KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA

ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2011 14.10.2011 Energiamarkkinavirasto Lintulahdenkuja 4 Puhelin 010 60 5000 S-posti virasto@energiamarkkinavirasto.fi Energimarknadsverket 00530 Helsinki Telefax 09 6221 911 Internet www.energiamarkkinavirasto.fi

ENERGIAMARKKINAVIRASTO i

ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 4 2 TIIVISTELMÄ... 5 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT... 7 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto...7 3.2 Markkinahintojen kehittyminen,... 10 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ... 13 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2010... 13 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2010-2011... 15 4.3 Sähkön kysyntä... 17 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2011-2012... 19 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2011 jälkeen... 21 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS... 25 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 25 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 27 5.3 Kesän 2010 myrskyt ja vaikutus toimitusvarmuuteen... 28 5.4 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 30 5.5 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 32 5.6 Vakiokorvaukset... 35 5.7 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle... 38 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET... 40 6.1 Fenno-Skan 2... 40 6.2 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 iii Kansikuva: Helsingin Energian Vuosaaren voimalaitokset valokuva Helsingin Energia / Lentokuva Vallas Oy

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

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 2 TIIVISTELMÄ Energiamarkkinavirasto arvioi kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 13 300 MW talvikaudella 2011-2012. Voimalaitosten haltijoiden ilmoituksiin perustuva huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteetti on vuoden 2011 lopussa noin 14 240 MW, kun kaikki laitokset on oletettu olevan kokonaan käytettävissä. Tässä luvussa eivät ole mukana järjestelmäreservit eikä tuulivoimakapasiteetti, eikä siinä ole huomioitu kokonaiskapasiteettia alentavia voimalaitosten vikaantumisia. Talvikaudella 2011-2012 on huoltotöiden takia enimmillään 90 MW lauhdetuotantoa poissa käyttövalmiudesta kolmena noin viikon pituisena jaksona. Muita huoltoseisokkeja ei ole suunnitteilla yli 100 MVA:n lauhde-, vesi- ja ydinvoimalaitoksissa. Fingrid Oyj on ilmoittanut, että talvikaudella 2011-2012 sähkön siirtokapasiteetti muista Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen on käytettävissä täysimääräisenä, eli siirtokapasiteetin arvioidaan olevan 3 850 MW. Suomen ja Ruotsin välinen uusi merikaapeli, Fenno-Skan 2, lisää maiden välistä siirtokapasiteettia 800 MW:lla valmistuessaan joulukuussa 2011. Taantuma vähensi sähkönkulutusta Suomessa vuosina 2008 ja 2009. Vuonna 2010 sähkönkulutus kääntyi kuitenkin nousuun olleen 87,7 TWh. Keskeisimpiä syitä kulutuksen kasvulle oli talouden elpyminen sekä kylmä talvikausi. Talvikaudella 2011-2012 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 15 100 MW. Tämä on noin 1 800 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. Sähköntuotantokapasiteetin odotetaan kasvavan merkittävästi vasta uuden Olkiluodon ydinvoimalaitosyksikön valmistuttua loppuvuonna 2013. Vuosina 2011-2012 tuotantokapasiteetti kasvaa lähinnä käytössä olevien voimalaitosten tehonkorotusten ja pienehköjen uusinvestointien kautta. Näiden lisäysten ei odoteta merkittävästi lisäävän huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteettia. Sähkönkulutuksen odotetaan kasvavan maltillisesti vuosina 2011-2015. Kulutuksen kasvu voi jäädä arvioitua pienemmäksi, jos meneillään oleva metsäteollisuuden rakennemuutos toteutuu odotettua voimakkaampana. Talvella 2011-2012 sähkönkulutuksen suurimman tuntikeskitehon arvioidaan olevan noin 15 100 MW ja talvella 2015-2016 suuruudeltaan noin 15 500 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Suomeen kasvaa joulukuussa 2011, jolloin toinen Suomen ja Ruotsin välinen tasasähköyhteys (Fenno-Skan 2) otetaan käyttöön. Suomen ja Viron välisen uuden siirtoyhteyden (Estlink 2) valmistumisen jälkeen vuonna 2014 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 5 000 MW. Vuosina 2011-2016 talvikausina sähköntuotantokapasiteetin Suomessa arvioidaan olevan riittämätön kattamaan kulutushuipun aikainen sähkönkulutus. Tällöin syntyvä tehovaje katetaan sähkön tuonnilla. Suurimmillaan sähkön tuonnilla katettava tehontarve arvioidaan olevan talvikausina 2011-2013 noin 1 800 MW. Olkiluoto 3:n suunniteltu valmistuminen helpottaa tilannetta vuoden 2013 jälkeen, mutta sähkön tuonti-

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 6 tarpeen odotetaan jatkuvan vielä laitoksen valmistumisen jälkeenkin. Riittävän sähkön tarjonnan turvaamiseksi on tärkeää, että talvikaudella sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen ovat mahdollisimman luotettavasti ja täysimääräisesti käytettävissä. Suunnitteilla olevat kaksi uutta ydinvoimalaitosta poistaisivat huippukulutuksen aikaisen sähkön tuontitarpeen muutamien vuosien ajaksi 2020-luvun alkupuoliskolla. Sähköverkkojen toimitusvarmuus oli vuonna 2010 poikkeuksellisen huono. Toimitusvarmuutta heikensivät heinä-elokuun vaihteen myrskyt ja niiden sähköverkoille aiheuttamat merkittävät vauriot. Energiamarkkinavirasto toteutti kesän 2010 myrskyistä laajan tutkimuksen, jossa selvitettiin vaurioiden laajuuden syitä ja vaikutuksia sekä pyrittiin löytämään kehityskohteita, jotta myrskytuhojen vaikutukset jäisivät tulevaisuudessa pienemmiksi. Vuoden 2010 perusteella on vaikea arvioida sähköverkkojen toimitusvarmuuden kehitystä pitkällä aikavälillä. Aiempina vuosina sähköverkkojen toimitusvarmuus on hienoisesti parantunut.

Mtoe ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 3 ENERGIANKULUTUS JA MARKKINAHINNAT 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2010 oli noin 402 terawattituntia (369 TWh vuonna 2009). Kulutus kasvoi edellisestä vuodesta yhdeksän prosenttia. Talouden elpyminen taantumasta ja kylmät talvikaudet kasvattivat energiankulutusta. Fossiilisten tuontipolttoaineiden kulutus kasvoi merkittävästi. Hiilen kulutus kasvoi 22 %, maakaasun 10 % ja öljyn 5,5 % edellisvuodesta. Myös kotimaisten polttoaineiden käyttö lisääntyi. Turpeen kulutus kasvoi peräti 30 % edellisvuodesta ja puuperäisten polttoaineiden kulutus lisääntyi 15 %. Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa olivat lähes 60 miljoonaa tonnia (52 miljoonaa tonnia vuonna 2010). Hiilidioksidipäästöjen määrä lisääntyi 15 prosenttia vuoden 2009 määrästä. Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 2000-2010. 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puupoltto aineet Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 2000-2010 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2010 Suomessa kulutettiin sähköä noin 87,7 TWh (81 TWh vuonna 2009). Suurin osa sähkön kulutuksen kasvusta johtui teollisuuden lisääntyneestä sähkön käytöstä. Samana vuonna sähköä tuotettiin Suomessa 77,2 TWh (68,7 TWh vuonna 2009). Sähköntuotanto nousi yli 12 prosenttia edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 10,5 TWh (12,1 TWh vuonna 2009). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 12 % (15 % vuonna 2009). Erityisesti yhteistuotannon, sekä kaukolämmön ja teollisuuslämmön tuotanto nousivat, vaikuttaen samalla sähköntuotannon nousuun. Taustalla oli sekä kylmä talvikausi, että teollisuuden samanaikainen elpyminen. Sähkön hankinta vuosina 2000-2010 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuosina 2008-2010 1 Tilastokeskus. Internet-sivut

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Sähkön hankinta ja kulutus 2008 GWh 2009 GWh 2010 GWh Vesivoima 16 909 12 564 12 743 Tuulivoima 261 276 294 Yhteistuotanto teollisuus 11 061 8 590 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 414 15 591 28 098* Ydinvoima 22 050 22 582 21 889 Lauhdevoima 8 779 9 108 14 179 Tuonti 12 772 12 085 10 501 Yhteensä 87 247 80 795 87 703 Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2008 2010. *vuoden 2010 osalta on saatavilla vain yhteistuotannon kokonaismäärä (lähde: Tilastokeskus). Vuoden 2010 aikana sekä Suomessa että muualla Pohjoismaissa vesivoimavarastot olivat keskimäärin selvästi alle pitkäaikaisen tason. Ainoastaan keväällä vesitilanne oli hetkellisesti hyvä. Vuonna 2011 tammi-maaliskuussa pohjoismaisten vesivoimavarastojen täyttymisaste oli selvästi alle keskimääräisen tason. Vesivarastot alkoivat kuitenkin täyttyä nopeasti huhtikuussa ja syyskuun 2011 puolivälissä vesivoimavarastojen täyttymisaste oli pitkän aikavälin mediaanitasolla ja noin 20 prosenttia korkeammalla tasolla kuin edellisvuonna 2010 vastaavaan aikaan. Suomessa vesivoimavarastojen täyttymisaste oli heinäkuussa 2011 selkeästi alle vuosien 1978 2001 keskimääräisen tason. Kuvissa 3 ja 4 on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa ja Suomessa.

% % ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2011 2010 2009 Mediaani 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Suomessa (%). Vertailuarvo 100 % oli 4.9.2002: 5 530 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1978-2001 (lähde: Nord Pool ja Valtion ympäristöhallinto). 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2011 2010 2009 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 4. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%). Vertailuarvo 100 % oli 12.4.2005: 121 176 GWh. Mediaaniarvot vuosilta 1990-2006 (lähde: Nord Pool).

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 3.2 Markkinahintojen kehittyminen 2,3 Raakaöljyn (Brent) hinta vuonna 2010 kallistui edellisvuodesta ja vaihteli välillä 67-93 USD/bbl. Vuoden 2011 alussa raakaöljyn hinta oli noin 95 USD/barreli. Heinäkuun alussa hinta oli noin 109 USD/barreli 4. Raskaan polttoöljyn hinta oli noin 37 /MWh vuoden 2010 lopussa. Turpeen hinta pysytteli edellisvuoden tasolla ollen vuoden lopulla hieman yli 10 /MWh. Myöskään kivihiilen hinnassa ei tapahtunut suuria muutoksia vuoden 2010 aikana, hinta oli hieman yli 10 /MWh. Kuvassa 5 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 1997 lähtien. 2 Tilastokeskus 3 Nord Pool. Internet-sivut 4 Neste Oil. Internet-sivut Kuva 5. Polttoaineiden hintoja sähköntuotannossa (kivihiilen ja turpeen hinnat eivät ole keskenään vertailukelpoisia, lähde: Tilastokeskus). Helmikuussa 2010 sähkön markkinahinta kuukausikeskiarvona (Elspot-markkinan Suomen aluehinta) saavutti toistaiseksi korkeimman tason 2000-luvulla, jolloin kuukausikeskihinta oli 93,7 /MWh. Järjestelmähinta oli helmikuussa 2010 68,9 /MWh. Helmikuun jälkeen sähkön markkinahinta lähti voimakkaaseen laskuun ja oli toukokuussa 2010 hieman alle 40 /MWh. Hinta nousi jälleen talvikaudella 2010-2011, ollen korkeimmillaan 91,3 /MWh joulukuussa 2010. Alkuvuonna 2010 sähkön tuntikohtainen markkinahinta saavutti poikkeuksellisen korkean arvon kahtena vuorokautena. 8.1.2010 Suomen aluehinta pysyi tasolla 1 000 /MWh kolmen tunnin ajan. Vieläkin korkeampi hinta toteutui 22.2.2010 kun Suomen aluehinta oli vuorokauden aikana kolme tuntia tasolla 1 400 /MWh ja lisäksi neljän muun tunnin aikana tasolla 1 000 /MWh. Talvikaudella 2010-2011 vastaavia hintapiikkejä ei esiintynyt. Talvikauden kallein yksittäinen Suomen aluehinta oli 252

/MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 /MWh 14.12.2010 tunnilla 19-20. Energiamarkkinavirasto, yhdessä muiden pohjoismaisten regulaattorien kanssa, teetti kesällä 2011 Gaia Consulting Oy:lla tutkimuksen sähkön kysyntäjoustosta. Tutkimuksen mukaan markkinatoimijat olivat talvikaudella 2010-2011 paremmin varautuneita sähkön hintapiikkeihin ja näyttää siltä että kysyntäjouston määrä pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla on lisääntynyt. Tämä kehitys osaltaan ehkäisi voimakkaiden hintapiikkien syntymistä talvikaudella 2010-2011. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat vuosina 2009-2011 sekä kuvassa 7 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta vuosina 2010-2011 sekä termiinihinnat vuodelle 2012. Sähkön hintataso, sekä Elspot-, että termiinihintojen osalta, on ollut laskusuunnassa kesän ja syksyn 2011 aikana. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Järjestelmähinta 10 0 Suomen aluehinta 5/2011 3/2011 1/2011 11/2010 9/2010 7/2010 5/2010 3/2010 1/2010 11/2009 9/2009 7/2009 5/2009 3/2009 1/2009 Kuva 6. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot-aluehinnan kuukausikeskihinnat (lähde: Nord Pool).

/tco2 /MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 500 400 300 Systeemihinta Suomen aluehinta Systeemihinnan forward 200 100 0 Kuva 7. Nord Poolin päivittäiset järjestelmä- ja Suomen aluehinnat sekä kolmen seuraavan vuosineljänneksen systeemihinnan forward-hinnat (lähde: Nord Pool). Vuonna 2011 Kioto-kauden EUA-spot hinta on vaihdellut välillä 12-17 /tco2. Kuvassa 8 on esitetty päästöoikeuksien (tco2) (BNS EUA 08-12) ja CER-tuotteen (BNS CER) spot-hintojen kehitys vuosina 2008-2011 BlueNext:n pörssikaupassa. Vuosia 2011-2012 koskevien johdannaistuotteiden (EUA) hinnat olivat syyskuun alussa noin 12 /tco2. 30 25 BNS EUA 08-12 BNS CER 20 15 10 5 0 1.3.2008 1.9.2008 1.3.2009 1.9.2009 1.3.2010 1.9.2010 1.3.2011 Kuva 8. 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 2010 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 2010 lopussa oli 16 750 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 maksimi (netto) sähkötehoksi oli ilmoitettu 16 165 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Nettoteho saadaan kun bruttotehosta vähennetään voimalaitoksen omakäyttölaitteiden teho. Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 700 MW. Fingrid Oyj ilmoitti järjestelmäreservien olevan 1 240 MW vuoden 2010 lopussa. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2010-28.2.2011. 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 2010 lopussa oli noin 14 190 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) 16 750 Maksimi sähköteho (netto) 16 165 Järjestelmäreservit yhteensä 1 240 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 700 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 190 Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista vuoden lopussa 2010. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Viime vuosien tuotantohuippujen ja oletetun voimalaitoksien epäkäytettävyyden perusteella Energiamarkkinavirasto arvioi talvikauden 2010-2011 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olleen 13 360 MW. Energiamarkki-

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 naviraston tietojen mukaan vuonna 2010 otettiin käyttöön neljä uutta yhteistuotantovoimalaitosta sekä muutamia tehonkorotuksia vesivoimalaitoksilla. Samana vuonna myös poistettiin käytöstä yhden teollisuuden yhteistuotantolaitoksen turbiinigeneraattori. Vuonna 2010 asennettu tuotantokapasiteetti lisääntyi edellisvuodesta yhteensä noin 250 MW:lla. Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2010 on esitetty kuvassa 9. Seuraavien kolmen vuoden (2012-2014) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa tulee olemaan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3:n tullessa käyttöön talvikaudelle 2013-2014. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista. Tuulivoiman syöttötariffijärjestelmän odotetaan lisäävän tuulivoimakapasiteetin määrää lähivuosina. Sähköntuotanto 2010, TWh Maakaasu 14,2% Hiili 18,5% Ydinvoima 28,4% Öljy 0,7% Vesivoima 16,6% Tuulivoima 0,4% Turve 6,8% Jätteet 0,9% Biomassa 13,5% Tuotantokapasiteetti 2010, MW Hiili 21,0 % Öljy 8,2 % Vesivoima 18,4 % Maakaasu 12,0 % Ydinvoima 15,9 % Jätteet 0,4 % Biomassa 11,9 % Tuulivoima 1,2 % Turve 11,1 % Kuva 9. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain (MW) ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2010 (TWh) (lähde: Energiateollisuus).

MW ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 Kuvassa 10 on esitetty kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2010 lopussa. Määrissä ei ole huomioitu järjestelmäreserviä. 4000 3500 3490 3000 2500 2575 2730 2200 2365 2000 1500 1000 500 0 0 Vesivoima Ydinvoima Tuulivoima Lauhdutusvoima Yhteistuotanto, teollisuus Yhteistuotanto, kaukolämpö Kuva 10. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2010 lopussa (13 360 MW). (lähde: Energiamarkkinavirasto) 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2010-2011 Talvikaudella 2010-2011 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon viikolla 7, 18.2.2010 klo 9-10, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 14 804 MW. Kuvassa 11 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja jaksolla 14 20.2.2011. Kulutushuippu on merkitty kuvassa katkoviivalla. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä 12 063 MW ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 766 MW:n keskituntiteholla. Kulutushuippuhetkellä Viron ja Suomen välinen siirtoyhteys Estlink oli vikaantuneena. Fingridin käytönvalvontajärjestelmässä laskettu alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -28 astetta. Viikolla 7/2011 sähkön markkinahinnan keskihinta oli noin 67 /MWh. Kulutushuipun aikaisella tarkastelujaksolla kalleimmillaan Suomen aluehinta oli noin 74 /MWh illalla torstaina 17.2.2011. Kyseisen viikon perjantaina, jolloin sähkönkulutus Suomessa oli korkeimmillaan, kallein tunti maksoi 70 /MWh. Toteutunut kulutushuipun tehontarve jäi hieman alle Energiamarkkinaviraston ennustamasta talvikauden kulutushuipusta (15 000 MW). Toistaiseksi korkein sähkönkulutuksen keskituntitehomäärä saavutettiin 8.2.2007 klo 7-8, jolloin teho oli 14 914 MW (Energiateollisuus ry). Liitteessä B on esitetty ulkoilman lämpötilat eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2011.

MWh/h /MWh ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 16000 14000 12000 10000 8000 6000 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 4000 1 4 1 1 1 1 1 2 5 6 7 8 9 0 Sähkön kulutus Sähkön tuotanto Sähkön hinta Kuva 11. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Elspot Suomen aluehinta viikolla 7/2011. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla. (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool). Talvella 2010-2011 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan (15.2.2011 klo 19-20) noin 12 261 MW. Tuotantohuipun aikana tehoreservijärjestelmään kuuluneet voimalaitokset, joiden yhteisteho on noin 600 MW, eivät olleet tuotannossa. Kulutushuipun aikana 18.2.2011 kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti ollut tarvittaessa otettavissa tuotantoon hieman alle 2 000 MW (ilman järjestelmäreservejä). Tuotanto huippukulutustunnilla oli 12 063 MW. Talven huippukulutusjaksolla sekä Ruotsin, Viron että Venäjän siirtoyhteyksissä oli häiriöitä. Suomen ja Ruotsin välinen siirtoyhteys FennoSkan (572 MW) vikaantui aamulla 15.2.2011 ja oli poissa käytössä iltapäivään saakka. Vian seurauksena FennoSkanin siirtokapasiteetti ei ollut Elspot markkinoiden käytössä 16.2.2011. Suomen ja Viron välinen Estlink tasasähköyhteys vikaantui niin ikään aamulla 15.2.2011 ja oli poissa käytöstä 22.2.2011 saakka. Venäjän siirtoyhteydellä tuonti oli huippukulutusviikolla 7 joitakin satoja megawatteja pienempää aamun ja illan tunneilla. Venäjän sähköjärjestelmästä vastaava järjestelmäoperaattori rajoitti vientiä Suomeen useille tunneille tiistaiksi 16.2.2011 enimmillään noin 300 MW. Rajoituksen syynä oli Venäjän sähköverkon käyttövarmuuden turvaaminen sään kylmetessä. Kuvassa 12 on esitetty sähkön siirtokapasiteetit ja toteutuneet siirrot rajayhteyksillä viikolla 7. Kulutushuipun aikana kotimainen tuotantokapasiteetti ja sähkön tuontikapasiteetti olivat riittävät kattamaan sähkönkulutuksen Suomessa eikä kulutusta ollut tarvetta rajoittaa. 62

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 Kuva 12. Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen huippukulutusviikolla 14.2-20.2.2011. Sininen viiva ilmaisee käytettävissä olevaa Elspot kapasiteettia (Lähde: Fingrid Oyj). 4.3 Sähkön kysyntä Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Kulutusarviot perustuvat Työ- ja elinkeinoministeriössä vuonna 2010 laadittuihin arvioihin vuosille 2010-2015 5. Vuosien 2010-2011 aikana toteutunutta talouden ja sähkön kulutuksen kehitystä ei ole huomioitu arvioissa. Teollisuuden osuus koko sähkönkulutuksesta on ollut tyypillisesti yli puolet. Teollisuuden sähkönkulutuksesta massa- ja paperiteollisuuden osuus on ollut lähes 60 % vuosina 1995-2006. Vuonna 2009 Suomessa kulutettiin sähköä noin 80,8 TWh ja vuonna 2010 87,7 TWh. Alkuvuonna 2011 sähkön kulutus on ollut hienoisessa laskussa, tammi-kesäkuussa sähköä kulutettiin 44,6 TWh, joka on 0,3% pienempi verrattuna vuoteen 2010. Vuonna 2015 sähkökulutuksen arvioidaan olevan noin 92 TWh. Sähkönkulutuksen on arvioitu vuonna 2025 olevan noin 103 TWh. Vuosittainen sähkönkulutuksen maksimi tuntikeskiteho on määritetty laskennallisesti koko vuoden ennustetun sähköenergiankulutuksen perusteella. Huipputehon määrityksessä on käytetty oletusta, että huipunkäyttöaika olisi noin 6 000 tuntia vuodessa. Kuvassa 13 on esitetty sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2006-2010. 5 Työ- ja elinkeinoministeriö 2010

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 MW 15000 14000 13000 12000 11000 2010 2009 2008 2007 2006 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 1 8 h/vuosi Kuva 13. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2006-2010 (lähde: Fingrid Oyj). Työ- ja elinkeinoministeriö on arvioinut sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehon talvella 2011-2012 olevan noin 15 100 MW. Fingrid Oyj on puolestaan arvioinut tulevan talvikauden kulutushuipun olevan 15 000 MW. Tässä raportissa käytetään ministeriön arviota. Taulukossa 3 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2015-2016 saakka. Talvikaudella 2025-2026 kulutushuipun on arvioitu olevan noin 17 100 MW. 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 6. Talvikausi 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 Laskennallinen kulutushuippu, MW 15 100 15 200 15 300 15 400 15 500 Taulukko 3. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2011-2016 (lähde: Työ- ja Elinkeinoministeriö). 6 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2011-2012 Vuonna 2011 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. Kuluvana vuonna Suomessa on tehty tai valmistuu vuoden lopulla kaksi vesivoimalaitoksen tehonkorotusta. Kuluvana vuonna ei Energiamarkkinaviraston tietojen mukaan oteta käyttöön yhtään uutta yhteistuotantovoimalaitosta. Ydinvoiman tuotantokapasiteetti kasvoi 30 MW:lla parantuneen hyötysuhteen johdosta. Tuulivoimaa otetaan käyttöön hieman alle 30 MW. Taulukossa 4 on esitetty vuonna 2011 valmistuneet tai valmistuneeksi Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Lisäksi eräitä aiemmin Energiamarkkinavirastolle ilmoitettuja tehotietoja on tarkennettu. Asennettu tuotantokapasiteetti on määritetty laskemalla yhteen kaikkien Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen voimalaitosten koneistojen tehot. Voimalaitoksissa varalla olevia koneistoja ei ole laskettu mukaan. Laitoksen asennettu teho on määritetty turbiinin nimellistehon tai generaattorin nimellispätötehon perusteella siten, että näistä arvoista on käytetty pienintä arvoa. Maksimi sähköteho on saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksimitehot. Taulukossa 5 esitetty tuntiteho huippukuormituskaudella ei sisällä tuulivoimalaitosten eikä järjestelmäreservien tehoja. Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Talvikausi Yhteistuotanto Vesivoima Ydinvoima Tuulivoima Kaukolämpö Teollisuus 2011 24 0 0 30 29 Taulukko 4. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %, tuulivoiman osalta huippukuormituskaudella käytettävyydeksi arvioidaan 0%) Suomessa vuonna 2011 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 830 Maksimi sähköteho (netto) 16 240 Järjestelmäreservit yhteensä 1 240 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 700 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 240 Taulukko 5. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne vuoden 2011 lopussa). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella vuoden 2011 lopussa käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä) kasvaa noin 50 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

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 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 2011 lopussa on noin 14 240 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 700 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. Suomalaisista tuotantolaitoksista alhaisimmat vikakertoimet (kfe) ovat raportin mukaan vesivoimalla (noin 1 %) ja ydinvoimalla (noin 2 %). Lämpövoimalla (keskimäärin 5 %) ja tuulivoimalla (5 %) vikakertoimet ovat selvästi suuremmat. Lämpövoiman osalta eri polttoaineiden välillä erot vikakertoimissa ovat melko pienet. Turvetta/puuta käyttävien laitosten vikakertoimet ovat hieman alhaisempia (3 %) kuin kaasua (4 %) ja hiiltä (5 %) käyttävien voimalaitosten. Raskasta polttoöljyä käyttävien laitosten keskimääräinen vikakerroin on puolestaan kertaluokkaa suurempi (30 %) johtuen laitosten alhaisesta lukumäärästä ja erittäin pienestä käyttöajasta. Lauhdelaitosten vikakertoimet ovat jonkin verran korkeampia kuin sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitosten. Jos öljyä käyttävät laitokset jätetään tarkastelusta pois, on lauhdelaitosten vikakerroin keskimäärin 5 %, kun taas yhteistuotantolaitosten vikakerroin on 3 %. Suurin ero lauhdeja yhteistuotantolaitosten välillä on turvetta käyttävillä laitoksilla, sen sijaan maakaasua ja hiileltä käyttävillä laitoksilla ero on pienempi. Selvitys on saatavilla Energiamarkkinaviraston Internet-sivuilta 7. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida, että kotimaisesta tuotantokapasiteetista keskimäärin noin 400 MW olisi jonkin vian vuoksi poissa käyttövalmiudesta kulutushuipun aikana. Tällöin talvikaudella 2011-2012 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 800 MW, jos järjestelmäreservejä eikä tuulivoima huomioitaisi. Viime vuosina toteutunut kotimainen tuotantohuippu on kuitenkin ollut tätä määrää pienempi. Syynä tähän voisi olla, että kulutushuippujen aikana sähköä on ollut mahdollista tuoda kilpailukykyisempään hintaan naapurimaista. Tällöin kallein kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä. Talvella 2010-2011 samanaikainen kotimainen sähköntuotanto oli Fingrid Oyj:n mittausten perusteella suurimmillaan noin 12 261 MW. 7 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 Tehoreservien käytettävyyttä koskevan määräaikaisen lain piirissä on vuosina 2007-2010 ollut noin 600 MW tuotantokapasiteettia. Uuden, maaliskuussa 2011, voimaan astuneen tehoreservilain mukaan ja Energiamarkkinaviraston suorittaman kilpailutuksen tuloksena, myös talvikausilla 2011-2012 sekä 2012-2013 tehoreservin määrä tulee säilymään 600 MW:ssa. Turpeen syöttötariffijärjestelmää koskeva laki oli voimassa 2007-2010. Järjestelmän tarkoituksena oli parantaa turpeen lauhdesähkötuotannon kilpailukykyä vuoden 2010 loppuun saakka, jolloin määräaikaisen lain voimassaolo päättyi. Turpeen syöttötariffijärjestelmän jatkosta ei ole uutta lainsäädäntöä ja on epäselvää tuleeko järjestelmä jatkumaan lähivuosina. Talvikaudella 2011-2012 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin arvioidaan olevan 13 300 MW. Arvio perustuu aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina sekä käytettävissä oleviin tutkimustuloksiin. Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut talvikautena 2011-2012 tehtävistä huoltotöistä, jotka rajoittaisivat sähkön siirtokapasiteettia muista Pohjoismaista ja Venäjältä Suomeen. Suomen ja Ruotsin välinen uusi siirtoyhteys, Fenno-Skan 2, on valmistumassa vuoden 2011 lopussa ja olisi siten käytettävissä pääosan talvikaudesta. Yhteyden kapasiteetti on 800 MW. Talvikaudella 2011-2012 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 3 850 MW ennen Fenno-Skan 2 valmistumista ja noin 4 650 MW Fenno-Skan 2 valmistumisen jälkeen, olettaen, ettei siirtoyhteyksissä esiinny odottamattomia vikoja tai ettei muilla rajoituksilla vähennetä kapasiteettia. Talvella 2011-2012 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 100 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (3 850 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 11 250 MW. Määrä on noin 84 % 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 1 800 MW. Määrä on noin 47 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (3 850 MW). Sähkön riittävyyden kannalta tilanne paranee kun Fenno-Skan 2 valmistuu vuoden lopussa. Toimitusvarmuuden kannalta haasteellisinta aikaa näyttäisikin olevan joulukuu 2011. Todettakoon, että Fingrid arvioi tulevan talvikauden kulutushuipun olevan 15 000 MW, jolloin kotimaisella tuotannolla pystyttäisiin kattamaan 88 % kulutuksesta. 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2011 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 240 MW vuoden 2011 lopussa. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva kapasiteetti on arvioitu olevan 13 300 MW. Taulukossa 6 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushakkeiden sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. Taulukon tiedoissa on mukana hankkeet, joista on syyskuuhun 2011 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle. Tuotantokapasiteetti kasvaa merkittävästi vuonna 2013, jolloin Suomen viidennen ydinvoimayksikön

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 (Olkiluoto 3) on arvioitu valmistuvan kaupalliseen käyttöön. Todettakoon, Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla joitakin hankkeita jotka valmistuvat 2012-2015 vuosina, mutta niistä ei ole vielä ilmoitettu virastolle. Erityisesti tuulivoimalaitosten osalta on useita hankkeita suunnitteluasteella, joista ei kuitenkaan ole vielä tehty Energiamarkkinavirastolle sähkömarkkinalain 36 :n mukaista ilmoitusta. VTT:n tuulivoimatilastojen mukaan Suomessa on toukokuun 2011 loppuun mennessä julkaistu 132 tuulivoimahanketta, joiden kokonaiskapasiteetti olisi peräti noin 6300 MW. On kuitenkin epätodennäköistä, että kaikki nämä hankkeet toteutuvat. Uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Vesivoima Yhteistuotanto (Reservilaitokset) Ydinvoimvoima Tuuli- Kaukolämpsuus Teolli- 2012 13 70 12 300 2013 35 30 1600 2014 14 64 2015 16 Taulukko 6. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2012-2015 (Energiamarkkinavirastolle ilmoitetut hankkeet, tuntikeskiteho). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Keväällä 2010 hallituksen esittelemien uusiutuviin energiamuotoihin liittyviin linjauksien ja suunnitelmien tavoitteena on, että Suomeen syntyisi uutta tuulivoimakapasiteettia noin 6 TWh vuoteen 2020 mennessä. Tämä tarkoittaisi noin 2 500 MW:a uutta tuulivoimakapasiteettia. Lisäksi suunnitelmien mukaisesti muuta uusiutuviin energialähteisiin perustuvaa sähköntuotantokapasiteettia syntyisi runsaat 100 MW. Jos edellä mainittu kapasiteettimäärä rakennettaisiin vuosina 2011-2020 kasvaisi huippukuormituskaudella käytettävissä olevan kapasiteetin määrä vuosittain noin 35 MW. Heinäkuussa 2010 eduskunta hyväksyi Fennovoima Oy:n ja Teollisuuden Voima Oyj:n periaatepäätöshakemukset uusien ydinvoimalaitoksien rakentamisluvista. Molemmat periaatepäätökset ovat voimassa 1.7.2010 lukien viisi vuotta. Päätös raukeaa, jos yritys ei jätä tässä ajassa ydinenergialain mukaista rakentamislupahakemusta. Yksiköiden käynnistys voisi tapahtua aikaisintaan vuosikymmenen vaihteessa. Heinäkuussa 2011 Fennovoima lähetti tarjouspyynnön uudesta ydinvoimalaitoksesta Arevalle ja Toshiballe. Rakennettavan voimalan teho on laitostyypistä ja toimittajasta riippuen 1600-1800 MW. Laitoksen sijoituspaikaksi on suunniteltu Pyhäjokea. Teollisuuden Voiman Olkiluotoon rakennettavan OL4 laitoksen suunniteltu sähköteho on 1000-1800 MW. 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. Teollisuuspäästöjen direktiivin johdosta tiukkenevat päästörajat todennäköisesti tulevat poistamaan markkinoilta vanhoja käyt-

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 23 töikänsä lopulla olevia erillistuotannon voimalaitoksia etenkin 2020-luvun alkupuoliskolla. Suomen ja Ruotsin välinen Fenno-Skan 2 -merikaapeli on suunniteltu otettavan käyttöön vuoden 2011 lopulla. Yhteyden siirtokapasiteetti on noin 800 MW. Vuonna 2013 kun Olkiluoto 3 on otettu käyttöön, siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen laskee hieman, sillä varautuminen Olkiluodon uuden yksikön vikaan rajoittaa siirtokapasiteettia Suomen ja Ruotsin 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 2011-2016. Sähkönkulutuksen huipputehojen arvioidaan olevan talvella 2010-2011 15 100 MW ja talvella 2015-2016 15 500 MW (katso luku 4.3, taulukko 4). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2011-2015 huippukuormituskaudella käytettävissä oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riittäisi kattamaan suurinta sähkönkulutuksen tuntikeskitehoa (kuva 14). Tällöin tehovaje olisi katettava sähkön tuonnilla. Nykyisten tietojen ja arvioiden perusteella haastavin tilanne sähkön toimitusvarmuudessa on talvikausina 2011-2013, jolloin kulutushuippuna kulutuksen arvioidaan olevan noin 1 800 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen tuotantokapasiteetti. Talvikausina 2013-2015 tilannetta helpottaa Olkiluoto 3 ydinvoimalaitoksen suunniteltu käyttöönotto. Arvioiden perusteella rakenteilla oleva viides ydinvoimalaitosyksikkö ei vielä yksin poistaisi tuontiriippuvuutta kulutushuippuina. Talvikausilla 2015-2020 sähköä olisi tarve tuoda kulutushuipun aikana noin 200-700 MW:n teholla. 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. Riittävän sähkön tarjonnan varmistamiseksi on tärkeää, että voimalaitosten käytettävyys varmistettaisiin tarvittavien huolto- ja kunnossapitotöiden osalta etenkin ikääntyvissä voimalaitoksissa. Korvausinvestointihankkeet eivät lisää tuotantokapasiteettia, ellei vanhoja laitoksia pidetä käyttövalmiudessa. Useiden varapolttoaineiden käyttömahdollisuus edelleen parantaa laitosten käytettävyyttä. Mahdollisten sähkön tuontiin liittyviin häiriöiden tai rajoituksien osalta on myös tärkeää, että tiedotus vastuutahojen kesken on riittävän nopeaa ja tehokasta.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 24 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 14. Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella, maksimi sähkön tuontikapasiteetti ja sähkönkulutuksen huipputeho esitetyn sähkönkulutusennusteen ja tulevien voimalaitosinvestointien perusteella (ei sisällä järjestelmäreservejä eikä välittömästä tuotantovalmiudesta poistettuja koneistoja). (lähde: Työ- ja Elinkeinoministeriö, Energiamarkkinavirasto)

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

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 26 Asiakkaan vuotuinen keskeytysaika, h/v. 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

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 27 o 400 kv Häiriökeskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl Erikseen niiden häiriökeskeytysten lukumäärä, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten lukumäärä. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Häiriökeskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min Erikseen niiden häiriökeskeytysten aika, joiden alkusyy on ollut omassa verkossa ja erikseen muista syistä aiheutuneiden häiriökeskeytysten aika. o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten keskeytysaika liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, min o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Suunniteltujen keskeytysten lukumäärä liityntäpistettä kohden jännitetasoittain, kpl o 110 kv ja alle o 220 kv o 400 kv Siirtämättä jäänyt energia, GWh Energiamarkkinaviraston määräys on verkkoluvan omaavia verkonhaltijoita velvoittava ja kerätyt tunnusluvut ovat julkisia tunnuslukuja, joita voidaan julkaista yhtiökohtaisesti. Lisäksi Energiamarkkinavirastolla on mahdollisuus valvontatehtävään liittyen kerätä muitakin yhtiökohtaisia tietoja kuin julkiseksi määriteltyjä tunnuslukuja. 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa Energiamarkkinavirasto valvoo sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuutta ja valvonta toteutetaan valvontajaksoittain. Vuoden 2008 alusta alkaneella toisella valvontajaksolla myös sähköntoimituksen keskeytykset ovat sisältyneet sähköverkkotoiminnan taloudellisen valvonnan valvontamalliin. Toteutuneella keskeytystasolla on siten ollut vaikutus verkonhaltijalle vuosittain tehtävään toteutuneen oikaistun tuloksen laskentaan ja sitä kautta verkonhaltijalle sallittuun kohtuulliseen tuottoon.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 Keskeytykset otetaan valvontamallissa huomioon ns. keskeytysten aiheuttamana haittana (KAH), joka lasketaan kanta-, alue- ja jakeluverkonhaltijoille hieman eri tavoin. Jakelu- ja alueverkonhaltijoiden kohdalla käytetään KAH-luvun laskentaan Energiamarkkinaviraston määräyksellä (Määräys sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta, Dnro 1345/01/2005) kerättäviä keskeytystunnuslukuja. Kantaverkon KAH-lukuna käytetään kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n kehittämällä ja Energiamarkkinaviraston hyväksymällä menetelmällä laskettua kantaverkon KAH-lukua. Tavoitteena keskeytysten sisällyttämisessä osaksi taloudellista valvontaa on ollut se, että valvontaan liittyvä toiminnan kustannustehokkuuteen ohjaava kannustin ei samalla aiheuttaisi sähkön laadun huonontumista. Pitkistä keskeytyksistä aiheutuvien vakiokorvausten käsittely osana taloudellista valvontaa on myös muuttunut ensimmäiseltä valvontajaksolta. Vuoden 2008 alusta lähtien vakiokorvaukset eivät enää ole olleet ns. läpilaskutuserä, vaan ne on otettu huomioon osana verkonhaltijan kontrolloitavia operatiivisia kustannuksia. Verkonhaltijoilla on nyt siis entistä voimakkaampi kannustin myös pitkien keskeytysten välttämiseen. Tarkemmin toimitusvarmuuskannustimen toiminta ja kohtuullisen tuoton laskennan periaatteet on kuvattu Energiamarkkinaviraston antamissa verkonhaltijakohtaisissa vahvistuspäätöksissä, jotka ovat löydettävissä Energiamarkkinaviraston kotisivuilta. Energiamarkkinavirasto on laatinut uudet suuntaviivat sähköverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden valvontamenetelmiksi vuosille 2012-2015. Suuntaviivoissa on edelleen pyritty huomioimaan sähkön toimitusvarmuuden ylläpito ja kehitys. Suuntaviivoissa on esimerkiksi erilliset laatu-, innovaatio- ja investointikannustimet joilla halutaan ohjata verkonhaltijan oma-aloitteista sähkönsiirron laadun kehittämistä. 5.3 Kesän 2010 myrskyt ja vaikutus toimitusvarmuuteen 8 Vuoden 2010 sähköverkkojen toimitusvarmuuslukuja leimaa voimakkaasti loppukesällä Suomen yli kulkeneet voimakkaat myrskyt. Asta, Veera, Lahja ja Sylvi myrskyt ajoittuivat 29.7.-8.8.2010 välille. Myrskyt osuivat lyhyen ajanjakson sisään ja koskivat laajoja alueita. Sähköverkkojen kannalta ongelmallista oli se, että myrskyt tulivat eri ilmansuunnista. Myrskyjen suuremmat vaikutukset johtuivat keskeisesti siitä syystä, että voimakkaat tuulet kohdistuivat johtoja ympäröiviin metsiin eri suunnista, aiheuttaen puustolle normaalia kovemman rasituksen ja tästä johtuen puiden johdoille kaatumisen. 8 Energiamarkkinavirasto, Kesän 2010 myrskyt sähköverkon kannalta, raportti (Dnro 306/401/2011)

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 Kuva 15 Myrskyjen kulkureitit ja vaikutusalueet: Asta punaisella, Veera valkoisella, Lahja sinisellä ja Sylvi vihreällä (www.myrskyvaroitus.com/site/content/view/284/1/ Viitattu11.3.2011) Kesän 2010 myrskyt aiheuttivat sähkökatkoksia jossain muodossa kaikkiaan noin 481 000 asiakkaalle. Keskimäärin noin 14 % kaikista jakeluverkonhaltijoiden noin 3,3 miljoonasta asiakkaasta jäi myrskyjen aikana ilman sähköjä. Kestoltaan yli 24 tunnin keskeytyksiä myrskyt aiheuttivat suhteessa kaksi kertaa enemmän kuin koko edellisen vuoden 2009 aikana yhteensä. Myrskyjen aiheuttamien keskeytyksien takia vakiokorvauksia maksettiin noin 100 000 asiakkaalle. Vuonna 2009 vakiokorvauksia maksettiin yhteensä noin 1,4 miljoonaa euroa, kun vastaavasti ainoastaan loppukesän 2010 myrskyt aiheuttivat yli 10 miljoonan euron vakiokorvaukset. Vuoden 2010 toimitusvarmuuslukuja tarkasteltaessa tulisi huomioida loppukesän myrskyn poikkeuksellinen vaikutus tilastoituihin lukuihin. Vuoden 2010 toimitusvarmuusluvut poikkeavat merkittävästi aikaisempina vuosina tilastoiduista, eivätkä edus-

min / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 30 ta sähkön toimitusvarmuuden pitkäaikaisen kehityksen suuntaa. Vaikutuksiltaan vastaavanlaisia myrskyjä ovat Suomessa aiemmin olleet esimerkiksi Pyry ja Janika vuonna 2001 sekä Rafael vuonna 2004. Energiamarkkinavirasto toteutti kesän 2010 myrskyistä erillisen tutkimuksen ja laati sen pohjalta raportin myrskyjen vaikutuksista. Raportti on ladattavissa viraston internet-sivuilta. 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 on ollut mukana kaikki jännitetasot ja vuodesta 2005 lähtien keskeytysten lukumäärä on tilastoitu erikseen jännitetasoittain: 110, 220 ja 400 kv. Kuva 16 esitetyt häiriökeskeytysaikaa kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika verkoston liittymispistettä kohden. Vuosina 2005-2010 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on ollut Fingrid Oyj:n omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 16. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysaika (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, minuuttia/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Vuonna 2010 Fingrid Oyj:n 400 kv verkossa ei ollut sellaisia häiriökeskeytyksiä, jotka olisivat aiheuttaneet siirron keskeytyksiä asiakkaille. 110 kv verkossa keskimääräiset häiriökeskeytysajat ovat vuosina 2005-2010 vaihdelleet 1,3 5,0 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 2010 lopussa Fingrid Oyj:llä oli 110 kv liityntäpisteitä 567 kpl, 220 kv liityntäpisteitä 12 kpl ja 400 kv liityntäpisteitä 17 kpl. Vuoden 2010 aikana 110 kv liityntäpisteiden määrä on kasvanut kolmella.

kpl / liityntäpiste ENERGIAMARKKINAVIRASTO 31 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 17 esitetyt häiriökeskeytysten määrää kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty häiriökeskeytysten keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuosina 2005-2010 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 17. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysmäärä (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Kuvissa Kuva 16 ja Kuva 17 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. Vuonna 2010 häiriökeskeytysten määrä oli edellisvuosiin nähden poikkeuksellisen korkea, 0,41 kappaletta liityntäpistettä kohden. 220 ja 400 kv verkkojen käyttö silmukoituna mahdollistaa sähkön toimittamisen liityntäpisteeseen, vaikka liityntäpisteeseen liittyviä silmukkaverkon johtoja olisi vian takia pois käytöstä. 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.

Minuuttia/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 32 Fingrid Oyj:n siirtoverkon liityntäpisteissä oli vuoden 2010 aikana suunniteltu keskeytys keskimäärin joka kolmannella 110 kv ja 220 kv verkon liityntäpisteellä. 400 kv verkossa oli suunniteltu keskeytys keskimäärin joka viidennellä 400 kv liityntäpisteellä. Suunniteltujen keskeytysten keskimääräinen keskeytysaika liityntäpistettä kohden 110 kv jännitetasolla oli vuoden 2010 aikana noin 8,5 tuntia, 220 kv jännitetasolla noin 6 tuntia ja 400 kv jännitetasolla noin 4,5 tuntia. Näistä suunnitelluista keskeytyksistä ei ole ollut Fingrid Oyj:n asiakkaille haittaa, sillä niiden aikana siirto on saatu hoidettua muiden yhteyksien kautta. 5.5 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus Jakeluverkkojen toimitusvarmuuden kehittymistä vuosina 1996-2010 on esitetty kuvissa Kuva 18 ja Kuva 19. 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. 360 300 240 180 120 60 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Vuosi Kuva 18. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika vuosina 1996-2010, minuuttia/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Kuvissa 18 ja 19 on esitetty keskiarvoluvun lisäksi keskeytysten jaottelu maaseutu- ja kaupunkityyppisissä jakeluverkoissa tapahtuviin keskeytyksiin. Jaottelu maaseutu- ja kaupunki- tai maaseutu-, taajama- ja kaupunkityyppisiin verkkoihin voidaan toteuttaa monella eri periaatteella. Vertailuperusteena voidaan yksinkertaisimmillaan käyttää joko kaapelimuuntamointiastetta tai kaapelointiastetta. Tässä tarkastelussa kaikkina vuosina kaupunkityyppiseksi verkoksi on määritelty verkko, jossa keskijänniteverkon (1-70 kv) kaapelointiaste on yli 30 %.

kpl/muuntopiiri ENERGIAMARKKINAVIRASTO 33 Keskimääräisiä muuntopiirikohtaisia keskeytysaikoja vuonna 2010 nosti loppukesän myrskyt. Keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysaika oli 272 minuuttia. Aiempina tilastoituina vuosina keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat vaihdelleet vuoden 2001 keskimääräisestä 256 minuutista vuoden 2009 keskimääräiseen 86 minuuttiin. Vastaavasti keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysmäärät ovat vaihdelleet 4-6 kappaleen välillä viimeisten kymmenen vuoden aikana. Myös muuntopiirikohtaisissa keskeytysmäärissä vuosi 2010 edustaa uutta ennätystä, vuonna 2010 muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä oli 6,3 kappaletta. Keskimääräistä keskeytysaikaa kuvaavassa kuvassa Kuva 18 on nähtävissä vuonna 2001 sattuneiden Pyryn ja Janikan päivien myrskyjen vaikutus keskeytysaikaan, kuten myös kesän 2010 myrskyjen vaikutus. Kuitenkaan selviä merkkejä keskimääräisten keskeytysaikojen muutoksista pitemmällä aikavälillä ei ole havaittavissa, sillä keskimääräiset muuntopiirikohtaiset keskeytysajat ovat vaihdelleet viimeisen 10 vuoden aikana vuosien 2001 ja 2010 poikkeuksia lukuun ottamatta hieman alle puolestatoista tunnista vajaaseen 3 tuntiin. 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. Maaseututyyppisillä verkonhaltijoilla vuosittainen vaihteluväli on suurempi kuin kaupunkityyppisillä verkonhaltijoilla, mikä on luonnollista ja johtuu verkon rakenne-erosta (maakaapelointi vs. ilmajohtoverkko) kaupunki- ja maaseututyyppisten verkkojen välillä. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Keskiarvo Maaseutu Kaupunki Vuosi Kuva 19. Jakeluverkonhaltijoiden keskimääräinen muuntopiirikohtainen keskeytysmäärä vuosina 1996-2010, kpl/muuntopiiri. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Vuoden 2008 alussa voimaan tulleen, vuodet 2008-2011 kattavan toisen valvontajaksoa koskevan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin valvontamallissa mukana olevan sähkön laadun arvioinnin vaikutuksia on vaikea arvioida vuoden 2010 poikkeuksellisuuden vuoksi. Vuosien 2008 ja 2009 osalta näyttää, että muuntopiirikohtaiset

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 34 keskeytysajat olisivat laskusuunnassa, kun taas 2010 nostaa valvontajakson muuntopiirikohtaisten keskeytysaikojen keskiarvon yli pitkän ajan keskiarvon. Uusissa 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 2005-2009 on esitetty taulukossa 7. 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 Taulukko 7. Vuosienergioilla painotettu pika- ja aikajälleenkytkentöjen keskimääräinen lukumäärä vuosina 2005-2010. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Pika- ja aikajälleenkytkentöjen kokonaismäärä sekä kaupunki- että maaseututyyppisillä jakeluverkonhaltijoilla on noussut edelliseen vuoteen verrattuna. Kaupunkityyppisten jakeluverkonhaltijoiden pika- ja aikajälleenkytkentämäärien nousu on ollut hyvin vähäistä, mutta maaseututyyppisillä jakeluverkonhaltijoilla määrät ovat nousseet selvemmin. Aikaisempina vuosina pikajälleenkytkentämäärissä on havaittavissa laskua tarkasteluajanjakson aikana. Aikajälleenkytkentöjen määrät ovat maaseututyyppisillä verkonhaltijoilla keskimäärin laskeneet, kun taas kaupunkimaisilla verkonhaltijoilla aikajälleenkytkentöjen määrissä on vuosittaista vaihtelua. Seitsemällä jakeluverkonhaltijalla ei vuoden 2010 aikana ollut lainkaan pikajälleenkytkentöjä ja kahdeksalla jakeluverkonhaltijalla ei ollut lainkaan aikajälleenkytkentöjä. Kyseisten jakeluverkonhaltijoiden verkot ovat kaupunkiverkkoja, hyvin pieniä verkkoyhtiöitä tai tehollisesti maadoitettuja verkkoja. Maasulun sammutuslaitteistoja oli vuoden 2011 alussa käytössä 51 jakeluverkonhaltijalla, 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.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 35 5.6 Vakiokorvaukset 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 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. 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 20 on esitetty verkonhaltijoiden maksamien sähkömarkkinalain 27 f :n mukaisten vakiokorvausten jakautuminen vakiokorvaukseen oikeuttavan keskeytysajan puitteissa vuosina 2005-2010. Vuosi 2010 edustaa myös vakiokorvausten osalta täysin poikkeuksellista vuotta, korvauksia maksettiin yhteensä yli 10 miljoonaa euroa, uusi ennätysmäärä ja lähes kymmenkertaisesti verrattuna edellisvuoteen. Todettakoon että 2010 vakiokorvauksia maksettiin yli 2 miljoonaa euroa enemmän kuin kaikkina viitenä aiempana vuonna yhteensä. Viime vuonna maksetuista vakiokorvauksista reilun kolmanneksen muodosti yli kolmen vuorokauden keskeytyksistä maksetut korvaukset, kun taas edellisen kolmen vuoden aikana lähes kaikki vakiokorvaukset on maksettu alle 3 vuorokautta kestävistä keskeytyksistä. Esimerkiksi vuosina 2008 ja 2009 alle 3 vuorokautta kestäneistä keskeytyksistä maksetut vakiokorvaukset ovat vastanneet yli 99,5 % osuutta kaikista maksetuista vakiokorvauksista. Eri vuosien välillä maksettujen vakiokorvausten määrissä ja vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrissä on ollut huomattavaa vaihtelua. Järjestelmän kahtena ensimmäisenä vuonna maksettujen korvausten yhteismäärä oli yli 2,5 miljoonaa Euroa kun taas vuosina 2007 2009 korvausten määrä on ollut selvästi pienempi, kunnes taas vuosi 2010 oli järjestelmän historiaan nähden täysin poikkeuksellinen. 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 vakiokorva-

Maksetut vakiokorvaukset, ENERGIAMARKKINAVIRASTO 36 usten määrä indikoi ns. suurhäiriöitä ja jonkin tietyn jakeluverkonhaltijan alueelle kohdistuneita myrskyjä tai pahoja lumikuormatilanteita. Kuuden tarkasteluvuoden perusteella ei voida vielä sanoa, mikä on normaalisti vallitseva vakiokorvausten taso. Näyttää kuitenkin siltä, että suuretkin vaihtelut vakiokorvausmäärissä on yleisiä. Aiempina vuosina erityisesti yli 3 vuorokauden pituisista keskeytyksistä maksettavat vakiokorvaukset ovat jääneet lähes yksittäistapauksiksi. Syynä vakiokorvausten, ja erityisesti yli 3 vuorokauden keskeytysten, vähenemiseen on varmasti verkonhaltijoiden parempi varautuminen pitkiin keskeytyksiin. Lisäksi nykyisin verkostotekniikan ja järjestelmien avulla pystytään keskeytyksiä kokevat asiakkaat rajaamaan nopeasti ja siten rajoittamaan keskeytysten vaikutusaluetta olennaisesti. Kesän 2010 myrskyjen osalta vahingot olivat kuitenkin niin mittavat, ettei pitkiltä yli kolmen vuorokauden keskeytyksiltä vältytty. 4 500 000 4 000 000 3 500 000 3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 500 000 0 12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 20. Verkonhaltijoiden maksamien vakiokorvausten jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2010. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Vuonna 2010 alle vuorokauden keskeytyksistä maksetut vakiokorvaukset muodostivat 25 %, 24-72 h keskeytyksistä maksetut 38 % ja yli 120 h keskeytyksistä peräti 27 % kokonaissummasta. 2010 luvuissa huomionarvoista oli erityisen pitkien, yli kolmen vuorokauden keskeytysten suuri määrä. Vakiokorvauksia ovat maksaneet käytännössä vain maaseutumaisissa olosuhteissa toimivat jakeluverkonhaltijat, joilla keskijännitekaapelointiaste on alle 30 %. Kuva 21 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. 7 700. Kaiken kaikkiaan vakiokorvauksia maksettiin 112 290 asiakkaal-

Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrä, kpl ENERGIAMARKKINAVIRASTO 37 le. Aikaisempina vuosina korvauksia on maksettu enimmillään 48 162 asiakkaalle vuonna 2005 ja vähimmillään 7 514 asiakkaalle vuonna 2007. 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 10 000-12-24 h 24-72 h 72-120 h yli 120 h Kuva 21. Vakiokorvauksia saaneiden asiakkaiden määrän jakautuminen eripituisten keskeytysten mukaan vuosina 2005-2010. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Taulukossa 8 on esitetty vuosina 2005-2010 maksettujen vakiokorvausten yhteissumma, vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus kaikista sähkönkäyttäjistä sekä vakiokorvauksia maksaneiden jakeluverkonhaltijoiden lukumäärä. Jakeluverkonhaltijoiden kokonaismäärä on ollut viime vuodet laskussa. Määrä oli vuoden 2005 lopussa 91, vuosien 2006-2008 lopussa 89, vuoden 2009 lopussa 88 ja vuoden 2010 lopussa 87.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 38 Maksettujen vakiokorvausten yhteismäärä (miljoonaa Euroa) Vakiokorvauksia saaneiden sähkönkäyttäjien osuus (%) Vakiokorvauksia maksaneet verkonhaltijat (kpl) 2005 2,62 1,56 29 2006 2,75 1,37 22 2007 0,36 0,24 20 2008 0,83 0,58 18 2009 1,42 0,71 12 2010 10,12 3,39 31 Taulukko 8. Vakiokorvauksiin liittyviä tietoja vuosilta 2005-2010. (lähde: Energiamarkkinavirasto) Jakeluverkonhaltijoiden alle 12 tunnin keskeytysten kokonaistilannetta kuvaa paremmin keskeytyksestä aihetutuvan haitan (KAH) kustannus, josta on tarkemmin kerrottu seuraavassa luvussa. 5.7 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle Yksi tapa arvioida sähköverkon toimitusvarmuutta on määritellä keskeytyksille niiden aiheuttama haitta ja seurata vuosittain tämän haitta-arvon kehittymistä. Keskeytysten aiheuttamaa haittaa (KAH) on käytetty jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa vuodesta 2008 lähtien ja keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on tilastoitu verkonhaltijakohtaisesti jo vuodesta 2005 lähtien. Keskeytysten aiheuttama haitta on arvo, joka kuvaa verkonhaltijan verkossa tapahtuneiden erityyppisten keskeytysten aiheuttamaa haittaa sähkön käyttäjille. Keskeytyksen aiheuttama haitta ottaa huomioon suunnitellut ja suunnittelemattomat keskeytykset sekä jälleenkytkennät siten, että erityyppisille sähkönkäyttäjille keskeytys aiheuttaa erisuuruisen haitta-arvon. Keskeytyksen aiheuttamaa haittaa on Suomessa selvitetty erilaisilla tutkimuksilla, joista ensimmäinen tutkimus on tehty 1970-luvulla ja viimeisin on Teknillisen korkeakoulun ja Tampereen teknillisen yliopiston vuosina 2004-2005 tekemä selvitys (Sähkönjakelun keskeytyksistä aiheutuva haitta). Viimeisin selvitys perustuu sähkönkäyttäjille kohdistettuun laajaan kyselytutkimukseen. Tutkimuksen tulosten perusteella saadut keskeytyksen aiheuttamat haitta-arvot ovat sähkönkäyttäjien subjektiivisia näkemyksiä keskeytyksen aiheuttamasta haitasta ja tuloksena saadut arvot kuvaavat keskimäärin sähköntoimituksen keskeytyksistä erilaisille käyttäjäryhmille aiheutunutta haittaa. Energiamarkkinavirasto käyttää sähköverkonhaltijoiden verkkotoiminnan kohtuullisen tuoton laskennassa ja sähköntoimituksen keskeytysten aiheuttaman haitan arvostamisessa vuosien 2004-2005 aikana tehdyn tutkimuksen tuloksia, joita on yksinkertaistettu niin, että niitä voidaan soveltaa sähköverkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton arvioinnissa.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 39 Keskeytyksien aiheuttama haitta (miljoonaa Euroa) 2005 114,6 2006 120,6 2007 109,5 2008 119,5 2009 90,7 2010 204,8 Taulukko 10. Jakeluverkonhaltijoiden keskeytyksen aiheuttaman haitan arvot vuosina 2005 2010 (arvo on esitetty kyseisen vuoden rahanarvossa). (lähde: Energiamarkkinavirasto) Vuosien 2005-2010 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. Lisäksi kun aineistoa on käytössä entistä useamman vuoden ajalta, voidaan arvioida mihin suuntaan keskeytysten aiheuttama haitta on kehittymässä. Noin 90 % kaikkien jakeluverkonhaltijoiden KAH-arvon summasta muodostuu maaseututyyppisten verkonhaltijoiden verkoissa tapahtuvista keskeytyksistä. Keskeytyksen aiheuttaman haitan summa ja erityyppisten keskeytysten osuuksien prosenttiosuudet vaihtelevat verkonhaltijakohtaisesti. Keskeytyskustannuksiltaan 4 suurinta jakeluverkonhaltijaa vuonna 2010 muodosti 59 % osuuden koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista. Vastaavasti 50 keskeytyskustannuksiltaan pienintä jakeluverkonhaltijaa vastasi alle 4 % osuutta koko Suomen keskeytyksestä aiheutuvan haitan kustannuksista vuonna 2010. Yhteensä yli miljoona euroa keskeytyskustannuksia maksaneita jakeluverkonhaltijoita oli 24 kappaletta.

ENERGIAMARKKINAVIRASTO 40 6 RAKENTEILLA OLEVAT SÄHKÖN RAJASIIRTOHANKKEET 6.1 Fenno-Skan 2 9 6.2 Estlink 2 10 Suomen ja Ruotsin kantaverkkoyhtiöt Fingrid Oyj ja Svenska Kraftnät rakentavat yhteistyössä uutta merikaapeliyhteyttä maiden välille. Teholtaan 800 MW:n tasasähköyhteys on tarkoitus ottaa käyttöön vuoden 2011 lopulla. Yritykset jakavat tasan kaapelin omistuksen ja investointikustannukset, jotka ovat yhteensä noin 200 miljoonaa euroa. Fenno-Skan 2 -merikaapeliyhteys on ensimmäinen konkreettinen pohjoismaisten kantaverkkojen yhteisen, vuonna 2004 laaditun, kehittämissuunnitelman mukainen investointihanke. Kyseessä on tasasähköyhteys, jonka kokonaispituus on lähes 300 kilometriä. Suomessa uusi yhteys liitetään kantaverkkoon Rauman sähköasemalla. Ruotsissa liittymiskohta maan kantaverkkoon on Tukholman pohjoispuolelle rakennettava Finnbölen asema. Kauppa- ja teollisuusministeriö on myöntänyt hankkeelle rakennusluvan syksyllä 2007. 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 unionilta 100 miljoonan euron tuki. 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. Tavoitteena on ottaa uusi linkki kaupalliseen käyttöön vuoden 2014 aikana. 9 Fingrid Oyj. Internet-sivut. 10 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 tarkoituksenmukaisen valmistelun kannalta ministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevien arvioiden valmistelusta ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiamarkkinavirastolle. Sähkömarkkinalain muutoksen perusteella Energiamarkkinavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että 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 muuttaa 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.

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 (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 2011 11 Alla olevissa kuvissa on esitetty päivittäiset ylin (punainen) ja alin (sininen) lämpötila eräillä paikkakunnilla Suomessa tammikuussa 2011. 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 1971-2000. 11 Ilmatieteen laitos. Internet-sivut