Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen
LOPPURAPORTTI 52X265022 23.1.2015 ENERGIATEOLLISUUS RY, FINGRID OYJ, METSÄTEOLLISUUS RY, SUOMEN ELFI OY JA TYÖJA ELINKEINOMINISTERIÖ Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030 52X265022 23.1.2015 2 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. 52X265022 23.1.2015 1 Yhteystiedot PL 4 (Jaakonkatu 3) 01621 Vantaa Kotipaikka Vantaa Y-tunnus 2302276-3 Puh. 010 3311 Faksi 010 33 21031 http://www.poyry.com Pöyry Management Consulting Oy 52X265022 23.1.2015 1 Yhteenveto Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaan huippukulutukseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnista kulutushuippujen aikana. Alhainen sähkön markkinahinta on heikentänyt uusien investointien kannattavuutta ja olemassa olevasta kapasiteetista erityisesti lauhdetuotantokapasiteettia voi poistua markkinoilta lähivuosina kannattamattomana, vaikka laitoksilla olisi vielä teknistä käyttöikää jäljellä. Tässä työssä on arvioitu Suomen sähköntuotantotehon riittävyyttä, sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehitystä ja tuontisähkön saatavuutta vuoteen 2030 saakka. Arviointi perustuu sähkön kulutusennusteisiin ja analyysiin sähköntuotantokapasiteetin kehityksestä Suomessa sekä siirtoyhteyksien kehittymisestä ja tehon riittävyydestä Suomen lähialueilla. Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa on otettu huomioon uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien kapasiteetti ja tuonnin saatavuuteen liittyvät riskit, sekä sähkön kulutusrakenne ja kysyntäjousto. Arviot perustuvat Pöyryn näkemyksiin markkinoiden ja kapasiteetin kehityksestä. Sähkön tuotannon ja kysynnän kehitystä tarkasteltiin kolmessa Pöyryn luomassa skenaariossa; perus-, matala- ja korkeaskenaariossa. Keskeisin ero skenaarioiden välillä on oletus talouden kehityksestä ja sen aiheuttamat erot energian kysynnässä ja hintatasoissa. Korkeassa skenaariossa sekä energian hinnat että sähkön kulutus ovat korkeat, matalassa taas hinnat ovat alhaiset ja kulutus perusskenaariota matalampi. Kaikissa skenaarioissa sähkön kulutuksen arvioidaan kehittyvän maltillisesti tarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonut maltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energian kysynnän kehittymisestä ja lisäksi energiatehokkuuden kehitys hillitsee kysynnän kasvua. Erot skenaarioiden kysynnän välillä selittyvät pääasiassa teollisuuden kysynnän eroilla, sillä teollisuuden kysynnän kehittyminen riippuu voimakkaasti yleisestä talouskehityksestä. Sähkön kysyntäprofiilin arvioidaan tulevaisuudessa jonkin verran tasaantuvan sähkön lämmityskäytön, teollisuuden ja sähköautojen kulutuksen sekä kysyntäjouston johdosta. Huipunajan kysyntäpiikkien ei oleteta merkittävästi kasvavan nykytasolta, sillä teollisuuden kysyntä on tasaista eikä niinkään riipu ulkolämpötilasta. Automaation mahdollistamin kysyntäjouston keinoin voidaan huippukulutuksen kysyntää osin myös siirtää vuorokauden sisällä. Suomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta, vesivoimasta sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin ei odoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä suurin osa potentiaalisesta lisäkapasiteetista sijaitsee suojelluissa vesistöissä. Työssä ei ole tarkasteltu ydinvoimainvestointien kannattavuutta vaan kaikissa skenaarioissa uusien ydinvoimaloiden on oletettu tulevan käyttöön vuosina 2019 ja 2025. Tuulivoiman osalta on oletettu, että vuonna 2025 saavutetaan Energia- ja ilmastostrategian 1 tavoite 9 TWh:n tuulivoimatuotannosta. Kaukolämpöä tuottavan sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin arvioidaan vähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkin pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan ja maakaasun 1 Kansallinen energia- ja ilmastostrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle, 20.3.2013 52X265022 23.1.2015 2 korvaus kiinteillä polttoaineilla johtaa sähkötehon laskuun. Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän samalla tasolla tai vähentyvän jonkun verran riippuen skenaariosta. Lauhdetuotantokapasiteetti laskee merkittävästi kaikissa skenaarioissa, sillä matalan sähkön hinnan lisäksi IE-direktiivin edellyttämät lisäinvestoinnit heikentävät lauhdelaitosten kannattavuutta. Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetista poistuu kaikki sellainen kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista. Kapasiteetin poistumisajankohtaan liittyy kuitenkin merkittävää epävarmuutta. Kapasiteetin ja kysynnän kehityksen tarkastelujen tuloksena todetaan, että Suomen oma tuotantokapasiteetti ei koko tarkasteluajanjaksolla riitä kattamaan huippukulutusta missään skenaariossa. Suomen huipunaikaisen sähköntuotantokapasiteetin on arvioitu laskevan nykytasosta vuoteen 2018 ennen Olkiluoto 3 ydinvoimayksikön käyttöönottoa. Siihen asti huippukulutuksen ja –tuotannon ero on noin 2800 MW normaalitalvena ja jopa 4000 MW erittäin kylmänä talvena (keskimäärin kerran 10 vuodessa). Olkiluoto 3:n valmistuttua vaje kulutuksen ja tuotannon välillä laskee merkittävästi, mutta sähköntuotantotehon suhteen Suomi ei ole edelleenkään omavarainen. Sähkön tuontikapasiteetti kuitenkin riittää kattamaan eron oman tuotannon ja huippukulutuksen välillä. Huippukulutus ja tuotantokapasiteetti on esitetty kuvassa 1 alla ja sähkön tuontikapasiteetti kuvassa 2. MW 18 000 Tuulivoima 16 000 Lauhde 14 000 12 000 Kaukolämpö CHP 10 000 Teollisuus CHP 8 000 Vesivoima 6 000 Ydinvoima 4 000 Huippukulutus, normaalivuosi 2 000 Huippukulutus, kylmä vuosi 0 2014 2018 2024 2030 MW Kuva 1 Suomen sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön huippukulutus normaalina ja kylmän vuonna vuoteen 2030 saakka 6000 5000 4000 Venäjä 3000 Viro 2000 Ruotsi 3 1000 Ruotsi 1-2 0 2018 2024 2030 Kuva 2 Sähkön tuontikapasiteetin kehittyminen 52X265022 23.1.2015 3 Suomella on sähkön siirtoyhteydet Venäjälle, Viroon ja Ruotsiin, josta edelleen on yhteydet muihin Pohjoismaihin ja Keski-Eurooppaan. Sähköä tuodaan Suomeen ja viedään täältä lähialueille jatkuvasti hinta-alueiden sähkön hintojen ohjaamana. Toisin kuin Suomessa, kaikilla lähialueilla, joista Suomeen tuodaan sähköä, tuotantokapasiteetti ylittää huippukysynnän. Nykyisin kysynnän ja tuotannon ero huippukulutushetkellä on noin 5000 MW Luoteis-Venäjällä, yli 1300 MW Baltiassa ja 2300 MW Skandinaviassa. On hyvin todennäköistä, että tilanne ei ratkaisevasti muutu tarkasteluajanjaksolla kysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten vuoksi. Kasvava kysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäli investoinnit uuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla ja käytöstä poistuu esimerkiksi ydinvoimakapasiteettia ja lauhdekapasiteettia merkittävästi. Kun huomioidaan sekä kotimainen tuotantokapasiteetti että tuontikapasiteetti, on kaikissa tarkastelluissa skenaarioissa riittävästi kapasiteettia kattamaan myös kylmän talven huipunaikainen kysyntä. Tehovajauksen syntyminen edellyttäisi useaa yhtäaikaista häiriötä tai rajoitusta tuotantokapasiteetissa tai tuontikapasiteetissa huippukulutuksen hetkellä. Kotimaisen tuotannon tehovaje kulutukseen nähden on tarkasteluajanjaksolla suurin vuonna 2018 ennen OL3:n käyttöönottoa. Mikäli sähkön tuotanto- tai tuontitehoa olisi pois käytettävistä noin 1200 MW huippukulutushetkellä, kapasiteetti ei riittäisi kysynnän kattamiseen. Mikäli suurin tuotantoyksikkö olisi pois käytöstä kylmänä ajanjaksona, Suomen sähkönhankintamarginaali putoaisi vuonna 2018 alle 400 MW:iin. Tilanteessa, jossa suurin siirtoyhteys olisi pois käytöstä, eli tuontia olisi rajoitettu 1100 MW:lla, sähkönhankintamarginaali kylmänä talvipäivänä olisi vain 150 MW vuonna 2018, kun kotimainen kapasiteetti toimii normaalisti. Muina tarkasteluajankohtina vuoteen 2030 asti sähkönhankintamarginaali on suurempi. Sähkön oman tuotantotehon vaje kulutukseen nähden, tuontiteho sekä näiden perusteella laskettu sähkönhankintamarginaali perusskenaariossa on esitetty kuvassa 3. MW 6000 4000 Tuonti-kapasiteetti 2000 0 2014 -2000 2018 2024 2030 Oman tuotannon tehovaje Sähkönhankintamarginaali -4000 -6000 Kuva 3 Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin tehovaje kulutukseen nähden, tuontikapasiteetti sekä sähkönhankintamarginaali tuotantoteho ja tuontiteho huomioon ottaen perusskenaariossa Muissa skenaarioissa tilanne ei oleellisesti muutu perusskenaariosta. Vaikka matalassa skenaariossa sähkön tuotannon kokonaisteho on alhaisempi, on kulutusennuste vastaavasti matalampi, mikä johtaa lähellä perusskenaariota olevaan oman tuotannon tehovajeeseen. Korkeassa skenaariossa vastaavasti sähköntuotantokapasiteettia on perusskenaariota enemmän korkeampien sähkönhintojen vaikutuksesta, mutta myös sähkön kulutus on suurempaa. 52X265022 23.1.2015 4 Mahdollisuudet vastata huipputehon tarpeeseen lisäämällä Suomen omaan tuotantoa tai vähentämällä kysyntää huippukulutushetkellä ovat melko vähäiset. Tuotantokapasiteettia voitaisiin hieman lisätä kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa. Muun kapasiteetin osalta mahdollisuus lisätä tuotantoa huippukulutushetkellä on heikko. Kysyntäjoustoa tapahtuu sähkömarkkinoilla jo nykyisin erityisesti teollisuuden osalta silloin, kun sähkön hinnat nousevat hetkellisesti hyvin korkeiksi. Kysyntäjoustoa on mahdollista saada lisää markkinoille teollisuuden lisäksi 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, mutta myös teollisuuden ja palveluiden sähkönkäytöstä voidaan löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita. Näiden kokonaisjoustopotentiaali on kuitenkin arvioitu selvästi pienemmäksi kuin oman sähköntuotannon tehovaje kulutukseen nähden. 52X265022 23.1.2015 1 Sisältö Yhteenveto 1 JOHDANTO ...................................................................................................................... 3 1.1 1.2 Työn tavoite ja lähtökohdat .................................................................................................. 3 Tausta .................................................................................................................................. 3 2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT ................................................................. 4 2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 Sähkömarkkinaskenaariot .................................................................................................... 4 Hintaskenaariot .................................................................................................................... 5 Polttoaineiden hintaskenaariot.............................................................................................. 5 Päästöoikeuden hintaskenaariot ............................................................................................ 7 Sähkön hintaskenaariot ........................................................................................................ 8 3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS .................................................................................. 9 3.1 3.2 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla ............................................................................. 11 Huippukysynnän kehitys .................................................................................................... 12 4 SÄHKÖN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS ................................................... 14 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.3 Nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti ................................................................................ 14 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa.............................................................................. 17 Uusi kapasiteetti ja vanhan kapasiteetin poistuminen ......................................................... 17 Yhteistuotantokapasiteetti .................................................................................................. 17 Lauhdekapasiteetti ............................................................................................................. 21 Häiriö- ja tehoreservit ........................................................................................................ 23 Ydinvoimakapasiteetti ....................................................................................................... 24 Tuulivoima, vesivoima ja muu uusiutuva sähköntuotanto................................................... 25 Huipunaikainen oma sähköntuotantokapasiteetti ja kulutus ................................................ 26 5 SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET SUOMEN JA NAAPURIMAIDEN VÄLILLÄ ......... 29 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 Sähkön tuontimahdollisuudet Skandinaviasta Suomeen...................................................... 30 Sähkön tuontimahdollisuudet Baltian maista Suomeen ....................................................... 32 Sähkön tuontimahdollisuudet Venäjältä Suomeen .............................................................. 34 Samanaikaisten kulutushuippujen vaikutus tuontisähkön saatavuuteen ............................... 34 Yhteenveto siirtoyhteyksien kautta saatavasta kapasiteetista .............................................. 35 6 SÄHKÖN TUOTANTO- JA TUONTIKAPASITEETIN RIITTÄVYYS HUIPPUKULUTUKSEN KATTAMISEEN ................................................................... 37 6.1 6.2 6.3 6.3.1 6.3.2 Kapasiteetin riittävyys eri skenaarioissa ............................................................................. 37 Tehon riittämättömyyteen johtavia tekijöitä ....................................................................... 38 Kysyntäjousto ja tuotannon säätömahdollisuudet ............................................................... 40 Kysyntäjousto .................................................................................................................... 40 Kysyntäjouston kehittyminen ............................................................................................. 42 52X265022 23.1.2015 2 6.3.3 6.3.4 Sähkön tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet .............................................................. 44 Yhteenveto Suomen oman tuotannon ja kulutuksen mahdollisuuksista vastata tehon tarpeeseen .......................................................................................................................... 44 7 JOHTOPÄÄTÖKSET ..................................................................................................... 46 52X265022 23.1.2015 3 1 JOHDANTO 1.1 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 sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestä lyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Työn tavoitteena oli arvioida konkreettisesti laitostason analyysiin perustuen Suomen sähkönhankintakapasiteetin kehitystä ja tuotantotehon riittävyyttä sähkön kulutukseen nähden vuoteen 2030 asti. Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa on huomioitu uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien käyttö ja niihin liittyvät riskit sekä sähkön kulutus ja kysyntäjousto. Kapasiteetin riittävyyttä on tarkasteltu lyhyellä (vuoteen 2018), keskipitkällä (2018-2025) ja pitkällä aikavälillä (2030 saakka) kolmessa eri skenaariossa (perus, korkea ja matala). Työssä ei ole erikseen mallinnettu Suomen ja lähialueiden sähkön tuotantoa, hintatasoja ja kysyntää. Skenaarioiden luomisessa on hyödynnetty Pöyryn aikaisemmin tekemiä mallinnuksia, joiden perusteella on luotu näkemys mm. sähkön kulutuksesta ja sähkön ja polttoaineiden sekä päästöoikeuksien hintatasoista. Myöskään kapasiteetin kehitystä ei ole mallinnettu sähkömarkkinamallin perusteella, vaan työssä on arvioitu hintaennusteiden perusteella investointien ja kapasiteetin ylläpitämisen kannattavuutta. Tämä raportti kuvaa työn keskeiset tulokset, tarkastelun lähtökohdat ja oletukset sekä tarkastelutavan. Raportissa esitellään ensin tarkasteltavat skenaariot ja niihin liittyvät energian hintatasot. Sen jälkeen tarkastellaan sähkön kulutuksen kehitystä Suomessa eri skenaarioissa, sähkön tuotantokapasiteetin kehitystä 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. 1.2 Tausta Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaan huippukulutuksen tarpeeseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnista kulutushuippujen aikana. Kuvassa 4 on esitetty toteutunut keskimääräinen sähkön huippukysyntä sekä huipputuotanto. 52X265022 23.1.2015 4 MW 16 000 14 000 12 000 10 000 Huippukulutus MW 8 000 Toteutunut huipputuotanto 6 000 4 000 2 000 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Kuva 4 Sähkön huippukysynnän ja -tuotannon kehitys Suomessa Sähkön markkinahinta on ollut pitkään melko alhainen ja oletuksena on, että tilanne jatkuu lähivuosina samanlaisena. Lauhdesähköntuotannon kannattavuus on ollut heikkoa ja lauhdekapasiteettia onkin jo poistunut markkinoilta eikä uusia investointeja olla toteuttamassa lähiaikoina. Huolena on, että lisää kapasiteettia poistuu markkinoilta jo ennen kapasiteetin teknisen käyttöiän päättymistä. Myös uusien yhteistuotantolaitosinvestointien kannattavuus on alhaisilla sähkönhinnoilla epävarmaa, ja onkin mahdollista että uusintainvestointeja ei toteuteta yhteistuotantolaitoksina vaan erillisenä lämmöntuotantona ilman sähköntuotantokapasiteettia. Kotimaisen sähkön tuotantokapasiteetin vähenemiseen vaikuttaa myös maakaasun korvaaminen kiinteillä polttoaineilla yhteistuotannossa. Tämä johtuu kiinteitä polttoaineita käyttävien laitosten matalammasta rakennusasteesta (sähkö- ja lämpötehon suhde) maakaasua käyttäviin laitoksiin verrattuna. Useita tällaisia korvausinvestointeja on jo toteutettu johtuen maakaasun heikosta kilpailuasemasta kiinteisiin polttoaineisiin nähden. 2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT 2.1 Sähkömarkkinaskenaariot Tässä työssä sähkön tuotannon ja kysynnän kehityksen tarkastelussa on käytetty lähtökohtana Pöyryn luomia skenaarioita. Pöyry mallintaa säännöllisesti sähkömarkkinoiden kehitystä kolmella erilaisella kehityspolulla; Perus-, Matala- ja Korkeaskenaariossa. Skenaariot eivät ole toistensa herkkyystarkasteluja vaan kukin skenaario on luotu johdonmukaisesti erilaisista talouden, politiikan ja energian kysynnän lähtökohdistaan. Skenaariot kuvaavat pitkän aikavälin tasapainoisia markkinoita eikä lyhyen aikavälin satunnaisia hintahäiriöitä ole huomioitu. Perusskenaario kuvaa Pöyryn mallinnusajankohdan aikaista näkemystä markkinoiden todennäköisimmästä kehittymisestä. Matalassa ja korkeassa skenaariossa on luotu kohtuulliset raja-arvot markkinoiden kehityksen mahdollisista vaihtoehtoisista. Skenaariot eivät kuvaa maksimaalisia ylä- tai alarajoja markkinoiden kehityksestä. Skenaarioiden tarkoituksena ei ole ollut luoda absoluuttisia energian hintatasoja vaan 52X265022 23.1.2015 5 kuvata mahdollisia kehityspolkuja. Skenaarioiden keskeiset erot on kuvattu taulukossa 1. Taulukko 1 Skenaarioiden keskeiset eroavaisuudet Muuttuja Perusskenaario Matalaskenaario Talouskasvu Taantumasta noustaan vähitellen Kasvu hitaampaa globaalisti ja Euroopassa Sähkön kulutus Hyvin maltillinen Kulutus kulutuksen kasvu nykytasolla, teollinen tuotanto ei kasva Uutta teollisuutta syntyy Suomeen, energiatehokkuus paranee Energian hinnat Maltillinen hintojen nousu Polttoaineiden, päästöoikeuksien ja sähkön hinnat ovat korkeat. Polttoainehinnat ovat hyvin matalat, CO2hinnat alhaiset, sähkön hinta on hyvin alhainen Korkeaskenaario Nopeampi talouskasvu, Eurooppa nousee taantumasta Keskeisin ero skenaarioiden välillä on oletus talouden kehityksestä ja sitä kautta energian kysynnässä ja hinnoissa. Perusskenaariossa on oletettu talouskasvun Suomessa olevan keskimäärin 1,5 % vuodessa vuoteen 2018 saakka, 1,7 % vuodesta 2019 vuoteen 2024 ja 1,2 % vuosina 2025-2030. Sähkön kulutusta eri skenaarioissa on kuvattu tarkemmin kappaleessa 3 ja energian hintoja kappaleessa 2.2. Perusskenaariossa energian kulutus kasvaa maltillisesti ja myös hinnat nousevat maltillisesti. Korkeassa skenaariossa kulutus kasvaa nopeammin niin Suomessa kuin muuallakin, ja erityisesti globaalit markkinahinnat nousevat. Matalassa skenaariossa heikko talouskasvu pitää kulutuksen ja hinnat alhaisina. Tuotantokapasiteetin osalta erot kapasiteetissa eri skenaarioiden välillä näkyvät lauhdeja yhteistuotantokapasiteetissa, muussa kapasiteetissa ei tässä työssä ole oletettu muutoksia. Todellisuudessa esimerkiksi ydinvoimainvestointien houkuttelevuudessa olisi eroja eri skenaarioissa, mutta näitä vaikutuksia ei työssä ole analysoitu. Erot lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetissa selittyvät kannattavuuteen vaikuttavilla eroilla energian hinnoissa sekä teollisuuden kehityksessä erityisesti teollisuuden yhteistuotannon osalta. 2.2 Hintaskenaariot 2.2.1 Polttoaineiden hintaskenaariot Hiili Kivihiilen hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan perusskenaariossa, sillä maailmantalouden pitkittynyt taantuma on vähentänyt teollisuuden energian tarvetta heijastuen suoraan polttoaineiden kysyntään. Lisäksi Pohjois-Amerikan liuskekaasun 52X265022 23.1.2015 6 €/MWh hyödyntämisen lisääntyminen on vähentänyt kysyntää alueella. Kivihiilen veroton hinta Suomessa oli vuonna 2014 keskimäärin hieman yli 9 €/MWh. Viimeiseen tarkastelujaksoon 2025-2030 mennessä hinnan oletetaan nousevan vajaaseen 12 €/MWh tasolle. Hiilen hintakehitys eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 5. 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Korkea Perus Matala 2014 2014 2018 2019 2024 2025 2030 Kuva 5 Hiilen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh Matalassa skenaariossa polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat ovat hyvin matalat johtuen kysynnän heikosta kehityksestä. Hiilen hinta laskee matalassa skenaariossa noin 7 €/MWh tasolle. Korkeassa skenaariossa polttoaineiden hinnat nousevat nopeasti, sillä globaali talouskasvu on nopeaa. Korkeassa skenaariossa hiilen hinta yli kaksinkertaistuu nykytasosta vuosien 2025-2030 tarkastelujaksoon mennessä. Kivihiilen hinnan vaihtelu skenaarioiden välillä on selvästi suurempaa kuin odotettu kotimaisten polttoaineiden hintavaihtelu. Turve 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, mikä nostaa turpeen hintaa kysynnän ja tarjonnan epätasapainon sekä pitenevien kuljetusetäisyyksien vuoksi. Turpeen oletettu hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 6 alla. Hintaerot skenaarioiden välillä selittyvät erityisesti erilaisilla tuotanto- ja kuljetuskustannuksilla. 52X265022 23.1.2015 €/MWh 7 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Korkea Perus Matala 2014 2014 2018 2019 2024 2025 2030 Kuva 6 Turpeen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh Metsähake €/MWh Metsähakkeen hintakehityksen oletetaan perustuvan vaihtoehtoiskustannuksiin eli niin kutsuttuun puustamaksukykyyn, jolla tarkoitetaan laitoksen kykyä maksaa puupolttoaineesta ennen kuin sen on kannattavaa siirtyä vaihtoehtoiseen polttoaineeseen, joka on pääsääntöisesti turve. Tyypillisesti metsähaketta käyttävät laitokset käyttävät myös turvetta ja voivat vaihtaa polttoainesuhteita hintojen perusteella. Metsähakkeen hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 7. 30 25 20 Korkea 15 Perus 10 Matala 5 0 2014 2014 2018 2019 2024 2025 2030 Kuva 7 Metsähakkeen hinnan kehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh Kotimaisten polttoaineiden hintojen ei oleteta vaihtelevan yhtä voimakkaasti kuin polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat, sillä kustannusperuste ei vaihtele yhtä voimakkaasti. Puupolttoaineiden käytön jatkuminen sähköntuotannossa edellyttää erityisesti matalassa skenaariossa tukia. Tällä hetkellä käyttöä tuetaan syöttötariffin ja verotuksen muodossa. 2.2.2 Päästöoikeuden hintaskenaariot Taloudellisen taantuman aiheuttama ennakoitua alhaisempi energian tarve ja teollinen tuotanto on heijastunut myös hiilidioksidipäästöihin ja päästöoikeuksien tarpeeseen Euroopassa. Päästöoikeuksia onkin tarjolla markkinoilla merkittävästi suunniteltua enemmän, mistä johtuen niiden hintataso on jo pidempään ollut alhaisella tasolla. 52X265022 23.1.2015 8 €/tCO2 Perusskenaariossa päästöoikeuksien hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan kuluvalla päästökauppakaudella. Pidemmän aikavälin hintakehitysnäkymä perustuu EU:n tavoitteisiin pitkän ajan päästövähennyksistä, jolloin päästöoikeuksien hinnan olisi noustava huomattavasti nykyisestä hintatasosta hintaohjauksen toteutumiseksi vuoden 2020 jälkeen. Kuvassa 8 esitetyt päästöoikeuksien hintatasot perustuvat Pöyryn aikaisemmin tekemiin mallinnuksiin energiamarkkinoiden kehityksestä sekä päästöjen vähennyskustannuksista Euroopassa. Esitetyt päästöoikeuksien hinnat ovat linjassa muiden tässä työssä käytettyjen hintaoletusten ja energian kulutusskenaarioiden kanssa. 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Korkea Perus Matala 2014 2014 2018 2019 2024 2025 2030 Kuva 8 Keskimääräiset päästöoikeuksien hinnat (€/tCO2) tarkasteltuajanjaksoilla eri skenaarioissa Matalassa skenaariossa päästöoikeuksien hinnat jäävät alhaisiksi Euroopan heikon talouskasvun ja alhaisen teollisuustuotannon vuoksi. Korkeassa skenaariossa kysyntä kasvaa voimakkaasti sekä teollisuudessa että energiantuotannossa ja päästöoikeuksien hinnat nousevat nopeasti vuoden 2020 jälkeen. 2.2.3 Sähkön hintaskenaariot Työssä käytetyt oletukset sähkön hintatasoista eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 9. Merkittävimmät sähkön hinnan ajurit ovat kysynnän kehitys, polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnat sekä siirtoyhteyksien lisääntyminen Pohjoismaista ja Baltiasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan. 52X265022 23.1.2015 9 100 Keskimääräinen sähkönhinta €/MWh 90 80 70 60 Korkea 50 Perus 40 Matala 30 20 10 0 2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030 Kuva 9 Sähkön keskihinta Suomessa tarkasteltavilla aikaväleillä eri skenaarioissa Sähkön hinnan nähdään nousevan Suomessa matalan skenaarion keskimmäistä aikajaksoa lukuun ottamatta kaikissa skenaarioissa tarkastellulla aikavälillä. Matalassa skenaariossa sähkön hinta pysyy hyvin alhaisena johtuen matalalla pysyttelevistä polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnoista sekä alhaisesta kysynnästä. Korkeassa skenaariossa sähkön hinta puolestaan nousee erityisesti polttoaineiden ja päästöoikeuden hinnan nousun vaikutuksesta. Sähkön markkinahinta perustuu muuttuviin tuotantokustannuksiin nykyisellä ja oletetulla uudella sähköntuotantokapasiteetilla. Uutta tuotantokapasiteettia syntyy Suomen lähialueille mm. uusiutuvan energian tukien ansiosta, mikä vaikuttaa myös sähkön markkinahintaan Suomessa. Lisäksi kapasiteettia voi syntyä tai sitä voidaan säilyttää markkinoilla kapasiteettimarkkinoiden avulla, jolloin maksetaan korvauksia sähkön tuotantomäärän lisäksi myös kapasiteetin perusteella. Nykyisellään kapasiteettimarkkinat ovat käytössä Espanjassa, Portugalissa, Irlannissa ja Kreikassa. Skenaarioiden lähtökohtana on oletettu, että Euroopassa otetaan käyttöön kapasiteettimarkkinamekanismeja lisäksi myös Ranskassa (vuonna 2017), IsoBritanniassa (vuonna 2018), Italiassa (arvioitu vuonna 2019) ja Saksassa (arvioitu vuonna 2022). Näistä maista Saksan kapasiteettimarkkinoilla on merkittävin hintojen nousua hillitsevä vaikutus Pohjoismaissa. 3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS Työssä tarkasteltu sähkön kysynnän kehittyminen perustuu Pöyryn sähkömarkkinoiden skenaariomallinnukseen. Sähkön kulutuksen Suomessa arvioidaan kehittyvän maltillisesti tarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonut maltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energiankysynnän kehittymisestä. Oletukset sähkön kulutuksen kehittymisestä ovat tällä hetkellä selvästi alhaisemmat kuin 2010-luvun loppupuolella, jolloin ennustettiin sähkön kulutuksen Suomessa nousevan yli 100 TWh:n vuoteen 2020 mennessä (esim. 52X265022 23.1.2015 10 Suomen ilmasto- ja energiastrategia 2008 2), ja tässä työssä on käytetty hyvin maltillisia kasvuodotuksia Suomen sähkönkulutukselle kaikissa skenaarioissa. TWh Perusskenaariossa kysynnän kasvu koostuu pääosin kotitalousja terästeollisuussektoreiden energian tarpeen kasvunäkymistä. Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla perusskenaariossa on esitetty alla kuvassa 10. 100 Muu metalliteollisuus 90 Terästeollisuus 80 Kemian teollisuus 70 60 Kaivosteollisuus 50 40 Metsäteollisuus 30 Muu teollisuus 20 Palvelut 10 Sähköautot 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 Kotitaloudet Kuva 10 Sähkön kysynnän kehitys sektoreittain perusskenaariossa TWh Matalan ja korkean skenaarion erot sähkön kysynnässä selittyvät pääosin teollisuuden kysynnän muutoksilla. Matalassa skenaariossa teollisen tuotannon ei oleteta kasvavan nykytasosta ja sähkön kulutus Suomessa pysyy nykytasolla. Korkeassa skenaariossa puolestaan Suomeen syntyy uutta teollisuutta. Erityisesti biotuote-, kaivos- ja metalliteollisuus kasvavat, mikä näkyy myös sähkön kysynnän kasvuna. Sähkön kokonaiskysyntä eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 11. 120 100 80 60 Perus 40 20 Korkea Matala 0 Kuva 11 Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa 2 Pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 6. päivänä marraskuuta 2008 52X265022 23.1.2015 11 Energiatehokkuuteen panostaminen hillitsee sähkön kulutuksen kasvua erityisesti korkeassa skenaariossa, jossa energian hinnat ovat korkeimmat ja energiansäästö siten kannattavinta. Erot eri skenaarioiden välillä jäävät melko pieniksi: sähkönkulutus ei nouse 100 TWh:iin vuoteen 2030 mennessä missään skenaariossa ja on kaikissa yli 80 TWh. 3.1 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla Kotitaloudet Kotitalouksien sähkön kulutuksen oletetaan kasvavan energiatehokkuuden voimakkaasta parantumisesta huolimatta, sillä väestömäärä kasvaa ja pienet asuntokunnat lisääntyvät edelleen, mikä lisää sähkön kokonaiskulutusta kotitaloussektorilla. Lisäksi kotitalouksien sähkölaitteiden määrä kasvaa edelleen. Myös vapaa-ajan asuntojen määrä kasvaa ja varustetaso nousee. Lämmitys Sähkön käytön lämmitysmuotona oletetaan kasvavan, sillä matalaenergiarakennuksissa sähkö on kilpailukykyinen lämmitysvaihtoehto. Uusien rakennusten energiankulutus on kuitenkin hyvin pientä kiristyvien energiatehokkuusvaatimusten vaikutuksesta. Lämpöpumppuja asennetaan edelleen lisääntyvästi sekä päälämmitysmuodoksi että muiden lämmitysmuotojen rinnalle niin uusiin kuin olemassa oleviin rakennuksiin. Sähkölämmitteisissä taloissa lämpöpumput vähentävät yleisesti sähkön kulutusta lämmityskaudella, muiden lämmitysmuotojen korvaaminen taas nostaa sähkön kokonaiskulutusta. Jäähdytyksen tarpeen arvioidaan kasvavan, mikä lisää sähkön tarvetta kesäisin kun sähköä käytetään jäähdyttämiseen. Liikenne Sähköautojen yleistymisen oletetaan lisäävän sähkön kulutusta erityisesti lähempänä tarkasteluajanjakson loppua. Sähköautot voivat myös tarjota yhden keinon sähkön varastointiin. Kaikissa skenaarioissa on oletettu, että sähköautojen määrä Suomessa kasvaa voimakkaasti. Sähkön kokonaiskulutuksessa tämä näkyy kuitenkin selvemmin vasta pidemmällä aikavälillä. Vuonna 2030 sähköautojen kokonaiskulutuksen Suomessa on arvioitu olevan hieman yli 1 TWh. Palvelut Palvelusektori kehittyy ja laajenee edelleen, mutta sähkön tarpeen ei odoteta kasvavan merkittävästi nykytasolta. Tämä johtuu sektorin suuresta energiansäästöpotentiaalista, jonka oletetaan realisoituvan tarkasteluajanjaksolla. Säästöjä voidaan saavuttaa muun muassa valaistusta, ilmanvaihtoa ja sähköä käyttäviä laitteita tehostamalla. Palvelusektori myös kasvaa osin sellaisissa palveluissa, joiden sähkön käyttö on vähäisempää kuin nykyisillä sektoreilla keskimäärin. Teollisuus Teollisuuden sähkön käyttö riippuu yleisestä talouskehityksestä ja suomalaisen teollisuuden kilpailukyvystä. Perusskenaariossa oletetaan metsä-, metalli- ja kemianteollisuuden lisäävän tuotantokapasiteettia, mikä lisää sähkön kulutusta erityisesti metalliteollisuuden osalta. Biojalostamoiden sähkön kysynnän oletetaan kasvavan tarkasteluajanjakson loppupuolella. 52X265022 23.1.2015 12 Metsäteollisuuden osalta 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. Metalliteollisuuden energiankäyttö on jo nykyisellään varsin tehokasta eikä merkittäviä energiatehokkuusparannuksia ole oletettu. Muilla teollisuussektoreilla energiatehokkuustoimenpiteiden merkitys arvioidaan suuremmaksi. Kemianteollisuudessa biopohjaisten materiaalien kasvavan käytön oletetaan lisäävän prosessien energiaintensiivisyyttä. Huippukysynnän kehitys 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 TWh Huippukysynnän kehitys on riippuvainen sähkön kokonaiskulutuksesta mutta myös kulutusprofiilin muuttumiseen vaikuttavista muutoksista sähkön kulutusrakenteessa. Seuraavassa kuvassa on esitetty sähkön kokonaisvuosikulutus Suomessa vuodesta 2007 sekä vuosittainen tunnin aikainen kulutushuippu. MW 3.2 Sähkön kokonaiskulutus TWh Huippukulutus MW Kuva 12 Sähkön kokonaiskysyntä (TWh) ja huippukysyntä vuosina 2007-2014 (Lähde: Fingrid) Edellä esitettyjen sähkön kulutusennusteiden mukaisesti teollisuuden sähkön kulutus kasvaa kotitalous- ja palvelusektoreita nopeammin. Teollisuuden sähkön kulutuksen profiili on muita sektoreita tasaisempi, joten vuoden aikaista kulutusta tarkasteltaessa sähkön kokonaiskulutuksen profiili muuttuu tasaisemmaksi tältä osin. Huippukysynnän määrää tulevaisuudessakin lämmitystarve, joten sähkön lämmityskäytön lisääntyminen korostaa kysyntäpiikkejä kylminä talvipäivinä. Vaikka sähkön käyttö lämmitysmuotona kasvaa, ei kokonaiskäyttö lämmitykseen juurikaan kasva sillä energiatehokkuuteen ohjataan voimakkaasti sekä uusissa että olemassa olevissa rakennuksissa. Jäähdytyslaitteiden lisääntyminen puolestaan nostaa sähkön käyttöä kesällä, joskin niiden merkitys on lämmitystä vähäisempi. Kulutushuippuihin jäähdytyksellä ei ole vaikutusta, sillä jäähdytystarve ei osu huippukulutushetkeen, joka on tulevaisuudessakin kylmänä talvipäivänä. 52X265022 23.1.2015 13 Kuvassa 13 on esitetty viime vuosien ajalta kolme vuorokauden kysyntäprofiilia sellaisilta vuorokausilta, joissa on esiintynyt kunkin vuoden kulutushuippu. Kuva 13 Toteutunut vuorokauden kysyntäprofiili kylmänä talvipäivänä (Lähde: Fingrid) Huippukulutustunti osuu kaikissa vuorokausissa aamuun kello 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. Sähköautojen määrän lisääntyminen voi johtaa ulkolämpötilasta riippumatta erityisesti ilta-aikaisiin kulutuspiikkeihin, mikäli autojen latausta ei ohjata millään tavoin ajallisesti. 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. Kotitalouksien ja sähköautojen sähkön kysynnän lisääntymisen voidaan siis olettaa tasaavan kulutusprofiilia sekä jonkin verran nostavan erityisesti ilta-aikaisen huipun kysyntää. Kuvassa 14 on esitetty arvioitu huippukulutus eri skenaarioissa sekä normaalina vuonna, että kylmänä vuonna (arviolta kerran 10 vuodessa toteutuva). Lämmityksen tehontarve kehittyy samalla tavalla kaikissa skenaarioissa, koska väestönkasvu on sama kaikissa vaihtoehdoissa ja lämpöpumppujen käyttö tulee lisääntymään kohteissa, jossa se taloudellisesti on järkevää. Koska myös rakentamisen energiatehokkuustoimenpiteitä ohjaa taloudellinen kannattavuus, niiden vaikutus oletetaan samaksi kaikissa skenaarioissa. Suhteellisesti lämmityksen osuus huippukysynnästä on merkittävin 52X265022 23.1.2015 14 matalassa skenaariossa, jossa teollisuuden sähkön tarve on alhaisin tarkasteltavista skenaarioista. 18000 MW 17000 16000 15000 14000 13000 12000 2010 2015 2020 2025 2030 Korkea Perus Matala Korkea, kylmä Perus, kylmä Matala, kylmä Kuva 14 Huippukysynnän kehitys eri skenaarioissa (ei sisällä uutta kysyntäjoustoa) Kylmän talven vaikutuksen huippukysyntään oletetaan pysyvän nykyisellä tasolla. 4 SÄHKÖN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS 4.1 Nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti Suomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta, vesivoimasta, sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin ei odoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä merkittävä lisäkapasiteetti sijaitsee suojelluissa vesistöissä. Muiden tuotantomuotojen kapasiteetin kehitystä eri skenaarioissa tarkastellaan seuraavassa kappaleessa. Sähkön nimellistuotantokapasiteetti Suomessa vuoden 2014 lopussa oli noin 15 500 MW kun taas huipunaikainen kapasiteetti oli noin 12 500 MW. Kuva 15 on esitetty nykyisen (vuosi 2014) sähkön tuotantokapasiteetin nimellisteho sekä huipunaikainen käytettävissä oleva kapasiteetti Suomessa. Kuvaajassa esitetyt arvot ja kokonaiskapasiteettiluvut eivät sisällä järjestelmäreservejä. 52X265022 23.1.2015 15 MW 18 000 16 000 14 000 643 365 1 229 12 000 4 141 10 000 8 000 2 000 Tuulivoima Tehoreservi Lauhde 3 264 Kaukolämpö CHP Teollisuus CHP 3 190 2 288 6 000 4 000 39 365 1 229 3 100 2 582 2 752 2 752 Nimellisteho Huipunaikainen Vesivoima Ydinvoima 0 Kuva 15 Suomen sähkön tuotantokapasiteetti nimellistehona ja arvioituna huipunaikaisena tehona vuonna 2014 Nimellistehojen määrittämisessä on käytetty Pöyryn kattilatietokantaa, joka sisältää tiedot kaikista Suomen lämpövoimalaitoksista. Huipunaikaisen tehon tarkastelu perustuu erittäin kylmän talvipäivän tilanteeseen, jolloin ulkoilman lämpötila on -25 °C. Kuvassa esitetyt sähkön tuotantokapasiteetit vastaavat laitosten nettosähkötehoa tässä tilanteessa. Huipunaikaisessa tilanteessa ydinvoima- ja lauhdekapasiteetin oletetaan olevan käytettävissä nimellistehon mukaisesti. Vesivoimatuotantoa oletetaan olevan käytössä huippukysynnän aikana nimellistehoa vähemmän, sillä sitä on tarkasteltu ajanjaksona, jolloin vesitilanne vastaa huonoa vesivuotta. Huipunaikaiseen vesivoimakapasiteettiin ei myöskään sisällytetä järjestelmäreserveihin varattua kapasiteettia, mikä laskee tuotantokapasiteettia noin 300 MW. Tuulivoiman osalta on käytetty ENTSO-E:n 6 %:n arviota Pohjoismaissa käytettävissä olevasta kapasiteetista huippukysynnän aikaan. Kaukolämpöä tuottavan yhteistuotantokapasiteetin nimellisteho on huomattavasti suurempi kuin huipun aikaan käytettävissä oleva teho, sillä erittäin kylmänä ajanjaksona lämmön tarve on suuri ja kaukolämmön menoveden lämpötila korkea. Kun erittäin kylmänä päivänä menoveden lämpötilan on oltava 115 °C, laskee sähköteho noin 15 % nimellistehosta. Lisäksi yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteettiin on laskettu mukaan mahdolliset laitosten lauhdeperät sekä lauhdekoneiden kapasiteetit, joissa kaukolämpö on sivutuote. Jossain tapauksissa laitoksia on mitoitettu siten, että myös täydellä lämpökuormalla voidaan tuottaa tarpeeksi höyryä lauhdeperän tarpeisiin. Huipunaikaiseen kapasiteettiin ei ole sisällytetty sellaisten lauhdeperien sähköntuotantokapasiteettia, joiden käyttö alentaisi lämmöntuotantoa. Hetkellinen yhteistuotantolaitosten sähköntuotantotehon lisäys käsitellään myöhemmin raportissa. 52X265022 23.1.2015 16 Teollisuuden yhteistuotantolaitosten sähkön tuotanto ei riipu voimakkaasti ulkolämpötilasta, sillä laitosten primäärituote on yleensä prosessihöyry. Nimelliskapasiteetti on kuitenkin suhteellisen korkea verrattuna huipun aikana käytössä olevaan kapasiteettiin, sillä nimelliskapasiteetti sisältää myös vanhoja höyrykattiloita ja höyryturbiineita, jotka eivät normaalissa prosessiajossa ole tuotantokäytössä. Teollisuuden tuotantokapasiteetin käyttö riippuu myös voimakkaasti taloussuhdanteista ja teollisuuden tuotannon määrästä. Teollisuuden rakennemuutos ja heikko taloudellinen tilanne vaikuttavat teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti. Teollisuuden sähköntuotanto on ollut viime aikoina noin 1500 MW:n tasolla vaikka nimellisteho on yli 3000 MW. Kaikki teollisuuden prosessit eivät toimi täydellä teholla, mikä laskee sähköntuotantotehoa, mutta ei välttämättä vaikuta nimellistehoon. Lisäksi alhainen sähkönhinta ei kannusta sähköntuotantoon. Toteutunut Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin käyttö on ollut selvästi käytössä olevaa kokonaiskapasiteettia alhaisempi. Vuoden 2014 kulutushuippu tapahtui 20.1 kello 9-10, jolloin kulutus oli 14 330 MWh/h. Saman tunnin aikana tuotanto Suomessa oli 11 482 MWh/h. Kuvassa alla on esitetty sähkön hankinta Suomessa kyseisen vuorokauden aikana. Kuvasta nähdään, että sähköä tuotiin Suomeen noin 2700-3000 MW jokaisen tunnin aikana. MW 16000 14000 12000 Nettotuonti 10000 Tuulivoima Lauhdevoima 8000 Yhteistuotanto 6000 Vesivoima 4000 Ydinvoima 2000 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Tunti Kuva 16 Toteutunut tunneittainen keskituotanto ja kulutus 20.1.2014 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. Suomen aluehinnan keskiarvo oli tuona päivänä noin 46 €/MWh. Lisäksi heikko taloudellinen tilanne vaikuttaa teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti, sillä lämmöntarve teollisuudessa on alhaisempi ja tällöin yhteistuotanto jää vähäisemmäksi. Vuoden 2014 tuotantohuippu oli 23.1 klo 18- 52X265022 23.1.2015 17 19, jolloin oma tuotanto oli 11 722 MWh/h. Suomen aluehinta kyseisenä päivänä oli 47 EUR/MWh, mikä on vain hieman korkeampi kuin huippukulutuspäivänä. 4.2 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa 4.2.1 Lähtökohdat uuden kapasiteetin ja poistuvan kapasiteetin arvioinnille Tuotantokapasiteetin kehityksen arvioimiseksi työssä on arvioitu julkisuudessa esillä olleita tulevia investointeja uuteen sähköntuotantokapasiteettiin sekä tarkasteltu nykyisen kapasiteetin poistumista käytöstä. Pidemmällä aikavälillä arviot ikääntyvää kapasiteettia korvaavasta uudesta kapasiteetista on tehty perustuen arvioihin kapasiteetin tarpeesta lämmön kulutuksen perusteella yhteistuotannon osalta. Ydinvoimainvestointien kannattavuutta ei ole erikseen arvioitu tässä työssä vaan kaikissa skenaarioissa on oletettu että OL3:n jälkeen Suomeen tulee vuonna 2025 uusi ydinvoimayksikkö. Uuden sähköntuotantokapasiteetin osalta on oletettu, että jo tehdyt investointipäätökset toteutuvat julkistetussa aikataulussa. Niiden hankkeiden osalta, jotka ovat olleet esillä julkisuudessa, mutta joista investointipäätöstä ei vielä ole tehty, toteutumista on arvioitu perustuen hankkeen kannattavuuteen energian hintojen perusteella sekä huomioimalla mahdolliset muut syyt hankkeen toteutumiselle tai toteutumatta jäämiselle. Muut tarkasteluajanjaksolla tapahtuvat investoinnit on arvioitu perustuen Pöyryn oletuksiin käytöstä poistuvien yhteistuotantolaitosten korvausinvestoinneista ja muusta uudesta kapasiteetista, sekä Suomen tavoitteisiin tuulivoiman ja muun erillisen uusiutuvan sähköntuotantokapasiteetin osalta. Skenaariotarkastelussa tuulivoimaja ydinvoimakapasiteetin oletetaan kehittyvän samalla tavalla kaikissa skenaarioissa. Erot skenaarioiden välillä syntyvät erilaisesta lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin kehityksestä. Nykyisen kapasiteetin käytöstä poistumista on arvioitu laitoskohtaisesti perustuen kunkin laitoksen tekniseen käyttöikään ja IE-direktiivin aiheuttamiin käyttörajoituksiin ja lisäinvestointitarpeisiin. Lisäksi nykyisen kapasiteetin kannattavuutta on arvioitu voimalaitostyypin perusteella perustuen polttoainehintoihin ja muihin muuttuviin tuotantokustannuksiin sekä 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 4.2.2 Yhteistuotantokapasiteetti Sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin kehityksen osalta epävarmuus kapasiteetin kehityksen suhteen liittyy erityisesti 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. Sähköstä saatavat tulot korvaavat tällöin tarvittavan lisäinvestoinnin erilliseen lämmöntuotantoon nähden sekä kasvavat muuttuvat kustannukset. Seuraavissa kuvissa on esitetty työssä laskettu CHP-tuotannon kannattavuuden rajahinta sekä sähkönhintaennuste eri skenaarioissa keskimäärin tarkasteluajanjaksolla. Laskennassa on huomioitu erilaiset oletukset mm. polttoaine- ja päästöoikeuksien hinnoista, mikä vaikuttaa CHP-tuotannon tuotantokustannuksiin. Laskelmassa on 52X265022 23.1.2015 18 €/MWh huomioitu CHP-tuotannon ajoittuminen vuoden sisällä ja sähköntuotannon arvo markkinoilla. Sähkön vuosikeskiarvohintaan nähden CHP-tuotanto saa hieman suuremmat tulot sähkön myynnistä markkinoille, sillä sähköntuotanto ajoittuu enemmän talviaikaan, jolloin sähkön hinta on keskimäärin kesäaikaa korkeampi. Verojen ja tukien on oletettu pysyvän nykyisessä muodossaan vuoden 2015 tasolla, huomioiden vuodelle 2016 esitetty turpeen veron lasku ja metsähakkeen tuen nousu. 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 - 2018 Sähkön rajahinta, CHP 2019 - 2024 2025 - 2030 Sähkön hinta, Perus €/MWh Kuva 17 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta perusskenaariossa 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030 Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Matala Kuva 18 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta matalassa skenaariossa 52X265022 23.1.2015 €/MWh 19 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 - 2018 2019 - 2024 Sähkön rajahinta, CHP 2025 - 2030 Sähkön hinta, korkea Kuva 19 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkön markkinahinta korkeassa skenaariossa Kuvista nähdään, että sähkön keskihinta ylittää CHP-tuotannon kannattavuuden vaatiman rajahinnan perus- ja korkeassa skenaariossa. Tällöin yhteistuotantoinvestointi olisi keskimäärin kannattava ja näissä skenaarioissa on oletettu että käytöstä poistuvat yhteistuotantolaitokset pääosin korvataan uudella kapasiteetilla. Matalassa skenaariossa sen sijaan investoinnit yhteistuotantokapasiteettiin eivät tule kannattaviksi, jolloin laitoksia ei korvattaisi uusilla yhteistuotantolaitoksilla vaan erillisellä lämmöntuotannolla. Uusien yhteistuotantolaitosten investointisuunnitelmat 2020-luvun alkupuolelle asti ovat jo olleet esillä julkisuudessa ja niiden ei oleteta merkittävästi muuttuvan eri hintaskenaarioissa. Sen sijaan 2020-luvun loppupuolen korvausinvestointeihin sähkön markkinahintakehitys vaikuttaa voimakkaammin. Vuosikymmenen alkupuolella tulee korvattavaksi muutamia suuria yhteistuotantolaitoksia, loppupuolella oletetaan muutamia pienempiä korvausinvestointeja. Yhteistuotantokapasiteetin arvioidaan vähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkin pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan. Maakaasua pyritään korvaamaan kiinteillä polttoaineilla uusissa investoinneissa kiinteiden polttoaineiden edullisempien muuttuvien kustannusten vuoksi. Kaupungeissa, joissa on useampi kuin yksi CHP-laitos ja joissa lämpökuorma ei ole tarpeeksi suuri mahdollistaakseen kaikkien CHP-laitosten ajamisen pohjakuormana, vanhojen laitosten uusintainvestoinnit ovat myös epätodennäköisiä matalalla sähkön hinnalla. Matalassa skenaariossa yhteistuotantokapasiteetti laskee yli 1000 MW nykytasosta, sillä korvausinvestoinnit eivät toteudu CHP-laitoksina. Myös laitosten ennenaikainen käytöstä poistaminen alhaisesta sähkön hinnasta johtuen on mahdollista. Korkean sähkön hinnan skenaariossa laitokset korvattaisiin tai niiden käyttöikää mahdollisesti pidennettäisiin lisäinvestoinneilla. Korkea sähkön hinta mahdollistaa myös lauhdeperien rakentamisen 2020-luvun loppupuolen uusinvestoinneissa. Tarkastelussa on oletettu, että muutamaan korvattavaan yhteistuotantolaitokseen tulee lauhdeperä. Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin oletettu kehitys on esitetty kuvassa 20. 52X265022 23.1.2015 20 MW 4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2014 2018 Matala 2024 Perus 2030 Korkea Kuva 20 Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin kehittyminen eri skenaarioissa Teollisuuden yhteistuotantokapasiteetin osalta oletetaan, että tuotantolaitokset pysyvät käytössä normaalisti ja laitokset korvataan, kun ne tulevat käyttöikänsä päähän. Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetti kuitenkin vähenee perusskenaariossakin hieman vuoteen 2030 mennessä. Tämä johtuu lähinnä vanhojen, jo korvattujen laitosten poistumisesta. Teollisuuden uusien kiinteän polttoaineen kattilainvestointien myötä kaasuturbiinit jäävät usein varalle. Matalan sähkönhinnan skenaariossa oletetaan, että tällainen kapasiteetti poistuu käytöstä jo ennen teknisen käyttöiän päättymistä, kun taas korkeassa hintaskenaariossa sähköntuotantokapasiteettia tullaan 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 2030. Teollisuuden yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin oletettu kehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 21. 52X265022 23.1.2015 21 MW 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2014 Matala 2018 Perus 2024 Korkea 2030 Kuva 21 Teollisuuden vastapainevoimalaitosten nimelliskapasiteetin kehittyminen eri skenaarioissa 4.2.3 Lauhdekapasiteetti Lauhdelaitosten kannattavuuden kehittymistä tarkasteltiin esimerkkilaitoksen avulla tuotantokustannusten kehittymisen sekä Pöyryn mallintamien tulevaisuuden tuntitason hintaprofiilien perusteella kussakin skenaariossa. Esimerkkilaitoksena oli 500 MW lauhdevoimala, joka edustaa keskimäärin nykyisin käytössä olevia suuria lauhdevoimaloita. Esimerkkilaitos ei kuvaa minkään yksittäisen Suomen lauhdevoimalan tilannetta suoraan, sillä laitosten kannattavuus vaihtelee jonkun verran johtuen muun muassa hyötysuhde-eroista ja laitosten koosta. Esimerkkilaitoksen kannattavuutta tarkasteltiin huomioimalla niiden vuoden aikaisten tuntien tuotanto, jolloin sähkön markkinahinta alittaa laitoksen muuttuvan tuotantokustannuksen. Tästä teoreettisesta maksimituotannosta laskettiin laitoksen teoreettinen maksimituotto vähentämällä tuotetun sähkön myynnin tuloista laitoksen polttoaineisiin liittyvä muuttuva tuotantokustannus sekä muut ylläpitokustannukset perustuen Pöyryn arvioon. Metsähakkeelle huomioitiin laskelmassa nykyjärjestelmän mukainen tuki sähköntuotannossa. Pääomakustannuksia ei huomioitu. Alustavan arvion perusteella todettiin, että keskimääräisenä vuonna tuotot lauhdetuotannosta jäävät hyvin alhaisiksi. Teollisuuden päästödirektiivin (2010/75/EU) eli niin sanotun IE-direktiivin vaikutuksesta useisiin voimalaitoksiin Suomessa vaaditaan merkittäviä investointeja, jotta niiden käyttöä voidaan jatkaa. Alhaiset tuotot sähkön tuotannosta eivät kuitenkaan tyypillisesti riitä kattamaan investointitarvetta. Tästä syystä on oletettu, että nämä laitokset hakeutuisivat direktiivin mahdollistaman rajoitettujen käyttötuntien piiriin mieluummin kuin tekisivät investoinnit. Tästä syystä arviot laitosten kannattavuudesta tehtiin huomioiden rajoitetut käyttötunnit. 52X265022 23.1.2015 22 M€ Todellisuudessa esimerkkilaitoksen tuotto voisi jäädä laskennallista maksimia vähäisemmäksi, sillä sähkön hintanäkymän tulisi ylittää tuotantokustannus riittävän pitkällä ajanjaksolla, jotta laitos olisi kannattavaa käynnistää, eli kaikkia teoreettisesti kannattavia tunteja ei voida hyödyntää. Toisaalta analyysissä ei ole huomioitu erilaisten vesivuosien ja sähkön vaihtelevan keskimääräisen vuosihinnan vaikutusta lauhteen käyttöön. Tyypillisesti lauhdetta tarvitaan Pohjoismaissa silloin kun vesivoimatuotanto on normaalia alhaisemmalla tasolla. Hyvänä vesivuotena lauhdetuotanto taas jää hyvin alhaiseksi. Seuraavissa kuvissa on esitetty laskennallinen maksimituotto keskimääräisenä vuotena esimerkkilaitoksissa eri skenaarioissa huomioiden käyttöajan rajoitukset. Investointikustannuksia ei ole huomioitu kuvien laskelmissa. 40 Hiili (Lauhde) 20 Puu (Lauhde) 0 M€ -20 M€ M€ 2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030 M€ Kuva 22 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain perusskenaariossa, M€/a 40 Hiili (Lauhde) 20 Puu (Lauhde) 0 M€ -20 M€ M€ 2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030 M€ Kuva 23 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain matalassa skenaariossa, M€/a 40 Hiili (Lauhde) 20 Puu (Lauhde) 0 M€ -20 M€ M€ 2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030 Kuva 24 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittain korkeassa skenaariossa, M€/a Perus- ja matalan sähkönhintakehityksen tapauksessa lauhdelaitoksia oletetaan poistettavan käytöstä ennen teknisen käyttöiän loppua, sillä lauhdetuotanto ei tule kannattavaksi keskimääräisenä vuotena. Matalan sähkönhinnan lisäksi IE-direktiivin aiheuttamat lisäinvestoinnit alentavat hiililauhdelaitosten kannattavuutta. 52X265022 23.1.2015 23 Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että lauhdekapasiteetista poistuu kaikki sellainen kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista. Perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetti laskee hyvin merkittävästi jo vuoteen 2018 mennessä alhaisen sähkönhinnan aiheuttaman heikon kannattavuuden vuoksi. Oletukset lauhdekapasiteetin kehityksestä eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 25. MW 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 2014 2018 Matala 2024 Perus 2030 Korkea < Tehoreservissä oleva lauhde Kuva 25 Lauhdevoiman nimelliskapasiteetin kehitys eri skenaarioissa Viimeisen kahden vuoden aikana lauhdekapasiteettia on poistunut noin 1300 MW. Lisäksi tällä hetkellä tehoreservissä olevat kaksi lauhdelaitosta on ilmoitettu poistettavan käytöstä vuoden 2015 loppuun mennessä. Lauhdekapasiteetti ei sisällä CHP-laitosten lauhdeperiä vaan ne on huomioitu CHP-laitosten kapasiteetissa. Tehoreservissä oleva kapasiteetti, 365MW, on merkitty lauhdetarkastelukuvaajaan katkoviivalla. Kuvassa 25 esitetty lauhdevoimakapasiteetin kehitys on arvioitu ottamatta huomioon mahdollisen uuden tehoreservijärjestelmäkauden vaikutuksia lauhdevoimalaitosten kannattavuuteen. 4.2.4 Häiriö- ja tehoreservit 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 52X265022 23.1.2015 24 on yhteensä noin 1200 MW. Lisäksi häiriöreserviin tullaan hankkimaan irtikytkettäviä kuormia noin 400 MW, kun OL3 otetaan käyttöön. Nykyisten nopeassa häiriöreservissä olevien irtikytkettävien kuormien sopimukset päättyvät vuoden 2015 lopussa. Häiriöreservien kokonaissähkötehon ei oleteta merkittävästi muuttuvan vuoteen 2030 mennessä. Oletettavasti energiantuotantojärjestelmään ei tule Olkiluoto 3 yksikköä suurempaa yksikköä vuoteen 2030 mennessä. Käyttöoikeussopimuslaitokset saattavat vaihtua vuoteen 2030 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 MW. Nykyinen tehoreservikausi päättyy 30.6.2015 ja tehoreservijärjestelmässä olevat öljylauhdelaitokset on ilmoitettu suljettavan vuoden 2015 loppuun mennessä. Energiavirasto on julkaissut päätösluonnoksen, jossa tehoreservin hankintamäärää laskettaisiin noin 300 MW:iin seuraavalle kaksivuotiselle tehoreservikaudelle. Uuden tehoreservikauden hankinnalla voitaisiin siis saada noin 300 MW poistumassa olevaa lauhdekapasiteettia järjestelmään. Tehoreserviä voidaan hankkia myös sähkönkulutuksen joustoon kykenevistä kohteista. Mahdollisia tehoreserviin hakevia laitoksia ei oteta huomioon tarkasteltaessa tuotantokapasiteetin kehittymistä vuoteen 2030 asti, vaan tarkastelussa on mukana ainoastaan markkinaehtoisesti säilyväksi arvioitu kapasiteetti. 4.2.5 Ydinvoimakapasiteetti Tällä hetkellä Suomessa on neljä ydinvoimareaktoria, joista kaksi sijaitsee Loviisassa (992 MW) ja kaksi Olkiluodossa (1760 MW). Kaikissa skenaariossa oletetaan uusien ydinvoimaloiden tulevan käyttöön vuosina 2019 (1600 MW) ja 2025 (1200 MW). Tällöin ydinvoimakapasiteetti olisi suurimmillaan noin 5550 MW. Loviisan ykkösreaktorilla on käyttölupa vuoteen 2027 asti ja kakkosreaktorilla vuoteen 2030 asti, joten vuoden 2030 jälkeen sähköntuotantokapasiteettia ydinvoimalla on käytettävissä lähes 1000 MW vähemmän Loviisan yksiköiden sulkemisesta johtuen. Suomen oletettu ydinvoimakapasiteetin kehitys on esitetty kuvassa 26 alla. 52X265022 23.1.2015 MW 25 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 0 Kuva 26 Ydinvoimakapasiteetin kehitys on kaikissa skenaarioissa oletettu samanlaiseksi Tuulivoima, vesivoima ja muu uusiutuva sähköntuotanto Tuulivoimainvestointien uskotaan jatkuvan ja tarvittaessa investointeja tuetaan jotta ne toteutuvat. Tämän työn skenaarioissa oletetaan, että vuonna 2025 saavutetaan Energiaja ilmastostrategian (2013) tavoite 9 TWh:n tuulivoimatuotannosta. Tämän jälkeen tuulivoimainvestoinnit hidastuvat, kun paras potentiaali on hyödynnetty. Oletettu tuulivoimakapasiteetin kehitys on esitetty kuvassa 27. Huipun aikainen kapasiteetti on laskettu käyttäen 6 %:n oletusta (eurooppalaisen kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestön Entso-E:n yleisesti käyttämä oletus). 4 000 3 500 3 000 2 500 MW 4.2.6 2 000 1 500 1 000 500 0 Nimelliskapasiteetti Huipun aikainen kapasiteetti 6% Kuva 27 Tuulivoiman arvioitu nimelliskapasiteetin ja arvioidun huipun aikaisen kapasiteetin kehitys Suomessa vuoteen 2030 Vesivoiman osalta sääntelyaltaisiin. ei ole oletettu investointeja uusiin voimalaitoksiin tai Muuta uusiutuvaa sähköntuotantokapasiteettia, kuten aurinkosähköntuotantoa oletetaan tulevan Suomeen nopealla kasvuvauhdilla. Kokonaiskapasiteettina määrä jää kuitenkin 52X265022 23.1.2015 26 hyvin pieneksi muuhun kapasiteettiin verrattuna. Lisäksi aurinkosähkön tuotanto ei ajoitu talven huippukysynnän aikaan, jolloin se ei vaikuta huipputuotantokapasiteettiin Suomessa. Huipunaikainen oma sähköntuotantokapasiteetti ja kulutus Tässä kappaleessa tarkastellaan huipunaikaisen kotimaisen kapasiteetin ja kulutuksen suhdetta ilman tuontisähkön osuutta. Tarkastelussa ei ole huomioitu poikkeavia tuotantotilanteita, vaan se kuvaa kapasiteettia ja kysyntää keskimääräisessä huippukulutustilanteessa (”normaali vuosi”) ja kysyntää kerran 10 vuodessa toteutuvassa kylmän vuoden huippukulutustilanteessa (”kylmä vuosi”). Seuraavista kuvista ilmenee, että kaikissa skenaarioissa huippukapasiteetin ja kulutuksen suhde on heikon ennen Olkiluoto 3:n käyttöön ottoa. Perusskenaario Kuvassa 28 on esitetty arvio tuotantokapasiteetin kehityksestä sekä huippukulutuksesta perusskenaariossa vuoteen 2030. Tuotantokapasiteetin on oletettu selvästi laskevan vuoteen 2018, mikäli lauhdetuotantoa poistuu kannattamattomana. Olkiluoto 3:n valmistumisen jälkeen kapasiteetti kasvaa vuoden 2018 jälkeen. Tuotantokapasiteetissa on oletettu tapahtuvaksi merkittäviä muutoksia myös vuosien 2024 ja 2030 välillä ydinvoimainvestoinnin toteutuessa ja CHP-kapasiteetin laskiessa sekä vanhojen ydinvoimayksiköiden poistuessa. Kokonaiskapasiteetti hieman nousee vuoden 2024 tasosta vuoteen 2030. 18 000 MW 4.3 16 000 Tuulivoima 14 000 Lauhde 12 000 Kaukolämpö CHP 10 000 Teollisuus CHP 8 000 Vesivoima 6 000 Ydinvoima 4 000 Huippukulutus, normaalivuosi 2 000 Huippukulutus, kylmä vuosi 0 2014 2018 2024 2030 Kuva 28 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivän huippukulutus perusskenaariossa Perusskenaariossa vaje Suomen huippukysynnän ja sähköntuotantokapasiteetin välillä on suurimmillaan vuonna 2018 noin 2800 MW normaalina vuonna ja noin 4000 MW erityisen kylmänä vuotena. Vaje oman tuotannon ja kulutuksen välillä pienenee vuoteen 2024 mennessä ja on lähes samalla tasolla myös vuonna 2030. Edellä olevassa kuvaajassa esitetty tuotantokapasiteetti kuvaa maksimitasoa käytettävissä olevasta sähköntuotantokapasiteetista. Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten oletetaan olevan käytettävissä kokonaisuudessaan lukuun ottamatta lauhdeperiä, jotka rajoittaisivat lämmöntuotantoa. Kylmän vuoden tehovajeessa on myös huomioitu 52X265022 23.1.2015 27 korkean menoveden lämpötilan aiheuttama sähkötehon lasku. Huipunajan oman tuotannon vaje huippukysyntään nähden perusskenaariossa on esitetty kuvassa 29. MW 4 000 3 500 3 000 Tehovaje, normaalivuosi 2 500 2 000 1 500 Tehovaje, kylmä vuosi 1 000 500 0 2014 2018 2024 2030 Kuva 29 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje perusskenaariossa, , tuontia ei ole huomioitu Matala skenaario Matalassa skenaariossa tuotantokapasiteetti Suomessa on perusskenaariota alhaisempi alhaisemman lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin vuoksi. Kysynnän on kuitenkin oletettu olevan myös hieman alhaisempi. Matalan skenaarion sähköntuotantokapasiteetti ja huippukulutus on esitetty kuvassa 30. MW 18 000 Tuulivoima 16 000 Lauhde 14 000 12 000 Kaukolämpö CHP 10 000 Teollisuus CHP 8 000 Vesivoima 6 000 Ydinvoima 4 000 2 000 Huippukulutus, normaalivuosi 0 2014 2018 2024 2030 Huippukulutus, kylmä vuosi Kuva 30 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivän huippukulutus matalassa skenaariossa Tehovaje olisi lähes 2500 MW vuonna 2018 normaalivuonna ja noin 3700 MW kylmänä vuonna. Vuonna 2030 vaje on noin 1900 MW normaalivuonna ja yli 2900 MW kylmänä vuonna. Tehovaje tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 31. 52X265022 23.1.2015 28 MW 4 000 3 500 3 000 Tehovaje, normaalivuosi 2 500 2 000 Tehovaje, kylmä vuosi 1 500 1 000 500 0 2014 2018 2024 2030 Kuva 31 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje matalassa skenaariossa, tuontia ei ole huomioitu Korkea skenaario Korkeassa skenaariossa sähkönkulutus kasvaa hieman nopeammin kuin muissa skenaarioissa. Korkean skenaarion sähköntuotantokapasiteetti ja huippukulutus on esitetty kuvassa 32. 18 000 Tuulivoima 14 000 Lauhde MW 16 000 12 000 Kaukolämpö CHP 10 000 Teollisuus CHP 8 000 6 000 Vesivoima 4 000 Ydinvoima 2 000 Huippukulutus, normaalivuosi 0 2014 2018 2024 2030 Huippukulutus, kylmä vuosi Kuva 32 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivän huippukulutus korkeassa skenaariossa Vuonna 2018 tehovaje on lähes 2600 MW normaalivuonna ja yli 3800 MW kylmänä vuonna. Vuoteen 2030 mennessä ero muihin skenaarioihin tasoittuu, sillä lauhdekapasiteettia säilyy markkinoilla enemmän korkeista sähkönhinnoista johtuen. Tällöin tehovaje vastaa perusskenaarion vajetta eli on noin 1500 MW normaalivuotena ja 2600 MW kylmänä vuotena. Tehovaje tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 33. 52X265022 23.1.2015 29 MW 4 000 3 500 3 000 Tehovaje, normaalivuosi 2 500 2 000 Tehovaje, kylmä vuosi 1 500 1 000 500 0 2014 2018 2024 2030 Kuva 33 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje korkeassa skenaariossa, , tuontia ei ole huomioitu Edellä on tarkasteltu Suomen omaa sähköntuotantokapasiteettia ja sen riittävyyttä huippukulutuksen kattamiseen. Oma kapasiteetti ei missään skenaariossa tai tarkasteluajanjaksolla riitä huippukulutuksen kattamiseen, mutta sähkön siirtoyhteyksiä voidaan käyttää huippukulutuksen kattamiseen tuonnilla. Seuraavassa kappaleessa tarkastellaankin Suomen siirtoyhteyksiä ja kapasiteetin riittävyyttä Suomen lähialueilla, jotta voidaan arvioida sähkön saatavuutta naapurimaista. 5 SÄHKÖN TUONTIMAHDOLLISUUDET SUOMEEN KULUTUSHUIPPUJEN KATTAMISEKSI Suomella on sähkön siirtoyhteydet Venäjälle, Viroon ja Ruotsiin, joista edelleen on yhteydet muihin Pohjoismaihin ja Keski-Eurooppaan. Viime vuoden toukokuusta alkaen Suomen ja Ruotsin välistä Fenno-Skan 1 – siirtoyhteyden kapasiteettia rajoitettiin pysyvästi 500 MW:sta 400 MW:iin kaapelivian vuoksi. Nykytilanteessa sähkön maksimituontiteho Suomeen naapurimaista on yhteensä noin 5 200 MW jakautuen seuraavasti: · Ruotsista 2 700 MW · Venäjältä 1 460 MW · Virosta 1 000 MW Lisäksi Suomen ja Norjan välillä on 50 MW siirtoyhteys, mutta kaupallisesti tämä huomioidaan Ruotsin ja Suomen välisessä siirtokapasiteetissa. Ruotsin siirtoyhteys koostuu kahdesta Fenno-Skan merikaapelista sekä Pohjois-Suomen vaihtosähköyhteydestä. Viron siirtoyhteys muodostuu kahdesta Estlink tasasähköyhteydestä. Olkiluoto 3:n valmistumisen myötä Ruotsin tuontiyhteyksistä varataan 300 MW häiriötilanteiden varalle, mistä johtuen käytettävissä oleva kapasiteetti Ruotsista laskee 2400 MW:iin vuoden 2018 jälkeen. Vuoden 2025 paikkeilla oletetaan siirtoyhteyksiä vahvistettavan Ruotsin siirtoyhteyskapasiteetin 52X265022 23.1.2015 30 MW osalta 800 MW:n siirtoyhteydellä. Vuonna 2025 sähkön maksimituontiteho on siten 5750 MW. Sähkön siirtoyhteydet Suomesta naapurimaihin ja niiden oletettu kehitys on esitetty kuvassa 34. 7000 6000 5000 No-Fi 4000 RU-Fi 3000 EE-Fi 2000 SE3-Fi SE1-Fi 1000 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 0 Kuva 34 Suomen ja naapurimaiden välisten siirtoyhteyksien kehittyminen Siirtoyhteyksien kautta Suomen sähkömarkkinat ovat yhteydessä Keski-Euroopan sähkömarkkinoihin ja Baltiaan. Ruotsin sähköverkon yhteydet Norjaan, Tanskaan, Saksaan ja Puolaan yhdistävät myös Suomen näiden maiden sähkömarkkinoihin. Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden integroitumisen Keski-Euroopan markkinoihin nähdään edistyvän edelleen lukuisten kaavailtujen uusien siirtoyhteyksien myötä. Tarkasteluajanjaksolla siirtoyhteyksien arvioidaan lisääntyvän Pohjoismaiden ja KeskiEuroopan välillä yhteensä noin 7 300 MW:lla. Arviot uudesta siirtokapasiteetista on esitetty taulukossa 2. Voimakas siirtoyhteyksien lisääminen parantaa entisestään markkinoiden integroitumista ja kapasiteetin saatavuutta tarvittaessa KeskiEuroopastakin. Taulukko 2 Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan välisten siirtoyhteyksien oletettu kehittyminen (Pöyryn arvio) 5.1 Sähkön tuontimahdollisuudet Skandinaviasta Suomeen Suomella on suora kaupallinen siirtoyhteys Pohjoismaista ainoastaan Ruotsin kanssa, joten tämän yhteyden kautta Suomeen tuodaan sähköä suoraan Ruotsista sekä Norjasta Ruotsin kautta. Sekä Ruotsi että Norja ovat normaalitilanteessa yliomavaraisia energian ja tehon suhteen ja niistä voidaan tuoda sähköä Suomeen merkittävissä määrin. Tulevaisuudessa Ruotsin ja Norjan tehonriittävyyteen ei nähdä merkittäviä muutoksia 52X265022 23.1.2015 31 nykytilanteeseen nähden, tosin ydinvoimakapasiteetin vähentyminen kiristäisi tilannetta Ruotsissa. Norjan sähköntuotanto on voimakkaasti vesivoiman varassa. Vesivoiman erinomainen säätökyky takaa tuotantokapasiteetin saatavuuden huippukysynnän aikana. Norjasta voidaan normaaliolosuhteissa tarjota kysyntähuipunaikaan naapurimaihin siirtoyhteyksien rajoissa noin 4000 MW tehoa. Erityisolot, jotka voisivat toteutua kerran kymmenessä vuodessa, laskisivat ulospäin tarjottavan tehon arviolta noin 2000 MW tasolle. Erityisoloilla tarkoitetaan keskimääräisesti kerran kymmenessä vuodessa koettua tilannetta, jossa kysynnän huippu on käytössä olevaan kapasiteettiin nähden korkeimmillaan. Norjan huipputuotantokapasiteetti ja arvioitu huippukysyntä tällä hetkellä on esitetty kuvassa alla. MW 30000 25000 Huippukapasiteetti 20000 Lämpövoima 15000 Tuulivoima 10000 Vesivoima 5000 0 Huipputuotantokapasiteetti Huippukysyntä Kuva 35 Norjan huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä Kapasiteetin kehitys Norjassa painottuu tuulivoimakapasiteetin lisääntymiseen sekä vesivoiman hienoiseen lisäykseen. Samaan aikaan kulutuksen ei nähdä kasvavan voimakkaasti, jolloin tilanne ylijäämätehon sekä energian osalta pysyttelee vähintäänkin nykyisellään. Ruotsissa tehon riittävyys huippukuormituskaudella on vahvasti riippuvainen maan ydinvoimakapasiteetin käytettävyydestä sekä pidemmällä aikavälillä ydinvoiman tulevaisuudesta Ruotsissa. Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät on arvioinut, että ydinvoiman käytettävyysasteen on kokonaisuudessaan oltava vähintään 80 %, jotta huippukulutuskauden tehontarpeeseen pystytään omavaraisesti vastaamaan. Ruotsin nykyisille ydinvoimayksiköille on tehty ja ollaan edelleen toteuttamassa revisioita sekä tehonkorotuksia. Tehonkorotukset nykyisissä yksiköissä nostavat ydinvoiman nimelliskapasiteettia Ruotsissa seuraavan viiden vuoden aikana lähes 400 MW. Ringhalsin kahden vanhimman yksikön sekä Oskarshamn 1 -yksikön osalta on käyty keskustelua niiden mahdollisesta sulkemisesta 2020-luvun puolivälin tienoilla. Mikäli yksiköt suljettaisiin tarkastelujaksolla, laskisi ydinvoimakapasiteetti Ruotsissa yhteensä noin 2 250 MW. Tämä vaikuttaisi merkittävästi Ruotsin tehoomavaraisuuteen. 52X265022 23.1.2015 32 Ruotsin ja Norjan tuulivoimakapasiteetti on kasvanut viimevuosina voimakkaasti sertifikaattijärjestelmän siivittämänä. Tuulivoimakapasiteetista huipunaikana käytettäväksi olevaksi voidaan laskea vain pieni osa. Ruotsissa on käytettävissä markkinoiden ulkopuolista reservitehoa ja irti kytkettävää kuormaa yhteensä noin 2000 MW. Ruotsi on normaalitilanteessa tehon suhteen omavarainen. Huippukysynnän aikana sähköä tyypillisesti tuodaan ja edelleen viedään Suomeen. Markkinaohjaus tasaa hintapiikkejä ja auttaa hyödyntämään siirtoyhteyksien rajoissa edullisinta tehoylijäämää, joka on nykytilanteessa normaalioloissa noin 1 600 MW. Ruotsin tämänhetkinen huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä (kerran 10 vuodessa toteutuvat) on esitetty kuvassa 36. MW 35000 30000 Huippukapasiteetti 25000 CHP 20000 Ydinvoima 15000 Tuulivoima 10000 Vesivoima 5000 0 Huipputuotantokapasiteetti Huippukysyntä Kuva 36 Ruotsin huipputuotantokapasiteetti ilman tuulivoimaa ja huippukysyntä Lähde: CEER (national publications), Pöyry. Siirtoyhteyksien lisääntyminen naapurialueille lisännee sähkönvientiä Ruotsista ja Norjasta muualle Eurooppaan. Erityisesti Norjan vesivoiman rooli vaihtelevan uusiutuvan sähköntuotannon tasaajana muille Euroopan maille kasvaa. Markkinaintegraation vahvistuessa riski tuontitehon riittämättömyydestä vähenee markkina-alueen kasvaessa. Sähkön hinnan noustessa hetkellisesti Suomessa korkeaksi kulutushuippujen vuoksi voidaan olettaa, että sähkön tuonti suuntautuu Suomeen markkinaehtoisesti. 5.2 Sähkön tuontimahdollisuudet Baltian maista Suomeen Baltia on nykyisellään sähköntuotantotehon suhteen yliomavarainen. Baltian maat tuovat normaalitilanteessa sähköä Pohjoismaista, mutta tämä johtuu markkinahinnoista, ei tuotantovajeesta alueella. Pohjoismaiden edullinen vesivoima ja yhteistuotanto ovat erityisesti alueen kaasulauhdetta edullisempia sähkön hankintavaihtoehtoja. Huippukysyntä koko Baltian alueella on tällä hetkellä noin 5000 MW. Sähkön kysynnän oletetaan Baltiassa kasvavan selvästi, joskin yleisen talouskasvun ajamaan kysynnän kehitykseen liittyy merkittäviä epävarmuuksia. Huippukysynnän arvioidaan kasvavan alueella noin 6000 MW:iin vuonna 2020 ja 8000 MW:iin vuonna 2030. 52X265022 23.1.2015 33 Viron tuotantokapasiteetti on tällä hetkellä suurelta osin palavan kiven laitoksien kapasiteettia. Tämä kapasiteetti arvioidaan korvattavan tuotekaasuja biomassalaitoksilla vuoteen 2025 mennessä. Palavaa kiveä voidaan tulevaisuudessa hyödyntää jalostamalla siitä öljytuotteita vientiin ja käyttämällä prosessin sivutuotteena syntyvää tuotekaasua energiantuotannossa. Pöyryn näkemyksen mukaan lämpövoimalla tuotetun energian määrä nousee tämän hetken noin 9 TWh:n tasosta noin 11 TWh:n tasolle vuoteen 2025 mennessä. Sähkönkulutus Virossa on noin 8 TWh ja sen oletetaan kasvavan noin 10-11 TWh:n tasolle 2030 mennessä. Entso-E on arvioinut huippukulutuskausina Viron sähkön nykyiseksi vientipotentiaaliksi noin 500 MW ja tehoylijäämän arvioidaan säilyvän myös erityistilanteissa. Viron arvioitu huippukapasiteetti ja huippukulutus on esitetty kuvassa 37. MW 2500 2000 1500 1000 500 0 HuipputuotantoHuippukapasiteetti kysyntäysyntä Kuva 37 Viron huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä Lähde: CEER (national publications), Pöyry Viron sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän nykyisellä tasollaan 2020 –luvun alkupuolelle saakka, jonka jälkeiset investoinnit suuriin sähköntuotantoyksiköihin ovat vahvasti sidoksissa poliittisiin linjauksiin sekä näkymiin Baltian asemasta sähkömarkkinoilla. Uusiutuvan velvoitteen täyttämiseksi on Virossa arvioitu syntyvän hieman yli 100 MW biomassaan perustuvaa sähköntuotantokapasiteettia vuoteen 2020 mennessä. Latvian sähköntuotantokapasiteetti muodostuu tällä hetkellä pääasiassa vesivoimasta ja kaasukäyttöisestä CHP- ja lauhdekapasiteetista. Lähivuosina oletetaan rakennettavan biomassaa käyttäviä CHP-laitoksia, hiililauhdetta sekä tuulivoimaa. Latvian tavoitteena on vähentää riippuvuutta Venäjältä tuotavasta maakaasusta ja uusia investointeja tuetaan syöttötariffeilla tai investointituella. Tuotantokapasiteetin odotetaan kasvavan nykytasosta noin 2800 MW:iin vuoteen 2020 mennessä. Uudesta kapasiteetista noin 1500 MW on vesivoimaa ja loput kaasulauhdetta ja CHP-kapasiteettia. Tuulivoimaa ei ole huomioitu edellä mainituissa luvuissa. Sähkönkulutus Latviassa on nykyisellään noin 8 TWh. Kulutuksen oletetaan kasvavan usealla TWh:lla tulevaisuudessa. Liettuan nykyisestä sähköntuotantokapasiteetista noin kolmannes on vesivoimaa ja loput kaasu- ja öljylauhdetta. Osa nykyisestä kaasu- ja öljykäyttöisestä lauhteesta tulee poistumaan käytöstä tarkasteluajanjaksolla. Kapasiteettia korvaamaan on jo rakennettu uutta CHP-kapasiteettia ja kaasulauhdetta, jotka rakennetaan tukijärjestelmien avulla. Mahdollinen uusi ydinvoimala lisäisi toteutuessaan tuotantokapasiteettia 1600 MW vuoden 2024 jälkeen. Liettuassa on merkittävää säätökapasiteettia pumppuvesivoiman muodossa. Pumppuvesivoiman teho on nyt vajaat 1000 MW. Kokonaiskapasiteetti on 52X265022 23.1.2015 34 Pöyryn näkemyksen mukaan lähes 4000 MW tasolla vuoteen 2030 saakka. Myös Liettuassa sähkönkulutuksen oletetaan lisääntyvän merkittävästi vuoteen 2030 mennessä. Tällä hetkellä Liettuan sähkönkulutus on noin 11 TWh. Yhteenvetona voidaan todeta, että kasvavasta kulutuksesta huolimatta Baltian uskotaan säilyttävän teho-omavaraisuutensa kasvavan lämpövoimakapasiteetin myötä. Yhteensä kapasiteettia on yli 8000 MW vuoden 2020 paikkeilla, mikä on noin 2000 MW enemmän kuin arvioitu huippukysyntä. Pidemmälle mentäessä epävarmuus erityisesti lauhdekapasiteetin muutosten suhteen kasvaa ja ylijäämä voi laskea. Myös mahdollisella ydinvoimainvestoinnilla on merkittävä vaikutus sähköntuotantotehoon alueella. Baltian maiden siirtoyhteydet naapurimaihin ovat myös merkittävät, ja voidaan olettaa että sähköä on saatavissa myös tulevaisuudessa naapurimaista eli Venäjältä, Puolasta ja jatkossa myös Ruotsista. 5.3 Sähkön tuontimahdollisuudet Venäjältä Suomeen Suomen ja Venäjän välillä on 1400 MW siirtoyhteys, jonka kautta Suomeen on tuotu merkittävä määrä sähköä viime vuosiin saakka. Elokuussa 2011 käynnistettiin Venäjän ja Suomen välisessä sähkökaupassa kokeilu, jossa 100 megawattia maiden välisestä siirtokapasiteetista varattiin pohjoismaisen sähköpörssin käyttöön. Pörssikaupan käytössä on tällä hetkellä 140 MW. Aikaisemmin sähkön tuonti Venäjältä perustui täysin kahdenväliseen kauppaan, jossa Venäjän selvästi alhaisempi sähkön hinta kannusti suuriin tuontimääriin vuositasolla. Neljäsosa sähkönsiirtokapasiteetista (320 MW) avattiin kaksisuuntaiselle kaupankäynnille joulukuussa 2014. Luoteisella Venäjällä on voimalaitoskapasiteettia arviolta noin 20 000 MW ja alueen kulutushuiput ovat olleet noin 15 000 MW. Alueellinen balanssi on mahdollistanut merkittävän sähkön viennin alueelta. Kapasiteetin ikääntyessä tehoylijäämän kehitys on epävarmaa. Toisaalta yhteydet muille alueille Venäjällä korvaavat mahdollista vähenevää kapasiteettia Suomen lähialueella. Viime vuosina Suomen ja Venäjän välisessä yhteydessä koko siirtokapasiteetti ei ole ollut tehokkaassa käytössä johtuen erilaisista markkinajärjestelmistä. Vuonna 2011 Venäjällä otettiin käyttöön kapasiteettimaksujärjestelmä, jossa sähkön hintaan lisätään kapasiteettimaksu, joka on voimassa päivänsisäisten kulutushuippujen aikana. Tämä on johtanut sähkön tuonnin leikkautumiseen kulutushuippujen aikana, jolloin Suomessakin on kysyntä korkeimmillaan. Nykyisellä markkinajärjestelmällä tuonnin kannattavuus ajoittuu kysyntähuippuihin Suomessa ja alhaisen hinnan hetkiin Venäjällä, jolloin sähkön aluehinta Suomessa Venäjään verrattuna on riittävän korkea kannattavan tuonnin mahdollistamiseksi. Nordpoolin sähkömarkkinahinta ei nykyisin heijastu lyhyellä aikavälillä siirtoyhteyden käyttöön, josta sopimukset tehdään ennen kuin päivittäinen kaupankäynti Nordpoolissa sulkeutuu. Tämä voi heikentää tuonnin reagoimista lyhytaikaisiin kulutuspiikkeihin, mutta markkinaehtoisuuden lisääntyessä tilanteen voidaan olettaa parantuvan. 5.4 Samanaikaisten kulutushuippujen vaikutus tuontisähkön saatavuuteen Suomen huippukulutuksen aikaiseen tarjolla olevaan tuontikapasiteettiin vaikuttaa sähköä tuovien maiden samanaikainen kulutustilanne. 52X265022 23.1.2015 35 Huippukysyntä ajoittuu Suomessa kylmimpiin päiviin. VTT 3 on selvittänyt huippupakkasten esiintymisen ajankohdan korrelaatiota Suomen ja naapurimaiden välillä. Selvityksessä tarkasteltiin Suomea, Ruotsia, Norjaa, Viroa, Latviaa, Liettuaa ja Luoteis-Venäjää. Selvityksen mukaan korkeimman kulutuksen tunnit eivät korreloi tarkasteltujen maiden välillä. Suurin korrelaatio Suomen kulutuksen kanssa havaittiin Ruotsissa ja Luoteis-Venäjällä. Historiatiedon perusteella siirtoyhteyksiin riittää tuontisähköä naapurimaista yhteyksien sallimalla täydellä kapasiteetilla Suomen kulutushuippujen aikana. Toisin sanoen kylmän sään aiheuttamat kulutushuiput eivät tilastollisesti osu samaan aikaan kaikissa naapurimaissa, joten kun Suomessa on kylmää, naapurimaista riittää tuontikapasiteettia. Sähkömarkkinoiden voimakkaampi integroituminen mm. Keski-Eurooppaan vähentää edelleen todennäköisyyttä sille, että kapasiteettia ei olisi saatavissa minkään siirtoyhteyden kautta. Suomen kulutushuipun aikaiseen tuontisähkön saatavuuteen vaikuttaa naapurimaiden samanaikaisen kulutuspiikin todennäköisyyden sijaan enemmän ennakoimattomat voimalaitosten ja siirtoyhteyksien vikaantumiset sekä siirtotehon rajoitukset muista syistä. Vaikka varsinainen kulutushuippu ei esiintyisikään samaan aikaan useammassa maassa, voi lähialueilla vallita normaalia kylmempi säätyyppi, jolloin kulutus on keskimääräistä korkeammalla tasolla naapurimaissakin. Näin tapahtui esimerkiksi tammikuussa 2010, jolloin lämpötila sekä Suomessa että lähialueilla oli merkittävästi keskimääräistä kylmempi. Tällöin sähkön nousi poikkeuksellisen korkeaksi4. 5.5 Yhteenveto siirtoyhteyksien kautta saatavasta kapasiteetista Yhteenvetona voidaan todeta, että tällä hetkellä sähkön tuotantokapasiteetti ylittää huippukysynnän kaikilla lähialueilla, joista sähköä tuodaan Suomeen. Kuten edellä on kuvattu, on hyvin todennäköistä, että tilanne ei ratkaisevasti muutu tulevaisuudessa kysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten johdosta. Tuontisähkön riittämättömyys edellyttäisi useaa yhtäaikaista vikaantumista ja yhtäaikaisia kulutushuippuja lähialueilla (kappale 5.4). Kuvassa 38 on esitetty sähkön huipputuotanto ja –kulutus Suomen lähialueilla tällä hetkellä. 3 VTT 2012: Selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2013-2017. Tutkimusraportti VTT-R-07227-12 4 NordREG Report 1/2011: NordREG report on the price peaks in the Nordic wholesale market during winter 2009-2010. 52X265022 23.1.2015 36 Kuva 38 Sähkön huipputuotantokapasiteetti ja kulutus Suomen lähialueilla sekä siirtokapasiteetti Suomeen Kasvava kysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäli investoinnit uuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla tai käytöstä poistuu esim. ydinvoimakapasiteettia tai lauhdekapasiteettia oletettua enemmän. Merkittävimmät riskit tuontiyhteyksien käyttöön ja käytettävyyteen liittyen on esitetty taulukossa 3 alla. Taulukko 3 Yhteenveto sähkön tuonnista naapurimaista Suomeen 52X265022 23.1.2015 37 6 SÄHKÖN TUOTANTO- JA TUONTIKAPASITEETIN RIITTÄVYYS HUIPPUKULUTUKSEN KATTAMISEEN 6.1 Kapasiteetin riittävyys eri skenaarioissa Kaikissa tarkastelluissa skenaarioissa kapasiteettia on riittävästi myös kylmän talven kulutushuipun kattamiseksi, kun huomioidaan sähkön tuontikapasiteetti Suomeen. Kuvissa 39, 40 ja 41 on esitetty kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuonti eri skenaarioissa. Kuvaajat osoittavat, että mikäli tuonti- tai tuotantokapasiteetista olisi pois käytöstä noin 1200 MW vuonna 2018, ei kapasiteetti Suomessa riittäisi kysynnän kattamiseen erityisen kylmänä talvipäivänä. MW 6000 5000 4000 Tuontikapasiteetti 3000 2000 Oman tuotannon tehovaje 1000 0 -1000 2014 2018 2024 2030 Sähkönhankintamarginaali -2000 -3000 -4000 Kuva 39 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteetti perusskenaariossa MW 6 000 5 000 4 000 3 000 Tuontikapasiteetti 2 000 1 000 Oman tuotannon tehovaje 0 -1 000 -2 000 2014 2018 2024 2030 Sähkönhankintamarginaali -3 000 -4 000 Kuva 40 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteetti matalassa skenaariossa 52X265022 23.1.2015 38 MW 6000 5000 4000 3000 Tuontikapasiteetti 2000 Oman tuotannon tehovaje 1000 0 -1000 2014 2018 2024 2030 -2000 Sähkönhankintamarginaali -3000 -4000 Kuva 41 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteetti korkeassa skenaariossa Matalassa skenaariossa oman tuotannon tehovaje on hieman pienempi vuonna 2018 alhaisemman sähkönkysyntäennusteen vuoksi, mutta kasvaa suuremmaksi tämän jälkeisinä tarkasteluajankohtina. Tämä johtuu siitä, että sähköntuotantokapasiteettia poistuu tässä skenaariossa enemmän sähköntuotannon heikon kannattavuuden vuoksi. Korkeassa skenaariossa sähköntuotantokapasiteettia oletetaan olevan enemmän, mutta nopeammin kasvava kysyntä johtaa siihen, että oman tuotantokapasiteetin ja huippukulutuksen ero on suurempi vuoden 2018 jälkeen kuin perusskenaariossa. Skenaariot eivät sähköntuotantomarginaalin osalta eroa toisistaan merkittävästi, joten seuraavissa tarkasteluissa käsitellään perusskenaarion tuotanto- ja kysyntäprofiileja. 6.2 Tehon riittämättömyyteen johtavia tekijöitä Edellä esitetyn tarkastelun perusteella tehovajaus toteutuisi todennäköisesti usean tekijän summana. Pitkä kylmä jakso, jolloin sähkön kysyntä pysyy korkealla pitkään, voi johtaa tehovajeeseen, jos samaan aikaan kotimaisessa tuotannossa on suuria häiriöitä tai tuontia joudutaan merkittävästi rajoittamaan. Suomessa on varauduttu suurimman yksittäisen tuotanto- tai tuontiyhteyden tippumiseen järjestelmästä hetkellisesti. Kotimaisen tuotannon suuri häiriö voi tarkoittaa joko suurimman sähköntuotantoyksikön tai useamman suuren laitoksen samanaikaista vikaantumista. Vuoteen 2018 asti suurimman yksikön teho on 880 MW ja vuoden 2018 jälkeen suurin yksikkö on teholtaan 1600 MW. Kuvassa 41 on esitetty kylmän talvijakson huippukysynnän aikainen tilanne tarkasteluajanhetkillä 2018, 2024 ja 2030, kun kunkin hetken suurin tuotantoyksikkö on poissa käytöstä. Tarkasteluajanjaksolla eteenpäin mentäessä Suomen oman tuotannon tehovaje pienenee. Suomen sähkönhankintamarginaali säilyy kuitenkin selvästi positiivisena rajasiirtoyhteyksien toimiessa normaalisti. Tilanne on heikoin ennen rakenteilla olevan ydinvoimayksikön valmistumista. 52X265022 23.1.2015 39 MW 6000 4000 2000 Tuontikapasiteetti 0 2014 -2000 -4000 2018 2024 2030 Oman tuotannon tehovaje Katkoviivalla merkitty kunkin ajankohdan suurimman tuotantoyksikön poissaolon vaikutus tehovajeeseen -6000 Kuva 42 Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase, kun suurin tuotantoyksikkö (880 MW 2018 saakka ja 1600 MW 2018 jälkeen) on pois käytöstä Kylmänä ajanjaksona suurimman tuotantoyksikön ollessa poissa käytöstä, Suomen tuotantokapasiteetin ja huippukulutuksen välinen tehovaje vuonna 2018 on noin 4900 MW. Mikäli tuonti- tai tuotantokapasiteettia olisi lisäksi tällöin poissa käytettävistä noin 400 MW, Suomessa ei riittäisi kapasiteettia kattamaan kylmän talvipäivän kulutusta. Tämä edellyttäisi siis kuitenkin useampaa samanaikaista vikaantumista tuotannossa ja tuontiyhteyksissä. Vuoden 2018 jälkeen, uuden ydinvoimayksikön ja uuden Ruotsin siirtoyhteyden ollessa käytössä, Suomen sähkönhankinnan marginaali kasvaa. Tarkastelujakson lopussa sähkönhankinnan marginaali on noin 1600 MW, kun suurin tuotantoyksikkö on poissa käytöstä ja siirtoyhteydet toimivat täydellä kapasiteetilla. Tuotantokapasiteetin vikaantumisen lisäksi työssä tarkasteltiin siirtoyhteyksien vikaantumisen vaikutusta kapasiteetin riittävyyteen Suomessa. Seuraavassa kuvaajassa on esitetty sähkönhankintamarginaali, mikäli suurin tuontiyhteys (1100 MW) olisi pois käytöstä. 52X265022 23.1.2015 40 MW 6000 5000 4000 3000 Tuontikapasiteetti 2000 1000 0 -1000 2014 2018 2024 2030 Oman tuotannon tehovaje -2000 -3000 Katkoviivalla merkitty siirtoyhteyksien rajoituksen vaikutus tuontikapasiteettiin -4000 Kuva 43 Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase, kun suurin tuontiyhteys (1100 MW) on pois käytöstä Kuvasta nähdään, että yksittäisen siirtoyhteyden putoaminen käytöstä huippukysynnän hetkellä tai vastaava rajoitus tuonnissa muista syistä, esimerkiksi naapurimaiden tehon riittämättömyyden vuoksi, ei johtaisi vielä tehovajeeseen mutta marginaali olisi hyvin pieni vuonna 2018. Olkiluoto 3:n valmistumisen jälkeen marginaali kasvaa, eikä yksittäinen rajoite siirtoyhteyksissä johtaisi ongelmiin. 6.3 Kysyntäjousto ja tuotannon säätömahdollisuudet Edellisessä kappaleessa tarkasteltiin Suomen oman sähkön tuotantokapasiteetin sekä siirtoyhteyksien riittävyyttä huippukulutuksen kattamiseen. Tässä kappaleessa tarkastellaan kotimaisen kapasiteetin ja kysynnän joustomahdollisuuksia tilanteessa, jossa sähköteho ei riittäisi Suomessa. 6.3.1 Kysyntäjousto Kysyntäjousto tarkoittaa sähkön käytön siirtämistä kalleimmilta tunneilta halvemmille. Kokonaiskysyntä ei siten muutu, mutta huipunaikainen kysyntä laskee. Kysyntäjoustoa voi tapahtua myös siten, että kysyntää ei siirry toiseen ajankohtaan vaan sähkön kysyntä kokonaisuudessaan vähenee korkeiden hintapiikkien vaikutuksesta. Tällaista joustoa voi tapahtua erityisesti teollisuudessa, jolloin se johtaa teollisuuden kokonaistuotantomäärien vähenemiseen. Sekä sähkön pienkäyttäjät että teollisuus voivat toteuttaa kysyntäjoustoa, mutta toistaiseksi kysyntäjoustoa hyödynnetään pääasiassa teollisuudessa. Suurin sähkötehona mitattu potentiaali kysyntäjouston toteuttamiseen on perinteisillä metsä-, metallinjalostus- ja kemianteollisuuden aloilla, joilla hintajoustoa tapahtuu jo nykyisellään sähkön hinnan noustessa markkinoilla hyvin korkeaksi. Sähkön hintatason lisäksi teollisuuden kysyntäjoustoon osallistuminen riippuu teollisuuden tuotantotilanteesta. On odotettavissa, että teknologinen kehitys tulee madaltamaan kynnystä kysyntäjoustopotentiaalin aktivoimiseen. 52X265022 23.1.2015 41 Nykyinen markkinoiden kysyntäjousto on arviolta muutamia satoja megawatteja. Esimerkiksi talven 2009–2010 sähkön hintapiikkien aikaisen kysyntäjouston on arvioitu olleen Suomessa noin 400–500 MW tai jopa enemmän 5. Fingridin arvion6 mukaan Elspot-markkinoilla oli vuonna 2014 kysyntäjoustoa 200-600 MW. Lisäksi joustoja on merkittävästi myös muilla markkinoilla. Kysyntäjoustopotentiaali teollisuudessa Uutta kysyntäjoustopotentiaalia löytyy arvioiden mukaan erityisesti suurteollisuuden ulkopuolelta keskisuuresta tai pienemmästä teollisuudesta. Metsäteollisuusyritysten sivuprosessien soveltumista kysyntäjoustoon ei ole selvitetty vielä tarkasti, ja niistä on mahdollista löytää uusia kysyntäjoustokohteita. Pääprosesseissa kysyntäjousto toteutuu monissa yrityksissä jo nyt. Kone- ja metallituoteteollisuudessa sähköä käytetään mm. sulatus- ja sähköuunien käyttöön valimoissa, missä kysyntäjousto voi olla mahdollista sähkön hintojen noustessa riittävän korkeiksi. Kysyntäjousto tarkoittaa tällöin usein tuotannon keskeytystä korkean hinnan ajaksi. Kemianteollisuudessa on suuria sähkönkäyttäjiä, joiden säätömahdollisuus riippuu merkittävästi pääprosessien ominaisuuksista. Pienemmässä teollisuudessa esimerkiksi kylmälaitteet, kylmävarastot ja prosessien lämpöpumput voivat tarjota uusia kysyntäjouston toteutuskohteita markkinoille. Kysyntäjouston nykyistä laajamittaisempi hyödyntäminen teollisuudessa edellyttää jouston toteutusprosessin automatisointia. Automatisointi tarkoittaa merkittävien joustopotentiaalikohteiden kytkentää osaksi järjestelmää, jonka kautta näille laitteille annetaan ohjauskäskyjä esimerkiksi sähkön hinnan vaihteluiden mukaan. Kysyntäjoustopotentiaali hajautetuissa kohteissa Jatkossa kysyntäjoustoa voi tulla markkinoille yhä enemmän pienistä hajautetuista kohteista, kuten sähkölämmityksestä ja muista kotitalouksin sähkönkäytöstä, palvelusektorilta sekä sähköautoista. Näiden kohteiden jousto on tyypillisesti vuorokauden sisäistä kulutuksen siirtoa. Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreilla edellyttää tyypillisesti, että markkinoille tulee uusia palveluita jouston toteuttamiseen. Sähkölämmityksen kysyntäjoustoa näkyy jo nyt markkinoilla kaksiaikahinnoittelun vuoksi. Sähkölämmityksen koko kysyntäjoustopotentiaaliksi on arvioitu 600–1200 MW sähkölämmitetyissä kotitalouksissa 7. Lämmityksen kysyntäjoustolla voidaan kysyntää siirtää enimmillään muutamalla tunnilla riittävän lämpötilan varmistamiseksi. Kotitalouksien lämmityksen ulkopuolisen sähkönkäytön kysyntäjoustopotentiaali on rajallinen ja rajoittuu lähinnä kysynnän siirtämiseen tunnista toiseen. Jonkin verran lisäjoustoa voidaan saada mm. sähköliesistä, kiukaista ja pesukoneista. Muiden kodinkoneiden tehot ovat tyypillisesti pienempiä eivätkä merkittävästi vaikuta huippukuormaan. Sähkön kysyntäpiikki on tyypillisesti ilta-aikaan, kun kodinkoneita käytetään töistä palattua. Palveluiden kulutusprofiilissa arkipäivien kulutuspiikit erottuvat selkeästi. Kysyntä ei seuraa lämpötilavaihteluita samalla tavoin kuin kotitalouksien sähkönkäyttö. Parhaat mahdollisuudet kysyntäjouston toteuttamiseen löytyvät ilmanvaihdon ja –jäähdytyksen sekä varavoimakoneiden hyödyntämisestä. Valaistuksen käyttö kysyntäjoustoon voi olla vaikeampaa. 5 Työ- ja elinkeinoministeriö 2010: Sähkötehotyöryhmän loppuraportti. 31.3.2010. http://www.fingrid.fi/fi/sahkomarkkinat/Kysyntajousto/Sivut/default.aspx, viitattu 20.1.2015 7 ÅF-Consult 2012: Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään, Loppuraportti 6 52X265022 23.1.2015 42 Sähköautojen vaikutus kysyntäjoustopotentiaaliin näkyy vasta pidemmällä aikavälillä, kun sähköautot yleistyvät. Älykkäällä sähköautojen latauksella voidaan autojen lataus ohjata markkinoiden kannalta suotuisaan ajankohtaan. Sähköautojen kysyntää voidaan siis siirtää tunnista toiseen, mutta ei täysin vuorokaudesta toiseen, sillä autojen on oltava ainakin osin ladattuja joka vuorokausi. Sähköajoneuvojen akkujen purkaminen verkkoon voisi myös tuoda lisäpotentiaalia, mutta tätä ei oleteta tapahtuvan tarkasteluajanjaksolla. 6.3.2 Kysyntäjouston kehittyminen Kysyntäjouston kehitys riippuu energian hintojen kehityksestä sekä eri sektoreiden sähkönkulutuksen kehityksestä. Perusskenaariossa sähkön maksimikysyntäjoustopotentiaali on arvioitu karkeasti huomioiden teollisuuden ja sähkölämmityksen kysyntäjoustopotentiaali. Teollisuuden kysyntäjoustopotentiaali Suomessa on arvioitu julkisten lähteiden ja Pöyryn kokemusten perusteella. Uusia kohteita kysyntäjouston piiriin tulee mm. teollisuuden sivuprosesseista. Sähkölämmityksen kysyntäjoustopotentiaalin oletetaan tulevan markkinoille vähitellen, kun hintatieto välittyy paremmin käyttökohteisiin ja ohjausautomaatiota otetaan käyttöön enemmän. Skenaarioiden välillä ei ole eroa lämmityksen kysyntäjoustopotentiaalin kehitysnopeuden suhteen. Korkeassa skenaariossa sähkön hinta on selvästi korkeampi, mikä voisi lisätä kiinnostusta kysyntäjouston toteuttamiseen eri sektoreilla. Teollisuuden sähkökäyttö kasvaa myös nopeammin, mikä voi lisätä kysyntäjoustomahdollisuuksia. Tästä johtuen potentiaali olisi todennäköisesti suurempi korkeassa skenaariossa. Matalassa skenaariossa sähkön keskihinta on alhainen, eivätkä investoinnit kysyntäjouston toteuttamiseksi ole yhtä houkuttelevia. Teollisuuden vähäisempi sähkönkäyttö vähentää kysyntäjoustopotentiaalia teollisuussektoreilta. Työssä ei kuitenkaan ole tehty tarkkoja erillisiä arvioita eri skenaarioiden kysyntäjoustopotentiaalille, vaan ne sisältyvät seuraavassa kappaleessa esitetylle kysyntäjoustopotentiaalin vaihteluvälille. Kaikissa skenaarioissa kysyntäjouston kehitykseen liittyy merkittävää epävarmuutta. Kaikissa skenaarioissa on oletettu, että pidemmälle tulevaisuuteen mennessä kysyntäjoustoon tulee mukaan myös muita hajautettuja kohteita, sekä mm. sähköautojen kysyntäjoustoa. Sähkölämmityksen ja kotitalouksien kysyntäjoustopotentiaali on pidetty vakiona eri skenaarioissa, sillä näiden sektoreiden sähkökulutus ei muutu skenaariosta toiseen, eikä jouston oleteta olevan yhtä hintaherkkää kuin muilla sektoreilla. Kysyntäjoustopotentiaali on arvioitu julkisesti saatavilla olevien lähteiden ja edellisissä kappaleissa kuvattujen lähtökohtien perusteella. Maksimikysyntäjoustopotentiaali kuvaa tilannetta, jossa sähkön hinnat nousevat hyvin korkeiksi huippukulutuksen aikana. Kysyntää voidaan tyypillisesti siirtää tunnista toiseen huipputunnin tai -tuntien kysyntää tasaamaan, mutta ei päivästä toiseen. Tunnista toiseen siirrettävää kulutusta on pääasiassa suurteollisuudessa sekä sähkölämmityksessä. Tulevaisuudessa kysyntäjoustopotentiaali kasvaa enemmän myös pienissä kohteissa, kuten sähköautoissa. Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreilla edellyttää kuitenkin palveluntarjoajien aktiivista toimintaa. Esimerkiksi kotiautomaation määrän lisääntymiseen liittyy suurta epävarmuutta. Vaikka tuntihinnoittelu voi lisätä mielenkiintoa kysyntäjouston toteutukseen, käyttäjälle hintavaikutus jää vähäiseksi. Tunnista toiseen kulutustaan joustavien kohteiden lukumäärän arvioidaan maltillisesti kasvavan tulevaisuudessa siten, että vuoteen 2030 mennessä uusi markkinoille tuleva 52X265022 23.1.2015 43 kysyntäjoustopotentiaali olisi noin 600-1200 MW. Eri tarkasteluajanjaksojen arvioitu kysyntäjoustopotentiaali on esitetty kuvaajissa 44, 45 ja 46 alla. 1400 1200 MW 1000 800 600 400 200 0 tunti vrk vko Kuva 44 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali vuoteen 2018 mennessä, vaihteluväli ja joustopotentiaalin arvioitu aikajänne. 1400 1200 MW 1000 800 600 400 200 0 tunti vrk vko Kuva 45 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali 2019-2024, vaihteluväli ja joustopotentiaalin arvioitu aikajänne. 1400 1200 MW 1000 800 600 400 200 0 tunti vrk vko Kuva 46 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali 2025-2030, vaihteluväli ja joustopotentiaalin arvioitu aikajänne. Yllä olevista kuvista nähdään, että arvioitu kysyntäjoustopotentiaali on pääasiassa tunnin tai muutaman tunnin mittaista joustoa. Pidempiaikaista joustoa on vaikea saada aikaiseksi, sillä teollisuudessa vastaan tulevat tuotantoprosessien rajoitteet ja vaatimukset, ja esimerkiksi sähkölämmityksessä lämmöntuotantoa ei voida siirtää monella tunnilla. 52X265022 23.1.2015 44 6.3.3 Sähkön tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet ovat vähäiset kylmänä talvipäivänä. Kysyntäjousto voi vastata yksittäiseen huipputuntiin, mutta tilanteen jatkuessa kysyntäjouston potentiaali laskee oleellisesti. Parhaiten joustoa voisivat tarjota kaukolämpöä tuottavat yhteistuotantolaitokset. Kaukolämpöverkot on yleisesti mitoitettu siten, että huippulämmönkulutus voidaan kattaa suurimman laitoksen ollessa pois käytöstä. Korkea kaukolämmön menovesi pienentää CHP-laitoksen sähköntuotantoa. Tästä johtuen laitosten on mahdollista lisätä sähköntuotantoa lähemmäksi nimellistehoa pienentämällä laitokselta lähtevän kaukolämpöveden lämpötilaa. Kylmänä talvipäivänä tämä kuitenkin vaatii kaukolämpömenoveden lämpötilan nostamista huippukattilalla, mikä ei ole välttämättä mahdollista kaikissa kaukolämpöverkoissa. Kaukolämpöverkon CHP-laitokset eivät myöskään pysty vastaamaan äkilliseen sähkön kysynnän muutokseen vaan reagointi vaatisi pidemmän jakson korkeampia sähkön hintoja (>12h). Teollisuuden vastapainelaitoksissa sähköntuotanto on yleisesti sekundäärituote ja voimalaitoksia ajetaan prosessitarpeiden ja –tuotteiden ehdoilla. Tämän vuoksi teollisuudessa ei oleteta olevan nopeaa kapasiteetin nostopotentiaalia arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteettitasosta. Teollisuuden nopeasti käyttöönotettavat turbiinit ovat pääasiassa varavoimalaitoksina. Suomessa vesivoimatuotanto toimii pääsääntöisenä säätövoimana tuontisähkön ohella. Kylmänä talvipäivänä vesivoimalla ei kuitenkaan ole juurikaan mahdollisuutta nostaa kapasiteettia arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista. Lauhdevoimaakin käytetään talvella vuorokaudensisäiseen ja viikonsisäiseen säätöön. Kylmän talvipäivän huippukysynnän aikaan lauhdekapasiteettia ei kuitenkaan voi nostaa arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista, sillä tuotanto on oletettavasti maksimissaan kyseisenä aikana. Ydinvoimaa ei Suomessa ole käytetty säätövoimana lainkaan, vaan se toimii perustuotantona ja sen tuotanto on läpi vuoden hyvin vakaata, pois lukien kesäajan vuosihuoltojaksot. Talvella kylmän lauhdutusveden vuoksi ydinvoiman tuotantoteho voi olla hieman korkeampi kuin sen nimellisteho. 6.3.4 Yhteenveto Suomen oman tuotannon ja kulutuksen mahdollisuuksista vastata tehon tarpeeseen Kylmänä talvipäivänä vain pieni osa Suomen oman tuotannon ja kysynnän välisestä tehovajeesta voidaan kattaa tarjontaa lisäämällä tai kysyntää markkinaehtoisesti pienentämällä. Kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa kapasiteettia voitaisiin lisätä Pöyryn arvion mukaan noin 100-300 MW perustuen lämmöntuotantokapasiteetin rakenteeseen suomalaisissa kaupungeissa. Kysyntäjouston potentiaalin arviointiin liittyy merkittävää epävarmuutta, sillä kysyntäjouston markkinat ja teknologiat ovat kehittymässä. Potentiaalin toteutuminen edellyttää teknologiakehitystä ja kysyntäjoustopalveluiden tuloa markkinoille. Jossain määrin kysyntäjoustoa tapahtuu jo markkinoilla ja tämä on huomioitu huippukulutuksen arvioinnissa. Tässä työssä on arvioitu että kysyntäjoustoa olisi mahdollista lisätä arviolta noin 500 MW vuonna 2018 ja vuoteen 2030 mennessä jopa 1500 MW. Luvut kuvaavat hetkellistä huippukysyntätilannetta. Tilanteen jatkuessa merkittävä osa joustopotentiaalista häviää markkinoilta, sillä kysyntä voi joustaa tyypillisesti vain 52X265022 23.1.2015 45 muutaman tunnin ajan. Osa kysyntäjoustopotentiaalista on jo toteutunut markkinoilla, mikä vaikuttaa toteutuneeseen sähkön huippukysyntään. Tämä kysyntäjousto on huomioitu huippukysyntäennusteissa. Yhteenveto Suomen oman tuotantokapasiteetin ja kysynnän joustomahdollisuuksista ja niiden ajoittumisesta on esitetty kuvassa alla. Kuva 47 Joustava tuotantokapasiteetti ja sähkön kysyntä, arvio kehityksestä tarkasteluajanjaksoilla. Kysyntäjouston potentiaali ja CHP-tuotannon joustavaksi arvioidun kapasiteetin mahdollisuudet vastata hetkittäisen huippukulutustunnin sähköntarpeen ja oman sähköntuotantokapasiteetin väliseen tehoeroon on esitetty kuvassa 48 alla. Kuvasta nähdään, että oman tuotannon tehovaje kulutukseen nähden on noin 4000 MW vuonna 2018, kun taas joustavan kapasiteetin ja kysyntäjouston kautta voidaan saada yhteensä lisäkapasiteettia selvästi alle 1000 MW. Loppuerotus on katettava sähkön tuonnilla naapurimaista. MW 2 000 1 000 Oman tuotannon tehovaje 0 2018 -1 000 2024 2030 CHP-tuotannon lisäys -2 000 -3 000 Kysyntäjousto -4 000 -5 000 Kuva 48 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon ja kulutuksen ero perusskenaariossa ja mahdollisuudet lisätä tuotantoa ja vähentää kysyntää (tuontia ei ole huomioitu) 52X265022 23.1.2015 46 Vuoteen 2030 mennessä suurempi oman tuotannon tehovaje pienenee ja toisaalta kysyntäjouston potentiaali kasvaa, jolloin suurempi osa tehovajeesta voitaisiin kattaa kysyntäjoustolla ja tuotannon lisäyksellä. Tuonnin kautta on tällöinkin kuitenkin saatava vähintään yli 1000 MW tehoa. JOHTOPÄÄTÖKSET Sähköntuotantotehoa ja huippukysyntää tarkasteltaessa Suomi ei ole tällä hetkellä omavarainen, vaan sähkötehoa on tuotava Suomeen kulutushuippujen aikaan. Lähivuosina Suomeen ei tule merkittävässä määrin uutta huippukulutushetkien tehontarpeeseen vastaamaan kykenevää sähköntuotantokapasiteettia ennen Olkiluodon kolmannen ydinvoimayksikön valmistumista. Sen sijaan riskinä on, että nykyisestä kapasiteetista poistuu erityisesti lauhdekapasiteettia alhaisen sähkön hinnan aiheuttaman heikon kannattavuuden johdosta. Tarkasteluajanjaksolla vuoteen 2030 saakka Suomen oman sähköntuotannon vajaus huippukulutukseen nähden on suurin vuoden 2018 paikkeilla ennen Olkiluodon kolmannen ydinvoimayksikön valmistumista. Tuontiyhteyksien avulla on kuitenkin mahdollista kattaa vaje edellyttäen että tuontiyhteydet toimivat. Olkiluodon uuden ydinvoimalan valmistuttuakaan Suomen oma sähköntuotantokapasiteetti ei kata huippukysyntää, vaan Suomi on tuonnin varassa huippukulutushetkillä. Huippukulutus ja tuotantokapasiteetti on esitetty kuvassa 49. Ennen Olkiluoto 3;n valmistumista ero normaalivuoden huippukysynnän ja oman käytettävissä olevan kapasiteetin välillä on arviolta 2800 MW. Erityisen kylmänä talvipäivänä ero voi olla jopa 4000 MW. 18 000 MW 7 Tuulivoima 16 000 Lauhde 14 000 12 000 Kaukolämpö CHP 10 000 Teollisuus CHP 8 000 Vesivoima 6 000 Ydinvoima 4 000 2 000 0 2014 2018 2024 2030 Huippukulutus, normaalivuosi Huippukulutus, kylmä vuosi Kuva 49 Suomen sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön huippukulutus normaalina vuotena ja erityisen kylmänä vuotena vuoteen 2030 saakka Sähkön tuontikapasiteetin arvioitu kehittyminen on esitetty kuvassa 50. Sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen riittävät hyvin kattamaan sähkön huippukysynnän ja oman tuotannon eron. Siirtokapasiteetti on ennen OL3:n valmistumista yhteensä n. 5100 MW jakaantuen tuontikapasiteettiin Ruotsista, Virosta ja Venäjältä. Huippukulutustilanteissa kapasiteettia on saatavilla naapurimaista. Sähkötehon riittämättömyyden Suomessa voisivat aiheuttaa useat samanaikaiset merkittävät häiriöt ja/tai rajoitteet tuonnissa. 52X265022 23.1.2015 47 Kuva 50 Siirtoyhteyksien kapasiteetin kehittyminen Mahdollisuudet vastata huipputehon tarpeeseen säätämällä Suomen omaan tuotantokapasiteettia ovat vähäiset. Tuotantokapasiteettia voitaisiin hieman lisätä kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa, muu tuotantokapasiteetti tuottaa oletettavasti joka tapauksessa kylmänä talvipäivänä maksimimäärän. Huipputehon tarvetta voidaan pienentää myös vähentämällä kysyntää huippukulutushetkellä. Tätä niin kutsuttua kysyntäjoustoa tapahtuu sähkömarkkinoilla jo nykyisin erityisesti teollisuuden osalta silloin, kun sähkön hinnat nousevat hetkellisesti hyvin korkeiksi. Tulevaisuudessa kysyntäjoustopotentiaalia on kotitalouksissa, etenkin sähkölämmityksen osalta, mutta myös teollisuuden ja palveluiden sähkönkäytöstä voidaan vielä löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita. Kysyntäjouston potentiaali ei kuitenkaan tämänhetkisten arvioiden mukaan ole riittävä kattamaan sähkötehon tarpeen ja oman tuotannon välistä erotusta.
© Copyright 2024