ENERGIAMARKKINAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA 2010 15.10.2010 Energiamarkkinavirasto Lintulahdenkatu 10 Puhelin 010 60 5000 S-posti virasto@energiamarkkinavirasto.fi Energimarknadsverket 00500 Helsinki Telefax 09 6221 911 Internet www.energiamarkkinavirasto.fi
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 2
ENERGIAMARKKINAVIRASTO i Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO... 3 2 TIIVISTELMÄ... 4 3 ENERGIANKULUTUS SUOMESSA... 6 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto... 6 3.2 Markkinahintojen kehittyminen,... 9 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ...12 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2009... 12 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2009-2010... 14 4.3 Sähkön kysyntä... 16 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2010-2011... 17 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2011 jälkeen... 20 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS...24 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista... 24 5.2 Keskeytystunnuslukujen käyttö verkonhaltijoiden valvonnassa... 26 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus... 27 5.4 Jakeluverkkojen toimitusvarmuus... 30 5.5 Vakiokorvaukset... 34 5.6 Keskeytysten aiheuttama haitta sähkön käyttäjälle... 37 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 7.2 Työ- ja elinkeinoministeriö... 42
ENERGIAMARKKINAVIRASTO ii Kansikuva: TVO Oyj:n ydinvoimalaitokset Olkiluodossa valokuva TVO Oyj
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 3 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitykseen keskeisesti vaikuttavia asioita kuten energiankulutusta sekä sähköntuotanto- ja siirtokapasiteettia. Raportissa on tarkasteltu myös sähkön siirto- ja jakeluverkkojen toimitusvarmuutta. Lisäksi raportissa kerrotaan viranomaisten tehtävistä ja toimivallasta sähköntuotantoon liittyvissä asioissa. Vuoden 2004 lopussa voimaan tulleella sähkömarkkinalain muutoksella haluttiin tehostaa sähkön kysynnän ja tarjonnan välisen tasapainon seurantaa. Samalla muutettiin sähköntuotannon valvontaan liittyvää toimivaltajakoa kauppa- ja teollisuusministeriön sekä sähkömarkkinaviranomaisena toimivan Energia-markkinaviraston välillä. Sähkön sisämarkkinadirektiivin 4 artiklan edellyttämä toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiamarkkinaviraston hoidettavaksi. Sähköntuotantoa koskevien säännösten valvontaa koskeva toimivalta siirrettiin samalla kauppa- ja teollisuusministeriöltä Energiamarkkinavirastolle. Energia- ja ilmastopolitiikan tarkoituksenmukaisen valmistelun kannalta ministeriö vastaa kuitenkin sähkönkäyttöä koskevien arvioiden valmistelusta ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiamarkkinavirastolle. Sähkömarkkinalain muutoksen perusteella Energiamarkkinavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähkön tuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Energiamarkkinavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä Suomessa. Lisäksi Energiamarkkinavirasto julkaisee vuosittain valvontaa sekä sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä koskevan kertomuksen sekä huolehtii tehtäviinsä liittyvistä kansainvälisistä tiedonantovelvoitteista.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 4 2 TIIVISTELMÄ Energiamarkkinavirasto arvioi kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olevan 13 300 MW talvikaudella 2010-2011. Voimalaitosten haltijoiden ilmoituksiin perustuva huippukuormituskauden sähköntuotantokapasiteetti on vuoden 2010 lopussa noin 14 340 MW, kun kaikki laitokset on oletettu olevan kokonaan käytettävissä. Tässä luvussa eivät ole mukana järjestelmäreservit, tuulivoimakapasiteetti ja kokonaiskapasiteettia alentavat voimalaitosten vikaantumiset. Talvikaudella 2010-2011 on huoltotöiden takia 150 MW lauhdetuotantoa poissa käyttövalmiudesta noin kolmen viikon aikana. Muita huoltoseisokkeja ei ole suunnitteilla yli 100 MVA:n lauhde-, vesi- ja ydinvoimalaitoksissa. Fingrid Oyj on ilmoittanut, että talvikaudella 2010-2011 sähkön siirtokapasiteetti Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen on käytössä täysimääräisenä, eli siirtokapasiteetin arvioidaan olevan 3 850 MW. Talouslama vähensi sähkönkulutusta Suomessa vuosina 2008 ja 2009. Vuositasolla kulutus oli kuitenkin kasvanut elokuuhun 2010 mennessä lähes kuusi prosenttia edellisvuoden vastaavasta ajankohdasta. Talvikaudella 2010-2011 kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan Suomessa tuntikeskitehona noin 15 000 MW. Tämä on noin 1 700 MW suurempi kuin käytettävissä oleva kotimainen sähköntuotantokapasiteetti. Tarvittaessa tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä tämän suuruisen tuotantovajeen siirtämiseen naapurimaista Suomeen. Sähköntuotantokapasiteetin odotetaan kasvavan merkittävästi vasta uuden Olkiluodon ydinvoimalaitosyksikön valmistuttua vuonna 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 vuonna 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 Suomen on noin 5 000 MW. Vuosina 2010-2015 talvikausina sähköntuotantokapasiteetin Suomessa arvioidaan olevan riittämätön kattamaan kulutushuipun aikainen sähkönkulutus. Tällöin syntyvä tehovaje katetaan sähkön tuonnilla. Suurimmillaan sähkön tuonnilla katettava tehontarve arvioidaan olevan talvikausina 2010-2013 noin 1 700 MW. Olkiluoto 3:n suunniteltu valmistuminen helpottaa tilannetta vuoden 2013 jälkeen, mutta sähkön tuontitarpeen odotetaan jatkuvan vielä laitoksen valmistumisen jälkeenkin. Riittävän sähkön tarjonnan turvaamiseksi vuosina 2010-2015 on tärkeää, että talvikaudella sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen ovat mahdollisimman luotettavasti ja täysimääräisesti käytettävissä.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 5 Mahdolliset kaksi uutta ydinvoimalaitosta poistaisivat huippukulutuksen aikaisen sähkön tuontitarpeen muutamien vuosien ajaksi 2020-luvun alkupuoliskolla. Sähköverkkojen toimitusvarmuus on Energiamarkkinaviraston keräämien keskimääräisten keskeytysaikojen ja -määrien mukaan pysynyt suunnilleen samalla tasolla vuosina 1996-2009, mutta jonkinasteista kehitystä on kuitenkin havaittavissa. Vuosittaisista keskimääräisistä keskeytysajoista ja -määristä on havaittavissa, että vaikka keskeytysten määrä on vaihdellut eri vuosina, niin samanaikaisesti alentunut keskimääräinen keskeytysaika kertoo siitä, että vikakeskeytykset pyritään selvittämään entistä nopeammin.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 6 3 ENERGIANKULUTUS SUOMESSA 3.1 Energiankulutus ja sähköntuotanto 1 Energian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2009 oli noin 31,8 Mtoe (33,8 Mtoe vuonna 2008). Kulutus väheni edellisestä vuodesta kuusi prosenttia. Talouden taantuma vähensi edelleen energiankulutusta vuonna 2009. Maakaasua kulutettiin 11 % ja öljyä 5 % vähemmän kuin vuonna 2008. Turpeen kulutus väheni 15 % edellisvuodesta. Puuperäisten polttoaineiden kulutus väheni 13 %. Kivihiilen kulutus sitä vastoin kasvoi 9 %. Energiasektorin fossiilisten polttoaineiden ja turpeen käytön hiilidioksidipäästöt (CO2-päästöt) Suomessa olivat 52 miljoonaa tonnia. Hiilidioksidipäästöjen määrä väheni vajaat 3 prosenttia vuoden 2008 määrästä. Kuvassa 1 on esitetty eräiden polttoaineiden kulutus Suomessa vuosina 1999-2009. 10 9 Mtoe 8 7 6 5 4 3 2 1 Öljy Hiili Maakaasu Turve Puuperäiset polttoaineet 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kuva 1. Polttoaineiden kulutus Suomessa 1999-2009 (hiili sisältää koksin, masuuni- ja koksaamokaasun, lähde: Tilastokeskus). Vuonna 2009 Suomessa kulutettiin sähköä noin 81 TWh (87,2 TWh vuonna 2008). Samana vuonna sähköä tuotettiin Suomessa 68,7 TWh (74,5 TWh vuonna 2008). Sähköntuotanto laski noin kahdeksan prosenttia edellisvuodesta. Sähköä tuotiin Suomeen noin 12,1 TWh (12,8 TWh vuonna 2008). Sähkön tuonnin osuus sähkön hankinnasta oli 15 % (14,6 % vuonna 2008). Teollisuuden yhteistuotanto väheni lähes edellisvuodesta 2,5 TWh eli noin 22 %. Myös vesivoiman tuotanto väheni edellisvuoden ennätysmäärästä (16,9 TWh) 12,6 TWh:iin. Sähkön hankinta vuosina 1999-2009 on esitetty kuvassa 2. Taulukossa 1 on esitetty Suomen sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuonna 2008 ja 2009. 1 Tilastokeskus. Internet-sivut
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 7 100 90 80 70 60 Nettotuonti Kaasuturbiini Lauhdevoima Vesivoima TWh 50 40 30 20 10 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Yhteistuotanto kaukolämpö Yhteistuotanto teollisuus Ydinvoima Tuulivoima Kuva 2. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus). Taulukko 1. Sähkön hankinta ja kulutus vuosina 2008 ja 2009 (lähde: Tilastokeskus). 2008 GWh 2009 GWh Vesivoima 16 909 12 564 Tuulivoima 261 276 Yhteistuotanto teollisuus 11 061 8 590 Yhteistuotanto kaukolämpö 15 414 15 591 Ydinvoima 22 050 22 582 Lauhdevoima 8 702 9 028 Kaasuturbiini 77 80 Tuonti 12 772 12 085 Yhteensä 87 247 80 795 Vuonna 2010 tammi-syyskuussa pohjoismaisten vesivoimavarastojen täyttymisaste oli alle keskimääräisen tason. Syyskuun alussa pohjoismaisten vesivoimavarastojen täyttymisaste oli noin 15 % alle keskimääräisen tason. Suomessa vesivoimavarastojen täyttymisaste oli toukokuussa 2010 yli vuosien 1978 2001 keskimääräisen tason. Muuna aikana täyttymisaste oli alle keskimääräisen tason. Syyskuun alussa täyttymisaste oli noin kahdeksan prosenttiyksikköä alle pitkäaikaisen keskitason. Kuvissa 3 ja 4 on esitetty vesivoimavarastojen täyttymisasteet Pohjoismaissa ja Suomessa.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 8 Kuva 3. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Pohjoismaissa (%). Vertailuarvo 100 % oli 12.4.2004: 121 176 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1990-2006 (lähde: Nord Pool). Kuva 4. Vesivoimavarastojen täyttymisaste Suomessa (%). Vertailuarvo 100 % oli 4.9.2002: 5 530 GWh. Min, max ja median arvot vuosilta 1978-2001 (lähde: Nord Pool).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 9 3.2 Markkinahintojen kehittyminen 2,3 Raakaöljyn (Brent) hinta vaihteli välillä 60-90 USD/bbl vuonna 2009. Vuoden 2010 alussa raakaöljyn hinta oli noin 78 USD/barreli. Syyskuun alussa hinta oli noin 75 USD/barreli 4. Raskaan polttoöljyn hinta oli noin 32 /MWh vuoden 2009 lopussa ja hieman yli 35 /MWh keväällä 2010. Turpeen hinta laski loppuvuonna 2009 ollen vuoden lopulla hieman yli 10 /MWh. Kivihiilen hinta saavutti ennätystason syksyllä 2008. Hintapiikki oli kuitenkin lyhytaikainen ja vuoden 2009 lopussa hinta oli alle 10 /MWh. Maakaasun kokonaishinta suurasiakkaille oli keväällä 2010 noin 26 /MWh. Kuvassa 5 on esitetty eräiden polttoaineiden hintakehitys sähköntuotannossa vuodesta 1995 lähtien. Kuva 5. Polttoaineiden hintoja sähköntuotannossa (kivihiilen ja turpeen hinnat eivät ole keskenään vertailukelpoisia, lähde: Tilastokeskus). 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. Suomen aluehinnan päiväkeskihinta oli korkeimmillaan viime talvella 22.2.2010 505 /MWh, jolloin sähkön tuntihinta oli kalleimmillaan 1 400 /MWh useiden tuntien aikana. Kuvassa 6 on esitetty Nord Poolin kuukausittaiset sähkön keskihinnat sekä kuvassa 7 päivittäinen sähkön järjestelmähinta ja Suomen aluehinta sekä termiinihinnat vuodelle 2011. 2 Tilastokeskus 3 Nord Pool. Internet-sivut 4 Neste Oil. Internet-sivut
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 10 100 90 80 70 Järjestelmähinta Suomen aluehinta 8/2010: järjestelmähinta 42,9 EUR/MWh, Suomen aluehinta 43,2 EUR/MWh EUR/MWh 60 50 40 30 20 10 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Kuva 6. Nord Poolin Elspot järjestelmähinnan ja Suomen Elspot-aluehinnan kuukausikeskihinnat (lähde: Nord Pool). 600 22.9.2010 Järjestelmähinta 500 Suomen aluehinta Termiinit 400 EUR/MWh 300 200 100 0 1.1.2009 1.7.2009 1.1.2010 1.7.2010 1.1.2011 1.7.2011 Kuva 7. Nord Poolin päivittäiset järjestelmä- ja Suomen aluehinnat sekä termiinit (Quarter) vuoden 2011 lopulle (lähde: Nord Pool). Vuonna 2010 Kioto-kauden EUA-spot hinta on vaihdellut välillä 12-16 /tco2. Kuvassa 8 on esitetty päästöoikeuksien (tco2) (BNS EUA 08-12) ja CER-tuotteen (BNS CER) spot-hintojen kehitys vuosina 2008-2010 BlueNext:n pörssikaupassa. Vuosia 2011-2012 koskevien johdannaistuotteiden (EUA) hinnat olivat syyskuun alussa noin 16 /tco2.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 11 EUR/tCO2 35 30 BNS EUA 08-12 BNS CER 25 20 15 10 5 0 26.2.2008 26.8.2008 26.2.2009 26.8.2009 26.2.2010 26.8.2010 Kuva 8. BlueNext CO2-päästöoikeuksien (BNS EUA 08-12) ja CER:n (BNS CER) spothintojen kehitys (lähde: BlueNext).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 12 4 SÄHKÖN TARJONTA JA KYSYNTÄ 4.1 Sähköntuotantokapasiteetti vuonna 2009 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 2009 lopussa oli 16 500 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 16 000 MW (mukaan lukien järjestelmäreservit). Käyttövalmiudesta poistetuksi kapasiteetiksi ilmoitettiin noin 700 MW. Fingrid Oyj ilmoitti järjestelmäreservien olevan 1 180 MW vuoden 2009 lopussa. Energiamarkkinavirastolle oli ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista talveksi 1.12.2009-28.2.2010. Huoltoseisokin kestoksi oli arvioitu noin kolme viikon pituista jaksoa, jotka vähentäisivät käytettävissä olevaa sähköntuotantokapasiteettia enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2009 lopussa oli noin 14 050 MW. Tämä sisältää oletuksen siitä, että voimalaitosten käytettävyys olisi 100 % niiden voimalaitosten tai niiden osien osalta, joista ei muuten ole ilmoitettu tietoja käyttövalmiutta rajoittavista toimista. Määrä ei sisällä tuulivoimakapasiteettia, järjestelmäreservejä. Taulukossa 2 on esitetty yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista. Taulukko 2. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (vuoden lopussa 2009). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 500 Maksimi sähköteho (netto) 16 000 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 700 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 050 Viime vuosien tuotantohuippujen ja oletetun voimalaitoksien epäkäytettävyyden perusteella Energiamarkkinavirasto arvioi talvikauden 2009-2010 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan sähköntuotantokapasiteetin olleen 13 100 MW.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 13 Energiamarkkinaviraston tietojen mukaan vuonna 2009 otettiin käyttöön kaksi uutta teollisuuden CHP-voimalaitosta, kolme uutta kaukolämmityksen CHP-voimalaitosta sekä muutamia tehonkorotuksia vesivoimalaitoksilla ja teollisuuden CHPvoimalaitoksilla. Samana vuonna myös poistettiin käytöstä teollisuuden CHPvoimalaitos metsäteollisuuden piirissä. Vanhoja lauhdutusvoimalaitoksia poistettiin alle 14 vuorokauden käynnistysvalmiudesta. Vuonna 2009 asennettu tuotantokapasiteetti väheni edellisvuodesta runsaalla 300 MW:lla. Sähköntuotannon tehon ja tuotetun sähkön jakauma polttoaineittain Suomessa vuonna 2009 on esitetty kuvassa 9. Seuraavien kolmen vuoden (2011-2013) aikana merkittävin muutos tuotantokapasiteetin polttoainejakaumassa tulee olemaan ydinvoimaosuuden kasvaminen Olkiluoto 3:n tullessa käyttöön vuonna 2013. Kausittaisia muutoksia, etenkin sähköntuotanto-osuuksien (TWh) suhteen, saattaa esiintyä johtuen mm. pohjoismaisesta vesitilanteesta, fossiilisten polttoaineiden hintakehityksestä, päästöoikeuksien markkinahinnoista ja mahdollisista energiapoliittisista ratkaisuista (uusiutuvan energian syöttötariffit). Tuotantokapasiteetti 2009, MW Sähköntuotanto 2009, TWh Turve 10,7 % Biopolttoaineet 11,5 % Muut 1,4 % Vesivoima 18,6 % Tuulivoima 0,6 % Turve 6,4 % Biopolttoaineet 11,8 % Muut 0,9 % Vesivoima 18,3 % Tuulivoima 0,4 % Maakaasu 15,2 % Öljy 7,8 % Hiili 18,2 % Ydinvoima 16,0 % Maakaasu 13,4 % Öljy 0,7 % Hiili 15,4 % Ydinvoima 32,8 % Kuva 9. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho) polttoaineittain (MW) ja sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2009 (TWh) (lähde: EMV ja Tilastokeskus). Kuvassa 10 on esitetty kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2009 lopussa. Määrissä ei ole huomioitu järjestelmäreserviä.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 14 MW 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Ydinvoima Vesivoima Tuulivoima Lauhdutusvoima Yhteistuotanto KL Yhteistuotanto teoll. Kuva 10. Kulutushuipun aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain vuoden 2009 lopussa (13 100 MW). 4.2 Toteutunut sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2009-2010 Talvikaudella 2009-2010 sähkönkulutus saavutti tuntikeskitehona huippuarvon 28.1.2010 klo 8-9, jolloin Fingrid Oyj:n määrittämä kulutus Suomessa oli 14 459 MW. Energiateollisuus ry:n laskelmien mukaan kulutushuippu oli Fingrid Oyj:n määrittämää arvoa hieman suurempi (14 588 MW). Kuvassa 11 on esitetty sähkönkulutus, sähköntuotanto ja hintatietoja jaksolla 25-31.1.2010. Kulutushuipun aikana Suomessa tuotettiin sähköä Fingrid Oyj:n tietojen mukaan 11 396 MW (ET: 11 498 MW) ja sähköä tuotiin naapurimaista noin 2 900 MW:n keskituntiteholla. Viikolla 4/2010 sähkön markkinahinnan keskihinta oli noin 66 /MWh. Kulutushuipun aikaisella tarkastelujaksolla (viikko 4/2010) kalleimmillaan Suomen aluehinta oli noin 280 /MWh aamupäivällä perjantaina 29.1.2010. Kyseisen viikon torstaina, jolloin sähkönkulutus Suomessa oli korkeimmillaan, kallein tunti maksoi 95 /MWh. Toteutunut kulutushuipun tehontarve oli kylmästä talvesta johtuen lähes sama kuin ennustettu talvikauden kulutushuippu (14 500 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 2010.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 15 MW 15000 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 25.1 26.1 27.1 28.1 29.1 30.1 31.1 Sähkönkulutus (MW) Sähköntuotanto (MW) Elspot Suomen aluehinta ( /MWh) /MWh 480 430 380 330 280 230 180 130 80 30 Kuva 11. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Elspot Suomen aluehinta viikolla 4/2010 (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool). Talvella 2009-2010 yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan (8.1.2010 klo 10-11) noin 12 500 MW. Tuotantohuipun aikana tehoreservijärjestelmään kuuluneet voimalaitokset, joiden yhteisteho on noin 600 MW, eivät olleet tuotannossa. Kulutushuipun aikana 28.1.2010 kotimaista tuotantokapasiteettia olisi laskennallisesti ollut tarvittaessa otettavissa tuotantoon noin 1 900 MW (ilman järjestelmäreservejä). Viimetalvena, Adato Energia Oy:n pikatilaston mukaan, kotimainen sähköntuotanto oli 28.1.2010 tuotantomuotojen yhteenlaskettujen tuotantohuippujen (ei yhdenaikainen) osalta noin 11 800 MW 5. Svenska Kraftnätin verkon siirtorajoituksien aikana 25-29.1.2010 ja 31.1.2010 tuontikapasiteetti oli vähentynyt Ruotsista Suomeen lähes päivittäin klo 8-21 välisenä aikana noin 500 MW. Sähkön siirtokapasiteetti Venäjältä Suomeen oli talvijaksolla 2009 2010 alhaisimmillaan noin 1 260 MW (400 ja 110 kv:n yhteyksillä) 15-22.2.2010 välisenä aikana. Siirtokapasiteetti Virosta Suomeen oli poissa käytöstä muutaman tunnin aikana talvijaksolla 2009-2010. Kuvassa 12 on esitetty rajakapasiteetit ja toteutuneet siirtomäärät viikolla 4/2010. Kulutushuipun aikana kotimainen tuotantokapasiteetti ja sähkön tuontikapasiteetti riittivät kattamaan sähkönkulutuksen Suomessa eikä kulutusta ollut tarvetta rajoittaa. 5 Energiateollisuus ry:n Internet-sivut, pikatilasto tammikuu 2010
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 16 Ruotsi Venäjä Viro Norja Kuva 12. Sähkön siirtokapasiteetti ja siirto Pohjoismaista, Venäjältä ja Virosta Suomeen 25-31.1.2010 (Lähde: Fingrid Oyj). 4.3 Sähkön kysyntä Toimitusvarmuuskertomuksen päähuomio on sähkötehon riittävyyden tarkastelussa Suomessa. Tätä raporttia varten Energiamarkkinavirasto sai vuosittaiset kulutusarviot 2010-2015 edellisvuosien mukaisesti työ- ja elinkeinoministeriöltä. Kulutusarviot perustuvat viimeisimpiin vuonna 2010 laadittuihin arvioihin 6. 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. Viimeisen 12 kuukauden aikana elokuun loppuun mennessä sähköä kulutettiin 85,8 TWh (vastaavalla jaksolla edellisvuonna 81,3 TWh). 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 2005-2009. 6 Työ- ja elinkeinoministeriö 2010
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 17 MW 16 000 14 000 12 000 10 000 2005 2006 2007 2008 2009 8 000 6 000 4 000 2 000 0 1 h / vuosi 8760 Kuva 13. Sähkönkulutuksen pysyvyyskäyrät vuosina 2005-2009 (Lähde: Fingrid Oyj). Sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskitehon arvioidaan talvella 2010-2011 olevan noin 15 000 MW. Taulukossa 3 on esitetty arvioidut kulutushuipun tuntikeskitehot talvikauteen 2015-2016 saakka. Talvikaudella 2025-2026 kulutushuipun on arvioitu olevan noin 17 100 MW. 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 7. Taulukko 3. Laskennallinen sähkönkulutuksen huipputeho talvikausina 2010-2016 (Lähde: TEM). Talvikausi 2010-2011 - 2012-2013 - 2014 2015-2011 2012 2013 2012 2015 2016 Laskennallinen kulutushuippu, MW 15 000 15 100 15 200 15 300 15 400 15 500 4.4 Sähkön tarjonta ja kysyntä talvella 2010-2011 Vuonna 2010 Energiamarkkinavirasto on ylläpitänyt ja päivittänyt voimalaitosrekisterin tietoja voimalaitosten haltijoiden ilmoitusten perusteella. 7 Sähkön kulutushuiput tammikuussa 2006, Energiateollisuus ry, Helsinki, kesäkuu 2006
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 18 Vuonna 2010 Suomessa on tehty tai valmistuu vuoden lopulla kolmella vesivoimalaitoksella tehonkorotuksia. Vuoden 2010 alussa otettiin käyttöön yksi uusi teollisuuden CHP-voimalaitos. Samalla poistettiin käytöstä yksi vanha voimalaitos. Loppuvuoteen mennessä on suunniteltu otettavan käyttöön kolme uutta kaukolämmityksen CHPvoimalaitosta. Ydinvoiman tuotantokapasiteetti kasvoi 30 MW:lla parantuneen hyötysuhteen johdosta. Taulukossa 4 on esitetty vuonna 2010 valmistuneet tai valmistuneeksi ilmoitetut voimalaitostehot (kulutushuipun aikana käytettävä tuntikeskiteho). Taulukossa 4 esitettyjen tehomäärien lisäksi vuonna 2010 on ilmoitettu valmistuvan 50 MW tuulivoimakapasiteettia. 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. Taulukko 4. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuonna 2010 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakennettu/rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) Vesivoima Yhteistuotanto Kaukolämpö Teollisuus Ydinvoima 2010 24 161 104 30 Taulukko 5. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne vuoden 2010 lopussa). Sähköntuotantokapasiteetti MW Asennettu tuotantokapasiteetti (brutto) 16 920 Maksimi sähköteho (netto) 16 430 Järjestelmäreservit yhteensä 1 180 Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti 690 Tuntiteho huippukuormituskaudella (netto) 14 340 Energiamarkkinavirastolle tehtyjen kapasiteetti-ilmoitusten perusteella vuoden 2010 lopussa käyttövalmiudessa oleva sähköntuotantokapasiteetin kokonaismäärä (tuntiteho kulutushuippuna 100 %:n käytettävyydellä) kasvaa noin 290 MW edellisvuoden määrästä (taulukko 2). Energiamarkkinavirastolle on ilmoitettu yhden yli 100 MVA:n pelkästään sähköä tuottavan voimalaitoksen suunnitellusta huoltoseisokista ensi talveksi 1.12-28.2.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 19 Huoltoseisokin kestoksi on arvioitu enimmillään kolme noin viikon pituista jaksoa, joiden aikana käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti vähenee enimmillään noin 150 MW. Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuotantokapasiteetin (netto) tuntiteho vuoden 2010 lopussa on noin 14 340 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 2010 lopulla on käyttövalmiudesta poistettua tuotantokapasiteettia (yli 14 vuorokauden käynnistysvalmiudessa) yhteensä 690 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 8. Edellä mainitun raportin tuotantotapakohtaisten vikakertoimien ja Energiamarkkinavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen perusteella voidaan arvioida, että kotimaisesta tuotantokapasiteetista keskimäärin noin 400 MW olisi jonkin vian vuoksi poissa käyttövalmiudesta kulutushuipun aikana. Tällöin talvikaudella 2010-2011 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetti olisi noin 13 900 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 2006-2007 samanaikainen kotimainen sähköntuotanto oli Fingrid Oyj:n mittausten perusteella suurimmillaan noin 12 600 MW. Tehoreservien käytettä- 8 Voimalaitosten käytettävyysselvitys, 4.6.2008, Pöyry Energy Oy
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 20 vyyttä koskevan määräaikaisen lain piirissä on vuosina 2007-2009 ollut noin 600 MW tuotantokapasiteettia. Turpeen syöttötariffijärjestelmää koskeva laki tuli voimaan keväällä 2007. Järjestelmän parantaa turpeen lauhdesähkötuotannon kilpailukykyä vuoden 2010 loppuun saakka, jolloin määräaikaisen lain voimassaolo päättyy. Turpeen syöttötariffijärjestelmän jatkosta vuodesta 2011 lähtien ei ole vielä annettu uutta lainsäädäntöä. Talvikaudella 2010-2011 kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin arvioidaan olevan 13 300 MW. Arvio perustuu aikaisempiin tietoihin tuotannosta kulutushuippuina. Fingrid Oyj ei ole ilmoittanut talvikautena 2010-2011 tehtävistä huoltotöistä, jotka rajoittaisivat sähkön siirtokapasiteettia muista Pohjoismaista ja Venäjältä Suomeen. Viron ja Suomen välisen Estlink-yhteyden siirtokapasiteetin odotetaan olevan täysimääräisesti käytettävissä ensi talvena. Talvikaudella 2010-2011 sähkön siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen on noin 3 850 MW olettaen, ettei siirtoyhteyksissä esiinny odottamattomia vikoja tai ettei muilla rajoituksilla vähennetä kapasiteettia. Talvella 2010-2011 sähkönkulutuksen kulutushuipun tuntikeskiteho Suomessa arvioidaan olevan noin 15 000 MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen tuontikapasiteetin maksimiteholla (3 850 MW), kotimaisen tuotannon tulisi olla vähintään noin 11 150 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 1 700 MW. Määrä on noin 44 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista (3 850 MW). 4.5 Sähkön tarjonta ja kysyntä vuoden 2011 jälkeen Energiamarkkinavirastolle tehtyjen ilmoitusten ja Nord Poolin tietojen perusteella yhteenlaskettu huippukuormituskauden tuntiteho (netto) on noin 14 340 MW vuoden 2010 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 2010 mennessä ilmoitettu Energiamarkkinavirastolle. Tuotantokapasiteetti kasvaa merkittävästi vuonna 2013, jolloin Suomen viides ydinvoimalaitosyksikkö (Olkiluoto 3) on arvioitu otettavan kaupalliseen käyttöön.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 21 Taulukko 6. Uusi sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina 2011-2014 (päätetyt hankkeet, tuntikeskiteho). Rakenteilla oleva uusi voimalaitoskapasiteetti (MW) 9 Yhteistuotanto Vesivoima Kaukolämpö Teollisuus Ydinvoima 2011 24 - - 30 2012 13 70 - - 2013 35 14-1 600 2014 14 64 - - 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. Ennakkotietojen perusteella sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan olevan huippukuormituskaudella vuoden 2015 lopussa noin 15 300 MW. Määräaikainen tehoreservilaki on voimassa helmikuuhun 2011 saakka. Laskelmissa on odotettu, että tehoreservilain voimassaoloa jatkettaisiin tai jollain muulla järjestelmällä taattaisiin tällä hetkellä tehoreservijärjestelmän piirissä olevan kapasiteettimäärän (noin 600 MW) säilyminen talvikauteen 2019-2020 saakka. Teollisuuspäästöjen direktiivin johdosta tiukkenevat päästörajat todennäköisesti tulevat poistamaan markkinoilta vanhoja käyttöikänsä 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. 9 Arvioitu käyttöönottovuosi
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 22 Näiden muutosten perusteella siirtokapasiteetti naapurimaista Suomeen olisi talvikaudella 2015-2016 yhteensä noin 5 000 MW. Sähkön kysynnän arvioidaan kasvavan vuosina 2010-2015. Sähkönkulutuksen huipputehojen arvioidaan olevan talvella 2010-2011 15 000 MW ja talvella 2015-2016 15 500 MW (katso luku 4.3, taulukko 3). Edellä esitetyn perusteella Suomessa vuosina 2010-2015 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 2010-2013, jolloin kulutushuippuna kulutuksen arvioidaan olevan noin 1 700 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 23 Kuva 14. Sähköntuotantokapasiteetti huippukuormituskaudella, maksimi sähkön tuontikapasiteetti ja sähkönkulutuksen huipputeho esitetyn sähkönkulutusennusteen ja tulevien voimalaitosinvestointien perusteella (ei sisällä järjestelmäreservejä eikä välittömästä tuotantovalmiudesta poistettuja koneistoja).
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 24 5 SÄHKÖVERKKOJEN TOIMITUSVARMUUS 5.1 Yleistä keskeytyksistä ja niiden tilastoinnista Toimitusvarmuuden yhtenä osatekijänä ovat sähköverkot, joiden kautta voimalaitoksissa tuotettu sähkö siirretään kulutukseen. Sähköverkkojen toimitusvarmuudella tarkoitetaan sitä, kuinka häiriöttömästi sähköverkot toimivat, eli kuinka häiriöttömästi sähkön siirto verkkojen kautta on mahdollista toteuttaa. Energiamarkkinavirasto on kerännyt ja tilastoinut sähköverkkojen toimitusvarmuutta kuvaavia tunnuslukuja vuodesta 1996 lähtien. Tunnuslukujen kerääminen on vuoteen 2004 asti perustunut kauppa- ja teollisuusministeriön sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta ja ilmoittamisesta sähkömarkkinaviranomaiselle antamaan päätökseen (KTMp 1637/1995) ja vuodesta 2005 lähtien Energiamarkkinaviraston antamaan määräykseen sähköverkkotoiminnan tunnuslukujen julkaisemisesta (1345/01/2005). Energiamarkkinaviraston määräyksen myötä verkkojen toimitusvarmuutta kuvaavien tunnuslukujen tilastointi ja kerääminen tapahtuu aikaisempaa kattavammin ja uusien tunnuslukujen joukossa on pitkien keskeytysten lisäksi myös lyhyitä keskeytyksiä (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 25 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 26 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 27 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. 5.3 Siirtoverkon toimitusvarmuus Toimitusvarmuus ei keskeytysten määrien ja kestojen perusteella yleensä ole ongelma siirtoverkossa, jota yleensä käytetään silmukoituna. Kuvissa 15 ja 16 on esitetty kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n häiriökeskeytykset liityntäpistettä kohden erikseen minuuttia/liityntäpiste ja kappaletta/liityntäpiste vuosina 1997-2009. 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. Kuvassa 15 esitetyt häiriökeskeytysaikaa kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty muodossa keskimääräinen häiriökeskeytysaika/ verkoston liittymispiste. Vuosina 2005-2009 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on ollut Fingrid Oyj:n omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 28 7,00 6,00 5,00 min / liityntäpiste 4,00 3,00 2,00 1,00-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 15. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysaika (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, minuuttia/liityntäpiste. Vuonna 2009 Fingrid Oyj:n 400 kv verkossa ei ollut sellaisia häiriökeskeytyksiä, jotka olisivat aiheuttaneet siirron keskeytyksiä asiakkaille. 110 kv verkossa keskimääräiset häiriökeskeytysajat ovat vuosina 2005-2008 vaihdelleet 1,3-2,5 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 2008 lopussa Fingrid Oyj:llä oli 110 kv liityntäpisteitä 564 kpl, 220 kv liityntäpisteitä 12 kpl ja 400 kv liityntäpisteitä 17 kpl. Vuoden 2009 aikana 110 kv liityntäpisteiden määrä on kasvanut 6 kpl ja 400 kv liityntäpisteiden määrä yhdellä. Häiriökeskeytysaika määritellään siten, että tarkasteltavien jännitetasojen kaikkien häiriökeskeytysten piirissä olleiden liityntäpisteiden yhteenlaskettu häiriökeskeytysaika jaetaan ko. jännitetason kulutuksen- ja tuotannon yhteenlasketulla liityntäpisteiden lukumäärällä. Pysyvään vikaan liittyvät jälleenkytkennät ja kokeilukytkennät sekä palautuskytkennät lasketaan yhdeksi keskeytykseksi, jonka keskeytysaika on ko. tapahtumien aikaisten keskeytysaikojen summa. Kuvassa 16 esitetyt häiriökeskeytysten määrää kuvaavat luvut on vuoteen 2004 asti kerätty häiriökeskeytysten keskimääräisenä lukumääränä verkon liittymispistettä kohden ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset. Vuosina 2005-2009 tiedot on kerätty niistä häiriöistä, joiden alkusyy on omassa verkossa, ottaen huomioon yli 30 sekunnin pituiset keskeytykset.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO 29 0,40 0,35 0,30 kpl / liityntäpiste 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kaikki jännitetasot 110 kv 220 kv 400 kv Vuosi Kuva 16. Fingrid Oyj:n häiriökeskeytysmäärä (häiriökeskeytyksen alkusyy omassa verkossa) liityntäpistettä kohden, kpl/liityntäpiste. Kuvissa 15 ja 16 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. 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. Fingrid Oyj:n 110 kv verkon liityntäpisteissä oli vuoden 2009 aikana suunniteltu keskeytys keskimäärin joka kolmannella 110 kv liityntäpisteellä ja vastaavasti 400 kv verkon liityntäpisteiden osalta suunniteltu keskeytys keskimäärin joka kymmenennellä 400 kv liityntäpisteellä. Suunniteltujen keskeytysten keskimääräinen keskeytysaika liityntäpistettä kohden 110 kv jännitetasolla oli vuoden 2009 aikana hieman yli 12 tuntia ja 400 kv jännitetasolla hieman yli 2 tuntia. Näistä suunnitelluista keskeytyksistä ei ole ollut Fingrid Oyj:n asiakkaille haittaa, sillä niiden aikana siirto on saatu hoidettua muiden yhteyksien kautta.