ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2009 15.10.2009 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 2008... 12 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2008-2009... 14 4.3 Sähkön kysyntä... 17 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2009-2010... 18 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2010 jälkeen... 21 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS...24 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 24 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 27 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 27 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 30 5.5 Vakiokorvaukset... 33 5.6 Keskeytysten sähkön käyttäjälle aiheuttama haitta (KAH)... 36 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET...39 6.1 Fenno-Skan 2... 39 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS...40 7.1 Energiamarkkinavirasto... 40 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 41
ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Kansikuva: Jyväskylän Voima Oy:n Keljonlahden voimalaitos valokuva Jyväskylän Energian arkisto
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 13 100 MW talvikaudella 2009-2010. Voimalaitosten haltijoiden ilmoituksiin perustuva huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteetti on vuoden 2009 lopussa noin 14 050 MW, kun kaikki laitokset on oletettu olevan kokonaan käytettävissä. Tässä luvussa eivät ole mukana järjestelmäreservit, tuulivoimakapasiteetti ja kokonaiskapasiteettia alentavat voimalaitosten vikaantumiset. Talvikaudella 2009-2010 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 2009-2010 sähkön siirtokapasiteetti Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen on käytössä täysimääräisenä, eli siirtokapasiteetin arvioidaan olevan 3 850 MW. Globaali taloustilanne on vähentänyt sähkönkulutusta Suomessa. Vuositasolla kulutus oli vähentynyt elokuuhun 2009 mennessä noin yhdeksän prosenttia edellisvuoden vastaavasta ajankohdasta. Talvikaudella 2009-2010 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 14 500 MW. Tämä on noin 1 400 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 2012. Vuosina 2010-2011 tuotantokapasiteetti kasvaa lähinnä käytössä olevien voimalaitosten tehonkorotusten ja pienehköjen uusinvestointien kautta. Näiden lisäysten ei odoteta merkittävästi lisäävän huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteettia. Sähkönkulutuksen odotetaan kasvavan maltillisesti vuosina 2010-2014. Kulutuksen kasvu voi jäädä arvioitua pienemmäksi jos meneillään oleva metsäteollisuuden rakennemuutos toteutuu odotettua voimakkaampana. Talvella 2010-2011 sähkönkulutuksen suurimman tuntikeskitehon arvioidaan olevan noin 15 000 MW ja talvella 2014-2015 suuruudeltaan noin 16 200 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Suomeen kasvaa vuonna 2011, jolloin toinen Suomen ja Ruotsin välinen tasasähköyhteys (Fenno-Skan 2) otetaan käyttöön. Vuosina 2009-2014 talvikausina sähköntuotantokapasiteetin Suomessa arvioidaan olevan riittämätön kattamaan kulutushuipun aikainen sähkönkulutus. Tällöin syntyvä tehovaje katetaan sähkön tuonnilla. Suurimmillaan sähkön tuonnilla katettava tehontarve arvioidaan olevan talvikautena 2011-2012 noin 2 100 MW. Riittävän sähkön tarjonnan turvaamiseksi vuosina 2009-2014 on tärkeää, että talvikaudella sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen ovat mahdollisimman luotettavasti ja täysimääräisesti käytettävissä.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 Osa lämpövoimakapasiteetista on suhteellisen vanhaa. Lauhdetuotannon koneistoista yhteensä noin 1 500 MW on otettu käyttöön yli 30 vuotta sitten. Sähköverkkojen toimitusvarmuus on Energiamarkkinaviraston keräämien keskimääräisten keskeytysaikojen ja -määrien mukaan pysynyt suunnilleen samalla tasolla vuosina 1996-2008. 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 2008 oli noin 33,4 Mtoe (35,1 Mtoe vuonna 2007). Kulutus väheni edellisestä vuodesta lähes viisi prosenttia. Talouden taantuma vähensi energiankulutusta vuonna 2008 etenkin vuoden loppupuoliskolla. Kivihiiltä kulutettiin 26 % ja öljyä 2 % vähemmän kuin vuonna 2007. Toinen peräkkäinen sateinen kesäkausi vähensi turpeen tuotantoa jonka seurauksena kotimaisen turpeen saatavuus talvikaudella heikkeni. Turpeen kulutus väheni 21 % edellisvuodesta. Puuperäisten polttoaineiden kulutus pysyi edellisvuoden tasolla. Maakaasun kulutus sitä vastoin hieman kasvoi (1 %). Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa olivat 54 miljoonaa tonnia. Hiilidioksidipäästöjen määrä väheni vajaat 13 prosenttia vuoden 2007 määrästä. Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 1998-2008. 10 9 Mtoe 8 7 6 5 4 3 2 1 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puuperäiset polttoaineet 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 1 Tilastokeskus. Internet-sivut Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 1998-2008 (hiili sisältää koksin, masuunija koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2008 Suomessa kulutettiin sähköä noin 87 TWh (90,4 TWh vuonna 2007). Samana vuonna sähköä tuotettiin Suomessa 74,2 TWh (77,8 TWh vuonna 2007). Sähköntuotanto laski noin viisi prosenttia edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 12,8 TWh (12,6 TWh vuonna 2007). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 14,7 % (13,9 % vuonna 2007). Hyvän vesitilanteen johdosta vuonna 2008 vesivoiman tuotanto saavutti vuositasolla tähän mennessä suurimman tuotantomääränsä 16,9 TWh. Lauhdutusvoiman tuotanto sitä vastoin laski 43 %. Sähkön hankinta vuosina 1998-2008 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuonna 2007 ja 2008.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 100 90 80 70 60 Nettotuonti Kaasuturbiini Lauhdevoima Vesivoima TWh 50 40 30 20 10 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Yhteistuotanto kaukolämpö Yhteistuotanto teollisuus Ydinvoima Tuulivoima Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2007 ja 2008 (lähde: Tilastokeskus). 2007 GWh 2008 GWh Vesivoima 13 991 16 889 Tuulivoima 188 262 Yhteistuotanto teollisuus 11 430 11 255 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 330 15 543 Ydinvoima 22 501 22 038 Lauhdevoima 14 320 8 201 Kaasuturbiini 57 6 Tuonti 12 557 12 772 Yhteensä 90 374 86 966 Vuonna 2009 tammi-syyskuussa pohjoismaisten vesivoimavarastojen täyttymisaste oli alle keskimääräisen tason. Syyskuussa täyttymisaste oli noin kaksi prosenttiyksikköä alle keskimääräisen tason. Suomen vesivoimavarastojen täyttymisaste oli vuoden alusta maaliskuuhun 2009 saakka yli vuosien 1978-2001 korkeimman tason. Kesäkuusta syyskuuhun välisenä aikana täyttymisaste oli noin viisi prosenttiyksikköä alle pitkäaikaisen keskitason. Kuvissa 3 ja 4 on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa ja Suomessa.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%). Vertailuarvo 100 % oli 12.4.2004: 121 176 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1990-2006 (lähde: Nord Pool). Kuva 4. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Suomessa (%). Vertailuarvo 100 % oli 4.9.2002: 5 530 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1978-2001 (lähde: Nord Pool).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 3.2 Markkinahintojen kehittyminen 2,3 Raakaöljyn (Brent) hinta romahti vuoden 2008 toisella puoliskolla. Vuoden alussa 2009 raakaöljyn hinta oli noin 45 USD/barreli. Syyskuussa hinta oli noin 70 USD/barreli 4. Raskaan polttoöljyn hinta oli noin 20 /MWh vuoden 2008 lopussa ja hieman alle 30 /MWh kesällä 2009. Turpeen hinta nousi vuonna 2008 ollen vuoden lopulla hieman yli 10 /MWh. Kivihiilen hinta saavutti ennätystason syksyllä 2008. Hintapiikki oli kuitenkin lyhytaikainen ja kesällä 2009 hinta laski jo alle 10 /MWh. Maakaasun kokonaishinta suurasiakkaille oli kesällä 2009 noin 23 /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). Syyskuussa 2008 sähkön markkinahinta kuukausikeskiarvona (Suomen aluehinta) saavutti toistaiseksi korkeimman tason 2000-luvulla, jolloin kuukausikeskihinta oli 73,4 /MWh. Järjestelmähinta oli syyskuussa 2008 67,5 /MWh. Syyskuun jälkeen sähkön markkinahinta lähti voimakkaaseen laskuun ja oli heinäkuussa 2009 hieman alle 34 /MWh. Suomen aluehinnan päiväkeskihinta oli korkeimmillaan viime talvella 1.12.2008 55 /MWh. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat sekä kuvassa 7 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta sekä termiinihinnat vuodelle 2010. 2 Tilastokeskus 3 Nord Pool. Internet-sivut 4 Oilnergy. Internet-sivut
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 80 70 60 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 8/2009: järjestelmähinta 32,4 EUR/MWh, Suomen aluehinta 37,3 EUR/MWh EUR/MWh 50 40 30 20 10 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kuva 6. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot-aluehinnan kuukausikeskihinnat (lähde: Nord Pool). 100 90 80 70 22.9.2009 Järjestelmähinta Suomen aluehinta Termiinit EUR/MWh 60 50 40 30 20 10 0 1.1.2008 1.7.2008 1.1.2009 1.7.2009 1.1.2010 1.7.2010 Kuva 7. Nord Poolin päivittäiset järjestelmä- ja Suomen aluehinnat sekä termiinit (Quarter) vuoden 2010 lopulle (lähde: Nord Pool). Vuonna 2009 Kioto-kauden EUA-spot hinta on vaihdellut välillä 8-15 /tco2. Kuvassa 8 on esitetty päästöoikeuksien (tco2) (BNS EUA 08-12) ja CER-tuotteen (BNS CER) spot-hintojen kehitys vuosina 2008-2009 BlueNext:n pörssikaupassa. Vuosia 2010-2012 koskevien johdannaistuotteiden (EUA) hinnat olivat syyskuun lopussa 13-15 /tco2.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 EUR/tCO2 35 30 BNS EUA 08-12 BNS CER 25 20 15 10 5 0 26.2.2008 26.8.2008 26.2.2009 26.8.2009 Kuva 8. BlueNext CO2-päästöoikeuksien (BNS EUA 08-12) ja CER:n (BNS CER) spot-hintojen kehitys (lähde: BlueNext).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2008 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 2008 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 16 300 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 150 MW. Fingrid Oyj ilmoitti järjestelmäreservien olevan 1 180 MW vuoden 2008 lopussa. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2008-28.2.2009. Huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin kolme viikon jaksoa ja että se vähentäisi tuotantokapasiteettia enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2008 lopussa oli noin 14 320 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, järjestelmäreservejä. Taulukossa 2 on esitetty yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista. Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (vuoden lopussa 2008). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 900 Maksimi sähköteho (netto) 16 300 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 150 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 320 Viime vuosien tuotantohuippujen ja oletetun voimalaitoksien epäkäytettävyyden perusteella Energiamarkkinavirasto arvioi talvikauden 2008-2009 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olleen 13 300 MW.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 13 Energiamarkkinaviraston tietojen mukaan vuonna 2008 otettiin käyttöön uusi teollisuuden CHP-voimalaitos sekä muutamia tehonkorotuksia vesivoimalaitoksilla ja teollisuuden CHP-voimalaitoksilla. Saman vuonna myös poistettiin käytöstä useita voimalaitoksia erityisesti metsäteollisuuden piirissä. Vuonna 2008 tuotantokapasiteetti ei lisääntynyt edellisvuodesta. Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2008 on esitetty kuvassa 9. Seuraavien kolmen vuoden (2010-2012) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa tulee olemaan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3:n tullessa käyttöön vuonna 2012. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa kuitenkin esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Tuotantokapasiteetti 2008, MW Sähköntuotanto 2008, TWh Turve 10,4 % Biopolttoaineet 11,5 % Muut 1,3 % Vesivoima 18,0 % Tuulivoima 0,5 % Turve 7,8 % Biopolttoaineet 11,7 % Muut 0,8 % Vesivoima 22,8 % Maakaasu 13,5 % Öljy 7,7 % Hiili 21,5 % Ydinvoima 15,6 % Maakaasu 14,8 % Öljy 0,4 % Hiili 11,6 % Ydinvoima 29,6 % Tuulivoima 0,4 % Kuva 9. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain (MW) ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2008 (TWh) (lähde: EMV ja Tilastokeskus). Kuvassa 10 on esitetty lauhdutusvoimalaitosten sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) käyttöönotto vuosittain jaoteltuna. Mukaan ei ole laskettu yhdistetyn tuotannon erillistuotanto-osuuksia. Lauhdevoiman koneistoista noin 1 500 MW on otettu käyttöön ennen vuotta 1979. Kuvassa esitetyn kapasiteetin lisäksi on 610 MW käyttövalmiudesta vuonna 2009 poistettuja koneistoja.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 1990-1994 1985-1989 1980-1984 1975-1979 1970-1974 1965-1969 1960-1964 1955-1959 1950-1954 1945-1949 1940-1944 1935-1939 MW 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Kuva 10. Lauhdutusvoimalaitosten sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) jaoteltuna käyttöönotto vuosittain (tilanne syyskuussa 2009). 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2008-2009 Talvikaudella 2008-2009 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon 16.1.2009 klo 8-9, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 13 045 MW. Energiateollisuus ry:n laskelmien mukaan kulutushuippu oli Fingrid Oyj:n määrittämää arvoa hieman pienempi (13 008 MW). Kuvassa 11 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja jaksolla 12-18.1.2009. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä Fingrid Oyj:n tietojen mukaan 10 918 MW (ET: 10 831 MW) ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 100 MW:n keskituntiteholla. Viikolla 3/2009 sähkön markkinahinnan keskihinta oli noin 41 /MWh. Kalleimmillaan Suomen aluehinta oli noin 64 /MWh illalla torstaina 15.1.2009. Perjantaina, jolloin sähkönkulutus oli Suomessa korkeimmillaan, kallein tunti maksoi 62 /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 2009.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 MW 14000 /MWh 180 13000 160 12000 140 11000 120 10000 100 9000 80 8000 60 7000 40 6000 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1 17.1 18.1 Sähkönkulutus (MW) Sähköntuotanto (MW) Elspot Suomen aluehinta ( /MWh) Kuva 11. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Elspot Suomen aluehinta viikolla 3/2009 (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool). 20 Talvella 2008-2009 kotimainen sähköntuotanto oli samanaikaisesti korkeimmillaan (18.2.2009 klo 19-20) noin 11 200 MW. Kulutushuipun aikana 16.1.2009 kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti ollut tarvittaessa otettavissa tuotantoon noin 2500 MW (ilman järjestelmäreservejä). Viimetalvena, Adato Energia Oy:n pikatilaston mukaan, kotimainen sähköntuotanto oli 18.2.2009 tuotantomuotojen yhteenlaskettujen tuotantohuippujen (ei yhdenaikainen) osalta lähes 11 300 MW 5. Sähkön siirtokapasiteetti Ruotsista Suomeen oli seitsemän tunnin aikana 18.1.2009 vähentynyt noin 1 000 MW:lla. Syynä oli rajajohdoilla tehty suunniteltu huolto. Svenska Kraftnätin verkon siirtorajoituksen aikana 14.1.2009 tuontikapasiteetti oli neljän tunnin aikana vähentynyt enimmillään 640 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Venäjältä Suomeen oli talvijaksolla vähimmillään 1 060 MW (400 ja 110 kv:n yhteyksillä). Määrää pienensivät huoltotyöt ja suoritetut kytkennät. Siirtokapasiteetti Virosta Suomeen oli poissa käytöstä yhdeksän tunnin aikana 11.1.2009. Kuvassa 12 on esitetty rajakapasiteetit ja toteutuneet siirtomäärät viikolla 3/2009. Kulutushuipun aikana kotimainen tuotantokapasiteetti ja sähkön tuontikapasiteetti olivat riittävät kattamaan sähkönkulutuksen Suomessa eikä kulutusta ollut tarvetta rajoittaa. 5 Energiateollisuus ry:n Internet-sivut, pikatilasto helmikuu 2009
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 Ruotsi Venäjä Viro Norja Kuva 12. Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen 12-18.1.2009 (Lähde: Fingrid Oyj).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 4.3 Sähkön kysyntä Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Tätä raporttia varten Energiamarkkinavirasto sai vuosittaiset kulutusarviot 2009-2015 edellisvuosien mukaisesti ministeriöltä. Kulutusarviot perustuvat viimeisimpiin vuonna 2008 laadittuihin arvioihin mutta Suomessa meneillään oleva metsäteollisuuden rakennemuutos sekä globaali taloudellinen taantuma voivat laskea näitä arvioita. Edellisten seikkojen vaikutus korostuu Suomessa, koska teollisuuden osuus koko sähkönkulutuksesta on ollut tyypillisesti yli puolet. Teollisuuden sähkönkulutuksesta massa ja paperiteollisuuden osuus on ollut lähes 60 % vuosina 1995-2006. Vuonna 2008 Suomessa kulutettiin sähköä noin 87 TWh. Viimeisen 12 kuukauden aikana elokuun loppuun mennessä sähköä on kulutettu 80,9 TWh. Vuonna 2014 sähkökulutuksen arvioidaan olevan 97,5 TWh. Vuosikymmeneen loppuun mennessä kulutuksen arvioidaan vielä hieman kasvavan 6. Sähkönkulutus on arvioitu vuonna 2024 olevan noin 98,3 TWh. 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 2005-2008. MW 16000 14000 12000 10000 2005 2006 2007 2008 8000 6000 4000 2000 0 1 8760 h / vuosi Kuva 13. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2005-2008 (Lähde: Fingrid Oyj). Sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehon arvioidaan talvella 2009-2010 olevan noin 14 500 MW. Taulukossa 3 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2013-2015 saakka. Talvikaudella 2023-2024 kulutushuipun on arvioitu olevan noin 16 400 MW. Rakennusten lämmitystarve riippuu ulkolämpötilasta. Adato Energian tilastollisen analyysin mukaan lämpötilan lasku yhdellä Celsius-asteella lisää lämmityssähkön 6 Pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia Valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 6.11.2008
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 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 7. Taulukko 3. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2009-2015 (Lähde: TEM). Talvikausi 2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015 Laskennallinen kulutushuippu, MW 14 500 15 000 15 500 15 800 16 100 16 200 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2009-2010 Vuonna 2009 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Vuonna 2009 on Suomessa tehty kahdella vesivoimalaitoksella tehonkorotuksia. Yhdellä teollisuuden CHP-voimalaitoksella on tehty pienehkö tehonkorotus ja lisäksi on valmistunut kaksi uutta teollisuuden CHP-voimalaitosta. Vastaavasti vuonna 2009 on yhdellä teollisuuden CHP-voimalaitoksella poistettu merkittävä osa kapasiteetista. Syksyllä 2009 on otettu käyttöön yksi alle 10 MW:n kaukolämmön CHP-laitos ja loppuvuonna valmistuu yksi uusi laitosta sekä yksi uusi 234 MW:n laitoslaajennus. Keväällä 2009 poistui käyttövalmiudesta yksi alle 100 MW:n kaukolämmön CHPvoimalaitos. Suuren lauhdutusvoimalaitoksen kapasiteetista poistuu loppuvuonna 460 MW 14 vuorokauden käyttövalmiudesta. Taulukossa 4 on esitetty vuonna 2009 valmistuneet tai valmistuneeksi ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Taulukossa 4 esitettyjen tehomäärien lisäksi vuoden 2009 alussa otettiin käyttöön viisi 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 7 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksimitehot. Taulukossa 5 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja. Taulukko 4. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuonna 2009 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Vesivoima Yhteistuotanto Kaukolämpö Teollisuus Lauhdutusvoima 2009 15 259 9 - Taulukko 5. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne vuoden 2009 lopussa). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 530 Maksimi sähköteho (netto) 16 030 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 680 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 050 Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella vuoden 2009 lopussa käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä) vähenee noin 270 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 enimmillään kolme noin viikon jaksoa, jolloin tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2009 lopussa on noin 14 050 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. Vuoden 2009 lopulla on käyttövalmiudesta poistettua tuotantokapasiteettia (yli 14 vuorokauden käynnistysvalmiudessa) yhteensä 680 MW.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 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. Voimalaitosten käytettävyyttä koskien Energiamarkkinavirasto tilasi keväällä 2008 Pöyry Energy Oy:ltä selvityksen suomalaisten voimalaitosten käytettävyydestä. 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 8. 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 2009-2010 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 700 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 2007-2009 ollut noin 600 MW tuotantokapasiteettia. Turpeen syöttötariffijärjestelmää koskeva laki tuli voimaan keväällä 2007. Järjestelmän odotetaan parantavan turpeen lauhdesähkötuotannon kilpailukykyä myös ensi talvena. Talvikaudella 2009-2010 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin arvioidaan olevan 13 100 MW. Arvio perustuu aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina. 8 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut talvikautena 2009-2010 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 2009-2010 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 3 850 MW olettaen, ettei siirtoyhteyksissä esiinny odottamattomia vikoja tai ettei muilla rajoituksilla vähennetä kapasiteettia. Talvella 2009-2010 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 14 500 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen tuontikapasiteetin maksimiteholla (3 850 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 10 650 MW. Määrä on noin 82 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (13 100 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti (13 100 MW) olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 1 400 MW. Määrä on noin 36 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (3 850 MW). 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2010 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten ja Nord Poolin tietojen perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 050 MW vuoden 2009 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 13 100 MW. Taulukossa 6 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Lisäksi vuonna 2010 otetaan käyttöön 12 MW tuulivoimakapasiteettia. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on syyskuuhun 2009 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle. Tuotantokapasiteetti kasvaa merkittävästi vuonna 2012, jolloin Suomen viides ydinvoimalaitosyksikkö (Olkiluoto 3) on arvioitu otettavan kaupalliseen käyttöön. Taulukko 6. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2010-2013 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) 9 Yhteistuotanto Vesivoima Kaukolämpö Teollisuus Ydinvoima 2010 24 145 104 30 2011 19 - - 30 2012 3 25-1 600 2013 - - - - Ennakkotietojen perusteella sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan olevan huippukuormituskaudella vuoden 2014 lopussa 15 050 MW. Määräaikainen tehoreservilaki on voimassa helmikuuhun 2011 saakka. Laskelmissa on odotettu, että 9 Arvioitu käyttöönottovuosi
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 tehoreservilain voimassaoloa jatkettaisiin tai jollain muulla järjestelmällä taattaisiin tällä hetkellä tehoreservijärjestelmän piirissä olevan kapasiteettimäärän (noin 600 MW) säilyminen talvikauteen 2014-2015 saakka. Fenno-Skan 2 on suunniteltu otettavan käyttöön vuoden 2011 lopulla. Yhteyden siirtokapasiteetti on noin 800 MW. Vuonna 2012 kun 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 2014-2015 noin 4 450 MW. Sähkön kysynnän arvioidaan kasvavan vuosina 2010-2014. Sähkönkulutuksen huipputehojen arvioidaan olevan talvella 2009-2010 14 500 MW ja talvella 2014-2015 16 200 MW (katso luku 4.3, taulukko 3). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2010-2014 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 2011-2012, jolloin kulutushuippuna kulutuksen arvioidaan olevan 2 100 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen tuotantokapasiteetti. Talven 2009-2010 tilannetta helpottavat hieman vuosina 2009 ja 2010 käyttöön otettaviksi suunnitellut investoinnit (katso taulukot 5 ja 7) sekä talouden taantuman johdosta vähenevä sähkönkulutus. Arvioiden perusteella rakenteilla oleva viides ydinvoimalaitosyksikkö ei vielä yksin poistaisi tuontiriippuvuutta kulutushuippuina. Talvikausilla 2013-2015 sähköä olisi tarve tuoda kulutushuipun aikana noin 800-1 200 MW:n teholla. Vuonna 2024 sähkön tuontitarve kulutushuippuna olisi noin 1 400 MW. Tuontitarve kasvaisi vajaaseen 3 000 MW:iin jos nykyiset hieman yli 30 vuotta käytössä olleet lauhdevoimalaitokset poistettaisiin käytöstä niiden saavutettua 45 vuoden käyttöiän. Tuontitarvetta voi vähentää mahdollisesti uusi kotimainen tuulivoimakapasiteetti sekä metsäteollisuuden rakennemuutoksen johdosta ennakoitua voimakkaampi sähkönkulutuksen väheneminen. Hallituksen ilmasto- ja energiastrategian 10 tavoitteena on, että vuonna 2020 Suomessa olisi noin 2 000 MW tuulivoimakapasiteettia. Eräiden arvioiden mukaan koko tuulivoimakapasiteetista olisi kulutushuipun aikana tuotannossa noin kuusi prosenttia eli noin 120 MW. 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. 10 Pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 6.11 2008, http://www.tem.fi/files/20585/selontekoehdotus_311008.pdf
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 23 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 MW 10 000 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 2013/2014 2014/2015 Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella Sähkön siirtokapasiteetti Suomeen (Pohjoismaat, Venäjä ja Viro) Sähkönkulutuksen maksimi tuntikeskiteho (toteutunut / ennuste) 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 24 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. 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
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 25 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 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 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 erimittaisiin keskeytyksiin. Muut keskeytysluvut kuin pienja 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.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 26 Energiamarkkinavirasto kerää alueverkonhaltijoilta ja kantaverkonhaltijalta muuta sähköverkkotoimintaa kuin jakeluverkkotoimintaa koskevia 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
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 27 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 olleet 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 haittana (KAH), joka lasketaan verkonhaltijasta riippuen hieman eri tavalla. Jakelu- ja alueverkonhaltijoiden kohdalla käytetään KAH-luvun laskentaan Energiamarkkinaviraston määräyksellä (Määräys sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta, Dnro 1345/01/2005) kerättäviä keskeytystunnuslukuja. 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 vaikuttaa siten, että toimitusvarmuuden paranemisesta hyötyy pelkästään Fingrid Oyj ja vastaavasti toimitusvarmuuden huonontuessa myös koko siitä aiheutuva haitta kohdistuu Fingrid Oyj:lle. Pitkistä keskeytyksistä aiheutuvien vakiokorvausten käsittely osana taloudellista valvontaa on myös muuttunut ensimmäiseltä valvontajaksolta. Vuoden 2008 alusta lähtien vakiokorvaukset eivät enää ole olleet ns. läpilaskutuserä, vaan ne on otettu huomioon osana verkonhaltijan kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Verkonhaltijoilla on nyt siis entistä voimakkaampi kannustin myös pitkien keskeytysten välttämiseen. Tarkemmin toimitusvarmuuskannustimen toiminta ja kohtuullisen tuoton laskennan periaatteet on kuvattu Energiamarkkinaviraston antamissa verkonhaltijakohtaisissa vahvistuspäätöksissä, jotka ovat löydettävissä Energiamarkkinaviraston kotisivuilta. 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus Toimitusvarmuus ei keskeytysten 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 erikseen minuuttia/liityntäpiste ja kappaletta/liityntäpiste vuosina 1997-2008. Vuoteen 2004 asti tilastointi on kattanut vain yhden keskeytystunnusluvun, jossa on mukana kaikki
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 jännitetasot ja vuodesta 2005 lähtien keskeytysten lukumäärä on tilastoitu erikseen jännitetasoittain: 110, 220 ja 400 kv. Kuvassa 15 esitetty häiriökeskeytys on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika/verkoston liittymispiste. Vuosina 2005-2008 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on ollut Fingrid Oyj:n omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 7,00 6,00 5,00 min / liityntäpiste 4,00 3,00 2,00 1,00-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 15. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytykset (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, minuuttia/liityntäpiste. Vuonna 2008 Fingrid Oyj:llä ei ollut 220 ja 400 kv verkoissa sellaisia häiriökeskeytyksiä, jotka olisivat aiheuttaneet siirron keskeytyksiä asiakkaille. 110 kv verkossa häiriökeskeytysajat ovat vuosina 2005-2008 vaihdelleet 1,3-2,1 minuutin välillä. 220 tai 400 kv verkoissa yksittäiset häiriökeskeytykset vaikuttavat liityntäpisteitä kohden suhteutetuilla luvuilla merkittävämmin kuin 110 kv verkossa, jossa liityntäpisteiden määrä on noin 40-kertainen korkeampiin jännitetasoihin verrattuna. Vuoden 2008 lopussa Fingrid Oyj:llä oli 110 kv liityntäpisteitä 558 kpl, 220 kv liityntäpisteitä 12 kpl ja 400 kv liityntäpisteitä 16 kpl. 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 16 esitetty häiriökeskeytys on vuoteen 2004 asti kerätty keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuosina 2005-2008 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 0,40 0,35 0,30 kpl / liityntäpiste 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 16. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysaika (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. Vuonna 2006 liityntäpistettä kohden olevia häiriöitä ei esiintynyt lainkaan 220 ja 400 kv verkoissa. Tällöin 220 ja 400 kv verkoissa ei vuonna 2006 ole ollut yhtään sellaista vikaa, joka olisi aiheuttanut sähköntoimituksen keskeytyksen liityntäpisteessä. Tämä johtuu siitä, että 220 ja 400 kv verkkojen käyttö silmukoituna mahdollistaa sähkön toimittamisen liityntäpisteeseen, vaikka liityntäpisteeseen liittyviä silmukkaverkon johtoja olisikin vian takia poissa käytöstä. Vuonna 2007 keskeytyksiä on vastaavasti esiintynyt ja kuvissa 15 ja 16 vuosien 2005-2008 aikana esiintyvä vaihtelu kertoo vain sen, että vaikka sähköverkon kunnossa tai rakenteessa ei tapahtuisikaan muutoksia, ovat eri vuodet keskeytysten suhteen erilaisia. Valtaosaan liityntäpisteistä vaikuttavassa 110 kv verkon häiriökeskeytysten lukumäärässä on sen sijaan havaittavissa jonkin asteista laskevaa trendiä. 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. Fingrid Oyj:n 110 kv verkon liityntäpisteissä oli vuoden 2008 aikana keskimäärin 0,38 suunniteltua keskeytystä. Suunniteltujen keskeytysten keskimääräinen keskeytysaika liityntäpistettä kohden 110 kv jännitetasolla oli vuoden 2008 aikana hieman yli vuorokausi. Näistä suunnitelluista keskeytyksistä ei ole ollut Fingrid Oyj:n asiakkaille haittaa, sillä niiden aikana siirto on saatu hoidettua muiden yhteyksien kautta.