ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2012 15.10.2012 Energiamarkkinavirasto Lintulahdenkuja 4 Puhelin 029 505 0000 S-posti virasto@energiamarkkinavirasto.fi Energimarknadsverket 00530 Helsinki Telefax 09 622 1911 Internet www.energiamarkkinavirasto.fi
ENERGIAMARKKINAVIRASTO i Kansikuva: Keravan Energia Oy:n voimalaitos Keravalla / Nina Kaverinen
ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 3 2 TIIVISTELMÄ... 4 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT... 6 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto... 6 3.2 Vesivoimavarastojen kehitys pohjoismaissa... 7 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys... 9 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys... 10 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 13 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2011... 13 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2011-2012... 15 4.3 Sähkön kysyntä lähivuosina... 17 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2012-2013... 19 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2012 jälkeen... 22 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS... 25 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 25 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 27 5.3 Hannu- ja Tapani myrskyt ja vaikutus toimitusvarmuuteen... 28 5.4 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 29 5.5 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 31 5.6 Jakeluverkkojen maakaapelointiaste... 35 5.7 Vakiokorvaukset... 35 5.8 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle... 38 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET... 40 6.1 Estlink 2... 40 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS... 41 7.1 Energiamarkkinavirasto... 41 7.1.1 Tehoreservilaki... 42 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 43
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 3 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitykseen Suomessa keskeisesti vaikuttavia asioita kuten energiankulutusta sekä sähköntuotantoja siirtokapasiteettia. Raportissa on tarkasteltu myös sähkön siirto- ja jakeluverkkojen toimitusvarmuutta. Lisäksi raportissa kerrotaan viranomaisten tehtävistä ja toimivallasta sähköntuotantoon liittyvissä asioissa. Vuoden 2004 lopussa voimaan tulleella sähkömarkkinalain muutoksella haluttiin tehostaa sähkön kysynnän ja tarjonnan välisen tasapainon seurantaa. Samalla muutettiin sähköntuotannon valvontaan liittyvää toimivaltajakoa silloisen kauppa- ja teollisuusministeriön sekä sähkömarkkinaviranomaisena toimivan Energiamarkkinaviraston välillä. Parhaillaan valmistellaan sähkömarkkinalain uudistusta joka tullee lisäämään toimitusvarmuuden seurantaan ja valvontaan liittyviä viranomaistehtäviä. Sähkön sisämarkkinadirektiivin 4 artiklan edellyttämä toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiamarkkinaviraston hoidettavaksi. Sähköntuotantoa koskevien säännösten valvontaa koskeva toimivalta siirrettiin samalla silloiselta kauppa- ja teollisuusministeriöltä Energiamarkkinavirastolle. Energia- ja ilmastopolitiikasta valmisteluvastuussa oleva työ- ja elinkeinoministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevista arvioista ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiamarkkinavirastolle. Sähkömarkkinalain perusteella Energiamarkkinavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Energiamarkkinavirasto 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 EU-tason tiedonantovelvoitteista.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 4 2 TIIVISTELMÄ Vuosi 2011 oli sähkömarkkinoilla monessakin mielessä poikkeuksellinen. Pohjolassa pitkään huonona jatkunut vesivoimatilanne parani nopeasti kesän loppupuolella laskien sähkön hintaa tukkumarkkinoilla. Aiempina vuosina lähes täydellä kapasiteetilla toiminut sähkön tuonti Venäjältä osoitti sekin muuttumisen merkkejä. Syksystä 2011 alkaen sähkön tuontimäärät Venäjältä ovat vähentyneet radikaalisti, keskeisenä syynä tähän on Venäjällä käyttöön otettu kapasiteettimaksu, joka on nostanut tuontisähkön hintaa. Nämä muutokset näkyivät Suomen ja Ruotsin välisten siirtoyhteyskapasiteetin käyttöasteessa. Aiempina vuosina pullonkauloja Suomen ja Ruotsin välillä ei juurikaan ole ollut, mutta vuoden 2011 aikana siirtoyhteyksien kapasiteetti rajoitti erityisesti Suomeen tuotaessa yli 15 % tunneista. Tilannetta helpotti marraskuun puolivälissä käyttöönotettu uusi Suomen ja Ruotsin välinen merikaapeli, Fennoskan 2. Aiemmin yhtenä hinta-alueena pysytellyt Ruotsi jaettiin neljään hinta-alueeseen marraskuun alussa. Hinta-aluejako on tehnyt Ruotsin siirtoverkon rajoitteet läpinäkyvämmäksi markkinoille. Myös sähköverkkojen toimitusvarmuuden kannalta vuosi 2011 oli poikkeuksellinen. Vuoden lopussa Suomen yli liikkuneet Hannu- ja Tapani myrskyt aiheuttivat sähkön jakeluverkolle historiallisen laajat vahingot. Myrskyjen vaikutus näkyy selvästi tässä raportissa julkaistavissa Energiamarkkinaviraston keräämissä toimitusvarmuustilastoissa. Energiamarkkinaviraston toimitusvarmuusraportin pääpaino on Suomen tehotasapainon sekä sähköverkkojen toimitusvarmuuden seurannassa. Energiamarkkinavirasto arvioi ensi talvena 2012-2013 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 13 300 MW. Sähkökulutus on kääntynyt laskuun vuoden 2010 jälkeen. Vuonna 2011 kokonaiskulutus oli 84,4 TWh (-4% vuodesta 2010). Kulutus on vähentynyt myös alkuvuoden 2012 aikana. Talvikaudella 2012-2013 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 15 200 MW. Tämä on noin 1 900 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen sähköntuotantokapasiteetti. Tarvittaessa tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla muista Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä tämän suuruisen tuotantovajeen siirtämiseen naapurimaista Suomeen. Kantaverkonhaltija Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut Energiamarkkinavirastolle talvikaudelle 2012-2013 ajoittuvista suunnitelluista keskeytyksistä rajasiirtoyhteyksillä. Rajasiirtokapasiteetin arvioidaan olevan täysimääräisesti käytössä. Siirtokapasiteetti Ruotsista, Norjasta, Venäjältä ja Virosta on yhteensä 4 650 MW. Uusi merikaapeli Fennoskan 2 on osaltaan helpottanut tehon riittävyyttä huippukulutuksen aikana. Kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin kannalta lähivuosien merkittävin muutos on Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön valmistuminen. Tällä hetkellä ydinvoimalaa rakennuttava Teollisuuden Voima Oyj arvioi, ettei voimalaitos valmistu säännölliseen sähköntuotantoon vielä vuoden 2014 aikana. Vuosina 2012-2014 uutta tuotantokapasiteettia valmistunee noin 350 MW. Lisäksi tuulivoimaa valmistunee vuosien 2012-2013 aikana vähintään 200 MW. Tuulivoimahankkeisiin liittyvän epä-
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 varmuuden vuoksi tarkkaa määrää on vaikea arvioida. Vuoden 2012 aikana valmistuu lisäksi 300 MW uutta häiriöreserviä. Suomen ja Viron välisen uuden siirtoyhteyden (Estlink 2) valmistumisen jälkeen vuonna 2014 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 5 000 MW. Muita merkittäviä rajasiirtohankkeita ei ole tällä hetkellä valmisteilla. Sähköverkkojen toimitusvarmuus oli vuonna 2011 poikkeuksellisen huono jo toisena perättäisenä vuotena. Toimitusvarmuutta heikensivät olennaisesti 26-27.12.2011 Suomen yli liikkuneiden Hannu- ja Tapani-myrskyjen sähköverkoille aiheuttamat merkittävät vauriot. Talvikauteen ajoittunut myrsky sekä pahensi sähkökatkojen vaikutuksia sähkönkäyttäjille että hankaloitti vikojen korjaamista. Sähkömarkkinalakiin perustuvia vakiokorvauksia maksettiin ennätysmäärä sähkönkäyttäjille, yli 46 miljoonaa euroa kaiken kaikkiaan yli 371 000 sähkönkäyttäjälle. Työ- ja elinkeinoministeriö valmistelee parhaillaan sähkömarkkinalakiin muutoksia jotka tähtäävät sähkön toimitusvarmuuden parantamiseen. Uusi laki tullee voimaan vuoden 2013 aikana.
Mtoe ENERGIAMARKKINAVIRASTO 6 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2011 oli noin 386 terawattituntia (402 TWh vuonna 2010). Kulutus laski yli viisi prosenttia edellisestä vuodesta. Energian kulutus väheni eniten teollisuudessa ja rakennusten lämmityksessä johtuen teollisuuden tuotannon alenemisesta ja lämpimästä loppuvuodesta 2011. Fossiilisten tuontipolttoaineiden kulutus laski merkittävästi, hiilen kulutus laski noin 20 %, maakaasun 10 % ja öljyn 5 %. Myös kotimaisten polttoaineiden käyttö määrällisesti väheni. Suhteellisesti tarkasteltuna kotimaisten polttoaineiden osuus kuitenkin kasvoi polttoaineiden kulutusjakaumassa. Pohjoismaiden parantuneen vesitilanteen ansiosta sähkön tuonti Suomeen kasvoi merkittävästi 32 %, myös ydinvoiman tuotanto lisääntyi hieman (2 %). Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa olivat lähes 53 miljoonaa tonnia (60 miljoonaa tonnia vuonna 2011). Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 2001-2011. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puupolttoaineet 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 2001-2011 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2011sähkön kulutus Suomessa väheni noin 4 % ollen 84,4 TWh (87,7 TWh vuonna 2010). Lämpötilakorjatuksi sähkön kulutukseksi arvioitiin 85,4 TWh. Sähköä tuotettiin Suomessa 70,6 TWh (77,2 TWh vuonna 2010). Sähköntuotanto väheni lähes 9 prosenttia edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 13,8 TWh (10,5 TWh vuonna 2010). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 16,4 % (12 % vuonna 2010). Sähköntuontia Suomeen lisäsi edullisen vesivoiman saatavuus Norjasta ja 1 Tilastokeskus; Energian hankinta ja kulutus- sekä Sähkön ja lämmön tuotanto tilastot. Energiateollisuus Ry; Energiavuosi 2011 tilasto.
TWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 Ruotsista sekä uuden siirtoyhteyden valmistuminen Suomen ja Ruotsin välille loppuvuodesta, mutta myös kotimaassa käytettävien voimalaitospolttoaineiden hinnan nouseminen ja veromuutokset. Sähkön hankinta vuosina 2001-2011 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuosina 2008 2011. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Nettotuonti Tavallinen lauhdevoima Tuulivoima Vesivoima Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Ydinvoima 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Sähkön hankinta ja kulutus 2008 GWh 2009 GWh 2010 GWh 2011 GWh Vesivoima 16 909 12 573 12 743 12 305 Tuulivoima 261 277 294 483 Yhteistuotanto teollisuus 11 061 8 866 10 250 10 953 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 414 15 928 17 848 14 912 Ydinvoima 22 050 22 601 21 889 22 281 Lauhdevoima 8 779 8 963 14 179 9 624 Nettotuonti 12 772 12 085 10 501 13 851 Yhteensä 87 247 80 795 87 703 84 410 Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2008 2011. (lähde: Tilastokeskus). 3.2 Vesivoimavarastojen kehitys pohjoismaissa Pohjoismaissa vesivoimavarastojen täyttymisasteella on merkittävä vaikutus sähkön hintaan. Vaikutus on entisestään korostunut viime vuosina samalla kun siirtoyhteyksiä maiden välillä on parannettu. Pohjoismaiden vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on noin 121 TWh. Merkittävimmät vesivoimavarastot sijaitsevat Norjassa ja Ruotsissa. Suomen vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on edellä mainittuihin maihin verrattuna vähäinen (noin 5,5 TWh). Suurin osa Suomen vesivoimalaitoksista onkin niin kutsuttuja run-of-the-river tyyppisiä jokivesivoimalaitoksia, joiden veden varas-
% ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 tointimahdollisuudet ovat heikot. Suomen vesivoimavarastojen täyttymisasteen vaikutus sähkön hintaan pohjoismaisessa sähköpörssissä onkin siksi hyvin pieni. Pohjoismaisten vesivoimavarastojen tilanne muuttui merkittävästi parempaan suuntaan vuoden 2011 aikana laskien sähkön hintaa yhteisellä markkina-alueella. Vesivoimavarastot olivat olleet koko vuoden 2010 sekä vuoden 2011 alkupuoliskon keskimäärin selvästi alle pitkäaikaisen tason. Vesitilanne kuitenkin parantui loppukevään ja kesän 2011 aikana, täyttymisasteen mediaani saavutettiin viikolla 22. Syksyn aikana mediaanitaso ylitettiin ja vesitilanne on pysytellyt mediaanitason yläpuolella myös koko alkuvuoden 2012. Suomessa vesivoimavarastot pysyttelivät lähes koko vuoden 2011 mediaaniarvojen alapuolella. Mediaaniarvo saavutettiin 2012 vuoden alussa, jonka jälkeen vesivoimavarastojen täyttymisaste on pysytellyt mediaaniarvossa ja hieman sen yläpuolella. Kuvissa 3 ja 4 on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa ja Suomessa. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2012 2011 2010 Mediaani 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%). Vertailuarvo 100 % oli 12.4.2004: 121 176 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1990-2006 (lähde: Nord Pool).
% ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 90 80 70 60 50 40 30 20 10 2012 2011 2010 Mediaani 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Kuva 4. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Suomessa (%). Vertailuarvo 100 % oli 4.9.2002: 5 530 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1978-2001 (lähde: Nord Pool ja Valtion ympäristöhallinto). 3.3 Voimalaitospolttoaineiden hintakehitys 2 Sähköntuotannossa käytettävien polttoaineiden hinnat nousivat vuoden 2011 aikana. Ainoastaan metsähakkeen hinta pysyi jokseenkin samalla tasolla, noin 18 eurossa megawattituntia kohden. Maakaasun hinta sähköntuotannossa nousi noin 16 %. Maakaasun verotusta nostettiin tasolle 3 /MWh vuoden 2011 alussa, mutta sähköntuotantoon käytetty maakaasu on edelleenkin verovapaata. Kuvassa 5 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 1997 lähtien. 2 Tilastokeskus
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 Kuva 3. Tyypillisten voimalaitospolttoaineiden hintoja sähköntuotannossa. Lähde: Tilastokeskus 3.4 Sähkön tukkuhinnan kehitys 3 Sähkön tukkumarkkinoilla käydään sekä pörssikauppaa pohjoismaisessa sähköpörssissä Nord Pool Spotissa että kahden välistä niin kutsuttua OTC-kauppaa (Over The Counter) ohi sähköpörssin. Muihin pohjoismaihin verrattuna pörssikaupan osuus Suomessa on hieman pienempi, noin 57 % Suomessa kulutetusta sähköstä kulkee Nord Pool Spotin kautta. Sähköpörssin tärkeimpiä tehtäviä on muodostaa viitehinta tukkusähkölle. Pohjoismaiset markkinat on jaettu hinta-alueisiin. Hinta-alueiden tarkoitus on heijastella sähköverkon fyysisiä siirtorajoituksia, siten että rajoitukset tulevat näkyviksi markkinaosapuolille. Suomi muodostaa yhden hinta-alueen, mutta esimerkiksi Norja on jaettu viiteen hinta-alueeseen. Sähköpörssissä lasketaan myös niin kutsuttu järjestelmähinta, joka on teoreettinen hinta koko pohjoismaiselle alueelle tilanteessa, jossa sähköverkon siirtorajoitukset eivät vaikuttaisi hinnanmuodostukseen. Mitä lähempänä eri hintaalueiden hinnat ovat järjestelmähintaa, sitä vähemmän sähkön siirtoverkko rajoittaa hinnanmuodostusta pohjoismaissa. Vuoden 2011 aikana sähkön hinta sähköpörssissä laski merkittävästi vesitilanteen parantuessa pohjoismaissa. Vuoden alussa Elspot-markkinan järjestelmähinnan kuukausikeskiarvo oli noin 69 /MWh. Vuoden lopussa hinta oli laskenut tasolle 33 /MWh. Järjestelmähinnan kuukausikeskiarvojen matalin taso oli lokakuussa noin 28 /MWh. Samanaikaisesti Suomen aluehinta noin 37 /MWh. Hintaero indikoi riittämätöntä siirtokapasiteettia muista pohjoismaista Suomeen. Siirtoyhteyksien tilanne parani kuitenkin loppuvuodesta, kun uusi merikaapeli Suomen ja Ruotsin välillä otettiin käyttöön. 3 Lähde: Nord Pool Spot
/MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 Vuonna 2011 ei esiintynyt korkeita hintapiikkejä tuntihinnoissa. Suomen hinta-alueen korkein tuntihinta 150 /MWh oli poikkeuksellisesti kesällä 29.8. tunnilla 6-7. Talvikauden korkein hinta oli 21.2. tunnilla 6-7 106 /MWh. Pohjoismaisen järjestelmähinnan korkein arvo vuonna 2011 oli 3.1. 92 /MWh tunnilla 17-18. Alkuvuodesta 2012 Suomen aluehinta nousi hetkellisesti arvoon 253 /MWh 2.2.2012 tunnilla 7-8. Samana päivänä myös järjestelmähinta saavutti alkuvuoden 2012 korkeimman arvonsa, ollen 224 /MWh tunnilla 17-18. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat aikavälillä tammikuu 2010 kesäkuu 2012 sekä kuvassa 7 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta samalta aikaväliltä. 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 0,00 Kuva 4. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot aluehinnan kuukausikeskihinnat Tammikuu 2010 - Kesäkuu 2012 (lähde: Nord Pool Spot)
/MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 300 250 200 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 150 100 50 0 1.1.2011 1.4.2011 1.7.2011 1.10.2011 1.1.2012 1.4.2012 1.7.2012 Kuva 5. Nord Poolin päivittäiset järjestelmähinnat ja Suomen aluehinnat (lähde: Nord Pool Spot). Vuonna 2012 Kioto-kauden EUA-spot hinta on vaihdellut välillä 6-9 /tco2. Kuvassa 8 on esitetty päästöoikeuksien (tco2) (BNS EUA 08-12) ja CER-tuotteen (BNS CER) spot-hintojen kehitys vuosina 2008-2012 BlueNext:n pörssikaupassa. Vuosia 2011-2012 koskevien johdannaistuotteiden (EUA) hinnat olivat syyskuun alussa noin 8 /tco2. 30 25 BNS EUA 08-12 BNS CER 20 /tco 2 15 10 5 0 26.2.2008 26.2.2009 26.2.2010 26.2.2011 26.2.2012 Kuva 6. BlueNext CO2-päästöoikeuksien (BNS EUA 08-12) ja CER:n (BNS CER) spothintojen kehitys (lähde: BlueNext).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 13 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2011 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 2011 lopussa oli 16 795 MW. Määrä on laskettu voimalaitoksen voimakoneen nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella käyttäen niistä pienempää arvoa. Määrä ei sisällä käyttövalmiudesta poistettua kapasiteettia. Määrään sisältyi kuitenkin järjestelmäreservinä ilmoitettu kapasiteetti. Yhteenlasketuksi sähköntuotantokapasiteetin maksimaaliseksi (netto) sähkötehoksi oli ilmoitettu 16 200 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Nettoteho saadaan kun bruttotehosta vähennetään voimalaitoksen omakäyttölaitteiden teho. Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 950 MW. Järjestelmäreserviksi varattua kapasiteettia on noin 1240 MW. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n, pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2011-28.2.2012. Huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin kolme viikon pituista jaksoa, jotka vähentäisivät käytettävissä olevaa sähköntuotantokapasiteettia enimmillään noin 90 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2011 lopussa oli noin 14 010 MW. Tämä sisältää oletuksen siitä, että voimalaitosten käytettävyys olisi 100 % niiden voimalaitosten tai niiden osien osalta, joista ei muuten ole ilmoitettu tietoja käyttövalmiutta rajoittavista toimista. Määrä ei sisällä tuulivoimakapasiteettia eikä järjestelmäreservejä. Taulukossa 2 on esitetty yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista. Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 795 Maksimi sähköteho (netto) 16 200 Järjestelmäreservit yhteensä 1 240 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 950 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14010 Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista vuoden lopussa 2011. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Energiamarkkinaviraston tietojen mukaan vuonna 2011 ei otettu käyttöön uusia voimalaitoksia. Yhdessä ydinvoimalayksikössä sekä muutamilla vesivoimalaitoksilla toteutettiin tehonkorotus. Yksi suuri lauhdetuotantovoimalaitos poistettiin käytöstä.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 Vuonna 2011 asennettu tuotantokapasiteetti lisääntyi noin 45 MW:lla, mutta käyttövalmiudesta poistettiin noin 250 MW kapasiteettia. Käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti väheni noin 205 MW. Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2011 on esitetty kuvassa 9. Seuraavien kolmen vuoden (2012-2015) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa tulee olemaan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3 käyttöönoton yhteydessä. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Tuotantokapasiteetti 2011, % Maakaasu 11,2 % Hiili 19,7 % Öljy 8,2 % Vesivoima 19,2 % Tuulivoima 1,2 % Ydinvoima 16,8 % Jätteet 0,4 % Turve 11,6 % Biomassa 11,8 % Sähköntuotanto 2011, 70,6 TWh Kivihiili 14,1 % Öljy 0,6 % Vesivoima 17,4 % Maakaasu 13,0 % Ydinvoima 31,6 % Jäte 0,9 % Tuulivoima 0,7 % Turve 7,4 % Biomassa 14,3 % Kuva 7. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2011 (TWh) (lähde: Energiamarkkinavirasto, Energiateollisuus ry).
MW ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 Kuvassa 10 on esitetty kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2011 lopussa. Määrissä ei ole huomioitu järjestelmäreserviä. 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Vesivoima Ydinvoima Tuulivoima Lauhdutusvoima Yhteistuotanto, teollisuus Yhteistuotanto, kaukolämpö Kuva 8. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2011 lopussa (13 250 MW). (lähde: Energiamarkkinavirasto) 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2011-2012 4 Talvikaudella 2011-2012 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon viikolla 5, perjantaina 3.2.2012 klo 18-19, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 14 304 MWh/h (Edellistalven 2010-2011 kulutushuippu oli 14 804 MWh/h). Kuvassa 11 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja huippukulutusviikolla. Kulutushuippu on merkitty kuvassa katkoviivalla. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä 11 916 MW:n ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 388 MW:n keskituntiteholla. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -22,6 astetta (edellistalven huipussa -28 astetta). Energiamarkkinavirasto oli arvioinut syksyllä 2011 talven 2011-2012 laskennalliseksi kulutushuipuksi 15 100 MWh/h. Fingridin arvio talven kulutushuipusta oli 15 000 MWh/h. Toteutunut kulutushuippu jäi kuitenkin lähes 800 MWh/h Energiamarkkinaviraston arviosta ja 500 MWh/h edellistalven kulutushuipusta. Syksyllä 2011 tehtyjä arvioita selkeästi alhaisempaan kulutushuippuun näyttää vaikuttaneen tyypillistä kulutushuipputuntia lämpimämpi säätila. Myös sähkön kokonaiskulutuksen väheneminen vaikutti osaltaan. Kaikkien aikojen korkein sähkönkulutuksen keskituntitehomäärä Suomessa on saavutettu 8.2.2007 klo 7-8, jolloin teho oli 14 914 MW 5. Kulutushuippuhetkellä siirtoyhteyksissä naapurimaihin oli useita vikaantumisia ja rajoituksia. Viron ja Suomen välinen siirtoyhteys Estlink oli vikaantuneena jäähdytys- 4 Lähde: Fingrid Oyj 5 Lähde: Energiateollisuus ry
MWh/h /MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 järjestelmäongelmien vuoksi. Fennoskan 2 oli ollut vikaantuneena 2.2. aamusta 3.2. aamuun suojauksen virhetoiminnan vuoksi, minkä johdosta kaapelin siirtokapasiteettia ei voitu antaa Elspot-markkinoille 3.2. Kapasiteetti voitiin kuitenkin antaa Elbasmarkkinoille perjantain aikana. Myös Venäjän tuontiyhteydessä oli noin 700 MW:n rajoitus 3.2. klo 05-19 kiristyneen tehotilanteen vuoksi. Kulutushuippuviikolla Suomen aluehinta pohjoismaisessa sähköpörssissä oli 67,59 /MWh. Korkein tuntihinta kyseisellä viikolla oli 253,92 /MWh 2.2. tunnilla 8-9, joka oli myös koko talven korkein yksittäinen tuntihinta. Kulutushuipputunnilla 3.2. klo 18-19 Suomen aluehinta oli 198,73 /MWh Liitteessä B on esitetty ulkoilman lämpötilat eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2012. 16000 300 14000 250 12000 200 10000 150 8000 100 6000 50 4000 0 5.2. 12:00 5.2. 0:00 4.2. 12:00 4.2. 0:00 3.2. 12:00 3.2. 0:00 2.2. 12:00 2.2. 0:00 1.2. 12:00 1.2. 0:00 31.1. 12:00 31.1. 0:00 30.1. 12:00 Sähkön kulutus Sähkön tuotanto Sähkön hinta Kuva 9. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Suomen aluehinta Elspot-markkinalla viikolla 5/2012. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla. (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool Spot). Talvella 2011-2012 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan 6.2.2012 klo 10-11 ollen noin 12 051 MWh/h (edellistalven tuotantohuippu oli 12 261 MWh/h). Tehoreservijärjestelmään kuuluvia voimalaitoksia, joiden yhteisteho on 600 MW, ei käynnistetty talvikaudella. Energiamarkkinaviraston arvion mukaan kulutushuipun aikana kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti ollut otettavissa tuotantoon noin 1 000 MW (ilman järjestelmäreservejä). Lähihistorian korkein tuotantohuippu on helmikuulta 2007, 12 623 MWh/h. Talven huippukulutusviikolla 5/2012 kaikissa siirtoyhteyksissä naapurimaihin oli häiriöitä tai rajoituksia. Viron ja Suomen välinen merikaapeli, Estlink, oli pois käytöstä
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 31.1. klo 12:12-2.2 klo 0:42 ja 3.2. klo 13:21-4.2 klo 0:54 jäähdytysjärjestelmäongelmien vuoksi. Keski-Ruotsin ja Suomen välinen toinen merikaapeli, Fenno-Skan 2, oli pois käytöstä 2.2. klo 7:30 3.2. klo 7:08 suojauksen virhetoiminnan vuoksi. Norjan ja Suomen välinen 220 kv yhteys oli pois käytöstä 2.2. klo 19:50 3.2. klo 8:14 Norjan puolella kaatuneen pylvään vuoksi. Venäjän tuontiyhteydessä oli rajoitustilanne 2.2. klo 01-19 ja 3.2. klo 05-019 kiristyneen tehotilanteen vuoksi. Rajasiirtoyhteyksien toiminta huippukulutusviikolla on esitetty kuvassa 12. Kuva 10. Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen huippukulutusviikolla 5/2012. Sininen viiva ilmaisee käytettävissä olevaa Elspot kapasiteettia (Lähde: Fingrid Oyj). 4.3 Sähkön kysyntä lähivuosina Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Kulutusarviot perustuvat työ- ja elinkeinoministeriössä vuonna 2010 laadittuihin arvioihin vuosille 2010-2015 6. Vuosien 2010-2012 aikana toteutunutta talouden ja sähkön kulutuksen kehitystä ei ole huomioitu arvioissa. Vuonna 2011 säh- 6 Työ- ja elinkeinoministeriö 2010
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 köä kulutettiin Suomessa 84,4 TWh 7 (Vuonna 2010 87,7 TWh). Alkuvuonna 2012 sähkön kulutus on jatkanut laskuaan, tammi-kesäkuussa sähköä kulutettiin 43,5 TWh (2011 tammi-kesäkuussa 44,6 TWh). Vuonna 2015 sähkökulutuksen arvioidaan olevan noin 92 TWh. Sähkönkulutuksen on arvioitu vuonna 2025 olevan noin 103 TWh. Pitkän aikavälin energia- ja ilmastostrategian päivitystä valmistellaan parhaillaan työja elinkeinoministeriössä ja uusi strategia on tarkoitus julkaista vuoden 2012 lopussa. Strategia sisältää uudet arviot sähkönkulutuksen kehityksestä. Energiamarkkinavirasto arvioi vuosittaisen sähkökulutuksen maksimaalisen tuntikeskitehon perustuen työ- ja elinkeinoministeriön kokonaiskulutusarvioon. Vuosittainen sähkönkulutuksen maksimaalinen 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 2008-2011. MW 15000 14000 13000 12000 11000 2011 2010 2009 2008 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 1 h/vuosi 876 0 Kuva 11. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2008-2011 (lähde: Fingrid Oyj). Perustuen työ- ja elinkeinoministeriön kokonaiskulutusarvioon, Energiamarkkinavirasto arvioi sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehoksi talvella 2012-2013 noin 15 200 MW. Fingrid on puolestaan arvioinut tulevan talvikauden kulutushuipuksi 15 000 MW. Taulukossa 3 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2015-2016 saakka. Talvikaudella 2025-2026 kulutushuipun on arvioitu olevan noin 17 100 MW. 7 Energiateollisuus ry
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 Talvikausi 2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 Laskennallinen kulutushuippu, MW 15 200 15 300 15 400 15 500 Taulukko 3. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2012-2016 (lähde: Työ- ja elinkeinoministeriö, Energiamarkkinavirasto). 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 Celsius-asteen 8. Laskennallisia kulutushuippulukuja tarkasteltaessa on huomioitava korrelaatio lämpötilan ja hetkellisen kulutushuipun välillä. Toteutunut kulutushuippu saattaa jäädä huomattavasti laskennallisen tason alapuolelle, mikäli talvikaudella ei ole kovia pakkasjaksoja. 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2012-2013 Vuonna 2012 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Kuluvan vuoden loppuun mennessä Suomessa valmistuu tai on jo valmistunut kolme vesivoimalaitoksen tehonkorotusta, kolme yhteistuotantolaitosta, seitsemän tuulivoimapuistoa sekä yksi reservivoimalaitos. Taulukossa 4 on esitetty vuonna 2012 valmistuneet tai valmistuneeksi Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Lisäksi eräitä aiemmin Energiamarkkinavirastolle ilmoitettuja tehotietoja on tarkennettu, nämä tiedot näkyvät myös taulukossa. Asennettu tuotantokapasiteetti on määritetty laskemalla yhteen kaikkien Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen voimalaitosten koneistojen tehot. Voimalaitoksissa varalla olevia koneistoja ei ole laskettu mukaan. Laitoksen asennettu teho on määritetty turbiinin nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella siten, että näistä arvoista on käytetty pienintä arvoa. Maksimaalinen sähköteho on saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksimitehot. Taulukossa 5 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja. 8 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti ja tarkennukset aiemmin ilmoitettuihin tietoihin (MW) Talvikausi Vesi- Ydin- Tuuli- Reservilai- Yhteistuotanto Kaukolämpsuus Teollivoimvoimvoimtokset 2012 14 60-16 88 300 Taulukko 4. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %, tuulivoiman osalta huippukuormituskaudella käytettävyydeksi arvioidaan 0 %) Suomessa vuonna 2012 (lähde: Energiamarkkinavirasto) Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 17 260 Maksimisähköteho (netto) 16 600 Järjestelmäreservit yhteensä 1 540 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 950 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14080 Taulukko 5. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne vuoden 2012 lopussa). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella vuoden 2012 lopussa käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä) kasvaa noin 70 MW edellisvuoden määrästä (taulukko 2). Energiamarkkinavirastolle on ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista ensi talveksi 1.12-28.2. Huoltoseisokin kestoksi on arvioitu enimmillään kolme noin viikon pituista jaksoa, joiden aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 90 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2012 lopussa on noin 14 080 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 2011 lopulla on käyttövalmiudesta poistettua tuotantokapasiteettia (yli 14 vuorokauden käynnistysvalmiudessa) yhteensä 950 MW. Todellisuudessa käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti on kuitenkin edellä mainittua määrää pienempi, koska odottamattomat tekniset viat, käyttösuunnitelmat ja muut vastaavat syyt voivat rajoittaa tai estää voimalaitoksen tuotantokäytön kulutushuipun aikana. Myös polttoaineen saatavuus voi rajoittaa tuotantoa. Energiamarkkinavirasto tilasi keväällä 2008 Pöyry Energy Oy:ltä selvityksen suomalaisten voimalaitosten käytettävyydestä. Raportin mukaan kaikentyyppisten suomalaisten laitosten ennakoimattomat energiaepäkäytettävyydet ja vikakertoimet ovat olleet alhaisemmat kuin selvityksessä tarkasteltujen ulkomaalaisten laitosten. Suomalai-
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 sista 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 lauhdeja yhteistuotantolaitosten välillä on turvetta käyttävillä laitoksilla, sen sijaan maakaasua ja hiileltä käyttävillä laitoksilla ero on pienempi. Selvitys on saatavilla Energiamarkkinaviraston Internet-sivuilta 9. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida, että kotimaisesta tuotantokapasiteetista keskimäärin noin 450 MW olisi jonkin vian vuoksi poissa käyttövalmiudesta kulutushuipun aikana. Tällöin talvikaudella 2012-2013 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 630 MW, jos ei järjestelmäreservejä eikä tuulivoimaa huomioitaisi. Viime vuosina toteutunut kotimainen tuotantohuippu on kuitenkin ollut tätä määrää pienempi. Taulukossa 6 on yhteenveto viime vuosien kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. Tuotantohuiput eivät tyypillisesti tapahdu samalla tunnilla kun kotimainen kulutus on suurimmillaan. Keskeisin syy siihen, miksi kotimainen tuotantohuippu ei yllä kapasiteetin maksimimäärään, on tuontisähkön saatavuus. Kulutushuippujen aikana sähköä on ollut mahdollista tuoda kilpailukykyisempään hintaan naapurimaista. Tällöin kallein kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä. Vuosi Kulutushuippuvuorokausi Kulutushuippu MWh/h Tuotanto kulutushuipputunnilla MWh/h Vuoden tuotantohuippu MWh/h 2009 17.12. 13917 11122 11350 2010 28.1. 14320 11396 12366 2011 18.2. 14804 12063 12261 2012 3.2. 14304 11916 11981 Taulukko 6. Yhteenveto viime vuosien toteutuneista kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. (Lähde: Fingrid) Energiamarkkinavirasto arvioi talvikaudella 2012-2013 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin olevan 13 300 MW. Arvio perustuu aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina sekä käytettävissä oleviin tutkimustuloksiin. 9 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut talvikautena 2012-2013 tehtävistä huoltotöistä, jotka rajoittaisivat sähkön rajasiirtokapasiteetteja. Talvikaudella 2012-2013 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 4 650 MW, olettaen ettei siirtoyhteyksissä esiinny odottamattomia vikoja tai ettei muilla rajoituksilla vähennetä kapasiteettia. Talvella 2012-2012 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 200 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (4 650 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 10 550 MW. Määrä on noin 79 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta tuotantokapasiteetista (13 300 MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen tuotantokapasiteetti (13 300 MW) olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin 1 900 MW. Määrä on noin 41 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (4 650 MW). Todettakoon, että Fingrid arvioi tulevan talvikauden kulutushuipun olevan noin 15 000 MW, jolloin kotimaisella tuotannolla pystyttäisiin kattamaan 88 % huippukulutuksesta. 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2012 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 080 MW vuoden 2012 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 13 100 MW. Taulukossa 7 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on syyskuuhun 2012 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle, lisäksi virasto on sisällyttänyt muita hankkeita taulukon tietoihin perustuen julkisista lähteistä saatuihin tietoihin ja viraston omaan harkintaan. Lähivuosien suurin muutos tuotantokapasiteetissa tapahtuu luonnollisesti Suomen viidennen ydinvoimayksikön, Olkiluoto 3:n valmistuessa. Vuoden 2012 aikana arvio Olkiluoto 3:n valmistumisesta on muuttunut, tällä hetkellä Teollisuuden Voima arvioi, että laitos ei ehdi valmistua säännölliseen sähköntuotantoon vielä vuoden 2014 aikana. On syytä huomata, että Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla hankkeita jotka valmistuvat 2013-2016, mutta niistä ei ole vielä ilmoitettu virastolle, eikä virasto ole saanut niistä tietoa muuta kautta. Erityisesti tuulivoimalaitosten osalta on suunnitteluasteella useita hankkeita, joista ei kuitenkaan ole vielä tehty Energiamarkkinavirastolle sähkömarkkinalain 36 :n mukaista ilmoitusta ja joiden valmistumisvuosi on epäselvä. Suomen tuulivoimayhdistyksen tietojen mukaan Suomessa on tammikuun 2012 loppuun mennessä julkaistu tuulivoimahankkeita yhteensä 7800 MW:n edestä. On kuitenkin epätodennäköistä, että kaikki nämä hankkeet toteutuvat.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 23 Uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Reservilaitokset Vesivoima Yhteistuotanto Ydinvoimvoima Tuuli- Kaukolämpsuus Teolli- 2013 38 45 136 2014 23 150 3 2015 26 12 1600 2016 10 Taulukko 7. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2013-2016 (Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut hankkeet ja viraston harkintaan perustuen arvioidut hankkeet, tuntikeskiteho). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Ennakkotietojen perusteella sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan olevan huippukuormituskaudella vuoden 2016 lopussa noin 15 100 MW. Todennäköistä kuitenkin on, että joitain uusia hankkeita joista ei vielä ole ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle valmistuu ennen 2016 loppua. Vastaavasti myös joidenkin voimalaitosten uskotaan poistuvan käyttövalmiudesta lähivuosina. Teollisuuspäästöjä koskevan direktiivin johdosta tiukkenevat päästörajat todennäköisesti tulevat poistamaan markkinoilta vanhoja käyttöikänsä lopulla olevia erillistuotannon voimalaitoksia etenkin 2020-luvun alkupuoliskolla. Olkiluoto 3 käyttöönoton alkaessa, tämän hetken tiedon mukaan vuoden 2014 aikana, siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen laskee hieman, sillä varautuminen Olkiluodon uuden yksikön vikaan rajoittaa siirtokapasiteettia Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä noin 300 MW. Suomen ja Viron välinen Estlink 2 merikaapeli on suunniteltu otettavan kaupalliseen käyttöön vuoden 2014 alussa. Yhteyden siirtokapasiteetti on noin 650 MW. Näiden muutosten perusteella siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen olisi talvikaudella 2015-2016 yhteensä noin 5 000 MW. Sähkön kysynnän arvioidaan kasvavan vuosina 2012-2016. Sähkönkulutuksen huipputehojen arvioidaan olevan talvella 2012-2013 15 200 MW ja talvella 2015-2016 15 500 MW (katso luku 4.3, taulukko 4). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2012-2016 huippukuormituskaudella käytettävissä oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riittäisi kattamaan suurinta sähkönkulutuksen tuntikeskitehoa (kuva 14) Olkiluoto 3 valmistumisen jälkeenkään. Tällöin tehovaje olisi katettava sähkön tuonnilla. Nykyisten tietojen ja arvioiden perusteella haastavin tilanne sähkön toimitusvarmuudessa on talvikausina 2012-2014, jolloin kulutushuippuna kulutuksen arvioidaan olevan noin 2 100 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen tuotantokapasiteetti. Talvikaudesta 2015-2016 alkaen tilannetta helpottaa Olkiluoto 3 ydinvoimalaitoksen suunniteltu käyttöönotto. Talvikausilla 2016-2020 sähköä olisi tarve tuoda kulutushuipun aikana noin 200-700 MW:n teholla. Heinäkuussa 2010 eduskunta hyväksyi Fennovoima Oy:n ja Teollisuuden Voima Oyj:n periaatepäätöshakemukset uusien ydinvoimalaitoksien rakentamisluvista. Molemmat periaatepäätökset ovat voimassa 1.7.2010 lukien viisi vuotta. Päätös raukeaa, jos yritys ei jätä tässä ajassa ydinenergialain mukaista rakentamislupahakemusta. Yk-
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 24 siköiden käynnistys voisi tapahtua aikaisintaan vuosikymmenen vaihteessa. Heinäkuussa 2011 Fennovoima lähetti tarjouspyynnön uudesta ydinvoimalaitoksesta Arevalle ja Toshiballe, päätös laitostoimittajasta pyritään tekemään vuoden 2013 aikana. Rakennettavan voimalan teho on laitostyypistä ja toimittajasta riippuen 1600 1800 MW. Laitoksen sijoituspaikaksi on suunniteltu Pyhäjokea. Teollisuuden Voiman Olkiluotoon rakennettavan Olkiluoto 4 laitoksen suunniteltu sähköteho on 1000 1800 MW. Mahdollisia laitostoimittajia on viisi. Jos 2020-luvun alkupuoliskolla valmistuisi kaksi suurta ydinvoimalaitosta, Suomesta voitaisiin viedä sähköä ulkomaille huippukulutuksen aikana joinakin vuosina muutaman sadan megawatin teholla. Arvioidun sähkön kulutuksen kasvun vuoksi vuonna 2025 sähköä olisi tarvetta taas tuoda kulutushuippuna noin 100 MW:n teholla. Tuontitarve kasvaisi noin 1 800 MW:iin vuonna 2030, mikäli uusia voimalaitoksia ei rakennettaisi 2020-luvun jälkipuoliskolla eikä nykyisin käytössä olevien ydinvoimalaitoksien käyttölupia jatkettaisi. Kulutusarviot perustuvat valtioneuvoston pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategiaan joka on laadittu vuonna 2008. Viime aikojen taloustaantuma on vähentänyt sähkönkulutusta arvioidusta, mikä edesauttaa kotimaisen kapasiteetin riittävyyttä. Uusi strategia laaditaan vuoden 2012 aikana. 24000 22000 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 Siirtokapasiteetti Suomeen (Pohjoismaat, Venäjä, Viro) 4000 Tuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella 2000 Huippukuormakauden kulutusennuste 0 2009/2010 2014/2015 2019/2020 2024/2025 2029/2030 Kuva 12. Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella, maksimaalinen sähkön tuontikapasiteetti ja sähkönkulutuksen huipputeho esitetyn sähkönkulutusennusteen ja tulevien voimalaitosinvestointien perusteella (ei sisällä järjestelmäreservejä eikä välittömästä tuotantovalmiudesta poistettuja koneistoja). (lähde: Työ- ja Elinkeinoministeriö, Energiamarkkinavirasto, Valtioneuvoston pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia)
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 25 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista Toimitusvarmuuden olennaisena osatekijänä ovat sähköverkot, joiden kautta voimalaitoksissa tuotettu sähkö siirretään kulutukseen. Sähköverkkojen toimitusvarmuudella tarkoitetaan sitä, kuinka häiriöttömästi sähköverkot toimivat, eli kuinka häiriöttömästi sähkön siirto verkkojen kautta on mahdollista toteuttaa. Energiamarkkinavirasto on kerännyt ja tilastoinut sähköverkkojen toimitusvarmuutta kuvaavia tunnuslukuja vuodesta 1996 lähtien. Tunnuslukujen kerääminen on vuoteen 2004 asti perustunut kauppa- ja teollisuusministeriön sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta ja ilmoittamisesta sähkömarkkinaviranomaiselle antamaan päätökseen (KTMp 1637/1995) ja vuodesta 2005 lähtien Energiamarkkinaviraston antamaan määräykseen sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta (1345/01/2005). Energiamarkkinaviraston määräyksen myötä verkkojen toimitusvarmuutta kuvaavien tunnuslukujen tilastointi ja kerääminen tapahtuu aikaisempaa kattavammin ja uusien tunnuslukujen joukossa on pitkien keskeytysten lisäksi myös lyhyitä keskeytyksiä (jälleenkytkennät) kuvaavia tunnuslukuja. Lisäksi tilastoidaan yli 12 tunnin keskeytyksistä aiheutuviin vakiokorvauksiin liittyviä tunnuslukuja. Tunnuslukujen ilmoittaminen Energiamarkkinavirastolle on jaoteltu jakeluverkonhaltijoiden toimittamiin tunnuslukuihin ja muuta sähköverkkotoimintaa kuin jakeluverkkotoimintaa harjoittavien verkonhaltijoiden toimittamiin tunnuslukuihin. Sähköntoimituksen keskeytysten tarkastelun kannalta jakeluverkonhaltijat ovat tärkeämmässä asemassa kuin muuta sähköverkkotoimintaa (alueverkonhaltijat ja kantaverkkoyhtiö) harjoittavat verkonhaltijat, sillä valtaosa keskeytyksistä tapahtuu jakeluverkoissa. Energiamarkkinavirasto kerää jakeluverkonhaltijoilta verkonhaltijakohtaisia keskeytyksiä kuvaavia tunnuslukuja seuraavasti: Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen 1-70 kv verkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Asiakkaan vuotuinen keskeytysaika, h/v.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 26 Erikseen kaikkien keskeytysten aika sekä niiden keskeytysten aika, joiden alkusyy on omassa verkossa Kaikkien keskeytysten vuotuinen lukumäärä asiakkaalla, kpl/v. Erikseen kaikki keskeytykset sekä keskeytykset, joiden alkusyy on omassa verkossa 0,4 kv verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien pysyvien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 0,4 kv verkon keskeytyksistä aiheutuneita 0,4 kv verkon keskeytyksiä 1-70 kv verkossa tapahtuneiden kaikkien odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä, kpl. Mukaan ei lasketa yli 70 kv verkon keskeytyksistä aiheutuneita 1-70 kv verkon keskeytyksiä Vuoden aikana maksettujen sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisten vakiokorvausten määrä jaoteltuna keskeytyksen pituuden mukaan, euroa o 12-24 tuntia, euroa o 24-72 tuntia, euroa o 72-120 tuntia, euroa o yli 120 tuntia, euroa Sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisia vakiokorvauksia vuoden aikana saaneiden asiakkaiden lukumäärä jaoteltuna keskeytyksen pituuden mukaan, kpl o 12-24 tuntia, kpl o 24-72 tuntia, kpl o 72-120 tuntia, kpl o yli 120 tuntia, kpl Keskeytyksien kestoista ja määristä siis kerätään tietoa tilastoimalla lyhyet keskeytykset (aika- ja pikajälleenkytkennät) ja muut keskeytykset erikseen. Pitkien keskeytysten osalta tilastoidaan vain keskimääräinen keskeytysaika, mutta ei keskeytysten jakautumista eripituisiin keskeytyksiin. Muut keskeytystunnusluvut kuin pien- ja keskijänniteverkossa tapahtuvien odottamattomien keskeytysten vuotuinen lukumäärä tilastoidaan muuntopiireittäin eli keskimääräisenä muuntopiirikohtaisena keskeytysmääränä ja -aikana. 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 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
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 27 Häiriökeskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl Erikseen niiden häiriökeskeytysten lukumäärä, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten lukumäärä. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten keskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Siirtämättä jäänyt energia, GWh Energiamarkkinaviraston määräys on verkkoluvan omaavia verkonhaltijoita velvoittava ja kerätyt tunnusluvut ovat julkisia tunnuslukuja, joita voidaan julkaista yhtiökohtaisesti. Lisäksi Energiamarkkinavirastolla on mahdollisuus valvontatehtävään liittyen kerätä muitakin yhtiökohtaisia tietoja kuin julkiseksi määriteltyjä tunnuslukuja. 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa Energiamarkkinavirasto valvoo sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuutta ja valvonta toteutetaan valvontajaksoittain. Vuonna 2008 alkaneesta ja 2011 päättyneestä ns. toisesta valvontajaksosta alkaen myös sähköntoimituksen keskeytykset ovat sisältyneet laatukannustimena sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden valvonnan valvontamenetelmiin. Toteutuneella keskeytystasolla on siten ollut vaikutus verkonhaltijalle vuosittain tehtävään toteutuneen oikaistun tuloksen laskentaan ja sitä kautta verkonhaltijalle sallittuun kohtuulliseen tuottoon. Sähköverkkotoiminnan kol-
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 mannelle valvontajaksolle tämän kannustimen vaikuttavuutta verkonhaltijoiden taloudelliseen tulokseen lisättiin. Keskeytykset otetaan valvontamenetelmissä huomioon ns. keskeytysten aiheuttamana haittana (KAH), joka lasketaan kanta-, suurjännitteisen jakeluverkon- ja jakeluverkonhaltijoille hieman eri tavoin. Jakeluverkon ja suurjännitteisen jakeluverkon verkonhaltijoiden kohdalla käytetään KAH-luvun laskentaan Energiamarkkinaviraston määräyksellä (Määräys sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta, Dnro 1345/01/2005, korvautuu vuoden 2013 alusta viraston 21.12.2011 antamalla määräyksellä dnro 963/002/2011 Määräys sähköverkkotoiminnan tunnusluvuista ja niiden julkaisemisesta) kerättäviä keskeytystunnuslukuja. Kantaverkon KAH-lukuna käytetään kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n kehittämällä ja Energiamarkkinaviraston hyväksymällä menetelmällä laskettua kantaverkon KAH-lukua. Tavoitteena laatukannustimen mukaanotolle osaksi hinnoittelun kohtuullisuuden valvontamenetelmiä on se, että sähköverkonhaltijat alkaisivat taloudellisen kannustimen ansiosta kehittää sähkön laatua aiempaa aktiivisemmin. Kolmannelle valvontajaksolle KAH-kustannukset otettiin mukaan myös tehostamiskannustimeen. Tavoitteena keskeytysten sisällyttämisessä osaksi tehostamiskannustinta on se, että sähköverkkotoiminnan kustannustehokkuuteen ohjaava kannustin ei johtaisi kunnossapitokustannusten karsimiseen vaan ohjaisi verkonhaltijoita nimenomaan panostamaan sähköverkon investointien lisäksi myös sähköverkon ylläpitoon eli kunnossapitoon ja varautumiseen. Vuoden 2008 alusta lähtien vakiokorvaukset eivät enää ole olleet ns. läpilaskutuserä, vaan ne on otettu huomioon osana verkonhaltijan kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Verkonhaltijoilla on siis nykyisellään entistä voimakkaampi kannustin myös pitkien keskeytysten välttämiseen. Tarkemmin laatu- ja tehostamiskannustimien toiminta ja sähköverkonhaltijoiden hinnoittelun kohtuullisuuden valvonnan periaatteet on kuvattu Energiamarkkinaviraston 23.11.2011 antamissa verkonhaltijakohtaisissa vahvistuspäätöksissä, jotka ovat löydettävissä Energiamarkkinaviraston kotisivuilta 10. 5.3 Hannu- ja Tapani myrskyt ja vaikutus toimitusvarmuuteen Vuoden 2011 sähköverkkojen toimitusvarmuuslukuja määrittävät joulun välipäivinä Suomen yli kulkeneet myrskyt. Hannu- ja Tapani myrskyt ajoittuivat 26-27.12.2011 väliselle ajalle. Myrskyt osuivat peräkkäisinä päivinä ja koskivat laajoja alueita. Myrskyjen aiheuttamia vahinkoja pahensi ja sähkönjakelun keskeytysaikoja pidensi se, että monet verkonhaltijat joutuivat peräkkäisinä päivinä myrskyjen kohteeksi. Myrskyjen vaikutukset sähköverkkojen toimitusvarmuudelle olivat selkeästi pahemmat kuin kesän 2010 Asta-, Veera-, Lahja- ja Sylvi-myrskyjen vaikutukset. Myös myrskyjen ajankohta talvella sekä vaikeutti korjaustyötä että oli sähkönkäyttäjien kannalta hankalampi. 10 http://www.emvi.fi/data.asp?articleid=2735&pgid=364&languageid=246
min / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 Vuoden 2011 toimitusvarmuuslukuja tarkasteltaessa tulisi huomioida joulun välipäivien myrskyjen poikkeuksellinen vaikutus tilastoituihin lukuihin. Vuoden 2011 toimitusvarmuusluvut poikkeavat merkittävästi aikaisempina vuosina tilastoiduista, eivätkä välttämättä edusta sähkön toimitusvarmuuden pitkäaikaisen kehityksen suuntaa. Myrskyjen vaikutukset sähköverkkojen toimitusvarmuuteen olivat selkeästi vakavammat kuin edellisten suurmyrskyjen, kuten vuoden 2001 Pyryn ja Janikan, vuoden 2004 Rafaelin ja kesän 2010 myrskyjen. Sähkön toimitusvarmuuden kannalta, erityisesti jakeluverkkojen osalta, kaksi viimeistä vuotta ovat olleet poikkeuksellisen huonoja koko tilastoidun historian valossa. Työja elinkeinoministeriö suunnittelee parhaillaan sähkömarkkinalakiin muutoksia jotka tähtäävät toimitusvarmuuden parantamiseen. Uusi laki tullee voimaan vuoden 2013 aikana. 5.4 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 1997-2010. Vuoteen 2004 asti tilastointi on kattanut vain yhden keskeytystunnusluvun, jossa ovat olleet mukana kaikki jännitetasot. Vuodesta 2005 lähtien keskeytysten lukumäärä on tilastoitu erikseen jännitetasoittain: 110, 220 ja 400 kv. Kuva 13 esitetyt häiriökeskeytysaikaa kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika verkoston liittymispistettä kohden. Vuodesta 2005 eteenpäin tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on ollut Fingrid Oyj:n omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 - Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Vuosi Kuva 13. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysaika (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, minuuttia/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto)
kpl / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 30 Vuonna 20101 Fingrid Oyj:n 220 kv ja 400 kv verkoissa ei ollut sellaisia häiriökeskeytyksiä, jotka olisivat aiheuttaneet siirron keskeytyksiä asiakkaille. 110 kv verkossa keskimääräiset häiriökeskeytysajat ovat vuosina 2005-2011 vaihdelleet 1,3 6,9 minuutin välillä. 220 tai 400 kv verkoissa yksittäiset häiriökeskeytykset vaikuttavat liityntäpisteitä kohden suhteutetuilla luvuilla merkittävämmin kuin 110 kv verkossa, jossa liityntäpisteiden määrä on monikymmenkertainen korkeampiin jännitetasoihin verrattuna. Vuoden 2011 lopussa Fingrid Oyj:llä oli 110 kv liityntäpisteitä 570 kpl, 220 kv liityntäpisteitä 13 kpl ja 400 kv liityntäpisteitä 17 kpl. Vuoden 2011 aikana 110 kv liityntäpisteiden määrä on kasvanut kolmella ja 220 kv määrä yhdellä. 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. Kuva 14 esitetyt häiriökeskeytysten määrää kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty häiriökeskeytysten keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuodesta 2005 eteenpäin tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 0,60 0,50 0,40 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv 0,30 0,20 0,10-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Vuosi Kuva 14. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysmäärä (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Kuvissa Kuva 13 jakuva 14 esiintyvä vaihtelu kuvaa sitä, että vaikka sähköverkon kunnossa tai rakenteessa ei tapahtuisikaan muutoksia, ovat eri vuodet keskeytysmäärien ja -aikojen suhteen erilaisia. Valtaosaan liityntäpisteistä vaikuttavassa 110 kv verkossa häiriökeskeytysten lukumäärä on vuosien 2005-2009 aikana vaihdellut 0,17 0,19 kappaleen välillä. Vuosina 2010 ja 2011 häiriökeskeytyksiä on ollut edellisvuosiin nähden poikkeuksellisen paljon. 220 ja 400 kv verkkojen käyttö silmukoituna
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 31 mahdollistaa sähkön toimittamisen liityntäpisteeseen, vaikka liityntäpisteeseen liittyviä silmukkaverkon johtoja olisi vian takia pois käytöstä, tämä näkyy myös tilastossa keskimäärin vähäisinä keskeytysmäärinä. Tilaston perusteella Fingrid Oyj:n verkossa häiriökeskeytysmäärät ovat pysyneet lähes samalla tasolla tilaston kattamana aikana, vaikkakin vuosittaista vaihtelua on havaittavissa. Eri vuosien häiriöt voivat vaihdella, mutta häiriökeskeytysten liittymispistettä kohden laskettu keskimääräinen aika ja määrä ovat varsin pieniä. Pelkkiin keskeytystunnuslukuihin perustuen ei kantaverkon toimitusvarmuutta kuitenkaan voida kuvata ja arvioida kattavasti, vaan sen lisäksi tarvitaan tietoa myös verkon käytettävyydestä ja sen vaihtelusta. Fingrid Oyj:n siirtoverkon liityntäpisteissä oli vuoden 2011 aikana suunniteltu keskeytys keskimäärin joka kolmannella 110 kv verkon liityntäpisteellä. 220 kv verkon liityntäpisteellä suunniteltu keskeytys oli keskimäärin joka viidennellä liityntäpisteellä ja 400 kv verkossa joka kymmenennellä liityntäpisteellä. Suunniteltujen keskeytysten keskimääräinen keskeytysaika liityntäpistettä kohden 110 kv jännitetasolla oli vuoden 2011 aikana noin 5,5 tuntia, 220 kv jännitetasolla noin puoli tuntia ja 400 kv jännitetasolla noin 3 tuntia. 5.5 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus Jakeluverkonhaltijoiden ryhmittelyä on muutettu vuonna 2011. Jatkossa jakeluverkonhaltijat jaotellaan kolmeen kategoriaan; kaupunki-, taajama- sekä hajaasutusaluetyyppisiin verkonhaltijoihin. Jaottelukriteereinä on käytetty toimitettua energian määrää suhteessa sekä verkon pituuteen että liittymien määrään, lisäksi jaottelussa on huomioitu asiakasmäärä suhteessa verkon pituuteen ja keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiaste. Vuosina 1996-2010 jakeluverkonhaltijoiden jaotteluperusteena kaupunki- ja maaseututyyppisiin verkonhaltijoihin on käytetty ainoastaan keskijänniteverkon kaapelointiastetta. Tässä tarkastelussa kaupunkityyppiseksi verkoksi oli määritelty verkko, jossa keskijänniteverkon kaapelointiaste oli yli 30 %. Uuden jaottelun mukaisia kaupunkityyppisiä jakeluverkonhaltijoita Suomessa on 23 kappaletta. Taajamatyyppisiä jakeluverkonhaltijoita on 31 kappaletta ja hajaasutusaluetyyppisiä verkonhaltijoita niin ikään 31 kappaletta. Jakeluverkonhaltijoita on yhteensä 85 kappaletta. Jakeluverkkojen toimitusvarmuuden kehittymistä vuosina 1996-2011 on esitetty kuvissa 18 ja Kuva 16. 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 jakeluverkonhaltijakohtaiset luvut eri verkonhaltijoiden välillä merkittävästi. Eri kuluttajilla vuosittainen keskeytysten lukumäärä ja kokonaiskeskeytysaika voivat poiketa huomattavastikin valtakunnallisesta tai yksittäisestä verkonhaltijan keskiarvosta.
Minuuttia/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 32 500 450 400 350 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Kaupunki (2011) Taajama (2011) Haja-asutusalue (2011) 300 250 200 150 100 50 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Vuosi Kuva 15. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika vuosina 1996-2011, minuuttia/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Keskimääräisten muuntopiirikohtaisten keskeytysaikojen tilastossa näkyy varsin selvästi sekä talven 2011 että kesän 2010 myrskyjen vaikutus. Viime vuonna keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika oli 375 minuuttia. Aiempina tilastoituina vuosina keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat vaihdelleet vuoden 2010 keskimääräisestä 272 minuutista vuoden 2009 keskimääräiseen 86 minuuttiin. Vastaavasti keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysmäärät ovat vaihdelleet 4-6 kappaleen välillä viimeisten kymmenen vuoden aikana. Myös muuntopiirikohtaisissa keskeytysmäärissä vuosi 2011 edustaa uutta ennätystä, vuonna 2011 muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä oli 9,3 kappaletta. Yksittäisten yhtiöiden kohdalla vuosittaiset vaihtelut voivat olla keskimääräistä suurempia. Keskimääräistä suuremmat keskeytysmäärien vuosittaiset vaihtelut kertovat jakeluverkonhaltijan vastuualueella tarkasteluvuoden aikana sattuneista poikkeuksellisen voimakkaista myrskyistä tai lumikuormista. Taajama- ja hajaasutusaluetyyppisillä verkonhaltijoilla vuosittainen vaihteluväli on suurempi kuin kaupunkityyppisillä verkonhaltijoilla, mikä on luonnollista ja johtuu verkon rakenneerosta (maakaapelointi vs. ilmajohtoverkko) verkkojen välillä.
kpl/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 33 16 14 12 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Kaupunki (2011) Taajama (2011) Haja-asutusalue (2011) 10 8 6 4 2 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Vuosi Kuva 16. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä vuosina 1996-2011, kpl/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Nykyisissä tunnusluvuissa, joita on kerätty vuodesta 2005 lähtien, on eroteltu häiriökeskeytykset ja suunnitellut keskeytykset. Lisäksi lukuja on painotettu keskeytyksen kokeneiden muuntopiirien vuosienergioilla, joten luvut antavat muuntopiirikohtaisia tunnuslukuja paremman kuvan keskeytysten vaikutuksesta (olettaen, että keskeytyksen vaikutukset ovat sitä haitallisemmat mitä suurempi kulutus keskeytyksen kokee). Vuodesta 2005 lähtien kerättyjen tunnuslukujen joukossa on myös lyhyitä keskeytyksiä (pika- ja aikajälleenkytkentöjä) kuvaavia tunnuslukuja. Energiapainotettujen pikaja aikajälleenkytkentöjen määrät (PJK ja AJK määrät) vuosina 2005-2011 on esitetty taulukossa 7.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 34 PJK (kpl/mwh/vuosi) AJK (kpl/mwh/vuosi) Kaupunki Maaseutu Kaupunki Maaseutu 2005 0,74 8,20 0,23 3,11 2006 0,77 7,44 0,21 2,59 2007 0,67 7,60 0,17 2,67 2008 0,55 7,00 0,28 2,38 2009 0,37 5,41 0,18 1,73 2010 0,41 6,53 0,22 2,43 PJK (kpl/mwh/vuosi) AKJ (kpl/mwh/vuosi) Kaupunki Taajama Kaupunki Taajama Hajaasutusalue Hajaasutusalue 2011 0,57 3,38 14,12 0,31 1,82 5,10 Taulukko 7. Vuosienergioilla painotettu pika- ja aikajälleenkytkentöjen keskimääräinen lukumäärä vuosina 2005-2011. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Myös pika- ja aikajälleenkytkentöjen kokonaismäärä on noussut edellisvuoteen verrattuna ja pitkäaikaiseen keskiarvoon verrattuna määrät ovat selkeästi suurempia. Määrissä on selvästi nähtävissä erot kaupunki-, taajama- ja haja-asutusaluetyyppisten jakeluverkonhaltijoiden välillä. Määrän nousu johtuu pääasiassa haja-asutusaluetyyppisten verkonhaltijoiden pika- ja aikajälleenkytkentöjen määrän noususta. Seitsemällä jakeluverkonhaltijalla ei vuoden 2011 aikana ollut lainkaan pikajälleenkytkentöjä ja kuudella jakeluverkonhaltijalla ei ollut lainkaan aikajälleenkytkentöjä. Kyseisten jakeluverkonhaltijoiden verkot ovat kaupunkiverkkoja, hyvin pieniä verkkoyhtiöitä tai tehollisesti maadoitettuja verkkoja. Maasulun sammutuslaitteistoja oli vuoden 2012 alussa käytössä 53 jakeluverkonhaltijalla (vuoden 2011 alussa 51 verkonhaltijalla), ei välttämättä kuitenkaan koko verkossa. Jakeluverkonhaltijoilla on käytössä sammutettua jakeluverkkoa, joissa on joko automaattisesti kompensoitu verkko tai sähköasemalle sijoitettu kiinteä kompensointi. Osalla jakeluverkonhaltijoista on käytössä myös hajautettua kompensaatiota, jossa eri puolille jakeluverkkoa on sijoitettu kiinteitä kompensointikeloja. Pika- ja aikajällenkytkennöissä vaihtelut eri sähkönkäyttäjien välillä voivat olla suuria ja myös vaihtelu eri ajanjaksojen välillä voi olla merkittävää. Jälleenkytkentöjen määrä vaihtelee merkittävästi eri vuodenaikojen, myrskyjen ja lumikuormien vaikutuksesta. Esimerkiksi jonkin tietyn kuukauden aikana jälleenkytkentöjä voi olla vain muutama tai ei ollenkaan ja heti seuraavan kuukauden aikana jälleenkytkentöjä voi olla useita kymmeniä. Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuuksia kuvaava SFS- EN 50160 -standardikin ottaa hyvin vähän kantaa lyhyisiin keskeytyksiin (jälleenkytkentöihin). Standardissa mainitaan, että normaaleissa käyttöolosuhteissa lyhyiden
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 35 keskeytysten esiintymismäärä vaihtelee vuosittain muutamasta kymmenestä useisiin satoihin. Jälleenkytkennät keskittyvät yleensä muutamien päivien tai tuntien ajalle. Pika- ja aikajälleenkytkentöjä käytetään verkon suojaustoimenpiteinä, joilla pyritään välttämään pysyvät keskeytykset sähkönjakelussa. Varsinaisten keskeytysmäärien lisäksi on hyödyllistä seurata myös lyhyiden keskeytysten lukumäärän kehittymistä. 5.6 Jakeluverkkojen maakaapelointiaste Tapani- ja Hannu myrskyjen sekä kesän 2010 myrskyjen jälkeen käydyssä julkisessa keskustelussa korostui maakaapeloinnin merkitys sähköverkkojen toimitusvarmuutta parantavana tekijänä. Vaikka maakaapeloinnin vaikutus toimitusvarmuuden paranemiseen on kiistämätön, maakaapelointi ei kaikissa olosuhteissa ole kustannustehokkain tapa parantaa toimitusvarmuutta. Verkonhaltijan paikalliset olosuhteet ja toimintaympäristö vaikuttavat merkittävästi maakaapeloinnin kannattavuuteen ja sovellettavuuteen. Taulukossa 8 on esitetty jakeluverkonhaltijoiden maakaapelointiasteen kehittyminen keskijänniteverkossa (1-70 kv) vuosina 2009-2011. Jakeluverkonhaltijat on jaettu kaupunki-, taajama- ja haja-asutusaluetyyppisiin verkonhaltijoihin. Jaottelun yksi kriteeri on juuri verkonhaltijan maakaapelointiaste. Jaotteluperusteet on kuvattu tarkemmin luvun 5.5 alussa. Vuosi 5.7 Vakiokorvaukset Kaupunki % Taajama % Haja-asutusalue % Kaikki jakeluverkonhaltijat % 2009 62,2 9,5 2,5 10,9 2010 63,3 10,2 2,7 11,6 2011 64,5 11,2 2,9 12,3 Taulukko 8. Jakeluverkonhaltijoiden keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiasteen kehitys Sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisia vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden lukumäärä ja vakiokorvauksena maksettu rahamäärä on jaoteltu sähkömarkkinalaissa määriteltyjen eri suurten vakiokorvausten perusteena olevien katkosten pituuksien mukaan neljään eri luokkaan. Tällainen jaottelu antaa kuvan siitä millä tavoin yli 12 tunnin mittaisten sähkökatkojen pituus jakaantuu ja tarvittaessa voidaan myös tarkastella erimittaisten pitkien sähkökatkojen muutoksia eri vuosina. Kuva 17 on esitetty verkonhaltijoiden maksamien sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisten vakiokorvausten jakautuminen vakiokorvaukseen oikeuttavan keskeytysajan puitteissa vuosina 2005-2011. Vuonna 2011 vakiokorvauksia maksettiin ennätyksellinen määrä, yhteensä yli 46 miljoonaa euroa. Määrä on yli nelinkertainen edellisvuonna maksettuun nähden, joka sekin oli poikkeuksellisen korkea johtuen kesän 2010 myrs-
Maksetut vakiokorvaukset, ENERGIAMARKKINAVIRASTO 36 kyistä. Todettakoon, että pelkästään vuonna 2011 vakiokorvauksia maksettiin yli kaksi kertaa enemmän kuin koko vakiokorvausjärjestelyn edeltävän historian, vuosien 2005-2010, aikana. Viime vuonna maksetuista vakiokorvauksista suurimman yksittäisen luokan muodostivat 24-72 h tunnin keskeytyksistä maksetut korvaukset. Myös aiempina vuosina tämä luokka on muodostanut merkittävän osuuden maksetuista vakiokorvauksista. Lähes kolmanneksen maksetuista vakiokorvauksista muodosti yli kolmen vuorokauden keskeytyksistä maksetut korvaukset. Maksettujen vakiokorvausten määrä seuraa jossain määrin jakeluverkonhaltijoiden keskimääräistä muuntopiirikohtaista keskeytysaikaa, mutta mikäli suuri osa keskeytyksistä on alle 12 h keskeytyksiä, eivät nämä keskeytykset näy vakiokorvausmäärissä. Suoraa ja yksiselitteistä syy-seuraus -suhdetta keskimääräisen muuntopiirikohtaisen keskeytysajan ja vakiokorvausten määrän välillä ei siis ole. Erityisesti maksettujen vakiokorvausten määrä indikoi ns. suurhäiriöitä ja jonkin tietyn jakeluverkonhaltijan alueelle kohdistuneita myrskyjä tai pahoja lumikuormatilanteita. Vuosien 2010 ja 2011 myrskyjen vaikutukset onkin selvästi havaittavissa maksettujen vakiokorvausten määrissä. Seitsemän tarkasteluvuoden perusteella ei voida vielä sanoa, mikä on normaalisti vallitseva vakiokorvausten taso. Näyttää kuitenkin siltä, että suuretkin vaihtelut vakiokorvausmäärissä on yleisiä. Ennen vuotta 2010 erityisesti yli 3 vuorokauden pituisista keskeytyksistä maksetut vakiokorvaukset olivat jääneet lähes yksittäistapauksisiksi, mutta suurhäiriövuosina ne muodostivat noin kolmanneksen maksetuista vakiokorvauksista. 20 000 000 18 000 000 16 000 000 14 000 000 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2 000 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 0 12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 17. Verkonhaltijoiden maksamien vakiokorvausten jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2011. (lähde: Energiamarkkinavirasto)
Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrä, kpl ENERGIAMARKKINAVIRASTO 37 Kuva 18 on esitetty vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrän jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan. Valtaosa korvauksia saaneista asiakkaista kärsi alle kolmen vuorokauden keskeytyksistä, mutta yli 120 h keskeytyksistä korvauksia saaneitakin oli n. 38 000. Kaiken kaikkiaan vakiokorvauksia maksettiin 371 640 asiakkaalle. Aikaisempina vuosina korvauksia on maksettu enimmillään 112 290 asiakkaalle vuonna 2010 ja vähimmillään 7 514 asiakkaalle vuonna 2007. 180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011-12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 18. Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrän jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2011. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Taulukossa 9 on esitetty vuosina 2005-2011 maksettujen vakiokorvausten yhteissumma, vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus kaikista sähkönkäyttäjistä sekä vakiokorvauksia maksaneiden jakeluverkonhaltijoiden lukumäärä. Mikäli sama sähkönkäyttäjä on saanut vakiokorvauksia esimerkiksi kahdesta erillisestä keskeytyksestä saman vuoden aikana, näkyvät nämä sähkönkäyttäjät tilastossa kahtena. Maksettujen vakiokorvausten yhteismäärä (miljoonaa Euroa) Vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus (%) Vakiokorvauksia maksaneet verkonhaltijat (kpl) Jakeluverkonhaltijoiden kokonaismäärä vuoden lopussa (kpl) 2005 2,62 1,56 29 91 2006 2,75 1,37 22 89 2007 0,36 0,24 20 89 2008 0,83 0,58 18 89 2009 1,42 0,71 12 88 2010 10,12 3,39 31 87 2011 46,79 11,10 39 85 Taulukko 9. Vakiokorvauksiin liittyviä tietoja vuosilta 2005-2011. (lähde: Energiamarkkinavirasto)
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 38 Jakeluverkonhaltijoiden alle 12 tunnin keskeytysten kokonaistilannetta kuvaa paremmin keskeytyksestä aihetutuvan haitan (KAH) kustannus, josta on tarkemmin kerrottu seuraavassa luvussa. 5.8 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle Yksi tapa arvioida sähköverkon toimitusvarmuutta on määritellä keskeytyksille niiden aiheuttama haitta ja seurata vuosittain tämän haitta-arvon kehittymistä. Keskeytysten aiheuttamaa haittaa (KAH) on käytetty jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa vuodesta 2008 lähtien ja keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on tilastoitu verkonhaltijakohtaisesti jo vuodesta 2005 lähtien. Keskeytysten aiheuttama haitta on arvo, joka kuvaa verkonhaltijan verkossa tapahtuneiden erityyppisten keskeytysten aiheuttamaa haittaa sähkön käyttäjille. Keskeytyksen aiheuttama haitta ottaa huomioon suunnitellut ja suunnittelemattomat keskeytykset sekä jälleenkytkennät siten, että erityyppisille sähkönkäyttäjille keskeytys aiheuttaa erisuuruisen haitta-arvon. Keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on Suomessa selvitetty erilaisilla tutkimuksilla, joista ensimmäinen tutkimus on tehty 1970-luvulla ja viimeisin on Teknillisen korkeakoulun ja Tampereen teknillisen yliopiston vuosina 2004-2005 tekemä selvitys (Sähkönjakelun keskeytyksistä aiheutuva haitta). Viimeisin selvitys perustuu sähkönkäyttäjille kohdistettuun laajaan kyselytutkimukseen. Tutkimuksen tulosten perusteella saadut keskeytyksen aiheuttamat haitta-arvot ovat sähkönkäyttäjien subjektiivisia näkemyksiä keskeytyksen aiheuttamasta haitasta ja tuloksena saadut arvot kuvaavat keskimäärin sähköntoimituksen keskeytyksistä erilaisille käyttäjäryhmille aiheutunutta haittaa. Energiamarkkinavirasto käyttää sähköverkonhaltijoiden verkkotoiminnan kohtuullisen tuoton laskennassa ja sähköntoimituksen keskeytysten aiheuttaman haitan arvostamisessa vuosien 2004-2005 aikana tehdyn tutkimuksen tuloksia, joita on yksinkertaistettu niin, että niitä voidaan soveltaa sähköverkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton arvioinnissa. Keskeytyksien aiheuttama haitta (miljoonaa Euroa, kyseisen vuoden rahanarvossa) Keskeytyksien aiheuttama haitta (miljoonaa Euroa, vuoden 2012 rahanarvossa) 2005 114,6 140,1 2006 120,6 140,5 2007 109,5 124,9 2008 119,5 128,1 2009 90,7 93,3 2010 204,8 214,2 2011 445,7 462,5 Taulukko 11. Jakeluverkonhaltijoiden keskeytyksen aiheuttaman haitan arvot vuosina 2005 2011 (lähde: Energiamarkkinavirasto)
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 39 Vuosien 2005-2011 KAH-arvot absoluuttisena arvona kuvaavat usean erityyppisen keskeytyslajin vaikutuksia sähkönkäyttäjille ja antavat siten keskimääräisen arvion keskeytysten aiheuttamasta haitasta, mutta yhdistettynä muihin toimitusvarmuutta kuvaaviin tunnuslukuihin ne auttavat muodostamaan kokonaiskuvaa sähköverkkojen toimitusvarmuudesta. Keskeytyksen aiheuttaman haitan summa ja erityyppisten keskeytysten osuuksien prosenttiosuudet vaihtelevat verkonhaltijakohtaisesti. Keskeytyskustannuksiltaan 10 suurinta jakeluverkonhaltijaa vuonna 2011 muodostivat 85 % osuuden koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista. Vastaavasti 68 keskeytyskustannuksiltaan pienintä jakeluverkonhaltijaa vastasi alle 10 % osuutta koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista vuonna 2011.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 40 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET 6.1 Estlink 2 11 Fingrid on tehnyt investointipäätöksen toisen tasasähköyhteyden EstLink 2:n rakentamisesta Viron ja Suomen välille. Suunniteltu siirtoyhteys on 650 MW ja sen kokonaiskustannukset ovat noin 320 miljoonaa euroa. Yhteyden jännitetaso on 450 kv ja kokonaispituus 170 km. Merikaapeli toteutetaan yhteistyössä Viron kantaverkkoyhtiö Eleringin kanssa. Hankkeelle on myönnetty Euroopan unionin 100 miljoonan euron tuki. Maanrakennustyöt ovat valmistuneet Anttilan sähköasemalla Porvoossa syksyllä 2011. Kaikkien urakoiden suunnittelu- ja rakennustyöt sekä kaapelin tyyppitestaukset ovat meneillään. Yhteyden urakat valmistuvat vaiheittain siten, että kaapeli lasketaan merenpohjaan kesällä 2012 ja yhteyden testaukset aloitetaan syksyllä 2013. Tavoitteena on ottaa uusi linkki kaupalliseen käyttöön vuoden 2014 aikana. Suomen ja Viron välillä on tällä hetkellä yksi 350 MW:n tasasähköyhteys. Uusi sähkönsiirtoyhteys nostaa maiden välisen kokonaissiirtokapasiteetin noin 1000 megawattiin liittäen siten Baltian sähkömarkkinat kiinteämmin Pohjoismaisiin markkinoihin. Yhteys myös turvaa Itämeren alueen sähkön toimitusvarmuutta. 11 Fingrid Oyj. Internet-sivut.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 41 7 VIRANOMAISTEN TOIMIVALTA JA TOIMITUSVARMUUS 7.1 Energiamarkkinavirasto Sähkömarkkinalain muutoksella, joka tuli voimaan vuoden 2004 lopussa, haluttiin tehostaa sähkön kysynnän ja tarjonnan välisen tasapainon seurantaa. Samalla muutettiin sähköntuotannon valvontaan liittyvää toimivaltajakoa silloisen kauppa- ja teollisuusministeriön sekä sähkömarkkinaviranomaisena toimivan Energiamarkkinaviraston välillä. Sähkön sisämarkkinadirektiivin 4 artiklan edellyttämä toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiamarkkinaviraston hoidettavaksi. Energiamarkkinavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Sähköntuotantoa koskevien säännösten valvontaa koskeva toimivalta siirrettiin samalla kauppa- ja teollisuusministeriöltä Energiamarkkinavirastolle. Energia- ja ilmastopolitiikan valmistelutehtäviin liittyen työ- ja elinkeinoministeriö 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 käytöstä poistetusta kapasiteetista välittyy tieto myös viranomaisille. Sähkömarkkinalain perusteella voimalaitoksen haltijan tulee ilmoittaa Energiamarkkinavirastolle voimalaitoksen rakentamissuunnitelmasta ja käyttöönottamisesta sekä voimalaitoksen pitkäaikaisesta tai pysyvästä käytöstäpoistamisesta. Voimalaitoksen haltijan ilmoitusvelvollisuudesta ja ilmoitusajankohdista on säädetty seuraavat aikarajat teholtaan vähintään yhden megavolttiampeerin suuruisen: voimalaitoksen rakentamista tai voimalaitoksen tehonkorotusta koskevista päätöksistään kuukauden kuluessa siitä, kun päätös on tehty; voimalaitoksen tai voimalaitoksen tehonkorotuksen käyttöönotosta kuukauden kuluessa siitä, kun voimalaitos tai sen tehonkorotus on otettu tuotantokäyttöön; sekä voimalaitoksen vähintään vuoden pituisesta tai pysyvästä käytöstäpoistamisesta taikka voimalaitoksen pysyvästä tehonalennuksesta kuukauden kuluessa siitä, kun päätös on tehty, kuitenkin vähintään kuusi kuukautta ennen toimenpiteen suunniteltua. Ilmoituksessa on annettava tiedot voimalaitoksen omistajasta, voimalaitoksen tehosta ja energialähteistä sekä tärkeimmistä teknisistä ominaisuuksista, voimalaitoksen tai sen tehonkorotuksen käyttöönottoajankohdasta sekä, milloin kysymys on voimalaitoksen pitkäaikaisesta tai pysyvästä käytöstä poistamisesta taikka voimalaitoksen pysyvästä tehonalennuksesta, toimenpiteen suunnitellusta toteutusajankohdasta. Lisäksi voimalaitoksen haltijan tulee ilmoittaa Energiamarkkinavirastolle teholtaan vähintään 100 megavolttiampeerin suuruisen erillistä sähkön tuotantoa harjoittavan
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 42 7.1.1 Tehoreservilaki voimalaitoksensa suunnitellusta huoltoseisokista, joka ajoittuu 1.12. - 28.2. väliselle ajalle. Ilmoitus on tehtävä vähintään kuusi kuukautta ennen huoltoseisokin suunniteltua alkamisajankohtaa. Energiamarkkinavirasto voi määrätä siirtämään voimalaitoksen huoltoseisokin ajankohtaa 1.12. - 28.2. välisen ajan ulkopuolelle, jos on perusteltua syytä epäillä, että sähkön tarjonta ei riittäisi täyttämään sähkön kysyntää Suomessa huoltoseisokin ilmoitettuna ajankohtana. Päätös huoltoseisokin siirtämisestä on tehtävä vähintään kolme kuukautta ennen huoltoseisokin ilmoitettua alkamisajankohtaa. Siirtoa koskevaa päätöstä ei saa tehdä, jos huoltoseisokin siirtäminen aiheuttaisi vaaran voimalaitoksen teknisestä vikaantumisesta, taikka vaarantaisi voimalaitoksen käyttöturvallisuuden. Energiamarkkinaviraston tulee kuulla Turvatekniikan keskusta ja, jos huoltoseisokki koskee ydinvoimalaitosta, Säteilyturvakeskusta ennen siirtoa koskevan päätöksen tekemistä. Siirtoa koskevaa päätöstä on noudatettava muutoksenhausta huolimatta, jollei valitusviranomainen ole kieltänyt päätöksen täytäntöönpanoa tai määrännyt sitä keskeytettäväksi. Huoltoseisokin ilmoittamista koskeva säännös ei kuitenkaan velvoita voimalaitoksen haltijaa tuottamaan sähköä kyseisessä voimalaitoksessa. Maaliskuun alussa 2011 astui voimaan laki sähköntuotannon- ja kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä. Uusi laki korvasi aiemman määräaikaisen lain. Uusi tehoreservilaki muutti merkittävästi Energiamarkkinaviraston asemaa tehoreserviasioissa. Laissa Energiamarkkinavirasto velvoitetaan määrittämään tarvittava tehoreservin määrä vähintään neljän vuoden välein. Lisäksi viraston tulee laatia tehoreservin hankinnan ehdot sekä järjestää hankinta ehtojen pohjalta tasapuolisella ja syrjimättömällä tavalla. Energiamarkkinavirasto tekee hankinnasta kirjallisen päätöksen, joka on perusteltava. Varsinainen käyttösopimus tehoreservilaitoksista laaditaan kuitenkin järjestelmävastuuseen määrätyn kantaverkonhaltijan, Fingridin ja valittavien voimalaitosten välillä. Toisena merkittävänä muutoksena uusi laki mahdollistaa sähkönkulutuksen joustoon kykenevien kohteiden käytön tehoreservinä vuoden 2013 joulukuusta alkaen. Tällaisia kohteita voisivat olla esimerkiksi suuret paperi- ja terästehtaat. Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus niissä tilanteissa kun markkinoilla ei saavuteta tasapainoa kysynnän ja tarjonnan välillä. Järjestelmä ei siis varsinaisesti ole tarkoitettu teknisten häiriöiden varajärjestelmäksi. Erityisesti tehoreservilaissa on säädetty, että reservilaitoksen tuottama sähkö tai sähkönkulutuksen jousto tulee tarjota markkinoille hinnalla, joka ei saa alittaa raskasta polttoöljyä polttoaineenaan käyttävän lauhdutusvoimalaitoksen muuttuvia kustannuksia joihin on lisätty tuotantoon tarvittavien päästöoikeuksien arvo. Tällä pyritään varmistamaan, että reservilaitokset aktivoituvat vasta kun kaikki kaupallisilla markkinoilla toimivat laitokset ovat jo käytössä. Tällä hetkellä tehoreservivoimalaitoksina toimivat Inkoo 3, Kristiina 1, Vaskiluoto 3. Laitosten yhteiskapasiteetti on 600 MW. Nykyinen tehoreservikausi päättyy 30.6.2013. Energiamarkkinavirasto valmistelee parhaillaan päätöstä Suomessa tarvittavasta tehoreservin määrästä nykyisen tehoreservikauden jälkeen. Virasto pyrkii antamaan päätöksen vuoden 2013 alussa lainsäädännön sen mahdollistaessa.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 43 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö Valtio voi myöntää harkinnanvaraista valtionavusta (energiatuki) energiahankkeille. Tuen myöntää työ- ja elinkeinoministeriö. Tukea voidaan myöntää yrityksille, kunnille ja muille yhteisöille energiatukea sellaisiin ilmasto- ja ympäristömyönteisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät uusiutuvan energian käyttöä, energiansäästöä, energiantuotannon tai käytön tehostamista taikka vähentävät energian tuotannon tai käytön ympäristöhaittoja. Energiatukea voidaan myöntää myös sellaisiin investointi- ja selvityshankkeisiin, jotka edistävät energiahuollon varmuutta ja monipuolisuutta. Lisäksi valtio tukee sähköntuotantoa verotukena (sähköveron palautus) tiettyjen polttoaineiden tai tuotantomuotojen osalla. Tukeen sovelletaan eräiden valtiontukea koskevien Euroopan yhteisöjen säännösten soveltamisesta annettua lakia. Sähkömarkkinalain 35 :n antaa valtioneuvostolle mahdollisuuden turvata sähkön toimitusvarmuutta uutta sähköntuotantokapasiteettia koskevalla tarjouskilpailulla. Lähtökohtaisesti päätökset uuden voimalaitoskapasiteetin rakentamisesta perustuvat markkinalähtöisiin mekanismeihin. Kuitenkin, valtioneuvosto voi päättää sähkön riittävyyden turvaamiseksi uutta sähköntuotantokapasiteettia tai kysynnänhallintatoimia koskevan julkisen tarjouskilpailun järjestämisestä. Päätös voidaan tehdä vain siinä tapauksessa, että sähkön tarjonta, suunnitteilla ja rakenteilla olevat sähköntuotantolaitokset ja siirtoyhteydet sekä toteutettavat energiatehokkuutta edistävät kysynnänhallintatoimet huomioon ottaen, ei riitä täyttämään sähkön kysyntää Suomessa eikä sähkön riittävyyttä voida turvata muilla toimenpiteillä. Tarjouskilpailun järjestämistä koskevassa päätöksessä määrätään: tarjouspyyntöön sisällytettävät tiedot edellytetyistä sopimusehdoista ja menettelytavat, joita tarjoajien on noudatettava; sekä perusteet, jotka sääntelevät tarjoajien valintaa ja sopimuksen tekemistä. Päätös tarjouskilpailun järjestämisestä ratkaistaan valtioneuvoston yleisistunnossa. Päätöksen tarjouksen hyväksymisestä tekee ministeriö. Ministeriön tehtävänä on myös tarjouskilpailun täytäntöönpano.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO A-1 LIITE A VOIMALAITOSREKISTERIN TIEDOT Energiamarkkinaviraston ylläpitämään voimalaitosrekisteriin kerätään tietoja niistä voimalaitoksista, joiden sähköteho on vähintään 1 MVA. Rekisteri ei sisällä tietoja Ahvenanmaalla sijaitsevista voimalaitoksista. Rekisterissä on tiedot voimalaitosten laitospaikoista, voimalaitostunnuksista sekä laitoksien pääomistajista. Sähköntuotannon osalta rekisteriin on merkitty tiedot voimalaitoksen sähkötehosta tuotantomuodoittain (maksimi- ja tuntiteho), käyttövalmiudesta poistetusta tehosta (käyttöönottoaika yli kaksi viikkoa) ja vastaavasti tieto ajasta, mikä tarvitaan, jos käyttövalmiudesta poistettu tehokapasiteetti otettaisiin jälleen käyttöön. Lisäksi rekisterissä on tiedot voimalaitoksen käyttämistä pää- ja varapolttoaineista. Voimalaitoksen koneistosta on tiedot käyttöönottovuodesta, voimakoneen lajista ja nimellistehosta sekä generaattorin nimellispätö- ja näennäistehoista. Käyttövalmiudesta poistetusta koneistosta on tieto ajankohdasta, jolloin koneisto on poistettu käyttövalmiudesta. Rekisterissä voimalaitoksen nettosähkötehot määritetään tuotantolajeittain eriteltyinä. Voimalaitoksen tuotantolajeittain ilmoitetut tehot on voitava laskea yhteen niin, että tuloksena on koko voimalaitoksen nettoteho. Nettoteho saadaan vähentämällä voimalaitoksen bruttotehosta kauppa- ja teollisuusministeriön asetuksen (309/2003) mukaisten omakäyttölaitteiden tehon tarve niiltä osin, kuin ne ovat käytössä kussakin tuotantotilanteessa. Maksimituntiteholla tarkoitetaan tuotantomahdollisuuksien ylärajaa eli suurinta nettosähkötehoa, jonka voimalaitos voi tuottaa vähintään yhden tunnin ajan olosuhteissa, joissa vain voimalaitoksen koneet ja laitteet rajoittavat tuotantoa. Maksimitehoa määritettäessä ei huomioida sitä kapasiteettia, jonka käyttöön ottaminen kestää yli kaksi viikkoa. Vesivoimalaitoksen virtaaman ja putouskorkeuden oletetaan olevan optimiarvoissaan. Sähkön ja lämmön yhteistuotantoon tarkoitettujen koneistojen lämpökuorman oletetaan olevan suuruudeltaan sellaisen, että sähköteho on mahdollisimman suuri. Lämpökuorma voi myös olla nolla, jolloin yhteistuotantolaitoksen maksimiteho saavutetaan lauhdutuskäytössä. Lauhduttimien jäähdytysveden lämpötilan oletetaan vastaavan talvikauden olosuhteita ja mahdollisen apulauhduttimen oletetaan tarvittaessa olevan käytössä. Ulkoilman lämpötilan oletetaan olevan -25 o C. Tuntiteholla tarkoitetaan minä tahansa huippukuormituskauden (joulu-helmikuu) päivänä yhden tunnin ajan suurinta käytettävissä olevaa nettokeskitehoa. Sähkön yhteistuotannon käytettävissä olevaa tehoa määritettäessä ulkoisten olosuhteitten oletetaan vastaavan ulkolämpötilaa, joka normaalivuotena alitetaan kyseisellä paikkakunnalla yhteensä kymmenenä päivänä. Paikkakunnittain näinä arvoina käytetään: Maarianhamina -13 o C, Helsinki, Turku ja Pori -15 o C, Lappeenranta, Tampere ja Vaasa -17 o C, Jyväskylä ja Kokkola -18 o C, Joensuu, Kuopio ja Oulu -20 o C, Kajaani ja Kemi -21 o C, Rovaniemi -23 o C sekä Inari -25 o C. Luettelon ulkopuolelle jäävien paikkakuntien ulkolämpötilat arvioidaan luettelossa esitettyjen ohjearvojen perusteella. Samaan kaukolämpöverkkoon liitettyjä voimalaitoksia sekä lämpökeskuksia odotetaan käytettävän sähkön huippukuormituskauden normaalin tuotantotavan mukaisesti. Yhteistuotannon voimalaitoksissa yhteistuotantoteholla tarkoitetaan teho, joka on saatavissa kaukolämpökuormalla ilman apulauhdutusta tai vastaavaa. Lauhdeteholla tarkoitetaan tehoa, joka saadaan ilman kaukolämpökuorman muutosta apulauhdutuksella tai vastaavasti.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO A-2 Kombivoimalaitoksissa kaasuturpiinin teho jaetaan vastapaine- ja lauhdetehoksi samassa suhteessa kuin siihen liittyvässä höyryprosessissa. Teollisuuden prosessivoiman käytettävissä olevaa tehoa määritettäessä oletetaan ulkolämpötilat edellä esitettyjen kaltaisiksi (Maarianhamina -13 o C - Inari -25 o C). Lisäksi oletetaan voimalaitoksen lämpökuorma normaalia suhdannetilannetta vastaavaksi ja sellaiseksi, jota suurempia lämpökuormia esiintyy kymmenenä päivänä huippukuormituskaudella (esiintymistodennäköisyys noin 10 %). Yhteistuotantoteholla tarkoitetaan tehoa, joka saadaan prosessin höyryn tarpeen mukaisesti. Lauhdeteholla tarkoitetaan tehoa, joka saadaan ilman prosessihöyryn tuotannon muutosta apulauhdutuksella tai vastaavasti. Vesivoiman kuormitushuipun aikana yhtä aikaa käytettävissä olevalla tuntiteholla tarkoitetaan sitä tehoa, joka voimalaitoksella on tuotettavissa arkipäivinä tapahtuvan tuntisäädön avulla. Vesivoimalaitoksen tuntiteho määritetään vastaamaan sen pienintä tilastoitua kuukauden keskimääräistä tulovirtaamaa (joulu-, tammi- tai helmikuussa). Määrityksessä ei huomioida ennen vuotta 1960 mitattuja tulovirtaamia. Vesistöjen säännöstelyaltaiden sekä voimalaitoksen omien vuorokausialtaiden käytöt oletetaan sellaisiksi, että tuotanto on omien tarpeiden kannalta mahdollisimman edullista. Monivuotisia altaita oletetaan käytettävän niin, että niistä saadaan optimaalinen hyöty, kaikki vesivuodet huomioon ottaen. Samaan jokiuomaan kuuluvia voimalaitoksia oletetaan käytettävän niin, että niiden yhteinen sähköteho on mahdollisimman suuri.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO B-1 LIITE B VUOROKAUDEN YLIN JA ALIN LÄMPÖTILA TAMMIKUUSSA 2012 12 Alla olevissa kuvissa on esitetty päivittäiset ylin (punainen) ja alin (sininen) lämpötila eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2012. Ohuet harmaat tasoitetut viivat kuvaavat kummankin muuttujan 3 % tilastollista todennäköisyyttä eli ovat poikkeuksellisen lämpötila-arvon rajat. Keskellä oleva vihreä viiva kuvaa vuorokauden keskilämpötilan 50 % sijainnin vertailukaudella 1981-2010. 12 Ilmatieteen laitos. Internet-sivut