ENERGIATEOLLISUUS RY, FINGRID OYJ, METSÄTEOLLISUUS RY, SUOMEN ELFI OY JA TYÖ- JA ELINKEINOMINISTERIÖ

LOPPURAPORTTI 52X26522 ENERGIATEOLLISUUS RY, FINGRID OYJ, METSÄTEOLLISUUS RY, SUOMEN ELFI OY JA TYÖ- JA ELINKEINOMINISTERIÖ Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 23

2 Copyright Pöyry Management Consulting Oy Kaikki oikeudet pidätetään Tätä asiakirjaa tai osaa siitä ei saa kopioida tai jäljentää missään muodossa ilman Pöyry Management Consulting Oy:n antamaa kirjallista lupaa.

1 Yhteystiedot PL 4 (Jaakonkatu 3) 1621 Vantaa Kotipaikka Vantaa Y-tunnus 232276-3 Puh. 1 3311 Faksi 1 33 2131 http://www.poyry.com Pöyry Management Consulting Oy

1 Yhteenveto Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaan huippukulutukseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnista kulutushuippujen aikana. Alhainen sähkön markkinahinta on heikentänyt uusien investointien kannattavuutta ja olemassa olevasta kapasiteetista erityisesti lauhdetuotantokapasiteettia voi poistua markkinoilta lähivuosina kannattamattomana, vaikka laitoksilla olisi vielä teknistä käyttöikää jäljellä. Tässä työssä on arvioitu Suomen sähköntuotantotehon riittävyyttä, sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehitystä ja tuontisähkön saatavuutta vuoteen 23 saakka. Arviointi perustuu sähkön kulutusennusteisiin ja analyysiin sähköntuotantokapasiteetin kehityksestä Suomessa sekä siirtoyhteyksien kehittymisestä ja tehon riittävyydestä Suomen lähialueilla. Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa on otettu huomioon uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien kapasiteetti ja tuonnin saatavuuteen liittyvät riskit, sekä sähkön kulutusrakenne ja kysyntäjousto. Arviot perustuvat Pöyryn näkemyksiin markkinoiden ja kapasiteetin kehityksestä. Sähkön tuotannon ja kysynnän kehitystä tarkasteltiin kolmessa Pöyryn luomassa skenaariossa; perus-, matala- ja korkeaskenaariossa. Keskeisin ero skenaarioiden välillä on oletus talouden kehityksestä ja sen aiheuttamat erot energian kysynnässä ja hintatasoissa. Korkeassa skenaariossa sekä energian hinnat että sähkön kulutus ovat korkeat, matalassa taas hinnat ovat alhaiset ja kulutus perusskenaariota matalampi. Kaikissa skenaarioissa sähkön kulutuksen arvioidaan kehittyvän maltillisesti tarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonut maltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energian kysynnän kehittymisestä ja lisäksi energiatehokkuuden kehitys hillitsee kysynnän kasvua. Erot skenaarioiden kysynnän välillä selittyvät pääasiassa teollisuuden kysynnän eroilla, sillä teollisuuden kysynnän kehittyminen riippuu voimakkaasti yleisestä talouskehityksestä. Sähkön kysyntäprofiilin arvioidaan tulevaisuudessa jonkin verran tasaantuvan sähkön lämmityskäytön, teollisuuden ja sähköautojen kulutuksen sekä kysyntäjouston johdosta. Huipunajan kysyntäpiikkien ei oleteta merkittävästi kasvavan nykytasolta, sillä teollisuuden kysyntä on tasaista eikä niinkään riipu ulkolämpötilasta. Automaation mahdollistamin kysyntäjouston keinoin voidaan huippukulutuksen kysyntää osin myös siirtää vuorokauden sisällä. Suomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta, vesivoimasta sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin ei odoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä suurin osa potentiaalisesta lisäkapasiteetista sijaitsee suojelluissa vesistöissä. Työssä ei ole tarkasteltu ydinvoimainvestointien kannattavuutta vaan kaikissa skenaarioissa uusien ydinvoimaloiden on oletettu tulevan käyttöön vuosina 219 ja 225. Tuulivoiman osalta on oletettu, että vuonna 225 saavutetaan Energia- ja ilmastostrategian 1 tavoite 9 TWh:n tuulivoimatuotannosta. Kaukolämpöä tuottavan sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin arvioidaan vähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkin pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan ja maakaasun 1 Kansallinen energia- ja ilmastostrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle, 2.3.213

2 korvaus kiinteillä polttoaineilla johtaa sähkötehon laskuun. Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän samalla tasolla tai vähentyvän jonkun verran riippuen skenaariosta. Lauhdetuotantokapasiteetti laskee merkittävästi kaikissa skenaarioissa, sillä matalan sähkön hinnan lisäksi IE-direktiivin edellyttämät lisäinvestoinnit heikentävät lauhdelaitosten kannattavuutta. Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetista poistuu kaikki sellainen kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista. Kapasiteetin poistumisajankohtaan liittyy kuitenkin merkittävää epävarmuutta. Kapasiteetin ja kysynnän kehityksen tarkastelujen tuloksena todetaan, että Suomen oma tuotantokapasiteetti ei koko tarkasteluajanjaksolla riitä kattamaan huippukulutusta missään skenaariossa. Suomen huipunaikaisen sähköntuotantokapasiteetin on arvioitu laskevan nykytasosta vuoteen 218 ennen Olkiluoto 3 ydinvoimayksikön käyttöönottoa. Siihen asti huippukulutuksen ja tuotannon ero on noin 28 normaalitalvena ja jopa 4 erittäin kylmänä talvena (keskimäärin kerran 1 vuodessa). Olkiluoto 3:n valmistuttua vaje kulutuksen ja tuotannon välillä laskee merkittävästi, mutta sähköntuotantotehon suhteen Suomi ei ole edelleenkään omavarainen. Sähkön tuontikapasiteetti kuitenkin riittää kattamaan eron oman tuotannon ja huippukulutuksen välillä. Huippukulutus ja tuotantokapasiteetti on esitetty kuvassa 1 alla ja sähkön tuontikapasiteetti kuvassa 2. 18 16 14 12 1 8 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Vesivoima 6 4 2 214 218 224 23 Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi Kuva 1 Suomen sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön huippukulutus normaalina ja kylmän vuonna vuoteen 23 saakka 6 5 4 3 2 1 Venäjä Viro Ruotsi 3 Ruotsi 1-2 218 224 23 Kuva 2 Sähkön tuontikapasiteetin kehittyminen

3 Suomella on sähkön siirtoyhteydet Venäjälle, Viroon ja Ruotsiin, josta edelleen on yhteydet muihin Pohjoismaihin ja Keski-Eurooppaan. Sähköä tuodaan Suomeen ja viedään täältä lähialueille jatkuvasti hinta-alueiden sähkön hintojen ohjaamana. Toisin kuin Suomessa, kaikilla lähialueilla, joista Suomeen tuodaan sähköä, tuotantokapasiteetti ylittää huippukysynnän. Nykyisin kysynnän ja tuotannon ero huippukulutushetkellä on noin 5 Luoteis-Venäjällä, yli 13 Baltiassa ja 23 Skandinaviassa. On hyvin todennäköistä, että tilanne ei ratkaisevasti muutu tarkasteluajanjaksolla kysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten vuoksi. Kasvava kysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäli investoinnit uuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla ja käytöstä poistuu esimerkiksi ydinvoimakapasiteettia ja lauhdekapasiteettia merkittävästi. Kun huomioidaan sekä kotimainen tuotantokapasiteetti että tuontikapasiteetti, on kaikissa tarkastelluissa skenaarioissa riittävästi kapasiteettia kattamaan myös kylmän talven huipunaikainen kysyntä. Tehovajauksen syntyminen edellyttäisi useaa yhtäaikaista häiriötä tai rajoitusta tuotantokapasiteetissa tai tuontikapasiteetissa huippukulutuksen hetkellä. Kotimaisen tuotannon tehovaje kulutukseen nähden on tarkasteluajanjaksolla suurin vuonna 218 ennen OL3:n käyttöönottoa. Mikäli sähkön tuotanto- tai tuontitehoa olisi pois käytettävistä noin 12 huippukulutushetkellä, kapasiteetti ei riittäisi kysynnän kattamiseen. Mikäli suurin tuotantoyksikkö olisi pois käytöstä kylmänä ajanjaksona, Suomen sähkönhankintamarginaali putoaisi vuonna 218 alle 4 :iin. Tilanteessa, jossa suurin siirtoyhteys olisi pois käytöstä, eli tuontia olisi rajoitettu 11 :lla, sähkönhankintamarginaali kylmänä talvipäivänä olisi vain 15 vuonna 218, kun kotimainen kapasiteetti toimii normaalisti. Muina tarkasteluajankohtina vuoteen 23 asti sähkönhankintamarginaali on suurempi. Sähkön oman tuotantotehon vaje kulutukseen nähden, tuontiteho sekä näiden perusteella laskettu sähkönhankintamarginaali perusskenaariossa on esitetty kuvassa 3. 6 4 2 Tuonti-kapasiteetti -2-4 214 218 224 23 Oman tuotannon tehovaje Sähkönhankintamarginaali -6 Kuva 3 Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin tehovaje kulutukseen nähden, tuontikapasiteetti sekä sähkönhankintamarginaali tuotantoteho ja tuontiteho huomioon ottaen perusskenaariossa Muissa skenaarioissa tilanne ei oleellisesti muutu perusskenaariosta. Vaikka matalassa skenaariossa sähkön tuotannon kokonaisteho on alhaisempi, on kulutusennuste vastaavasti matalampi, mikä johtaa lähellä perusskenaariota olevaan oman tuotannon tehovajeeseen. Korkeassa skenaariossa vastaavasti sähköntuotantokapasiteettia on perusskenaariota enemmän korkeampien sähkönhintojen vaikutuksesta, mutta myös sähkön kulutus on suurempaa.

4 Mahdollisuudet vastata huipputehon tarpeeseen lisäämällä Suomen omaan tuotantoa tai vähentämällä kysyntää huippukulutushetkellä ovat melko vähäiset. Tuotantokapasiteettia voitaisiin hieman lisätä kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa. Muun kapasiteetin osalta mahdollisuus lisätä tuotantoa huippukulutushetkellä on heikko. Kysyntäjoustoa tapahtuu sähkömarkkinoilla jo nykyisin erityisesti teollisuuden osalta silloin, kun sähkön hinnat nousevat hetkellisesti hyvin korkeiksi. Kysyntäjoustoa on mahdollista saada lisää markkinoille teollisuuden lisäksi myös pienemmistä kohteista, kun sähkön hinnoittelu muuttuu enemmän tuntitasoiseksi ja tarjolla on palveluita ja tuotteita joilla kysyntää voidaan ohjata automaattisesti. Erityisesti sähkölämmitys on Suomessa potentiaalinen suuri kysyntäjoustokohde, mutta myös teollisuuden ja palveluiden sähkönkäytöstä voidaan löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita. Näiden kokonaisjoustopotentiaali on kuitenkin arvioitu selvästi pienemmäksi kuin oman sähköntuotannon tehovaje kulutukseen nähden.

1 Sisältö Yhteenveto 1 JOHDANTO... 3 1.1 Työn tavoite ja lähtökohdat... 3 1.2 Tausta... 3 2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT... 4 2.1 Sähkömarkkinaskenaariot... 4 2.2 Hintaskenaariot... 5 2.2.1 Polttoaineiden hintaskenaariot... 5 2.2.2 Päästöoikeuden hintaskenaariot... 7 2.2.3 Sähkön hintaskenaariot... 8 3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS... 9 3.1 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla... 11 3.2 Huippukysynnän kehitys... 12 4 SÄHKÖN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS... 14 4.1 Nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti... 14 4.2 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa... 17 4.2.1 Uusi kapasiteetti ja vanhan kapasiteetin poistuminen... 17 4.2.2 Yhteistuotantokapasiteetti... 17 4.2.3 Lauhdekapasiteetti... 21 4.2.4 Häiriö- ja tehoreservit... 23 4.2.5 Ydinvoimakapasiteetti... 24 4.2.6 Tuulivoima, vesivoima ja muu uusiutuva sähköntuotanto... 25 4.3 Huipunaikainen oma sähköntuotantokapasiteetti ja kulutus... 26 5 SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET SUOMEN JA NAAPURIMAIDEN VÄLILLÄ... 29 5.1 Sähkön tuontimahdollisuudet Skandinaviasta Suomeen... 3 5.2 Sähkön tuontimahdollisuudet Baltian maista Suomeen... 32 5.3 Sähkön tuontimahdollisuudet Venäjältä Suomeen... 34 5.4 Samanaikaisten kulutushuippujen vaikutus tuontisähkön saatavuuteen... 34 5.5 Yhteenveto siirtoyhteyksien kautta saatavasta kapasiteetista... 35 6 SÄHKÖN TUOTANTO- JA TUONTIKAPASITEETIN RIITTÄVYYS HUIPPUKULUTUKSEN KATTAMISEEN... 37 6.1 Kapasiteetin riittävyys eri skenaarioissa... 37 6.2 Tehon riittämättömyyteen johtavia tekijöitä... 38 6.3 Kysyntäjousto ja tuotannon säätömahdollisuudet... 4 6.3.1 Kysyntäjousto... 4 6.3.2 Kysyntäjouston kehittyminen... 42

2 6.3.3 Sähkön tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet... 44 6.3.4 Yhteenveto Suomen oman tuotannon ja kulutuksen mahdollisuuksista vastata tehon tarpeeseen... 44 7 JOHTOPÄÄTÖKSET... 46

3 1 JOHDANTO 1.1 Työn tavoite ja lähtökohdat 1.2 Tausta Energiateollisuus ry, Fingrid Oyj, Metsäteollisuus ry, Suomen Elfi Oy ja työ- ja elinkeinoministeriö tilasivat Pöyry Management Consulting Oy:ltä arvion Suomen sähkötehon riittävyydestä ja sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestä lyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Työn tavoitteena oli arvioida konkreettisesti laitostason analyysiin perustuen Suomen sähkönhankintakapasiteetin kehitystä ja tuotantotehon riittävyyttä sähkön kulutukseen nähden vuoteen 23 asti. Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa on huomioitu uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien käyttö ja niihin liittyvät riskit sekä sähkön kulutus ja kysyntäjousto. Kapasiteetin riittävyyttä on tarkasteltu lyhyellä (vuoteen 218), keskipitkällä (218-225) ja pitkällä aikavälillä (23 saakka) kolmessa eri skenaariossa (perus, korkea ja matala). Työssä ei ole erikseen mallinnettu Suomen ja lähialueiden sähkön tuotantoa, hintatasoja ja kysyntää. Skenaarioiden luomisessa on hyödynnetty Pöyryn aikaisemmin tekemiä mallinnuksia, joiden perusteella on luotu näkemys mm. sähkön kulutuksesta ja sähkön ja polttoaineiden sekä päästöoikeuksien hintatasoista. Myöskään kapasiteetin kehitystä ei ole mallinnettu sähkömarkkinamallin perusteella, vaan työssä on arvioitu hintaennusteiden perusteella investointien ja kapasiteetin ylläpitämisen kannattavuutta. Tämä raportti kuvaa työn keskeiset tulokset, tarkastelun lähtökohdat ja oletukset sekä tarkastelutavan. Raportissa esitellään ensin tarkasteltavat skenaariot ja niihin liittyvät energian hintatasot. Sen jälkeen tarkastellaan sähkön kulutuksen kehitystä Suomessa eri skenaarioissa, sähkön tuotantokapasiteetin kehitystä tuotantomuodoittain ja oman tuotannon ja huippukysynnän välistä suhdetta. Seuraavaksi on tarkasteltu siirtoyhteyksiä ja kapasiteetin riittävyyttä Suomen lähialueilla. Lopuksi on näiden perusteella esitetty arvioita tuotanto- ja tuontikapasiteetin riittävyydestä, sekä tarkasteltu tilanteita joissa sähkön riittävyyden suhteen voisi tulla ongelmia. Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaan huippukulutuksen tarpeeseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnista kulutushuippujen aikana. Kuvassa 4 on esitetty toteutunut keskimääräinen sähkön huippukysyntä sekä huipputuotanto.

4 16 14 12 1 8 6 Huippukulutus Toteutunut huipputuotanto 4 2 28 29 21 211 212 213 214 Kuva 4 Sähkön huippukysynnän ja -tuotannon kehitys Suomessa Sähkön markkinahinta on ollut pitkään melko alhainen ja oletuksena on, että tilanne jatkuu lähivuosina samanlaisena. Lauhdesähköntuotannon kannattavuus on ollut heikkoa ja lauhdekapasiteettia onkin jo poistunut markkinoilta eikä uusia investointeja olla toteuttamassa lähiaikoina. Huolena on, että lisää kapasiteettia poistuu markkinoilta jo ennen kapasiteetin teknisen käyttöiän päättymistä. Myös uusien yhteistuotantolaitosinvestointien kannattavuus on alhaisilla sähkönhinnoilla epävarmaa, ja onkin mahdollista että uusintainvestointeja ei toteuteta yhteistuotantolaitoksina vaan erillisenä lämmöntuotantona ilman sähköntuotantokapasiteettia. Kotimaisen sähkön tuotantokapasiteetin vähenemiseen vaikuttaa myös maakaasun korvaaminen kiinteillä polttoaineilla yhteistuotannossa. Tämä johtuu kiinteitä polttoaineita käyttävien laitosten matalammasta rakennusasteesta (sähkö- ja lämpötehon suhde) maakaasua käyttäviin laitoksiin verrattuna. Useita tällaisia korvausinvestointeja on jo toteutettu johtuen maakaasun heikosta kilpailuasemasta kiinteisiin polttoaineisiin nähden. 2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT 2.1 Sähkömarkkinaskenaariot Tässä työssä sähkön tuotannon ja kysynnän kehityksen tarkastelussa on käytetty lähtökohtana Pöyryn luomia skenaarioita. Pöyry mallintaa säännöllisesti sähkömarkkinoiden kehitystä kolmella erilaisella kehityspolulla; Perus-, Matala- ja Korkeaskenaariossa. Skenaariot eivät ole toistensa herkkyystarkasteluja vaan kukin skenaario on luotu johdonmukaisesti erilaisista talouden, politiikan ja energian kysynnän lähtökohdistaan. Skenaariot kuvaavat pitkän aikavälin tasapainoisia markkinoita eikä lyhyen aikavälin satunnaisia hintahäiriöitä ole huomioitu. Perusskenaario kuvaa Pöyryn mallinnusajankohdan aikaista näkemystä markkinoiden todennäköisimmästä kehittymisestä. Matalassa ja korkeassa skenaariossa on luotu kohtuulliset raja-arvot markkinoiden kehityksen mahdollisista vaihtoehtoisista. Skenaariot eivät kuvaa maksimaalisia ylä- tai alarajoja markkinoiden kehityksestä. Skenaarioiden tarkoituksena ei ole ollut luoda absoluuttisia energian hintatasoja vaan

5 kuvata mahdollisia kehityspolkuja. Skenaarioiden keskeiset erot on kuvattu taulukossa 1. Taulukko 1 Skenaarioiden keskeiset eroavaisuudet Muuttuja Perusskenaario Matalaskenaario Korkeaskenaario Talouskasvu Taantumasta noustaan vähitellen Kasvu hitaampaa globaalisti ja Euroopassa Nopeampi talouskasvu, Eurooppa nousee taantumasta Sähkön kulutus Hyvin maltillinen kulutuksen kasvu Kulutus nykytasolla, teollinen tuotanto ei kasva Uutta teollisuutta syntyy Suomeen, energiatehokkuus paranee Energian hinnat Maltillinen hintojen nousu Polttoainehinnat ovat hyvin matalat, CO 2 - hinnat alhaiset, sähkön hinta on hyvin alhainen Polttoaineiden, päästöoikeuksien ja sähkön hinnat ovat korkeat. Keskeisin ero skenaarioiden välillä on oletus talouden kehityksestä ja sitä kautta energian kysynnässä ja hinnoissa. Perusskenaariossa on oletettu talouskasvun Suomessa olevan keskimäärin 1,5 % vuodessa vuoteen 218 saakka, 1,7 % vuodesta 219 vuoteen 224 ja 1,2 % vuosina 225-23. Sähkön kulutusta eri skenaarioissa on kuvattu tarkemmin kappaleessa 3 ja energian hintoja kappaleessa 2.2. Perusskenaariossa energian kulutus kasvaa maltillisesti ja myös hinnat nousevat maltillisesti. Korkeassa skenaariossa kulutus kasvaa nopeammin niin Suomessa kuin muuallakin, ja erityisesti globaalit markkinahinnat nousevat. Matalassa skenaariossa heikko talouskasvu pitää kulutuksen ja hinnat alhaisina. Tuotantokapasiteetin osalta erot kapasiteetissa eri skenaarioiden välillä näkyvät lauhdeja yhteistuotantokapasiteetissa, muussa kapasiteetissa ei tässä työssä ole oletettu muutoksia. Todellisuudessa esimerkiksi ydinvoimainvestointien houkuttelevuudessa olisi eroja eri skenaarioissa, mutta näitä vaikutuksia ei työssä ole analysoitu. Erot lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetissa selittyvät kannattavuuteen vaikuttavilla eroilla energian hinnoissa sekä teollisuuden kehityksessä erityisesti teollisuuden yhteistuotannon osalta. 2.2 Hintaskenaariot 2.2.1 Polttoaineiden hintaskenaariot Hiili Kivihiilen hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan perusskenaariossa, sillä maailmantalouden pitkittynyt taantuma on vähentänyt teollisuuden energian tarvetta heijastuen suoraan polttoaineiden kysyntään. Lisäksi Pohjois-Amerikan liuskekaasun

6 hyödyntämisen lisääntyminen on vähentänyt kysyntää alueella. Kivihiilen veroton hinta Suomessa oli vuonna 214 keskimäärin hieman yli 9 /h. Viimeiseen tarkastelujaksoon 225-23 mennessä hinnan oletetaan nousevan vajaaseen 12 /h tasolle. Hiilen hintakehitys eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 5. Kuva 5 Hiilen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, /h Matalassa skenaariossa polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat ovat hyvin matalat johtuen kysynnän heikosta kehityksestä. Hiilen hinta laskee matalassa skenaariossa noin 7 /h tasolle. Korkeassa skenaariossa polttoaineiden hinnat nousevat nopeasti, sillä globaali talouskasvu on nopeaa. Korkeassa skenaariossa hiilen hinta yli kaksinkertaistuu nykytasosta vuosien 225-23 tarkastelujaksoon mennessä. Kivihiilen hinnan vaihtelu skenaarioiden välillä on selvästi suurempaa kuin odotettu kotimaisten polttoaineiden hintavaihtelu. Turve /h 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 214 214-218 219-224 225-23 Korkea Perus Matala Turpeen hinnan kehittyminen on riippuvainen tuotantoalojen investointikustannusten, tuotannon kustannusten sekä keskimääräisten kuljetuskustannusten kehittymisestä. Merkittävin hinnan nousupainetta lisäävä tekijä on turpeen tuotantoalojen nettomääräinen pieneneminen ja tätä kautta syvenevä niukkuus, mikä nostaa turpeen hintaa kysynnän ja tarjonnan epätasapainon sekä pitenevien kuljetusetäisyyksien vuoksi. Turpeen oletettu hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 6 alla. Hintaerot skenaarioiden välillä selittyvät erityisesti erilaisilla tuotanto- ja kuljetuskustannuksilla.

7 /h 18 16 14 12 1 8 6 4 2 214 214-218 219-224 225-23 Korkea Perus Matala Kuva 6 Turpeen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, /h Metsähake Metsähakkeen hintakehityksen oletetaan perustuvan vaihtoehtoiskustannuksiin eli niin kutsuttuun puustamaksukykyyn, jolla tarkoitetaan laitoksen kykyä maksaa puupolttoaineesta ennen kuin sen on kannattavaa siirtyä vaihtoehtoiseen polttoaineeseen, joka on pääsääntöisesti turve. Tyypillisesti metsähaketta käyttävät laitokset käyttävät myös turvetta ja voivat vaihtaa polttoainesuhteita hintojen perusteella. Metsähakkeen hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 7. /h 3 25 2 15 1 5 Korkea Perus Matala 214 214-218 219-224 225-23 Kuva 7 Metsähakkeen hinnan kehitys tarkastelluissa skenaarioissa, /h Kotimaisten polttoaineiden hintojen ei oleteta vaihtelevan yhtä voimakkaasti kuin polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat, sillä kustannusperuste ei vaihtele yhtä voimakkaasti. Puupolttoaineiden käytön jatkuminen sähköntuotannossa edellyttää erityisesti matalassa skenaariossa tukia. Tällä hetkellä käyttöä tuetaan syöttötariffin ja verotuksen muodossa. 2.2.2 Päästöoikeuden hintaskenaariot Taloudellisen taantuman aiheuttama ennakoitua alhaisempi energian tarve ja teollinen tuotanto on heijastunut myös hiilidioksidipäästöihin ja päästöoikeuksien tarpeeseen Euroopassa. Päästöoikeuksia onkin tarjolla markkinoilla merkittävästi suunniteltua enemmän, mistä johtuen niiden hintataso on jo pidempään ollut alhaisella tasolla.

8 Perusskenaariossa päästöoikeuksien hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan kuluvalla päästökauppakaudella. Pidemmän aikavälin hintakehitysnäkymä perustuu EU:n tavoitteisiin pitkän ajan päästövähennyksistä, jolloin päästöoikeuksien hinnan olisi noustava huomattavasti nykyisestä hintatasosta hintaohjauksen toteutumiseksi vuoden 22 jälkeen. Kuvassa 8 esitetyt päästöoikeuksien hintatasot perustuvat Pöyryn aikaisemmin tekemiin mallinnuksiin energiamarkkinoiden kehityksestä sekä päästöjen vähennyskustannuksista Euroopassa. Esitetyt päästöoikeuksien hinnat ovat linjassa muiden tässä työssä käytettyjen hintaoletusten ja energian kulutusskenaarioiden kanssa. /t CO2 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 214 214-218 219-224 225-23 Korkea Perus Matala Kuva 8 Keskimääräiset päästöoikeuksien hinnat ( /t CO2 ) tarkasteltuajanjaksoilla eri skenaarioissa Matalassa skenaariossa päästöoikeuksien hinnat jäävät alhaisiksi Euroopan heikon talouskasvun ja alhaisen teollisuustuotannon vuoksi. Korkeassa skenaariossa kysyntä kasvaa voimakkaasti sekä teollisuudessa että energiantuotannossa ja päästöoikeuksien hinnat nousevat nopeasti vuoden 22 jälkeen. 2.2.3 Sähkön hintaskenaariot Työssä käytetyt oletukset sähkön hintatasoista eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 9. Merkittävimmät sähkön hinnan ajurit ovat kysynnän kehitys, polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnat sekä siirtoyhteyksien lisääntyminen Pohjoismaista ja Baltiasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan.

9 Keskimääräinen sähkönhinta /h 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214-218 219-224 225-23 Korkea Perus Matala Kuva 9 Sähkön keskihinta Suomessa tarkasteltavilla aikaväleillä eri skenaarioissa Sähkön hinnan nähdään nousevan Suomessa matalan skenaarion keskimmäistä aikajaksoa lukuun ottamatta kaikissa skenaarioissa tarkastellulla aikavälillä. Matalassa skenaariossa sähkön hinta pysyy hyvin alhaisena johtuen matalalla pysyttelevistä polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnoista sekä alhaisesta kysynnästä. Korkeassa skenaariossa sähkön hinta puolestaan nousee erityisesti polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnan nousun vaikutuksesta. Sähkön markkinahinta perustuu muuttuviin tuotantokustannuksiin nykyisellä ja oletetulla uudella sähköntuotantokapasiteetilla. Uutta tuotantokapasiteettia syntyy Suomen lähialueille mm. uusiutuvan energian tukien ansiosta, mikä vaikuttaa myös sähkön markkinahintaan Suomessa. Lisäksi kapasiteettia voi syntyä tai sitä voidaan säilyttää markkinoilla kapasiteettimarkkinoiden avulla, jolloin maksetaan korvauksia sähkön tuotantomäärän lisäksi myös kapasiteetin perusteella. Nykyisellään kapasiteettimarkkinat ovat käytössä Espanjassa, Portugalissa, Irlannissa ja Kreikassa. Skenaarioiden lähtökohtana on oletettu, että Euroopassa otetaan käyttöön kapasiteettimarkkinamekanismeja lisäksi myös Ranskassa (vuonna 217), Iso- Britanniassa (vuonna 218), Italiassa (arvioitu vuonna 219) ja Saksassa (arvioitu vuonna 222). Näistä maista Saksan kapasiteettimarkkinoilla on merkittävin hintojen nousua hillitsevä vaikutus Pohjoismaissa. 3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS Työssä tarkasteltu sähkön kysynnän kehittyminen perustuu Pöyryn sähkömarkkinoiden skenaariomallinnukseen. Sähkön kulutuksen Suomessa arvioidaan kehittyvän maltillisesti tarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonut maltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energiankysynnän kehittymisestä. Oletukset sähkön kulutuksen kehittymisestä ovat tällä hetkellä selvästi alhaisemmat kuin 21-luvun loppupuolella, jolloin ennustettiin sähkön kulutuksen Suomessa nousevan yli 1 TWh:n vuoteen 22 mennessä (esim.

1 Suomen ilmasto- ja energiastrategia 28 2 ), ja tässä työssä on käytetty hyvin maltillisia kasvuodotuksia Suomen sähkönkulutukselle kaikissa skenaarioissa. Perusskenaariossa kysynnän kasvu koostuu pääosin kotitalous- ja terästeollisuussektoreiden energian tarpeen kasvunäkymistä. Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla perusskenaariossa on esitetty alla kuvassa 1. TWh 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 213 214 215 216 217 218 219 22 221 222 223 224 225 226 227 228 229 23 Muu metalliteollisuus Terästeollisuus Kemian teollisuus Kaivosteollisuus Metsäteollisuus Muu teollisuus Palvelut Sähköautot Kotitaloudet Kuva 1 Sähkön kysynnän kehitys sektoreittain perusskenaariossa Matalan ja korkean skenaarion erot sähkön kysynnässä selittyvät pääosin teollisuuden kysynnän muutoksilla. Matalassa skenaariossa teollisen tuotannon ei oleteta kasvavan nykytasosta ja sähkön kulutus Suomessa pysyy nykytasolla. Korkeassa skenaariossa puolestaan Suomeen syntyy uutta teollisuutta. Erityisesti biotuote-, kaivos- ja metalliteollisuus kasvavat, mikä näkyy myös sähkön kysynnän kasvuna. Sähkön kokonaiskysyntä eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 11. TWh 12 1 8 6 4 2 Perus Korkea Matala Kuva 11 Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa 2 Pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 6. päivänä marraskuuta 28

11 Energiatehokkuuteen panostaminen hillitsee sähkön kulutuksen kasvua erityisesti korkeassa skenaariossa, jossa energian hinnat ovat korkeimmat ja energiansäästö siten kannattavinta. Erot eri skenaarioiden välillä jäävät melko pieniksi: sähkönkulutus ei nouse 1 TWh:iin vuoteen 23 mennessä missään skenaariossa ja on kaikissa yli 8 TWh. 3.1 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla Kotitaloudet Kotitalouksien sähkön kulutuksen oletetaan kasvavan energiatehokkuuden voimakkaasta parantumisesta huolimatta, sillä väestömäärä kasvaa ja pienet asuntokunnat lisääntyvät edelleen, mikä lisää sähkön kokonaiskulutusta kotitaloussektorilla. Lisäksi kotitalouksien sähkölaitteiden määrä kasvaa edelleen. Myös vapaa-ajan asuntojen määrä kasvaa ja varustetaso nousee. Lämmitys Sähkön käytön lämmitysmuotona oletetaan kasvavan, sillä matalaenergiarakennuksissa sähkö on kilpailukykyinen lämmitysvaihtoehto. Uusien rakennusten energiankulutus on kuitenkin hyvin pientä kiristyvien energiatehokkuusvaatimusten vaikutuksesta. Lämpöpumppuja asennetaan edelleen lisääntyvästi sekä päälämmitysmuodoksi että muiden lämmitysmuotojen rinnalle niin uusiin kuin olemassa oleviin rakennuksiin. Sähkölämmitteisissä taloissa lämpöpumput vähentävät yleisesti sähkön kulutusta lämmityskaudella, muiden lämmitysmuotojen korvaaminen taas nostaa sähkön kokonaiskulutusta. Jäähdytyksen tarpeen arvioidaan kasvavan, mikä lisää sähkön tarvetta kesäisin kun sähköä käytetään jäähdyttämiseen. Liikenne Sähköautojen yleistymisen oletetaan lisäävän sähkön kulutusta erityisesti lähempänä tarkasteluajanjakson loppua. Sähköautot voivat myös tarjota yhden keinon sähkön varastointiin. Kaikissa skenaarioissa on oletettu, että sähköautojen määrä Suomessa kasvaa voimakkaasti. Sähkön kokonaiskulutuksessa tämä näkyy kuitenkin selvemmin vasta pidemmällä aikavälillä. Vuonna 23 sähköautojen kokonaiskulutuksen Suomessa on arvioitu olevan hieman yli 1 TWh. Palvelut Palvelusektori kehittyy ja laajenee edelleen, mutta sähkön tarpeen ei odoteta kasvavan merkittävästi nykytasolta. Tämä johtuu sektorin suuresta energiansäästöpotentiaalista, jonka oletetaan realisoituvan tarkasteluajanjaksolla. Säästöjä voidaan saavuttaa muun muassa valaistusta, ilmanvaihtoa ja sähköä käyttäviä laitteita tehostamalla. Palvelusektori myös kasvaa osin sellaisissa palveluissa, joiden sähkön käyttö on vähäisempää kuin nykyisillä sektoreilla keskimäärin. Teollisuus Teollisuuden sähkön käyttö riippuu yleisestä talouskehityksestä ja suomalaisen teollisuuden kilpailukyvystä. Perusskenaariossa oletetaan metsä-, metalli- ja kemianteollisuuden lisäävän tuotantokapasiteettia, mikä lisää sähkön kulutusta erityisesti metalliteollisuuden osalta. Biojalostamoiden sähkön kysynnän oletetaan kasvavan tarkasteluajanjakson loppupuolella.

12 Metsäteollisuuden osalta oletuksena on, että jatkossa mekaanista paperimassan tuotantoa korvautuu kemiallisella massalla, mikä vähentää sähkön käyttöä. Myös tuotantoteknologian energiatehokkuus kasvaa edelleen. Toisaalta uusien tuotteiden valmistus ja nykyisen tuotannon sähköistyminen lisää sähkön tarvetta suhteessa muuhun energiaan. Metalliteollisuuden energiankäyttö on jo nykyisellään varsin tehokasta eikä merkittäviä energiatehokkuusparannuksia ole oletettu. Muilla teollisuussektoreilla energiatehokkuustoimenpiteiden merkitys arvioidaan suuremmaksi. Kemianteollisuudessa biopohjaisten materiaalien kasvavan käytön oletetaan lisäävän prosessien energiaintensiivisyyttä. 3.2 Huippukysynnän kehitys Huippukysynnän kehitys on riippuvainen sähkön kokonaiskulutuksesta mutta myös kulutusprofiilin muuttumiseen vaikuttavista muutoksista sähkön kulutusrakenteessa. Seuraavassa kuvassa on esitetty sähkön kokonaisvuosikulutus Suomessa vuodesta 27 sekä vuosittainen tunnin aikainen kulutushuippu. 16 14 12 1 8 6 4 2 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 TWh Sähkön kokonaiskulutus TWh Huippukulutus Kuva 12 Sähkön kokonaiskysyntä (TWh) ja huippukysyntä vuosina 27-214 (Lähde: Fingrid) Edellä esitettyjen sähkön kulutusennusteiden mukaisesti teollisuuden sähkön kulutus kasvaa kotitalous- ja palvelusektoreita nopeammin. Teollisuuden sähkön kulutuksen profiili on muita sektoreita tasaisempi, joten vuoden aikaista kulutusta tarkasteltaessa sähkön kokonaiskulutuksen profiili muuttuu tasaisemmaksi tältä osin. Huippukysynnän määrää tulevaisuudessakin lämmitystarve, joten sähkön lämmityskäytön lisääntyminen korostaa kysyntäpiikkejä kylminä talvipäivinä. Vaikka sähkön käyttö lämmitysmuotona kasvaa, ei kokonaiskäyttö lämmitykseen juurikaan kasva sillä energiatehokkuuteen ohjataan voimakkaasti sekä uusissa että olemassa olevissa rakennuksissa. Jäähdytyslaitteiden lisääntyminen puolestaan nostaa sähkön käyttöä kesällä, joskin niiden merkitys on lämmitystä vähäisempi. Kulutushuippuihin jäähdytyksellä ei ole vaikutusta, sillä jäähdytystarve ei osu huippukulutushetkeen, joka on tulevaisuudessakin kylmänä talvipäivänä.

13 Kuvassa 13 on esitetty viime vuosien ajalta kolme vuorokauden kysyntäprofiilia sellaisilta vuorokausilta, joissa on esiintynyt kunkin vuoden kulutushuippu. Kuva 13 Toteutunut vuorokauden kysyntäprofiili kylmänä talvipäivänä (Lähde: Fingrid) Huippukulutustunti osuu kaikissa vuorokausissa aamuun kello 7-9. Aamun huipusta kysyntä laskee aamupäivän ja alkuiltapäivän aikana, kunnes toinen selkeä nousu kysynnässä näkyy loppuiltapäivästä ja alkuillasta. Huippukulutuspäivät ovat arkipäiviä ja huippujen rytmittymisessä näkyy kotitalouksien rytmi; kysyntähuiput ajoittuvat aikaan ennen töihin lähtöä sekä työpäivän jälkeen, jolloin lämpimän käyttöveden ja kotitalouden sähkölaitteiden käyttö on suurimmillaan. Teollisuuden ja palvelusektorin sähkön kulutusprofiili on tasaisempi, tosin myös niillä sektoreilla sähköä tarvitsevia toimintoja käynnistetään aamulla, mikä kasvattaa aamun kulutushuippua. Tulevaisuudessa kulutusprofiiliin merkittävimmin vaikuttavat sähkön lisääntyvä käyttö lämmitykseen sekä sähköautojen lataus. Tilojen lämmitys vaatii lämpöä suhteellisen tasaisesti vuorokauden ympäri, kulutushuippuina korostuu käyttöveden tarve. Etenkin käyttöveden lämmitystä voidaan riittävän varaajan ja automaation avulla siirtää matalamman kysynnän tunneille. Sähköautojen määrän lisääntyminen voi johtaa ulkolämpötilasta riippumatta erityisesti ilta-aikaisiin kulutuspiikkeihin, mikäli autojen latausta ei ohjata millään tavoin ajallisesti. Sähköautojen suurin lataustarve ei osu aamun huippukysynnän aikaan, sillä auton tulee jo silloin olla käyttövalmiina. Sen sijaan työpäivän jälkeen lataustarve kasvaa ajankohtana, joka jo nyt erottuu korkeammalla kulutuksellaan. On oletettavaa, että sähköautot tulevat kasvattamaan alkuillan sähkön tarvetta, toisaalta lataustarvetta voidaan osin myös siirtää matalamman kysynnän tunneille. Kotitalouksien ja sähköautojen sähkön kysynnän lisääntymisen voidaan siis olettaa tasaavan kulutusprofiilia sekä jonkin verran nostavan erityisesti ilta-aikaisen huipun kysyntää. Kuvassa 14 on esitetty arvioitu huippukulutus eri skenaarioissa sekä normaalina vuonna, että kylmänä vuonna (arviolta kerran 1 vuodessa toteutuva). Lämmityksen tehontarve kehittyy samalla tavalla kaikissa skenaarioissa, koska väestönkasvu on sama kaikissa vaihtoehdoissa ja lämpöpumppujen käyttö tulee lisääntymään kohteissa, jossa se taloudellisesti on järkevää. Koska myös rakentamisen energiatehokkuustoimenpiteitä ohjaa taloudellinen kannattavuus, niiden vaikutus oletetaan samaksi kaikissa skenaarioissa. Suhteellisesti lämmityksen osuus huippukysynnästä on merkittävin

14 matalassa skenaariossa, jossa teollisuuden sähkön tarve on alhaisin tarkasteltavista skenaarioista. 18 17 16 15 14 13 12 21 215 22 225 23 Korkea Perus Matala Korkea, kylmä Perus, kylmä Matala, kylmä Kuva 14 Huippukysynnän kehitys eri skenaarioissa (ei sisällä uutta kysyntäjoustoa) Kylmän talven vaikutuksen huippukysyntään oletetaan pysyvän nykyisellä tasolla. 4 SÄHKÖN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS 4.1 Nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti Suomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta, vesivoimasta, sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin ei odoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä merkittävä lisäkapasiteetti sijaitsee suojelluissa vesistöissä. Muiden tuotantomuotojen kapasiteetin kehitystä eri skenaarioissa tarkastellaan seuraavassa kappaleessa. Sähkön nimellistuotantokapasiteetti Suomessa vuoden 214 lopussa oli noin 15 5 kun taas huipunaikainen kapasiteetti oli noin 12 5. Kuva 15 on esitetty nykyisen (vuosi 214) sähkön tuotantokapasiteetin nimellisteho sekä huipunaikainen käytettävissä oleva kapasiteetti Suomessa. Kuvaajassa esitetyt arvot ja kokonaiskapasiteettiluvut eivät sisällä järjestelmäreservejä.

15 18 16 14 12 1 643 365 1 229 4 141 39 365 1 229 3 264 Tuulivoima Tehoreservi Lauhde Kaukolämpö CHP 8 6 3 19 2 288 Teollisuus CHP Vesivoima Ydinvoima 4 3 1 2 582 2 2 752 2 752 Nimellisteho Huipunaikainen Kuva 15 Suomen sähkön tuotantokapasiteetti nimellistehona ja arvioituna huipunaikaisena tehona vuonna 214 Nimellistehojen määrittämisessä on käytetty Pöyryn kattilatietokantaa, joka sisältää tiedot kaikista Suomen lämpövoimalaitoksista. Huipunaikaisen tehon tarkastelu perustuu erittäin kylmän talvipäivän tilanteeseen, jolloin ulkoilman lämpötila on -25 C. Kuvassa esitetyt sähkön tuotantokapasiteetit vastaavat laitosten nettosähkötehoa tässä tilanteessa. Huipunaikaisessa tilanteessa ydinvoima- ja lauhdekapasiteetin oletetaan olevan käytettävissä nimellistehon mukaisesti. Vesivoimatuotantoa oletetaan olevan käytössä huippukysynnän aikana nimellistehoa vähemmän, sillä sitä on tarkasteltu ajanjaksona, jolloin vesitilanne vastaa huonoa vesivuotta. Huipunaikaiseen vesivoimakapasiteettiin ei myöskään sisällytetä järjestelmäreserveihin varattua kapasiteettia, mikä laskee tuotantokapasiteettia noin 3. Tuulivoiman osalta on käytetty ENTSO-E:n 6 %:n arviota Pohjoismaissa käytettävissä olevasta kapasiteetista huippukysynnän aikaan. Kaukolämpöä tuottavan yhteistuotantokapasiteetin nimellisteho on huomattavasti suurempi kuin huipun aikaan käytettävissä oleva teho, sillä erittäin kylmänä ajanjaksona lämmön tarve on suuri ja kaukolämmön menoveden lämpötila korkea. Kun erittäin kylmänä päivänä menoveden lämpötilan on oltava 115 C, laskee sähköteho noin 15 % nimellistehosta. Lisäksi yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteettiin on laskettu mukaan mahdolliset laitosten lauhdeperät sekä lauhdekoneiden kapasiteetit, joissa kaukolämpö on sivutuote. Jossain tapauksissa laitoksia on mitoitettu siten, että myös täydellä lämpökuormalla voidaan tuottaa tarpeeksi höyryä lauhdeperän tarpeisiin. Huipunaikaiseen kapasiteettiin ei ole sisällytetty sellaisten lauhdeperien sähköntuotantokapasiteettia, joiden käyttö alentaisi lämmöntuotantoa. Hetkellinen yhteistuotantolaitosten sähköntuotantotehon lisäys käsitellään myöhemmin raportissa.

16 Teollisuuden yhteistuotantolaitosten sähkön tuotanto ei riipu voimakkaasti ulkolämpötilasta, sillä laitosten primäärituote on yleensä prosessihöyry. Nimelliskapasiteetti on kuitenkin suhteellisen korkea verrattuna huipun aikana käytössä olevaan kapasiteettiin, sillä nimelliskapasiteetti sisältää myös vanhoja höyrykattiloita ja höyryturbiineita, jotka eivät normaalissa prosessiajossa ole tuotantokäytössä. Teollisuuden tuotantokapasiteetin käyttö riippuu myös voimakkaasti taloussuhdanteista ja teollisuuden tuotannon määrästä. Teollisuuden rakennemuutos ja heikko taloudellinen tilanne vaikuttavat teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti. Teollisuuden sähköntuotanto on ollut viime aikoina noin 15 :n tasolla vaikka nimellisteho on yli 3. Kaikki teollisuuden prosessit eivät toimi täydellä teholla, mikä laskee sähköntuotantotehoa, mutta ei välttämättä vaikuta nimellistehoon. Lisäksi alhainen sähkönhinta ei kannusta sähköntuotantoon. Toteutunut Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin käyttö on ollut selvästi käytössä olevaa kokonaiskapasiteettia alhaisempi. Vuoden 214 kulutushuippu tapahtui 2.1 kello 9-1, jolloin kulutus oli 14 33 h/h. Saman tunnin aikana tuotanto Suomessa oli 11 482 h/h. Kuvassa alla on esitetty sähkön hankinta Suomessa kyseisen vuorokauden aikana. Kuvasta nähdään, että sähköä tuotiin Suomeen noin 27-3 jokaisen tunnin aikana. 16 14 12 1 8 6 4 Nettotuonti Tuulivoima Lauhdevoima Yhteistuotanto Vesivoima Ydinvoima 2 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Tunti Kuva 16 Toteutunut tunneittainen keskituotanto ja kulutus 2.1.214 Toteutunut tuotanto huippukulutuspäivänä on reilusti alhaisempi kuin kyseisen hetken huipunaikainen oma tuotantokapasiteetti. Syynä alhaiseen tuotantoon on kyseisen päivän alhainen sähkön markkinahinta, jolloin Suomessa ei ollut kannattavaa aktivoida enempää omaa tuotantoa. Suomen aluehinnan keskiarvo oli tuona päivänä noin 46 /h. Lisäksi heikko taloudellinen tilanne vaikuttaa teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti, sillä lämmöntarve teollisuudessa on alhaisempi ja tällöin yhteistuotanto jää vähäisemmäksi. Vuoden 214 tuotantohuippu oli 23.1 klo 18-

17 19, jolloin oma tuotanto oli 11 722 h/h. Suomen aluehinta kyseisenä päivänä oli 47 EUR/h, mikä on vain hieman korkeampi kuin huippukulutuspäivänä. 4.2 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa 4.2.1 Lähtökohdat uuden kapasiteetin ja poistuvan kapasiteetin arvioinnille Tuotantokapasiteetin kehityksen arvioimiseksi työssä on arvioitu julkisuudessa esillä olleita tulevia investointeja uuteen sähköntuotantokapasiteettiin sekä tarkasteltu nykyisen kapasiteetin poistumista käytöstä. Pidemmällä aikavälillä arviot ikääntyvää kapasiteettia korvaavasta uudesta kapasiteetista on tehty perustuen arvioihin kapasiteetin tarpeesta lämmön kulutuksen perusteella yhteistuotannon osalta. Ydinvoimainvestointien kannattavuutta ei ole erikseen arvioitu tässä työssä vaan kaikissa skenaarioissa on oletettu että OL3:n jälkeen Suomeen tulee vuonna 225 uusi ydinvoimayksikkö. Uuden sähköntuotantokapasiteetin osalta on oletettu, että jo tehdyt investointipäätökset toteutuvat julkistetussa aikataulussa. Niiden hankkeiden osalta, jotka ovat olleet esillä julkisuudessa, mutta joista investointipäätöstä ei vielä ole tehty, toteutumista on arvioitu perustuen hankkeen kannattavuuteen energian hintojen perusteella sekä huomioimalla mahdolliset muut syyt hankkeen toteutumiselle tai toteutumatta jäämiselle. Muut tarkasteluajanjaksolla tapahtuvat investoinnit on arvioitu perustuen Pöyryn oletuksiin käytöstä poistuvien yhteistuotantolaitosten korvausinvestoinneista ja muusta uudesta kapasiteetista, sekä Suomen tavoitteisiin tuulivoiman ja muun erillisen uusiutuvan sähköntuotantokapasiteetin osalta. Skenaariotarkastelussa tuulivoima- ja ydinvoimakapasiteetin oletetaan kehittyvän samalla tavalla kaikissa skenaarioissa. Erot skenaarioiden välillä syntyvät erilaisesta lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin kehityksestä. Nykyisen kapasiteetin käytöstä poistumista on arvioitu laitoskohtaisesti perustuen kunkin laitoksen tekniseen käyttöikään ja IE-direktiivin aiheuttamiin käyttörajoituksiin ja lisäinvestointitarpeisiin. Lisäksi nykyisen kapasiteetin kannattavuutta on arvioitu voimalaitostyypin perusteella perustuen polttoainehintoihin ja muihin muuttuviin tuotantokustannuksiin sekä sähkön hintoihin. Analyysissä on huomioitu sähkön hinnan vaihtelu vuoden sisällä ja eri laitostyyppien arvioidut vuosittaiset käyttötunnit, minkä perusteella on luotu näkemys kapasiteetin pysymisestä tai poistumisesta markkinoilta 4.2.2 Yhteistuotantokapasiteetti Sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin kehityksen osalta epävarmuus kapasiteetin kehityksen suhteen liittyy erityisesti tilanteisiin, joissa käyttöikänsä päähän tuleva laitos pitäisi korvata uudella yhteistuotantolaitoksella. Tällöin vaihtoehtona on myös investointi pelkkään lämmöntuotantoon. CHP-kapasiteetin korvautumista arvioitiin määrittelemällä kussakin skenaariossa vaadittu sähkön hintataso, jolla investointi yhteistuotantoon olisi kilpailukykyinen erilliseen lämmöntuotantoon nähden. Sähköstä saatavat tulot korvaavat tällöin tarvittavan lisäinvestoinnin erilliseen lämmöntuotantoon nähden sekä kasvavat muuttuvat kustannukset. Seuraavissa kuvissa on esitetty työssä laskettu CHP-tuotannon kannattavuuden rajahinta sekä sähkönhintaennuste eri skenaarioissa keskimäärin tarkasteluajanjaksolla. Laskennassa on huomioitu erilaiset oletukset mm. polttoaine- ja päästöoikeuksien hinnoista, mikä vaikuttaa CHP-tuotannon tuotantokustannuksiin. Laskelmassa on

18 huomioitu CHP-tuotannon ajoittuminen vuoden sisällä ja sähköntuotannon arvo markkinoilla. Sähkön vuosikeskiarvohintaan nähden CHP-tuotanto saa hieman suuremmat tulot sähkön myynnistä markkinoille, sillä sähköntuotanto ajoittuu enemmän talviaikaan, jolloin sähkön hinta on keskimäärin kesäaikaa korkeampi. Verojen ja tukien on oletettu pysyvän nykyisessä muodossaan vuoden 215 tasolla, huomioiden vuodelle 216 esitetty turpeen veron lasku ja metsähakkeen tuen nousu. /h 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214-218 219-224 225-23 Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Perus Kuva 17 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta perusskenaariossa /h 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214-218 219-224 225-23 Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Matala Kuva 18 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta matalassa skenaariossa

19 /h 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214-218 219-224 225-23 Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, korkea Kuva 19 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta korkeassa skenaariossa Kuvista nähdään, että sähkön keskihinta ylittää CHP-tuotannon kannattavuuden vaatiman rajahinnan perus- ja korkeassa skenaariossa. Tällöin yhteistuotantoinvestointi olisi keskimäärin kannattava ja näissä skenaarioissa on oletettu että käytöstä poistuvat yhteistuotantolaitokset pääosin korvataan uudella kapasiteetilla. Matalassa skenaariossa sen sijaan investoinnit yhteistuotantokapasiteettiin eivät tule kannattaviksi, jolloin laitoksia ei korvattaisi uusilla yhteistuotantolaitoksilla vaan erillisellä lämmöntuotannolla. Uusien yhteistuotantolaitosten investointisuunnitelmat 22-luvun alkupuolelle asti ovat jo olleet esillä julkisuudessa ja niiden ei oleteta merkittävästi muuttuvan eri hintaskenaarioissa. Sen sijaan 22-luvun loppupuolen korvausinvestointeihin sähkön markkinahintakehitys vaikuttaa voimakkaammin. Vuosikymmenen alkupuolella tulee korvattavaksi muutamia suuria yhteistuotantolaitoksia, loppupuolella oletetaan muutamia pienempiä korvausinvestointeja. Yhteistuotantokapasiteetin arvioidaan vähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkin pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan. Maakaasua pyritään korvaamaan kiinteillä polttoaineilla uusissa investoinneissa kiinteiden polttoaineiden edullisempien muuttuvien kustannusten vuoksi. Kaupungeissa, joissa on useampi kuin yksi CHP-laitos ja joissa lämpökuorma ei ole tarpeeksi suuri mahdollistaakseen kaikkien CHP-laitosten ajamisen pohjakuormana, vanhojen laitosten uusintainvestoinnit ovat myös epätodennäköisiä matalalla sähkön hinnalla. Matalassa skenaariossa yhteistuotantokapasiteetti laskee yli 1 nykytasosta, sillä korvausinvestoinnit eivät toteudu CHP-laitoksina. Myös laitosten ennenaikainen käytöstä poistaminen alhaisesta sähkön hinnasta johtuen on mahdollista. Korkean sähkön hinnan skenaariossa laitokset korvattaisiin tai niiden käyttöikää mahdollisesti pidennettäisiin lisäinvestoinneilla. Korkea sähkön hinta mahdollistaa myös lauhdeperien rakentamisen 22-luvun loppupuolen uusinvestoinneissa. Tarkastelussa on oletettu, että muutamaan korvattavaan yhteistuotantolaitokseen tulee lauhdeperä. Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin oletettu kehitys on esitetty kuvassa 2.

2 4 5 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 214 218 224 23 Matala Perus Korkea Kuva 2 Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin kehittyminen eri skenaarioissa Teollisuuden yhteistuotantokapasiteetin osalta oletetaan, että tuotantolaitokset pysyvät käytössä normaalisti ja laitokset korvataan, kun ne tulevat käyttöikänsä päähän. Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetti kuitenkin vähenee perusskenaariossakin hieman vuoteen 23 mennessä. Tämä johtuu lähinnä vanhojen, jo korvattujen laitosten poistumisesta. Teollisuuden uusien kiinteän polttoaineen kattilainvestointien myötä kaasuturbiinit jäävät usein varalle. Matalan sähkönhinnan skenaariossa oletetaan, että tällainen kapasiteetti poistuu käytöstä jo ennen teknisen käyttöiän päättymistä, kun taas korkeassa hintaskenaariossa sähköntuotantokapasiteettia tullaan käyttämään teknisen iän loppuun asti. Matalan kasvun skenaariossa uusia sellu- ja biotuotetehtaita ei rakennettaisi Suomeen, kun taas voimakkaamman talouskasvun skenaariossa Suomeen tulisi kaksi suurta biotuotetehdasta ennen vuotta 23. Teollisuuden yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin oletettu kehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 21.

21 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 214 218 224 23 Matala Perus Korkea Kuva 21 Teollisuuden vastapainevoimalaitosten nimelliskapasiteetin kehittyminen eri skenaarioissa 4.2.3 Lauhdekapasiteetti Lauhdelaitosten kannattavuuden kehittymistä tarkasteltiin esimerkkilaitoksen avulla tuotantokustannusten kehittymisen sekä Pöyryn mallintamien tulevaisuuden tuntitason hintaprofiilien perusteella kussakin skenaariossa. Esimerkkilaitoksena oli 5 lauhdevoimala, joka edustaa keskimäärin nykyisin käytössä olevia suuria lauhdevoimaloita. Esimerkkilaitos ei kuvaa minkään yksittäisen Suomen lauhdevoimalan tilannetta suoraan, sillä laitosten kannattavuus vaihtelee jonkun verran johtuen muun muassa hyötysuhde-eroista ja laitosten koosta. Esimerkkilaitoksen kannattavuutta tarkasteltiin huomioimalla niiden vuoden aikaisten tuntien tuotanto, jolloin sähkön markkinahinta alittaa laitoksen muuttuvan tuotantokustannuksen. Tästä teoreettisesta maksimituotannosta laskettiin laitoksen teoreettinen maksimituotto vähentämällä tuotetun sähkön myynnin tuloista laitoksen polttoaineisiin liittyvä muuttuva tuotantokustannus sekä muut ylläpitokustannukset perustuen Pöyryn arvioon. Metsähakkeelle huomioitiin laskelmassa nykyjärjestelmän mukainen tuki sähköntuotannossa. Pääomakustannuksia ei huomioitu. Alustavan arvion perusteella todettiin, että keskimääräisenä vuonna tuotot lauhdetuotannosta jäävät hyvin alhaisiksi. Teollisuuden päästödirektiivin (21/75/EU) eli niin sanotun IE-direktiivin vaikutuksesta useisiin voimalaitoksiin Suomessa vaaditaan merkittäviä investointeja, jotta niiden käyttöä voidaan jatkaa. Alhaiset tuotot sähkön tuotannosta eivät kuitenkaan tyypillisesti riitä kattamaan investointitarvetta. Tästä syystä on oletettu, että nämä laitokset hakeutuisivat direktiivin mahdollistaman rajoitettujen käyttötuntien piiriin mieluummin kuin tekisivät investoinnit. Tästä syystä arviot laitosten kannattavuudesta tehtiin huomioiden rajoitetut käyttötunnit.

22 Todellisuudessa esimerkkilaitoksen tuotto voisi jäädä laskennallista maksimia vähäisemmäksi, sillä sähkön hintanäkymän tulisi ylittää tuotantokustannus riittävän pitkällä ajanjaksolla, jotta laitos olisi kannattavaa käynnistää, eli kaikkia teoreettisesti kannattavia tunteja ei voida hyödyntää. Toisaalta analyysissä ei ole huomioitu erilaisten vesivuosien ja sähkön vaihtelevan keskimääräisen vuosihinnan vaikutusta lauhteen käyttöön. Tyypillisesti lauhdetta tarvitaan Pohjoismaissa silloin kun vesivoimatuotanto on normaalia alhaisemmalla tasolla. Hyvänä vesivuotena lauhdetuotanto taas jää hyvin alhaiseksi. Seuraavissa kuvissa on esitetty laskennallinen maksimituotto keskimääräisenä vuotena esimerkkilaitoksissa eri skenaarioissa huomioiden käyttöajan rajoitukset. Investointikustannuksia ei ole huomioitu kuvien laskelmissa. M 4 2-2 M M M 214-218 219-224 225-23 Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) Kuva 22 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain perusskenaariossa, M /a M 4 2-2 M M M 214-218 219-224 225-23 Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) Kuva 23 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain matalassa skenaariossa, M /a M 4 2-2 M M M 214-218 219-224 225-23 Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) Kuva 24 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain korkeassa skenaariossa, M /a Perus- ja matalan sähkönhintakehityksen tapauksessa lauhdelaitoksia oletetaan poistettavan käytöstä ennen teknisen käyttöiän loppua, sillä lauhdetuotanto ei tule kannattavaksi keskimääräisenä vuotena. Matalan sähkönhinnan lisäksi IE-direktiivin aiheuttamat lisäinvestoinnit alentavat hiililauhdelaitosten kannattavuutta.