SUOMEN SÄHKÖTEHON RIITTÄVYYS JA KAPASITEETTIRAKENTEEN KEHITYS VUOTEEN 23 Raportti Pöyry Management Consulting Oy
Copyright Pöyry Management Consulting Oy Kaikki oikeudet pidätetään. Tätä asiakirjaa tai osaa siitä ei saa kopioida tai jäljentää missään muodossa ilman Pöyry Management Consulting Oy:n antamaa kirjallista lupaa. PÖYRY MANAGEMENT CONSULTING 52X26522 OY 2
YHTEENVETO 52X26522 3
PÄÄHAVAINNOT Suomen oman sähköntuotannon vajaus huippukulutukseen nähden on suurin vuoden 218 paikkeilla, mutta senkään jälkeen Suomen kapasiteetti ei kata huippukysyntää vaan Suomi on tuonnin varassa Oma kapasiteetti Tuontiyhteydet Markkinat Suomessa oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riitä vastaamaan normaalivuoden huippukysyntään tällä hetkellä eikä tulevaisuudessakaan. Olkiluoto 3:n valmistuminen lisää kapasiteettia mutta ei tee Suomesta teho-omavaraista oman huipputuotannon ja huippukulutuksen suhteen. Ennen OL3:n valmistumista ero normaalivuoden huippukysynnän ja oman käytettävissä olevan kapasiteetin välillä on arviolta 28. Erityisen kylmänä talvipäivänä ero voi olla jopa 4. Sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen riittävät hyvin kattamaan sähkön huippukysynnän ja oman tuotannon eron. Kapasiteetti on ennen OL3:n valmistumista yhteensä n. 51 jakaantuen tuontikapasiteettiin Ruotsista, Virosta ja Venäjältä. Huippukulutustilanteissa kapasiteettia on saatavilla naapurimaista. Sähkötehon riittämättömyyden Suomessa voisivat aiheuttaa useat samanaikaiset merkittävät häiriöt tai rajoitteet tuonnissa. Suomi on osa pohjoismaisia sähkömarkkinoita, mikä tekee mahdolliseksi edullisen sähköntuonnin naapurimaista. Tämä on vaikuttanut myös huipunaikaisen kapasiteetin kannattamattomuuteen Suomessa tehon ollessa usein saatavilla naapurimaista omaa kapasiteettia edullisemmin. Huippukapasiteetti ja -kysyntä Suomessa 18 16 14 12 1 8 6 4 2 6 5 4 3 2 1 214 218 224 23 Tuontiyhteydet Suomeen 218 224 23 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi Venäjä Viro Ruotsi 3 Ruotsi 1-2 52X26522 4
SUOMEN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS Suomen oma tuotantokapasiteetti ei koko tarkasteluajanjaksolla riitä kattamaan huippukulutusta Suomen huipunaikaisen sähköntuotantokapasiteetin on arvioitu laskevan nykytasosta vuoteen 218 ennen Olkiluoto 3:n käyttöönottoa. Siihen asti huippukulutuksen ja tuotannon ero on noin 28 normaalitalvena ja jopa 4 erittäin kylmänä talvena (keskim. kerran 1 vuodessa). Olkiluoto 3:n valmistuttua vaje kulutuksen ja tuotannon välillä laskee merkittävästi, mutta sähköntuotantotehon suhteen Suomi ei ole edelleenkään omavarainen. Ydinvoiman lisäksi Suomeen rakennettava uusi sähköntuotantokapasiteetti on lähinnä tuulivoimaa, jonka huipun aikainen laskennallinen käytettävyys on arviolta vain noin 6 % nimelliskapasiteetista. Suomen sähköntuotantokapasiteetista on arvioitu poistuvan erityisesti lauhdesähkökapasiteettia sähkön alhaisen markkinahinnan tehdessä kapasiteetin ylläpidosta kannattamatonta. -218 219-224 225-23 Suomen oman sähkötehon riittävyys on heikoin työn tarkastelujaksolla ennen Olkiluoto 3:n valmistumista. Vuoteen 218 mennessä Suomeen ei ehdi merkittävästi syntyä uutta sähköntuotantokapasiteettia tuulivoimaa lukuun ottamatta. OL3 käyttöönotto pienentää oman tuotannon tehovajetta CHP-kapasiteetti vähenee, kun uusinvestoinneilla korvataan mm. maakaasuun pohjautuvaa tuotantoa ja osassa kohteista lämmöntarve hoidetaan erillistuotannolla Mahdollisen uuden ydinvoimainvestoinnin myötä oma sähköntuotanto-kapasiteetti kasvaisi ja vaje huippukulutuksen ja oman tuotannon välillä pienenisi, mutta vaje kasvaa jälleen kohti vuotta 23 vanhojen ydinvoimayksiköiden poistuessa. 52X26522 5
SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN RIITTÄVYYS LÄHIALUEILLA Tällä hetkellä tuotantokapasiteetti ylittää sähkön huippukysynnän kaikilla Suomen lähialueilla, joista sähköä tuodaan Suomeen Sekä Skandinaviassa, Baltiassa että Luoteis-Venäjällä huipputuotannon ja kulutuksen välinen tase on positiivinen ja on hyvin todennäköistä että tilanne ei ratkaisevasti muutu tulevaisuudessa kysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten johdosta. Tällä hetkellä ero on arviolta 5 Venäjällä Suomen lähialueella, yli 13 Baltiassa ja 23 Skandinaviassa huippukulutushetkellä 7 6 5 4 3 2 1 Skandinavia 1 5 1 25 2 15 1 5 Luoteis-Venäjä Kasvava kysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäli investoinnit uuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla tai käytöstä poistuu esim. ydinvoimakapasiteettia. Baltia Huipputuotanto Huippukysyntä 52X26522 6
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS JA MAHDOLLISET HÄIRIÖTILANTEET Normaaliolosuhteissa Suomen oma tuotantokapasiteetti ja tuontikapasiteetti riittävät huipunaikaisen kulutuksen kattamiseen Kun tuontikapasiteetti huomioidaan, on tarkastelluissa skenaarioissa kapasiteettia riittävästi myös kylmän talven kulutushuipun kattamiseksi. Oheinen kuvaaja osoittaa, että vuonna 218 sähkön tuotanto- tai tuontitehoa saisi olla pois käytettävistä noin 12 ennen kuin kapasiteetti ei riittäisi kysynnän kattamiseen. Muina tarkasteluajankohtina tehovajetta on vähemmän. Merkittävä tehovajaus esiintyy todennäköisimmin usean tekijän summana, mikäli kylmänä ajankohtana esiintyy merkittävää vajausta esim. tuotannossa tai siirtokapasiteetissa. Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja tuonti, perusskenaario Keskeisimmät tehon riittämättömyyteen johtavat tekijät 6 4 2-2 -4-6 214 218 224 23 Oman tuotannon tehovaje Tuontikapasiteetti Sähkönhankintamarginaali Kysynnän kehitys ja huippukulutus Pitkä kylmä jakso, jolloin kysyntä pysyy korkealla Kysyntäjousto ei aktivoidu riittävästi Tuonnin rajoittaminen Kaapeliviat Esimerkiksi Venäjän tuonnin jääminen pois Merkittävät tuotannon ja/tai tuonnin vajaukset naapurimaissa, esimerkiksi ydinvoimaloiden sulkemiset Suuri tuotantoyksikkö pois verkosta OL3 pitkään pois verkosta Useamman suuren laitoksen samanaikainen vikaantuminen 52X26522 7
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS HÄIRIÖTILANTEISSA Tarvitaan merkittävä useamman tuotantoyksikön häiriötilanne ja/tai rajoitetut siirtoyhteydet, jotta sähkönhankinnan tehotase olisi negatiivinen Kun tuontikapasiteetti huomioidaan, on kapasiteettia riittävästi myös kylmän talven kulutushuipun kattamiseksi. Sähkönhankintamarginaali on noin 12 vuonna 218 mikäli kaikki siirtoyhteydet ovat täysin käytössä ja tuotannossa ei ole häiriöitä. Kylmänä ajanjaksona suurimman tuotantoyksikön ollessa poissa käytöstä, Suomen sähkönhankintamarginaali putoaa vuonna 218 alle 4 :iin. Tarkastellessa kylmän talvijakson tilannetta ja tuonnin ollessa rajoitettu 11 :lla, sähkönhankintamarginaali on vain noin 15 vuonna 218. 6 4 Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase suuren tuotantoyksikön ollessa pois käytöstä Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja tuonti, perusskenaario 6 4 2-2 -4 214 218 224 23 Oman tuotannon tehovaje Tuontikapasiteetti Sähkönhankintamarginaali -6 Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase suurimman tuontiyhteyden ollessa pois käytöstä 6 4 2-2 -4 214 218 224 23 Oman tuotannon tehovaje 2-2 -4 214 218 224 23 Oman tuotannon tehovaje Tuontikapasiteetti Sähkönhankintamarginaali Tuontikapasiteetti Sähkönhankintamarginaali -6-6 52X26522 8
SUOMEN OMAN TUOTANNON JA KULUTUKSEN MAHDOLLISUUDET VASTATA TEHOVAJEESEEN Mahdollisuudet lisätä tuotantoa tai vähentää kysyntää huippukulutuksen aikana Suomessa ovat melko rajalliset verrattuna tehovajeeseen Sähköntuotantoa voitaisiin isätä hieman arvioidusta huippukapasiteetista kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa Joidenkin CHP-laitosten on mahdollista lisätä sähköntuotantoa lähemmäksi nimellistehoa pienentämällä laitokselta lähtevän kaukolämpöveden lämpötilaa tai siirtymällä väliottolauhdutusyksiköissä lauhdutustuotantoon. Kysyntäjoustoa on mahdollista saada lisää markkinoille myös pienemmistä kohteista, kun sähkön hinnoittelu muuttuu enemmän tuntitasoiseksi ja tarjolla on palveluita ja tuotteita joilla kysyntää voidaan ohjata automaattisesti. Erityisesti sähkölämmitys on Suomessa potentiaalinen suuri kysyntäjoustokohde. Myös teollisuuden ja palveluiden sähkönkäytöstä voidaan löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita. Näiden vaikutukset jäävät kuitenkin pienemmiksi kuin oman sähköntuotannon tehovaje, joten tuontia ei voida niillä kokonaan korvata. Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja mahdollisuudet lisätä tuotantoa ja vähentää kysyntää* 2 1-1 -2-3 -4-5 218 224 23 *tuontia ei ole huomioitu Oman tuotannon tehovaje CHP-tuotannon lisäys Kysyntäjousto 52X26522 9
TOTEUTUNUT OMA TUOTANTO JA NETTOTUONTI HUIPPUKULUTUSPÄIVÄNÄ Suomen toteutunut huippukulutus ei vastaa kokonaistuotantotehoa huippukulutushetkelläkään, sillä sähkön tuonti on omaa huipputuotantoa edullisempaa Vuoden 214 kulutushuippu tapahtui 2.1 klo 9-1, jolloin kulutus oli 14 33 h/h. Saman tunnin aikana tuotanto Suomessa oli 11 482 h/h. Kyseisen päivän Suomen aluehinnan keskiarvo oli noin 46 EUR/h. Toteutunut tuotanto huippukulutuspäivänä on reilusti alhaisempi kuin kyseisen hetken huipunaikainen oma tuotantokapasiteetti. Syynä alhaiseen tuotantoon on kyseisen päivän alhainen sähkön markkinahinta, jolloin Suomessa ei ollut kannattavaa aktivoida enempää omaa tuotantoa. Lisäksi heikko taloudellinen tilanne vaikuttaa teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti. Vuoden 214 tuotantohuippu oli 23.1 klo 18-19, jolloin oma tuotanto oli 11 722 h/h. Suomen aluehinta kyseisenä päivänä oli 47 EUR/h, mikä on vain hieman korkeampi kuin huippukulutuspäivänä. Toteutunut tuotanto ja kulutus 2.1.214 16 14 12 1 8 6 4 2 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Suomen aluehinta 2.1.214 EUR/h 8 6 4 2 Nettotuonti Tuulivoima Lauhdevoima Yhteistuotanto Vesivoima Ydinvoima Suomen aluehinta 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 52X26522 1
SISÄLTÖ JOHDANTO JA TAUSTA SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT JA HINNAT SÄHKÖN KULUTUKSEN KEHITYS SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET KAPASITEETIN RIITTÄVYYSTARKASTELU 52X26522 11
TYÖN TAVOITE JA LÄHTÖKOHDAT Energiateollisuus ry, Fingrid Oyj, Metsäteollisuus ry, Suomen Elfi Oy ja työ- ja elinkeinoministeriö tilasivat Pöyry Management Consulting Oy:ltä arvion Suomen sähkötehon riittävyydestä ja sähköntuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestä lyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Tässä työssä tavoitteena oli arvioida konkreettisesti laitostason analyysiin perustuen Suomen sähkönhankintakapasiteetin kehitystä vuoteen 23 ja arvioida tuotantotehon riittävyyttä sähkön kulutukseen nähden. Arviot perustuvat Pöyryn näkemyksiin ja analyysiin. Pöyry on arvioinut kapasiteetin kehitystä huomioiden uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien kehitys ja niihin liittyvät riskit sekä sähkön kulutusta ja kysyntäjoustoa. Sähkön tuotannon ja kulutuksen suhdetta on työssä arvioitu lyhyellä (vuoteen 218), keskipitkällä (218-225) ja pitkällä aikavälillä (23 saakka) kolmessa eri skenaariossa (Perus, Korkea ja Matala). Työssä ei ole erikseen mallinnettu Suomen ja lähialueiden sähköntuotantoa, hintatasoja ja kysyntää. Skenaarioiden luomisessa on hyödynnetty Pöyryn aikaisemmin tekemiä mallinnuksia. Tämä raportti kuvaa työn keskeiset tulokset, tarkastelun lähtökohdat ja oletukset sekä tarkastelutavan. Työssä on esitelty ensin tarkasteltavat skenaariot ja niihin liittyvät energian hintatasot. Sen jälkeen on tarkasteltu sähkön kulutuksen kehitystä Suomessa eri skenaarioissa, sähkön tuotantokapasiteetin kehitystä eri tuotantomuodoittain ja oman tuotannon ja huippukysynnän välistä suhdetta. Seuraavaksi on tarkasteltu siirtoyhteyksiä ja kapasiteetin riittävyyttä Suomen lähialueilla. Lopuksi on näiden perusteella esitetty arvioita tuotanto- ja tuontikapasiteetin riittävyydestä sekä tarkasteltu tilanteita joissa sähkön riittävyyden suhteen voisi tulla ongelmia. 52X26522 12
TAUSTA Huippukysyntä ja tuotanto Suomessa eivät vastaa toisiaan, vaan Suomi on tuonnin varassa huippukulutuksen aikaan. Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaan huippukulutuksen tarpeeseen ja Suomi on jo pitkään ollut riippuvainen sähköntuonnista kulutushuippujen aikana. Sähkön markkinahinta on ollut pitkään melko alhainen ja oletuksena on että tilanne jatkuu samanlaisena lähivuosina. Lauhdesähköntuotannon kannattavuus on ollut heikkoa. Lauhdekapasiteettia onkin jo poistunut markkinoilta, eikä uusia investointeja olla toteuttamassa lähiaikoina. Lauhdekapasiteetin heikko kannattavuus on johtamassa siihen, että kapasiteettia poistuu edelleen markkinoilta jo ennen teknisen käyttöiän päättymistä. Maakaasun korvaaminen kiinteillä polttoaineilla (turve, puu, hiili) yhteistuotannossa vähentää sähköntuotantokapasiteettia johtuen alhaisemmasta rakennusasteesta (sähkö- ja lämpötehon suhde) kiinteillä polttoaineilla kaasuun verrattuna. Useita tällaisia korvausinvestointeja on toteutettu. Myös yhteistuotantoinvestointien kannattavuus on alhaisilla sähkönhinnoilla epävarmaa, ja onkin mahdollista, että uusintainvestointeja ei toteuteta yhteistuotantolaitoksina vanhojen laitosten tullessa käyttöikänsä päähän. Sähkön huippukysynnän ja tuotannon kehitys Suomessa tuntikeskitehoina 16 14 12 1 8 6 4 2 27 28 29 21 211 212 213 Huippukulutus * Tuntikeskiteho Lähde: Fingrid Toteutunut huipputuotanto 52X26522 13
SISÄLTÖ JOHDANTO JA TAUSTA SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT JA HINNAT SÄHKÖN KULUTUKSEN KEHITYS SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET KAPASITEETIN RIITTÄVYYSTARKASTELU 52X26522 14
SKENAARIOIDEN KUVAUS Tarkastelu perustuu kolmeen Pöyryn luomaan skenaarioon sähkömarkkinoiden kehittymisestä Pöyry mallintaa säännöllisesti sähkömarkkinoiden kehitystä kolmella erilaisella kehityspolulla; Perus-, Matala- ja Korkeaskenaariossa. Tämän työn kapasiteetin ja kysynnän kehityksen tarkastelussa on käytetty lähtökohtana Pöyryn luomia skenaarioita. Skenaariot eivät ole toistensa herkkyystarkasteluja vaan kukin skenaario on luotu johdonmukaisesti erilaisista talouden, politiikan ja energiankysynnän lähtökohdistaan Perusskenaario kuvaa Pöyryn mallinnusajankohdan aikaista näkemystä markkinoiden todennäköisimmästä kehittymisestä Matalassa ja korkeassa skenaariossa on luotu kohtuulliset rajaarvot markkinoiden kehityksen mahdollisista vaihtoehtoisista. Skenaariot eivät kuvaa absoluuttisia ylä- tai alarajoja markkinoiden kehityksestä. Skenaariot kuvaavat pitkänaikavälin tasapainoisia markkinoita eikä lyhyenaikavälin satunnaisia tai lyhyenaikavälin hintahäiriöitä ole huomioitu. Skenaarioiden tarkoituksena ei ole ollut luoda absoluuttisia energian hintatasoja vaan enneminkin kuvata mahdollisia kehityspolkuja. Tuotantokapasiteetin osalta erot kapasiteetissa eri skenaarioissa näkyvät lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetissa, muussa kapasiteetissa ei oleteta muutoksia. Erot selittyvät kannattavuuteen vaikuttavalla energian hintojen eroilla ja teollisuuden kehityksen eroilla (erit. teollisuuden CHP). Skenaarioiden keskeiset eroavaisuudet Muuttuja Korkeaskenaario Talouskasvu Sähkön kulutus Energian hinnat Taantumasta noustaan vähitellen Hyvin maltillinen kulutuksen kasvu Maltillinen hintojen nousu Kasvu hitaampaa globaalisti ja Euroopassa Kulutus nykytasolla, teollinen tuotanto ei kasva Polttoainehinnat ovat hyvin matalat, CO 2 - hinnat alhaiset, sähkön hinta on hyvin alhainen Perusskenaario Matalaskenaario Nopeampi talouskasvu, Eurooppa nousee taantumasta Uutta teollisuutta syntyy Suomeen, energiatehokkuus paranee Polttoaineiden, päästöoikeuksien ja sähkön hinnat ovat korkeat. 52X26522 15
ENERGIAHINTOJEN KEHITYS Energian hintaskenaariot perustuvat kysynnän ja tarjonnan tasapainon kehittymiseen erilaisissa kehityspoluissa Maailmantalouden pitkittynyt taantuma on vähentänyt teollisuuden energiantarvetta heijastuen suoraan polttoaineiden kysyntään. Pohjois-Amerikan liuskekaasun hyödyntämisen lisääntyminen on myös vapauttanut kysyntää alueella. Hiilen hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan perusskenaariossa Matalassa skenaariossa polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat ovat hyvin matalat johtuen kysynnän heikosta kehityksestä. Korkeassa skenaariossa talouskasvu on nopeaa globaalisti ja Eurooppa menestyy kansainvälisessä kilpailussa. Polttoaineiden hinnat nousevat voimakkaasti Vähentynyt energiantarve on heijastunut myös Euroopan päästöihin ja päästöoikeuksien käyttöön. Päästöoikeuksia onkin markkinoilla merkittävästi alkujaan suunniteltua enemmän, jolloin niiden hintataso on myös jo pidempään ollut alhaisella tasolla Päästöoikeuksien hinnan ei perusskenaariossa nähdä merkittävästi nousevan kuluvalla päästökauppakaudella, kehityksen kääntyessä kuitenkin nousujohteiseksi 22-luvulla. Päästöoikeuden hintakehitysnäkymä perustuu EU tason tavoitteisiin pitkänajan päästövähennyksistä, jolloin hintaohjauksen on nostettava hintatasoa huomattavasti nykyisestä vuoden 22 jälkeen. Matalassa skenaariossa hinnan nousu ei toteudu heikon talouskasvun vuoksi. CO 2 hinnat jäävät alhaisiksi Euroopan heikon talouskasvun ja alhaisen teollisuustuotannon vuoksi. Korkeassa skenaariossa kysyntä kasvaa voimakkaasti ja hinnat nousevat nopeasti 22 jälkeen. /h /CO2t 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Hiilen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa 214 214-218 214 214-218 219-224 219-224 225-23 225-23 Korkea Perus Matala *Ei sis. veroja Päästöoikeuden nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa, Korkea Perus Matala 52X26522 16
KOTIMAISTEN POLTTOAINEIDEN HINTOJEN KEHITTYMINEN Kotimaisten polttoaineiden hinnat vaihtelevat maailmanmarkkinahintoja maltillisemmin Turpeen hinnan kehittyminen on riippuvainen tuotantoalojen investointikustannusten, tuotannon kustannusten sekä keskimääräisten kuljetuskustannusten kehittymisestä Merkittävin hinnan nousupainetta lisäävä tekijä on turpeen tuotantoalojen nettomääräinen pieneneminen ja tätä kautta syvenevä niukkuus Niukkuus nostaa turpeen hintaa kysynnän ja tarjonnan epätasapainon johdosta sekä laitokselle toimitettuna pitenevien kuljetusetäisyyksien muodossa Metsähakkeen hintakehityksen oletetaan perustuvan vaihtoehtoiskustannuksiin eli niin kutsutun puustamaksukykyyn Puustamaksukyvyllä tarkoitetaan laitoksen kykyä maksaa puupolttoaineesta ennen kuin sen on kannattavaa siirtyä vaihtoehtoiseen polttoaineeseen (pääsääntöisesti turve). Tyypillisesti metsähaketta käyttävät laitokset käyttävät myös turvetta ja voivat vaihtaa polttoainesuhteita hintojen perusteella. Kotimaisten polttoaineiden hintojen ei oleteta vaihtelevan yhtä voimakkaasti kuin polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat, sillä kustannusperuste ei vaihtele yhtä voimakkaasti. Polttoaineiden käytön jatkuminen edellyttää erityisesti matalassa skenaariossa tukia. Tällä hetkellä käyttöä tuetaan syöttötariffin ja verotuksen muodossa. /h /h 18 16 14 12 1 8 6 4 2 3 25 2 15 1 Turpeen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa 5 214 214-218 214 214-218 219-224 219-224 225-23 225-23 Korkea Perus Matala *Ei sis. veroja Metsähakkeen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa Korkea Perus Matala 52X26522 17
SÄHKÖN HINTAKEHITYS ERI SKENAARIOISSA Sähkön hinnan kehitykseen liittyy merkittävää epävarmuutta Merkittävimmät sähkön hinnan ajurit ovat kysynnän kasvaminen, polttoaineiden ja päästöoikeuksien hintojen nousu sekä siirtoyhteyksien lisääntyminen Pohjoismaista ja Baltiasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan Sähkön hinnan nähdään nousevan Suomessa matalan skenaarion keskimmäistä aikajaksoa lukuun ottamatta kaikissa skenaarioissa tarkastellulla aikavälillä Matalassa skenaariossa sähkön hinta on hyvin alhainen alhaisten polttoaine- ja CO 2 -hintojen ja alhaisen kysynnän vaikutuksesta. Korkeaskenaariossa sähkön hinta nousee erityisesti polttoaine- ja CO 2 -hintojen ajamana. Skenaarioiden lähtökohtana on arvioitu otettavaksi käyttöön kapasiteettimarkkinamekanismeja joissakin Keski-Euroopan maissa niiden maiden lisäksi, jossa nämä ovat jo käytössä; Kapasiteettimekanismit ovat jo käytössä; Espanja, Portugali, Irlanti ja Kroatia Uusia kapasiteettimekanismin käyttöönottavia maita; Ranska (217), Iso-Britannia (218), oletettavasti lisäksi Italia (219) ja Saksa (222) Näistä viimeiseksi mainitulla on merkittävin hintojen nousua hillitsevä vaikutus myös Pohjoismaissa Sähkön nimelliskeskihinta Suomessa tarkasteltavilla aikaväleillä eri skenaarioissa, /h Keskimääräinen sähkönhinta /h 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214-218 219-224 225-23 Korkea Perus Matala 52X26522 18
SISÄLTÖ JOHDANTO JA TAUSTA SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT JA HINNAT SÄHKÖN KULUTUKSEN KEHITYS SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET KAPASITEETIN RIITTÄVYYSTARKASTELU 52X26522 19
SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS SUOMESSA 23 SAAKKA Sähkön kysynnän kehittyminen perustuu Pöyryn skenaariomallinnukseen Sähkön kysynnän kehittyminen on arvioitu olevan tarkasteltavalla ajanjaksolla maltillista Pitkittynyt taloustaantuma on luonut maltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energiankysynnän kehityksestä Perusskenaariossa kysynnän kasvu koostuu pääosin kotitalous- ja terästeollisuussektoreiden energiantarpeen kasvunäkymistä Matalassa ja korkeassa skenaariossa maailmantalouden kasvu on arvioitu vastaavasti keskiskenaarion kasvua hitaammaksi tai nopeammaksi Eroa syntyy erityisesti teollisuuden kysynnän osalta Matalassa skenaariossa sähkön kulutus Suomessa pysyy nykytasolla, eikä teollinen tuotanto kasva nykytasosta. Korkeassa skenaariossa uutta teollisuutta syntyy Suomeen enemmän. Erityisesti biotuoteteollisuus, ja kaivos- ja metalliteollisuus kasvavat. Energiatehokkuuteen panostaminen kuitenkin hillitsee kulutuksen kasvua, eniten korkeassa skenaariossa jossa energian hinnat ovat korkeimmat TWh TWh Sähkön kysynnän kehitys sektoreittain perusskenaariossa 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 213215217219221223225227229 12 1 8 6 4 2 Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa Perus Korkea Matala Muu metalliteollisuus Terästeollisuus Kemian teollisuus Kaivosteollisuus Metsäteollisuus Muu teollisuus Palvelut Sähköautot Kotitaloudet 52X26522 2
KOTITALOUKSIEN JA PALVELUIDEN SÄHKÖN KÄYTTÖ Kotitalouksien sähkönkulutus kasvaa, mutta energiatehokkaat laitteet hillitsevät kulutuksen kasvua Kotitalouksien sähkön käytön kehitys Väestömäärä kasvaa Suomessa ja pienet asuntokunnat lisääntyvät edelleen, mikä lisää sähkönkulutusta. Kotitalouksien sähkölaitteiden määrä kasvaa edelleen. Myös vapaa-ajan asuntojen määrä kasvaa ja varustetaso lisääntyy edelleen Energiatehokkuus parantuu voimakkaasti mutta ei kumoa kasvun vaikutusta täysin. Sähkön käyttö lämmitykseen Sähkön käyttö lämmitysmuotona kasvaa tulevaisuudessa, sillä matalaenergiarakennuksissa sähkö on kilpailukykyinen lämmitysmuoto ja lämpöpumppuja otetaan käyttöön muiden lämmitysmuotojen ohella. Uusien rakennusten energiankulutus on kuitenkin hyvin pientä energiatehokkuuden vaikutuksesta. Lämpöpumput vähentävät yleisesti sähkönkulutusta lämmityskaudella sähkölämmitteisissä taloissa, muiden lämmitysmuotojen korvaaminen nostaa sähkönkulutusta Myös jäähdytykseen käytetään sähköä Liikennesektori Sähköautojen yleistyminen lisää sähkönkulutusta ja voi tarjota yhden keinon sähkön varastointiin. Kaikissa skenaarioissa on oletettu että sähköautojen määrä Suomessa kasvaa voimakkaasti. Sähkön kokonaiskulutuksessa tämä näkyy selvemmin vasta pidemmällä tulevaisuudessa. Vuonna 23 sähköautojen kokonaiskulutuksen on arvioitu olevan hieman yli 1 TWh. Palveluiden sähkön käytön kehitys Palvelusektori kehittyy ja laajenee edelleen, mikä lisää sähkön tarvetta. Sektorin suuren energiansäästöpotentiaalin oletetaan kuitenkin realisoituvan (mm. valaistus, ilmanvaihto ja sähköä käyttävät laitteet) Palvelusektori myös kasvaa suurelta osin palveluissa, joiden sähkön käyttö on vähäisempää kuin nykyisillä sektoreilla 52X26522 21
TEOLLISUUDEN SÄHKÖN KÄYTTÖ Teollisuussektoreiden sähkönkäyttö riippuu yleisestä talouskehityksestä ja teollisuuden kilpailukyvystä Suomessa Metsäteollisuus Perusskenaariossa ala kasvaa edelleen Suomessa. Oletuksena on, että jatkossa mekaanista paperimassan tuotantoa korvautuu kemiallisella massalla, mikä vähentää sähkön käyttöä. Myös tuotantoteknologian energiatehokkuus kasvaa edelleen. Toisaalta uusien tuotteiden valmistus ja nykyisen tuotannon sähköistyminen lisää sähkön tarvetta suhteessa muuhun energiaan Biojalostamot vaikuttavat sähkönkulutusta lisäävästi tarkasteluajanjakson loppupuolella. Kemianteollisuus Nykyisen kapasiteetin laajennukset ja parannukset tuovat kemianteollisuuteen lisää tuotantokapasiteettia ja lisäävät sähkönkulutusta. Energiatehokkuuden oletetaan parantuvan, mutta biopohjaisten materiaalien kasvava käyttö lisää prosessien energiaintensiivisyyttä. Metalliteollisuus Metalliteollisuuden ja siihen liittyvien tuotteiden valmistuksen odotetaan kasvavan Suomessa myös tulevaisuudessa aiheuttaen samalla sähkön kulutuksen kasvua Metalliteollisuuden energian käyttö on jo nykyään tehokasta ja vain pieniä tehokkuusparannuksia on odotettavissa. Muu teollisuus Muussa teollisuudessa sähkönkäyttö ei absoluuttisina lukuina kasva, sillä energiatehokkuuden parantuminen laskee kysyntää. 52X26522 22
HUIPPUKYSYNNÄN KEHITYS JA KYSYNNÄN AJOITTUMISEN MUUTOKSET Teollisuuden sähkönkulutuksen kasvaessa kotitalouksia ja palveluita nopeammin sähkön kulutuksen profiili muuttuu tasaisemmaksi tarkasteltaessa vuoden aikaista kulutusta Lämmitykseen käytettävän sähkön ja lämpöpumppujen käytön lisääntyminen korostaa kysyntäpiikkejä lämmityskaudella sekä kuumina kesäpäivinä. Jäähdytyksen lisääntyminen nostaa sähkönkulutusta kesällä. Huippukysyntä ajoittuu kuitenkin edelleen lämmityskauden kylmimpiin päiviin. Sähköautojen määrän lisääntyminen voi johtaa ilta-aikaisiin kulutuspiikkeihin, mikäli latausta ei ohjata millään tavoin ajallisesti Lämmityksen tehontarve kehittyy samalla tavalla kaikissa skenaarioissa, koska väestönkasvu on sama kaikissa vaihtoehdoissa ja lämpöpumppujen käyttö tulee lisääntymään kohteissa, missä se taloudellisesti on järkevää. Koska myös rakentamisen energiatehokkuustoimenpiteitä ohjaa taloudellinen kannattavuus, niiden vaikutus oletetaan samaksi kaikissa skenaarioissa. Suhteellisesti lämmityksen osuus huippukysynnän aikaan on merkittävin matalan kysynnän skenaariossa, koska siinä teollinen kysyntä on alhaisimmalla tasolla. Kylmän talven vaikutus huippukysyntään oletetaan pysyvän nykyisellä tasolla vaikka sähkön käyttö lämmitykseen kasvaa, sillä rakentamisen energiatehokkuuteen ohjataan voimakkaasti, mikä tulee vähentämään lämmitystarvetta. Kokonaiskysynnän ja huippukysynnän suhde 2 15 1 Huippukysynnän kehitys eri skenaarioissa* 5 18 17 16 15 14 13 1 12 21 215 22 225 23 8 6 4 2 Korkea Perus Matala Korkea, kylmä Perus, kylmä Matala, kylmä TWh Sähkön kokonaiskulutus TWh Huippukulutus * Ei sisällä uutta kysyntäjoustoa 52X26522 23
HUIPPUKYSYNNÄN AJOITUS Kotitalouksien ja sähköautojen sähkön kysynnän lisääntymisen oletetaan tasaavan kulutusprofiilia sekä jonkin verran nostavan erityisesti ilta-aikaisen huipun kysyntää Oheisessa kuvassa on esitetty viime vuosien ajalta kolme vuorokauden kysyntäprofiilia sellaisilta vuorokausilta, joissa on esiintynyt kunkin vuoden kulutushuippu. Huippukulutustunti osuu kaikissa vuorokausissa aamuun, klo 7-9. Aamun huipusta kysyntä laskee aamupäivän ja alkuiltapäivän aikana, kunnes toinen selkeä nousu kysynnässä näkyy loppuiltapäivästä ja alkuillasta. Huippukulutuspäivät ovat arkipäiviä ja huippujen rytmittymisessä näkyy kotitalouksien rytmi; kysyntähuiput ajoittuvat aikaan ennen töihin lähtöä sekä työpäivän jälkeen, jolloin lämpimän käyttöveden ja kotitalouden sähkölaitteiden käyttö on suurimmillaan. Teollisuuden ja palvelusektorin sähkön kulutusprofiili on tasaisempi, tosin myös niillä sektoreilla sähköä tarvitsevia toimintoja käynnistetään aamulla, mikä kasvattaa aamun kulutushuippua. Tulevaisuudessa kulutusprofiiliin merkittävimmin vaikuttavat sähkön lisääntyvä käyttö lämmitykseen sekä sähköautojen lataus. Tilojen lämmitys vaatii lämpöä suhteellisen tasaisesti vuorokauden ympäri, kulutushuippuina korostuu käyttöveden tarve. Etenkin käyttöveden lämmitystä voidaan riittävän varaajan ja automaation avulla siirtää matalamman kysynnän tunneille. Toteutunut sähkön kysyntä huippukulutusvuorokauden aikana Sähköautojen suurin lataustarve ei osu aamun huippukysynnän aikaan, sillä auton tulee jo silloin olla käyttövalmiina. Sen sijaan työpäivän jälkeen lataustarve kasvaa ajankohtana, joka jo nyt erottuu korkeammalla kulutuksellaan. On oletettavaa, että sähköautot tulevat kasvattamaan alkuillan sähkön tarvetta, toisaalta lataustarvetta voidaan osin myös siirtää matalamman kysynnän tunneille. 52X26522 24
SISÄLTÖ JOHDANTO JA TAUSTA SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT JA HINNAT SÄHKÖN KULUTUKSEN KEHITYS SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET KAPASITEETIN RIITTÄVYYSTARKASTELU 52X26522 25
SUOMEN NYKYINEN SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETTI Nimellistehon ja huipun aikaisen sähköntuotantotehon ero on merkittävä Suomen sähköntuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta, vesivoimasta, sekä yhteistuotanto- että lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimansähköntuotantokapasiteetin ei odoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana. Muiden tuotantomuotojen kapasiteetin kehitystä tarkastellaan eri skenaarioissa. Nimellistuotanto kapasiteetti vuoden 214 lopussa on noin 15 5 kun taas huipunaikainen kapasiteetti on noin 12 5. Järjestelmäreservit eivät sisälly esitettyihin arvoihin. Kuvassa esitetty tuotantokapasiteettitarkastelu perustuu erittäin kylmän talvipäivän tilanteeseen, jolloin ulkoilman lämpötila on -25 ºC. Sähköntuotantokapasiteetti kyseisessä tilanteessa on laskettu perustuen tilastokeskuksen tietoihin ja Pöyryn arvioihin huipunaikana käytettävissä olevasta kapasiteetista. Nimellistehojen osalta on käytetty Pöyryn tietokantaa. Esitetyt sähköntuotantokapasiteetit vastaavat laitosten nettosähkötehoa. Huipunaikaisessa tilanteessa ydinvoima- ja lauhdekapasiteetin oletetaan olevan käytettävissä nimellistehon mukaisesti. Erittäin kylmänä ajanjaksona CHP-tuotanto on nimellistehoa alhaisempi suuren lämmönkysynnän vuoksi. Vesivoimantuotantoa tarkastellaan ajanjaksona, jolloin vesitilanne vastaa huonoa vesivuotta. Tuulivoiman osalta on käytetty ENTSO-E:n 6%:n arviota pohjoismaissa käytettävissä olevasta kapasiteetista huippukysynnän aikaan. Suomen sähköntuotantokapasiteetti nimellistehona ja huipun aikana vuonna 214 18 16 14 12 1 8 6 4 2 643 365 1 229 4 141 3 19 3 1 39 365 1 229 3 264 2 288 2 582 2 752 2 752 Nimellisteho Huipunaikainen Tuulivoima Tehoreservi Lauhde Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Vesivoima Ydinvoima 52X26522 26
NIMELLISTEHON JA HUIPUN AIKAISEN TEHON EROT Erityisesti vesivoimassa ja yhteistuotantokapasiteetissa nimellisteho on huomattavasti suurempi kuin huipun aikainen teho Kaukolämpö CHP Talvella lämmöntarpeen ollessa suuri kaukolämpö CHP-laitosten käytettävyyden oletetaan olevan maksimissaan ja niiden toimivan täydellä teholla normaalissa vastapaineajossa. Talvella CHP-laitosten sähköntuotanto on suhteellisen vakaata, sillä kaukolämpöverkon lämmöntarve on yleisesti suurempi kuin laitoksen vastapaineena tuotettu lämpö. CHP-kapasiteettiin on laskettu mahdolliset lauhdeperät, jotka normaalina talvipäivänä eivät ole käytettävissä. Talvipäivänä menoveden lämpötilan ollessa noin 9ºC yksittäisen CHP-laitoksen sähköntuotantokapasiteetti vastaa nimellistehoa, pois lukien sellaiset lauhdeperät, jotka rajoittaisivat lämmöntuotantoa. Tarkastellessa huipunaikaista tilannetta (erittäin kylmä ajanjakso, ulkolämpötila -25ºC), suuri lämmöntarve ja siten korkea kaukolämpöverkon menoveden lämpötila laskee sähköntuotantokapasiteettia nimellistehosta. Erittäin kylmänä ajanjaksona kaukolämpöveden menolämpötilan ollessa noin 115ºC, sähköteho laskee lauhdeperien osuuden lisäksi noin 15% nimellistehosta. Teollisuus CHP Teollisuudessa CHP-tuotannon primäärituotteena on yleisesti prosessihöyry ja sähkö on sekundäärinen tuote. Tämän vuoksi teollisuuden sähköntuotanto on suhteelliseen vakaata riippumatta ulkolämpötilasta. Teollisuus CHP:n sähköntuotannon nimelliskapasiteetti on suhteellisen korkea suhteessa huipunaikana käytettävissä olevaan kapasiteettiin. Tämä johtuu siitä, että nimellistuotantokapasiteetti sisältää myös vanhoja höyrykattiloita ja höyryturbiineita, jotka eivät normaalissa prosessiajossa ole tuotantokäytössä. Teollisuuden rakennemuutos ja heikko taloudellinen tilanne vaikuttavat teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti. Teollisuuden sähköntuotanto on ollut noin 15 :n tasolla vaikka nimellisteho on yli 3. Kaikki teollisuuden prosessit eivät toimi täydellä teholla, mikä laskee sähköntuotantotehoa, mutta ei ole välttämättä vaikutusta nimellistehoon. Lisäksi alhainen sähkönhinta ei kannusta sähköntuotantoon. Lauhdevoima Lauhdevoimalaitosten tuotantokapasiteetin oletetaan olevan käytettävissä kokonaisuudessaan huippukysynnän aikana. Tehoreservissä olevat öljylauhdelaitokset on merkitty erikseen kapasiteettitarkastelussa. Vesivoima Vesivoimatuotanto perustuu huonon vesivuoden tilanteeseen. Huipunaikaiseen vesivoimakapasiteettiin ei sisällytetä järjestelmäreserveihin varattua kapasiteettia, mikä laskee tuotantokapasiteettia arviolta noin 3. 52X26522 27
UUSI KAPASITEETTI JA KAPASITEETIN POISTUMINEN Oletukset kapasiteetin poistumisesta ja investoinneista perustuvat yksikkötason arviointiin investointitarpeista ja yleiseen kannattavuusarviointiin Tässä työssä on arvioitu investointeja uuteen sähköntuotantokapasiteettiin perustuen: Julkisuudessa esillä olleisiin hankkeisiin, joista on tehty investointipäätös. Näiden osalta oletetaan että hankkeet toteutuvat ja aikataulu toteutumiselle on tiedossa. Julkisuudessa esillä olleisiin hankkeisiin, joista investointipäätöstä ei ole tehty. Hankkeiden toteutumista arvioidaan perustuen kannattavuuteen energiahintojen perusteella, sekä huomioidaan mahdolliset muut syyt hankkeiden toteutumiselle tai toteutumatta jäämiselle. Muut uudet investoinnit perustuen Pöyryn oletuksiin poistuvien CHP-laitosten korvaamisesta uusilla laitoksilla ja muusta uudesta kapasiteetista, Suomen tavoitteisiin tuulivoiman ja muun uusiutuvan erillisen sähköntuotantokapasiteetin osalta. Skenaarioiden välillä eroa on lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin osalta. Tuulivoimakapasiteetin ja ydinvoiman oletetaan kehittyvän kaikissa skenaarioissa samanlaisena. Arviointi poistuvasta kapasiteetista on tehty tarkan laitoslistauksen perusteella perustuen nykyiseen kapasiteettiin, sen käyttöikään ja uusintainvestointien kannattavuuteen Nykyisen kapasiteetin poistumista käytöstä on arvioitu seuraavin perustein: Laitoksen käyttöönottovuosi ja arvioitu tekninen käytöstä poistamisvuosi kattilatietokannan perusteella IE-direktiivin aiheuttamat lisäinvestointitarpeet olemassa oleville voimalaitoksille Nykyisen kapasiteetin kannattavuuden arviointi voimalaitostyypin perusteella perustuen polttoainehintoihin ja muihin muuttuviin tuotantokustannuksiin ja sähkön hintoihin. Analyysissä on huomioitu sähkön hinnan vaihtelu vuoden sisällä ja eri laitostyyppien arvioidut vuosittaiset käyttötunnit, minkä perusteella on luotu näkemys kapasiteetin pysymisestä tai poistumisesta markkinoilta. 52X26522 28
CHP-KAPASITEETIN INVESTOINTIEN KANNATTAVUUS Perus- ja Korkeassa skenaariossa käyttöikänsä loppuun tulevat CHP laitokset korvautuvat uusilla vastaavilla Matalassa investoidaan erilliseen lämmöntuotantoon CHP-kapasiteetin osalta epävarmat investoinnit liittyvät tilanteisiin, joissa käyttöikänsä päähän tuleva laitos pitäisi korvata uudella yhteistuotantolaitoksella. Tällöin vaihtoehtona on myös investointi pelkkään lämmöntuotantoon. CHP-kapasiteetin korvautumista arvioitiin määrittelemällä kussakin skenaariossa vaadittu sähkön hintataso, jolla investointi yhteistuotantoon olisi kilpailukykyinen erilliseen lämmöntuotantoon nähden Laskelmassa huomioitiin CHP-tuotannon ajoittuminen vuoden sisällä ja sähköntuotannon arvo markkinoilla. Sähkön vuosikeskiarvohintaan nähden CHP-tuotanto saa hieman suuremmat tulot sähkön myynnistä markkinoille. Verojen ja tukien on oletettu pysyvän nykyisessä muodossaan vuoden 215 tasolla, huomioiden vuodelle 216 esitetty turpeen veron lasku ja metsähakkeen tuen nousu. Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja sähkön markkinahinta eri skenaarioissa /h 9 8 Matala 9, 8, Perus 9 8 Korkea 7 7, 7 6 6, 6 5 5, 5 4 4, 4 3 3, 3 2 2, 2 1 1, 1, 214-218 219-224 225-23 214-218 219-224 225-23 214-218 219-224 225-23 Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Matala Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Perus Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, korkea /h /h 52X26522 29
KAPASITEETIN KEHITYS KAUKOLÄMPÖ-CHP Kaukolämmön yhteistuotantolaitosten sähköntuotantokapasiteetin kehitys on laskevaa vuoteen 23 mennessä kaikissa skenaarioissa 22-luvun alkupuolelle asti suurten CHP-laitosten investoinninsuunnitelmat ovat olleet esillä julkisuudessa ja niiden sähköntuotantokapasiteetin ei merkittävästi odoteta muuttuvan eri hintaskenaarioissa. Sähkön markkinahintakehitys vaikuttaa voimakkaammin 22- luvun loppupuolen korvausinvestointeihin. 22-luvun alun kaltaisia suuria yksittäisiä investointeja ei ole odotettavissa vuosikymmenen loppupuolella, mutta muutamia pienempiä laitoksia tulee korvattavaksi. Pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan. Kaupungeissa, joissa on useampi kuin yksi CHP-laitos mutta lämpökuorma ei ole erityisen suuri, vanhojen laitosten uusintainvestoinnit ovat epätodennäköisiä matalalla sähkönhinnalla. Matalassa skenaariossa kapasiteetti laskee yli 1 nykytasosta, kun korvausinvestoinnit eivät toteudu CHPlaitoksina. Myös laitosten ennenaikainen käytöstä poistaminen alhaisesta sähkönhinnasta johtuen on mahdollista. Korkean sähkönhinnan tapauksessa laitokset korvattaisiin tai niiden käyttöikää mahdollisesti pidennettäisiin lisäinvestoinneilla. Korkea sähkönhinta mahdollistaa myös lauhdeperien rakentamisen 22-luvun loppupuolen uusinvestoinneissa. Kapasiteetissa on oletettu lauhdeperä muutamaan korvattavaan CHP-laitokseen. Kaukolämpö-CHP-laitosten nimelliskapasiteetti 4 5 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 214 218 224 23 Matala Perus Korkea 52X26522 3
KAPASITEETIN KEHITYS TEOLLISUUDEN CHP Teollisuuden yhteistuotantolaitosten sähköntuotantokapasiteetin kehitys on erittäin maltillisesti laskevaa vuoteen 23 mennessä kaikissa skenaarioissa Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetti vähenee perusskenaariossa hieman vuoteen 23 mennessä. Perusskenaariossa teollisuuden kapasiteetin laskeminen johtuu lähinnä vanhojen jo korvattujen laitosten poistumisesta. Perusoletuksena nykyiset tuotantolaitokset pysyvät ja voimalaitokset korvataan, kun ne tulevat käyttöikänsä päähän. Teollisuuden uusien kiinteän polttoainekattilainvestointien myötä kaasuturbiinit jäävät usein varalle ja saatetaan poistaa käytöstä ennen teknisen käyttöiän päättymistä. Matalan sähkönhinnan tilanteessa oletetaan että kapasiteetti poistuu käytöstä, kun taas korkeassa hintaskenaariossa sähköntuotantokapasiteettia tultaisiin käyttämään teknisen iän loppuun asti Matalan kasvun skenaariossa uusia sellu- ja biotuotetehtaita ei rakennettaisi Suomeen, kun taas voimakkaamman talouskasvun skenaariossa Suomeen tulisi kaksi suurta biotuotetehdasta ennen vuotta 23. 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 Teollisuuden vastapainevoimalaitosten nimelliskapasiteetti 214 218 224 23 Matala Perus Korkea 52X26522 31
LAUHDEKAPASITEETIN KEHITTYMINEN SKENAARIOISSA Lauhdelaitosten kannattavuuden kehittymistä tarkasteltiin tuotantokustannusten kehittymisen sekä Pöyryn mallintamien tulevaisuuden tuntitason hintaprofiilien avulla kussakin skenaariossa Tarkastelulaitoksena on ollut 5 lauhdevoimala Laskennassa käytetty sähkön hintataso ja profiili edustaa sääolosuhteiltaan keskimääräistä vuotta Esimerkkilaitos ei kuvaa kaikkien Suomen voimaloiden tilannetta. Toisilla laitoksilla kannattavuus voi olla parempi ja toisilla heikompi johtuen mm. hyötysuhde-eroista. Tarkastelussa on laskettu teoreettinen maksimituotto huomioimalla vuodenaikaiset tunnit, jolloin markkinahinta ylittää laitoksen muuttuvan tuotantokustannuksen riittävällä marginaalilla ja käyttötunnit jäävät IE-direktiivin rajatun käyttöajan piiriin. Laskennallinen maksimituotto laskettiin siten, että sähkön myynnin tuloista vähennettiin laitoksen polttoaineisiin liittyvä muuttuva tuotantokustannus sekä arvio muista ylläpitokustannuksista Laskelmassa ei huomioitu pääomakustannuksia Eri skenaarioissa erilaiset polttoaine ja CO2-hinnat tasoittavat eroja kannattavuudessa Metsähakkeelle on oletettu nykyjärjestelmän mukainen tuki sähköntuotannossa Heikko kannattavuus rajatuilla käyttötunneilla johtaa lauhteen poistamiseen käytöstä IE-direktiivin mukaisen jouston päättyessä. Mikäli käyttötunteja ei rajata, päädytään perusskenaariossa lähelle nollatasoa ilman investointien vaikutusta. Tällöin olisi mahdollista säilyttää kapasiteettia johon mittavia investointeja ei vaadita. M Matala M Perus M Korkea Laskennallinen maksimituotto olemassa olevassa caselauhdelaitoksessa polttoaineittain eri skenaarioissa, M /a 4 2-2 4 2-2 4 2-2 M M M 214-218 219-224 225-23 M M M 214-218 219-224 225-23 M M M 214-218 219-224 225-23 Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) Hiili (Lauhde) Puu (Lauhde) 52X26522 32
KAPASITEETIN KEHITYS LAUHDE Lauhdekapasiteetin ylläpitäminen on kannattavaa vain korkeassa skenaariossa Nykyinen sähkönhintakehitys ei mahdollista kannattavia uusintainvestointeja lauhdetuotantoon. Perus- ja matalan sähkönhintakehityksen tapauksessa lauhdelaitoksia oletetaan poistettavan käytöstä ennen teknisen käyttöiän loppua, sillä lauhdetuotanto ei tule kannattavaksi keskimääräisenä vuotena. Matalan sähkönhinnan lisäksi IEdirektiivin aiheuttamat lisäinvestoinnit alentavat hiililauhdelaitosten kannattavuutta. Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että lauhdekapasiteetista poistuu kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista. Perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetti laskee hyvin merkittävästi jo vuoteen 218 mennessä alhaisen sähkönhinnan aiheuttaman heikon kannattavuuden vuoksi. Viimeisen kahden vuoden aikana lauhdekapasiteettia on poistunut noin 13. Lisäksi tällä hetkellä tehoreservissä olevat kaksi lauhdelaitosta on ilmoitettu poistettavan käytöstä vuoden 215 loppuun mennessä. Lauhdekapasiteetti ei sisällä CHP-laitosten lauhdeperiä vaan ne on huomioitu CHP-laitosten kapasiteetissa. Tehoreservissä oleva kapasiteetti, 365, on merkitty lauhdetarkastelukuvaajaan katkoviivalla. Lauhdevoimakapasiteettitarkastelu on arvioitu ottamatta huomioon tehoreservijärjestelmäkauden vaikutuksia lauhdevoimalaitosten kannattavuuteen. 1 8 1 6 1 4 1 2 1 8 6 4 2 Lauhdevoiman nimelliskapasiteetti 214 218 224 23 Matala Perus Korkea < Tehoreservissä oleva lauhde 52X26522 33
KAPASITEETIN KEHITYS HÄIRIÖ- JA TEHORESERVIT Häiriöreservejä ei ole sisällytetty tarkastelun kokonaissähkötehoon, sillä niiden käyttö rajautuu erityistilanteisiin ja taajuuden ylläpitoon. Fingrid omistaa ja on vuokrannut kaasuturbiinilaitoksia, jotka kuuluvat nopeaan häiriöreserviin, jonka tarkoituksena on turvata järjestelmän toimivuus suurimman yksittäisen laitoksen tippuessa verkosta. Suomen osalta mitoittavana tekijänä tulee olemaan valmistuva Olkiluoto 3 ydinvoimalaitos. Häiriöreservejä ei sisällytetä kapasiteettitarkasteluun. Fingridillä on omia varavoimalaitoksia kymmenellä paikkakunnalla sekä käyttöoikeussopimus useisiin voimalaitoksiin. Tällä hetkellä sähköntuotantokapasiteetti on yhteensä noin 12. Lisäksi häiriöreserviin tullaan hankkimaan irtikytkettäviä kuormia noin 4, kun OL3 otetaan käyttöön. Tällä hetkellä irtikytkettäviä kuormia ei ole nopeassa häiriöreservissä. Häiriöreservien kokonaissähkötehon ei oleteta merkittävästi muuttuvan vuoteen 23 mennessä. Oletettavasti energiantuotantojärjestelmään ei tule Olkiluoto 3:sta suurempaa yksikköä vuoteen 23 mennessä. Käyttöoikeussopimuslaitokset saattavat vaihtua vuoteen 23 mennessä, mutta kokonaistehon oletetaan pysyvän samalla tasolla. Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus tilanteissa, joissa sähkön markkinaehtoinen tarjonta ei riitä kattamaan sähkönkulutusta. Tehoreservijärjestelmässä on nykyisellä kaudella kaksi öljylauhdelaitosta, joiden kokonaiskapasiteetti on 365. Nykyinen tehoreservikausi päättyy 3.6.215 ja tehoreservijärjestelmässä olevat öljylauhdelaitokset on ilmoitettu suljettavan vuoden 215 loppuun mennessä. Energiavirasto on julkaissut päätösluonnoksen, jossa tehoreservin määrää lasketaan 3 :iin seuraavalle kaksivuotiselle tehoreservikaudelle. Uusi tehoreservikausi mahdollistaa maksimissaan 3 markkinaehtoisesti muuten poistuvaa lauhdekapasiteettia jäävän järjestelmään. Mahdollisia tehoreserviin hakevia laitoksia ei oteta huomioon tarkastellessa tuotantokapasiteetin kehittymistä vuoteen 23 asti. 52X26522 34
KAPASITEETIN KEHITYS YDINVOIMA Ydinvoimakapasiteetissa on oletettu Olkiluoto 3:n jälkeen vielä yksi uusi ydinvoimala vuoden 225 paikkeilla. Tällä hetkellä Suomessa on neljä ydinvoimareaktoria, joista kaksi sijaitsee Loviisassa (992 ) ja kaksi Olkiluodossa (176 ). Kaikissa skenaariossa oletetaan uusien ydinvoimaloiden tulevan käyttöön vuosina 219 ja 225. Tällöin ydinvoimakapasiteetti olisi suurimmillaan noin 555. Loviisan ykkösreaktorilla on käyttölupa vuoteen 227 asti ja kakkosreaktorilla vuoteen 23 asti. Loviisan yksiköiden sulkemisesta johtuen ydinvoiman sähköntuotantokapasiteetti laskee lähes 1 23-luvun alkuun mennessä. 6 5 4 3 2 1 Ydinvoimakapasiteetin kehitys 214 215 216 217 218 219 22 221 222 223 224 225 226 227 228 229 23 231 52X26522 35
KAPASITEETIN KEHITYS - TUULIVOIMA, VESIVOIMA JA MUU UUSIUTUVA SÄHKÖNTUOTANTO Tuulivoimainvestointien oletetaan toteutuvat Suomen tavoitteiden mukaisesti. Tuulivoimainvestointien uskotaan jatkuvan ja tarvittaessa investointeja tuetaan jotta ne toteutuvat. Tuulivoiman osalta oletetaan että vuonna 225 saavutetaan Energia- ja ilmastostrategian (213) tavoite 9 TWh:n tuotannosta. Tämän jälkeen tuulivoimainvestoinnit hidastuvat, kun paras potentiaali on hyödynnetty. Vesivoiman osalta ei ole oletettu investointeja uusiin voimalaitoksiin tai sääntelyaltaisiin. Muuta uusiutuvaa sähköntuotantokapasiteettia, kuten aurinkosähköntuotantoa oletetaan tulevan Suomeen nopealla kasvuvauhdilla. Kokonaiskapasiteettina määrä jää kuitenkin hyvin pieneksi muuhun kapasiteettiin verrattuna. Lisäksi aurinkosähkön tuotanto ei ajoitu talven huippukysynnän aikaan, jolloin se ei vaikuta huipputuotantokapasiteettiin Suomessa. Tuulivoimakapasiteetin kehitys 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 Nimelliskapasiteetti Huipun aikainen kapasiteetti 6% 52X26522 36
HUIPUNAIKAISEN OMAN KAPASITEETIN JA KULUTUKSEN SUHDE Kaikissa skenaarioissa Suomen oma tuotantokapasiteetti on selvästi huippukysyntää alhaisempi. Huipunaikaisen kapasiteetin (ilman tuontisähköä) ja kulutuksen suhde on kaikissa skenaarioissa heikoin ennen OL3:n tuloa markkinoille. Kuvaajissa ei ole huomioitu poikkeavia tuotantotilanteita, vaan ne kuvaavat kapasiteettia ja kysyntää keskimääräisessä huippukulutustilanteessa ja kysyntää kerran 1 vuodessa toteutuvassa kylmän vuoden huippukulutustilanteessa. Huipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, perusskenaario 18 16 14 12 1 8 6 4 2 214 218 224 23 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi Huipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, matalaskenaario Huipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, korkeaskenaario 18 16 14 12 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP 18 16 14 12 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP 1 Teollisuus CHP 1 Teollisuus CHP 8 6 4 2 214 218 224 23 Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi 8 6 4 2 214 218 224 23 Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi 52X26522 37
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA PERUSSKENAARIOSSA Perusskenaariossa vaje Suomen huippukysynnän ja sähköntuotantokapasiteetin välillä on suurimmillaan vuonna 218. Ero pienenee vuoteen 224 mennessä ja on lähes samalla tasolla myös vuonna 23. Tällä välillä on oletettu, että tuotantokapasiteetissa tapahtuu merkittäviä muutoksia ydinvoimainvestoinnin toteutuessa ja CHP-kapasiteetin laskiessa sekä vanhojen ydinvoimayksiköiden poistuessa. Tehovaje ilman tuontia on noin 28 normaalivuonna, ja kylmänä vuotena (kerran 1 vuodessa toteutuva tilanne) noin 4 vuonna 218. Kuvaajassa esitetty tuotantokapasiteetti kuvaa maksimitasoa käytettävissä olevasta sähköntuotantokapasiteetista. Kaukolämpö CHP:n oletetaan olevan käytettävissä kokonaisuudessaan lukuun ottamatta lauhdeperiä. Kylmän vuoden tehovajeessa on myös huomioitu korkean menoveden lämpötilan aiheuttama sähkötehon lasku. Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje perusskenaariossa 18 16 14 Tuulivoima Lauhde 4 3 5 3 12 Kaukolämpö CHP 2 5 1 Teollisuus CHP 2 8 6 4 2 214 218 224 23 Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi 1 5 1 5 214 218 224 23 Tehovaje, normaalivuosi Tehovaje, kylmä vuosi 52X26522 38
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA MATALASSA SKENAARIOSSA Matalassa skenaariossa tuotantokapasiteetti Suomessa on perusskenaariota alhaisempi alhaisemman lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin vuoksi. Kysynnän on kuitenkin oletettu olevan myös hieman alhaisempi. Tehovaje olisi lähes 25 vuonna 218 normaalivuonna ja noin 37 kylmänä vuonna. Vuonna 23 vaje on noin 19 normaalivuonna ja yli 29 kylmänä vuonna. Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje matalaskenaariossa 18 16 14 12 Tuulivoima Lauhde Kaukolämpö CHP 4 3 5 3 2 5 1 Teollisuus CHP 2 8 Vesivoima 1 5 6 Ydinvoima 1 4 Huippukulutus, normaalivuosi 5 2 Huippukulutus, kylmä vuosi 214 218 224 23 214 218 224 23 Tehovaje, normaalivuosi Tehovaje, kylmä vuosi 52X26522 39
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA KORKEASSA SKENAARIOSSA Korkeassa skenaariossa sähkönkulutus kasvaa hieman nopeammin kuin muissa skenaarioissa. Vuonna 218 tehovaje on 27 normaalivuonna ja yli 39 kylmänä vuonna. Vuoteen 23 mennessä tehovaje pysyy korkeampana muihin skenaarioihin verrattuna korkeamman sähkönkysynnän vuoksi. Vuonna 23 tehovaje on noin 22 normaalivuotena ja 34 kylmänä vuotena. Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje korkeaskenaariossa 18 16 14 Tuulivoima Lauhde 4 3 5 3 12 Kaukolämpö CHP 2 5 1 Teollisuus CHP 2 8 6 4 2 214 218 224 23 Vesivoima Ydinvoima Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi 1 5 1 5 214 218 224 23 Tehovaje, normaalivuosi Tehovaje, kylmä vuosi 52X26522 4