Source: http://docplayer.fi/111048475-Kertomus-sahkon-toimitusvarmuudesta-vuosina-seka-tehotase-ennuste-talvikaudelle.html
Timestamp: 2020-01-25 18:15:21+00:00
Document Index: 22406187

Matched Legal Cases: ['kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ']

KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA VUOSINA SEKÄ TEHOTASE-ENNUSTE TALVIKAUDELLE - PDF Ilmainen lataus
Download "KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA VUOSINA SEKÄ TEHOTASE-ENNUSTE TALVIKAUDELLE"
1 ENERGIAVIRASTO KERTOMUS SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUDESTA VUOSINA SEKÄ TEHOTASE-ENNUSTE TALVIKAUDELLE
2 ENERGIAVIRASTO Sisällysluettelo: 1 JOHDANTO TIIVISTELMÄ SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS VUONNA 2017 JA TALVIKAUDELLA Sähkönhankinta ja -kulutus Sähkön markkinahinnan kehitys Sähkön riittävyys talvikaudella TEHOTASE-ENNUSTE TALVIKAUDELLE Arvio talvikauden sähkön kulutushuipusta Sähköntuotantokapasiteetti Sähkön siirtoyhteydet Tehoreservi Suomen tehotase UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖNTUOTANTO- JA RAJASIIRTOHANKKEET Sähköntuotantokapasiteetin kehitys Suomessa Sähkönkulutus ja tuotantokapasiteetti Pohjoismaissa ja Baltiassa Rajasiirtokapasiteetin kehitys Suomen ja naapurimaiden välillä Rajasiirtoyhteyksien kehitys Pohjoismaiden ja Baltian ulkorajoilla... 19
3 ENERGIAVIRASTO 1 1 JOHDANTO Tässä raportissa on tarkasteltu sähkön kysynnän ja tarjonnan tasapainon kehitykseen Suomessa keskeisesti vaikuttavia asioita, kuten energiankulutusta sekä sähköntuotantoja siirtokapasiteettia. Raportin keskeisin sisältö on arvio tulevan talvikauden kulutushuipusta, kulutushuipun aikana Suomessa käytettävissä olevasta sähköntuotantokapasiteetista, sekä tuontisähkön kapasiteetista. Lisäksi raportissa käsitellään lähivuosien kehitystä tuotantokapasiteetin ja siirtoyhteyksien osalta. Sähkön toimitusvarmuuteen liittyvien kysymysten seurantatehtävä annettiin Energiavirastolle vuonna 2004 samoin kuin sähköntuotantoa koskevien säännösten valvonta. Energia- ja ilmastopolitiikasta valmisteluvastuussa oleva työ- ja elinkeinoministeriö vastaa kuitenkin sähkönkulutusta koskevista arvioista ja antaa tältä osin tarvittavat tiedot Energiavirastolle. Energiavirasto seuraa yhteistyössä muiden viranomaisten kanssa sähkön kysynnän ja tarjonnan tasapainon kehitystä Suomessa. Sähkömarkkinalain perusteella Energiavirasto saa tuotantokapasiteetin seurantaa varten kapasiteettia koskevat tiedot suoraan sähköntuottajilta. Voimalaitoskohtaisella seurannalla varmistetaan, että tuotantokapasiteettia koskevista muutoksista välittyy tieto myös viranomaisille. Sähkön toimitusvarmuus on erittäin keskeinen asia sähköjärjestelmän toiminnassa ja se on nostettu merkittävästi esiin myös loppuvuonna 2016 julkaistussa kansallisessa Energia- ja ilmastostrategiassa. Energiavirasto julkaisee tämän sähkön tuotantokapasiteetin sekä sähkön tarjonnan ja kysynnän tasapainon kehitystä koskevan kertomuksen sekä huolehtii näihin tehtäviin liittyvistä EU-tason tiedonantovelvoitteista. Raportissa ei käsitellä toimitusvarmuutta sähkönjakelua koskien.
4 ENERGIAVIRASTO 2 2 TIIVISTELMÄ Tässä dokumentissa käsitellään monien lukujen osalta kokonaisuutena vuotta Dokumentissa on esitetty myös edellisen talvikauden tietoja sekä arvioitu tulevaa talvikautta Energiaviraston toimitusvarmuusraportin pääpaino on Suomen tehotasapainon seurannassa. Energiavirasto arvioi, että ensi talven kulutushuipun aikana on käytettävissä kotimaista sähköntuotantokapasiteettia yhteensä noin MW, joka sisältää sähkön kysynnän ja tarjonnan tasapainottamista varten varatun noin 700 MW tehoreservikapasiteetin. Markkinaehtoista sähköntuotantokapasiteettia arvioidaan siis olevan käytettävissä Suomessa huippukulutuksen aikana noin MW. Talvikauden kulutushuipun tehontarpeeksi kylmänä talvena on arvioitu noin MW. Kulutushuippuun eli koko talvikauden suurimman kulutustunnin tehontarpeeseen vaikuttavat vahvasti talvikauden pakkasjaksojen lämpötila sekä niiden pituus. Kulutushuipun aikaisen sähkönkulutuksen arvioidaan olevan noin MW suurempi kuin käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti Suomessa. Tämä sähköntuotantovaje voidaan kattaa sähköntuonnilla muista Pohjoismaista, Virosta ja Venäjältä, sillä siirtokapasiteetti on riittävä. Siirtoyhteyksien tuontikapasiteetti tulevalle talvikaudelle on yhteensä noin MW. Talvikauden toteutunut kulutushuippu oli MWh/h. Sähkön riittävyys ei tuolloin ollut vaarassa, ja Suomessa olisi ollut vielä omaa tuotantokapasiteettia käytettävissä. Häiriöitä sähkön siirtoyhteyksissä ei tuolloin ollut. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -21 astetta. Suomen kaikkien aikojen kulutusennätys, MWh/h, saavutettiin tammikuussa Tällöin alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila oli -25 astetta. Vuoden 2017 sähkön kokonaiskulutus Suomessa oli noin 85,5 TWh (2016: 85,1 TWh), josta sähkön nettotuonnin osuus oli 23,9 %. Vuonna 2017 sähkön nettotuonti Ruotsista laski hieman edellisvuoteen nähden, ollen 15,2 TWh (2016: 15,3 TWh). Sähkön nettotuonti Venäjältä oli 5,8 TWh (2016: 5,9 TWh). Sähkön vienti Viroon laski vuoden ,1 TWh:sta arvoon 1,7 TWh, mutta tuonti kasvoi 0,7 TWh:sta 0,9 TWh:iin. Nettovienti Viroon oli siis 0,8 TWh vuonna Vuonna 2018 sähkönkulutus on ollut lievässä nousussa edellisvuoteen verrattuna. Sähkön vuorokausimarkkinoilla Suomen aluehinnan keskiarvo vuonna 2017 oli 33,19 euroa/mwh (32,45 euroa/mwh 2016). Nord Pool AS:n laskema ns. järjestelmähinta vuonna 2017 oli 29,41 euroa/mwh (26,91 euroa/mwh 2016). Suomen tarjousalueen hintaero Ruotsin SE1 alueeseen oli keskimäärin 2,35 /MWh ja SE3 tarjousalueeseen 1,95 /MWh vuonna 2017, hinnan ollessa Ruotsissa edullisempi. Suurempi aluehinta Suomessa verrattuna SE1 ja SE3 -tarjousalueisiin kertoo Suomen ja Ruotsin välillä olevien siirtoyhteyksien kapasiteetin riittämättömyydestä. Vuonna 2018 hinnat ovat olleet nousussa ja aluehintaero Suomen ja Ruotsin välillä on kasvanut lievästi edellisvuoteen nähden. Hinnannousua selittää mm. päästöoikeuden hinnan nousu. Myös kuivan kesän aiheuttama poikkeuksellisen alhainen vesitilanne Pohjoismaissa on nostanut sähkön hintaa syksyllä 2018.
5 ENERGIAVIRASTO 3 Vuonna 2017 Suomen ja Ruotsin välisten siirtojohtojen käytettävyys 1 oli %, Suomen ja Viron 99 % sekä Suomen ja Venäjän %. Käyttöhäiriöiden määrä väheni merkittävästi edellisvuoteen verrattuna. Suomen ja Ruotsin välisillä Fenno-Skan-tasasähköyhteyksillä oli vuoden 2017 aikana 1 (9 vuonna 2016) ja Suomen ja Viron välisillä Estlink-yhteyksillä 4 (8 vuonna 2016) käyttöhäiriötä. Kotimaisen sähköntuotantokapasiteetin kannalta lähivuosien merkittävin lisäys on Olkiluodon kolmannen ydinvoimalaitosyksikön valmistuminen. Tällä hetkellä ydinvoimalaa rakennuttava Teollisuuden Voima Oyj arvioi, että laitosyksikön säännöllinen sähköntuotanto alkaa syyskuussa Olkiluodon lisäksi lähivuosien aikana on valmistumassa pieniä vesivoimalaitosten tehonkorotuksia. Yhdistettyyn sähkön ja lämmöntuotantoon valmistui vuonna 2017 muutama merkittävä investointi kuten Äänekosken biotuotetehdas. Sähkön- ja lämmöntuotannon yhteistuotantolaitoksissa on tehty jonkin verran korvausinvestointeja, mutta vanhoja laitoksia on korvattu myös lämmön erillistuotannolla. Tuulivoimarakentaminen on ollut vilkasta tuulivoiman tukijärjestelmän ansiosta. Viimeiset laitokset nykyiseen tukijärjestelmään hyväksyttiin vuoden 2017 lopulla. Vuonna 2018 uusia laitoksia ei ole valmistunut, mutta tuleville vuosille on ilmoitettu muutamista markkinaehtoisista tuulivoimainvestoinneista. Muuten markkinaehtoisia uusia voimalaitosinvestointeja puhtaasti sähköntuotantoon (ydinvoimaa lukuun ottamatta) ei ole käytännössä ollut viime vuosina. 1 Käytettävyysarvot esittävät sähkömarkkinoille annetun siirtokapasiteetin koko vuoden prosentuaalista osuutta yhteyden maksimisiirtokapasiteetista.
6 TWh ENERGIAVIRASTO 4 3 SÄHKÖN TOIMITUSVARMUUS VUONNA 2017 JA TALVIKAUDELLA Sähkönhankinta ja -kulutus Vuonna 2017 sähkön kulutus Suomessa nousi edellisvuodesta noin 0,5 % ollen noin 85,5 TWh. (85,1 TWh vuonna 2016). Lämpötilakorjattu sähkön kokonaiskulutus 2 oli noin 87,0 TWh (86,1 TWh vuonna 2016). Sähköä tuotettiin Suomessa 65,0 TWh (66,1 TWh vuonna 2016). Kotimainen sähköntuotanto väheni siis noin 2 %. Sähkön nettotuonti Suomeen vuonna 2017 oli noin 20,4 TWh, mikä on noin 7 % enemmän aiempaan vuoteen verrattuna (19,0 TWh vuonna 2016). Nettotuonnin määrän nousua selittää vähentynyt sähkön vienti Viroon. Sähkön nettotuonnin osuus kokonaiskulutuksesta oli noin 23,9 % (22,3 % vuonna 2016). Ruotsista tuodun sähkön määrä vuonna 2017 oli noin 15,6 TWh (15,7 TWh vuonna 2016). Sähkön vienti Viroon väheni vuonna 2017 noin 1,7 terawattituntiin (3,1 TWh vuonna 2016). Sen sijaan sähkön tuonti Virosta kasvoi 0,9 terawattituntiin (0,7 TWh vuonna 2016). Venäjältä tuodun sähkön määrässä ei tapahtunut suurta muutosta ollen noin 5,8 TWh vuonna 2017 (5,9 TWh vuonna 2016). Sähkön hankinta tuotantomuodoittain vuosina on esitetty kuvassa 1. Kuvasta havaitaan viime vuosien muutoksista mm. lauhdevoiman vähentyminen ja tuulivoimatuotannon ja nettotuonnin lisääntyminen. Vuoden 2017 kotimainen sähköntuotanto polttoaineittain on esitetty kuvassa 2. Tuulivoiman osuus toteutuneesta tuotannosta kasvoi noin 2,8 prosenttiyksikköä edelliseen vuoteen verrattuna. Kivihiilen osuus laski noin 0,9 prosenttiyksikköä ja maakaasun osuus noin 0,4 prosenttiyksikköä Nettotuonti Tavallinen lauhdevoima Tuulivoima Vesivoima Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Ydinvoima Kuva 1. Sähkön hankinta tuotantomuodoittain Suomessa (lähde: Tilastokeskus; Energiateollisuus ry). 2 Sähkönkulutus on normeerattu, jolloin eri vuosia on mahdollista verrata keskenään lämpötilaeroista huolimatta.
7 ENERGIAVIRASTO 5 SÄHKÖNTUOTANTO 2017 (65,0 TWh) Maakaasu; 4,9 % Kivihiili; 9,5 % Öljy; 0,2 % Vesivoima; 22,5 % Ydinvoima; 33,2 % Tuulivoima; 7,4 % Turve; 4,1 % Jäte; 1,4 % Biomassa; 16,8 % Kuva 2. Sähköntuotanto polttoaineittain vuonna 2017 (TWh) (lähde: Energiateollisuus ry). Rajasiirtoyhteydet toimivat pääosin hyvin. Vuonna 2017 Suomen ja Ruotsin välisillä Fenno-Skan yhteyksillä oli yksi käyttöhäiriö (9 vuonna 2016). Suomen ja Viron välisillä yhteyksillä käyttöhäiriöitä oli 4 kpl (8 kpl vuonna 2016). Vuoden 2017 aikana toteutuneet sähkön siirtomäärät eri yhteyksillä on esitetty taulukossa 1. Taulukko 1. Rajan yli siirretty sähkö (Lähde: Fingrid) Yhteys Tuonti (TWh) Vienti (TWh) Ruotsi (SE1, SE3) 15,6 0,4 Venäjä (RU) 5,8 0 Viro (EE) 0,9 1,7 3.2 Sähkön markkinahinnan kehitys Pohjoismaissa vesivoimavarastojen täyttymisasteella on merkittävä vaikutus sähkön hintaan. Vaikutus on entisestään korostunut viime vuosina samalla kun siirtoyhteyksiä maiden välillä on parannettu. Pohjoismaiden vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on noin 121 TWh. Merkittävimmät vesivoimavarastot sijaitsevat Norjassa ja Ruotsissa. Suomen vesivoimavarastojen maksimikapasiteetti on edellä mainittuihin maihin verrattuna vähäinen (noin 5,5 TWh). Suurin osa Suomen vesivoimalaitoksista onkin niin kutsuttuja run-of-the-river tyyppisiä jokivesivoimalaitoksia, joiden veden varastointimahdollisuudet ovat heikot. Suomen vesivoimavarastojen täyttymisasteen vaikutus sähkön hintaan pohjoismaisessa sähköpörssissä onkin siksi hyvin pieni. Sähkön hinta sähköpörssissä vuonna 2017 oli korkeampi kuin vuonna Korkeampaa hintaa selittää mm. se, että vesitilanne Pohjoismaissa oli edellisvuotta heikompi
8 ENERGIAVIRASTO 6 koko ensimmäisen vuosipuoliskon ajan. Sähkön vuorokausimarkkinoilla koko vuoden tuntihintojen keskiarvo vuonna 2017 Suomen tarjousalueella oli 33,19 /MWh (33,45 /MWh vuonna 2016). Järjestelmähinnan vuosikeskiarvo oli 29,41 /MWh (26,91 /MWh vuonna 2016). Suomen aluehinnan ja järjestelmähinnan välinen hintaero vuonna 2017 pieneni edellisvuoteen nähden ja oli keskimäärin 3,78 /MWh (5,54 /MWh vuonna 2016). Suomen tarjousalueen hintaero Ruotsin SE1 alueeseen oli keskimäärin 2,35 /MWh ja SE3 tarjousalueeseen 1,95 /MWh, hinnan ollessa Ruotsissa edullisempi. Suomen ja Viron hinnat olivat lähes yhtäläiset keskihinnan ollessa vain 0,01 suurempi Virossa. Vuonna 2017 esiintyi muutamia hintapiikkejä, jotka tosin olivat edellisvuosien hintapiikkejä lievempiä. Suomen tarjousalueen vuoden korkein tuntihinta vuorokausimarkkinalla saavutettiin , 130,05 /MWh. Sähkön kulutus Suomessa oli tuolloin MWh/h ja järjestelmähinta oli 39,76 /MWh. Myös kesällä 2017 koettiin hintapiikkejä, joista korkein tapahtui , 120,04 /MWh. Saman tunnin järjestelmähinta oli vain 29,45 /MWh. Kun tarkastellaan vuoden 2017 tunteja, jolloin Suomen aluehinta oli yli 100 /MWh, ajoittui 14:sta tunnista peräti yhdeksän kesälle. 3.3 Sähkön riittävyys talvikaudella Talvikauden sähkön kulutushuippu koettiin tunnilla 9-10, jolloin kulutus oli MWh/h. Alueellisella kulutuksella painotettu lämpötila Suomessa oli kulutushuipputunnilla -21 astetta. Sähkön riittävyys ei tuolloin ollut vaarassa, eikä siirtoyhteyksissä ollut häiriöitä koko kulutushuippuviikolla. Kotimainen tuotanto oli kyseisellä tunnilla MWh/h ja nettotuontia oli MWh/h. Ruotsista ja Virosta tuotiin sähköä kulutushuipputunnilla maksimikapasiteetilla, mutta tuonti Venäjältä oli vain vähäistä, johtuen Venäjän kapasiteettimaksuista. Kulutushuipputunnilla Suomessa olisi ollut saatavilla vielä omaa tuotantokapasiteettia. Tehoreservinä olevat voimalaitokset olivat talvikaudella tehoreservilain mukaisessa 12 tunnin käyttövalmiudessa, mutta niitä ei kuitenkaan tarvinnut ottaa käyttöön kulutushuipun tai koko talven aikana. Kulutushuippupäivälle oli ilmoitettu muutamia voimalaitoshäiriöitä. Näiden häiriöiden seurauksena kapasiteettia oli päivän aikana epäkäytettävissä samanaikaisesti MW. Epäkäytettävyyksistä huolimatta sähkön riittävyys ei ollut vaarassa. Energiavirasto oli arvioinut talven laskennalliseksi kulutushuipuksi MW. Toteutunut kulutushuippu ( MWh/h) jäi kuitenkin noin MW (7 %) tätä arviota pienemmäksi. Kulutushuippu tapahtui helmikuun viimeisenä päivänä, jolloin valoisa aika oli jo suhteellisen pitkä ja auringolla oli lämmittävä vaikutus. Kyseisellä tunnilla lämpötila oli alhainen, mutta pitkää alle -20 asteen jaksoa ei ollut, minkä vuoksi lämmitystarve ei ollut niin voimakas. Kuvassa 3 on esitetty talvikauden kulutushuippuviikon sähkön tuotanto, kulutus ja hinta.
9 MWh/h ; 0: ; 12: ; 0: ; 12: ; 0: ; 12: ; 0: ; 12: ; 0: ; 12: ; 0: ; 12: : ; 12:00 MWh/h /MWh ENERGIAVIRASTO 7 Huippukulutusviikko Sähkön kulutus (MWh/h) Sähkön tuotanto (MWh/h) Sähkön hinta ( /MWh) Kuva 3. Sähkönkulutus ja -tuotanto Suomessa sekä Suomen aluehinta Elspot-markkinalla viikolla 9/2018. Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla. (lähde: Fingrid Oyj, Nord Pool Spot). Talvella yhteenlaskettu kotimainen sähköntuotanto oli korkeimmillaan klo ollen noin MWh/h (edellistalven tuotantohuippu oli MWh/h). Lähihistorian korkein tuotantohuippu on helmikuulta 2007, MWh/h. Rajasiirtoyhteyksien toiminta huippukulutusviikolla 2018 on esitetty kuvassa 4. Kulutushuipun aikaan Ruotsin ja Viron siirtoyhteyksiä käytettiin tuontiin lähes maksimikapasiteetilla. Huippukulutusviikko Venäjä Viro Norja Ruotsi Kuva 4. Mitattu sähkön siirto Suomeen (-) ja suomesta (+) huippukulutusviikolla Kulutushuippu merkitty kuvaan katkoviivalla (Lähde: Fingrid Oyj).
10 ENERGIAVIRASTO 8 4 TEHOTASE-ENNUSTE TALVIKAUDELLE Arvio talvikauden sähkön kulutushuipusta Vuonna 2017 sähkönkulutus Suomessa oli 85,5 TWh, kun se oli 85,1 TWh vuonna Kokonaiskulutus kasvoi 0,5 prosenttia. Lämpötilakorjatun kulutuksen muutos vuosien 2017 ja 2018 välillä oli noin 1 %, mikä on osittain talouskasvun seurausta. Sähkönkulutuksen kasvuun vaikuttaa myös mm. lämpöpumppujen yleistyminen. Työ- ja elinkeinoministeriön julkaiseman Energia- ja ilmastostrategian mukaisten perusskenaarioiden mukaan kulutus vuonna 2020 tulee olemaan noin 88 TWh ja vuonna 2030 noin 92 TWh. Sähkönkulutuksen kulutushuippu on arvio siitä, mikä on sähkönkulutuksen määrä koko talvikauden suurimman kulutustunnin aikana. Kulutushuippu kuvaa koko talvikauden aikana hetkellisesti tarvittavaa maksimitehoa. Vuoden aikana vallitsevat tyypilliset tehontarpeet ovat maksimiarvoa huomattavasti alempana. Suomen sähköntuotannon pysyvyyskäyrä esittää, kuinka monta tuntia vuodessa tietty tehomäärä Suomessa vaaditaan. Kuvassa 5 on esitetty tehon pysyvyyskäyrä vuosilta MW h/vuosi Kuva 5. Tehon pysyvyyskäyrät Suomessa Talvikauden kulutushuipuksi arvioidaan kylmänä talvena noin MW. Arvio perustuu edellisvuosien huippukulutuksiin, niiden aikana vallinneisiin lämpötiloihin ja sähkönkulutuksessa ja kulutuskapasiteetissa tapahtuneisiin muutoksiin edellis-
11 ENERGIAVIRASTO 9 vuosiin verrattuna. Toteutuvaan kulutushuippuun vaikuttaa vahvasti talvikauden pakkasjaksojen lämpötila sekä niiden pituus. Todellinen kulutushuippu saattaa siis jäädä huomattavasti tämän laskennallisen arvon alapuolelle. 4.2 Sähköntuotantokapasiteetti Energiavirasto ylläpitää tietoja Suomessa sijaitsevista voimalaitoksista. Laitostiedot Energiavirasto saa sähkömarkkinalain mukaisesti voimalaitosten haltijoilta. Virasto saa tietoja uusista voimalaitoshankkeista myös uusiutuvan energian tuotantotukijärjestelmään liittyvien ennakkoilmoitusten muodossa. Tarkemmin tietoa voimalaitosrekisteristä on saatavilla Energiaviraston internetsivuilta 3. Yhteensä asennettua voimalaitoskapasiteettia oli noin 17,4 GW vuoden 2017 lopussa. Kuvassa 6 esitetään sähköntuotantokapasiteetti tuotantomuodoittain. ASENNETTU TUOTANTOKAPASITEETTI 2017 LOPUSSA, NOIN 17,4 GW Kivihiili 11,9 % Öljy 7,6 % Vesivoima 18,4 % Maakaasu 10,4 % Tuulivoima 11,5 % Ydinvoima 16,0 % Jäte 1,1 % Biomassa 12,5 % Turve 10,7 % Kuva 6. Sähköntuotantokapasiteetti (asennettu nimellisteho, ei sisällä käyttövalmiudesta poistettua kapasiteettia) tuotantomuodoittain vuoden 2017 lopussa. (lähde: Energiavirasto) Sähkön kulutushuiput ajoittuvat talvikaudelle, jolloin suuri osa sähköenergiasta kuluu lämmitykseen. Kulutushuipun sähkönkulutukseen vaikuttaa vahvasti vallitseva sää. Sähköntuotannon todelliset kapasiteetit kulutushuipun aikana on arvioitu aiempien vuosien toteumien mukaisilla kertoimilla, voimalaitosrekisterin tietojen perusteella sekä muiden käytettävissä olleiden selvitysten perusteella. Määrissä huomioidaan tuotantolaitosten todennäköinen käytettävyys. Järjestelmäreservi on jätetty arvion ulkopuolelle. Tuotantohuiput eivät tyypillisesti tapahdu samalla tunnilla, jolloin kotimainen kulutus on suurimmillaan. Viime vuosina tuotantohuippu on ollut arvioitua kapasiteettia pienempi. Keskeisin syy siihen, miksi kotimainen tuotantohuippu ei yllä kapasiteetin mak- 3
12 ENERGIAVIRASTO 10 simimäärään on tuontisähkön saatavuus. Kulutushuippujen aikana sähköä on ollut mahdollista tuoda kilpailukykyisempään hintaan naapurimaista. Tällöin kallein käytettävissä ollut kotimainen tuotantokapasiteetti on korvautunut tuontisähköllä eikä kaikkea kotimaista tuotantokapasiteettia ole kannattanut ottaa käyttöön, vaikka kapasiteettia muutoin teknisesti olisikin ollut käytettävissä. Taulukossa 2 on yhteenveto viime vuosien kulutushuipuista, toteutuneesta kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. Taulukko 2. Yhteenveto viime vuosien toteutuneista kulutushuipuista, kotimaisesta tuotannosta kulutushuipputunnilla ja koko vuoden tuotantohuipuista. (Lähde: Fingrid) *marraskuu 2018 mennessä Vuosi Kulutushuippuvuorokausi Kulutushuippu MWh/h Tuotanto kulutushuipputunnilla MWh/h Vuoden tuotantohuippu MWh/h * Vuonna 2017 Suomessa otettiin käyttöön tuulivoimaloita yhteisteholtaan noin 400 MW, ja vuoden lopussa niiden asennettu kapasiteetti oli noin 2000 MW. Verkkoon liitetty aurinkosähkökapasiteetti kasvoi 2,5-kertaiseksi vuoden 2017 aikana, ja se oli noin 70 MW vuoden 2017 lopussa. Vuonna 2017 suurimmat valmistuneet sähköntuotantokapasiteettiin vaikuttaneet investoinnit olivat Äänekoski (teollisuus CHP) ja Naantali 4 (kaukolämpö CHP). Toisaalta markkinoiden käytöstä tehoreserviin siirtyivät Naantali 1 ja Meri-Porin (Fortumin osuus) voimalaitokset. Vuoden 2018 aikana muutokset sähköntuotantokapasiteetissa ovat olleet lähinnä yksittäisten voimalaitosten pieniä tehonkorotuksia. Uutta kapasiteettia ei ole valmistunut lainkaan, eikä Energiavirastolle ole ilmoitettu uusien laitosten käyttöönotosta loppuvuodelle Suurin osa Suomen lauhdesähköntuotantolaitoksista on suljettu. Heikon kannattavuuden vuoksi myös monissa yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannon (CHP) korvausinvestoinneissa pohditaan sähköliiketoiminnasta luopumista ja investoimista jatkossa vain lämmön tuotantoon. Sähköntuotantokapasiteetin riittävyys on haaste tulevaisuudessa, kun perinteinen sähköntuotantokapasiteetti vähenee ja tilalle tulee vaihtelevaa uusiutuvan energian tuotantoa. 4 Sähkömarkkinalainsäädännön mukaan voimalaitoksen haltijan on ilmoitettava Energiavirastolle vähintään 1 MVA:n tuotantolaitosten rakentamis- ja tehonkorotusta koskevista päätöksistä ja käyttöönotosta sekä laitosten käytöstä poistamisista. Tässä todettu ei sisällä kapasiteetiltaan alle 1 MVA:n laitoksia.
13 ENERGIAVIRASTO 11 Asennettu tuotantokapasiteetti on määritetty laskemalla yhteen kaikkien Energiavirastolle ilmoitettujen voimalaitosten koneistojen tehot. Voimalaitoksissa varalla olevia koneistoja ei ole laskettu mukaan. Maksimaalinen sähköteho on saatu laskemalla yhteen kaikkien vähintään 1 MVA:n tehoisten voimalaitosten ilmoitetut maksiminettotehot huippukuormituskaudella. Kulutushuipussa käytettävissä olevassa kapasiteetissa on huomioitu laitosten arvioitu käytettävyys, joka pohjautuu Energiaviraston Pöyry Energy Oy:lta keväällä 2008 tilaamaan selvitykseen. Laitosten arvioidun käytettävyyden, Energiavirastolle ilmoitettujen sähkötehojen, toteutuneiden tuotantotietojen ja käytettävissä olevien tutkimusten perusteella Energiavirasto on arvioinut talvikaudella kulutushuipun aikana käytettävissä olevan tuotantokapasiteetin Suomessa olevan noin MW. Kapasiteettitiedot on esitetty taulukossa 3. Arvioitu kapasiteetti tuotantomuodoittain on esitetty kuvassa 7. Tuotantomuodot on jaoteltu laitoksittain, jolloin esimerkiksi kaukolämpölaitoksessa oleva lauhdetuotanto on jaoteltu kaukolämmön tuotantoon. Taulukko 3. Yhteenveto voimalaitosten haltijoiden ilmoittamista kapasiteettitiedoista (arvioitu tilanne talvikaudella ). (lähde: Energiavirasto, Fingrid) Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa Talvikaudella MW Asennettu tuotantokapasiteetti (netto) Maksimisähköteho (netto) Käyttövalmiudesta poistettu kapasiteetti Järjestelmäreservit yhteensä Arvioitu ei käytettävissä oleva kapasiteetti huippukulutushetkellä Arvioitu käytettävissä oleva tuntiteho kulutushuipun aikana (sis tehoreservin)
14 MW ENERGIAVIRASTO Arvio talvikauden tuotantokapasiteetista Kuva 7. Arvioitu käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti kulutushuippuna talvikaudella tuotantomuodoittain. *Tuulivoima 6% nimellistehosta 4.3 Sähkön siirtoyhteydet Huippukulutuksen aikana Suomen oma energiantuotanto ei riitä vastaamaan kysyntään, jonka kattamiseen tarvitaan sähkön tuontia naapurimaista. Maamme on sähkönsiirtoyhteyksien kautta kiinteästi osa pohjoismaiden ja Baltian yhteisiä sähkömarkkinoita. Myös tuontiyhteys Venäjältä on merkittävä. Pohjois-Ruotsista Suomeen on tuontikapasiteettia 1500 MW ja Keski-Ruotsista 1200 MW. Venäjältä kokonaistuontikapasiteettia on 1500 MW, josta 1300 MW on kaupallisessa käytössä. Virosta tuontikapasiteettia on noin 1020 MW. Lisäksi Ahvenanmaan ja Manner-Suomen välillä on 100 MW kaapeli, joka toimii varayhteytenä poikkeustilanteissa. Sähkön siirtoyhteyksien tuontikapasiteetteihin ei ole tiedossa muutoksia talvikaudelle Olkiluoto 3 -ydinvoimalaitoksen tuotannon alkaessa Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä siirtoyhteyttä joudutaan rajoittamaan 300 MW. Suomen ja Pohjois-Ruotsin välistä yhteyttä on suunniteltu vahvistettavaksi vuonna 2025 valmistuvalla 800 MW vaihtosähköyhteydellä Pohjois-Suomen ja Pohjois-Ruotsin välillä. Lisäksi Suomen ja Keski- Ruotsin välinen Fennoskan 1 -merikaapeli korvataan mahdollisesti uudella 800 MW yhteydellä vuoteen 2030 mennessä. Korvaava merikaapeli kulkisi suunnitelmien mukaan Vaasan ja Uumajan välillä.
15 ENERGIAVIRASTO 13 Pohjoismaissa ja Baltiassa olevat tarjousalueiden väliset siirtoyhteydet on esitetty kuvassa 8 5. Kuva 8. Tarjousalueiden väliset siirtokapasiteetit Pohjoismaissa ja Baltiassa (ENTSO-E 2017). 5
16 ENERGIAVIRASTO Tehoreservi Tehoreservijärjestelmä on järjestelmä, jonka tarkoituksena on turvata sähköjärjestelmän toiminta ja varmistaa sähkön kysynnän ja tarjonnan tasapaino tehovajeen aikana, kun markkinaehtoisesti tarjottu tuotantokapasiteetti ei pysty vastaamaan tehontarpeeseen. Tehoreserviä voidaan käyttää myös järjestelmänhallintaan. Se koostuu käyttövalmiudessa olevasta voimalaitosreservistä tai kulutusjoustosopimuksista sellaisten toimijoiden kanssa, jotka voivat tarvittaessa vähentää tehontarvettaan. Tehoreservijärjestelmä perustuu ns. tehoreservilakiin (117/2011). Energiavirasto määritti Suomessa tarvittavan tehoreservin määrän syksyllä Tehoreservin määrän määrittämiseksi virasto toteutti selvityksen tarvittavasta tehoreservin tarpeesta 6. Tehoreservin hankinta toteutettiin alkuvuonna Huomioiden tehoreservin kustannustason ja arvioidut lähivuosien tarpeet, virasto päätyi 729 MW:n tehoreserviin, joka sisältää 22 MW kulutusjoustoa. Kilpailutuksen perusteella tehoreservivoimalaitoksiksi valittiin kaudelle Naantali 1 (kivihiili, Turun Seudun Energiantuotanto Oy) Naistenlahti 1 (maakaasu, Tampereen Energiantuotanto Oy), Meri-Pori (kivihiili, Fortum Power and Heat oy:n osuus) ja Haapavesi (raskas polttoöljy, Kanteleen Voima Oy). Kulutusjoustoksi valittiin samalle ajanjaksolle Suomenojan lämpöpumppu (Fortum Power and Heat Oy) sekä Katri Valan lämpöpumppulaitos (Helen Oy). Tehoreservin käyttösääntöjä muutettiin syksyllä 2016 siten, että voimalaitokset aktivoituvat sähköpörssissä vuorokausimarkkinan kattohinnalla (aiemmin korkein markkinaehtoinen tarjous). Tehoreservilaitokset ovat talvikaudella välisellä ajanjaksolla 12 tunnin käynnistysvalmiudessa sähkön vuorokausimarkkinalla ja ne aktivoidaan, mikäli markkinaehtoinen tarjonta ei riitä kattamaan kysyntää. Kulutusjoustokohde on tarjottu kantaverkkoyhtiön säätösähkömarkkinoille. Muuna aikana voimalaitokset ovat yhden kuukauden käynnistysvalmiudessa. Järjestelmä rahoitetaan kantaverkon siirtopalvelun käyttäjiltä kerättävillä tehoreservimaksuilla, joiden keräämisestä vastaa järjestelmävastaava kantaverkonhaltija Fingrid. Tehoreservivoimalaitosten käyttö on ollut erittäin vähäistä koko järjestelmän historian ajan. Tehoreservejä ei käynnistetty talvikaudella , eikä myöskään edellisenä talvena. Tuleville talvikausille tehoreservin tarpeen todennäköisyys on kuitenkin kasvanut aiempaan nähden. 4.5 Suomen tehotase Talvella sähkönkulutuksen kulutushuipun Suomessa arvioidaan olevan noin MW. Mikäli sähköä tuotaisiin kulutushuipun aikana naapurimaista Suomeen nykyisen tuontikapasiteetin maksimiteholla (noin MW), kotimaisen tuotannon tu- 6
17 ENERGIAVIRASTO 15 lisi olla vähintään noin MW. Määrä on noin 89 % arvioidusta kotimaisesta kulutushuipun aikana käytettävissä olevasta markkinaehtoisesta tuotantokapasiteetista ( MW). Vastaavasti tilanteessa, jossa kulutushuipun aikainen kotimainen markkinaehtoinen tuotantokapasiteetti olisi kaikki tuotannossa, sähkön tuontia tarvittaisiin noin MW. Määrä on noin 75 % ensi talvena käytettävissä olevasta tuontikapasiteetista. Suomen sähkön tuotantokapasiteetti riittää koko maan tarpeeseen valtaosan vuodesta, ja varsinaista tehovajetta Suomen omassa tuotantokapasiteetissa esiintyy lähinnä talvikauden aikana. Rajasiirtoa käytetään ja sähköä tuodaan Suomeen kuitenkin jatkuvasti vuoden ympäri, koska yhteisillä sähkömarkkinoilla sähköä tuotetaan siellä, missä se on edullisinta siirtoyhteyksien fyysiset rajoitteet huomioiden. Syy sähkön tuontiin on pääasiassa markkinaehtoinen sähkön hankinta. Kylmä talvipäivä (kerran 10 vuodessa): Tuotantokapasiteetti (markkinaehtoinen) Tehoreservi Kulutus Suomen tehotase ilman tuontia Tuontikapasiteetti muista maista MW 729 MW MW MW MW Kuva 9. Suomen tehotase talvikaudella Tässä toimitusvarmuusraportissa on tarkasteltu hyvin pitkälti toimitusvarmuutta huippukulutusaikaan talvikaudella, jolloin muun muassa tehoreservi on käytettävissä. Lauhdelaitosten poistuessa markkinoilta ja tuulivoiman lisääntyessä sähköjärjestelmän taajuuden ylläpito on aiempaa haastavampaa. Tämän vuoksi käytettävissä olevan sähkön tuotannon ja siirtoyhteyksien kapasiteetin riittävyys kattamaan kulloisenkin tehontarpeen voi olla uhattuna myös talvikauden ulkopuolella. Esimerkiksi kesällä tapahtuvien
18 ENERGIAVIRASTO 16 voimalaitosten ja siirtoyhteyksien vuosihuoltojen aikana tapahtuvat häiriöt voivat vaikuttaa sähkötehon riittävyyteen. Heinäkuussa 2018 Fingrid antoi varoituksen mahdollisesta sähköpulasta. Tuolloin Olkiluoto 2-yksikkö (890 MW) irtosi verkosta sähköaseman virtamuuntajan räjähdyksen seurauksena keskiviikkona aamulla. Saman päivän iltana korjaustöiden yhteydessä myös Olkiluoto 1 -yksikkö (880 MW) irtosi verkosta. Olkiluoto 1 kytkettiin takaisin verkkoon illalla, ja Olkiluoto 2 seuraavana aamuna. Sähkövaje katettiin mm. lisääntyneellä tuonnilla sekä reservimarkkinoilla. Keskiviikkoaamuna käynnistettiin myös varavoimalaitoksia. Olkiluoto 1 ja 2 -yksiköiden irtoamisen lisäksi voimalaitoskapasiteettia oli samanaikaisesti yhteensä noin 1600 MW ilmoitettu käytöstä poistetuksi joko suunniteltujen huoltojen tai suunnittelemattomien keskeytysten vuoksi. Lisäksi Venäjän tasasähköyhteydestä noin 900 MW oli poissa käytöstä vuosihuollon takia.
19 ENERGIAVIRASTO 17 5 UUDET JA SUUNNITTEILLA OLEVAT SÄHKÖNTUOTANTO- JA RAJASIIRTOHANKKEET 5.1 Sähköntuotantokapasiteetin kehitys Suomessa Sähkömarkkina-asetuksen perusteella sähköntuottajien on ilmoitettava Energiavirastolle uusista voimalaitosinvestoinneista, vanhojen poistamisesta sekä tehonmuutoksista niiden laitosten osalta, joiden sähköteho on vähintään 1 MVA. Taulukossa 4 on esitetty rakenteilla olevien tai päätettyjen rakennushankkeiden sähköntuotantokapasiteetti tai sähköntuotantokapasiteetin muutos tuotantomuodoittain. Myös poistuva kapasiteetti on ilmoitettu taulukossa. Taulukon tiedoissa ovat mukana hankkeet, joista on marraskuuhun 2018 mennessä ilmoitettu Energiavirastolle. Korvausinvestointien osalta on huomioitu muutos sähköntuotantokapasiteetissa. Mikäli mahdollista vanhan kapasiteetin poistumista/poistumisen ajankohtaa ei ole päätetty, sitä ei ole esitetty taulukossa. Taulukossa ei huomioida investointiin liittyvää mahdollista muutosta sähkönkulutuksessa. Taulukon 4 tiedot voivat sisältää epätarkkuuksia tehon, vuosiluvun ja toteutumisen suhteen. Lähivuosien suurin muutos tuotantokapasiteetissa tapahtuu Suomen viidennen ydinvoimayksikön, Olkiluoto 3:n valmistuessa. Teollisuuden Voima Oyj:n nykyisen arvion 7 mukaan Olkiluoto 3 laitosyksikön säännöllinen sähköntuotanto alkaa syyskuussa Kesällä 2015 eduskunta hyväksyi Fennovoima Oy:n rakentamislupahakemuksen. Rakentamislupa odotetaan saavan 2019 loppuun mennessä. Fennovoiman on tarkoitus valmistua Pyhäjoelle vuonna 2024 ja sen sähköteho tulee olemaan MW. On syytä huomata, että Energiavirastolle ilmoitettujen hankkeiden lisäksi saattaa olla hankkeita jotka valmistuvat , mutta niistä ei ole vielä ilmoitettu virastolle. Vastaavasti joitain voimalaitoksia voi poistua käyttövalmiudesta lähivuosina. Taulukossa on esitetty tiedossa oleva muutos sähköntuotantokapasiteetissa. Taulukko 4. Sähköntuotantokapasiteetin muutokset huippukuormituskaudella (käytettävyys 100 %) Suomessa vuosina (Energiavirastolle toistaiseksi ilmoitetut hankkeet sekä käytöstä poistuvat laitokset. lähde: Energiavirasto Sähköntuotantokapasiteetin muutokset (MW) Lauhdelaitokset Yhteistuotanto Ydinvoim Vesivoima Kaukolämpö a Teollisuus , Tuulivoima 7
20 ENERGIAVIRASTO Sähkönkulutus ja tuotantokapasiteetti Pohjoismaissa ja Baltiassa Pohjoismaisella tasolla sähkötehoa on ollut saatavilla runsaasti viime vuosina. Pohjoismaiden maksimikulutukseksi on arvioitu MW 8. Tämä on 98 % maiden huippukulutusten summasta. Maiden välisissä laskentatavoissa eri tuotantotapojen käytettävyyden suhteen on eroja, esimerkiksi tuulivoimalle lasketaan Suomessa 6 %, Ruotsissa 9 %, Norjassa 11 % ja Tanskassa 5 %. Kuvassa 10 on esitetty Pohjoismaiden sähkön huipputuotantokapasiteettien arvio ja toteutunut huippukulutus vuosina Kokonaistuotantokapasiteetin pienenemiseen on vaikuttanut mm. kannattamattomien voimalaitosten sulkeminen Huipputuotantokapasiteetti ja toteutunut huippukulutus Pohjoismaissa talvikausilla [MW] Suomi Ruotsi Norja Tanska Toteutunut huippukulutus Kuva 10 Huipputuotantokapasiteetti ja toteutunut huippukulutus Pohjoismaissa talvikausilla Baltian maista ainoastaan Viro on täysin omavarainen sähkön osalta, eli oma tuotanto riittää kattamaan kulutuksen kaikissa olosuhteissa. Latviassa on mahdollista, että poikkeuksellisissa tilanteissa tuotanto ei riitä kattamaan kysyntää, ja Liettuassa sähkön tuontia tarvitaan myös normaalioloissa 9. Viron huippukulutukseksi talvikaudella on arvioitu noin 1200 MW. Luotettavasti saatavilla olevaa tuotantokapasiteettia on lähes 2000 MW. Yhteensä asennettua tuotantokapasiteettia Virossa on noin 3000 MW
21 ENERGIAVIRASTO 19 Latviassa arvioitu huippukulutus talvikaudella on noin 1400 MW, ja luotettavasti saatavilla olevaa tuotantokapasiteettia suunnilleen saman verran. Yhteensä asennettua kapasiteettia Latviassa on noin 3000 MW. Liettuassa arvioitu huippukulutus talvikaudella on noin 2000 MW, ja luotettavasti saatavilla olevaa kapasiteettia noin MW. Yhteensä asennettua kapasiteettia Liettuassa on noin 3500 MW. 5.3 Rajasiirtokapasiteetin kehitys Suomen ja naapurimaiden välillä Suomella on vahvat rajasiirtoyhteydet muihin pohjoismaihin ja Baltiaan, ja maiden välinen sähkökauppa on päivittäistä. Yhteyksiä kehitetään jatkuvasti siirtorajoitusten pienentämiseksi ja kehitys pelkistä pohjoismaisista markkinoista etenee kohti Itämeren alueen yhteisiä markkinoita. Keskeisin uusi rajasiirtoyhteyshanke on Pohjois-Suomen ja Pohjois-Ruotsin välille suunniteltu kolmas vaihtosähköyhteys, jonka tavoiteaikatauluna on Tämän yhteyden arvioitu kaupallisen siirtokapasiteetin lisäys tulisi olemaan noin 800 MW. Fingrid ja Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät allekirjoittivat sopimuksen yhteyden rakentamisesta vuonna Fennoskan 1 tasasähköyhteys on tavoitteena uusia vuoden 2030 paikkeilla. Kapasiteetti olisi 800 MW, joten se olisi nykyiseen yhteyteen nähden noin 300 MW suurempi. 5.4 Rajasiirtoyhteyksien kehitys Pohjoismaiden ja Baltian ulkorajoilla Lähivuosina Pohjoismaiden ja Baltian ulkorajojen rajasiirtokapasiteetti tulee kasvamaan merkittävästi. Myös Pohjoismaiden ja Baltian välinen siirtokapasiteetti mahdollisesti vahvistuu suunnitteilla olevan NordBalt 2:n valmistuttua Liettuan ja Ruotsin välille vuonna Tämänhetkinen rajasiirtoyhteyksien tilanne on esitetty kuvassa 8. Seuraavassa listauksessa on listattu sekä varmistuneita että mahdollisia rajat ylittäviä sähkönsiirtoprojekteja ENTSO-E:n laatiman TYNDP (ten year network development plan) mukaisesti. Vuoteen 2025 mennessä siirtokapasiteetti Pohjoismaihin ja Baltiaan voisi olla listauksessa mainittujen projektien toteutuessa yli 18 GW, joka on yli kaksi kertaa nykyinen kapasiteetti
22 ENERGIAVIRASTO 20 Valmistumisaika Projektin nimi Yhteys Kaapeli Siirtokapasiteetti Tila 12/2018 Kriegers Flak CGC 12 Tanska-Saksa (Yhdistäen Kriegers Flak, Baltic 1 ja baltic 2 offshore-tuulipuistot) AC merikaapeli 400 MW Rakenteilla 2019 COBRA cable 13 Tanska-Hollanti 1/ / / /2022 Rakenteilla Norway-Germany, NordLink 14 DKW-DE, step 3 (Audorf-Kassoe) 15 Norway-Great Britain (North Sea Link) 16 Viking Link DKW- GB 17 DKW-DE, Westcoast (Klixbüll- Endrup) 18 Norja-Saksa Tanska-Saksa Norja-Britannia Tanska-Britannia Tanska-Saksa 2022 NorthConnect 19 Norja-Skotlanti Norja-Skotlanti 2025 Maali 20 (Shetlanti) Hansa Power 2026 Bridge I 21 Ruotsi-Saksa Hansa Power Bridge II Ruotsi-Saksa DKE-DE (Kontek >2030 2) 22 Tanska-Saksa >2030 DKE-PL-1 Tanska-Puola 700 MW 1400 MW 2500 MW 1400 MW 1400 MW 500 MW 1400 MW 600 MW 700 MW 600 MW 600 MW DC merikaapeli DC merikaapeli Rakenteilla AC ilmajohto Rakenteilla DC merikaapeli DC merikaapeli Rakenteilla Suunnitteilla AC ilmajohto DC merikaapeli DC merikaapeli DC merikaapeli DC merikaapeli DC merikaapeli DC merikaapeli Suunnitteilla Harkinnassa Harkinnassa Suunnitteilla Harkinnassa Harkinnassa Suunnitteilla North Sea Wind Power Hub Tanska-Hollanti- Saksa (Yhdistäen maiden offshoretuulivoimaprojektit) Harkinnassa cobracable.eu