KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2008 28.10.2008

ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2008 28.10.2008 Energiamarkkinavirasto Lintulahdenkatu 10 Puhelin 010 60 5000 S-posti virasto@energiamarkkinavirasto.fi Energimarknadsverket 00500 Helsinki Telefax 09 6221 911 Internet www.energiamarkkinavirasto.fi

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 2

ENERGIAMARKKINAVIRASTO i Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 3 2 TIIVISTELMÄ... 4 3 ENERGIANKULUTUS SUOMESSA... 6 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto... 6 3.2 Markkinahintojen kehittyminen... 9 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 12 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2007... 12 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2007-2008... 14 4.3 Sähkön kysyntä... 17 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2008-2009... 18 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2009 jälkeen... 21 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS... 23 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 23 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 25 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 25 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 27 5.5 Vakiokorvaukset... 30 5.6 Keskeytysten sähkön käyttäjälle aiheuttama haitta (KAH)... 32 5.7 Vertailu Energiateollisuus ry:n ja CEER:n keskeytystilastoihin... 33 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET... 35 6.1 Fenno-Skan 2... 35 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS... 36 7.1 Energiamarkkinavirasto... 36 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 37

ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Kansikuva: Pohjolan Voima Oy:n Isohaaran vesivoimalaitos valokuva Kai Tirkkonen

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 3 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitykseen keskeisesti vaikuttavia asioita kuten energiankulutusta sekä sähköntuotanto- ja siirtokapasiteettia. Raportissa on tarkasteltu myös sähkön siirto- ja jakeluverkkojen toimitusvarmuutta. Lisäksi raportissa kerrotaan viranomaisten tehtävistä ja toimivallasta sähköntuotantoon liittyvissä asioissa. Vuoden 2004 lopussa voimaan tulleella sähkömarkkinalain muutoksella haluttiin tehostaa sähkön kysynnän ja tarjonnan välisen tasapainon seurantaa. Samalla muutettiin sähköntuotannon valvontaan liittyvää toimivaltajakoa kauppa- ja teollisuusministeriön sekä sähkömarkkinaviranomaisena toimivan Energiamarkkinaviraston välillä. Sähkön sisämarkkinadirektiivin 4 artiklan edellyttämä toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiamarkkinaviraston hoidettavaksi. Sähköntuotantoa koskevien säännösten valvontaa koskeva toimivalta siirrettiin samalla kauppa- ja teollisuusministeriöltä Energiamarkkinavirastolle. Energia- ja ilmastopolitiikan tarkoituksenmukaisen valmistelun kannalta ministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevien arvioiden valmistelusta ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiamarkkinavirastolle. Sähkömarkkinalain muutoksen perusteella Energiamarkkinavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Energiamarkkinavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Lisäksi Energiamarkkinavirasto julkaisee vuosittain valvontaa sekä sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä koskevan kertomuksen sekä huolehtii tehtäviinsä liittyvistä kansainvälisistä tiedonantovelvoitteista.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 4 2 TIIVISTELMÄ Energiamarkkinavirasto arvioi kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 13 300 MW talvikaudella 2008-2009. Voimalaitosten haltijoiden ilmoituksiin perustuva huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteetti on vuoden 2008 lopussa noin 14 340 MW, kun kaikki laitokset on oletettu olevan kokonaan käytettävissä. Tässä luvussa eivät ole mukana järjestelmäreservit, tuulivoimakapasiteetti ja kokonaiskapasiteettia alentavat voimalaitosten vikaantumiset. Talvikaudella 2008-2009 on huoltotöiden takia 150 MW lauhdetuotantoa poissa käyttövalmiudesta noin kolmen viikon aikana. Muita huoltoseisokkeja ei ole suunnitteilla yli 100 MVA:n lauhde-, vesi- ja ydinvoimalaitoksissa. Fingrid Oyj on ilmoittanut, että talvikaudella 2008-2009 sähkön siirtokapasiteetti Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen on käytössä täysimääräisenä, eli siirtokapasiteetin arvioidaan olevan 3 850 MW. Talvikaudella 2008-2009 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 15 300 MW. Tämä on noin 2 000 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen sähköntuotantokapasiteetti. Tarvittaessa tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä tämän suuruisen tuotantovajeen siirtämiseen naapurimaista Suomeen. Sähköntuotantokapasiteetin odotetaan kasvavan merkittävästi vasta uuden Olkiluodon ydinvoimalaitosyksikön valmistuttua vuonna 2011 tai 2012. Vuosina 2009-2010 tuotantokapasiteetti kasvaa lähinnä käytössä olevien voimalaitosten tehonkorotusten ja pienehköjen uusinvestointien kautta. Näiden lisäysten ei odoteta merkittävästi lisäävän huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteettia. Sähkönkulutuksen odotetaan kasvavan maltillisesti vuosina 2009-2012. Talvella 2009-2010 sähkönkulutuksen suurimman tuntikeskitehon arvioidaan olevan noin 15 400 MW ja talvella 2012-2013 suuruudeltaan noin 15 600 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Suomeen kasvaa vuonna 2011, jolloin toinen Suomen ja Ruotsin välinen tasasähköyhteys (Fenno-Skan 2) otetaan käyttöön. Vuosina 2008-2012 talvikausina sähköntuotantokapasiteetin Suomessa arvioidaan olevan riittämätön kattamaan kulutushuipun aikainen sähkönkulutus. Tällöin syntyvä tehovaje katetaan sähkön tuonnilla. Suurimmillaan sähkön tuonnilla katettava tehontarve arvioidaan olevan seuraavana talvikautena 2008-2009 noin 2 000 MW. Riittävän sähkön tarjonnan turvaamiseksi vuosina 2008-2012 on tärkeää, että talvikaudella sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen ovat mahdollisimman luotettavasti ja täysimääräisesti käytettävissä. Osa lämpövoimakapasiteetista on suhteellisen vanhaa. Lauhde- ja yhteistuotannon koneistoista yhteensä noin 4 000 MW on otettu käyttöön yli 30 vuotta sitten. Määrä on noin 24 % koko asennetusta kapasiteetista Suomessa.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 Sähköverkkojen toimitusvarmuus on Energiamarkkinaviraston keräämien keskimääräisten keskeytysaikojen ja -määrien mukaan pysynyt suunnilleen samalla tasolla vuosina 1996-2007. Keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat viime vuosina vaihdelleet alle kahdesta kolmeen tuntiin ja muuntopiirikohtaiset keskeytysmäärät neljästä kuuteen keskeytykseen vuodessa.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 6 3 ENERGIANKULUTUS SUOMESSA 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2007 oli noin 35,4 Mtoe (35,7 Mtoe vuonna 2006). Kulutus väheni edellisestä vuodesta vajaan prosentin. Vuosi 2007 oli edellisvuotta lämpimämpi ja sähkön hankinnassa vesivoimantuotanto ja sähkön tuonti kasvoivat. Kokonaismäärinä vuonna 2007 fossiilisten sekä myös puuperäisten polttoaineiden kulutukset vähenivät vuoteen 2006 verrattuna. Eniten vähenivät kivihiilen (12 %) ja maakaasun (4 %) kulutukset. Fossiilisista polttoaineista turpeen kulutus sitä vastoin kasvoi (13 %) edellisvuodesta. Puuperäisten polttoaineiden kulutus väheni kolme prosenttia. Öljyn kulutus pysyi lähes vuoden 2006 tasolla. Vuoden 2006 määristä sähkön nettotuonti kasvoi 10 % ja yhteenlaskettu vesi- ja tuulivoimantuotanto 23 %. Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa olivat 62 miljoonaa tonnia. Energiasektorin hiilidioksidipäästöjen määrä väheni noin kolme prosenttia vuoden 2006 määrästä. Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 1997-2007. 10 9 e to M 8 7 6 5 4 3 2 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puuperäiset polttoaineet 1 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1 Tilastokeskus. Internetsivut Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 1997-2007 (hiili sisältää koksin, masuunija koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2007 Suomessa kulutettiin sähköä noin 90,4 TWh (90,0 TWh vuonna 2006). Samana vuonna sähköä tuotettiin Suomessa 77,8 TWh (78,6 TWh vuonna 2006). Sähköntuotanto laski noin prosentilla edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 12,6 TWh (11,4 TWh vuonna 2006). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 13,9 % (12,7 % vuonna 2006). Vesivoiman tuotanto kasvoi (24 %) hyvän vesitilanteen johdosta vuonna 2007. Vesivoimalla tuotettu sähkömäärä oli noin 14 TWh. Lauhdutusvoiman tuotanto sitä vastoin laski 18 %. Sähkön hankinta vuosina

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 1997-2007 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuonna 2006 ja 2007. 100 90 80 70 60 h W50 T 40 30 20 10 Nettotuonti Kaasuturbiini Lauhdevoima Ydinvoima Yhteistuotanto kaukolämpö Yhteistuotanto teollisuus Tuulivoima Vesivoima 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2006 ja 2007 (lähde: Tilastokeskus). 2006 GWh 2007 GWh Vesivoima 11 313 13 991 Tuulivoima 153 188 Yhteistuotanto teollisuus 11 876 12 318 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 701 14 442 Ydinvoima 22 004 22 501 Lauhdevoima 17 554 14 373 Kaasuturbiini 4 24 Tuonti 11 401 12 557 Yhteensä 90 024 90 374 Vuonna 2008 tammi-elokuussa pohjoismaisten vesivoimavarastojen täyttymisaste oli yli keskimääräisen tason. Lokakuun alussa täyttymisaste oli noin viisi prosenttiyksikköä alle keskimääräisen tason. Suomen vesivoimavarastojen täyttymisaste oli lähes vuoden alusta huhtikuuhun 2008 saakka yli vuosien 1978-2001 korkeimman tason. Toukokuusta lähtien täyttymisaste on ollut vielä yli pitkäaikaisen keskitason. Lokakuun alussa 2008 täyttymisaste oli noin viisi prosenttiyksikköä yli keskimääräisen tason. Kuvissa 3 ja 4 on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa ja Suomessa.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%). Vertailuarvo 100 % oli 12.04.2004: 121176 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1990-2006 (lähde: Nord Pool). Kuva 4. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Suomessa (%). Vertailuarvo 100 % oli 04.09.2002: 5530 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1978-2001 (lähde: Nord Pool).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 3.2 Markkinahintojen kehittyminen 2,3 Raakaöljyn (Brent) hinta lähes kolminkertaistui vuoden 2007 alusta kesäkuuhun 2008 mennessä, jolloin hinta oli korkeimmillaan noin 145 USD/barreli. Lokakuun alkuun mennessä hinta oli laskenut jo tasolle 90 USD/barreli 4. Raskaan polttoöljyn hinta oli noin 33 /MWh vuoden 2007 lopussa ja yli 40 /MWh kesällä 2008. Turpeen hinta pysyi vuonna 2007 suhteellisen vakaana. Kivihiilen hinta lähti nousuun vuoden 2007 lopulla ja kesällä 2008 hinta oli 12-13 /MWh. Maakaasun kokonaishinta oli suurasiakkaille kesällä 2008 noin 27 /MWh. Kuvassa 5 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 1995 lähtien. Kuva 5. Polttoaineiden hintoja sähköntuotannossa (kivihiilen ja turpeen hinnat eivät ole keskenään vertailukelpoisia, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2007 sähkön markkinahinta (järjestelmähinta ja Suomen aluehinta) pysyi alle 30 /MWh tason elokuulle saakka mutta vuoden lopulla hinta kaksinkertaistui kesän alimmalta tasolta ollen vuoden lopulla noin 46 /MWh. Vuoden 2008 alussa hinta ensin laski ja lähti sitten alkukesästä jyrkkään nousuun. Syyskuussa 2008 Suomen aluehinta saavutti toistaiseksi korkeimman tason 2000-luvulla, jolloin kuukausikeskihinta oli 73,4 /MWh. Järjestelmähinta oli syyskuussa 67,5 /MWh. Suomen aluehinnan päiväkeskihinta oli korkeimmillaan viime talvella 17.12.2007 58,5 /MWh. Runsaiden sateiden ansiosta vuonna 2008 vesivoimalaitosten vesivarastot Pohjoismaissa ovat olleet elokuuhun saakka yli keskimääräisellä tasolla. Vuonna 2008 CO2 päästöoikeuden (EUA) hinta on vaihdellut 20-30 euron välillä kun se edellisvuonna oli lähes nollatasolla. Kesällä kivihiilen hinta oli ennätyskorkealla. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat sekä kuvassa 7 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta sekä termiinihinnat vuodelle 2009. 2 Tilastokeskus 3 Nord Pool. Internetsivut 4 Oilnergy. Internetsivut

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 Kotitalousasiakkaiden sähköenergian hinta on noussut voimakkaasti vuoden 2008 aikana. Sähköenergian julkiset vähittäishinnat olivat lokakuun 2008 alussa noin 13,3 % kalliimmat kuin vuoden 2008 alussa. Kotitalouskäyttäjä maksoi lokakuun alussa 2008 sähköenergiastaan toistaiseksi voimassa olevilla listahinnoilla ostettuna keskimäärin 6,7 snt/kwh ja sähkölämmityskäyttäjä 6,1 snt/kwh. Sähkön siirtohinnat ovat nousseet vuoden 2008 alun jälkeen keskimäärin 1,3 %, ja kuluttajan kokonaissähkölasku on kallistunut kuluneen vuoden 2008 aikana noin 7,5 %. Lokakuun alussa 2008 kotitalouskäyttäjä maksoi sähköstään yhteensä 12,1 snt/kwh ja sähkölämmittäjä 10 snt/kwh. Yhden ja kahden vuoden määräaikaisten tarjousten hintataso kotitalouksille oli keskimäärin 8,4 snt/kwh ja sähkölämmitystalouksille 8,1 snt/kwh. 80 70 60 50 h W /M 40 R U E 30 20 10 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 9/2008: järjestelmähinta 67,5 EUR/MWh, Suomen aluehinta 73,4 EUR/MWh 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Kuva 6. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot-aluehinnan kuukausikeskihinnat (lähde: Nord Pool). Kuva 7. Nord Poolin päivittäiset järjestelmä- ja Suomen aluehinnat sekä termiinit (Quarter) vuoden 2008 lopulle (lähde: Nord Pool).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 Kaupankäynti hiilidioksidin päästöoikeuksilla alkoi vuonna 2005. Vuonna 2006 päästöoikeuden (tco2) markkinahinta Nord Poolin pörssikaupassa oli korkeimmillaan hieman yli 30 /tco2. Vuonna 2007 EUA-spot hinta laski noin viidestä eurosta lähes nollaan euroon tonnia CO2:ta kohden. Vuonna 2008 Kioto-kauden EUA-spot hinta on vaihdellut välillä 20-29 /tco2. Kuvassa 8 on esitetty päästöoikeuksien (tco2) spotja johdannaistuotteen (CERDEC-08) hintojen kehitys vuonna 2008 Nord Poolin pörssikaupassa. Vuosia 2009-2012 koskevien johdannaistuotteiden (EUA) hinnat olivat lokakuun alussa 24-27 /tco2. Kuva 8. Nord Poolin CO2-päästöoikeuksien spot (EUA Spot) ja johdannaistuotteen (CERDEC-08) hintakehitys (lähde: Nord Pool).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2007 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 2007 lopussa oli 16 900 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. Maksimi (netto) sähkötehoksi oli ilmoitettu 16 310 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 130 MW. Fingrid Oyj ilmoitti järjestelmäreservien olevan 1 180 MW vuoden 2007 lopussa. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2007-28.2.2008. Huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin seitsemän vuorokautta ja että se vähentäisi tuotantokapasiteettia enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2007 lopussa oli noin 14 320 MW (sisältäen huippukaasuturbiini- ja moottorikapasiteettia 90 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, järjestelmäreservejä eikä yhden vuoden 2007 lopulla uusittavana olleen vesivoimalaitoksen koneiston kapasiteettia. Taulukossa 2 on esitetty yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista. Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (vuoden lopussa 2007). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 900 Maksimi sähköteho (netto) 16 310 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 130 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 320

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 13 Viime vuosien tuotantohuippujen ja oletetun voimalaitoksien epäkäytettävyyden perusteella Energiamarkkinavirasto arvioi talvikauden 2007-2008 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olleen 13 000-13 600 MW. Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut muutokset sähköntuotantokapasiteetin määrässä vuonna 2007 on esitetty taulukossa 3. Määrät eivät sisällä aiemmin ilmoitettujen arvioiden korjauksia. Taulukko 3. Uusi sähköntuotantokapasiteetti (tuntikeskiteho), vuonna 2007 Suomessa (käytettävyys 100 %). Voimalaitoskapasiteetin nettomuutos (MW) Hiili ja öljy Maakaasu RES Yhteistuotanto Ydinvoima 2007 77-33 - - Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2007 on esitetty kuvassa 9. Seuraavien kolmen vuoden (2009-2011) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa tulee olemaan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3:n tullessa käyttöön vuonna 2011 tai 2012. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa kuitenkin esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Kuva 9. Sähköntuotantokapasiteetti (maksimiteho) polttoaineittain vuoden 2007 alussa (MW) ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2007 (TWh) (lähde: Tilastokeskus). Kuvassa 10 on esitetty sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) käyttöönotto vuosittain jaoteltuna. Vanhimmat koneistot koostuvat lähinnä pienistä vesivoimalaitosten yksiköistä, joista useita on myöhemmin myös uudistettu. Lauhdevoiman koneistoista lähes 2 000 MW on otettu käyttöön ennen vuotta 1979.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 Vastaavasti yhteistuotannon koneistoista ennen vuotta 1979 on otettu käyttöön noin 2000 MW. Ydinvoimalaitosten koneistot on otettu käyttöön vuosina 1977-1980. 2005 2000 2004 1995 1999 1990 1994 1985 1989 1980 1984 1975 1979 1970 1974 1965 1969 1960 1964 1955 1959 1950 1954 1945 1949 1940 1944 1935 1939 1930 1934 1925 1929 1920 1924 1915 1919 MW 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Kuva 10. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) jaoteltuna käyttöönotto vuosittain (tilanne kesällä 2008). 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2007-2008 Talvikaudella 2007-2008 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon 4.1.2008 klo 17-18, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 13288 MW. Energiateollisuus ry:n laskelmien mukaan kulutushuippu oli Fingrid Oyj:n määrittämää arvoa hieman korkeampi (13 763 MW). Kuvassa 11 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja jaksolla 31.12.2007-6.1.2008. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä Fingrid Oyj:n tietojen mukaan 10256 MW (ET: 10 707 MW) ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 3000 MW:n keskituntiteholla. Viikolla 1/2008 sähkön markkinahinnan keskihinta oli noin 48 /MWh. Kalleimmillaan Suomen aluehinta oli hieman yli 74 /MWh keskiviikkona iltapäivällä 2.1.2008. Perjantaina, jolloin sähkönkulutus oli Suomessa korkeimmillaan, kallein tunti maksoi 51 /MWh. Toteutunut kulutushuipun tehontarve oli leudosta talvesta johtuen selvästi alempi kuin ennustettu talvikauden kulutushuippu (15 300 MW). Toistaiseksi korkein sähkönkulutuksen keskituntitehomäärä on saavutettu 8.2.2007 klo 7-8, jolloin teho oli 14 914 MW (Energiateollisuus ry). Liitteessä B on esitetty ulkoilman lämpötilat eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2008.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 14000 13000 12000 11000 W10000 M 9000 8000 7000 180 160 140 120 100 80 60 40 h W M / 6000 ma 31.12 ti 1.1 ke 2.1 to 3.1 pe 4.1 la 5.1 su 6.1 20 Sähkönkulutus Sähköntuotanto Elspot Suomen aluehinta Kuva 11. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Elspot Suomen aluehinta viikolla 1/2008 (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool). Talvella 2007-2008 kotimainen sähköntuotanto oli samanaikaisesti korkeimmillaan (12.12.2007 klo 18-19) noin 11 600 MW. Kulutushuipun aikana 4.1.2008 kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti ollut tarvittaessa otettavissa tuotantoon noin 2 290-2 890 MW (ilman järjestelmäreservejä). Edellistalvena, Adato Energia Oy:n pikatilaston mukaan, kotimainen sähköntuotanto oli 8.2.2007 tuotantomuotojen yhteenlaskettujen tuotantohuippujen (ei yhdenaikainen) osalta lähes 12 900 MW 5. Sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen vuoden 2008 alussa oli noin 3 850 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen oli hetkittäin vähentynyt noin 500 MW:lla 1-2.1.2008. Syynä oli Svenska Kraftnätin siirtorajoitus. Sähkön siirtokapasiteetti Venäjältä Suomeen oli talvijaksolla vähimmillään 1 246 MW (400 ja 110 kv:n yhteyksillä). Määrää pienensi vuosihuolto helmikuun lopulla. Huoltotyöt vähensivät siirtokapasiteettia hieman myös huippukulutuksen aikaan tammikuun alussa. Siirtokapasiteetti Virosta Suomeen oli poissa käytöstä neljän tunnin aikana 2.2.2008. Kuvassa 12 on esitetty rajakapasiteetit ja toteutuneet siirtomäärät viikolla 1/2008. Kulutushuipun aikana kotimainen tuotantokapasiteetti ja sähkön tuontikapasiteetti olivat riittävät kattamaan sähkönkulutuksen Suomessa eikä kulutusta ollut tarvetta rajoittaa. 5 Energiateollisuus ry:n internetsivut, pikatilasto huhtikuu 2007

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 Kuva 12. Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen 31.12.2007-6.1.2008 (Lähde: Fingrid Oyj).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 4.3 Sähkön kysyntä Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Tätä raporttia varten Energiamarkkinavirasto sai vuosittaiset kulutusarviot talvikausien 2008-2013 huipputehoista edellisvuosien mukaisesti ministeriöltä. Vuosittainen sähkönkulutuksen maksimi tuntikeskiteho on määritetty laskennallisesti koko vuoden ennustetun sähköenergiankulutuksen perusteella. Huipputehon määrityksessä on käytetty oletusta, että huipunkäyttöaika olisi noin 6 000 tuntia vuodessa. Kuvassa 13 on esitetty sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2005-2007. MW 16000 14000 12000 2005 2006 2007 10000 8000 6000 4000 2000 0 1 8760 h / vuosi Kuva 13. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2005-2007 (Lähde: Fingrid Oyj). Sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehon arvioidaan talvella 2008-2009 olevan noin 15 300 MW. Taulukossa 4 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2012-2013 saakka. Rakennusten lämmitystarve riippuu ulkolämpötilasta. 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 Celsiusasteen 6. 6 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 Taulukko 4. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2008-2013 (Lähde: TEM). Talvikausi 2008-2009 2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 Laskennallinen kulutushuippu, MW 15 300 15 400 15 500 15 500 15 600 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2008-2009 Vuonna 2008 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Lisäksi keväällä 2008 kerättiin verkonhaltijoilta tietoja sähköverkkoon liitetyistä voimalaitoksista ja myös suunnitteilla olevista voimalaitoshankkeista. Saatujen tietojen perusteella verkonhaltijoiden verkkoon liitettyjen alle 1 MVA:n voimalaitoksien yhteenlaskettu nimellissähkö oli 76 MVA. Verkonhaltijoilta saatujen ja Energiamarkkinaviraston aiempien tietojen perusteella Energiamarkkinavirasto pyysi syksyllä 2008 voimalaitosten haltijoilta tiedot kaikista vähintään 1 MVA:n sähköverkkoon liitetyistä voimalaitoksista sekä myös suunnitteilla olevista voimalaitoshankkeista. Vuonna 2008 on Suomessa tehty kolmella vesivoimalaitoksella tehonkorotuksia. Teollisuuden CHP-voimalaitoksilla tehonkorotuksia on tehty myös kolmella laitoksella ja lisäksi vuoden lopulla valmistuu yksi uusi laitos. Vastaavasti vuonna 2008 on poistettu käytöstä kaksi teollisuuden CHP-voimalaitosta ja yhdellä laitoksella osa kapasiteetista. Vuoden 2008 lopulla poistuu käytöstä yksi alle 10 MW:n teollisuuden voimalaitos. Taulukossa 5 on esitetty vuonna 2008 valmistuneet tai valmistuneeksi ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Taulukossa 5 esitettyjen tehomäärien lisäksi vuoden 2008 alussa otettiin käyttöön seitsemän 3 MW:n tuulivoimalaitosyksikköä. Lisäksi eräitä aiemmin Energiamarkkinavirastolle ilmoitettuja tehotietoja on tarkennettu. 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. Maksimi sähköteho on saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksimitehot. Taulukossa 6 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 Taulukko 5. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuonna 2008 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Yhteistuotanto Lauhdutus- Vesivoima Kaukolämpö Teollisuus voima 2008 29-92 - Taulukko 6. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne vuoden 2008 lopussa). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 890 Maksimi sähköteho (netto) 16 320 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 150 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 340 Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella vuoden 2008 lopussa käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä) kasvaisi noin 20 MW edellisvuoden määrästä (taulukko 2). Energiamarkkinavirastolle on ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista ensi talveksi 1.12-28.2. Huoltoseisokin kestoksi on arvioitu kolme noin viikon jaksoa, jolloin tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2008 lopussa on noin 14 340 MW (sisältäen huippukaasuturbiini- ja moottorikapasiteettia 70 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. 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. Tästä on esimerkkinä Nord Poolin Internet-sivuilla lokakuussa 2008 ilmoitettu tieto tehorajoituksista (150 MW) turpeen saatavuuden vuoksi. Voimalaitosten käytettävyyttä koskien Energiamarkkinavirasto tilasi keväällä 2008 Pöyry Energy Oy:ltä selvityksen suomalaisten voimalaitosten käytettävyydestä.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 Raportin mukaan kaikentyyppisten suomalaisten laitosten ennakoimattomat energiaepäkäytettävyydet ja vikakertoimet ovat olleet alhaisemmat kuin selvityksessä tarkasteltujen ulkomaalaisten laitosten. Suomalaisista tuotantolaitoksista alhaisimmat vikakertoimet (kfe) ovat raportin mukaan vesivoimalla (noin 1 %) ja ydinvoimalla (noin 2 %). Lämpövoimalla (keskimäärin 5 %) ja tuulivoimalla (5 %) vikakertoimet ovat selvästi suuremmat. Lämpövoiman osalta eri polttoaineiden välillä erot vikakertoimissa ovat melko pienet. Turvetta/puuta käyttävien laitosten vikakertoimet ovat hieman alhaisempia (3 %) kuin kaasua (4 %) ja hiiltä (5 %) käyttävien voimalaitosten. Raskasta polttoöljyä käyttävien laitosten keskimääräinen vikakerroin on puolestaan kertaluokkaa suurempi (30 %) johtuen laitosten alhaisesta lukumäärästä ja erittäin pienestä käyttöajasta. Lauhdelaitosten vikakertoimet ovat jonkin verran korkeampia kuin sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitosten. Jos öljyä käyttävät laitokset jätetään tarkastelusta pois, on lauhdelaitosten vikakerroin keskimäärin 5 %, kun taas yhteistuotantolaitosten vikakerroin on 3 %. Suurin ero lauhde- ja yhteistuotantolaitosten välillä on turvetta käyttävillä laitoksilla, sen sijaan maakaasua ja hiileltä käyttävillä laitoksilla ero on pienempi. Selvitys on saatavilla Energiamarkkinaviraston Internet-sivuilta 7. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida, että kotimaisesta tuotantokapasiteetista keskimäärin noin 400 MW olisi jonkin vian vuoksi poissa käyttövalmiudesta kulutushuipun aikana. Tällöin talvikaudella 2008-2009 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 900 MW, jos järjestelmäreservejä eikä tuulivoima huomioitaisi. Viime vuosina kotimainen tuotantohuippu on kuitenkin ollut tätä määrää pienempi. Syynä tähän voisi olla, että kulutushuippujen aikana sähköä on ollut mahdollista saada kilpailukykyisempään hintaan naapurimaista. Tällöin kallein kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä. Talvella 2006-2007 samanaikainen kotimainen sähköntuotanto oli Fingrid Oyj:n mittausten perusteella suurimmillaan noin 12 600 MW. Tehoreservien käytettävyyttä koskevan määräaikaisen lain piirissä on vuosina 2007-2008 ollut noin 600 MW tuotantokapasiteettia. Turpeen syöttötariffijärjestelmää koskeva laki tuli voimaan keväällä 2007. Järjestelmän odotetaan parantavan turpeen lauhdesähkötuotannon kilpailukykyä myös ensi talvena. Talvikaudella 2008-2009 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin arvioidaan olevan 13 300 MW. Arvio perustuu aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina. Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut talvikautena 2008-2009 tehtävistä huoltotöistä, jotka rajoittaisivat sähkön siirtokapasiteettia muista Pohjoismaista ja Venäjältä Suomeen. Viron ja Suomen välisen Estlink-yhteyden siirtokapasiteetin odotetaan olevan täysimääräisesti käytettävissä ensi talvena. Talvikaudella 2008-2009 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 3850 MW olettaen, ettei siirtoyhteyksissä esiinny odottamattomia vikoja tai ettei muilla rajoituksilla vähennetä kapasiteettia. 7 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 Talvella 2008-2009 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 300 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen tuontikapasiteetin maksimiteholla (3 850 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 11 450 MW. Määrä on noin 86 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (13300 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti (13 300 MW) olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 2 000 MW. Määrä on noin 52 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (3 850 MW). 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2009 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten ja Nord Poolin tietojen perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 345 MW vuoden 2008 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 13 300 MW. Taulukossa 7 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Lisäksi vuoden 2009 alussa otetaan käyttöön 15 MW tuulivoimakapasiteettia. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on lokakuuhun 2008 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle. Tuotantokapasiteetti kasvaa merkittävästi vuonna 2011 tai 2012, jolloin Suomen viides ydinvoimalaitosyksikkö (Olkiluoto 3) on arvioitu otettavan kaupalliseen käyttöön. Taulukko 7. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2009-2012 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) 8 Yhteistuotanto Vesivoima Kaukolämpö Teollisuus Ydinvoima 2009 17 259 1-2010 21 140 104 30 2011 6 - - 1630 9 2012-25 - - Ennakkotietojen perusteella sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan olevan huippukuormituskaudella vuoden 2012 lopussa 14 860 MW. Määräaikainen tehoreservilaki on voimassa helmikuuhun 2011 saakka. Laskelmissa on arvioitu, että tällä hetkellä tehoreservijärjestelmän piirissä oleva kapasiteettimäärä (noin 600 MW) pysyisi samana talvikauteen 2010-2011 saakka, jonka jälkeen vastaava määrä tuotantokapasiteettia poistuisi käyttövalmiudesta, kun edellä mainitun lain voimassaolo päättyy. Fenno-Skan 2 on suunniteltu otettavan käyttöön vuoden 2011 lopulla. Yhteyden siirtokapasiteetti on noin 800 MW. Vuoden 2011 lopussa tai vuonna 2012 kun 8 Arvioitu käyttöönottovuosi 9 Nord Poolin Internet-sivuilla 28.12.2007 ja 17.10.2008 julkaistut arviot voimalaitoksen valmistumisesta

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 Olkiluoto 3 on otettu käyttöön, siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen laskee hieman, sillä varautuminen Olkiluodon uuden yksikön vikaan rajoittaa siirtokapasiteettia Suomen ja Ruotsin välillä 100-200 MW. Siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen olisi talvikaudella 2011-2012 noin 4 450 MW. Sähkön kysynnän arvioidaan kasvavan vuosina 2009-2012. Sähkönkulutuksen huipputehojen arvioidaan olevan talvella 2008-2009 15 300 MW ja talvella 2012-2013 15 600 MW (katso luku 4.3, taulukko 4). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2008-2012 huippukuormituskaudella käytettävissä oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riittäisi kattamaan suurinta sähkönkulutuksen tuntikeskitehoa (kuva 14). Tällöin tehovaje olisi katettava sähkön tuonnilla. Nykyisten tietojen ja arvioiden perusteella haastavin tilanne sähkön toimitusvarmuudessa on talvikaudella 2008-2009, jolloin kulutushuippuna kulutuksen arvioidaan olevan 2 000 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen tuotantokapasiteetti. Talvien 2009-2010 ja 2010-2011 tilannetta helpottavat hieman vuosina 2009 ja 2010 käyttöön otettaviksi suunnitellut investoinnit (katso taulukko 7). Arvioiden perusteella rakenteilla oleva viides ydinvoimalaitosyksikkö ei vielä yksin poistaisi tuontiriippuvuutta kulutushuippuina. Riittävän sähkön tarjonnan varmistamiseksi on tärkeää, että voimalaitosten käytettävyys varmistettaisiin tarvittavien huolto- ja kunnossapitotöiden osalta etenkin ikääntyvissä voimalaitoksissa. Korvausinvestointihankkeet eivät lisää tuotantokapasiteettia, ellei vanhoja laitoksia pidetä käyttövalmiudessa. Useiden varapolttoaineiden käyttömahdollisuus edelleen parantaa laitosten käytettävyyttä. Mahdollisten sähkön tuontiin liittyviin häiriöiden tai rajoituksien osalta on myös tärkeää, että tiedotus vastuutahojen kesken on riittävän nopeaa ja tehokasta. 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 W10 000 M 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2004/2005 2005/2006 2006/2007 2007/2008 2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella Sähkön siirtokapasiteetti Suomeen (Pohjoismaat, Venäjä ja Viro) Sähkönkulutuksen maksimi tuntikeskiteho Kuva 14. Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella, maksimi sähkön tuontikapasiteetti ja sähkönkulutuksen huipputeho esitetyn sähkönkulutusennusteen ja tulevien voimalaitosinvestointien perusteella (ei sisällä järjestelmäreservejä eikä välittömästä tuotantovalmiudesta poistettuja koneistoja).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 23 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista Toimitusvarmuuden yhtenä 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 (pika- ja aikajälleenkytkennät) 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. Tällä hetkellä Energiamarkkinavirasto kerää jakeluverkkoyhtiöiltä 12 sähkön laatua kuvaavaa tunnuslukua. Kerättävät tunnusluvut ovat: Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h/v Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h/v Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 24 Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv:n verkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan vuotuinen keskeytysaika t, h/v. Erikseen kaikkien keskeytysten aika sekä niiden keskeytysten aika, joiden alkusyy on omassa verkossa Kaikkien keskeytysten vuotuinen lukumäärä asiakkaalla k, kpl/v. Erikseen kaikki keskeytykset sekä keskeytykset, joiden alkusyy on omassa verkossa 0,4 kv:n verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien pysyvien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 0,4 kv:n verkon keskeytyksistä aiheutuneita 0,4 kv:n verkon keskeytyksiä 1-70 kv:n verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 70 kv:n verkon keskeytyksistä aiheutuneita 1-70 kv:n verkon keskeytyksiä Vuoden aikana maksettujen sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisten vakiokorvausten määrä jaoteltuna keskeytyksen pituuden mukaan, euro o 12-24 tuntia, euro o 24-72 tuntia, euro o 72-120 tuntia, euro o yli 120 tuntia, euro 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 kestosta kerätään siis tietoa tilastoimalla lyhyet keskeytykset (aika- ja pikajälleenkytkennät) ja muut keskeytykset erikseen. Pitkien keskeytysten osalta tilastoidaan vain keskimääräinen keskeytysaika, mutta ei keskeytysten jakautumista erimittaisiin keskeytyksiin. Muut keskeytysluvut kuin pien- ja keskijänniteverkossa tapahtuvien odottamattomien keskeytysten vuotuinen lukumäärä tilastoidaan muuntopiireittäin eli keskimääräisenä muuntopiirikohtaisena keskeytysmääränä ja - aikana. Vaikka lukujen keräämisen yhteydessä mainitaan asiakkaan keskimääräinen keskeytysluku, on kyse muuntopiirin keskimääräisestä keskeytysluvusta. Muuntopiirikohtainen luku vastaa asiakaskohtaista lukua, jos kaikki muuntopiirit oletetaan asiakasmääriltään ja asiakkaiden käyttäjäryhmäjaoltaan samanlaisiksi. Energiamarkkinaviraston määräys on verkkoluvan omaavia verkonhaltijoita velvoittava ja kerätyt tunnusluvut ovat julkisia tunnuslukuja, joita voidaan julkaista yhtiökohtaisesti. Lisäksi Energiamarkkinavirastolla on mahdollisuus

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 25 valvontatehtävään liittyen kerätä muitakin yhtiökohtaisia tietoja kuin julkiseksi määriteltyjä tunnuslukuja. 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa Energiamarkkinavirasto valvoo sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuutta ja valvonta toteutetaan valvontajaksoittain. Vuoden 2008 alusta alkaneella toisella valvontajaksolla myös sähköntoimituksen keskeytykset ovat mukana sähköverkkotoiminnan taloudellisessa valvonnassa. Toteutuneella keskeytystasolla on siten vaikutus verkonhaltijalle vuosittain tehtävään toteutuneen oikaistun tuloksen laskentaan ja sitä kautta ennen veroja määräytyvään tuottoon. Keskeytykset otetaan huomioon ns. keskeytysten aiheuttamana haitta-arvona, joka lasketaan verkonhaltijasta riippuen hieman eri tavalla. Jakelu- ja alueverkonhaltijoiden kohdalla käytetään KAH-luvun laskentaan Energiamarkkinaviraston määräyksellä kerättäviä keskeytystunnuslukuja mutta kantaverkon KAH-lukuna käytetään kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n kehittämällä ja Energiamarkkinaviraston hyväksymällä menetelmällä laskettua kantaverkon KAH-lukua. Tavoitteena keskeytysten sisällyttämisessä osaksi taloudellista valvontaa on se, että valvontaan liittyvä toiminnan tehokkuuteen ohjaava kannustin ei samalla aiheuttaisi sähkön laadun huonontumista. Toimitusvarmuuteen liittyvä kannustin on suunniteltu siten, että jakelu- ja alueverkkojen tapauksessa sekä verkonhaltija että sähkönkäyttäjät saavat hyötyä toimitusvarmuuden parantuessa ja vastaavasti kokevat haittaa toimitusvarmuuden huonontuessa. Fingrid Oyj:n toimitusvarmuuskannustin taas toimii siten, että toimitusvarmuuden paranemisesta hyötyy pelkästään Fingrid ja vastaavasti toimitusvarmuuden huonontuessa myös koko siitä aiheutuva haitta kohdistuu Fingridille. Pitkistä keskeytyksistä aiheutuvien vakiokorvausten käsittely osana taloudellista valvontaa on myös muuttunut ensimmäiseltä valvontajaksolta. Vuoden 2008 alusta lähtien vakiokorvaukset eivät enää ole olleen ns. läpilaskutuserä vaan ne otetaan huomioon osana verkonhaltijan kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Verkonhaltijoilla on nyt siis entistä voimakkaampi kannustin myös pitkien keskeytysten välttämiseen. Tarkemmin toimitusvarmuuskannustimen toiminta ja taloudellisen valvonnan periaatteet on kuvattu Energiamarkkinaviraston antamissa verkonhaltijakohtaisissa vahvistuspäätöksissä, jotka ovat löydettävissä Energiamarkkinaviraston kotisivuilta. 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus Toimitusvarmuus ei katkosten määrien ja kestojen perusteella yleensä ole ongelma siirtoverkossa, jota yleensä käytetään silmukoituna. Kuvissa 15 ja 16 on esitetty kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n häiriökeskeytykset liityntäpistettä kohden muodossa minuuttia/liityntäpiste ja kappaletta/liityntäpiste vuosina 1997-2007. Vuoteen 2004 asti tilastointi on kattanut vain yhden keskeytystunnusluvun, jossa on mukana kaikki

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 26 jännitetasot ja vuodesta 2005 lähtien keskeytysten lukumäärä on tilastoitu jännitetasoittain. Kuvassa 15 esitetty häiriökeskeytys on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika/verkoston liittymispiste. Vuosina 2005-2007 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 7 6 5 te is p4 tä n lity / 3 in m 2 1 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 15. Fingrid Oyj:n häiriöt (häiriön alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, min/liityntäpiste. Kuvassa 16 esitetty häiriökeskeytys on vuoteen 2004 asti kerätty keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuosina 2005-2007 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 27 0,4 0,35 0,3 te is 0,25 p tä n 0,2 lity l / p0,15 k 0,1 0,05 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 16. Fingrid Oyj:n häiriöt liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. Vuonna 2006 liityntäpistettä kohden olevia häiriöitä ei esiintynyt lainkaan 220 kv:n ja 400 kv:n verkoissa. Tällöin 220 kv:n ja 400 kv:n verkoissa ei vuonna 2006 ole ollut yhtään sellaista vikaa, joka olisi aiheuttanut sähköntoimituksen keskeytyksen liityntäpisteessä. Tämä johtuu siitä, että 220 kv:n ja 400 kv:n verkkojen käyttö silmukoituna mahdollistaa sähkön toimittamisen liityntäpisteeseen, vaikka liityntäpisteeseen liittyviä silmukkaverkon johtoja olisikin vian takia poissa käytöstä. Vuonna 2007 keskeytyksiä vastaavasti on esiintynyt ja kuvissa 15 ja 16 vuosien 2005-2007 aikana esiintyvä vaihtelu kertoo vain sen, että vaikka sähköverkon kunnossa tai rakenteessa ei tapahtuisikaan muutoksia, ovat eri vuodet keskeytysten suhteen erilaisia. Tilaston perusteella Fingrid Oyj:n verkossa eivät häiriökeskeytykset ole lisääntyneet tilaston kattamana aikana. Eri vuosien häiriöt voivat vaihdella, mutta häiriökeskeytysten liittymispistettä kohden laskettu aika ja määrä ovat varsin pieniä. Pelkkiin keskeytystunnuslukuihin perustuen ei kantaverkon toimitusvarmuutta kuitenkaan voida kuvata ja arvioida kattavasti, vaan sen lisäksi tarvitaan tietoa verkon käytettävyydestä ja sen vaihtelusta. 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus Jakeluverkkojen toimitusvarmuuden kehittymistä vuosina 1996-2007 on esitetty kuvissa 17 ja 18. Kuvissa on esitetty keskiarvona kaikkien Suomen jakeluverkonhaltijoiden ilmoittama muuntopiirikohtainen keskeytysaika ja -määrä. Muuntopiirikohtaiset keskeytysluvut antavat arvion siitä, mikä on varsinainen keskimääräinen kuluttajakohtainen keskeytysten taso. Koska kyseessä ovat keskimääräiset keskeytyksiä kuvaavat tunnusluvut, vaihtelevat luvut eri verkonhaltijoiden välillä. Eri kuluttajilla vuosittainen keskeytysten lukumäärä ja

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 kokonaiskeskeytysaika voivat poiketa huomattavastikin valtakunnallisesta tai yksittäisen verkonhaltijan keskiarvosta. 360 iri p to n u /m tia u in M 300 240 180 120 60 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Vuosi Kuva 17. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika vuosina 1996-2007, minuuttia/muuntopiiri. Kuvissa 17 ja 18 on esitetty keskiarvoluvun lisäksi keskeytysten jaottelu kaupunki- ja maaseututyyppisissä jakeluverkoissa tapahtuviin keskeytyksiin. Kaupunkityyppiseksi verkoksi on määritelty verkko, jossa keskijännitejohtojen kaapelointiaste on yli 30 %. Vuoden 2006 keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä on suurempi kuin edellisinä vuosina ja varsinkin maaseututyyppisillä verkonhaltijoilla luku on suurempi kuin aiemmin vuosina 1996-2005 tilastoitu. Tätä tasapainottaa kaupunkityyppisten verkonhaltijoiden keskimääräisessä muuntoiirikohtaisessa keskeytysmäärässä tapahtunut lievä lasku. Keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysmäärät ovat vaihdelleet 4-6 kappaleen välillä viimeisten kymmenen vuoden aikana. Maaseututyyppisillä verkonhaltijoilla keskimääräisen muuntopiirikohtaisen keskeytysmäärän kasvu vuodesta 2004 johtuu muutaman verkonhaltijan huomattavasti keskiarvoa suuremmista keskeytysmääristä. Esimerkiksi vuonna 2006 kolme verkonhaltijaa on ilmoittanut keskiarvoon nähden yli kolminkertaisen muuntopiirikohtaisen keskeytysmäärän. Keskimääräistä keskeytysaikaa kuvaavassa kuvassa 16 on nähtävissä vuonna 2001 sattuneiden Pyryn ja Janikan päivien myrskyjen keskeytysaikaa lisännyt vaikutus. Kuitenkaan selviä merkkejä keskimääräisten keskeytysaikojen muutoksista pitemmällä aikavälillä ei ole havaittavissa, sillä keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat vaihdelleet viimeisen 10 vuoden aikana vuoden 2001 poikkeusta lukuun ottamatta hieman alle 2 tunnista 3 tuntiin.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 Maaseututyyppisillä verkonhaltijoilla vuosittainen vaihteluväli on suurempi kuin kaupunkityyppisillä verkonhaltijoilla, mikä on luonnollista ja johtuu verkon rakenneerosta (maakaapelointi vs. ilmajohtoverkko) kaupunki- ja maaseututyyppisten verkkojen välillä. iri p to n u l/m k p 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Vuosi Kuva 18. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä vuosina 1996-2007, kpl/muuntopiiri. Kuvien 17 ja 18 perusteella voidaan todeta, että kustannusten pienentämiseen kannustava jakeluverkonhaltijoiden taloudellinen valvonta ei näytä aiheuttaneen sähkön laadun selvää huonontumista. Jatkossa on mielenkiintoista seurata mahdollisia muutoksia sähkön laadussa, kun vuoden 2008 alusta voimaan tulleessa, vuodet 2008-2011 kattavassa toista valvontajakso koskevassa hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin valvontamallissa mukana olevan sähkön laadun arvioinnin vaikutukset realisoituvat keskeytysmääriin ja -aikoihin. Energiamarkkinaviraston keräämät keskeytystunnusluvut perustuvat verkonhaltijoiden tekemiin ilmoituksiin ja näiden ilmoitettujen lukujen oikea laskentatapa tullaan varmistamaan, kun niitä käytetään osana taloudellista valvontaa. Vuoden 2008 aikana Energiamarkkinaviraston on kerännyt muutamalta verkonhaltijalta kokemuksia laatutunnuslukujen tilastoinnista ja tilastointiprosessin mahdollisista ongelmakohdista sekä pyrkinyt muotoilemaan menetelmää jolla laatutunnuslukujen oikeellisuutta voidaan jatkossa systemaattisesti seurata. Vuonna 2009 on tavoitteena aloittaa varsinaiset laatutunnuslukujen oikeellisuuden tarkistukset. Uusissa tunnusluvuissa, joita on kerätty vuodesta 2005, on eroteltu suunnitellut ja suunnittelemattomat keskeytykset ja lisäksi lukuja on painotettu keskeytyksen kokeneiden muuntopiirien vuosienergialla, joten luvut antavat muuntopiirikohtaisia tunnuslukuja paremman kuvan keskeytysten vaikutuksesta (olettaen että keskeytyksen vaikutukset ovat sitä haitallisemmat mitä suurempi kulutus keskeytyksen kokee). Uusien tunnuslukujen joukossa on myös lyhyitä keskeytyksiä (pika- ja aikajälleenkytkennät) kuvaavia tunnuslukuja.