hetken tiedon mukaan vuoden 2015 aikana, siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen laskee hieman, sillä varautuminen Olkiluodon uuden yksikön vikaan rajoittaa siirtokapasiteettia Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä noin 300 MW. Estlink 2-merikaapelin valmistumisen jälkeen siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 5200 MW, kunnes Olkiluoto 3 käyttöönoton yhteydessä kapasiteetti laskee 4900 MW:iin. Suomen ja Ahvenanmaan välille suunnitellun 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. 9 Teollisuuden Voima Oyj, Pörssitiedote 11.2.2013

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 26 Sähkön kulutushuipun arvioidaan kasvavan vuosittain noin 100 MW vuosina 2014 2017 (katso luku 4.4, taulukko 5). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2014-2016 huippukuormituskaudella käytettävissä oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riittäisi kattamaan suurinta sähkönkulutuksen tuntikeskitehoa (kuva 13) Olkiluoto 3 valmistumisen jälkeenkään. Tällöin tehovaje olisi katettava sähkön tuonnilla. 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. Päätös raukeaa, jos yritys ei jätä tässä ajassa ydinenergialain mukaista rakentamislupahakemusta. Yksiköiden käynnistys voisi tapahtua aikaisintaan 2020-luvun alkupuoliskolla. Teollisuuden Voiman Olkiluotoon rakennettavan neljännen yksikön suunniteltu sähköteho on 1 450 1 750 MW. Tarjouskilpailuun osallistui viisi laitostoimittajaa, mutta lopullista valintaa toimittajasta ei ole vielä tehty. 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. Laitoksen toimitussopimus on tarkoitus allekirjoittaa vuoden 2013 loppuun mennessä. Rakennettava laitos olisi painevesityyppinen ja sen sähköteho olisi noin 1 200 MW. Tavoiteaikataulu laitoksen valmistumiselle on vuosi 2024. Lisäksi Rusatom Overseas on mahdollisesti tulossa Fennovoiman osaomistajaksi.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 27 Jos 2020-luvun alkupuoliskolla valmistuisi kaksi suurta ydinvoimalaitosta, Suomesta voitaisiin viedä sähköä ulkomaille huippukulutuksen aikana joinakin vuosina muutaman sadan megawatin teholla. Energiamarkkinavirasto 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 93,3 TWh. MW 24000 22000 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 Siirtokapasiteetti Suomeen Tuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella Huippukuormituskauden kulutusennuste 2000 0 2010 2015 2020 2025 2030 Kuva 13. 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, Energiamarkkinavirasto, Valtioneuvoston pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia)

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista Toimitusvarmuuden olennaisena osatekijänä ovat sähköverkot, joiden kautta voimalaitoksissa tuotettu sähkö siirretään kulutukseen. Sähköverkkojen toimitusvarmuudella tarkoitetaan sitä, kuinka häiriöttömästi sähköverkot toimivat, eli kuinka häiriöttömästi sähkön siirto verkkojen kautta on mahdollista toteuttaa. Energiamarkkinavirasto on kerännyt ja tilastoinut sähköverkkojen toimitusvarmuutta kuvaavia tunnuslukuja vuodesta 1996 lähtien. Tunnuslukujen kerääminen on vuoteen 2004 asti perustunut kauppa- ja teollisuusministeriön sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta ja ilmoittamisesta sähkömarkkinaviranomaiselle antamaan päätökseen (KTMp 1637/1995) ja vuodesta 2005 lähtien Energiamarkkinaviraston antamaan määräykseen sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta (1345/01/2005). Energiamarkkinaviraston määräyksen myötä verkkojen toimitusvarmuutta kuvaavien tunnuslukujen tilastointi ja kerääminen tapahtuu aikaisempaa kattavammin ja uusien tunnuslukujen joukossa on pitkien keskeytysten lisäksi myös lyhyitä keskeytyksiä (jälleenkytkennät) kuvaavia tunnuslukuja. Lisäksi tilastoidaan yli 12 tunnin keskeytyksistä aiheutuviin vakiokorvauksiin liittyviä tunnuslukuja. Tunnuslukujen ilmoittaminen Energiamarkkinavirastolle on jaoteltu jakeluverkonhaltijoiden toimittamiin tunnuslukuihin ja muuta sähköverkkotoimintaa kuin jakeluverkkotoimintaa harjoittavien verkonhaltijoiden toimittamiin tunnuslukuihin. Sähköntoimituksen keskeytysten tarkastelun kannalta jakeluverkonhaltijat ovat tärkeämmässä asemassa kuin muuta sähköverkkotoimintaa (alueverkonhaltijat ja kantaverkkoyhtiö) harjoittavat verkonhaltijat, sillä valtaosa keskeytyksistä tapahtuu jakeluverkoissa. Energiamarkkinavirasto kerää jakeluverkonhaltijoilta verkonhaltijakohtaisia keskeytyksiä kuvaavia tunnuslukuja seuraavasti: Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan vuotuinen keskeytysaika, h/v. Erikseen kaikkien keskeytysten aika sekä niiden keskeytysten aika, joiden alkusyy on omassa verkossa

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 Kaikkien keskeytysten vuotuinen lukumäärä asiakkaalla, kpl/v. Erikseen kaikki keskeytykset sekä keskeytykset, joiden alkusyy on omassa verkossa 0,4 kv verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien pysyvien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 0,4 kv verkon keskeytyksistä aiheutuneita 0,4 kv verkon keskeytyksiä 1-70 kv verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 70 kv verkon keskeytyksistä aiheutuneita 1-70 kv verkon keskeytyksiä Vuoden aikana maksettujen sähkömarkkinalain 10 27 f :n mukaisten vakiokorvausten määrä jaoteltuna keskeytyksen pituuden mukaan, euroa o 12-24 tuntia, euroa o 24-72 tuntia, euroa o 72-120 tuntia, euroa o yli 120 tuntia, euroa Sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisia vakiokorvauksia vuoden aikana saaneiden asiakkaiden lukumäärä jaoteltuna keskeytyksen pituuden mukaan, kpl o 12-24 tuntia, kpl o 24-72 tuntia, kpl o 72-120 tuntia, kpl o yli 120 tuntia, kpl Keskeytyksien kestoista ja määristä siis kerätään tietoa tilastoimalla lyhyet keskeytykset (aika- ja pikajälleenkytkennät) ja muut keskeytykset erikseen. Pitkien keskeytysten osalta tilastoidaan vain keskimääräinen keskeytysaika, mutta ei keskeytysten jakautumista eripituisiin keskeytyksiin. Muut keskeytystunnusluvut kuin pien- ja keskijänniteverkossa tapahtuvien odottamattomien keskeytysten vuotuinen lukumäärä tilastoidaan muuntopiireittäin eli keskimääräisenä muuntopiirikohtaisena keskeytysmääränä ja -aikana. Näissä tunnusluvuissa muuntopiirien lisäksi huomioidaan myös keskijänniteverkon loppukäyttäjät. Vaikka lukujen keräämisen yhteydessä mainitaan asiakkaan keskimääräinen keskeytysluku, on kyse muuntopiirin keskimääräisestä keskeytysluvusta. Suurin osa muuntopiirikohtaisista tunnusluvuista on kuitenkin painotettu muuntopiirien ja keskijänniteverkon loppukäyttäjien vuosienergioilla. Tällöin suurten muuntopiirien ja loppukäyttäjien keskeytykset vaikuttavat keskimääräisiin keskeytysmääriin ja -aikoihin enemmän kuin pienten muuntopiirien ja keskijänniteverkon loppukäyttäjien keskeytykset ja siten energiapainotetut keskeytysluvut ovat lähempänä asiakaskohtaisia lukuja kuin puhtaat muuntopiirikohtaiset keskiarvot. 10 Vuoden 2012 tietoja ja vakiokorvaustasoja koskee vanha sähkömarkkinalaki (386/1995). Uusi sähkömarkkinalaki (588/2013) astui voimaan 1.9.2013.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 30 Energiamarkkinavirasto kerää alueverkonhaltijoilta ja kantaverkonhaltijalta sähköntoimituksen laatua kuvaavia tunnuslukuja seuraavasti: Häiriöiden lukumäärä jännitetasoittain, kpl Erikseen niiden häiriöiden lukumäärä, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriöiden lukumäärä. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl Erikseen niiden häiriökeskeytysten lukumäärä, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten lukumäärä. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten keskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Siirtämättä jäänyt energia, GWh Energiamarkkinaviraston määräys on verkkoluvan omaavia verkonhaltijoita velvoittava ja kerätyt tunnusluvut ovat julkisia tunnuslukuja, joita voidaan julkaista yhtiökohtaisesti. Lisäksi Energiamarkkinavirastolla on mahdollisuus valvontatehtävään liittyen kerätä muitakin yhtiökohtaisia tietoja kuin julkiseksi määriteltyjä tunnuslukuja.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 31 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa Energiamarkkinavirasto valvoo sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuutta ja valvonta toteutetaan valvontajaksoittain. Vuonna 2008 alkaneesta ja 2011 päättyneestä ns. toisesta valvontajaksosta alkaen myös sähköntoimituksen keskeytykset ovat sisältyneet laatukannustimena sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden valvonnan valvontamenetelmiin. Toteutuneella keskeytystasolla on siten ollut vaikutus verkonhaltijalle vuosittain tehtävään toteutuneen oikaistun tuloksen laskentaan ja sitä kautta verkonhaltijalle sallittuun kohtuulliseen tuottoon. Sähköverkkotoiminnan kolmannelle valvontajaksolle tämän kannustimen vaikuttavuutta verkonhaltijoiden taloudelliseen tulokseen lisättiin. Keskeytykset otetaan valvontamenetelmissä huomioon ns. keskeytysten aiheuttamana haittana (KAH), joka lasketaan kanta-, suurjännitteisen jakeluverkon- ja jakeluverkonhaltijoille hieman eri tavoin. Jakeluverkon ja suurjännitteisen jakeluverkon verkonhaltijoiden kohdalla käytetään KAH-luvun laskentaan Energiamarkkinaviraston määräyksellä (Määräys sähköverkkotoiminnan tunnusluvuista ja niiden julkaisemisesta, dnro 963/002/2011) kerättäviä keskeytystunnuslukuja. Kantaverkon KAH-lukuna käytetään kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n kehittämällä ja Energiamarkkinaviraston hyväksymällä menetelmällä laskettua kantaverkon KAH-lukua. Tavoitteena laatukannustimen mukaanotolle osaksi hinnoittelun kohtuullisuuden valvontamenetelmiä on se, että sähköverkonhaltijat alkaisivat taloudellisen kannustimen ansiosta kehittää sähkön laatua aiempaa aktiivisemmin. Vuonna 2012 alkaneelle ns. kolmannelle valvontajaksolle KAH-kustannukset otettiin mukaan myös tehostamiskannustimeen. Tavoitteena keskeytysten sisällyttämisessä osaksi tehostamiskannustinta on se, että sähköverkkotoiminnan kustannustehokkuuteen ohjaava kannustin ei johtaisi kunnossapitokustannusten karsimiseen vaan ohjaisi verkonhaltijoita nimenomaan panostamaan sähköverkon investointien lisäksi myös sähköverkon ylläpitoon eli kunnossapitoon ja varautumiseen. Vuoden 2008 alusta lähtien vakiokorvaukset eivät enää ole olleet ns. läpilaskutuserä, vaan ne on otettu huomioon osana verkonhaltijan kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Verkonhaltijoilla on siis nykyisellään entistä voimakkaampi kannustin myös pitkien keskeytysten välttämiseen. Tarkemmin laatu- ja tehostamiskannustimien toiminta ja sähköverkonhaltijoiden hinnoittelun kohtuullisuuden valvonnan periaatteet on kuvattu Energiamarkkinaviraston antamissa verkonhaltijakohtaisissa vahvistuspäätöksissä, jotka ovat löydettävissä Energiamarkkinaviraston kotisivuilta 11. 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus Toimitusvarmuus ei keskeytysten määrien ja kestojen perusteella yleensä ole ongelma siirtoverkossa, jota yleensä käytetään silmukoituna. Kuvissa 14 ja 15 esitetty kantaverk- 11 http://www.emvi.fi/data.asp?articleid=2735&pgid=364&languageid=246

min / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 32 koyhtiö Fingrid Oyj:n häiriökeskeytykset liityntäpistettä kohden erikseen minuuttia/liityntäpiste ja kappaletta/liityntäpiste vuosina 1997-2012. Vuoteen 2004 asti tilastointi on kattanut vain yhden keskeytystunnusluvun, jossa ovat olleet mukana kaikki jännitetasot. Vuodesta 2005 lähtien keskeytysten lukumäärä on tilastoitu erikseen jännitetasoittain: 110, 220 ja 400 kv. Kuvassa 14 esitetyt häiriökeskeytysaikaa kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika verkoston liittymispistettä kohden. Vuodesta 2005 eteenpäin tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on ollut Fingrid Oyj:n omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 8,00 7,00 6,00 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 14. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysaika (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, minuuttia/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Vuonna 2012 Fingrid Oyj:n 400 kv:n verkoissa ei ollut sellaisia häiriökeskeytyksiä, jotka olisivat aiheuttaneet siirron keskeytyksiä asiakkaille. 110 kv:n verkossa häiriökeskeytysajat ovat vuosina 2005-2012 vaihdelleet 1,3 6,9 minuutin välillä, keskiarvon ollessa 2,8 minuuttia vuodessa liityntäpistettä kohden. 220 tai 400 kv:n verkoissa yksittäiset häiriökeskeytykset vaikuttavat liityntäpisteitä kohden suhteutetuilla luvuilla merkittävämmin kuin 110 kv:n verkossa, jossa liityntäpisteiden määrä on monikymmenkertainen korkeampiin jännitetasoihin verrattuna. Vuoden 2012 lopussa Fingrid Oyj:llä oli 110 kv liityntäpisteitä 580 kpl, 220 kv:n liityntäpisteitä 13 kpl ja 400 kv:n liityntäpisteitä 17 kpl. Vuoden 2012 aikana 110 kv:n liityntäpisteiden määrä on kasvanut kymmenellä. Häiriökeskeytysaika määritellään siten, että tarkasteltavien jännitetasojen kaikkien häiriökeskeytysten piirissä olleiden liityntäpisteiden yhteenlaskettu häiriökeskeytysaika jaetaan ko. jännitetason kulutuksen- ja tuotannon yhteenlasketulla liityntäpisteiden lukumäärällä. Pysyvään vikaan liittyvät jälleenkytkennät ja kokeilukytkennät sekä palautuskytkennät lasketaan yhdeksi keskeytykseksi, jonka keskeytysaika on ko. tapahtumien aikaisten keskeytysaikojen summa. Kuvassa 15 esitetyt häiriökeskeytysten määrää kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty häiriökeskeytysten keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden

kpl / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 33 ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuodesta 2005 eteenpäin tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 2,50 2,00 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv 1,50 1,00 0,50-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Kuva 15. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysmäärä (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Kuvissa 14 ja 15 esiintyvä vaihtelu kuvaa sitä, että vaikka sähköverkon kunnossa tai rakenteessa ei tapahtuisikaan muutoksia, ovat eri vuodet keskeytysmäärien ja -aikojen suhteen erilaisia. 220 ja 400 kv verkkojen käyttö silmukoituna mahdollistaa sähkön toimittamisen liityntäpisteeseen, vaikka liityntäpisteeseen liittyviä silmukkaverkon johtoja olisi vian takia pois käytöstä, tämä näkyy myös tilastossa keskimäärin vähäisinä keskeytysmäärinä. Tilaston perusteella Fingrid Oyj:n verkossa häiriökeskeytysmäärät ovat pysyneet lähes samalla tasolla tilaston kattamana aikana, vaikkakin vuosittaista vaihtelua on havaittavissa. Eri vuosien häiriöt voivat vaihdella, mutta häiriökeskeytysten liittymispistettä kohden laskettu keskimääräinen aika ja määrä ovat varsin pieniä. Pelkkiin keskeytystunnuslukuihin perustuen ei kantaverkon toimitusvarmuutta kuitenkaan voida kuvata ja arvioida kattavasti, vaan sen lisäksi tarvitaan tietoa myös verkon käytettävyydestä ja sen vaihtelusta. Fingrid Oyj:n siirtoverkon liityntäpisteissä oli vuoden 2012 aikana suunniteltu keskeytys keskimäärin 40 %:ssa 110 kv:n verkon liityntäpisteistä. 220 kv:n verkon liityntäpisteillä ei ollut suunniteltuja keskeytyksiä. 400 kv:n verkossa suunniteltuja keskeytyksiä oli joka viidennellä liityntäpisteellä. Suunniteltujen keskeytysten keskimääräinen keskeytysaika liityntäpistettä kohden 110 kv:n jännitetasolla oli vuoden 2012 aikana noin 11,6 tuntia ja 400 kv:n jännitetasolla noin 1,3 tuntia.

Minuuttia/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 34 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus Jakeluverkonhaltijoiden ryhmittelyä muutettiin vuonna 2011. Nykyisin jakeluverkonhaltijat jaotellaan kolmeen kategoriaan; kaupunki-, taajama- sekä haja-asutusaluetyyppisiin verkonhaltijoihin. Jaottelukriteereinä käytetään toimitettua energian määrää suhteessa sekä verkon pituuteen että liittymien määrään, lisäksi jaottelussa on huomioitu asiakasmäärä suhteessa verkon pituuteen ja keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiaste. Vuosina 1996-2010 jakeluverkonhaltijoiden jaotteluperusteena kaupunkija maaseututyyppisiin verkonhaltijoihin käytettiin ainoastaan keskijänniteverkon kaapelointiastetta. Tässä tarkastelussa kaupunkityyppiseksi verkoksi oli määritelty verkko, jossa keskijänniteverkon kaapelointiaste oli yli 30 %. Uuden jaottelun mukaisia kaupunkityyppisiä jakeluverkonhaltijoita Suomessa on 23 kappaletta. Taajamatyyppisiä jakeluverkonhaltijoita on 31 kappaletta ja haja-asutusaluetyyppisiä verkonhaltijoita niin ikään 31 kappaletta. Jakeluverkonhaltijoita on yhteensä 85 kappaletta. Jakeluverkkojen toimitusvarmuuden kehittymistä vuosina 1996-2012 on esitetty kuvissa 16 ja 17. Kuvissa on esitetty keskiarvona kaikkien Suomen jakeluverkonhaltijoiden ilmoittama muuntopiirikohtainen keskeytysaika ja määrä vuoteen 2010 asti. Vuodesta 2011 alkaen keskiarvot on painotettu verkonhaltijakohtaisesti käyttöpaikkojen määrällä, tämä kuvaa entistä paremmin kuluttajakohtaista keskeytysten määrää ja kestoa. Yleisesti muuntopiirikohtaiset keskeytysluvut antavat arvion siitä, mikä on varsinainen keskimääräinen kuluttajakohtainen keskeytysten taso. Koska kyseessä ovat keskimääräiset keskeytyksiä kuvaavat tunnusluvut, vaihtelevat jakeluverkonhaltijakohtaiset luvut eri verkonhaltijoiden välillä merkittävästi. Eri kuluttajilla vuosittainen keskeytysten lukumäärä ja kokonaiskeskeytysaika voivat poiketa huomattavastikin valtakunnallisesta tai yksittäisestä verkonhaltijan keskiarvosta. 1000 900 800 700 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Kaupunki (alkaen 2011) Taajama (alkaen 2011) Haja-asutusalue (alkaen 2011) 600 500 400 300 200 100 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Vuosi Kuva 16. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika vuosina 1996-2012, minuuttia/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto)

kpl/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 35 Keskimääräisten muuntopiirikohtaisten keskeytysaikojen tilastossa näkyy varsin selvästi sekä talven 2011 että kesän 2010 myrskyjen vaikutus. Vuoden 2012 keskeytysajat ovat lähempänä pitkäaikaisia keskiarvoja. Viime vuonna keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika oli 148 minuuttia. Aiempina tilastoituina vuosina keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat vaihdelleet vuoden 2011 keskimääräisestä 375 minuutista vuoden 2009 keskimääräiseen 86 minuuttiin. Vastaavasti myös muuntopiirikohtaiset keskeytysmäärät palasivat pitkäaikaiselle keskimääräiselle tasolle. Yksittäisten yhtiöiden kohdalla vuosittaiset vaihtelut voivat olla keskimääräistä suurempia. Keskimääräistä suuremmat keskeytysmäärien vuosittaiset vaihtelut kertovat jakeluverkonhaltijan vastuualueella tarkasteluvuoden aikana sattuneista poikkeuksellisen voimakkaista myrskyistä tai lumikuormista. Taajama- ja haja-asutusaluetyyppisillä verkonhaltijoilla vuosittainen vaihteluväli on suurempi kuin kaupunkityyppisillä verkonhaltijoilla, mikä on luonnollista ja johtuu verkon rakenne-erosta (maakaapelointi tai ilmajohtoverkko) verkkojen välillä. 16 14 12 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Kaupunki (alkaen 2011) Taajama (alkaen 2011) Haja-asutusalue (alkaen 2011) 10 8 6 4 2 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Vuosi Kuva 17. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä vuosina 1996-2012, kpl/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Nykyisissä tunnusluvuissa, joita on kerätty vuodesta 2005 lähtien, on eroteltu häiriökeskeytykset ja suunnitellut keskeytykset. Lisäksi lukuja on painotettu keskeytyksen kokeneiden muuntopiirien vuosienergioilla, joten luvut antavat muuntopiirikohtaisia tunnuslukuja paremman kuvan keskeytysten vaikutuksesta (olettaen, että keskeytyksen vaikutukset ovat sitä haitallisemmat mitä suurempi kulutus keskeytyksen kokee). Vuodesta 2005 lähtien kerättyjen tunnuslukujen joukossa on myös lyhyitä keskeytyksiä (pika- ja aikajälleenkytkentöjä) kuvaavia tunnuslukuja. Energiapainotettujen pika- ja

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 36 aikajälleenkytkentöjen määrät (PJK ja AJK määrät) vuosina 2005-2012 on esitetty taulukossa 11. PJK (kpl/mwh/vuosi) AJK (kpl/mwh/vuosi) Kaupunki Maaseutu Kaupunki Maaseutu 2005 0,74 8,20 0,23 3,11 2006 0,77 7,44 0,21 2,59 2007 0,67 7,60 0,17 2,67 2008 0,55 7,00 0,28 2,38 2009 0,37 5,41 0,18 1,73 2010 0,41 6,53 0,22 2,43 PJK (kpl/mwh/vuosi) AKJ (kpl/mwh/vuosi) Kaupunki Taajama Kaupunki Taajama Haja-asutusalue Haja-asutusalue 2011 0,57 3,38 14,12 0,31 1,82 5,10 2012 0,38 3,85 9,17 0,26 1,43 2,89 Taulukko 11. Vuosienergioilla painotettu pika- ja aikajälleenkytkentöjen keskimääräinen lukumäärä vuosina 2005-2012. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Pika- ja aikajälleenkytkentöjen kokonaismäärä on laskenut edellisestä vuodesta, mikä tukee muissa toimitusvarmuutta kuvaavissa luvuissa tapahtunutta muutosta. Määrissä on selvästi nähtävissä erot kaupunki-, taajama- ja haja-asutusaluetyyppisten jakeluverkonhaltijoiden välillä. Määrän laskeminen johtuu pääasiassa haja-asutusaluetyyppisten verkonhaltijoiden pika- ja aikajälleenkytkentöjen määrän laskemisesta. Pika- ja aikajälleenkytkennöissä vaihtelut eri sähkönkäyttäjien välillä voivat olla suuria ja myös vaihtelu eri ajanjaksojen välillä voi olla merkittävää. Jälleenkytkentöjen määrä vaihtelee merkittävästi eri vuodenaikojen, myrskyjen ja lumikuormien vaikutuksesta. Esimerkiksi jonkin tietyn kuukauden aikana jälleenkytkentöjä voi olla vain muutama tai ei ollenkaan ja heti seuraavan kuukauden aikana jälleenkytkentöjä voi olla useita kymmeniä. Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuuksia kuvaava SFS- EN 50160 -standardikin ottaa hyvin vähän kantaa lyhyisiin keskeytyksiin (jälleenkytkentöihin). Standardissa mainitaan, että normaaleissa käyttöolosuhteissa lyhyiden keskeytysten esiintymismäärä vaihtelee vuosittain muutamasta kymmenestä useisiin satoihin. Jälleenkytkennät keskittyvät yleensä muutamien päivien tai tuntien ajalle. Pika- ja aikajälleenkytkentöjä käytetään verkon suojaustoimenpiteinä, joilla pyritään välttämään pysyvät keskeytykset sähkönjakelussa. Varsinaisten keskeytysmäärien lisäksi on hyödyllistä seurata myös lyhyiden keskeytysten lukumäärän kehittymistä.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 37 5.5 Jakeluverkkojen maakaapelointiaste Vuoden 2011 Tapani- ja Hannu- rajuilmojen sekä kesän 2010 rajuilmojen jälkeen käydyssä julkisessa keskustelussa korostui maakaapeloinnin merkitys sähköverkkojen toimitusvarmuutta parantavana tekijänä. Myös syyskuussa 2013 voimaan tullut uusi sähkömarkkinalaki ohjaa vahvasti lisäämään maakaapelointiastetta. Vaikka maakaapeloinnin vaikutus toimitusvarmuuden paranemiseen on kiistämätön, maakaapelointi ei kaikissa olosuhteissa ole kustannustehokkain tapa parantaa toimitusvarmuutta. Verkonhaltijan paikalliset olosuhteet ja toimintaympäristö vaikuttavat merkittävästi maakaapeloinnin kannattavuuteen ja sovellettavuuteen. Taulukossa 12 on esitetty jakeluverkonhaltijoiden maakaapelointiasteen kehittyminen keskijänniteverkossa (1-70 kv) vuosina 2009-2012. Jakeluverkonhaltijat on jaettu kaupunki-, taajama- ja haja-asutusaluetyyppisiin verkonhaltijoihin. Jaottelun yksi kriteeri on juuri verkonhaltijan maakaapelointiaste. Jaotteluperusteet on kuvattu tarkemmin luvun 5.4 alussa. Vuosi 5.6 Vakiokorvaukset Kaupunki % Taajama % Haja-asutusalue % Kaikki jakeluverkonhaltijat % 2009 62,2 9,5 2,5 10,9 2010 63,3 10,2 2,7 11,6 2011 64,5 11,2 2,9 12,3 2012 65,5 12,6 3,2 13,2 Taulukko 12. Jakeluverkonhaltijoiden keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiasteen kehitys Sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisia vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden lukumäärä ja vakiokorvauksena maksettu rahamäärä on jaoteltu sähkömarkkinalaissa määriteltyjen eri suurten vakiokorvausten perusteena olevien katkosten pituuksien mukaan neljään eri luokkaan. Tällainen jaottelu antaa kuvan siitä millä tavoin yli 12 tunnin mittaisten sähkökatkojen pituus jakaantuu ja tarvittaessa voidaan myös tarkastella erimittaisten pitkien sähkökatkojen muutoksia eri vuosina. Kuvassa 18 on esitetty verkonhaltijoiden maksamien sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisten vakiokorvausten jakautuminen vakiokorvaukseen oikeuttavan keskeytysajan puitteissa vuosina 2005-2012. Vuonna 2011 vakiokorvauksia maksettiin ennätyksellinen määrä, yhteensä yli 46 miljoonaa euroa. Määrä oli yli nelinkertainen edellisvuonna maksettuun nähden, joka sekin oli poikkeuksellisen korkea johtuen kesän 2010 myrskyistä. Todettakoon, että pelkästään vuonna 2011 vakiokorvauksia maksettiin yli kaksi kertaa enemmän kuin koko vakiokorvausjärjestelyn edeltävän historian, vuosien 2005-2010, aikana.

Maksetut vakiokorvaukset, ENERGIAMARKKINAVIRASTO 38 Viime vuonna 2012 verkonhaltijoiden maksamien vakiokorvausten kokonaismääräksi muodostui lähes 9,2 miljoonaa euroa, joka on vakiokorvausjärjestelmän historian kolmanneksi suurin kokonaismäärä. Viime vuonna maksetuista vakiokorvauksista suurimman yksittäisen luokan muodostivat 12-24 h tunnin keskeytyksistä maksetut korvaukset. Maksettujen vakiokorvausten määrä seuraa jossain määrin jakeluverkonhaltijoiden keskimääräistä muuntopiirikohtaista keskeytysaikaa, mutta mikäli suuri osa keskeytyksistä on alle 12 h keskeytyksiä, eivät nämä keskeytykset näy vakiokorvausmäärissä. Suoraa ja yksiselitteistä syy-seuraus -suhdetta keskimääräisen muuntopiirikohtaisen keskeytysajan ja vakiokorvausten määrän välillä ei siis ole. Erityisesti maksettujen vakiokorvausten määrä indikoi ns. suurhäiriöitä ja jonkin tietyn jakeluverkonhaltijan alueelle kohdistuneita myrskyjä tai pahoja lumikuormatilanteita. Vuosien 2010 ja 2011 myrskyjen vaikutukset onkin selvästi havaittavissa maksettujen vakiokorvausten määrissä. Kahdeksan tarkasteluvuoden perusteella ei voida vielä sanoa, mikä on normaalisti vallitseva vakiokorvausten taso. Näyttää kuitenkin siltä, että suuretkin vaihtelut vakiokorvausmäärissä on yleisiä. Ennen vuotta 2010 erityisesti yli 3 vuorokauden pituisista keskeytyksistä maksetut vakiokorvaukset olivat jääneet lähes yksittäistapauksisiksi, mutta suurhäiriövuosina ne muodostivat noin kolmanneksen maksetuista vakiokorvauksista. 20 000 000 18 000 000 16 000 000 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2 000 000 0 12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 18. Verkonhaltijoiden maksamien vakiokorvausten jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2012. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Kuvassa 19 on esitetty vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrän jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan. Kuten aiempinakin vuosina valtaosa korvauksia saaneista asiakkaista kärsi alle kolmen vuorokauden keskeytyksistä. Kaiken kaikkiaan vakiokorvauksia maksettiin 93 800 asiakkaalle. Aikaisempina vuosina korvauksia on maksettu enimmillään 371 640 asiakkaalle vuonna 2011 ja vähimmillään 7 514 asiakkaalle vuonna 2007.

Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrä, kpl ENERGIAMARKKINAVIRASTO 39 180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20 000-12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 19. Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrän jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2012. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Taulukossa 13 on esitetty vuosina 2005-2012 maksettujen vakiokorvausten yhteissumma, vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus kaikista sähkönkäyttäjistä sekä vakiokorvauksia maksaneiden jakeluverkonhaltijoiden lukumäärä. Mikäli sama sähkönkäyttäjä on saanut vakiokorvauksia esimerkiksi kahdesta erillisestä keskeytyksestä saman vuoden aikana, näkyvät nämä sähkönkäyttäjät tilastossa kahtena. Maksettujen vakiokorvausten yhteismäärä (miljoonaa Euroa) Vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus (%) Vakiokorvauksia maksaneet verkonhaltijat (kpl) Jakeluverkonhaltijoiden kokonaismäärä vuoden lopussa (kpl) 2005 2,62 1,56 29 91 2006 2,75 1,37 22 89 2007 0,36 0,24 20 89 2008 0,83 0,58 18 89 2009 1,42 0,71 12 88 2010 10,12 3,39 31 87 2011 46,79 11,10 39 85 2012 9,17 2,77 38 85 Taulukko 13. Vakiokorvauksiin liittyviä tietoja vuosilta 2005-2012. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Jakeluverkonhaltijoiden alle 12 tunnin keskeytysten kokonaistilannetta kuvaa paremmin keskeytyksestä aihetutuvan haitan (KAH) kustannus, josta on tarkemmin kerrottu seuraavassa luvussa.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 40 5.7 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle Yksi tapa arvioida sähköverkon toimitusvarmuutta on määritellä keskeytyksille niiden aiheuttama haitta ja seurata vuosittain tämän haitta-arvon kehittymistä. Keskeytysten aiheuttamaa haittaa (KAH) on käytetty jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa vuodesta 2008 lähtien ja keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on tilastoitu verkonhaltijakohtaisesti jo vuodesta 2005 lähtien. Keskeytysten aiheuttama haitta on arvo, joka kuvaa verkonhaltijan verkossa tapahtuneiden erityyppisten keskeytysten aiheuttamaa haittaa sähkön käyttäjille. Keskeytyksen aiheuttama haitta ottaa huomioon suunnitellut ja suunnittelemattomat keskeytykset sekä jälleenkytkennät siten, että erityyppisille sähkönkäyttäjille keskeytys aiheuttaa erisuuruisen haitta-arvon. Keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on Suomessa selvitetty erilaisilla tutkimuksilla, joista ensimmäinen tutkimus on tehty 1970-luvulla ja viimeisin on Teknillisen korkeakoulun ja Tampereen teknillisen yliopiston vuosina 2004-2005 tekemä selvitys (Sähkönjakelun keskeytyksistä aiheutuva haitta). Viimeisin selvitys perustuu sähkönkäyttäjille kohdistettuun laajaan kyselytutkimukseen. Tutkimuksen tulosten perusteella saadut keskeytyksen aiheuttamat haitta-arvot ovat sähkönkäyttäjien subjektiivisia näkemyksiä keskeytyksen aiheuttamasta haitasta ja tuloksena saadut arvot kuvaavat keskimäärin sähköntoimituksen keskeytyksistä erilaisille käyttäjäryhmille aiheutunutta haittaa. Energiamarkkinavirasto käyttää sähköverkonhaltijoiden verkkotoiminnan kohtuullisen tuoton laskennassa ja sähköntoimituksen keskeytysten aiheuttaman haitan arvostamisessa vuosien 2004-2005 aikana tehdyn tutkimuksen tuloksia, joita on yksinkertaistettu niin, että niitä voidaan soveltaa sähköverkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton arvioinnissa. Vuodesta 2012 alkaen KAH-laskennassa on käytetty kuluttajahintaindeksiä rakennuskustannusindeksin sijaan. Oheisessa taulukossa myös edellisten vuosien haitan arvot on laskettu uudella laskentatavalla. Keskeytyksien aiheuttama haitta (miljoonaa Euroa, kyseisen vuoden rahanarvossa) Keskeytyksien aiheuttama haitta (miljoonaa Euroa, vuoden 2013 rahanarvossa) 2005 114,1 134,8 2006 115,6 135,1 2007 104,7 120,2 2008 109,9 123,3 2009 83,3 89,8 2010 191,6 206,0 2011 416,8 444,1 2012 134,5 138,4 Taulukko 14. Jakeluverkonhaltijoiden keskeytyksen aiheuttaman haitan arvot vuosina 2005 2012 (lähde: Energiamarkkinavirasto)

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 41 Vuosien 2005-2012 KAH-arvot absoluuttisena arvona kuvaavat usean erityyppisen keskeytyslajin vaikutuksia sähkönkäyttäjille ja antavat siten keskimääräisen arvion keskeytysten aiheuttamasta haitasta, mutta yhdistettynä muihin toimitusvarmuutta kuvaaviin tunnuslukuihin ne auttavat muodostamaan kokonaiskuvaa sähköverkkojen toimitusvarmuudesta. Keskeytyksen aiheuttaman haitan summa ja erityyppisten keskeytysten osuuksien prosenttiosuudet vaihtelevat verkonhaltijakohtaisesti. Keskeytyskustannuksiltaan 8 suurinta jakeluverkonhaltijaa vuonna 2012 muodostivat noin 75 % osuuden koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista. Vastaavasti 59 keskeytyskustannuksiltaan pienintä jakeluverkonhaltijaa vastasi alle 10 % osuutta koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista vuonna 2012.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 42 6 RAKENTEILLA JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET 6.1 Estlink 2 12 Suomen ja Viron välinen toinen tasasähköyhteys, Estlink 2, on valmistumassa markkinoiden käyttöön kuluvan vuoden lopussa. Yhteyden kapasiteetti on 650 MW ja hankkeen kokonaiskustannukset ovat noin 320 miljoonaa euroa. Yhteyden jännitetaso on 450 kv ja kokonaispituus 170 km. Merikaapeli on toteutettu yhteistyössä Viron kantaverkkoyhtiö Eleringin kanssa. Hankkeelle on myönnetty Euroopan unionin 100 miljoonan euron tuki. Merikaapeli laskettiin Suomenlahden pohjaan syksyllä 2012. Yhteyden testaukset aloitetaan lokakuussa 2013 ja yhteys on tarkoitus antaa pääosin markkinoiden käyttöön joulukuun 6 päivä 2013. Ensimmäiset kaksi kuukautta yhteys on kuitenkin koekäytössä ja markkinoille annettavaa siirtokapasiteettia voidaan joutua rajoittamaan nopeastikin. Suomen ja Viron välillä on tällä hetkellä yksi 350 MW:n tasasähköyhteys. Uusi sähkönsiirtoyhteys nostaa maiden välisen kokonaissiirtokapasiteetin noin 1000 megawattiin liittäen siten Baltian sähkömarkkinat kiinteämmin Pohjoismaisiin markkinoihin. Yhteys myös turvaa Itämeren alueen sähkön toimitusvarmuutta. 6.2 Venäjän siirtoyhteyden kaksisuuntaisuus Fingrid, Venäjän verkkoyhtiö Federal Grid Company ja Venäjän järjestelmävastaava System Operator valmistelevat teknisiä ja kaupallisia ehtoja kaksisuuntaisen kaupan toteuttamiseksi Suomen ja Venäjän välillä. Nykyisin sähköä voidaan siirtää vain Venäjältä Suomeen. Vientimahdollisuus Suomesta Venäjälle tapahtuisi Viipurin tasasähköaseman yhden blokin avulla. Maksimikapasiteetti olisi 350 MW. Sähkön vientiä Suomesta Venäjälle ja siirtoyhteyden toimivuutta testattiin lauantaina 14.9.2013. Tekninen testi sujui hyvin ja suunnitellut sähkömäärät pystyttiin siirtämään odotusten mukaisesti. Testit jatkunevat syksyn 2013 aikana. Fingridin julkaiseman markkinatiedotteen mukaisesti kaupallinen siirto alkaisi aikaisintaan maaliskuussa 2014. 12 Fingrid Oyj. Internet-sivut.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 43 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS 7.1 Energiamarkkinavirasto Pitkään valmisteltu uusi sähkömarkkinalaki 13 tuli voimaan syyskuussa 2013. Uusi laki lisäsi entisestään Energiamarkkinaviraston 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 14, joka lisäsi ja tarkensi Energiamarkkinaviraston 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 Energiamarkkinavirasto 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 Energiamarkkinavirastolle. Sähkömarkkinalain perusteella Energiamarkkinavirasto 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 Energiamarkkinavirastolle voimalaitoksen rakentamissuunnitelmasta ja käyttöönottamisesta sekä voimalaitoksen pitkäaikaisesta tai pysyvästä käytöstäpoistamisesta. 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; 13 Sähkömarkkinalaki 588/2013, http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130588 14 Laki sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta 590/2013, http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130590

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 44 7.1.1 Tehoreservilaki voimalaitoksen tai voimalaitoksen tehonkorotuksen käyttöönotosta kuukauden kuluessa siitä, kun voimalaitos tai sen tehonkorotus on otettu tuotantokäyttöön; sekä voimalaitoksen vähintään vuoden pituisesta tai pysyvästä käytöstäpoistamisesta 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 Energiamarkkinavirastolle 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. Energiamarkkinavirasto 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. Energiamarkkinaviraston 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 Energiamarkkinaviraston asemaa tehoreserviasioissa. Laissa Energiamarkkinavirasto 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. Energiamarkkinavirasto 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 koh-

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 45 teita voisivat olla esimerkiksi suuret paperi- ja terästehtaat. Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus niissä tilanteissa kun markkinoilla ei 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. 7.2 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.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO A-1 LIITE A VOIMALAITOSREKISTERIN TIEDOT Energiamarkkinaviraston 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 teho, joka on saatavissa kaukolämpökuormalla ilman apulauhdutusta tai vastaavaa. Lauhdeteholla tarkoitetaan tehoa, joka

ENERGIAMARKKINAVIRASTO A-2 saadaan ilman kaukolämpökuorman muutosta apulauhdutuksella tai vastaavasti. Kombivoimalaitoksissa kaasuturpiinin 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.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO B-1 LIITE B VUOROKAUDEN YLIN JA ALIN LÄMPÖTILA TAMMIKUUSSA 2013 15 Alla olevissa kuvissa on esitetty päivittäiset ylin (punainen) ja alin (sininen) lämpötila eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2013. Ohuet harmaat tasoitetut viivat kuvaavat kummankin muuttujan 3 % tilastollista todennäköisyyttä eli ovat poikkeuksellisen lämpötila-arvon rajat. Keskellä oleva vihreä viiva kuvaa vuorokauden keskilämpötilan 50 % sijainnin vertailukaudella 1981-2010. 15 Ilmatieteen laitos. Internet-sivut