LOPPURAPORTTI

52X26502223.1.2015

ENERGIATEOLLISUUS RY, FINGRID OYJ,METSÄTEOLLISUUS RY, SUOMEN ELFI OY JA TYÖ-JA ELINKEINOMINISTERIÖ

Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitysvuoteen 2030

52X26502223.1.2015

2

Copyright © Pöyry Management Consulting Oy

Kaikki oikeudet pidätetään Tätä asiakirjaa tai osaa siitä ei saa kopioida tai jäljentäämissään muodossa ilman Pöyry Management Consulting Oy:n antamaa kirjallista lupaa.

52X26502223.1.2015

1

Yhteystiedot

PL 4 (Jaakonkatu 3)01621 VantaaKotipaikka VantaaY-tunnus 2302276-3Puh. 010 3311Faksi 010 33 21031http://www.poyry.com

Pöyry Management Consulting Oy

52X26502223.1.2015

1

Yhteenveto

Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaanhuippukulutukseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnista kulutushuippujen aikana.Alhainen sähkön markkinahinta on heikentänyt uusien investointien kannattavuutta jaolemassa olevasta kapasiteetista erityisesti lauhdetuotantokapasiteettia voi poistuamarkkinoilta lähivuosina kannattamattomana, vaikka laitoksilla olisi vielä teknistäkäyttöikää jäljellä. Tässä työssä on arvioitu Suomen sähköntuotantotehon riittävyyttä,sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehitystä ja tuontisähkön saatavuutta vuoteen2030 saakka. Arviointi perustuu sähkön kulutusennusteisiin ja analyysiinsähköntuotantokapasiteetin kehityksestä Suomessa sekä siirtoyhteyksien kehittymisestäja tehon riittävyydestä Suomen lähialueilla. Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa onotettu huomioon uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon kannattavuudenkehitys, tuontiyhteyksien kapasiteetti ja tuonnin saatavuuteen liittyvät riskit, sekäsähkön kulutusrakenne ja kysyntäjousto. Arviot perustuvat Pöyryn näkemyksiinmarkkinoiden ja kapasiteetin kehityksestä.

Sähkön tuotannon ja kysynnän kehitystä tarkasteltiin kolmessa Pöyryn luomassaskenaariossa; perus-, matala- ja korkeaskenaariossa. Keskeisin ero skenaarioiden välilläon oletus talouden kehityksestä ja sen aiheuttamat erot energian kysynnässä jahintatasoissa. Korkeassa skenaariossa sekä energian hinnat että sähkön kulutus ovatkorkeat, matalassa taas hinnat ovat alhaiset ja kulutus perusskenaariota matalampi.Kaikissa skenaarioissa sähkön kulutuksen arvioidaan kehittyvän maltillisestitarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonut maltillisennäkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuuden energian kysynnänkehittymisestä ja lisäksi energiatehokkuuden kehitys hillitsee kysynnän kasvua. Erotskenaarioiden kysynnän välillä selittyvät pääasiassa teollisuuden kysynnän eroilla, silläteollisuuden kysynnän kehittyminen riippuu voimakkaasti yleisestä talouskehityksestä.Sähkön kysyntäprofiilin arvioidaan tulevaisuudessa jonkin verran tasaantuvan sähkönlämmityskäytön, teollisuuden ja sähköautojen kulutuksen sekä kysyntäjouston johdosta.Huipunajan kysyntäpiikkien ei oleteta merkittävästi kasvavan nykytasolta, silläteollisuuden kysyntä on tasaista eikä niinkään riipu ulkolämpötilasta. Automaationmahdollistamin kysyntäjouston keinoin voidaan huippukulutuksen kysyntää osin myössiirtää vuorokauden sisällä.Suomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta,vesivoimasta sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin eiodoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä suurin osapotentiaalisesta lisäkapasiteetista sijaitsee suojelluissa vesistöissä. Työssä ei oletarkasteltu ydinvoimainvestointien kannattavuutta vaan kaikissa skenaarioissa uusienydinvoimaloiden on oletettu tulevan käyttöön vuosina 2019 ja 2025. Tuulivoiman osaltaon oletettu, että vuonna 2025 saavutetaan Energia- ja ilmastostrategian1 tavoite 9 TWh:ntuulivoimatuotannosta.Kaukolämpöä tuottavan sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin arvioidaanvähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkin pienemmissä lämpöverkoissa alhainenmarkkinahinta puoltaa lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan ja maakaasun

1 Kansallinen energia- ja ilmastostrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle, 20.3.2013

52X26502223.1.2015

2

korvaus kiinteillä polttoaineilla johtaa sähkötehon laskuun. Teollisuudensähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän samalla tasolla tai vähentyvän jonkunverran riippuen skenaariosta.Lauhdetuotantokapasiteetti laskee merkittävästi kaikissa skenaarioissa, sillä matalansähkön hinnan lisäksi IE-direktiivin edellyttämät lisäinvestoinnit heikentävätlauhdelaitosten kannattavuutta. Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, ettäperus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetista poistuu kaikki sellainenkapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista.Kapasiteetin poistumisajankohtaan liittyy kuitenkin merkittävää epävarmuutta.Kapasiteetin ja kysynnän kehityksen tarkastelujen tuloksena todetaan, että Suomen omatuotantokapasiteetti ei koko tarkasteluajanjaksolla riitä kattamaan huippukulutustamissään skenaariossa. Suomen huipunaikaisen sähköntuotantokapasiteetin on arvioitulaskevan nykytasosta vuoteen 2018 ennen Olkiluoto 3 ydinvoimayksikön käyttöönottoa.Siihen asti huippukulutuksen ja –tuotannon ero on noin 2800 MW normaalitalvena jajopa 4000 MW erittäin kylmänä talvena (keskimäärin kerran 10 vuodessa). Olkiluoto3:n valmistuttua vaje kulutuksen ja tuotannon välillä laskee merkittävästi, muttasähköntuotantotehon suhteen Suomi ei ole edelleenkään omavarainen. Sähköntuontikapasiteetti kuitenkin riittää kattamaan eron oman tuotannon ja huippukulutuksenvälillä. Huippukulutus ja tuotantokapasiteetti on esitetty kuvassa 1 alla ja sähköntuontikapasiteetti kuvassa 2.

Kuva 1 Suomen sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön huippukulutus normaalina jakylmän vuonna vuoteen 2030 saakka

Kuva 2 Sähkön tuontikapasiteetin kehittyminen

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuulivoima

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

Huippukulutus,normaalivuosiHuippukulutus, kylmävuosi

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2018 2024 2030

MW

Venäjä

Viro

Ruotsi 3

Ruotsi 1-2

52X26502223.1.2015

3

Suomella on sähkön siirtoyhteydet Venäjälle, Viroon ja Ruotsiin, josta edelleen onyhteydet muihin Pohjoismaihin ja Keski-Eurooppaan. Sähköä tuodaan Suomeen javiedään täältä lähialueille jatkuvasti hinta-alueiden sähkön hintojen ohjaamana. Toisinkuin Suomessa, kaikilla lähialueilla, joista Suomeen tuodaan sähköä,tuotantokapasiteetti ylittää huippukysynnän. Nykyisin kysynnän ja tuotannon erohuippukulutushetkellä on noin 5000 MW Luoteis-Venäjällä, yli 1300 MW Baltiassa ja2300 MW Skandinaviassa. On hyvin todennäköistä, että tilanne ei ratkaisevasti muututarkasteluajanjaksolla kysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten vuoksi. Kasvavakysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäli investoinnituuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla ja käytöstä poistuu esimerkiksiydinvoimakapasiteettia ja lauhdekapasiteettia merkittävästi.Kun huomioidaan sekä kotimainen tuotantokapasiteetti että tuontikapasiteetti, onkaikissa tarkastelluissa skenaarioissa riittävästi kapasiteettia kattamaan myös kylmäntalven huipunaikainen kysyntä. Tehovajauksen syntyminen edellyttäisi useaayhtäaikaista häiriötä tai rajoitusta tuotantokapasiteetissa tai tuontikapasiteetissahuippukulutuksen hetkellä.

Kotimaisen tuotannon tehovaje kulutukseen nähden on tarkasteluajanjaksolla suurinvuonna 2018 ennen OL3:n käyttöönottoa. Mikäli sähkön tuotanto- tai tuontitehoa olisipois käytettävistä noin 1200 MW huippukulutushetkellä, kapasiteetti ei riittäisikysynnän kattamiseen. Mikäli suurin tuotantoyksikkö olisi pois käytöstä kylmänäajanjaksona, Suomen sähkönhankintamarginaali putoaisi vuonna 2018 alle 400 MW:iin.Tilanteessa, jossa suurin siirtoyhteys olisi pois käytöstä, eli tuontia olisi rajoitettu 1100MW:lla, sähkönhankintamarginaali kylmänä talvipäivänä olisi vain 150 MW vuonna2018, kun kotimainen kapasiteetti toimii normaalisti. Muina tarkasteluajankohtinavuoteen 2030 asti sähkönhankintamarginaali on suurempi. Sähkön oman tuotantotehonvaje kulutukseen nähden, tuontiteho sekä näiden perusteella laskettusähkönhankintamarginaali perusskenaariossa on esitetty kuvassa 3.

Kuva 3 Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin tehovaje kulutukseen nähden,tuontikapasiteetti sekä sähkönhankintamarginaali tuotantoteho ja tuontiteho huomioonottaen perusskenaariossa

Muissa skenaarioissa tilanne ei oleellisesti muutu perusskenaariosta. Vaikka matalassaskenaariossa sähkön tuotannon kokonaisteho on alhaisempi, on kulutusennustevastaavasti matalampi, mikä johtaa lähellä perusskenaariota olevaan oman tuotannontehovajeeseen. Korkeassa skenaariossa vastaavasti sähköntuotantokapasiteettia onperusskenaariota enemmän korkeampien sähkönhintojen vaikutuksesta, mutta myössähkön kulutus on suurempaa.

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Oman tuotannontehovaje

Sähkönhankinta-marginaali

52X26502223.1.2015

4

Mahdollisuudet vastata huipputehon tarpeeseen lisäämällä Suomen omaan tuotantoa taivähentämällä kysyntää huippukulutushetkellä ovat melko vähäiset.Tuotantokapasiteettia voitaisiin hieman lisätä kaukolämpöön liittyvässäyhteistuotannossa. Muun kapasiteetin osalta mahdollisuus lisätä tuotantoahuippukulutushetkellä on heikko.Kysyntäjoustoa tapahtuu sähkömarkkinoilla jo nykyisin erityisesti teollisuuden osaltasilloin, kun sähkön hinnat nousevat hetkellisesti hyvin korkeiksi. Kysyntäjoustoa onmahdollista saada lisää markkinoille teollisuuden lisäksi myös pienemmistä kohteista,kun sähkön hinnoittelu muuttuu enemmän tuntitasoiseksi ja tarjolla on palveluita jatuotteita joilla kysyntää voidaan ohjata automaattisesti. Erityisesti sähkölämmitys onSuomessa potentiaalinen suuri kysyntäjoustokohde, mutta myös teollisuuden japalveluiden sähkönkäytöstä voidaan löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita.Näiden kokonaisjoustopotentiaali on kuitenkin arvioitu selvästi pienemmäksi kuin omansähköntuotannon tehovaje kulutukseen nähden.

52X26502223.1.2015

1

Sisältö

Yhteenveto

1 JOHDANTO ...................................................................................................................... 3

1.1 Työn tavoite ja lähtökohdat .................................................................................................. 31.2 Tausta .................................................................................................................................. 3

2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT ................................................................. 4

2.1 Sähkömarkkinaskenaariot .................................................................................................... 42.2 Hintaskenaariot .................................................................................................................... 52.2.1 Polttoaineiden hintaskenaariot.............................................................................................. 52.2.2 Päästöoikeuden hintaskenaariot ............................................................................................ 72.2.3 Sähkön hintaskenaariot ........................................................................................................ 8

3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS .................................................................................. 9

3.1 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreilla ............................................................................. 113.2 Huippukysynnän kehitys .................................................................................................... 12

4 SÄHKÖN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS ................................................... 14

4.1 Nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti ................................................................................ 144.2 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa.............................................................................. 174.2.1 Uusi kapasiteetti ja vanhan kapasiteetin poistuminen ......................................................... 174.2.2 Yhteistuotantokapasiteetti .................................................................................................. 174.2.3 Lauhdekapasiteetti ............................................................................................................. 214.2.4 Häiriö- ja tehoreservit ........................................................................................................ 234.2.5 Ydinvoimakapasiteetti ....................................................................................................... 244.2.6 Tuulivoima, vesivoima ja muu uusiutuva sähköntuotanto ................................................... 254.3 Huipunaikainen oma sähköntuotantokapasiteetti ja kulutus ................................................ 26

5 SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET SUOMEN JA NAAPURIMAIDEN VÄLILLÄ ......... 29

5.1 Sähkön tuontimahdollisuudet Skandinaviasta Suomeen...................................................... 305.2 Sähkön tuontimahdollisuudet Baltian maista Suomeen ....................................................... 325.3 Sähkön tuontimahdollisuudet Venäjältä Suomeen .............................................................. 345.4 Samanaikaisten kulutushuippujen vaikutus tuontisähkön saatavuuteen ............................... 345.5 Yhteenveto siirtoyhteyksien kautta saatavasta kapasiteetista .............................................. 35

6 SÄHKÖN TUOTANTO- JA TUONTIKAPASITEETIN RIITTÄVYYSHUIPPUKULUTUKSEN KATTAMISEEN ................................................................... 37

6.1 Kapasiteetin riittävyys eri skenaarioissa ............................................................................. 376.2 Tehon riittämättömyyteen johtavia tekijöitä ....................................................................... 386.3 Kysyntäjousto ja tuotannon säätömahdollisuudet ............................................................... 406.3.1 Kysyntäjousto .................................................................................................................... 406.3.2 Kysyntäjouston kehittyminen ............................................................................................. 42

52X26502223.1.2015

2

6.3.3 Sähkön tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet .............................................................. 446.3.4 Yhteenveto Suomen oman tuotannon ja kulutuksen mahdollisuuksista vastata tehon

tarpeeseen .......................................................................................................................... 44

7 JOHTOPÄÄTÖKSET ..................................................................................................... 46

52X26502223.1.2015

3

1 JOHDANTO

1.1 Työn tavoite ja lähtökohdatEnergiateollisuus ry, Fingrid Oyj, Metsäteollisuus ry, Suomen Elfi Oy ja työ- jaelinkeinoministeriö tilasivat Pöyry Management Consulting Oy:ltä arvion Suomensähkötehon riittävyydestä ja sähkön tuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestälyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Työn tavoitteena oli arvioida konkreettisesti laitostasonanalyysiin perustuen Suomen sähkönhankintakapasiteetin kehitystä ja tuotantotehonriittävyyttä sähkön kulutukseen nähden vuoteen 2030 asti.

Kapasiteetin riittävyyttä arvioitaessa on huomioitu uusien investointien ja nykyisenkapasiteetin ylläpidon kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien käyttö ja niihin liittyvätriskit sekä sähkön kulutus ja kysyntäjousto. Kapasiteetin riittävyyttä on tarkasteltulyhyellä (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, hintatasojaja kysyntää. Skenaarioiden luomisessa on hyödynnetty Pöyryn aikaisemmin tekemiämallinnuksia, joiden perusteella on luotu näkemys mm. sähkön kulutuksesta ja sähkönja polttoaineiden sekä päästöoikeuksien hintatasoista. Myöskään kapasiteetin kehitystäei ole mallinnettu sähkömarkkinamallin perusteella, vaan työssä on arvioituhintaennusteiden perusteella investointien ja kapasiteetin ylläpitämisen kannattavuutta.Tämä raportti kuvaa työn keskeiset tulokset, tarkastelun lähtökohdat ja oletukset sekätarkastelutavan. Raportissa esitellään ensin tarkasteltavat skenaariot ja niihin liittyvätenergian hintatasot. Sen jälkeen tarkastellaan sähkön kulutuksen kehitystä Suomessa eriskenaarioissa, sähkön tuotantokapasiteetin kehitystä tuotantomuodoittain ja omantuotannon ja huippukysynnän välistä suhdetta. Seuraavaksi on tarkasteltu siirtoyhteyksiäja kapasiteetin riittävyyttä Suomen lähialueilla. Lopuksi on näiden perusteella esitettyarvioita tuotanto- ja tuontikapasiteetin riittävyydestä, sekä tarkasteltu tilanteita joissasähkön riittävyyden suhteen voisi tulla ongelmia.

1.2 TaustaSähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä riittävä vastaamaanhuippukulutuksen tarpeeseen ja Suomi on riippuvainen sähkön tuonnistakulutushuippujen aikana. Kuvassa 4 on esitetty toteutunut keskimääräinen sähkönhuippukysyntä sekä huipputuotanto.

52X26502223.1.2015

4

Kuva 4 Sähkön huippukysynnän ja -tuotannon kehitys Suomessa

Sähkön markkinahinta on ollut pitkään melko alhainen ja oletuksena on, että tilannejatkuu lähivuosina samanlaisena. Lauhdesähköntuotannon kannattavuus on ollutheikkoa ja lauhdekapasiteettia onkin jo poistunut markkinoilta eikä uusia investointejaolla toteuttamassa lähiaikoina. Huolena on, että lisää kapasiteettia poistuu markkinoiltajo ennen kapasiteetin teknisen käyttöiän päättymistä. Myös uusienyhteistuotantolaitosinvestointien kannattavuus on alhaisilla sähkönhinnoilla epävarmaa,ja onkin mahdollista että uusintainvestointeja ei toteuteta yhteistuotantolaitoksina vaanerillisenä lämmöntuotantona ilman sähköntuotantokapasiteettia.

Kotimaisen sähkön tuotantokapasiteetin vähenemiseen vaikuttaa myös maakaasunkorvaaminen kiinteillä polttoaineilla yhteistuotannossa. Tämä johtuu kiinteitäpolttoaineita käyttävien laitosten matalammasta rakennusasteesta (sähkö- ja lämpötehonsuhde) maakaasua käyttäviin laitoksiin verrattuna. Useita tällaisia korvausinvestointejaon jo toteutettu johtuen maakaasun heikosta kilpailuasemasta kiinteisiin polttoaineisiinnähden.

2 TYÖSSÄ TARKASTELLUT SKENAARIOT

2.1 SähkömarkkinaskenaariotTässä työssä sähkön tuotannon ja kysynnän kehityksen tarkastelussa on käytettylähtökohtana Pöyryn luomia skenaarioita. Pöyry mallintaa säännöllisestisähkömarkkinoiden kehitystä kolmella erilaisella kehityspolulla; Perus-, Matala- jaKorkeaskenaariossa. Skenaariot eivät ole toistensa herkkyystarkasteluja vaan kukinskenaario on luotu johdonmukaisesti erilaisista talouden, politiikan ja energiankysynnän lähtökohdistaan. Skenaariot kuvaavat pitkän aikavälin tasapainoisiamarkkinoita eikä lyhyen aikavälin satunnaisia hintahäiriöitä ole huomioitu.Perusskenaario kuvaa Pöyryn mallinnusajankohdan aikaista näkemystä markkinoidentodennäköisimmästä kehittymisestä. Matalassa ja korkeassa skenaariossa on luotukohtuulliset 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

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MW

Huippukulutus MW

Toteutunut huipputuotanto

52X26502223.1.2015

5

kuvata mahdollisia kehityspolkuja. Skenaarioiden keskeiset erot on kuvattu taulukossa1.Taulukko 1 Skenaarioiden keskeiset eroavaisuudet

Muuttuja Perus-skenaario

Matala-skenaario

Korkea-skenaario

Talous-kasvu

Taantumastanoustaanvähitellen

Kasvuhitaampaaglobaalisti jaEuroopassa

Nopeampitalouskasvu,Eurooppa nouseetaantumasta

Sähkönkulutus

Hyvin maltillinenkulutuksen kasvu

Kulutusnykytasolla,teollinentuotanto eikasva

Uutta teollisuuttasyntyy Suomeen,energiatehokkuusparanee

Energianhinnat

Maltillinenhintojen nousu

Polttoainehinnatovat hyvinmatalat, CO2-hinnat alhaiset,sähkön hinta onhyvin alhainen

Polttoaineiden,päästöoikeuksienja sähkön hinnatovat korkeat.

Keskeisin ero skenaarioiden välillä on oletus talouden kehityksestä ja sitä kauttaenergian kysynnässä ja hinnoissa. Perusskenaariossa on oletettu talouskasvun Suomessaolevan keskimäärin 1,5 % vuodessa vuoteen 2018 saakka, 1,7 % vuodesta 2019 vuoteen2024 ja 1,2 % vuosina 2025-2030. Sähkön kulutusta eri skenaarioissa on kuvattutarkemmin kappaleessa 3 ja energian hintoja kappaleessa 2.2. Perusskenaariossaenergian kulutus kasvaa maltillisesti ja myös hinnat nousevat maltillisesti. Korkeassaskenaariossa kulutus kasvaa nopeammin niin Suomessa kuin muuallakin, ja erityisestiglobaalit markkinahinnat nousevat. Matalassa skenaariossa heikko talouskasvu pitääkulutuksen ja hinnat alhaisina.

Tuotantokapasiteetin osalta erot kapasiteetissa eri skenaarioiden välillä näkyvät lauhde-ja yhteistuotantokapasiteetissa, muussa kapasiteetissa ei tässä työssä ole oletettumuutoksia. Todellisuudessa esimerkiksi ydinvoimainvestointien houkuttelevuudessaolisi eroja eri skenaarioissa, mutta näitä vaikutuksia ei työssä ole analysoitu. Erotlauhde- ja yhteistuotantokapasiteetissa selittyvät kannattavuuteen vaikuttavilla eroillaenergian hinnoissa sekä teollisuuden kehityksessä erityisesti teollisuudenyhteistuotannon osalta.

2.2 Hintaskenaariot

2.2.1 Polttoaineiden hintaskenaariotHiili

Kivihiilen hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan perusskenaariossa, sillämaailmantalouden pitkittynyt taantuma on vähentänyt teollisuuden energian tarvettaheijastuen suoraan polttoaineiden kysyntään. Lisäksi Pohjois-Amerikan liuskekaasun

52X26502223.1.2015

6

hyödyntämisen lisääntyminen on vähentänyt kysyntää alueella. Kivihiilen veroton hintaSuomessa oli vuonna 2014 keskimäärin hieman yli 9 €/MWh. Viimeiseentarkastelujaksoon 2025-2030 mennessä hinnan oletetaan nousevan vajaaseen 12 €/MWhtasolle. Hiilen hintakehitys eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa5.

Kuva 5 Hiilen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh

Matalassa skenaariossa polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat ovat hyvin matalatjohtuen kysynnän heikosta kehityksestä. Hiilen hinta laskee matalassa skenaariossa noin7 €/MWh tasolle. Korkeassa skenaariossa polttoaineiden hinnat nousevat nopeasti, silläglobaali talouskasvu on nopeaa. Korkeassa skenaariossa hiilen hinta yli kaksinkertaistuunykytasosta vuosien 2025-2030 tarkastelujaksoon mennessä. Kivihiilen hinnan vaihteluskenaarioiden välillä on selvästi suurempaa kuin odotettu kotimaisten polttoaineidenhintavaihtelu.

TurveTurpeen hinnan kehittyminen on riippuvainen tuotantoalojen investointikustannusten,tuotannon kustannusten sekä keskimääräisten kuljetuskustannusten kehittymisestä.Merkittävin hinnan nousupainetta lisäävä tekijä on turpeen tuotantoalojennettomääräinen pieneneminen ja tätä kautta syvenevä niukkuus, mikä nostaa turpeenhintaa kysynnän ja tarjonnan epätasapainon sekä pitenevien kuljetusetäisyyksien vuoksi.Turpeen oletettu hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 6 alla. Hintaerotskenaarioiden välillä selittyvät erityisesti erilaisilla tuotanto- ja kuljetuskustannuksilla.

02468

101214161820

2014 2014 -2018

2019 -2024

2025 -2030

€/M

Wh

Korkea

Perus

Matala

52X26502223.1.2015

7

Kuva 6 Turpeen hintakehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh

MetsähakeMetsähakkeen hintakehityksen oletetaan perustuvan vaihtoehtoiskustannuksiin eli niinkutsuttuun puustamaksukykyyn, jolla tarkoitetaan laitoksen kykyä maksaapuupolttoaineesta ennen kuin sen on kannattavaa siirtyä vaihtoehtoiseenpolttoaineeseen, joka on pääsääntöisesti turve. Tyypillisesti metsähaketta käyttävätlaitokset käyttävät myös turvetta ja voivat vaihtaa polttoainesuhteita hintojenperusteella. Metsähakkeen hintakehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 7.

Kuva 7 Metsähakkeen hinnan kehitys tarkastelluissa skenaarioissa, €/MWh

Kotimaisten polttoaineiden hintojen ei oleteta vaihtelevan yhtä voimakkaasti kuinpolttoaineiden maailmanmarkkinahinnat, sillä kustannusperuste ei vaihtele yhtävoimakkaasti. Puupolttoaineiden käytön jatkuminen sähköntuotannossa edellyttääerityisesti matalassa skenaariossa tukia. Tällä hetkellä käyttöä tuetaan syöttötariffin javerotuksen muodossa.

2.2.2 Päästöoikeuden hintaskenaariotTaloudellisen taantuman aiheuttama ennakoitua alhaisempi energian tarve ja teollinentuotanto on heijastunut myös hiilidioksidipäästöihin ja päästöoikeuksien tarpeeseenEuroopassa. Päästöoikeuksia onkin tarjolla markkinoilla merkittävästi suunniteltuaenemmän, mistä johtuen niiden hintataso on jo pidempään ollut alhaisella tasolla.

02468

1012141618

2014 2014 -2018

2019 -2024

2025 -2030

€/M

Wh

Korkea

Perus

Matala

0

5

10

15

20

25

30

2014 2014 -2018

2019 -2024

2025 -2030

€/M

Wh

Korkea

Perus

Matala

52X26502223.1.2015

8

Perusskenaariossa päästöoikeuksien hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan kuluvallapäästökauppakaudella. Pidemmän aikavälin hintakehitysnäkymä perustuu EU:ntavoitteisiin pitkän ajan päästövähennyksistä, jolloin päästöoikeuksien hinnan olisinoustava huomattavasti nykyisestä hintatasosta hintaohjauksen toteutumiseksi vuoden2020 jälkeen. Kuvassa 8 esitetyt päästöoikeuksien hintatasot perustuvat Pöyrynaikaisemmin tekemiin mallinnuksiin energiamarkkinoiden kehityksestä sekä päästöjenvähennyskustannuksista Euroopassa. Esitetyt päästöoikeuksien hinnat ovat linjassamuiden tässä työssä käytettyjen hintaoletusten ja energian kulutusskenaarioiden kanssa.

Kuva 8 Keskimääräiset päästöoikeuksien hinnat (€/tCO2) tarkasteltuajanjaksoilla eriskenaarioissa

Matalassa skenaariossa päästöoikeuksien hinnat jäävät alhaisiksi Euroopan heikontalouskasvun ja alhaisen teollisuustuotannon vuoksi. Korkeassa skenaariossa kysyntäkasvaa voimakkaasti sekä teollisuudessa että energiantuotannossa ja päästöoikeuksienhinnat nousevat nopeasti vuoden 2020 jälkeen.

2.2.3 Sähkön hintaskenaariotTyössä käytetyt oletukset sähkön hintatasoista eri skenaarioissa tarkasteluajanjaksoillaon esitetty kuvassa 9. Merkittävimmät sähkön hinnan ajurit ovat kysynnän kehitys,polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnat sekä siirtoyhteyksien lisääntyminenPohjoismaista ja Baltiasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan.

05

101520253035404550

2014 2014 -2018

2019 -2024

2025 -2030

€/t C

O2

Korkea

Perus

Matala

52X26502223.1.2015

9

Kuva 9 Sähkön keskihinta Suomessa tarkasteltavilla aikaväleillä eri skenaarioissa

Sähkön hinnan nähdään nousevan Suomessa matalan skenaarion keskimmäistäaikajaksoa lukuun ottamatta kaikissa skenaarioissa tarkastellulla aikavälillä. Matalassaskenaariossa sähkön hinta pysyy hyvin alhaisena johtuen matalalla pysyttelevistäpolttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnoista sekä alhaisesta kysynnästä. Korkeassaskenaariossa sähkön hinta puolestaan nousee erityisesti polttoaineiden japäästöoikeuden hinnan nousun vaikutuksesta.Sähkön markkinahinta perustuu muuttuviin tuotantokustannuksiin nykyisellä jaoletetulla uudella sähköntuotantokapasiteetilla. Uutta tuotantokapasiteettia syntyySuomen lähialueille mm. uusiutuvan energian tukien ansiosta, mikä vaikuttaa myössähkön markkinahintaan Suomessa. Lisäksi kapasiteettia voi syntyä tai sitä voidaansäilyttää markkinoilla kapasiteettimarkkinoiden avulla, jolloin maksetaan korvauksiasähkön tuotantomäärän lisäksi myös kapasiteetin perusteella. Nykyiselläänkapasiteettimarkkinat ovat käytössä Espanjassa, Portugalissa, Irlannissa ja Kreikassa.Skenaarioiden lähtökohtana on oletettu, että Euroopassa otetaan käyttöönkapasiteettimarkkinamekanismeja lisäksi myös Ranskassa (vuonna 2017), Iso-Britanniassa (vuonna 2018), Italiassa (arvioitu vuonna 2019) ja Saksassa (arvioituvuonna 2022). Näistä maista Saksan kapasiteettimarkkinoilla on merkittävin hintojennousua hillitsevä vaikutus Pohjoismaissa.

3 SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYSTyössä tarkasteltu sähkön kysynnän kehittyminen perustuu Pöyryn sähkömarkkinoidenskenaariomallinnukseen. Sähkön kulutuksen Suomessa arvioidaan kehittyvänmaltillisesti tarkasteltavalla ajanjaksolla, sillä pitkittynyt talouden taantuma on luonutmaltillisen näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja teollisuudenenergiankysynnän kehittymisestä. Oletukset sähkön kulutuksen kehittymisestä ovat tällähetkellä selvästi alhaisemmat kuin 2010-luvun loppupuolella, jolloin ennustettiinsähkön kulutuksen Suomessa nousevan yli 100 TWh:n vuoteen 2020 mennessä (esim.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

Kesk

imää

räin

ensä

hkön

hint

a€/

MW

h Korkea

Perus

Matala

52X26502223.1.2015

10

Suomen ilmasto- ja energiastrategia 20082), ja tässä työssä on käytetty hyvin maltillisiakasvuodotuksia Suomen sähkönkulutukselle kaikissa skenaarioissa.

Perusskenaariossa kysynnän kasvu koostuu pääosin kotitalous- jaterästeollisuussektoreiden energian tarpeen kasvunäkymistä. Sähkön kysynnän kehityseri sektoreilla perusskenaariossa on esitetty alla kuvassa 10.

Kuva 10 Sähkön kysynnän kehitys sektoreittain perusskenaariossa

Matalan ja korkean skenaarion erot sähkön kysynnässä selittyvät pääosin teollisuudenkysynnän muutoksilla. Matalassa skenaariossa teollisen tuotannon ei oleteta kasvavannykytasosta ja sähkön kulutus Suomessa pysyy nykytasolla. Korkeassa skenaariossapuolestaan Suomeen syntyy uutta teollisuutta. Erityisesti biotuote-, kaivos- jametalliteollisuus kasvavat, mikä näkyy myös sähkön kysynnän kasvuna. Sähkönkokonaiskysyntä eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 11.

Kuva 11 Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa

2 Pitkän aikavälin ilmasto- ja energiastrategia, valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 6. päivänä marraskuuta 2008

0102030405060708090

100

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

TWh Muu metalliteollisuus

Terästeollisuus

Kemian teollisuus

Kaivosteollisuus

Metsäteollisuus

Muu teollisuus

Palvelut

Sähköautot

Kotitaloudet

0

20

40

60

80

100

120

TWh

Perus

Korkea

Matala

52X26502223.1.2015

11

Energiatehokkuuteen panostaminen hillitsee sähkön kulutuksen kasvua erityisestikorkeassa skenaariossa, jossa energian hinnat ovat korkeimmat ja energiansäästö sitenkannattavinta. Erot eri skenaarioiden välillä jäävät melko pieniksi: sähkönkulutus einouse 100 TWh:iin vuoteen 2030 mennessä missään skenaariossa ja on kaikissa yli 80TWh.

3.1 Sähkön kysynnän kehitys eri sektoreillaKotitaloudetKotitalouksien sähkön kulutuksen oletetaan kasvavan energiatehokkuudenvoimakkaasta parantumisesta huolimatta, sillä väestömäärä kasvaa ja pienetasuntokunnat lisääntyvät edelleen, mikä lisää sähkön kokonaiskulutustakotitaloussektorilla. Lisäksi kotitalouksien sähkölaitteiden määrä kasvaa edelleen. Myösvapaa-ajan asuntojen määrä kasvaa ja varustetaso nousee.

LämmitysSähkön käytön lämmitysmuotona oletetaan kasvavan, sillä matalaenergiarakennuksissasähkö on kilpailukykyinen lämmitysvaihtoehto. Uusien rakennusten energiankulutus onkuitenkin hyvin pientä kiristyvien energiatehokkuusvaatimusten vaikutuksesta.

Lämpöpumppuja asennetaan edelleen lisääntyvästi sekä päälämmitysmuodoksi ettämuiden lämmitysmuotojen rinnalle niin uusiin kuin olemassa oleviin rakennuksiin.Sähkölämmitteisissä taloissa lämpöpumput vähentävät yleisesti sähkön kulutustalämmityskaudella, muiden lämmitysmuotojen korvaaminen taas nostaa sähkönkokonaiskulutusta.Jäähdytyksen tarpeen arvioidaan kasvavan, mikä lisää sähkön tarvetta kesäisin kunsähköä käytetään jäähdyttämiseen.Liikenne

Sähköautojen yleistymisen oletetaan lisäävän sähkön kulutusta erityisesti lähempänätarkasteluajanjakson loppua. Sähköautot voivat myös tarjota yhden keinon sähkönvarastointiin. Kaikissa skenaarioissa on oletettu, että sähköautojen määrä Suomessakasvaa voimakkaasti. Sähkön kokonaiskulutuksessa tämä näkyy kuitenkin selvemminvasta pidemmällä aikavälillä. Vuonna 2030 sähköautojen kokonaiskulutuksen Suomessaon arvioitu olevan hieman yli 1 TWh.

PalvelutPalvelusektori kehittyy ja laajenee edelleen, mutta sähkön tarpeen ei odoteta kasvavanmerkittävästi nykytasolta. Tämä johtuu sektorin suuresta energiansäästöpotentiaalista,jonka oletetaan realisoituvan tarkasteluajanjaksolla. Säästöjä voidaan saavuttaa muunmuassa valaistusta, ilmanvaihtoa ja sähköä käyttäviä laitteita tehostamalla.Palvelusektori myös kasvaa osin sellaisissa palveluissa, joiden sähkön käyttö onvähäisempää kuin nykyisillä sektoreilla keskimäärin.Teollisuus

Teollisuuden sähkön käyttö riippuu yleisestä talouskehityksestä ja suomalaisenteollisuuden kilpailukyvystä. Perusskenaariossa oletetaan metsä-, metalli- jakemianteollisuuden lisäävän tuotantokapasiteettia, mikä lisää sähkön kulutustaerityisesti metalliteollisuuden osalta. Biojalostamoiden sähkön kysynnän oletetaankasvavan tarkasteluajanjakson loppupuolella.

52X26502223.1.2015

12

Metsäteollisuuden osalta oletuksena on, että jatkossa mekaanista paperimassantuotantoa korvautuu kemiallisella massalla, mikä vähentää sähkön käyttöä. Myöstuotantoteknologian energiatehokkuus kasvaa edelleen. Toisaalta uusien tuotteidenvalmistus ja nykyisen tuotannon sähköistyminen lisää sähkön tarvetta suhteessa muuhunenergiaan.Metalliteollisuuden energiankäyttö on jo nykyisellään varsin tehokasta eikä merkittäviäenergiatehokkuusparannuksia ole oletettu. Muilla teollisuussektoreilla energia-tehokkuustoimenpiteiden merkitys arvioidaan suuremmaksi. Kemianteollisuudessabiopohjaisten materiaalien kasvavan käytön oletetaan lisäävän prosessienenergiaintensiivisyyttä.

3.2 Huippukysynnän kehitysHuippukysynnän kehitys on riippuvainen sähkön kokonaiskulutuksesta mutta myöskulutusprofiilin muuttumiseen vaikuttavista muutoksista sähkön kulutusrakenteessa.Seuraavassa kuvassa on esitetty sähkön kokonaisvuosikulutus Suomessa vuodesta 2007sekä vuosittainen tunnin aikainen kulutushuippu.

Kuva 12 Sähkön kokonaiskysyntä (TWh) ja huippukysyntä vuosina 2007-2014 (Lähde:Fingrid)

Edellä esitettyjen sähkön kulutusennusteiden mukaisesti teollisuuden sähkön kulutuskasvaa kotitalous- ja palvelusektoreita nopeammin. Teollisuuden sähkön kulutuksenprofiili on muita sektoreita tasaisempi, joten vuoden aikaista kulutusta tarkasteltaessasähkön kokonaiskulutuksen profiili muuttuu tasaisemmaksi tältä osin.

Huippukysynnän määrää tulevaisuudessakin lämmitystarve, joten sähkönlämmityskäytön lisääntyminen korostaa kysyntäpiikkejä kylminä talvipäivinä. Vaikkasähkön käyttö lämmitysmuotona kasvaa, ei kokonaiskäyttö lämmitykseen juurikaankasva sillä energiatehokkuuteen ohjataan voimakkaasti sekä uusissa että olemassaolevissa rakennuksissa. Jäähdytyslaitteiden lisääntyminen puolestaan nostaa sähkönkäyttöä kesällä, joskin niiden merkitys on lämmitystä vähäisempi. Kulutushuippuihinjäähdytyksellä ei ole vaikutusta, sillä jäähdytystarve ei osu huippukulutushetkeen, jokaon tulevaisuudessakin kylmänä talvipäivänä.

0102030405060708090100

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 000

TWh

MW

Sähkön kokonaiskulutus TWh

Huippukulutus MW

52X26502223.1.2015

13

Kuvassa 13 on esitetty viime vuosien ajalta kolme vuorokauden kysyntäprofiiliasellaisilta 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 huipustakysyntä laskee aamupäivän ja alkuiltapäivän aikana, kunnes toinen selkeä nousukysynnässä näkyy loppuiltapäivästä ja alkuillasta. Huippukulutuspäivät ovat arkipäiviäja huippujen rytmittymisessä näkyy kotitalouksien rytmi; kysyntähuiput ajoittuvataikaan ennen töihin lähtöä sekä työpäivän jälkeen, jolloin lämpimän käyttöveden jakotitalouden sähkölaitteiden käyttö on suurimmillaan.Teollisuuden ja palvelusektorin sähkön kulutusprofiili on tasaisempi, tosin myös niilläsektoreilla sähköä tarvitsevia toimintoja käynnistetään aamulla, mikä kasvattaa aamunkulutushuippua. Tulevaisuudessa kulutusprofiiliin merkittävimmin vaikuttavat sähkönlisääntyvä käyttö lämmitykseen sekä sähköautojen lataus.Tilojen lämmitys vaatii lämpöä suhteellisen tasaisesti vuorokauden ympäri,kulutushuippuina korostuu käyttöveden tarve. Etenkin käyttöveden lämmitystä voidaanriittävän varaajan ja automaation avulla siirtää matalamman kysynnän tunneille.

Sähköautojen määrän lisääntyminen voi johtaa ulkolämpötilasta riippumatta erityisestiilta-aikaisiin kulutuspiikkeihin, mikäli autojen latausta ei ohjata millään tavoinajallisesti. Sähköautojen suurin lataustarve ei osu aamun huippukysynnän aikaan, silläauton tulee jo silloin olla käyttövalmiina. Sen sijaan työpäivän jälkeen lataustarvekasvaa ajankohtana, joka jo nyt erottuu korkeammalla kulutuksellaan. On oletettavaa,että sähköautot tulevat kasvattamaan alkuillan sähkön tarvetta, toisaalta lataustarvettavoidaan osin myös siirtää matalamman kysynnän tunneille.Kotitalouksien ja sähköautojen sähkön kysynnän lisääntymisen voidaan siis olettaatasaavan kulutusprofiilia sekä jonkin verran nostavan erityisesti ilta-aikaisen huipunkysyntää.

Kuvassa 14 on esitetty arvioitu huippukulutus eri skenaarioissa sekä normaalinavuonna, että kylmänä vuonna (arviolta kerran 10 vuodessa toteutuva). Lämmityksentehontarve kehittyy samalla tavalla kaikissa skenaarioissa, koska väestönkasvu on samakaikissa vaihtoehdoissa ja lämpöpumppujen käyttö tulee lisääntymään kohteissa, jossase taloudellisesti on järkevää. Koska myös rakentamisen energiatehokkuustoimenpiteitäohjaa taloudellinen kannattavuus, niiden vaikutus oletetaan samaksi kaikissaskenaarioissa. Suhteellisesti lämmityksen osuus huippukysynnästä on merkittävin

52X26502223.1.2015

14

matalassa skenaariossa, jossa teollisuuden sähkön tarve on alhaisin tarkasteltavistaskenaarioista.

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 tuotantokapasiteettiSuomen nykyinen sähkön tuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa ydinvoimasta,vesivoimasta, sekä yhteistuotanto- ja lauhdevoimalaitoksista. Vesivoimakapasiteetin eiodoteta merkittävästi muuttuvan tarkastelujakson aikana, sillä merkittävä lisäkapasiteettisijaitsee suojelluissa vesistöissä. Muiden tuotantomuotojen kapasiteetin kehitystä eriskenaarioissa tarkastellaan seuraavassa kappaleessa.Sähkön nimellistuotantokapasiteetti Suomessa vuoden 2014 lopussa oli noin 15 500MW kun taas huipunaikainen kapasiteetti oli noin 12 500 MW. Kuva 15 on esitettynykyisen (vuosi 2014) sähkön tuotantokapasiteetin nimellisteho sekä huipunaikainenkäytettävissä oleva kapasiteetti Suomessa. Kuvaajassa esitetyt arvot jakokonaiskapasiteettiluvut eivät sisällä järjestelmäreservejä.

12000

13000

14000

15000

16000

17000

18000

2010 2015 2020 2025 2030

MW

Korkea Perus Matala

Korkea, kylmä Perus, kylmä Matala, kylmä

52X26502223.1.2015

15

Kuva 15 Suomen sähkön tuotantokapasiteetti nimellistehona ja arvioitunahuipunaikaisena tehona vuonna 2014

Nimellistehojen määrittämisessä on käytetty Pöyryn kattilatietokantaa, joka sisältäätiedot kaikista Suomen lämpövoimalaitoksista. Huipunaikaisen tehon tarkasteluperustuu erittäin kylmän talvipäivän tilanteeseen, jolloin ulkoilman lämpötila on -25 °C.Kuvassa esitetyt sähkön tuotantokapasiteetit vastaavat laitosten nettosähkötehoa tässätilanteessa.

Huipunaikaisessa tilanteessa ydinvoima- ja lauhdekapasiteetin oletetaan olevankäytettävissä nimellistehon mukaisesti. Vesivoimatuotantoa oletetaan olevan käytössähuippukysynnän aikana nimellistehoa vähemmän, sillä sitä on tarkasteltu ajanjaksona,jolloin vesitilanne vastaa huonoa vesivuotta. Huipunaikaiseen vesivoimakapasiteettiin eimyöskään sisällytetä järjestelmäreserveihin varattua kapasiteettia, mikä laskeetuotantokapasiteettia noin 300 MW. Tuulivoiman osalta on käytetty ENTSO-E:n 6 %:narviota Pohjoismaissa käytettävissä olevasta kapasiteetista huippukysynnän aikaan.Kaukolämpöä tuottavan yhteistuotantokapasiteetin nimellisteho on huomattavastisuurempi kuin huipun aikaan käytettävissä oleva teho, sillä erittäin kylmänä ajanjaksonalämmön tarve on suuri ja kaukolämmön menoveden lämpötila korkea. Kun erittäinkylmänä päivänä menoveden lämpötilan on oltava 115 °C, laskee sähköteho noin 15 %nimellistehosta. Lisäksi yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteettiin on laskettumukaan mahdolliset laitosten lauhdeperät sekä lauhdekoneiden kapasiteetit, joissakaukolämpö on sivutuote. Jossain tapauksissa laitoksia on mitoitettu siten, että myöstäydellä lämpökuormalla voidaan tuottaa tarpeeksi höyryä lauhdeperän tarpeisiin.Huipunaikaiseen kapasiteettiin ei ole sisällytetty sellaisten lauhdeperiensähköntuotantokapasiteettia, joiden käyttö alentaisi lämmöntuotantoa. Hetkellinenyhteistuotantolaitosten sähköntuotantotehon lisäys käsitellään myöhemmin raportissa.

2 752 2 752

3 100 2 582

3 1902 288

4 141

3 264

1 229

1 229

365

365

643

39

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

Nimellisteho Huipunaikainen

MW

Tuulivoima

Tehoreservi

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

52X26502223.1.2015

16

Teollisuuden yhteistuotantolaitosten sähkön tuotanto ei riipu voimakkaastiulkolämpötilasta, sillä laitosten primäärituote on yleensä prosessihöyry.Nimelliskapasiteetti on kuitenkin suhteellisen korkea verrattuna huipun aikana käytössäolevaan kapasiteettiin, sillä nimelliskapasiteetti sisältää myös vanhoja höyrykattiloita jahöyryturbiineita, jotka eivät normaalissa prosessiajossa ole tuotantokäytössä.Teollisuuden tuotantokapasiteetin käyttö riippuu myös voimakkaasti taloussuhdanteistaja teollisuuden tuotannon määrästä. Teollisuuden rakennemuutos ja heikko taloudellinentilanne vaikuttavat teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti. Teollisuudensähköntuotanto on ollut viime aikoina noin 1500 MW:n tasolla vaikka nimellisteho onyli 3000 MW. Kaikki teollisuuden prosessit eivät toimi täydellä teholla, mikä laskeesähköntuotantotehoa, mutta ei välttämättä vaikuta nimellistehoon. Lisäksi alhainensähkönhinta ei kannusta sähköntuotantoon.Toteutunut Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin käyttö on ollut selvästi käytössäolevaa kokonaiskapasiteettia alhaisempi. Vuoden 2014 kulutushuippu tapahtui 20.1kello 9-10, jolloin kulutus oli 14 330 MWh/h. Saman tunnin aikana tuotanto Suomessaoli 11 482 MWh/h. Kuvassa alla on esitetty sähkön hankinta Suomessa kyseisenvuorokauden aikana. Kuvasta nähdään, että sähköä tuotiin Suomeen noin 2700-3000MW jokaisen tunnin aikana.

Kuva 16 Toteutunut tunneittainen keskituotanto ja kulutus 20.1.2014

Toteutunut tuotanto huippukulutuspäivänä on reilusti alhaisempi kuin kyseisen hetkenhuipunaikainen oma tuotantokapasiteetti. Syynä alhaiseen tuotantoon on kyseisenpäivän alhainen sähkön markkinahinta, jolloin Suomessa ei ollut kannattavaa aktivoidaenempää omaa tuotantoa. Suomen aluehinnan keskiarvo oli tuona päivänä noin 46€/MWh. Lisäksi heikko taloudellinen tilanne vaikuttaa teollisuudensähköntuotantotehoon alentavasti, sillä lämmöntarve teollisuudessa on alhaisempi jatällöin yhteistuotanto jää vähäisemmäksi. Vuoden 2014 tuotantohuippu oli 23.1 klo 18-

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW

Nettotuonti

Tuulivoima

Lauhdevoima

Yhteistuotanto

Vesivoima

Ydinvoima

Tunti

52X26502223.1.2015

17

19, jolloin oma tuotanto oli 11 722 MWh/h. Suomen aluehinta kyseisenä päivänä oli 47EUR/MWh, mikä on vain hieman korkeampi kuin huippukulutuspäivänä.

4.2 Tuotantokapasiteetin kehitys Suomessa

4.2.1 Lähtökohdat uuden kapasiteetin ja poistuvan kapasiteetin arvioinnilleTuotantokapasiteetin kehityksen arvioimiseksi työssä on arvioitu julkisuudessa esilläolleita tulevia investointeja uuteen sähköntuotantokapasiteettiin sekä tarkasteltunykyisen kapasiteetin poistumista käytöstä. Pidemmällä aikavälillä arviot ikääntyvääkapasiteettia korvaavasta uudesta kapasiteetista on tehty perustuen arvioihinkapasiteetin tarpeesta lämmön kulutuksen perusteella yhteistuotannon osalta.Ydinvoimainvestointien kannattavuutta ei ole erikseen arvioitu tässä työssä vaankaikissa skenaarioissa on oletettu että OL3:n jälkeen Suomeen tulee vuonna 2025 uusiydinvoimayksikkö.

Uuden sähköntuotantokapasiteetin osalta on oletettu, että jo tehdyt investointipäätöksettoteutuvat julkistetussa aikataulussa. Niiden hankkeiden osalta, jotka ovat olleet esilläjulkisuudessa, mutta joista investointipäätöstä ei vielä ole tehty, toteutumista on arvioituperustuen hankkeen kannattavuuteen energian hintojen perusteella sekä huomioimallamahdolliset muut syyt hankkeen toteutumiselle tai toteutumatta jäämiselle. Muuttarkasteluajanjaksolla tapahtuvat investoinnit on arvioitu perustuen Pöyryn oletuksiinkäytöstä poistuvien yhteistuotantolaitosten korvausinvestoinneista ja muusta uudestakapasiteetista, sekä Suomen tavoitteisiin tuulivoiman ja muun erillisen uusiutuvansähköntuotantokapasiteetin osalta. Skenaariotarkastelussa tuulivoima- jaydinvoimakapasiteetin oletetaan kehittyvän samalla tavalla kaikissa skenaarioissa. Erotskenaarioiden välillä syntyvät erilaisesta lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetinkehityksestä.

Nykyisen kapasiteetin käytöstä poistumista on arvioitu laitoskohtaisesti perustuenkunkin laitoksen tekniseen käyttöikään ja IE-direktiivin aiheuttamiin käyttörajoituksiinja lisäinvestointitarpeisiin. Lisäksi nykyisen kapasiteetin kannattavuutta on arvioituvoimalaitostyypin perusteella perustuen polttoainehintoihin ja muihin muuttuviintuotantokustannuksiin sekä sähkön hintoihin. Analyysissä on huomioitu sähkön hinnanvaihtelu vuoden sisällä ja eri laitostyyppien arvioidut vuosittaiset käyttötunnit, minkäperusteella on luotu näkemys kapasiteetin pysymisestä tai poistumisesta markkinoilta

4.2.2 YhteistuotantokapasiteettiSähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetin kehityksen osalta epävarmuuskapasiteetin kehityksen suhteen liittyy erityisesti tilanteisiin, joissa käyttöikänsä päähäntuleva laitos pitäisi korvata uudella yhteistuotantolaitoksella. Tällöin vaihtoehtona onmyös investointi pelkkään lämmöntuotantoon. CHP-kapasiteetin korvautumistaarvioitiin määrittelemällä kussakin skenaariossa vaadittu sähkön hintataso, jollainvestointi yhteistuotantoon olisi kilpailukykyinen erilliseen lämmöntuotantoon nähden.Sähköstä saatavat tulot korvaavat tällöin tarvittavan lisäinvestoinnin erilliseenlämmöntuotantoon nähden sekä kasvavat muuttuvat kustannukset.

Seuraavissa kuvissa on esitetty työssä laskettu CHP-tuotannon kannattavuuden rajahintasekä sähkönhintaennuste eri skenaarioissa keskimäärin tarkasteluajanjaksolla.Laskennassa on huomioitu erilaiset oletukset mm. polttoaine- ja päästöoikeuksienhinnoista, mikä vaikuttaa CHP-tuotannon tuotantokustannuksiin. Laskelmassa on

52X26502223.1.2015

18

huomioitu CHP-tuotannon ajoittuminen vuoden sisällä ja sähköntuotannon arvomarkkinoilla. Sähkön vuosikeskiarvohintaan nähden CHP-tuotanto saa hiemansuuremmat tulot sähkön myynnistä markkinoille, sillä sähköntuotanto ajoittuu enemmäntalviaikaan, jolloin sähkön hinta on keskimäärin kesäaikaa korkeampi. Verojen ja tukienon oletettu pysyvän nykyisessä muodossaan vuoden 2015 tasolla, huomioiden vuodelle2016 esitetty turpeen veron lasku ja metsähakkeen tuen nousu.

Kuva 17 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkönmarkkinahinta perusskenaariossa

Kuva 18 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkönmarkkinahinta matalassa skenaariossa

010

20

30

40

50

6070

80

90

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

€/M

Wh

Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Perus

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

€/M

Wh

Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Matala

52X26502223.1.2015

19

Kuva 19 Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja oletettu sähkönmarkkinahinta korkeassa skenaariossa

Kuvista nähdään, että sähkön keskihinta ylittää CHP-tuotannon kannattavuudenvaatiman rajahinnan perus- ja korkeassa skenaariossa. Tällöin yhteistuotantoinvestointiolisi keskimäärin kannattava ja näissä skenaarioissa on oletettu että käytöstä poistuvatyhteistuotantolaitokset pääosin korvataan uudella kapasiteetilla. Matalassa skenaariossasen sijaan investoinnit yhteistuotantokapasiteettiin eivät tule kannattaviksi, jolloinlaitoksia ei korvattaisi uusilla yhteistuotantolaitoksilla vaan erillisellälämmöntuotannolla.Uusien yhteistuotantolaitosten investointisuunnitelmat 2020-luvun alkupuolelle asti ovatjo olleet esillä julkisuudessa ja niiden ei oleteta merkittävästi muuttuvan erihintaskenaarioissa. Sen sijaan 2020-luvun loppupuolen korvausinvestointeihin sähkönmarkkinahintakehitys vaikuttaa voimakkaammin. Vuosikymmenen alkupuolella tuleekorvattavaksi muutamia suuria yhteistuotantolaitoksia, loppupuolella oletetaanmuutamia pienempiä korvausinvestointeja.Yhteistuotantokapasiteetin arvioidaan vähentyvän kaikissa skenaarioissa, sillä etenkinpienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa lämpökattilanrakentamista CHP-laitoksen sijaan. Maakaasua pyritään korvaamaan kiinteilläpolttoaineilla uusissa investoinneissa kiinteiden polttoaineiden edullisempienmuuttuvien kustannusten vuoksi. Kaupungeissa, joissa on useampi kuin yksi CHP-laitosja joissa lämpökuorma ei ole tarpeeksi suuri mahdollistaakseen kaikkien CHP-laitostenajamisen pohjakuormana, vanhojen laitosten uusintainvestoinnit ovat myösepätodennäköisiä matalalla sähkön hinnalla.Matalassa skenaariossa yhteistuotantokapasiteetti laskee yli 1000 MW nykytasosta, silläkorvausinvestoinnit eivät toteudu CHP-laitoksina. Myös laitosten ennenaikainenkäytöstä poistaminen alhaisesta sähkön hinnasta johtuen on mahdollista.

Korkean sähkön hinnan skenaariossa laitokset korvattaisiin tai niiden käyttöikäämahdollisesti pidennettäisiin lisäinvestoinneilla. Korkea sähkön hinta mahdollistaamyös lauhdeperien rakentamisen 2020-luvun loppupuolen uusinvestoinneissa.Tarkastelussa on oletettu, että muutamaan korvattavaan yhteistuotantolaitokseen tuleelauhdeperä.Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetin oletettu kehitys onesitetty kuvassa 20.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

€/M

Wh

Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, korkea

52X26502223.1.2015

20

Kuva 20 Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten nimelliskapasiteetinkehittyminen eri skenaarioissa

Teollisuuden yhteistuotantokapasiteetin osalta oletetaan, että tuotantolaitokset pysyvätkäytössä normaalisti ja laitokset korvataan, kun ne tulevat käyttöikänsä päähän.Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetti kuitenkin vähenee perusskenaariossakinhieman vuoteen 2030 mennessä. Tämä johtuu lähinnä vanhojen, jo korvattujen laitostenpoistumisesta.Teollisuuden uusien kiinteän polttoaineen kattilainvestointien myötä kaasuturbiinitjäävät usein varalle. Matalan sähkönhinnan skenaariossa oletetaan, että tällainenkapasiteetti poistuu käytöstä jo ennen teknisen käyttöiän päättymistä, kun taas korkeassahintaskenaariossa sähköntuotantokapasiteettia tullaan käyttämään teknisen iän loppuunasti.

Matalan kasvun skenaariossa uusia sellu- ja biotuotetehtaita ei rakennettaisi Suomeen,kun taas voimakkaamman talouskasvun skenaariossa Suomeen tulisi kaksi suurtabiotuotetehdasta ennen vuotta 2030. Teollisuuden yhteistuotantolaitostennimelliskapasiteetin oletettu kehitys eri skenaarioissa on esitetty kuvassa 21.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

2014 2018 2024 2030

MW

Matala Perus Korkea

52X26502223.1.2015

21

Kuva 21 Teollisuuden vastapainevoimalaitosten nimelliskapasiteetin kehittyminen eriskenaarioissa

4.2.3 LauhdekapasiteettiLauhdelaitosten kannattavuuden kehittymistä tarkasteltiin esimerkkilaitoksen avullatuotantokustannusten kehittymisen sekä Pöyryn mallintamien tulevaisuuden tuntitasonhintaprofiilien perusteella kussakin skenaariossa. Esimerkkilaitoksena oli 500 MWlauhdevoimala, joka edustaa keskimäärin nykyisin käytössä olevia suurialauhdevoimaloita. Esimerkkilaitos ei kuvaa minkään yksittäisen Suomenlauhdevoimalan tilannetta suoraan, sillä laitosten kannattavuus vaihtelee jonkun verranjohtuen muun muassa hyötysuhde-eroista ja laitosten koosta.Esimerkkilaitoksen kannattavuutta tarkasteltiin huomioimalla niiden vuoden aikaistentuntien tuotanto, jolloin sähkön markkinahinta alittaa laitoksen muuttuvantuotantokustannuksen. Tästä teoreettisesta maksimituotannosta laskettiin laitoksenteoreettinen maksimituotto vähentämällä tuotetun sähkön myynnin tuloista laitoksenpolttoaineisiin liittyvä muuttuva tuotantokustannus sekä muut ylläpitokustannuksetperustuen Pöyryn arvioon. Metsähakkeelle huomioitiin laskelmassa nykyjärjestelmänmukainen tuki sähköntuotannossa. Pääomakustannuksia ei huomioitu.

Alustavan arvion perusteella todettiin, että keskimääräisenä vuonna tuototlauhdetuotannosta jäävät hyvin alhaisiksi. Teollisuuden päästödirektiivin (2010/75/EU)eli niin sanotun IE-direktiivin vaikutuksesta useisiin voimalaitoksiin Suomessavaaditaan merkittäviä investointeja, jotta niiden käyttöä voidaan jatkaa. Alhaiset tuototsähkön tuotannosta eivät kuitenkaan tyypillisesti riitä kattamaan investointitarvetta.Tästä syystä on oletettu, että nämä laitokset hakeutuisivat direktiivin mahdollistamanrajoitettujen käyttötuntien piiriin mieluummin kuin tekisivät investoinnit. Tästä syystäarviot laitosten kannattavuudesta tehtiin huomioiden rajoitetut käyttötunnit.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

2014 2018 2024 2030

MW

Matala Perus Korkea

52X26502223.1.2015

22

Todellisuudessa esimerkkilaitoksen tuotto voisi jäädä laskennallista maksimiavähäisemmäksi, sillä sähkön hintanäkymän tulisi ylittää tuotantokustannus riittävänpitkällä ajanjaksolla, jotta laitos olisi kannattavaa käynnistää, eli kaikkia teoreettisestikannattavia tunteja ei voida hyödyntää. Toisaalta analyysissä ei ole huomioitu erilaistenvesivuosien ja sähkön vaihtelevan keskimääräisen vuosihinnan vaikutusta lauhteenkäyttöön. Tyypillisesti lauhdetta tarvitaan Pohjoismaissa silloin kun vesivoimatuotantoon normaalia alhaisemmalla tasolla. Hyvänä vesivuotena lauhdetuotanto taas jää hyvinalhaiseksi. Seuraavissa kuvissa on esitetty laskennallinen maksimituottokeskimääräisenä vuotena esimerkkilaitoksissa eri skenaarioissa huomioiden käyttöajanrajoitukset. Investointikustannuksia ei ole huomioitu kuvien laskelmissa.

Kuva 22 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittainperusskenaariossa, M€/a

Kuva 23 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittainmatalassa skenaariossa, M€/a

Kuva 24 Laskennallinen maksimituotto esimerkkilauhdelaitoksesta polttoaineittainkorkeassa skenaariossa, M€/a

Perus- ja matalan sähkönhintakehityksen tapauksessa lauhdelaitoksia oletetaanpoistettavan käytöstä ennen teknisen käyttöiän loppua, sillä lauhdetuotanto ei tulekannattavaksi keskimääräisenä vuotena. Matalan sähkönhinnan lisäksi IE-direktiivinaiheuttamat lisäinvestoinnit alentavat hiililauhdelaitosten kannattavuutta.

-20

0

20

40

M€ M€ M€

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

M€

Hiili (Lauhde)

Puu (Lauhde)

-20

0

20

40

M€ M€ M€

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

M€

Hiili (Lauhde)

Puu (Lauhde)

-20

0

20

40

M€ M€ M€

2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030

M€

Hiili (Lauhde)

Puu (Lauhde)

52X26502223.1.2015

23

Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että lauhdekapasiteetista poistuu kaikkisellainen kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien rajaamista.

Perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetti laskee hyvin merkittävästi jovuoteen 2018 mennessä alhaisen sähkönhinnan aiheuttaman heikon kannattavuudenvuoksi. Oletukset lauhdekapasiteetin kehityksestä eri skenaarioissa on esitetty kuvassa25.

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 ilmoitettupoistettavan käytöstä vuoden 2015 loppuun mennessä. Lauhdekapasiteetti ei sisälläCHP-laitosten lauhdeperiä vaan ne on huomioitu CHP-laitosten kapasiteetissa.Tehoreservissä oleva kapasiteetti, 365MW, on merkitty lauhdetarkastelukuvaajaankatkoviivalla. Kuvassa 25 esitetty lauhdevoimakapasiteetin kehitys on arvioitu ottamattahuomioon mahdollisen uuden tehoreservijärjestelmäkauden vaikutuksialauhdevoimalaitosten kannattavuuteen.

4.2.4 Häiriö- ja tehoreservitFingrid omistaa ja on vuokrannut kaasuturbiinilaitoksia, jotka kuuluvat nopeaanhäiriöreserviin, jonka tarkoituksena on turvata järjestelmän toimivuus suurimmanyksittäisen laitoksen tippuessa verkosta. Suomen osalta mitoittavana tekijänä tuleeolemaan valmistuva Olkiluoto 3 ydinvoimalaitos. Häiriöreservejä ei sisällytetäkapasiteettitarkasteluun.

Fingridillä on omia varavoimalaitoksia kymmenellä paikkakunnalla sekäkäyttöoikeussopimus useisiin voimalaitoksiin. Tällä hetkellä sähköntuotantokapasiteetti

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2014 2018 2024 2030

MW

Matala Perus Korkea

< Tehoreservissä oleva lauhde

52X26502223.1.2015

24

on yhteensä noin 1200 MW. Lisäksi häiriöreserviin tullaan hankkimaan irtikytkettäviäkuormia noin 400 MW, kun OL3 otetaan käyttöön. Nykyisten nopeassa häiriöreservissäolevien irtikytkettävien kuormien sopimukset päättyvät vuoden 2015 lopussa.Häiriöreservien kokonaissähkötehon ei oleteta merkittävästi muuttuvan vuoteen 2030mennessä. Oletettavasti energiantuotantojärjestelmään ei tule Olkiluoto 3 yksikköäsuurempaa yksikköä vuoteen 2030 mennessä. Käyttöoikeussopimuslaitokset saattavatvaihtua vuoteen 2030 mennessä, mutta kokonaistehon oletetaan pysyvän samallatasolla.

Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus tilanteissa,joissa sähkön markkinaehtoinen tarjonta ei riitä kattamaan sähkönkulutusta.Tehoreservijärjestelmässä on nykyisellä kaudella kaksi öljylauhdelaitosta, joidenkokonaiskapasiteetti on 365 MW. Nykyinen tehoreservikausi päättyy 30.6.2015 jatehoreservijärjestelmässä olevat öljylauhdelaitokset on ilmoitettu suljettavan vuoden2015 loppuun mennessä. Energiavirasto on julkaissut päätösluonnoksen, jossatehoreservin hankintamäärää laskettaisiin noin 300 MW:iin seuraavalle kaksivuotiselletehoreservikaudelle. Uuden tehoreservikauden hankinnalla voitaisiin siis saada noin 300MW poistumassa olevaa lauhdekapasiteettia järjestelmään. Tehoreserviä voidaanhankkia myös sähkönkulutuksen joustoon kykenevistä kohteista. Mahdollisiatehoreserviin hakevia laitoksia ei oteta huomioon tarkasteltaessa tuotantokapasiteetinkehittymistä vuoteen 2030 asti, vaan tarkastelussa on mukana ainoastaanmarkkinaehtoisesti säilyväksi arvioitu kapasiteetti.

4.2.5 YdinvoimakapasiteettiTällä hetkellä Suomessa on neljä ydinvoimareaktoria, joista kaksi sijaitsee Loviisassa(992 MW) ja kaksi Olkiluodossa (1760 MW). Kaikissa skenaariossa oletetaan uusienydinvoimaloiden tulevan käyttöön vuosina 2019 (1600 MW) ja 2025 (1200 MW).Tällöin ydinvoimakapasiteetti olisi suurimmillaan noin 5550 MW. Loviisanykkösreaktorilla on käyttölupa vuoteen 2027 asti ja kakkosreaktorilla vuoteen 2030 asti,joten vuoden 2030 jälkeen sähköntuotantokapasiteettia ydinvoimalla on käytettävissälähes 1000 MW vähemmän Loviisan yksiköiden sulkemisesta johtuen. Suomen oletettuydinvoimakapasiteetin kehitys on esitetty kuvassa 26 alla.

52X26502223.1.2015

25

Kuva 26 Ydinvoimakapasiteetin kehitys on kaikissa skenaarioissa oletettu samanlaiseksi

4.2.6 Tuulivoima, vesivoima ja muu uusiutuva sähköntuotantoTuulivoimainvestointien uskotaan jatkuvan ja tarvittaessa investointeja tuetaan jotta netoteutuvat. Tämän työn skenaarioissa oletetaan, että vuonna 2025 saavutetaan Energia-ja ilmastostrategian (2013) tavoite 9 TWh:n tuulivoimatuotannosta. Tämän jälkeentuulivoimainvestoinnit hidastuvat, kun paras potentiaali on hyödynnetty. Oletettutuulivoimakapasiteetin kehitys on esitetty kuvassa 27. Huipun aikainen kapasiteetti onlaskettu käyttäen 6 %:n oletusta (eurooppalaisen kantaverkkoyhtiöidenyhteistyöjärjestön Entso-E:n yleisesti käyttämä oletus).

Kuva 27 Tuulivoiman arvioitu nimelliskapasiteetin ja arvioidun huipun aikaisenkapasiteetin kehitys Suomessa vuoteen 2030

Vesivoiman osalta ei ole oletettu investointeja uusiin voimalaitoksiin taisääntelyaltaisiin.

Muuta uusiutuvaa sähköntuotantokapasiteettia, kuten aurinkosähköntuotantoa oletetaantulevan Suomeen nopealla kasvuvauhdilla. Kokonaiskapasiteettina määrä jää kuitenkin

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

MW

Nimelliskapasiteetti Huipun aikainen kapasiteetti 6%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

MW

52X26502223.1.2015

26

hyvin pieneksi muuhun kapasiteettiin verrattuna. Lisäksi aurinkosähkön tuotanto eiajoitu talven huippukysynnän aikaan, jolloin se ei vaikuta huipputuotantokapasiteettiinSuomessa.

4.3 Huipunaikainen oma sähköntuotantokapasiteetti ja kulutusTässä kappaleessa tarkastellaan huipunaikaisen kotimaisen kapasiteetin ja kulutuksensuhdetta ilman tuontisähkön osuutta. Tarkastelussa ei ole huomioitu poikkeaviatuotantotilanteita, vaan se kuvaa kapasiteettia ja kysyntää keskimääräisessähuippukulutustilanteessa (”normaali vuosi”) ja kysyntää kerran 10 vuodessatoteutuvassa kylmän vuoden huippukulutustilanteessa (”kylmä vuosi”). Seuraavistakuvista ilmenee, että kaikissa skenaarioissa huippukapasiteetin ja kulutuksen suhde onheikon ennen Olkiluoto 3:n käyttöön ottoa.Perusskenaario

Kuvassa 28 on esitetty arvio tuotantokapasiteetin kehityksestä sekä huippukulutuksestaperusskenaariossa vuoteen 2030. Tuotantokapasiteetin on oletettu selvästi laskevanvuoteen 2018, mikäli lauhdetuotantoa poistuu kannattamattomana. Olkiluoto 3:nvalmistumisen jälkeen kapasiteetti kasvaa vuoden 2018 jälkeen. Tuotantokapasiteetissaon oletettu tapahtuvaksi merkittäviä muutoksia myös vuosien 2024 ja 2030 välilläydinvoimainvestoinnin toteutuessa ja CHP-kapasiteetin laskiessa sekä vanhojenydinvoimayksiköiden poistuessa. Kokonaiskapasiteetti hieman nousee vuoden 2024tasosta vuoteen 2030.

Kuva 28 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivänhuippukulutus perusskenaariossa

Perusskenaariossa vaje Suomen huippukysynnän ja sähköntuotantokapasiteetin välilläon suurimmillaan vuonna 2018 noin 2800 MW normaalina vuonna ja noin 4000 MWerityisen kylmänä vuotena. Vaje oman tuotannon ja kulutuksen välillä pienenee vuoteen2024 mennessä ja on lähes samalla tasolla myös vuonna 2030. Edellä olevassakuvaajassa esitetty tuotantokapasiteetti kuvaa maksimitasoa käytettävissä olevastasähköntuotantokapasiteetista. Kaukolämpöä tuottavien yhteistuotantolaitosten oletetaanolevan käytettävissä kokonaisuudessaan lukuun ottamatta lauhdeperiä, jotkarajoittaisivat lämmöntuotantoa. Kylmän vuoden tehovajeessa on myös huomioitu

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2014 2018 2024 2030

MW Tuulivoima

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

Huippukulutus, normaalivuosi

Huippukulutus, kylmä vuosi

52X26502223.1.2015

27

korkean menoveden lämpötilan aiheuttama sähkötehon lasku. Huipunajan omantuotannon vaje huippukysyntään nähden perusskenaariossa on esitetty kuvassa 29.

Kuva 29 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje perusskenaariossa, , tuontia ei olehuomioitu

Matala skenaarioMatalassa skenaariossa tuotantokapasiteetti Suomessa on perusskenaariota alhaisempialhaisemman lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin vuoksi. Kysynnän on kuitenkinoletettu olevan myös hieman alhaisempi. Matalan skenaarion sähköntuotantokapasiteettija huippukulutus on esitetty kuvassa 30.

Kuva 30 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivänhuippukulutus matalassa skenaariossa

Tehovaje olisi lähes 2500 MW vuonna 2018 normaalivuonna ja noin 3700 MWkylmänä vuonna. Vuonna 2030 vaje on noin 1900 MW normaalivuonna ja yli 2900 MWkylmänä vuonna. Tehovaje tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 31.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tehovaje,normaalivuosi

Tehovaje, kylmävuosi

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuulivoima

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

Huippukulutus, normaalivuosi

Huippukulutus, kylmä vuosi

52X26502223.1.2015

28

Kuva 31 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje matalassa skenaariossa, tuontia eiole huomioitu

Korkea skenaarioKorkeassa skenaariossa sähkönkulutus kasvaa hieman nopeammin kuin muissaskenaarioissa. Korkean skenaarion sähköntuotantokapasiteetti ja huippukulutus onesitetty kuvassa 32.

Kuva 32 Talvipäivän tuotantokapasiteetti sekä normaalin ja kylmän talvipäivänhuippukulutus korkeassa skenaariossa

Vuonna 2018 tehovaje on lähes 2600 MW normaalivuonna ja yli 3800 MW kylmänävuonna. Vuoteen 2030 mennessä ero muihin skenaarioihin tasoittuu, sillälauhdekapasiteettia säilyy markkinoilla enemmän korkeista sähkönhinnoista johtuen.Tällöin tehovaje vastaa perusskenaarion vajetta eli on noin 1500 MW normaalivuotenaja 2600 MW kylmänä vuotena. Tehovaje tarkasteluajanjaksoilla on esitetty kuvassa 33.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tehovaje,normaalivuosi

Tehovaje, kylmävuosi

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2014 2018 2024 2030

MW Tuulivoima

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

Huippukulutus, normaalivuosi

Huippukulutus, kylmä vuosi

52X26502223.1.2015

29

Kuva 33 Huipunajan oman sähköntuotannon tehovaje korkeassa skenaariossa, , tuontiaei ole huomioitu

Edellä on tarkasteltu Suomen omaa sähköntuotantokapasiteettia ja sen riittävyyttähuippukulutuksen kattamiseen. Oma kapasiteetti ei missään skenaariossa taitarkasteluajanjaksolla riitä huippukulutuksen kattamiseen, mutta sähkön siirtoyhteyksiävoidaan käyttää huippukulutuksen kattamiseen tuonnilla. Seuraavassa kappaleessatarkastellaankin Suomen siirtoyhteyksiä ja kapasiteetin riittävyyttä Suomen lähialueilla,jotta voidaan arvioida sähkön saatavuutta naapurimaista.

5 SÄHKÖN TUONTIMAHDOLLISUUDET SUOMEEN KULUTUSHUIPPUJENKATTAMISEKSI

Suomella on sähkön siirtoyhteydet Venäjälle, Viroon ja Ruotsiin, joista edelleen onyhteydet muihin Pohjoismaihin ja Keski-Eurooppaan. Viime vuoden toukokuustaalkaen Suomen ja Ruotsin välistä Fenno-Skan 1 – siirtoyhteyden kapasiteettiarajoitettiin pysyvästi 500 MW:sta 400 MW:iin kaapelivian vuoksi. Nykytilanteessasähkön maksimituontiteho Suomeen naapurimaista on yhteensä noin 5 200 MWjakautuen seuraavasti:

· Ruotsista 2 700 MW

· Venäjältä 1 460 MW

· Virosta 1 000 MWLisäksi Suomen ja Norjan välillä on 50 MW siirtoyhteys, mutta kaupallisesti tämähuomioidaan Ruotsin ja Suomen välisessä siirtokapasiteetissa. Ruotsin siirtoyhteyskoostuu kahdesta Fenno-Skan merikaapelista sekä Pohjois-Suomenvaihtosähköyhteydestä. Viron siirtoyhteys muodostuu kahdesta Estlinktasasähköyhteydestä. Olkiluoto 3:n valmistumisen myötä Ruotsin tuontiyhteyksistävarataan 300 MW häiriötilanteiden varalle, mistä johtuen käytettävissä olevakapasiteetti Ruotsista laskee 2400 MW:iin vuoden 2018 jälkeen. Vuoden 2025paikkeilla oletetaan siirtoyhteyksiä vahvistettavan Ruotsin siirtoyhteyskapasiteetin

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tehovaje, normaalivuosi

Tehovaje, kylmä vuosi

52X26502223.1.2015

30

osalta 800 MW:n siirtoyhteydellä. Vuonna 2025 sähkön maksimituontiteho on siten5750 MW. Sähkön siirtoyhteydet Suomesta naapurimaihin ja niiden oletettu kehitys onesitetty kuvassa 34.

Kuva 34 Suomen ja naapurimaiden välisten siirtoyhteyksien kehittyminen

Siirtoyhteyksien kautta Suomen sähkömarkkinat ovat yhteydessä Keski-Euroopansähkömarkkinoihin ja Baltiaan. Ruotsin sähköverkon yhteydet Norjaan, Tanskaan,Saksaan ja Puolaan yhdistävät myös Suomen näiden maiden sähkömarkkinoihin.Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden integroitumisen Keski-Euroopan markkinoihinnähdään edistyvän edelleen lukuisten kaavailtujen uusien siirtoyhteyksien myötä.Tarkasteluajanjaksolla siirtoyhteyksien arvioidaan lisääntyvän Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan välillä yhteensä noin 7 300 MW:lla. Arviot uudesta siirtokapasiteetista onesitetty taulukossa 2. Voimakas siirtoyhteyksien lisääminen parantaa entisestäänmarkkinoiden integroitumista ja kapasiteetin saatavuutta tarvittaessa Keski-Euroopastakin.Taulukko 2 Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan välisten siirtoyhteyksien oletettukehittyminen (Pöyryn arvio)

5.1 Sähkön tuontimahdollisuudet Skandinaviasta SuomeenSuomella on suora kaupallinen siirtoyhteys Pohjoismaista ainoastaan Ruotsin kanssa,joten tämän yhteyden kautta Suomeen tuodaan sähköä suoraan Ruotsista sekä NorjastaRuotsin kautta. Sekä Ruotsi että Norja ovat normaalitilanteessa yliomavaraisia energianja tehon suhteen ja niistä voidaan tuoda sähköä Suomeen merkittävissä määrin.Tulevaisuudessa Ruotsin ja Norjan tehonriittävyyteen ei nähdä merkittäviä muutoksia

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

MW

No-Fi

RU-Fi

EE-Fi

SE3-Fi

SE1-Fi

52X26502223.1.2015

31

nykytilanteeseen nähden, tosin ydinvoimakapasiteetin vähentyminen kiristäisi tilannettaRuotsissa.

Norjan sähköntuotanto on voimakkaasti vesivoiman varassa. Vesivoiman erinomainensäätökyky takaa tuotantokapasiteetin saatavuuden huippukysynnän aikana. Norjastavoidaan normaaliolosuhteissa tarjota kysyntähuipunaikaan naapurimaihinsiirtoyhteyksien rajoissa noin 4000 MW tehoa. Erityisolot, jotka voisivat toteutua kerrankymmenessä vuodessa, laskisivat ulospäin tarjottavan tehon arviolta noin 2000 MWtasolle. Erityisoloilla tarkoitetaan keskimääräisesti kerran kymmenessä vuodessakoettua tilannetta, jossa kysynnän huippu on käytössä olevaan kapasiteettiin nähdenkorkeimmillaan. Norjan huipputuotantokapasiteetti ja arvioitu huippukysyntä tällähetkellä on esitetty kuvassa alla.

Kuva 35 Norjan huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä

Kapasiteetin kehitys Norjassa painottuu tuulivoimakapasiteetin lisääntymiseen sekävesivoiman hienoiseen lisäykseen. Samaan aikaan kulutuksen ei nähdä kasvavanvoimakkaasti, jolloin tilanne ylijäämätehon sekä energian osalta pysyttelee vähintäänkinnykyisellään.

Ruotsissa tehon riittävyys huippukuormituskaudella on vahvasti riippuvainen maanydinvoimakapasiteetin käytettävyydestä sekä pidemmällä aikavälillä ydinvoimantulevaisuudesta Ruotsissa. Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät on arvioinut,että ydinvoiman käytettävyysasteen on kokonaisuudessaan oltava vähintään 80 %, jottahuippukulutuskauden tehontarpeeseen pystytään omavaraisesti vastaamaan.Ruotsin nykyisille ydinvoimayksiköille on tehty ja ollaan edelleen toteuttamassarevisioita sekä tehonkorotuksia. Tehonkorotukset nykyisissä yksiköissä nostavatydinvoiman nimelliskapasiteettia Ruotsissa seuraavan viiden vuoden aikana lähes 400MW. Ringhalsin kahden vanhimman yksikön sekä Oskarshamn 1 -yksikön osalta onkäyty keskustelua niiden mahdollisesta sulkemisesta 2020-luvun puolivälin tienoilla.Mikäli yksiköt suljettaisiin tarkastelujaksolla, laskisi ydinvoimakapasiteetti Ruotsissayhteensä noin 2 250 MW. Tämä vaikuttaisi merkittävästi Ruotsin teho-omavaraisuuteen.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Huipputuotanto-kapasiteetti

Huippu-kysyntä

MW

Huippukapasiteetti

Lämpövoima

Tuulivoima

Vesivoima

52X26502223.1.2015

32

Ruotsin ja Norjan tuulivoimakapasiteetti on kasvanut viimevuosina voimakkaastisertifikaattijärjestelmän siivittämänä. Tuulivoimakapasiteetista huipunaikanakäytettäväksi olevaksi voidaan laskea vain pieni osa. Ruotsissa on käytettävissämarkkinoiden ulkopuolista reservitehoa ja irti kytkettävää kuormaa yhteensä noin 2000MW.Ruotsi on normaalitilanteessa tehon suhteen omavarainen. Huippukysynnän aikanasähköä tyypillisesti tuodaan ja edelleen viedään Suomeen. Markkinaohjaus tasaahintapiikkejä ja auttaa hyödyntämään siirtoyhteyksien rajoissa edullisinta tehoylijäämää,joka on nykytilanteessa normaalioloissa noin 1 600 MW. Ruotsin tämänhetkinenhuipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä (kerran 10 vuodessa toteutuvat) on esitettykuvassa 36.

Kuva 36 Ruotsin huipputuotantokapasiteetti ilman tuulivoimaa ja huippukysyntä Lähde:CEER (national publications), Pöyry.

Siirtoyhteyksien lisääntyminen naapurialueille lisännee sähkönvientiä Ruotsista jaNorjasta muualle Eurooppaan. Erityisesti Norjan vesivoiman rooli vaihtelevanuusiutuvan sähköntuotannon tasaajana muille Euroopan maille kasvaa.Markkinaintegraation vahvistuessa riski tuontitehon riittämättömyydestä väheneemarkkina-alueen kasvaessa. Sähkön hinnan noustessa hetkellisesti Suomessa korkeaksikulutushuippujen vuoksi voidaan olettaa, että sähkön tuonti suuntautuu Suomeenmarkkinaehtoisesti.

5.2 Sähkön tuontimahdollisuudet Baltian maista SuomeenBaltia on nykyisellään sähköntuotantotehon suhteen yliomavarainen. Baltian maattuovat normaalitilanteessa sähköä Pohjoismaista, mutta tämä johtuu markkinahinnoista,ei tuotantovajeesta alueella. Pohjoismaiden edullinen vesivoima ja yhteistuotanto ovaterityisesti alueen kaasulauhdetta edullisempia sähkön hankintavaihtoehtoja.Huippukysyntä koko Baltian alueella on tällä hetkellä noin 5000 MW. Sähkön kysynnänoletetaan Baltiassa kasvavan selvästi, joskin yleisen talouskasvun ajamaan kysynnänkehitykseen liittyy merkittäviä epävarmuuksia. Huippukysynnän arvioidaan kasvavanalueella noin 6000 MW:iin vuonna 2020 ja 8000 MW:iin vuonna 2030.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Huipputuotanto-kapasiteetti

Huippu-kysyntä

MW

Huippukapasiteetti

CHP

Ydinvoima

Tuulivoima

Vesivoima

52X26502223.1.2015

33

Viron tuotantokapasiteetti on tällä hetkellä suurelta osin palavan kiven laitoksienkapasiteettia. Tämä kapasiteetti arvioidaan korvattavan tuotekaasu- jabiomassalaitoksilla vuoteen 2025 mennessä. Palavaa kiveä voidaan tulevaisuudessahyödyntää jalostamalla siitä öljytuotteita vientiin ja käyttämällä prosessin sivutuotteenasyntyvää tuotekaasua energiantuotannossa. Pöyryn näkemyksen mukaan lämpövoimallatuotetun energian määrä nousee tämän hetken noin 9 TWh:n tasosta noin 11 TWh:ntasolle vuoteen 2025 mennessä. Sähkönkulutus Virossa on noin 8 TWh ja sen oletetaankasvavan noin 10-11 TWh:n tasolle 2030 mennessä. Entso-E on arvioinuthuippukulutuskausina Viron sähkön nykyiseksi vientipotentiaaliksi noin 500 MW jatehoylijäämän arvioidaan säilyvän myös erityistilanteissa. Viron arvioituhuippukapasiteetti ja huippukulutus on esitetty kuvassa 37.

Kuva 37 Viron huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä Lähde: CEER (nationalpublications), Pöyry

Viron sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän nykyisellä tasollaan 2020 –luvunalkupuolelle saakka, jonka jälkeiset investoinnit suuriin sähköntuotantoyksiköihin ovatvahvasti sidoksissa poliittisiin linjauksiin sekä näkymiin Baltian asemastasähkömarkkinoilla. Uusiutuvan velvoitteen täyttämiseksi on Virossa arvioitu syntyvänhieman yli 100 MW biomassaan perustuvaa sähköntuotantokapasiteettia vuoteen 2020mennessä.

Latvian sähköntuotantokapasiteetti muodostuu tällä hetkellä pääasiassa vesivoimasta jakaasukäyttöisestä CHP- ja lauhdekapasiteetista. Lähivuosina oletetaan rakennettavanbiomassaa käyttäviä CHP-laitoksia, hiililauhdetta sekä tuulivoimaa. Latvian tavoitteenaon vähentää riippuvuutta Venäjältä tuotavasta maakaasusta ja uusia investointejatuetaan syöttötariffeilla tai investointituella. Tuotantokapasiteetin odotetaan kasvavannykytasosta noin 2800 MW:iin vuoteen 2020 mennessä. Uudesta kapasiteetista noin1500 MW on vesivoimaa ja loput kaasulauhdetta ja CHP-kapasiteettia. Tuulivoimaa eiole huomioitu edellä mainituissa luvuissa. Sähkönkulutus Latviassa on nykyiselläännoin 8 TWh. Kulutuksen oletetaan kasvavan usealla TWh:lla tulevaisuudessa.Liettuan nykyisestä sähköntuotantokapasiteetista noin kolmannes on vesivoimaa jaloput kaasu- ja öljylauhdetta. Osa nykyisestä kaasu- ja öljykäyttöisestä lauhteesta tuleepoistumaan käytöstä tarkasteluajanjaksolla. Kapasiteettia korvaamaan on jo rakennettuuutta CHP-kapasiteettia ja kaasulauhdetta, jotka rakennetaan tukijärjestelmien avulla.Mahdollinen uusi ydinvoimala lisäisi toteutuessaan tuotantokapasiteettia 1600 MWvuoden 2024 jälkeen. Liettuassa on merkittävää säätökapasiteettia pumppuvesivoimanmuodossa. Pumppuvesivoiman teho on nyt vajaat 1000 MW. Kokonaiskapasiteetti on

0

500

1000

1500

2000

2500

Huipputuotanto-kapasiteetti

Huippu-kysyntäysyntä

MW

52X26502223.1.2015

34

Pöyryn näkemyksen mukaan lähes 4000 MW tasolla vuoteen 2030 saakka. MyösLiettuassa sähkönkulutuksen oletetaan lisääntyvän merkittävästi vuoteen 2030mennessä. Tällä hetkellä Liettuan sähkönkulutus on noin 11 TWh.Yhteenvetona voidaan todeta, että kasvavasta kulutuksesta huolimatta Baltian uskotaansäilyttävän teho-omavaraisuutensa kasvavan lämpövoimakapasiteetin myötä. Yhteensäkapasiteettia on yli 8000 MW vuoden 2020 paikkeilla, mikä on noin 2000 MWenemmän kuin arvioitu huippukysyntä. Pidemmälle mentäessä epävarmuus erityisestilauhdekapasiteetin muutosten suhteen kasvaa ja ylijäämä voi laskea. Myösmahdollisella ydinvoimainvestoinnilla on merkittävä vaikutus sähköntuotantotehoonalueella.

Baltian maiden siirtoyhteydet naapurimaihin ovat myös merkittävät, ja voidaan olettaaettä sähköä on saatavissa myös tulevaisuudessa naapurimaista eli Venäjältä, Puolasta jajatkossa myös Ruotsista.

5.3 Sähkön tuontimahdollisuudet Venäjältä SuomeenSuomen ja Venäjän välillä on 1400 MW siirtoyhteys, jonka kautta Suomeen on tuotumerkittävä määrä sähköä viime vuosiin saakka. Elokuussa 2011 käynnistettiin Venäjänja Suomen välisessä sähkökaupassa kokeilu, jossa 100 megawattia maiden välisestäsiirtokapasiteetista varattiin pohjoismaisen sähköpörssin käyttöön. Pörssikaupankäytössä on tällä hetkellä 140 MW. Aikaisemmin sähkön tuonti Venäjältä perustuitäysin kahdenväliseen kauppaan, jossa Venäjän selvästi alhaisempi sähkön hintakannusti suuriin tuontimääriin vuositasolla. Neljäsosa sähkönsiirtokapasiteetista (320MW) avattiin kaksisuuntaiselle kaupankäynnille joulukuussa 2014.

Luoteisella Venäjällä on voimalaitoskapasiteettia arviolta noin 20 000 MW ja alueenkulutushuiput ovat olleet noin 15 000 MW. Alueellinen balanssi on mahdollistanutmerkittävän sähkön viennin alueelta. Kapasiteetin ikääntyessä tehoylijäämän kehitys onepävarmaa. Toisaalta yhteydet muille alueille Venäjällä korvaavat mahdollistavähenevää kapasiteettia Suomen lähialueella.Viime vuosina Suomen ja Venäjän välisessä yhteydessä koko siirtokapasiteetti ei oleollut tehokkaassa käytössä johtuen erilaisista markkinajärjestelmistä. Vuonna 2011Venäjällä otettiin käyttöön kapasiteettimaksujärjestelmä, jossa sähkön hintaan lisätäänkapasiteettimaksu, joka on voimassa päivänsisäisten kulutushuippujen aikana. Tämä onjohtanut sähkön tuonnin leikkautumiseen kulutushuippujen aikana, jolloin Suomessakinon kysyntä korkeimmillaan.Nykyisellä markkinajärjestelmällä tuonnin kannattavuus ajoittuu kysyntähuippuihinSuomessa ja alhaisen hinnan hetkiin Venäjällä, jolloin sähkön aluehinta SuomessaVenäjään verrattuna on riittävän korkea kannattavan tuonnin mahdollistamiseksi.Nordpoolin sähkömarkkinahinta ei nykyisin heijastu lyhyellä aikavälillä siirtoyhteydenkäyttöön, josta sopimukset tehdään ennen kuin päivittäinen kaupankäynti Nordpoolissasulkeutuu. Tämä voi heikentää tuonnin reagoimista lyhytaikaisiin kulutuspiikkeihin,mutta markkinaehtoisuuden lisääntyessä tilanteen voidaan olettaa parantuvan.

5.4 Samanaikaisten kulutushuippujen vaikutus tuontisähkön saatavuuteenSuomen huippukulutuksen aikaiseen tarjolla olevaan tuontikapasiteettiin vaikuttaasähköä tuovien maiden samanaikainen kulutustilanne.

52X26502223.1.2015

35

Huippukysyntä ajoittuu Suomessa kylmimpiin päiviin. VTT3 on selvittänythuippupakkasten esiintymisen ajankohdan korrelaatiota Suomen ja naapurimaidenvälillä. Selvityksessä tarkasteltiin Suomea, Ruotsia, Norjaa, Viroa, Latviaa, Liettuaa jaLuoteis-Venäjää. Selvityksen mukaan korkeimman kulutuksen tunnit eivät korreloitarkasteltujen maiden välillä. Suurin korrelaatio Suomen kulutuksen kanssa havaittiinRuotsissa ja Luoteis-Venäjällä.

Historiatiedon perusteella siirtoyhteyksiin riittää tuontisähköä naapurimaista yhteyksiensallimalla täydellä kapasiteetilla Suomen kulutushuippujen aikana. Toisin sanoenkylmän sään aiheuttamat kulutushuiput eivät tilastollisesti osu samaan aikaan kaikissanaapurimaissa, joten kun Suomessa on kylmää, naapurimaista riittää tuontikapasiteettia.Sähkömarkkinoiden voimakkaampi integroituminen mm. Keski-Eurooppaan vähentääedelleen todennäköisyyttä sille, että kapasiteettia ei olisi saatavissa minkäänsiirtoyhteyden kautta.Suomen kulutushuipun aikaiseen tuontisähkön saatavuuteen vaikuttaa naapurimaidensamanaikaisen kulutuspiikin todennäköisyyden sijaan enemmän ennakoimattomatvoimalaitosten ja siirtoyhteyksien vikaantumiset sekä siirtotehon rajoitukset muistasyistä.Vaikka varsinainen kulutushuippu ei esiintyisikään samaan aikaan useammassa maassa,voi lähialueilla vallita normaalia kylmempi säätyyppi, jolloin kulutus on keskimääräistäkorkeammalla tasolla naapurimaissakin. Näin tapahtui esimerkiksi tammikuussa 2010,jolloin lämpötila sekä Suomessa että lähialueilla oli merkittävästi keskimääräistäkylmempi. Tällöin sähkön nousi poikkeuksellisen korkeaksi4.

5.5 Yhteenveto siirtoyhteyksien kautta saatavasta kapasiteetistaYhteenvetona voidaan todeta, että tällä hetkellä sähkön tuotantokapasiteetti ylittäähuippukysynnän kaikilla lähialueilla, joista sähköä tuodaan Suomeen. Kuten edellä onkuvattu, on hyvin todennäköistä, että tilanne ei ratkaisevasti muutu tulevaisuudessakysynnän tai tuotantokapasiteetin muutosten johdosta. Tuontisähkön riittämättömyysedellyttäisi useaa yhtäaikaista vikaantumista ja yhtäaikaisia kulutushuippuja lähialueilla(kappale 5.4). Kuvassa 38 on esitetty sähkön huipputuotanto ja –kulutus Suomenlähialueilla 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.

52X26502223.1.2015

36

Kuva 38 Sähkön huipputuotantokapasiteetti ja kulutus Suomen lähialueilla sekäsiirtokapasiteetti Suomeen

Kasvava kysyntä voi kuitenkin heikentää tehomarginaaleja naapurialueilla, mikäliinvestoinnit uuteen tuotantokapasiteettiin eivät toteudu näillä alueilla tai käytöstäpoistuu esim. ydinvoimakapasiteettia tai lauhdekapasiteettia oletettua enemmän.Merkittävimmät riskit tuontiyhteyksien käyttöön ja käytettävyyteen liittyen on esitettytaulukossa 3 alla.Taulukko 3 Yhteenveto sähkön tuonnista naapurimaista Suomeen

52X26502223.1.2015

37

6 SÄHKÖN TUOTANTO- JA TUONTIKAPASITEETIN RIITTÄVYYSHUIPPUKULUTUKSEN KATTAMISEEN

6.1 Kapasiteetin riittävyys eri skenaarioissaKaikissa tarkastelluissa skenaarioissa kapasiteettia on riittävästi myös kylmän talvenkulutushuipun kattamiseksi, kun huomioidaan sähkön tuontikapasiteetti Suomeen.Kuvissa 39, 40 ja 41 on esitetty kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovajeja tuonti eri skenaarioissa. Kuvaajat osoittavat, että mikäli tuonti- taituotantokapasiteetista olisi pois käytöstä noin 1200 MW vuonna 2018, ei kapasiteettiSuomessa riittäisi kysynnän kattamiseen erityisen kylmänä talvipäivänä.

Kuva 39 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteettiperusskenaariossa

Kuva 40 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteettimatalassa skenaariossa

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Oman tuotannontehovaje

Sähkönhankinta-marginaali

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Oman tuotannontehovaje

Sähkönhankinta-marginaali

52X26502223.1.2015

38

Kuva 41 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon tehovaje ja tuontikapasiteettikorkeassa skenaariossa

Matalassa skenaariossa oman tuotannon tehovaje on hieman pienempi vuonna 2018alhaisemman sähkönkysyntäennusteen vuoksi, mutta kasvaa suuremmaksi tämänjälkeisinä tarkasteluajankohtina. Tämä johtuu siitä, että sähköntuotantokapasiteettiapoistuu tässä skenaariossa enemmän sähköntuotannon heikon kannattavuuden vuoksi.Korkeassa skenaariossa sähköntuotantokapasiteettia oletetaan olevan enemmän, muttanopeammin kasvava kysyntä johtaa siihen, että oman tuotantokapasiteetin jahuippukulutuksen ero on suurempi vuoden 2018 jälkeen kuin perusskenaariossa.Skenaariot eivät sähköntuotantomarginaalin osalta eroa toisistaan merkittävästi, jotenseuraavissa tarkasteluissa käsitellään perusskenaarion tuotanto- ja kysyntäprofiileja.

6.2 Tehon riittämättömyyteen johtavia tekijöitäEdellä esitetyn tarkastelun perusteella tehovajaus toteutuisi todennäköisesti useantekijän summana. Pitkä kylmä jakso, jolloin sähkön kysyntä pysyy korkealla pitkään,voi johtaa tehovajeeseen, jos samaan aikaan kotimaisessa tuotannossa on suuriahäiriöitä tai tuontia joudutaan merkittävästi rajoittamaan. Suomessa on varauduttusuurimman yksittäisen tuotanto- tai tuontiyhteyden tippumiseen järjestelmästähetkellisesti.Kotimaisen tuotannon suuri häiriö voi tarkoittaa joko suurimmansähköntuotantoyksikön tai useamman suuren laitoksen samanaikaista vikaantumista.Vuoteen 2018 asti suurimman yksikön teho on 880 MW ja vuoden 2018 jälkeen suurinyksikkö on teholtaan 1600 MW. Kuvassa 41 on esitetty kylmän talvijaksonhuippukysynnän aikainen tilanne tarkasteluajanhetkillä 2018, 2024 ja 2030, kun kunkinhetken suurin tuotantoyksikkö on poissa käytöstä. Tarkasteluajanjaksolla eteenpäinmentäessä Suomen oman tuotannon tehovaje pienenee. Suomensähkönhankintamarginaali säilyy kuitenkin selvästi positiivisena rajasiirtoyhteyksientoimiessa normaalisti. Tilanne on heikoin ennen rakenteilla olevan ydinvoimayksikönvalmistumista.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Oman tuotannontehovaje

Sähkönhankinta-marginaali

52X26502223.1.2015

39

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, Suomentuotantokapasiteetin ja huippukulutuksen välinen tehovaje vuonna 2018 on noin 4900MW. Mikäli tuonti- tai tuotantokapasiteettia olisi lisäksi tällöin poissa käytettävistä noin400 MW, Suomessa ei riittäisi kapasiteettia kattamaan kylmän talvipäivän kulutusta.Tämä edellyttäisi siis kuitenkin useampaa samanaikaista vikaantumista tuotannossa jatuontiyhteyksissä.Vuoden 2018 jälkeen, uuden ydinvoimayksikön ja uuden Ruotsin siirtoyhteyden ollessakäytössä, Suomen sähkönhankinnan marginaali kasvaa. Tarkastelujakson lopussasähkönhankinnan marginaali on noin 1600 MW, kun suurin tuotantoyksikkö on poissakäytöstä ja siirtoyhteydet toimivat täydellä kapasiteetilla.Tuotantokapasiteetin vikaantumisen lisäksi työssä tarkasteltiin siirtoyhteyksienvikaantumisen vaikutusta kapasiteetin riittävyyteen Suomessa. Seuraavassa kuvaajassaon esitetty sähkönhankintamarginaali, mikäli suurin tuontiyhteys (1100 MW) olisi poiskäytöstä.

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Omantuotannontehovaje

Katkoviivalla merkitty kunkin ajankohdansuurimman tuotantoyksikön poissaolonvaikutus tehovajeeseen

52X26502223.1.2015

40

Kuva 43 Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase, kun suurin tuontiyhteys(1100 MW) on pois käytöstä

Kuvasta nähdään, että yksittäisen siirtoyhteyden putoaminen käytöstä huippukysynnänhetkellä tai vastaava rajoitus tuonnissa muista syistä, esimerkiksi naapurimaiden tehonriittämättömyyden vuoksi, ei johtaisi vielä tehovajeeseen mutta marginaali olisi hyvinpieni vuonna 2018. Olkiluoto 3:n valmistumisen jälkeen marginaali kasvaa, eikäyksittäinen rajoite siirtoyhteyksissä johtaisi ongelmiin.

6.3 Kysyntäjousto ja tuotannon säätömahdollisuudetEdellisessä kappaleessa tarkasteltiin Suomen oman sähkön tuotantokapasiteetin sekäsiirtoyhteyksien riittävyyttä huippukulutuksen kattamiseen. Tässä kappaleessatarkastellaan kotimaisen kapasiteetin ja kysynnän joustomahdollisuuksia tilanteessa,jossa sähköteho ei riittäisi Suomessa.

6.3.1 KysyntäjoustoKysyntäjousto tarkoittaa sähkön käytön siirtämistä kalleimmilta tunneilta halvemmille.Kokonaiskysyntä ei siten muutu, mutta huipunaikainen kysyntä laskee. Kysyntäjoustoavoi tapahtua myös siten, että kysyntää ei siirry toiseen ajankohtaan vaan sähkön kysyntäkokonaisuudessaan vähenee korkeiden hintapiikkien vaikutuksesta. Tällaista joustoa voitapahtua erityisesti teollisuudessa, jolloin se johtaa teollisuuden kokonaistuotanto-määrien vähenemiseen. Sekä sähkön pienkäyttäjät että teollisuus voivat toteuttaakysyntäjoustoa, mutta toistaiseksi kysyntäjoustoa hyödynnetään pääasiassateollisuudessa. Suurin sähkötehona mitattu potentiaali kysyntäjouston toteuttamiseen onperinteisillä metsä-, metallinjalostus- ja kemianteollisuuden aloilla, joilla hintajoustoatapahtuu jo nykyisellään sähkön hinnan noustessa markkinoilla hyvin korkeaksi.Sähkön hintatason lisäksi teollisuuden kysyntäjoustoon osallistuminen riippuuteollisuuden tuotantotilanteesta. On odotettavissa, että teknologinen kehitys tuleemadaltamaan kynnystä kysyntäjoustopotentiaalin aktivoimiseen.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuonti-kapasiteetti

Omantuotannontehovaje

Katkoviivalla merkitty siirtoyhteyksienrajoituksen vaikutus tuontikapasiteettiin

52X26502223.1.2015

41

Nykyinen markkinoiden kysyntäjousto on arviolta muutamia satoja megawatteja.Esimerkiksi talven 2009–2010 sähkön hintapiikkien aikaisen kysyntäjouston on arvioituolleen Suomessa noin 400–500 MW tai jopa enemmän5. Fingridin arvion6 mukaanElspot-markkinoilla oli vuonna 2014 kysyntäjoustoa 200-600 MW. Lisäksi joustoja onmerkittävästi myös muilla markkinoilla.Kysyntäjoustopotentiaali teollisuudessa

Uutta kysyntäjoustopotentiaalia löytyy arvioiden mukaan erityisesti suurteollisuudenulkopuolelta keskisuuresta tai pienemmästä teollisuudesta. Metsäteollisuusyritystensivuprosessien soveltumista kysyntäjoustoon ei ole selvitetty vielä tarkasti, ja niistä onmahdollista löytää uusia kysyntäjoustokohteita. Pääprosesseissa kysyntäjousto toteutuumonissa yrityksissä jo nyt. Kone- ja metallituoteteollisuudessa sähköä käytetään mm.sulatus- ja sähköuunien käyttöön valimoissa, missä kysyntäjousto voi olla mahdollistasähkön hintojen noustessa riittävän korkeiksi. Kysyntäjousto tarkoittaa tällöin useintuotannon keskeytystä korkean hinnan ajaksi.

Kemianteollisuudessa on suuria sähkönkäyttäjiä, joiden säätömahdollisuus riippuumerkittävästi pääprosessien ominaisuuksista. Pienemmässä teollisuudessa esimerkiksikylmälaitteet, kylmävarastot ja prosessien lämpöpumput voivat tarjota uusiakysyntäjouston toteutuskohteita markkinoille.

Kysyntäjouston nykyistä laajamittaisempi hyödyntäminen teollisuudessa edellyttääjouston toteutusprosessin automatisointia. Automatisointi tarkoittaa merkittävienjoustopotentiaalikohteiden kytkentää osaksi järjestelmää, jonka kautta näille laitteilleannetaan ohjauskäskyjä esimerkiksi sähkön hinnan vaihteluiden mukaan.

Kysyntäjoustopotentiaali hajautetuissa kohteissaJatkossa kysyntäjoustoa voi tulla markkinoille yhä enemmän pienistä hajautetuistakohteista, kuten sähkölämmityksestä ja muista kotitalouksin sähkönkäytöstä,palvelusektorilta sekä sähköautoista. Näiden kohteiden jousto on tyypillisestivuorokauden sisäistä kulutuksen siirtoa. Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreillaedellyttää tyypillisesti, että markkinoille tulee uusia palveluita jouston toteuttamiseen.

Sähkölämmityksen kysyntäjoustoa näkyy jo nyt markkinoilla kaksiaikahinnoittelunvuoksi. Sähkölämmityksen koko kysyntäjoustopotentiaaliksi on arvioitu 600–1200 MWsähkölämmitetyissä kotitalouksissa7. Lämmityksen kysyntäjoustolla voidaan kysyntääsiirtää enimmillään muutamalla tunnilla riittävän lämpötilan varmistamiseksi.

Kotitalouksien lämmityksen ulkopuolisen sähkönkäytön kysyntäjoustopotentiaali onrajallinen ja rajoittuu lähinnä kysynnän siirtämiseen tunnista toiseen. Jonkin verranlisäjoustoa voidaan saada mm. sähköliesistä, kiukaista ja pesukoneista. Muidenkodinkoneiden tehot ovat tyypillisesti pienempiä eivätkä merkittävästi vaikutahuippukuormaan. Sähkön kysyntäpiikki on tyypillisesti ilta-aikaan, kun kodinkoneitakäytetään töistä palattua.

Palveluiden kulutusprofiilissa arkipäivien kulutuspiikit erottuvat selkeästi. Kysyntä eiseuraa lämpötilavaihteluita samalla tavoin kuin kotitalouksien sähkönkäyttö. Parhaatmahdollisuudet kysyntäjouston toteuttamiseen löytyvät ilmanvaihdon ja –jäähdytyksensekä varavoimakoneiden hyödyntämisestä. Valaistuksen käyttö kysyntäjoustoon voi ollavaikeampaa.

5 Työ- ja elinkeinoministeriö 2010: Sähkötehotyöryhmän loppuraportti. 31.3.2010.6 http://www.fingrid.fi/fi/sahkomarkkinat/Kysyntajousto/Sivut/default.aspx, viitattu 20.1.20157 ÅF-Consult 2012: Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään, Loppuraportti

52X26502223.1.2015

42

Sähköautojen vaikutus kysyntäjoustopotentiaaliin näkyy vasta pidemmällä aikavälillä,kun sähköautot yleistyvät. Älykkäällä sähköautojen latauksella voidaan autojen latausohjata markkinoiden kannalta suotuisaan ajankohtaan. Sähköautojen kysyntää voidaansiis siirtää tunnista toiseen, mutta ei täysin vuorokaudesta toiseen, sillä autojen on oltavaainakin osin ladattuja joka vuorokausi. Sähköajoneuvojen akkujen purkaminenverkkoon voisi myös tuoda lisäpotentiaalia, mutta tätä ei oleteta tapahtuvantarkasteluajanjaksolla.

6.3.2 Kysyntäjouston kehittyminenKysyntäjouston kehitys riippuu energian hintojen kehityksestä sekä eri sektoreidensähkönkulutuksen kehityksestä. Perusskenaariossa sähkön maksimi-kysyntäjoustopotentiaali on arvioitu karkeasti huomioiden teollisuuden jasähkölämmityksen kysyntäjoustopotentiaali. Teollisuuden kysyntäjoustopotentiaaliSuomessa on arvioitu julkisten lähteiden ja Pöyryn kokemusten perusteella. Uusiakohteita kysyntäjouston piiriin tulee mm. teollisuuden sivuprosesseista.Sähkölämmityksen kysyntäjoustopotentiaalin oletetaan tulevan markkinoille vähitellen,kun hintatieto välittyy paremmin käyttökohteisiin ja ohjausautomaatiota otetaankäyttöön enemmän. Skenaarioiden välillä ei ole eroa lämmityksenkysyntäjoustopotentiaalin kehitysnopeuden suhteen.

Korkeassa skenaariossa sähkön hinta on selvästi korkeampi, mikä voisi lisätäkiinnostusta kysyntäjouston toteuttamiseen eri sektoreilla. Teollisuuden sähkökäyttökasvaa myös nopeammin, mikä voi lisätä kysyntäjoustomahdollisuuksia. Tästä johtuenpotentiaali olisi todennäköisesti suurempi korkeassa skenaariossa. Matalassaskenaariossa sähkön keskihinta on alhainen, eivätkä investoinnit kysyntäjoustontoteuttamiseksi ole yhtä houkuttelevia. Teollisuuden vähäisempi sähkönkäyttö vähentääkysyntäjoustopotentiaalia teollisuussektoreilta. Työssä ei kuitenkaan ole tehty tarkkojaerillisiä arvioita eri skenaarioiden kysyntäjoustopotentiaalille, vaan ne sisältyvätseuraavassa kappaleessa esitetylle kysyntäjoustopotentiaalin vaihteluvälille. Kaikissaskenaarioissa kysyntäjouston kehitykseen liittyy merkittävää epävarmuutta.

Kaikissa skenaarioissa on oletettu, että pidemmälle tulevaisuuteen mennessäkysyntäjoustoon tulee mukaan myös muita hajautettuja kohteita, sekä mm. sähköautojenkysyntäjoustoa. Sähkölämmityksen ja kotitalouksien kysyntäjoustopotentiaali on pidettyvakiona eri skenaarioissa, sillä näiden sektoreiden sähkökulutus ei muutu skenaariostatoiseen, eikä jouston oleteta olevan yhtä hintaherkkää kuin muilla sektoreilla.Kysyntäjoustopotentiaali on arvioitu julkisesti saatavilla olevien lähteiden ja edellisissäkappaleissa kuvattujen lähtökohtien perusteella. Maksimikysyntäjoustopotentiaali kuvaatilannetta, jossa sähkön hinnat nousevat hyvin korkeiksi huippukulutuksen aikana.Kysyntää voidaan tyypillisesti siirtää tunnista toiseen huipputunnin tai -tuntien kysyntäätasaamaan, mutta ei päivästä toiseen. Tunnista toiseen siirrettävää kulutusta onpääasiassa suurteollisuudessa sekä sähkölämmityksessä.Tulevaisuudessa kysyntäjoustopotentiaali kasvaa enemmän myös pienissä kohteissa,kuten sähköautoissa. Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreilla edellyttääkuitenkin palveluntarjoajien aktiivista toimintaa. Esimerkiksi kotiautomaation määränlisääntymiseen liittyy suurta epävarmuutta. Vaikka tuntihinnoittelu voi lisätämielenkiintoa kysyntäjouston toteutukseen, käyttäjälle hintavaikutus jää vähäiseksi.

Tunnista toiseen kulutustaan joustavien kohteiden lukumäärän arvioidaan maltillisestikasvavan tulevaisuudessa siten, että vuoteen 2030 mennessä uusi markkinoille tuleva

52X26502223.1.2015

43

kysyntäjoustopotentiaali olisi noin 600-1200 MW. Eri tarkasteluajanjaksojen arvioitukysyntäjoustopotentiaali on esitetty kuvaajissa 44, 45 ja 46 alla.

Kuva 44 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali vuoteen 2018 mennessä,vaihteluväli ja joustopotentiaalin arvioitu aikajänne.

Kuva 45 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali 2019-2024, vaihteluväli jajoustopotentiaalin arvioitu aikajänne.

Kuva 46 Arvioitu uusi maksimikysyntäjoustopotentiaali 2025-2030, vaihteluväli jajoustopotentiaalin arvioitu aikajänne.

Yllä olevista kuvista nähdään, että arvioitu kysyntäjoustopotentiaali on pääasiassatunnin tai muutaman tunnin mittaista joustoa. Pidempiaikaista joustoa on vaikea saadaaikaiseksi, sillä teollisuudessa vastaan tulevat tuotantoprosessien rajoitteet javaatimukset, ja esimerkiksi sähkölämmityksessä lämmöntuotantoa ei voida siirtäämonella tunnilla.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

tunti vrk vko

MW

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

tunti vrk vko

MW

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

tunti vrk vko

MW

52X26502223.1.2015

44

6.3.3 Sähkön tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudetSuomen oman sähköntuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet ovat vähäiset kylmänätalvipäivänä. Kysyntäjousto voi vastata yksittäiseen huipputuntiin, mutta tilanteenjatkuessa kysyntäjouston potentiaali laskee oleellisesti. Parhaiten joustoa voisivat tarjotakaukolämpöä tuottavat yhteistuotantolaitokset.Kaukolämpöverkot on yleisesti mitoitettu siten, että huippulämmönkulutus voidaankattaa suurimman laitoksen ollessa pois käytöstä. Korkea kaukolämmön menovesipienentää CHP-laitoksen sähköntuotantoa. Tästä johtuen laitosten on mahdollista lisätäsähköntuotantoa lähemmäksi nimellistehoa pienentämällä laitokselta lähtevänkaukolämpöveden lämpötilaa. Kylmänä talvipäivänä tämä kuitenkin vaatiikaukolämpömenoveden lämpötilan nostamista huippukattilalla, mikä ei ole välttämättämahdollista kaikissa kaukolämpöverkoissa. Kaukolämpöverkon CHP-laitokset eivätmyöskään pysty vastaamaan äkilliseen sähkön kysynnän muutokseen vaan reagointivaatisi pidemmän jakson korkeampia sähkön hintoja (>12h).

Teollisuuden vastapainelaitoksissa sähköntuotanto on yleisesti sekundäärituote javoimalaitoksia ajetaan prosessitarpeiden ja –tuotteiden ehdoilla. Tämän vuoksiteollisuudessa ei oleteta olevan nopeaa kapasiteetin nostopotentiaalia arvioidustahuipunaikaisesta kapasiteettitasosta. Teollisuuden nopeasti käyttöönotettavat turbiinitovat pääasiassa varavoimalaitoksina.Suomessa vesivoimatuotanto toimii pääsääntöisenä säätövoimana tuontisähkön ohella.Kylmänä talvipäivänä vesivoimalla ei kuitenkaan ole juurikaan mahdollisuutta nostaakapasiteettia arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista.

Lauhdevoimaakin käytetään talvella vuorokaudensisäiseen ja viikonsisäiseen säätöön.Kylmän talvipäivän huippukysynnän aikaan lauhdekapasiteettia ei kuitenkaan voinostaa arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista, sillä tuotanto on oletettavastimaksimissaan kyseisenä aikana.

Ydinvoimaa ei Suomessa ole käytetty säätövoimana lainkaan, vaan se toimiiperustuotantona ja sen tuotanto on läpi vuoden hyvin vakaata, pois lukien kesäajanvuosihuoltojaksot. Talvella kylmän lauhdutusveden vuoksi ydinvoiman tuotantoteho voiolla hieman korkeampi kuin sen nimellisteho.

6.3.4 Yhteenveto Suomen oman tuotannon ja kulutuksen mahdollisuuksista vastatatehon tarpeeseenKylmänä talvipäivänä vain pieni osa Suomen oman tuotannon ja kysynnän välisestätehovajeesta voidaan kattaa tarjontaa lisäämällä tai kysyntää markkinaehtoisestipienentämällä. Kaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa kapasiteettia voitaisiinlisätä Pöyryn arvion mukaan noin 100-300 MW perustuen lämmöntuotantokapasiteetinrakenteeseen suomalaisissa kaupungeissa.Kysyntäjouston potentiaalin arviointiin liittyy merkittävää epävarmuutta, silläkysyntäjouston markkinat ja teknologiat ovat kehittymässä. Potentiaalin toteutuminenedellyttää teknologiakehitystä ja kysyntäjoustopalveluiden tuloa markkinoille. Jossainmäärin kysyntäjoustoa tapahtuu jo markkinoilla ja tämä on huomioitu huippukulutuksenarvioinnissa. Tässä työssä on arvioitu että kysyntäjoustoa olisi mahdollista lisätäarviolta noin 500 MW vuonna 2018 ja vuoteen 2030 mennessä jopa 1500 MW. Luvutkuvaavat hetkellistä huippukysyntätilannetta. Tilanteen jatkuessa merkittävä osajoustopotentiaalista häviää markkinoilta, sillä kysyntä voi joustaa tyypillisesti vain

52X26502223.1.2015

45

muutaman tunnin ajan. Osa kysyntäjoustopotentiaalista on jo toteutunut markkinoilla,mikä vaikuttaa toteutuneeseen sähkön huippukysyntään. Tämä kysyntäjousto onhuomioitu huippukysyntäennusteissa.Yhteenveto Suomen oman tuotantokapasiteetin ja kysynnän joustomahdollisuuksista janiiden ajoittumisesta on esitetty kuvassa alla.

Kuva 47 Joustava tuotantokapasiteetti ja sähkön kysyntä, arvio kehityksestätarkasteluajanjaksoilla.

Kysyntäjouston potentiaali ja CHP-tuotannon joustavaksi arvioidun kapasiteetinmahdollisuudet vastata hetkittäisen huippukulutustunnin sähköntarpeen ja omansähköntuotantokapasiteetin väliseen tehoeroon on esitetty kuvassa 48 alla. Kuvastanähdään, että oman tuotannon tehovaje kulutukseen nähden on noin 4000 MW vuonna2018, kun taas joustavan kapasiteetin ja kysyntäjouston kautta voidaan saada yhteensälisäkapasiteettia selvästi alle 1000 MW. Loppuerotus on katettava sähkön tuonnillanaapurimaista.

Kuva 48 Kylmän talven huipunaikainen oman tuotannon ja kulutuksen eroperusskenaariossa ja mahdollisuudet lisätä tuotantoa ja vähentää kysyntää (tuontia eiole huomioitu)

-5 000

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

2018 2024 2030

MW

Oman tuotannontehovaje

CHP-tuotannon lisäys

Kysyntäjousto

52X26502223.1.2015

46

Vuoteen 2030 mennessä suurempi oman tuotannon tehovaje pienenee ja toisaaltakysyntäjouston potentiaali kasvaa, jolloin suurempi osa tehovajeesta voitaisiin kattaakysyntäjoustolla ja tuotannon lisäyksellä. Tuonnin kautta on tällöinkin kuitenkin saatavavähintään yli 1000 MW tehoa.

7 JOHTOPÄÄTÖKSETSähköntuotantotehoa ja huippukysyntää tarkasteltaessa Suomi ei ole tällä hetkelläomavarainen, vaan sähkötehoa on tuotava Suomeen kulutushuippujen aikaan.Lähivuosina Suomeen ei tule merkittävässä määrin uutta huippukulutushetkientehontarpeeseen vastaamaan kykenevää sähköntuotantokapasiteettia ennen Olkiluodonkolmannen ydinvoimayksikön valmistumista. Sen sijaan riskinä on, että nykyisestäkapasiteetista poistuu erityisesti lauhdekapasiteettia alhaisen sähkön hinnan aiheuttamanheikon kannattavuuden johdosta. Tarkasteluajanjaksolla vuoteen 2030 saakka Suomenoman sähköntuotannon vajaus huippukulutukseen nähden on suurin vuoden 2018paikkeilla ennen Olkiluodon kolmannen ydinvoimayksikön valmistumista.Tuontiyhteyksien avulla on kuitenkin mahdollista kattaa vaje edellyttäen ettätuontiyhteydet toimivat. Olkiluodon uuden ydinvoimalan valmistuttuakaan Suomen omasähköntuotantokapasiteetti ei kata huippukysyntää, vaan Suomi on tuonnin varassahuippukulutushetkillä.

Huippukulutus ja tuotantokapasiteetti on esitetty kuvassa 49. Ennen Olkiluoto 3;nvalmistumista ero normaalivuoden huippukysynnän ja oman käytettävissä olevankapasiteetin välillä on arviolta 2800 MW. Erityisen kylmänä talvipäivänä ero voi ollajopa 4000 MW.

Kuva 49 Suomen sähköntuotantokapasiteetti ja sähkön huippukulutus normaalinavuotena ja erityisen kylmänä vuotena vuoteen 2030 saakka

Sähkön tuontikapasiteetin arvioitu kehittyminen on esitetty kuvassa 50. Sähkönsiirtoyhteydet naapurimaista Suomeen riittävät hyvin kattamaan sähkönhuippukysynnän ja oman tuotannon eron. Siirtokapasiteetti on ennen OL3:nvalmistumista yhteensä n. 5100 MW jakaantuen tuontikapasiteettiin Ruotsista, Virostaja Venäjältä. Huippukulutustilanteissa kapasiteettia on saatavilla naapurimaista.Sähkötehon riittämättömyyden Suomessa voisivat aiheuttaa useat samanaikaisetmerkittävät häiriöt ja/tai rajoitteet tuonnissa.

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2014 2018 2024 2030

MW

Tuulivoima

Lauhde

Kaukolämpö CHP

Teollisuus CHP

Vesivoima

Ydinvoima

Huippukulutus,normaalivuosiHuippukulutus,kylmä vuosi

52X26502223.1.2015

47

Kuva 50 Siirtoyhteyksien kapasiteetin kehittyminen

Mahdollisuudet vastata huipputehon tarpeeseen säätämällä Suomen omaantuotantokapasiteettia ovat vähäiset. Tuotantokapasiteettia voitaisiin hieman lisätäkaukolämpöön liittyvässä yhteistuotannossa, muu tuotantokapasiteetti tuottaaoletettavasti joka tapauksessa kylmänä talvipäivänä maksimimäärän.

Huipputehon tarvetta voidaan pienentää myös vähentämällä kysyntäähuippukulutushetkellä. Tätä niin kutsuttua kysyntäjoustoa tapahtuu sähkömarkkinoillajo nykyisin erityisesti teollisuuden osalta silloin, kun sähkön hinnat nousevathetkellisesti hyvin korkeiksi. Tulevaisuudessa kysyntäjoustopotentiaalia onkotitalouksissa, etenkin sähkölämmityksen osalta, mutta myös teollisuuden japalveluiden sähkönkäytöstä voidaan vielä löytää merkittäviä uusiakysyntäjoustokohteita. Kysyntäjouston potentiaali ei kuitenkaan tämänhetkistenarvioiden mukaan ole riittävä kattamaan sähkötehon tarpeen ja oman tuotannon välistäerotusta.