Kauppa- ja teollisuusministeriö

Loppuraportti Kauppa- ja teollisuusministeriö Selvitys biokaasulla tuotetun sähkön syöttötariffista JO-070619-5390

Page: 1 (62) SISÄLLYS 1. JOHDANTO... 2 2. PREEMIOON PERUSTUVAN SYÖTTÖTARIFFIN PERIAATE JA NÄKÖKOHTIA JÄRJESTELMÄN TEHOKKAASEEN IMPLEMENTOINTIIN... 4 3. ESIMERKKEJÄ MUIDEN MAIDEN TARIFFIJÄRJESTELMISTÄ... 7 3.1. SAKSA... 7 3.2. ESPANJA... 9 3.3. NÄKÖKOHTIA JA KOKEMUKSIA... 9 4. TARIFFIN RAKENTEEN ANALYYSI... 12 4.1. BIOKAASUSTA TUOTETUN SÄHKÖN POTENTIAALI... 12 4.1.1. Biokaasusta sähköä tuottavat laitokset ja potentiaaliset hanketyypit... 12 4.1.2. Biokaasusta tuotetun sähkön kustannukset ja kustannusrakenne... 13 4.1.3. Biokaasusta tuotetun sähkön lisäysmahdollisuus ja lisäämisen kustannukset... 15 4.2. TUKITARPEESEEN VAIKUTTAVAT TEKIJÄT JA TARIFFIN RAKENNE... 17 4.2.1. Investointi- ja käyttökustannukset... 19 4.2.2. Raaka-ainetuotot ja -kulut... 21 4.2.3. Lämmön tuotannon kannattavuusvaikutus... 23 4.2.4. Pääoman tuottovaatimus, referenssikorko ja tariffin kesto... 26 4.2.5. Sähkön hintaan liittyvät kysymykset... 28 4.2.6. Kokoavia näkökohtia tukitarpeeseen vaikuttavista tekijöistä ja tariffin rakenteesta... 32 4.3. TUKITASON ERIYTTÄMISEN VAIHTOEHTOJA... 37 4.4. KOKONAISTUKI JA KUSTANNUS KULUTUKSELLE TARIFFIN RAKENTEEN ERI VAIHTOEHDOISSA... 40 5. HAHMOTELMA SUOMEEN SOVELTUVASTA MALLISTA... 46 5.1. TARIFFIN RAKENNE... 46 5.2. HALLINNOLLISTEN TEHTÄVIEN ORGANISOINTI... 48 5.3. YHTEENSOPIVUUS MUIDEN OHJAUSKEINOJEN KANSSA... 53 5.4. JÄRJESTELMÄN MAHDOLLISIA SIVUVAIKUTUKSIA... 53 5.5. KOKOAVAT NÄKÖKOHDAT SUOMEEN SOVELTUVASTA JÄRJESTELMÄSTÄ... 57 6. YHTEENVETO... 58 TIIVISTELMÄ ENGLISH SUMMARY

Page: 2 (62) 1. JOHDANTO Pääministeri Matti Vanhasen II hallituksen hallitusohjelmassa todetaan uusiutuvan energian edistämiskeinoista seuraavaa: Uusiutuvan ja biopohjaisen energian lisäkäytön varmistamiseksi tarvitaan erillisiä toimia. Hallitus toteuttaa syöttötariffin biokaasulaitosten (peltobiomassa, teurasjätteet, erilaiset karjalannat, yhdyskuntajätteet) osalta. Järjestelmän piiriin kuuluvat alle 20 MW:n laitokset. Järjestelmä sisältää markkinahinnan ja bioenergian hinnan erotuksen kompensaation. Tämän raportin tavoitteena on selvittää biokaasulle Suomen oloissa soveltuvan, hintapreemioon perustuvan, sähkön syöttötariffijärjestelmän suuntaa antavista pääperiaatteista, mahdollisesta rakenteesta ja karkeista vaikutuksista. Syöttötariffin suunnittelussa otetaan huomioon, että järjestelmää voidaan tarvittaessa laajentaa myöhemmin muuhunkin uusiutuvalla energialla tuotettuun sähköntuotantoon. Selvityksen kuluessa tavoitetta on tarkennettu siten, että selvityksessä tarkastellaan joiltain osin myös muunlaista kuin puhtaasti preemioon perustuvaa järjestelmää. Selvitys perustuu soveltuvin osin Kauppa- ja teollisuusministeriön tilaamaan ja Pöyry Energy Oy:n toteuttamaan Esiselvitykseen biokaasun tuotannon tuotantopotentiaalista ja sähkön tuotannon tukitarpeesta (jatkossa esiselvitys ). Lisäksi lähteenä on käytetty selvitystä: Turvelauhdesähkön tuotannon turvaaminen suhteessa kivihiililauhde- ja maakaasulauhdesähköön rajattua syöttötariffijärjestelmää käyttäen 1. Tariffin rakennetta pohdittaessa selvityksessä viitataan esiselvityksen mukaisiin biokaasusta tuotetun sähkön kustannuksiin ja kustannusrakenteeseen. Tämän selvityksen ei kuitenkaan ole tarkoitus ottaa kantaa kustannuksiin tai niiden perusteella päätettäviin tukitasoihin. Tässä selvityksessä hallitusohjelmassa mainitulla uusiutuvan energian hinnalla katsotaan tarkoitettavan biokaasusta tuotetun sähkön tuotantokustannusta, joka sisältää tariffijärjestelmän tavoitteiden saavuttamisen kannalta riittävän tuoton biokaasulaitokseen sijoitetulle pääomalle. Toisin sanoen järjestelmän maksaman tuen on oltava niin suuri, että se riittää tekemään biokaasua energianlähteenä käyttävästä sähköntuotannosta kannattavaa. Selvityksen kuluessa tätä on tarkennettu siten, että tariffijärjestelmän tarkoitus ei ole tehdä kaikista potentiaalisista investoinneista kannattavia, vaan sillä voidaan pyrkiä ottamaan käyttöön esimerkiksi vain tietty tavoitevolyymi, joka edustaa kustannustehokkainta osaa potentiaalista. Näin ollen selvitettävä tariffijärjestelmä voi sisältää elementtejä, jotka ohjaavat kustannustehokkaimman tuotannon aikaansaamiseen. Selvityksen rajauksen mukaan tarkasteltava tariffijärjestelmä kattaa vain polttoaineteholtaan alle 20 MW:n energialaitoksissa tuotetun sähkön. Selvitys rakentuu siten, että seuraavaksi (luvussa 2) luodaan katsaus syöttötariffin periaatteeseen ja nostetaan esille tariffin implementointiin liittyviä yleisiä näkökohtia. Luvussa 3 tarkastellaan esimerkkejä muiden maiden tariffijärjestelmistä. Luvussa 4 pohditaan biokaasusta tuotetun sähkön syöttötariffin rakenteeseen ja tukitason määrittämiseen vaikutta- 1 Greenstream Network 2006. Selvitys turvelauhdesähkön tuotannon turvaamisesta suhteessa kivihiililauhde- ja maakaasulauhdesähköön rajattua syöttötariffijärjestelmää käyttäen. Kauppa- ja teollisuusministeriö.

Page: 3 (62) via seikkoja. Luvussa 5 hahmotellaan Suomeen soveltuvan järjestelmän rakenne sekä pohditaan hahmoteltuun järjestelmään liittyviä hallinnollisia kysymyksiä ja sitä, kuinka järjestelmä vaikuttaisi biokaasun käyttöön muissa kohteissa. Luku 6 on yhteenveto.

Page: 4 (62) 2. PREEMIOON PERUSTUVAN SYÖTTÖTARIFFIN PERIAATE JA NÄKÖKOHTIA JÄRJESTELMÄN TEHOKKAASEEN IMPLEMENTOINTIIN Preemioon perustuvalla syöttötariffilla tarkoitetaan lähtökohtaisesti järjestelmää, joka maksaa sähkön tuottajalle sähkön markkinahinnan ja sähkön tuotantokustannuksen erotuksen, ja tekee näin tuotannosta kannattavaa (Kuva 1). /MWh e Tuotantokustannus Preemio (tariffi) Sähkön myyntihinta Kuva 1. Preemioon perustuvan syöttötariffin periaate. 0 Hintapreemio voidaan periaatteessa maksaa toimijoille joko ostamalla sähkö toimijoilta markkinahintaa korkeampaan hintaan ja myymällä sähkö edelleen markkinahinnalla; tai ohjaamalla toimijoille hintapreemion suuruinen bonus, jolloin toimijat myyvät sähkön normaalisti markkinoille (Kuva 2). Preemiota maksava järjestelmä Preemio /MWh Järjestel mä Tuottaja MWh Markkinahinta /MWh Preemio + markkinahinta = Kiinteä hinta = Tuotantokustannus Tuottaja MWh Kiinteä hinta /MWh (preemio + markkinahinta) Järjestel mä MWh Markkinahinta /MWh Sähkömarkkina Sähkömarkkina Kiinteää hintaa maksava järjestelmä Kuva 2. Preemioon perustuvan ja kiinteähintaisen syöttötariffin periaate.

Page: 5 (62) Jotta syöttötariffijärjestelmä olisi kustannustehokas, sen tulisi maksaa tukea riittävästi, mutta välttää maksamasta sitä liikaa. Tämä asettaa tariffin rakenteelle osin ristiriitaisiakin vaatimuksia. Preemio voi olla kiinteä tai tukitarpeen muutosten mukaan vaihteleva. Lisäksi sen taso voi olla sama kaikille tai se voi erota tapauskohtaisesti, esimerkiksi tyyppilaitoksittain (laitoksen koko, biokaasun lähde jne.). Preemio noudattaisi parhaiten oikeaa tasoaan, jos se määritettäisiin tukitarpeen perusteella erikseen jokaiselle biokaasusta tuotetulle sähköyksikölle perustuen toteutuneeseen kehitykseen, mutta tällainen järjestelmä olisi todennäköisesti hyvin kustannustehoton ellei mahdoton mittavien hallinnointitarpeiden vuoksi. Toinen ääripää on järjestelmä, jossa preemiota ei päivitetä ja se on sama kaikille tuotetuille yksiköille. Täyttääkseen tavoitteensa järjestelmän on taattava riittävä tuki myös kalleimmalle tuotannolle, joka tarvitaan järjestelmän tavoitteiden saavuttamiseksi. Siten tariffi, jota ei ole eriytetty tukitarpeen erojen mukaan, maksaa liikaa tukea tätä edullisemmalle tuotannolle. Tästä johtuvaa tehokkuustappiota voidaan pienentää eriyttämällä tariffi eri luokkiin (Kuva 3) niin pitkälle, kunnes eriyttämisestä aiheutuvat hallinnolliset kustannukset ylittävät tehokkuustappion vähenemisestä saavutettavan hyödyn. Hinta tai kustannus /MWh e Hinta tai kustannus ( /MWh e) Tariffi Tehokkuustappio Tariffi: Luokka 3 Tehokkuustappio Tariffi: Luokka 2 Sähkön markkinahinta Tuotantokustannus Tuotantokustannus Tuotantokustannus Tuotantokustannus Tuotanto MWh e Luokka 1 Luokka 2 Luokka 3 Tuotanto (MWh e) Kuva 3. Tariffijärjestelmän tehokkuustappion pienentäminen tariffin eriyttämisellä. Kiinteä preemio ei huomioi sitä, että sähkön markkinahinta ja biokaasusta tuotetun sähkön kustannus, ja siten myös tukitarve, ovat muuttuvia tekijöitä, eli sen dynaaminen tehokkuus on heikko. Kiinteän preemion taso voidaan kuitenkin asettaa niin korkeaksi, että satunnaistekijöistä riippumatta se melko varmasti saavuttaa tavoitteensa. Tällöin järjestelmässä syntyy kuitenkin tehokkuushäviö: tukea maksetaan liikaa, sillä suurimman osan ajasta samaan tulokseen päästäisiin todennäköisesti paljon pienemmälläkin tuella (Kuva 4).

Page: 6 (62) Tuotto (%) Liikaa maksettu tuki Kustannukset ( ) Pääoman tuoton odotusarvo Tietyllä luottamusvälillä Järjestelmän hallinnolliset kustannukset Kiinteä etukäteen määrätty tariffi Tariffi, joka huomioi määrittäjiensä muutokset erittäin tarkasti Kuva 4. Kiinteä vs. usein päivitettävä preemio järjestelmän kustannustehokkuuden näkökulmasta. Voidaan olettaa, että preemio on lähempänä tuen todellista tarvetta, jos se sidotaan biokaasusta tuotetun sähkön kustannukseen vaikuttaviin tekijöihin ja sähkön markkinahintaan, ja sitä päivitetään määräajoin. Hyvin toteutettuna tällä voidaan lisäksi vähentää investoijien kokemaa riskiä, koska näin preemio reagoi merkittävimpien kustannustekijöiden muutoksiin ja vähentää tuottojen volatiliteettia. Tarkimmin halutulle tasolle preemio saadaan oletettavasti laskemalla se ainakin joiltain osin jälkikäteen. Toisaalta, riippuen halutusta tarkkuudesta, laskeminen voi olla monimutkaista ja tarvittavan tiedon kerääminen kallista. Kiinteää hintaa maksava järjestelmä huomioi automaattisesti sähkön hinnan muutokset. Tukitasojen erottelu ja päivittäminen monimutkaistaa tariffijärjestelmää, mikä voi vähentää järjestelmän läpinäkyvyyttä ja lisätä investoijien kokemaa riskiä. Lisäksi tuen tarpeen eri osatekijöiden tarkka huomioiminen voi johtaa epätoivottuihin seurauksiin, esimerkiksi tilanteisiin, jossa tuotantolaitoksia ei suunnitella energiataloudellisesti optimaaliseksi, vaan pyritään maksimoimaan tukea. Monet kustannustekijät voivat myös olla hyvin paikallisia, jolloin niiden seuranta ja päivittäminen voi olla mahdotonta esim. kansallisella tasolla, mikä voi johtaa myös epätoivottuihin tulemiin, koska lainsäätäjällä on tuottajaa heikommat tiedot kustannuksista. Lopulta tariffin kustannustehokkain rakenne on tapauskohtainen. Hyvin toimivaan syöttötariffijärjestelmään liitetään muun muassa seuraavia kriteereitä. Ollakseen vaikuttava, syöttötariffijärjestelmän on taattava matalariskinen investointiympäristö. Siten järjestelmän tulee varmistaa riittävä tariffin taso, riittävän pitkäksi aikaa, mutta tehdä tämä mahdollisimman kustannustehokkaasti. Järjestelmän tulee toisaalta huomioida tukitarpeiden erot ja vastata muutoksiin, mutta toisaalta olla mahdollisimman kevyt. Lisäksi toivottavia ominaisuuksia ovat tasapuolisuus ja järjestelmän läpinäkyvyys.

Page: 7 (62) 3. ESIMERKKEJÄ MUIDEN MAIDEN TARIFFIJÄRJESTELMISTÄ Tässä luvussa tarkastellaan biokaasun käsittelystä tariffijärjestelmissä esimerkkeinä Saksan ja Espanjan järjestelmiä, jotka ovat tällä hetkellä selkeimpiä esimerkkejä tariffijärjestelmistä. Saksan järjestelmä on mielenkiintoinen erityisesti sen vuoksi, että se on olemassa olevista tariffijärjestelmistä hienojakoisin myös biokaasun osalta ja sen vaikuttavuus on biokaasun osalta ollut hyvä. Espanjan järjestelmä puolestaan tarjoaa esimerkin monilta osin Saksan järjestelmästä poikkeavasta ratkaisusta. Näiden esimerkkien jälkeen nostetaan esiin yleisemmin tariffijärjestelmiin liittyviä näkökohtia ja kokemuksia. 3.1. Saksa Saksassa tariffijärjestelmä on ollut käytössä vuodesta 1990 saakka. Järjestelmää on uudistettu merkittävästi vuosina 2000 ja 2004. Merkittävimpiä muutoksia ovat olleet tukitasojen tarkistus vastaamaan uutta informaatiota ja muuttunutta kustannustasoa sekä tariffitasojen eriyttäminen yhä yksityiskohtaisemmin tuotantomuotojen, teknologioiden, polttoaineiden ja sijoituspaikkojen mukaan. Saksan järjestelmä takaa järjestelmään kuuluvalle sähköntuotannolle kiinteän hinnan. Taulukossa 1. on esitetty järjestelmän takaamat hinnat biokaasusta tuotetulle sähkölle. Taulukko 1. Kiinteät tariffit biokaasusta tuotetulle sähkölle Saksan järjestelmässä. Kaatopaikkakaasusta ja jäteveden puhdistamoiden kaasusta tuotettu sähkö (hinnat /MWh e) Sähkön tuotantoteho (MW) Perushinta (2004) Bonus uuden teknologian käytöstä Tariffin kesto (vuotta) Perushinnan aleneminen uusille laitoksille % vuodessa 0 0,5 76,7 20 20 1,5 0,5 5 66,5 20 20 1,5 Sähkön tuotantoteho (MW) Perushin ta (2004) Muusta biokaasusta tuotettu sähkö (hinnat /MWh e) Bonus lannan ja energiakasvien käytöstä Bonus lämmön tuotannos ta Bonus uuden teknologi an käytöstä Tariffin kesto (vuotta) Perushin nan aleneminen uusille laitoksille % vuodessa 0 0,15 115 60 20 20 20 1,5 0,15 0,5 99 60 20 20 20 1,5 0,5 5 89 60 20 20 20 1,5 5 20 84 60 20 20 20 1,5 Saksan järjestelmä erottelee kaatopaikkakaasusta ja jäteveden puhdistamoiden kaasusta tuotetun sähkön muusta biokaasusta erilliseksi ryhmäksi. Muusta biokaasusta tuotetulle sähkölle perushinta on sama kuin muullekin biomassasta tuotetulle sähkölle. Tariffi käsittää perushinnan ja bonuksia. Järjestelmän tuottajalle maksama kokonaishinta riippuu sähköä tuottavan laitoksen sähköntuotantotehosta, biokaasun raaka-aineesta, sähköntuotantolaitoksen ja biokaasun tuotantolaitoksen teknologiasta sekä laitoksen käyttöönottovuodesta. Perushinta määräytyy sen mukaan, onko käytetty kaasu kaatopaikkakaasua tai jäteveden puhdistamon kaasua vai muuta biokaasua siten, että perushinta on korkeampi muusta biokaasusta tuotetulle sähkölle. Perushinta määräytyy sähkön tuotantolaitoksen tehon mukaan siten, että pienemmissä laitoksissa tuotetun sähkön hinta on korkeampi kuin suurissa tuotetun. Lisäksi maksetaan seuraavat bonukset:

Page: 8 (62) Kaatopaikkakaasusta ja jäteveden puhdistamoiden biokaasusta tuotetusta sähköstä maksetaan bonus 20 /MWh, jos sähkön tuotannon raaka-aineena oleva kaasu on käsitelty niin, että sen laatu on verrattavissa maakaasun laatuun tai, jos sähkö tuotetaan määrätyllä edistyksellisellä teknologialla 2. Muusta biokaasusta tuotetusta sähköstä maksetaan bonus 60 /MWh, jos biokaasu on tuotettu eläinten lannasta tai energiakasveista. Lisäksi maksetaan bonus 20 /MWh, jos sähkön tuottamisen yhteydessä tuotetaan lämpöä. Edelleen maksetaan bonus 20 /MWh, jos sähköyksikön tuottamisen yhteydessä tuotetaan lämpöä ja polttoaineena käytetty biokaasu on tuotettu kuivamädätyksellä tai termokemiallisella kaasutuksella, ja jos sähkön tuotannon raaka-aineena oleva kaasu on käsitelty niin, että sen laatu on verrattavissa maakaasun laatuun tai, jos sähkö tuotetaan määrätyllä edistyksellisellä teknologialla 2. Taulukossa esitetyt perushinnat ovat vuoden 2004 hintoja. Perushinta uusille biokaasulaitoksille vähenee vuosittain nimellisesti 1,5 %. Jo myönnettyjen tariffien nimellistaso ei muutu, vaan ne säilyvät lähtökohtaisesti tariffin keston eli 20 vuotta. Esimerkiksi vuonna 2007 käyttöön otettu laitos saa 20 vuoden ajan 1,5 % korkeampaa hintaa kuin vuonna 2008 käyttöön otettu laitos. Lisäksi tariffin taso laskee luonnollisesti inflaation verran, koska tariffitasoa ei korjata inflaation mukaan. Esimerkiksi vuonna 2007 kaatopaikkojen ja jäteveden puhdistamojen biokaasusta maksettu hinta oli bonuksineen 63 113 /MWh ja muusta biokaasusta tuotetun sähkön hinta 80 209 /MWh. Tuen suuruusluokkaa voidaan havainnollistaa vertaamalla biokaasusta tuotetusta sähköstä maksettua kiinteää hintaa sähkön markkinahintaan. 2000-luvulla sähkön markkinahinnan vuosikeskiarvo 3 Saksassa on vaihdellut välillä 18 50 /MWh. Päästökaupan alkamisen jälkeen, vuosina 2005 ja 2006, vuosikeskiarvot ovat olleet 46 ja 50 /MWh. Vuonna 2007 (25.11. mennessä) keskimääräinen markkinahinta on ollut 36 /MWh. Näin esimerkiksi vuonna 2007 kaatopaikkakaasusta ja jätevedenpuhdistamojen biokaasusta tuotetusta sähköstä maksettu kiinteä hinta on ollut laitoskoosta ja bonuksista riippuen 175 310 % sähkön keskimääräisestä markkinahinnasta ja muusta biokaasusta tuotetusta sähköstä maksettu hinta laitoskoosta ja bonuksista riippuen 220 580 % sähkön keskimääräisestä markkinahinnasta. Saksan järjestelmässä maakaasuverkkoon syötetystä biokaasusta tuotetusta sähköstä saa tuen siten, että sähkön tuottajan on osoitettava, että verkkoon on syötetty vastaava määrä tuen perusteena olevaa biokaasua. Saksassa tariffit ovat kiinteitä sähköstä maksettuja hintoja, joten niitä ei tarvitse päivittää sähkön markkinahinnan muuttuessa. Saksassa tariffit eivät reagoi tuotantokustannusten muutoksiin, muutoin kuin vähenemällä mainitun 1,5 % vuodessa. Tämäkin on ennalta määrätty ominaisuus, joka ei ole sidottu kustannustekijöiden todellisiin muutoksiin. Saksan järjestelmän hallinnointi on järjestetty siten, että paikalliset jakeluverkkoyhtiöt maksavat omaan verkkoonsa liittyneelle tuotannolle tariffin ja laskuttavat syntyneen lisä- 2 Polttokennot, kaasuturbiinit, höyrykoneet, Rankine koneet, monipolttoainelaitokset erityisesti Klina tai Stirling moottorit. 3 Tässä päivittäisten päätöshintojen keskiarvo Saksan sähköpörssissä (EEX:ssa).

Page: 9 (62) kustannuksen alueelliselta kantaverkkoyhtiöltä. Alueelliset kantaverkkoyhtiöt tasaavat kustannukset koko maan tasolla ja laskuttavat sähkönkäyttäjiä. Sähkönkäyttäjiltä laskutettava lisämaksu on kaikille käyttäjille sama, eikä siis riipu siitä, missä verkossa käyttäjä on. Järjestely on kohtalaisen yksinkertainen ja toimii luotettavasti, koska eri kantaverkkoyhtiöillä on toisistaan riittävästi tietoa varmistamaan, että kustannukset jakautuvat oikein. Saksassa biokaasun käyttö sähkön tuotannossa on lisääntynyt nopeasti tariffijärjestelmän myötävaikutuksesta. Esimerkiksi maatilakohtaisten biokaasulaitosten sähköntuotantokapasiteetti on moninkertaistunut 2000 luvulla (vuoden 2000 alle 50 MW:sta vuoden 2005 yli 600 MW:iin). Erityisen ripeää kasvu on ollut sen jälkeen, kun tariffijärjestelmää uudistettiin vuonna 2004. Saksan järjestelmä on johtanut myös energiakasvien käytön nopeaan lisääntymiseen aivan viime vuosina: vuonna 2004 biokaasun tuotantoon käytettyjen energiakasvien viljelyala oli Saksassa 15 000 hehtaaria ja vuonna 2006 190 000 hehtaaria. 3.2. Espanja Espanjan tariffijärjestelmässä hintatasot eivät ole absoluuttisia kuten Saksan järjestelmässä, vaan ne on suhteutettu keskimääräisiin sähkön kuluttajahintoihin. Espanjassa viranomainen määrittää tariffin tasot vuodeksi kerrallaan. Vaikka tariffin taso voi siis Espanjan järjestelmässä muuttua, jonkintasoinen tariffi on taattu pääsääntöisesti laitosten koko eliniäksi. Toisin kuin Saksan järjestelmässä Espanjan järjestelmässä tuottaja voi valita, myykö se sähkön tuetulla hinnalla vai toimiiko se itsenäisesti sähkömarkkinoilla, jolloin se saa sähkön myyntihinnan lisäksi preemion. Espanjassa biokaasusta tuotetulle sähkölle on vain yksi tariffiluokka, joka käsittää kaiken biokaasusta tuotetun sähkön (maatilat, jätevedenpuhdistamot, kaatopaikat jne.). Tariffia ei siis ole jaettu biokaasusta sähköä tuottavien laitosten ominaisuuksien (kuten teknologian sijainnin tai kokoluokan) mukaan. Tuettu hinta on 90 % keskimääräisestä kuluttajahinnasta ensimmäiset 20 vuotta laitoksen aloitettua toimintansa ja sen jälkeen 80 %. Preemio puolestaan on 40 % keskimääräisestä kuluttajahinnasta. Varsinaisen preemion lisäksi tuottajia kannustetaan osallistumaan markkinoille bonuksella, joka on 10 % keskimääräisestä kuluttajahinnasta. Espanjan järjestelmässä tukitasoja päivitetään vuosittain. Myös Espanjassa paikallinen jakeluverkkoyhtiö vastaa ensisijaisesti tariffin maksamisesta tuottajalle. Toisin kuin Saksassa, kompensaation jakeluverkkoyhtiölle suorittaa viranomaistaho (Comisión Nacional de Energía, CNE), joka siirtää kustannuksen edelleen kuluttajalle lisämaksuna vastaavasti kuin kantaverkkoyhtiöt Saksassa. 3.3. Näkökohtia ja kokemuksia Tariffijärjestelmissä tukitasot on nykyään käytännössä aina määritelty teknologiakohtaisesti, ja joskus ne on eriytetty myös muiden tekijöiden kuten laitoksen koon, sijainnin, sovelletun tekniikan jne. suhteen. Tariffitaso on määritetty tuotantokustannusten perusteella siten, että se kannustaa investoimaan. Mikäli tariffijärjestelmällä halutaan varmistaa investointien syntyminen, tariffit on asetettava varmuuden vuoksi mieluummin liian korkeiksi kuin liian mataliksi. Esimerkiksi Ranskassa ja Itävallassa uusiutuvan energian tariffijärjestelmät eivät ole johtaneet merkittävään tuotantomäärien kasvuun mm. sen

Page: 10 (62) vuoksi, että tariffitasot ovat olleet liian matalia ja tariffit on taattu liian lyhyeksi ajaksi. Informaation tarkentuessa tukitasoja voidaan tarkentaa lähemmäs oikeaa tasoaan. Esimerkiksi Saksan tariffijärjestelmässä tariffitasoja ja luokituksia on tarkennettu uuden ja tartarkemman informaation perusteella. Olemassa olevien tariffijärjestelmien keskeinen puute on se, että ne reagoivat heikosti olosuhteiden muutoksiin, jonka vuoksi kustannustekijöiden muutokset johtavat ajan mittaan joko yli- tai alikompensaatioon. Kuten mainittu, Saksassa tuotantolaitokselle käyttöönoton yhteydessä määritetty tariffi säilyy samana koko tariffijakson, joten tariffitasoa ei ainakaan periaatteessa voida enää muuttaa, vaikka tuotantokustannukset muuttuisivat merkittävästikin. Espanjan järjestelmässä myös jo myönnettyjen tariffien tasoja voidaan muuttaa vuosittain. On huomattava, että Saksan (ja osin myös Espanjan) malli perustuu kiinteään (oletetun kustannustason suuruiseen) hintaan, jolloin vain kustannustason muutokset tarvitsee huomioida tariffin tasossa. Tällaisessa järjestelmässä sähkön hinnan muutoksia ei tarvitse huomioida, kuten preemioon perustuvassa järjestelmässä. Tässä yhteydessä on hyvä huomata, että Suomen olosuhteissa, avoimilla sähkömarkkinoilla, ainakaan verkkoyhtiöitä ei voitane velvoittaa ostamaan sähköä Saksan tai Espanjan mallin mukaisesti kiinteään hintaan, sillä verkkoyhtiön tulisi olla erillään sähkökaupasta. Avoimilla sähkömarkkinoilla ostovelvoitteen asettaminen on hankala kysymys myös siksi, että tuottaja voi myydä sähkön haluamalleen taholle. Yksi Suomen olosuhteisiin soveltuva ratkaisu voi olla juuri malli, jossa tuottajat myyvät sähkön markkinoilla ja järjestelmä maksaa tuotantokustannuksen ja sähkön hinnan erotuksen suuruisen preemion. Suomen mahdollisen järjestelmän hallinnointiin liittyviä kysymyksiä käsitellään tarkemmin luvussa 5.2. Olemassa olevat tariffijärjestelmät takaavat tuen pitkäksi aikaa (tyypillisesti 7-20 vuotta), mikä madaltaa investointiin liittyvää riskiä ja kannustaa investointeihin. Regulaatioriski on myös tyypillisesti alhainen, koska uusi regulaatio ei useimmissa tapauksissa muuta jo myönnettyjen tariffien tasoa, joskin tähän on poikkeuksia (esim. Espanjan järjestelmä). Tariffijärjestelmien rinnalla käytetään usein myös muita uusiutuvan energian lisäämiseen tähtääviä ohjauskeinoja. Esimerkiksi Saksassa ja Espanjassa myös muut ohjauskeinot ovat olleet tärkeässä asemassa tariffijärjestelmän ohella. Tariffijärjestelmän ohella sovellettuja ohjauskeinoja ovat erityisesti t&k -tuet, investointituet sekä rahoitustuet. Tariffijärjestelmien keskeisimmät hallinnolliset haasteet liittyvät implementointivaiheeseen, jolloin tariffitasoista, kestoista ja muusta rakenteesta päätetään. Päätösten on oltava pitkäikäisiä ja siten uskottavia, ja esimerkiksi Saksan tariffijärjestelmän kaltainen tariffitasojen pitkälle viety eriyttäminen asettaa haasteita tariffitasojen laatimiselle. Järjestelmän implementointiin liittyvät vastuut kustannuksineen päätyvät viranomaistahojen kannettaviksi. Alueellisille jakeluverkkoyhtiöille ja kantaverkkoyhtiöille aiheutuu järjestelmistä jonkin verran hallinnollisia kustannuksia raportointiin, laskutukseen ja maksuihin liittyen. Kokonaisuutena nämä kustannukset ovat kuitenkin suhteellisen pieniä. Pitkäksi ajaksi taatulla tuella ja korkeilla tariffitasoilla on varjopuolensa. Tariffijärjestelmän kustannukset voivat nousta merkittäviksi, mikäli tuetun tuotannon osuus sähkön kulutuksesta nousee suureksi. Esimerkiksi Tanskassa kiinteää hintaa maksavasta tariffijärjestelmästä luovuttiiin 1990-luvun lopulla erityisesti nopeasti kohoavien kustan-

Page: 11 (62) nusten vuoksi. Myös Espanjassa tukitasoja on tarkistettu alaspäin. Esimerkkinä sähkön kulutukselle aiheutuvasta lisämaksusta voidaan mainita Saksan järjestelmä, joka aiheuttaa kuluttajille noin 7-8 /MWh lisälaskun (käsittäen kaiken järjestelmään kuuluvan uusiutuvan energian). Lisämaksun on arvioitu kasvavan hieman yli 12 /MWh:iin vuoteen 2016 mennessä, minkä jälkeen sen on arvioitu alkavan laskea. Tariffijärjestelmissä kustannukset kerätään käytännössä aina sähkön loppukäyttäjiltä tasapuolisesti. Poikkeuksiakin on: esimerkiksi Saksan järjestelmässä lisämaksu on pienempi eräiden energiaintensiivisten ja kansainväliselle kilpailulle altistuvien yritysten kohdalla. Tariffijärjestelmä voi myös vaikuttaa sähkön hintaan, koska se tuo lisää muuttuvilta kustannuksiltaan halpaa tuotantoa markkinoille. Tämä vaikuttaa siihen, mikä tuotantomuoto on marginaaliasemassa ja vaikuttaa siten hintatasoon tukkumarkkinoilla. Esimerkiksi Tanskassa ja Saksassa tariffijärjestelmän johdosta lisääntyneen tuulivoiman on havaittu laskeneen sähkön hintaa. Biokaasulla tuotetun sähkön tukemisen voidaan olettaa vaikuttavan sähkömarkkinoihin samalla tavoin hintaa alentavasti. Toisaalta biokaasulla tuotetun sähkön vaikutus jäänee Suomessa marginaaliseksi sähkön kokonaistuotantoon verrattuna varsin rajallisen potentiaalin vuoksi. Joissakin tapauksissa tariffijärjestelmät ovat häirinneet myös muiden markkinoiden toimintaa. Esimerkiksi Itävallassa suhteellisen korkeat tariffit puupolttoainetta käyttävälle sähköntuotannolle ovat alkaneet ohjata metsäteollisuuden raaka-ainetta sähköntuotantoon, ja metsäteollisuus on joutunut tämän vuoksi vaikeuksiin. Lisäksi on ilmeistä, että kaikille suunnitteilla oleville uusille sähköntuotantolaitoksille ei tule riittämään puupolttoainetta. Esimerkki osoittaa, että tariffijärjestelmää suunniteltaessa on tärkeää huomioida vaikutukset myös muilla sektoreilla.

Page: 12 (62) 4. TARIFFIN RAKENTEEN ANALYYSI Tässä luvussa pohditaan Suomen oloissa biokaasusta tuotetulle sähkölle soveltuvan syöttötariffin rakennetta ja määrittämistä. Tarkastelussa lähtökohtana pidetään sitä, että tariffijärjestelmä tulisi suunnitella sellaiseksi, että se takaisi riittävän tuen, mutta välttäisi maksamasta tukea liikaa ja olisi silti mahdollisimman yksinkertainen. Luvussa lähdetään liikkeelle vetämällä yhteen biokaasusta tuotetun sähkön potentiaali ja kustannukset. Tämän jälkeen pohditaan tukitarpeen osatekijöihin liittyviä kysymyksiä; kuten miltä osin tariffin laskentaperuste olisi tarkoituksenmukaista määrittää koko tuotannolle yhteisiin arvoihin perustuen ja miltä osin se voisi olla järkevä eriyttää ja miltä osin tariffia tulisi päivittää? Tämän jälkeen esitetään vaihtoehtoja tariffin eriyttämiselle. Lopuksi analysoidaan tariffijärjestelmän maksaman tuen määrää valituissa tariffin rakenteen eri vaihtoehdoissa. 4.1. Biokaasusta tuotetun sähkön potentiaali 4.1.1. Biokaasusta sähköä tuottavat laitokset ja potentiaaliset hanketyypit Biokaasusta tuotetaan sähköä usein biokaasun lähteen yhteydessä olevassa CHPyksikössä, joka on perustettu kyseisen biokaasun lähteen hyödyntämistä varten (tässä tarkastelussa biokaasulaitoksella tarkoitetaan laitoskokonaisuutta, joka tuottaa sekä biokaasun että sähkön). Biokaasusta sähköä tuottavat laitokset voidaan jakaa käytetyn teknologian perusteella bioreaktorilaitoksiin, kaatopaikkalaitoksiin ja energialaitoksiin, jotka eivät ole kiinteä osa biokaasun lähdettä (bioreaktoria tai kaatopaikkakaasun keräyslaitosta). Bioreaktorilaitokset voidaan jakaa sijainnin ja käytettyjen biokaasun raaka-aineiden perusteella edelleen yhteismädätyslaitoksiin, maatilalaitoksiin ja jätevedenpuhdistamojen laitoksiin. Yhteismädätyslaitoksella tarkoitetaan keskitettyä bioreaktorilaitosta, joka käyttää tyypillisesti useita eri raaka-aineita useasta eri kohteesta. Maatilalaitoksella tarkoitetaan puolestaan yhden ison tai muutaman lähekkäin sijaitsevan maatilan biokaasun tuotantoa pääosin eläinten lannasta ja muusta maatalousjätteestä. Yhteismädätys- ja maatilalaitoksen välinen rajanveto on häilyvä, koska myös maatilan yhteyteen on mahdollista toteuttaa yhteismädätyslaitoksen tunnuspiirteet omaava laitos. Suomessa on tällä hetkellä 3 yhteismädätyslaitosta ja 8 maatilakohtaista laitosta. Useassa ellei kaikissa näissä laitoksissa on jo sähköntuotantoyksikkö, joten sähkön tuotannon lisääminen yhteismädätys- tai maatilalaitoksin vaatii tyypillisesti investoinnin sekä sähköntuotantoyksikköön että bioreaktoriin. Jätevedenpuhdistamoiden laitokset poikkeavat muista bioreaktorilaitoksissa siinä, että ne käyttävät tyypillisesti raaka-aineenaan vain jätevedenpuhdistamon lietettä, ja siinä, että laitosten sähkön ja lämmön nettotuotanto käytetään tyypillisesti kokonaan jätevedenpuhdistamon energiantarpeen kattamiseen. Poissuljettua ei kuitenkaan ole se, että jäteveden-

Page: 13 (62) puhdistamon bioreaktorilaitos ryhtyy hankkimaan raaka-aineita ulkopuolelta ja maan ylijäämäenergiaa myyntiin. Suomessa suurimmilla jätevedenpuhdistamoilla on jo bioreaktorit, mutta yhdyskuntien jätevedenpuhdistamoista vain kahdeksassa 15:sta tuotetaan lämmön lisäksi sähköä ja yhdessäkään teollisuuden jätevedenpuhdistamossa ei tuoteta lämmön lisäksi sähköä. Lisäsähkön tuottaminen vaatisi siis monissa tapauksissa vain investoinnin sähkön tuotantoyksikköön. Kokonaisuudessaan lisäsähkön tuotantopotentiaali jätevedenpuhdistamojen biokaasusta on arvioitu varsin rajalliseksi. Kaatopaikkalaitokset poikkeavat bioreaktorilaitoksista siinä, että ne eivät tuota biokaasua aktiivisesti reaktorissa vaan kaatopaikan jätepenkereestä vapautuva kaasu kerätään erityisen keräyslaitteiston avulla. Kaatopaikkahankkeet eroavat toisistaan erityisesti sen suhteen, onko kaatopaikalla jo kaasun keräysjärjestelmä vai pitääkö se rakentaa. Suomessa kaatopaikkakaasun keräys on jo järjestetty kaikilla suurimmilla käytössä olevilla ja käytöstä poistetuilla kaatopaikoilla. Vuoden 2005 lopussa toiminnassa oli 33 kaatopaikkalaitosta, joista 20:ssä tuotettiin ainoastaan lämpöä, kahdessa sähköä ja lämpöä ja kahdessa pelkästään sähköä. Näiden lisäksi on noin 50 pienempää kaatopaikkaa, joilta ei edellytetä kaatopaikkakaasun keräystä. Näissä kohteissa sähkön tuottaminen kaatopaikkakaasusta vaatisi energialaitoksen lisäksi keräysjärjestelmäinvestoinnin. Näissä kohteissa kaasun taloudellinen hyödyntäminen on kuitenkin esiselvityksen mukaan teknistaloudellisesti vaikeaa ja kaasun tuotantomäärät pääsääntöisesti laskussa. Kaatopaikkojen potentiaaliset hankkeet ovat siis tyypillisesti sellaisia, joissa kaasunkeräysjärjestelmä on valmiina, ja joissa kerätty kaasu poltetaan nykyisin soihtuna tai siitä tuotetaan lämpöä. Biokaasusta sähköä tuottava erillinen energialaitos tulee kyseeseen lähinnä kaatopaikkakaasun hyödyntäjänä. Bioreaktorilaitokset tarvitsevat paljon energiaa mädätysprosessissa. Energia on luontevaa tuottaa reaktorilaitoksen yhteydessä olevassa energialaitoksessa. Oletettavasti edullisin tapa tuottaa biokaasulaitoksessa ylijäämäsähköä on mitoittaa energialaitos sellaiseksi, että se pystyy käyttämään kaiken tuotetun biokaasun. Poissuljettua ei kuitenkaan liene sekään, etteikö bioreaktoreissa tuotettua biokaasua ohjautuisi erillisiin energialaitoksiin. Selvityksen rajauksen mukaan tarkasteltava tariffijärjestelmä kattaa polttoaineteholtaan alle 20 MW:n energialaitoksissa tuotetun sähkön. 4.1.2. Biokaasusta tuotetun sähkön kustannukset ja kustannusrakenne Tarkastellaan biokaasusta tuotetun sähkön kustannusrakennetta ja tukitarvetta perustuen esiselvityksessä esitettyihin esimerkkilaitoksiin ja taustaoletuksiin (Taulukot 2 ja 3). Tarkastelu perustuu oletuksiin, että laitokset eivät saa investointitukea ja ne myyvät kaiken sähkön verkkoon.

Page: 14 (62) Taulukko 2. Biokaasusta tuotetun sähkön kustannusrakenne esimerkkilaitoksissa esiselvityksen 4 perusteella. MT1 MT2 MT3 YM1 YM2 JP KP1 KP2 KP3 Esimerkkilaitosten ominaisuuksia: Raaka aine (1000t) 4 4 8 21 20 64 0 0 0 Biokaasun tuotanto vuodessa (1000 m3) 80 100 200 600 1,200 900 875 500 1,500 Sähkön tuotanto vuodessa (MWh) 143 184 395 1 160 2 321 1 740 1 169 668 2 126 Kustannukset ja tulot ( /MWh e): Investointikustannus 263 204 168 171 143 203 80 38 29 Käyttö ja kunnossapito 119 92 101 121 86 121 30 24 14 + Lämmön arvo itsekäytettynä 24 29 27 12 9 50 0 0 0 + Lämmön myynti 0 0 0 0 0 0 0 0 29* = Sähköntuotantokustannus perustapauksessa 357 268 243 280 220 274 110 62 72 + Lämmön myynti enintään 6 4 5 13 15 0 30 30 0 + Porttimaksu 100 %, 10 /t (tai 20%, 50 /t) 280 204 190 177 84 365 0 0 0 + Porttimaksu 100 %, 15 /t (tai 30%, 50 /t) 420 306 285 265 126 547 0 0 0 + Reaktorituotteen myynti?????? 0 0 0 + Raaka aineen hankinta?????? 0 0 0 MT1= Maatila (140 nautaa); MT2=Maatila (500 emakkosikaa); MT3=Maatila (1000 emakkosikaa); YM1=Yhteismädättämö (lietelanta, elintarvikejäte); YM2=Yhteismädättämö (lietelanta, biojäte, peltobiomassa); JP=Jätevedenpuhdistamo (mädättämö + kaasumoottori); KP1 = Kaatopaikka (keräysjärjestelmä +kaasumoottori); KP2 = Kaatopaikka (soihtu > kaasumoottori); KP3 = Kaatopaikka (lämpö > kaasumoottori); *laitoksen myymän lämmön määrä vähenee sähköntuotantoinvestoinnin vuoksi. Taulukko 3. Esiselvityksessä 4 esitettyjen esimerkkien taustaoletuksia. Lämmön arvo itse käytettynä 35 /MWh Lämmön myyntiarvo 20 /MWh Oman pääoman tuottovaatimus 12 % Vieraan pääoman tuottovaatimus 5 % Vieraan pääoman osuus sijoitetusta pääomasta 70 % Esimerkkien valossa sähkön tuetun hinnan on perustapauksessa oltava laitoksesta riippuen 62 357 euroa, jotta tuotanto on kannattavaa. Edullisinta sähkön tuotanto on kaatopaikkakaasulaitoksissa, joissa kaasun keräys on jo järjestetty. Bioreaktorilaitoksissa kustannukset ovat vähintään kaksinkertaiset. Taulukossa esitetty jäteveden puhdistamon hanke ei ole kovin edustava Suomen potentiaalin kannalta, koska se sisältää bioreaktoriinvestoinnin. Voidaan olettaa, että tapauksissa, joissa jäteveden puhdistamolla on jo bioreaktori, ja sähkön tuottamiseksi tarvitaan vain investointi sähköntuotantoyksikköön, kustannukset ovat suuruusluokaltaan samaa suuruusluokkaa kuin kaatopaikkahankkeissa, joissa kaasunkeräys on jo järjestetty. Perustapauksessa esimerkkilaitosten sähkön tuotantokustannukset muodostuvat investointikustannuksesta ja käyttökustannuksesta. Bioreaktorilaitokset sijaitsevat tyypillisesti kohteissa, joissa ne voivat käyttää hyödyksi osan lämmön nettotuotannostaan, mikä vähentää maatilalaitosten tuen tarvetta 20 30 /MWh e ja yhteismädättämöjen tuen tarvetta noin 10 /MWh e. Esimerkkien mukaan kaatopaikkakaasulaitokset voivat ansaita lämmön myynnillä enintään noin 30 /MWh e. Laitokset voivat kuitenkin myydä lämpöä vain, jos lämmölle on kysyntää laitoksen läheisyydessä. Esimerkeissä on oletettu, että vain yksi kaatopaikkalaitoksista voi myydä lämpöä. Tämä laitos on tuottanut aiemmin ainoastaan lämpöä, ja säh- 4 Pöyry Energy Oy. 2007. Esiselvitys biokaasun tuotannon tuotantopotentiaalista ja sähkön tuotannon tukitarpeesta. Kauppa- ja teollisuusministeriö.

Page: 15 (62) kön tuotannon aloittaminen vähentää sen lämmönmyyntiä, joten lämmön myynnin osalta kannattavuusvaikutus on tässä tapauksessa sähköä tuottavalle hankkeelle negatiivinen. Bioreaktorilaitokset voivat parantaa kannattavuuttaan ja vähentää tuen tarvettaan perustapauksena esitetystä keräämällä vastaanottamastaan biokaasun raaka-aineesta jätteen vastaanottomaksuja eli ns. porttimaksuja sekä myymällä lämpöä ja reaktorituotetta. Toisaalta bioreaktorilaitoksen tuen tarve voi olla perustapauksena esitettyä suurempi, jos se joutuu maksamaan raaka-aineesta. Esiselvityksen mukaan vastaanottomaksu muilta maatiloilta tulevalle lannalle voisi olla luokkaa 5-10 /t ja elintarvikejätteelle luokkaa 50 /t. Vastaanottomaksun vaikutus tarvittavan tuen tasoon voi olla erittäin merkittävä. Esimerkiksi, jos laitokset käyttäisivät raaka-aineenaan 30 % elintarvikejätettä ja keräisivät siitä vastaanottomaksun 50 /t, laitokset olisivat yhtä lukuun ottamatta kannattavia ilman tukea 5. Lämmön myynnistä saatava potentiaalinen lisätulo on bioreaktorilaitosten kohdalla kokonaistukitarpeeseen nähden varsin pieni (4-15 /MWh e ), koska reaktorin omakäyttö vie osan tuotetusta lämmöstä ja osa voidaan tyypillisesti hyötykäyttää hankekohteessa esimerkiksi maatilan lämmöntarpeen kattamiseen. Erityisesti maatilakohtaisten laitosten kohdalla ylijäämälämmön myynti on lähinnä teoreettinen mahdollisuus. Lisäksi lämmön myynnin aloittaminen vaatii investointeja, joten sen kannattavuusvaikutus on alhaisempi kuin taulukossa on esitetty. Esiselvityksen mukaan myös reaktorituotteen myynnin vaikutus laitoksen kokonaiskannattavuudelle on suhteellisen pieni. Raaka-aineen mahdollisten hankintakustannusten vaikutusta tuen tarpeeseen ei ole esiselvityksessä erikseen käsitelty, vaan se on oletettu saatavan ilmaiseksi. Erillisen energialaitoksen biokaasusta tuottaman sähkön tukitarpeen voidaan olettaa olevan biokaasun sähköyksikkökohtaisen hankintakustannuksen ja laitokselle edullisimman vaihtoehtoisen polttoaineen käytön kustannuksen erotuksen suuruinen. 4.1.3. Biokaasusta tuotetun sähkön lisäysmahdollisuus ja lisäämisen kustannukset Taulukossa 4 ja kuvassa 5 yhdistetään esimerkkilaitosten sähkötuotantokustannukset ja esiselvityksessä esitetty biokaasulla tuotetun sähkön tekninen potentiaali. Taulukossa 4 potentiaalia vastaava maksimi sähköntuotantokustannus viittaa siihen kutakin laitostyyppiä kuvaavaan esimerkkilaitokseen, jossa sähköntuotantokustannus on korkein. Kuvassa sähköntuotantokustannuksen on oletettu kasvavan lineaarisesti halvimman sähköntuotantokustannuksen omaavasta esimerkkilaitoksesta kalleimpaan. Poikkeuksena jätevedenpuhdistamon biokaasusta tuotetun sähkön kustannuksen oletetaan olevan samansuuruinen kuin kaatopaikoilla, joissa keräysjärjestelmä on olemassa. 5 Vastaanottomaksuista on huomattava, että esimerkiksi elintarvikejätteen käyttö biokaasun raaka-aineena tai tilan ulkopuolelta tulevien raaka-aineiden vastaanotto lisää biokaasulaitoksen toiminnan vaatimustasoa ja kustannuksia. Tämän vuoksi vastaanottomaksujen ei voine käytännössä katsoa täysimääräisesti parantavan biokaasulaitoksen toiminnan kannattaavuutta. Siitä, mikä vastaanottomaksujen kannattavuusvaikutus lopulta on, tarvittaisiin lisäselvitystä. Tässä selvityksessä vastaanottomaksujen on kuitenkin oletettu parantavan biokaasulaitoksen kannattavuutta täysimääräisesti, kuten myös esiselvityksessä on tehty.

Page: 16 (62) Taulukko 4. Biokaasusta tuotetun sähkön potentiaali ja kustannukset perustuen esiselvitykseen 6. Biokaasutyyppi/biokaa sun raaka aine Laitostyyppi Kokonaispotentiaali (GWh/a) Olemas sa oleva tuotanto (GWh/a) Potentiaalinen lisäys (GWh/a) Sähköntuotantokustannus (max) ( /MWh) Kumulatiivinen lisäysmahdollisuus (GWh/a) Jätevedenpuhdistamoiden Jätevedenpuhdistamoiden laitokset, biokaasu olemassa oleva bioreaktori 38 28 10 65 10 Kaatopaikkakaasu Kaatopaikkalaitokset, olemassa oleva kaasun keräys 138 10 128 65 138 Kaatopaikkakaasu Kaatopaikkalaitokset, ei vielä kaasun keräystä 99 99 104 237 Elintarviketeollisuuden jäte Yhteismädättämöt 75 1.6 73 278 310 Yhdyskuntien biojäte Yhteismädättämöt 78 1.6 76 278 386 Lietelanta Yhteismädättämöt 60 1.6 58 279 445 Peltobiomassa Yhteismädättämöt 213 0 213 279 658 Lietelanta Maatilalaitokset 60 0.15 59 357 718 Peltobiomassa Maatilalaitokset 60 0 60 357 778 Yhteensä 821 43 778 400 300 Sähköntuotantokustannus ( /MWh) JÄTEVEDEN PUHDISTAMOT Olemassa oleva bioreaktori 10 GWh MAATILAT Lietelanta 60 GWh Peltobiomassa 60 GWh YHTEISMÄDÄTTÄMÖT Elintarviketeollisuuden ja yhdyskuntien biojäte 149 GWh Peltobiomassa 213 GWh Lietelanta 60 GWh 200 100 KAATOPAIKAT: Olemassa oleva kaasun keräys 128 GWh Ei kaasun keräystä 99 GWh 100 200 300 400 500 600 Biokaasusta tuotetun sähkön tekninen lisäysmahdollisuus (GWh) Kuva 5. Hahmotelma biokaasusta tuotetun sähkön lisäysmahdollisuudesta ja kustannuksesta perustuen esiselvitykseen 6 tilanteessa, jossa hankkeet eivät saa investointitukea, ja raaka-ainehankinta ei aiheuta tuottoja eikä kuluja. 6 Pöyry Energy Oy. 2007. Esiselvitys biokaasun tuotannon tuotantopotentiaalista ja sähkön tuotannon tukitarpeesta. Kauppa- ja teollisuusministeriö.

Page: 17 (62) Esimerkkilaitosten perusteella biokaasusta tuotetun sähkön lisäysmahdollisuuden kustannuksissa on varsin merkittäviä laitostyyppikohtaisia eroja. Noin kolmannes lisäyspotentiaalista on kaatopaikkalaitoshankkeissa, jotka tarvitsevat tukea merkittävästi vähemmän kuin yhteismädätyslaitos- ja maatilalaitoshankkeet. Huomionarvoista on myös, että potentiaalin kustannus on esitetty perustapauksessa, jossa ei ole huomioitu mahdollisten vastaanottomaksujen ja raaka-aineen hankintakustannusten kannattavuusvaikutusta. Erityisesti elintarviketeollisuuden ja yhdyskuntien biojätteestä peräisin olevasta biokaasusta tuotetun sähkön tuotantokustannus voi olla huomattavasti edullisempi kuin esitetty, jopa negatiivinen, jos sen vastaanottamisesta saadaan korvaus. Tämä voi tehdä myös osan muusta bioreaktorilaitosten potentiaalista kannattavampaa kuin perustapauksessa. Joka tapauksessa potentiaalin kustannusrakenteen perusteella vaikuttaa selvältä, että tuen porrastaminen tukitarpeen perusteella olisi perusteltua. Muutoin suuri osa potentiaalista ei saa riittävää tukea tai saa sitä liikaa. Tuen eriyttämisen vaihtoehtoja pohditaan jäljempänä tässä luvussa. 4.2. Tukitarpeeseen vaikuttavat tekijät ja tariffin rakenne Edellä biokaasusta tuotetun sähkön lisäysmahdollisuuden kustannus esitettiin perustapauksessa perustuen esiselvityksessä esitettyihin oletusarvoihin. Tässä tarkastelussa tukitarpeeseen vaikuttavia tekijöitä katsotaan tariffijärjestelmän näkökulmasta ottaen huomioon myös tekijöiden mahdolliset muutokset. Pohdittavia kysymyksiä ovat: miten tariffin laskentaperuste määritetään, miltä osin tariffia tulisi päivittää ja miten tariffi tulisi eriyttää tukitarpeen perusteella. Lähdetään liikkeelle määrittämällä tariffin (preemion) laskentaperuste. Hallitusohjelman mukaan Uusiutuvan ja biopohjaisen energian lisäkäytön varmistamiseksi tarvitaan erillisiä toimia. Hallitus toteuttaa syöttötariffin biokaasulaitosten (peltobiomassat, teurasjätteet, erilaiset karjanlannat ja yhdyskuntajätteet) osalta. Järjestelmän piiriin kuuluvat alle 20 MW laitokset. Järjestelmä sisältää markkinahinnan ja bioenergian hinnan erotuksen. Jos järjestelmän tavoitteeksi katsotaan biokaasusta tuotetun sähkön tuotannon lisääminen, bioenergian hinnalla voidaan katsoa tarkoitettavan sähkön hintaa, joka on riittävä aikaan saamaan järjestelmän tavoitteen mukaisen määrän investointeja. Tällöin hinnan on oltava niin korkea, että se tekee biokaasusta tuotetun sähkön koko tuotantoketjusta (raakaainehankinta + bioreaktori/kaatopaikkakaasun keräily + sähkön tuotanto + sähkön toimittaminen verkkoon) kannattavan, eli tuotetulle sähköyksikölle maksettavan preemion on katettava koko tuotantoketjun tukitarve. Kuvassa 6 on esitetty biokaasulla tuotetun sähkön sähköyksikkökohtaiseen tukitarpeeseen vaikuttavat tekijät.

Page: 18 (62) Käyttö ja kunnossapitokulut Raaka ainekulut (Osto, kuljetus ) Raaka aineesta perityt porttimaksut Tuotetun lämmön arvo Käyttö ja kunnossapitokustannus ( /MWh e) Tariffin tavoitteet ja rakenne Tariffin kesto (hankkeen takaisinmaksuaika) Tariffin tavoitteen toteuttava tuotto omalle pääomalle Investointi ja rahoituskustannus ( /MWh e) Riskitön korko Tariffilla taattava tuotto sijoitetulle pääomalle Vieraan pääoman korko Hankkeen rahoitusrakenne Hankkeen tyyppi ja koko Teknologian hintakehitys Kapasiteettiyksikkökohtainen investointikustannus ( /kw) Tuotantomäärä takaisinmaksuaikana Tukitarve ( /MWh e) Sähkön tuotantokustannus Sähkön myynti Sähkön myyntihinta Itse käytetty sähkö (ei prosessi) Käytetyn sähkön arvo Kuva 6. Biokaasusta tuotetun sähkön tukitarpeeseen vaikuttavat tekijät tariffijärjestelmän näkökulmasta. Laskelmassa investointi- ja rahoituskustannus määritetään siten, että se kattaa tuotannon lisäämiseksi tarvittaville investoinneille tariffijärjestelmän tavoitteet toteuttavan pääoman tuoton ja huomioi takaisinmaksuajan siten, että se on sama kuin periodi, jolle tuki myönnetään. Kun tämä periodi on ohi, tariffia voidaan edelleen myöntää perustuen käyttö- ja kunnossapitokustannusten ja sähkön hinnan erotukseen. Käyttö- ja kunnossapitokustannus sisältää tuotantoketjun käyttökustannusten ja tuottojen erotuksen. Käytännössä preemiota ei määritettäne tuotantoyksikkökohtaisesti, koska se, ainakin tyypillisesti, myönnetään myydylle sähkölle eikä koko tuotannolle. Ainoastaan myytyä sähköä tukevan järjestelmän tapauksessa preemio määritetään kohdistamalla tukitarve vain myydylle sähkölle (kuva 7). Sähkön tuetun hinnan (markkinahinta + preemio) ollessa korkeampi kuin vähittäishinta, vain myytyä sähköä tukeva järjestelmä pyrkii ohjaamaan kaiken sähkön myyntiin. Jos kaikki sähkö ohjautuu myyntiin tukitason määrittäminen ei eroa kuvassa 6 esitetystä.

Page: 19 (62) Käyttö- ja kunnossapitokustannus /MWh e (myytyä sähköä) Investointi- ja rahoituskustannus /MWh e (myytyä sähköä) Preemio /MWh e (myytyä sähköä) Myydyn sähkön tuotantokustannus Sähkön myyntihinta Kuva 7. Biokaasusta tuotetun sähkön tariffitasoon vaikuttavat tekijät, tapauksessa, jossa tuki maksetaan vain myydylle sähkölle (tuotantokustannus määritetään kuten edellä, mutta se kohdistetaan ainoastaan myydylle sähkölle). On myös mahdollista, että tuotantoa, jolla korvataan vähittäismarkkinoilta hankittua sähköä, tuetaan erillisellä preemiolla. Tällöin tukitarve kohdistetaan sähkön koko nettotuotannolle, ja siitä vähennetään tilanteen mukaan joko sähkön myyntihinta tai itse käytetyn sähkön arvo (Kuva 8). Käyttö ja kunnossapitokustannus /MWh e Investointi ja rahoituskustannus /MWh e Preemio /MWh e (Myytyä tai itse käytettyä sähköä) Sähkön tuotantokustannus Sähkön myyntihinta TAI Itse käytetyn sähkön arvo Kuva 8. Biokaasusta tuotetun sähkön tariffiin vaikuttavat tekijät tapauksessa, jossa tariffia maksetaan sekä myydylle että itse käytetylle sähkölle. 4.2.1. Investointi- ja käyttökustannukset Tuotettua sähköyksikköä kohti lasketut investointi- ja käyttökustannukset eroavat erilaisten biokaasusta sähköä tuottavien laitosten kesken varsin merkittävästi, mikä aiheuttaa merkittäviä eroja sähkön tuotannon tukitarpeeseen. Tarkastellaan tilannetta edellä (taulukossa 2) esitettyjen esimerkkilaitosten avulla (Kuvat 9 ja 10).

Page: 20 (62) 300 250 Bioreaktorilaitokset (pl. Jätevedenpuhdistamon laitos) ( /MWh sähköä) 200 150 100 50 0 0 2,000 4,000 6,000 8,000 Biokaasun tuotanto (MWh vuodessa) Jätevedenpuhdistamon laitos (sisältää reaktoriinvestoinnin) Kaatopaikkakaasulaitokset (keräysjärjestelmä valmiina) Kaatopaikka (investointi myös keräysjärjestelmään) Kuva 9. Esimerkkilaitosten sähköyksikkökohtainen investointikustannus biokaasun tuotantolaitoksen vuotuisen biokaasun tuotannon funktiona. 140 120 Bioreaktorilaitokset (pl. Jätevedenpuhdistamon laitos) ( /MWh sähköä) 100 80 60 40 20 0 0 2,000 4,000 6,000 8,000 Biokaasun tuotanto (MWh vuodessa) Jätevedenpuhdistamon laitos (sisältää reaktoriinvestoinnin) Kaatopaikkakaasulaitokset (keräysjärjestelmä valmiina) Kaatopaikka (investointi myös keräysjärjestelmään) Kuva 10. Esimerkkilaitosten sähköyksikkökohtainen käyttökustannus biokaasun tuotantolaitoksen vuotuisen biokaasun tuotannon funktiona. Jäteveden puhdistamon biokaasulaitoksen investointikustannus on kokoluokkaansa nähden korkeampi kuin muiden bioreaktorilaitosten, mutta kuten mainittu, jäteveden puhdistamojen potentiaaliset hankkeet eivät Suomessa sisältäne bioreaktori-investointia, jolloin näissä kohteissa sähkön tuotannon lisäämisen tukitarve lienee samaa luokkaa kuin kaatopaikoilla, joissa kaasunkeräysjärjestelmä on valmiina. Bioreaktorilaitosten investointikustannukset ovat huomattavasti korkeammat kuin kaatopaikkakaasulaitosten johtuen siitä, että bioreaktori on kalliimpi investointi kuin kaatopaikkakaasun keräilyjärjestelmä. Lisäksi kaatopaikoilla on usein keräysjärjestelmä valmiina, jolloin investointia siihen ei enää

Page: 21 (62) tarvita. Tässä yhteydessä voidaan huomata, että kapasiteetilla, joka on valmistunut ennen tariffijärjestelmän käyttöönottoa (esim. kaatopaikkakaasun keräilyjärjestelmät), ei ole tariffijärjestelmän tavoitteiden kannalta (uusiutuvan energian lisäystavoite) merkityksellisiä investointikustannuksia. Investointikustannukset eroavat erikokoisten laitosten välillä siten, että sähköyksikkökohtainen investointikustannus laskee laitoskoon kasvaessa. Biokaasulaitoksen sähköyksikkökohtainen investointikustannus on lähinnä riippuvainen bioreaktorin/kaatopaikkakaasun keräilylaitteiston koosta, ei niinkään sähköntuotantoyksikön koosta. Biokaasun tuotantolaitosten yhteyteen sijoitettavan voimalaitosyksikön sähköyksikkökohtaiset investointikustannukset eivät muutu koon muuttuessa muutoin kuin aivan pienimmässä kokoluokassa (Taulukko 5). Tässäkin on huomattava, että huolimatta korkeammasta investointikustannuksesta, mikroturbiinin sähköyksikkökohtaisen kustannuksen on arvioitu olevan lopulta likimain samaa tasoa kuin kaasumoottoreiden, johtuen muuten edullisemmasta kustannusrakenteesta 7. Suurempien biokaasun lähteiden yhteydessä on tyypillistä, että pienehköjä sähköntuotantoyksiköitä asennetaan useita rinnan. Taulukko 5. Esimerkkejä sähköntuotantoyksiköiden investointikustannuksista 7. Investointikustannus ( /kw) Capstone mikroturbiini 30 kwel 4333 Kaasumoottori 50 kw el 2000 Oberdorfer kaasumoottori 80 kwel 2000 Oberdorfer kaasumoottori 109 kwel 2018 Jenbacher kaasumoottori 143 kwel 1958 Sähköä tuottavilla monipolttoainelaitoksilla ei ole hankitun biokaasun suhteen tariffijärjestelmän tavoitteiden kannalta relevantteja investointikustannuksia, koska niissä biokaasun käytön lisääntyminen riippuu ainoastaan biokaasun kilpailukyvystä vaihtoehtoiseen polttoaineeseen nähden. Toisaalta tällaisen tuotannon tukemisessa biokaasun lähteen investointikustannus tulee huomioitua biokaasun tuotanto/hankintakustannuksessa. Kuvassa 10 esitettyjen esimerkkien valossa bioreaktorilaitosten ja kaatopaikkalaitosten käyttökustannukset poikkeavat selvästi toisistaan, mutta eivät alene erityisen selvästi laitoskoon kasvaessa. Tariffia määritettäessä investointi- ja käyttökustannukset voidaan määrittää perustuen ennalta määrättyihin tyypillisiin arvoihin tai perustuen investoinnin toteutuneeseen kustannukseen. Ennalta määrättyihin arvoihin perustuva malli on hallinnollisesti kevyt sen jälkeen, kun arvot on määritetty. Investointikustannusten määrittäminen toteutuneeseen kustannukseen perustuen lienee tariffijärjestelmän yhteydessä lähinnä teoreettinen vaihtoehto. 4.2.2. Raaka-ainetuotot ja -kulut Kuten mainittu raaka-ainetuotot ja -kulut voivat vaikuttaa erittäin merkittävästi bioreaktorilaitoksen tukitarpeeseen. Esiselvityksen mukaan vastaanottomaksu muilta maatiloilta tulevalle lannalle voisi olla luokkaa 5-10 /t ja elintarvikejätteelle 50 /t. 7 Gaia Group 2005. Biokaasun maatilatuotannon kannattavuusselvitys.