Neuvottelukunnan kokous 29.6.2017 Reima Päivinen Käyttötoiminnan haasteet
Käyttötilanne
Käyttötilanne 2017 Alkuvuonna ei merkittäviä häiriöitä Rajasiirtoyhteyksien vikojen määrä vähäinen Varavoimalaitoksilla ei ole ajettu lähes vuoteen Haastavia siirtokeskeytyksiä huhtikuussa Espoon sähköaseman muutostyöt edellyttivät vastakauppaa käyttövarmuuden turvaamiseksi Korian aseman muutostyöt johtivat N-0 käyttötilanteeseen viikonloppuna muutaman tunnin ajan Julkinen
Varma sähkö Kantaverkon häiriöistä aiheutuneet keskeytykset min / vuosi / liityntäpiste 10 8 6,6 8,1 6 4 2 1,1 2,5 2,1 1,4 1.1. 31.5.2017 0,5 min/liityntäpiste 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Loisteholaskutuksella ohjataan investointeja Fingrid investoi kantaverkon kompensointikapasiteettiin siten, että kapasiteettia on riittävästi 400 kv kantaverkon tuottaman loistehon kompensointiin Asiakkaiden kasvavan loistehonanto varaa kantaverkon kompensointikapasiteettia Loistehon kasvua selittävät mm. kaapelointi ja kulutuksen tehokertoimen muutokset Asiakkaiden loistehoikkunoilla ja tariffilla ohjataan kompensoimaan loisteho paikallisesti jakeluja alueverkoissa Tällä hetkellä arvio vuoden 2017 tuottokertymästä on noin 9 MEUR. Aikajänne on lyhyt kertomaan tariffin ohjaavasta vaikutuksesta. Loistehon siirto kasvattaa häviöitä ja varaa myös verkon rajattua siirtokapasiteettia. Tämän vuoksi asiakasverkkojen loisteho tulisi kantaverkon sijaan kompensoida paikallisesti
Viime vuosina 110 kv loistehon anto 400 kv verkkoon on kasvanut merkittävästi Loistehon anto, Mvar Vuonna 2011 kesäöisin antoa 200 Mvar koko verkossa Vuonna 2016 antoa lähes 1000 Mvar eli kasvua 800 Mvar Lähde: Mika Laatikainen, diplomityö, 2017
Tehoreservisopimukset allekirjoitettu 26.6.2017 Tehoreserviä käytetään turvaamaan sähkön toimitusvarmuutta. Voimalaitokset käynnistyvät vuorokausimarkkinoilla markkinaehtoisten tarjousten jälkeen. Käynnistyneet voimalaitokset ja kulutusjoustokohteet käytetään säätömarkkinoilla vapaaehtoisten tarjousten jälkeen. Tehoreservi tarjotaan spot-markkinoille 3000 /MWh hinnalla, samoin säätösähkömarkkinoilla Energiaviraston kilpailuttaman tehoreservin kokonaismäärä on 728 MW kaudelle 7/2017-6/2020. Voimalaitokset: Naantali 1 (kivihiili), 110 MW, Turun Seudun Energiantuotanto Oy Naistenlahti 1 (maakaasu), 129 MW, Tampereen Sähkölaitos Oy Meri-Pori (kivihiili), 308 MW, Fortum Power and Heat Oy (osuus) Haapavesi (öljy), 160 MW, Kanteleen Voima Oy Sähkönkulutuksen joustokohteet (vain talvikausille 1.12. 28.2.): Suomenojan lämpöpumppu, 10 MW, Fortum Power and Heat Oy Katri Valan lämpöpumppu, 12 MW, Helen Oy Haapaveden voimalaitos (lähde: Suomen Voima Oy)
Olkiluoto 3:n liittäminen kantaverkkoon
Olkiluodon voimalaitosyksiköiden verkkoliitynnät Kristinestad Seinäjoki MP UL-B UL-A Kangasala G OL1 G OL2 Kangasala G OL3 RA HT Hikiä FO LI Tammisto Salo/Espoo
OL3 osana sähköjärjestelmää Nykyisten käytettävissä olevien ennusteiden mukaan Suomen voimajärjestelmä kestää suurimman osan ajasta enintään 1300 MW:n äkillisen tuotantomenetyksen mutta ei yhtään enempää. OL3:n 1650 MW:n äkillinen tuotannonmenetys on liian suuri riski Suomen ja Pohjoismaiden sähköjärjestelmälle Vaikutusten pienentämiseksi on tarpeen kytkeä irti vähintään 350 MW teollisuuskuormaa samanaikaisesti Olkiluoto 3 laitosyksikön irrotessa verkosta (järjestelmäsuoja). Lisäksi on tarpeen rajoittaa tuontikapasiteettia Ruotsista (pohjoisesta) enintään 300 MW.
Järjestelmäsuojan periaatteet Fingrid ja TVO ovat sopineet hinnoittelumallista, joka muodostuu kahdesta tarjoajakohtaisesta osasta: kustannusperusteinen kiinteä osa; ja sähkön markkinahinnasta riippuva osa. Fingrid vastaa kiinteästä osasta syntyvistä kustannuksista 250 MW tehoon saakka. TVO vastaa 250 MW ylittävästä kiinteästä osasta ja kaikista markkinaperusteisista korvauksista. Fingrid hoitaa kuormien kilpailutuksen kokonaisuudessaan ja TVO taas puolestaan päättää valittavan kuorman määrän. Fingrid vastaa järjestelmäsuojan toteuttamisesta ja operoinnista. TVO vastaa järjestelmäsuojan aktivointisignaalin muodostamisesta Olkiluoto 3 laitoksella.
Järjestelmäsuojan vaatimukset Kuormalle asetettavat vaatimukset Minimikoko 10 MW Pysyvyys 5000 h vuodessa Irtikytkentänopeus kohteessa alle 100 ms Kuorman on oltava irtikytkettävissä vähintään 3 tuntia Tarjoukset toimitettava viimeistään 4.8.2017 Sopimuskausi vuoden 2020 marraskuun loppuun
Alassäätöhintojen ennätys 7.5.2017
Käyttötilanne ja toimenpiteet 7.5.2017 Suomi oli vahvasti ylijäämäinen vuorokauden vaihtuessa Sähkön tuotantoa oli kulutukseen nähden liikaa, hetkellisesti yli 500 MW Sähkön kulutus oli kulutusennustetta pienempää lämpimämmästä yölämpötilasta johtuen Svk:n verkkokoe vaikutti Suomen ja Ruotsin väliseen siirtokykyyn Suomen ylijäämää ei voitu siirtää Ruotsiin ja säätötoimenpiteet tehtiin kokonaisuudessaan Suomessa muiden maiden tarjouksia ei ollut käytettävissä alassäätöön Tilanne hoidettiin markkinaehtoisesti säätösähkömarkkinoiden avulla Säätötarjouksia pyydettiin toimijoilta lisää Säätöhinnat alimmillaan -1000 /MWh
Alassäätömäärät ja hinnat 7.5.2017 klo 00-08 0 Alassäädöt 7.5.2017 klo 00-08 200-100 0-200 -200 MWh/h -300-400 -400-600 /MWh -500-800 -600-1000 -700 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 Alassäätötarjoukset (MWh/h) Alassäätömäärä (MWh/h) Alassäätöhinta /MWh -1200
Järjestelmäreservit
Reservien hankintakustannukset 2011-2017 [M ] 60 50 40 Taajuusohjattujen reservien markkinat avataan Taajuusohjattujen reservien hintojen nousu, Venäjän hankinta laski, uusia vuokravaravoimasopimuksia Taajuusohjattujen reservien kustannukset laskuun kotimaisen tarjonnan lisääntyessä ja hankinnan optimoinnilla Irtikytkettävien kuormien sopimusten tilalle säätökapasiteettimarkkinat 30 20 10 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017* Taajuusohjattu käyttöreservi Taajuusohjattu häiriöreservi Automaattinen taajuudenhallintareservi Vuokravaravoimalaitokset Irtikytkettävät kuormat Säätökapasiteettimarkkinat *ennuste Nopean häiriöreservin ulkomaan kauppa ei sis. omia varavoimalaitoksia
Taajuusohjatun käyttö- ja häiriöreservin uudet vaatimukset Pohjoismaiset reservien tekniset vaatimukset on määritelty 1970/80-luvuilla. Pohjoismaiden TSOt ovat määritelleet reservien uudet vaatimukset perustuen perusteellisiin järjestelmäsimulointeihin ja tehtyihin mittauksiin useissa kohteissa. Taajuuden laadun ylläpito tulevaisuudessa edellyttää paremmin toimivia reservejä. Tehtyjen simulointien mukaan uusien reservivaatimusten käyttöönotto parantaa huomattavasti taajuuden laatua ilman määrän lisäystä Uusien vaatimusten suunnittelun tavoitteena on lisäksi, että riittävästi säätävää kapasiteettia löytyy jatkossakin eri puolella Pohjolaa. Suomelle on erityisen tärkeää, että kansallista säätökykyistä kapasiteettia on tarjolla Uusien vaatimusten käyttöönotto edellyttää laitoksilla testejä ja säätäjien muutoksia. Aivan kaikki nykyiset laitokset eivät oletettavasti täytä uusia vaatimuksia, suomalaiset laitokset eivät ole mitenkään huonossa asemassa. Tuottajilla on ollut mahdollisuus osallistua kehitysprojektiin referenssiryhmässä. Parin seuraavan vuoden aikana pyritään siirtämään esim. noin 20 % kapasiteetista uusien vaatimusten mukaiseksi ja näin testataan ja varmistetaan vaatimusten toimivuus ennen lopullista päätöstä siirtymisestä uusiin vaatimuksiin.
Tulevaisuuden haasteet
Toimintaympäristön muutos haastaa käyttötoimintaa Sähköä riittänyt toistaiseksi aina kaikille 15-minuutin kaupankäyntijakso Mahdollisuudet Sähköntoimituskeskeyksiä vähän Asiakkaat tyytyväisiä laatuun Toimivat sähkömarkkinat Tiivistyvä kansainvälinen yhteistyö Digitalisaatio, robotisaatio ja big data luovat mahdollisuuksia Aktiivinen kuluttaja reaaliaikamarkkinoille Sääntely lisääntyy: alueelliset käyttökeskukset ja varavoimalaitosten omistus Hajautettu pientuotanto lisääntyy Inertian määrä vähenee Taajuuden laatu heikkenee Sähkön edullinen hinta ei kannusta tuotantoinvestointeihin Pohjoismainen yhteistyö tasehallinnassa Jakeluverkon kaapelointi asettaa haasteita jännitteensäätöön Sähkön ja lämmön yhteistuotannon kannattavuus Rajut myrskyt lisääntyvät Vesivoiman mahdollisuus ajaa säätöajoa ympäristösyistä Sääriippuvan tuotannon lisääntyminen haastaa voimajärjestelmän joustavuuden Valtakunnallinen suurhäiriö mahdollinen Sähkö loppuu pakkasilla Kyberuhat arkipäivää Uhat
Kansainvälinen käyttöyhteistyö
Pohjoismainen käytönsuunnitteluyksikkö Pohjoismainen käytönsuunnitteluyksikkö (RSC) tekee palvelua kantaverkkoyhtiöille, vastuu ja päätöksenteko säilyy edelleen TSO'illa Viisi sovittua palvelua: o verkkomallien yhdistäminen o siirtokapasiteettien laskenta o käyttövarmuusanalyysi o rajasiirtokeskeytysten koordinointi o alueellinen lyhyen ajan sähkön riittävyystarkastelu (viikkotaso) Toimistossa noin 15-20 henkilöä eri TSOista, joista kolme Fingridistä Go-live joulukuu 2017
Eurooppalaiset käytönsuunnitteluyksiköt (RSC)
Komissio ajaa ROC-mallia, alueellisia keskuksia RSC:n viisi sovittua palvelua: o verkkomallien yhdistäminen TSO päättää o siirtokapasiteettien laskenta TSO päättää o käyttövarmuusanalyysi TSO päättää o rajasiirtokeskeytysten koordinointi TSO päättää o alueellinen lyhyen ajan sähkön riittävyystarkastelu (viikkotaso) TSO päättää Komission ehdotus ROC:in tehtävistä o verkkomallien yhdistäminen TSO päättää o siirtokapasiteettien laskenta ROC päättää o käyttövarmuusanalyysi ROC päättää o rajasiirtokeskeytysten koordinointi TSO päättää o alueellinen lyhyen ajan sähkön riittävyystarkastelu (viikkotaso) TSO päättää Lisäksi: o häiriönselvityksen koordinointi TSO päättää o häiriöiden analysointi ja raportointi TSO päättää o alueellinen järjestelmäreservien mitoitus ROC päättää o alueellinen järjestelmäreservien hankinta TSO päättää o valvojien koulutus ja sertifiointi TSO päättää o alueellinen varautumissuunnitteluun ja riskien hallintaan liittyviä tehtäviä TSO päättää
Pohjoismainen tehotasapainon ylläpito 2020-luvulla - maailman edistyksellisemmästä markkinaehtoisesta tasehallinnan mallista luovutaan? Nykyisin käytössä malli, jossa pohjoismaista tehotasetta ajetaan yhdessä Svenska Kraftnät ja Statnett ehdottavat siirtymistä Keski-Euroopassa käytössä olevaan ja 15 vuotta sitten Pohjoismaissa käytössä olleeseen tasevirhemalliin (ACE) seuraavin ehdoin: kukin tarjousalue vastaisi tehotasapainostaan, luovutaan taajuuteen perustuvasta mallista Svk ja SN päättäisivät jatkossa tarvittavista reserveistä, niiden määristä sekä tasehallinnan markkinapaikkojen suunnittelusta ja ylläpidosta, Fingridillä ja Energinetillä mahdollisuus tulla kuulluksi valmistelussa tasehallinnan tietojärjestelmät toteutettaisiin Statnettin alunperin räätälöimään tietojärjestelmään, jonka kustannuksista Fingrid maksaisi ilmoitetun osuuden
Statnettin ja Svenska kraftnätin ehdotus mallista Nyt: Taajuuden mukaan Ehdotus: tarjousaluekohtainen tehotasapaino - säädetään ainoastaan taajuuden tarpeisiin, manuaalisesti ja automaattisesti - tasesähkö virtaa vapaasti maiden välillä - yhteiset markkinat säätösähkölle - pohjoismaisten resurssien kustannustehokas käyttö - kukin tarjousalue vastaa omasta tehotaseestaan - säädetään suunniteltujen siirtojen ylläpitämiseksi, ei taajuuden mukaan - ristikkäisiä säätöjä pyritään korjaamaan kaupoilla - kukin tarjousalue vastaa tasevirheen kustannuksista
Statnettin ja Svenska kraftnätin ehdotus yhteistyöstä Nyt: neljä tasavertaista TSO:ta Ehdotus: Svk ja SN keskeisessä roolissa - laaja yhteistyö, yhdessä päätetään - sidosryhmät mukana kehittämässä - pyritään pohjoismaisiin säätö- ja reservimarkkinoihin - tavoitteena pohjoismainen hyöty - Svk ja SN päättävät tasehallinnasta, Fingridiä ja Energinetiä kuullaan valmistelussa - Fingrid luopuisi perustehtäväänsä kuuluvasta päätäntävallasta - Fingridillä ei valtuuksia päättää malliin menemisestä
Eurooppalaiset verkkosäännöt käytäntöön
Verkkosäännöt/suuntaviivat Markkinasäännöt Käyttösäännöt Liityntäsäännöt Kapasiteetin jakamïsen ja siirtorajoitusten hallinnan suuntaviiva 23 menetelmää 3 yhteistyössä NEMOjen kanssa Pitkän aikavälin siirtokapasiteetin jakamisen suuntaviiva 17 menetelmää Tasehallinnan suuntaviiva 31 menetelmää = sääntö ei voimassa Käyttötoiminnan suuntaviiva 30 menetelmää Häiriötilanteen ja palautuksen verkkosääntö 9 menetelmää = sääntö voimassa Voimalaitosten liittämisen verkkosääntö Kulutuksen liittämisen verkkosääntö Tasasähköyhteyksien liittämisen verkkosääntö Verkkosäännöt/suuntaviivat tyypillisesti 20-30 sivua ja niihin liittyy yleensä noin 100 sivun mittainen perustelumuistio Suuntaviivojen/verkkosääntöjen määrittämät menetelmät valmistellaan yhteistyössä muiden kantaverkkoyhtiöiden kanssa joko alueellisesti tai eurooppalaisesti Itse menetelmä tyypillisesti 10-20 sivua, lisäksi sitä laajempi taustamuistio Kantaverkkoyhtiöt järjestävät lausuntokierroksen sidosryhmille ja ottavat huomioon saadut ehdotukset Menetelmät toimitetaan kansallisille regulaattoreille hyväksyttäväksi Hyväksynnän jälkeen täytäntöönpano, joka tyypillisesti edellyttää tietojärjestelmä- ja menettelytapamuutoksia
Fingrid Oyj Läkkisepäntie 21 00620 Helsinki PL 530, 00101 Helsinki Puh. 030 395 5000 Fax. 030 395 5196