Tehomarkkinaselvitys – loppuraportti

30.12.2016

Mikko Kara, Iivo Vehviläinen ja Markus Klimscheffskij | Gaia Consulting Oy

mikko.kara@gaia.fi, puh. 040 500 9893

2

Suomen sähkömarkkinan keskeinen haaste on tehopula talviaikana– Sähkö on halpaa ja ympäristöystävällistä, mutta toimitusvarmuus on uhattuna –

1. Sähkön huippukulutus kylmänä talviaikana on kasvanut tiedettyä nopeammin.

2. Samaan aikaan talviajan säädettävää sähköntuotantoa on poistunut

kannattamattomana. Lisää sähköntuotantoa uhkaa poistua lähivuosina.

3. Tehopulan riski kasvaa, kun sähköntuotantoa ei enää ole riittävästi vastaamaan

huippukulutukseen talviaikana.

4. Nykytilassa sähkötehon riittävyydestä huolehtivat kantaverkkoyhtiö ja

viranomaiset. Kustannukset sosialisoidaan eli peritään kaikilta sähkön käyttäjiltä

verkkomaksujen kautta.

Nykyinen energia- ja ilmastopolitiikka ja sähkömarkkinamalli eivät takaa

riittävää talviajan sähköntuotantokapasiteettia markkinaehtoisesti.

Tehomarkkina on markkinaehtoinen ratkaisuvaihtoehto.

1.

2.

3.

4.

3

Huipputehon tarve kasvaa sähkön vuosikulutusta nopeammin– Lämpöpumput ja muu sähkön käyttö lämmitykseen kasvavat –

0

50

100

150

200

0

5 000

10 000

15 000

20 000

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

Ky

syn

tä,

TW

h/v

uo

si

Hu

ipp

uk

ulu

tus,

MW

Kysyntä (toteuma) Kysyntä (ennuste)

Huippukulutus (toteuma) Huippukulutus (ennuste)

Huippukulutus kasvaa

vaikka kysyntä pysyisi

muuttumattomana*

*) Huippukulutus kasvaa vaikka teollisuuden kulutus on alle korkeimpien vuosikulutuksien 2006–2007.

* *

1.

4

Tuotantokapasiteettia on poistumassa sähkömarkkinalta– Investointeja sähköntuotantoon ei tehdä alhaisten markkinahintojen vuoksi –

• Lähes kaikki lauhdevoimalaitokset on jo suljettu viime vuosina.

- Esimerkiksi Inkoo (1000 MW), Kristiina (242 MW) ja Tahkoluoto (235 MW) on päätetty sulkea.

- Meri-Pori ainoa jäljellä oleva markkinaehtoisesti toimiva merkittävä lauhdelaitos Suomessa.

• Nyt on lisäksi poistumassa yhdistettyä sähkön- ja lämmöntuotantoa.

- Vuosina 2015–2016 päätetty korvata Lahden Kymijärven (200 MW) ja Helsingin Hanasaaren (220 MW)

voimalaitokset pelkillä lämpölaitoksilla, sama kehitys esillä myös esim. Porissa.*

• Markkinatilanteen vuoksi kannattamattomien maakaasulaitoksien poistuminen

voi vähentää Suomen omaa sähköntuotantokapasiteettia noin 15 %.

- Heikosti kannattavaksi arvioitua maakaasua käyttävää yhteistuotantoa on noin 1 800 MW.

• Yhdessä energia- ja ilmastostrategiassa suunnitellun hiilen käytöstä luopumisen

eli ”hiilen käyttökiellon” kanssa Suomesta voi poistua noin 30 % sähkön

tuotantokapasiteetista 2020-luvun puoliväliin tultaessa.

- Hiililaitoksien ja heikosti kannattavaksi arvioitujen maakaasulaitoksien kapasiteetti on noin 3 500 MW.

*) Suomen lisäksi pohjoismaiselta sähkömarkkinalta ollaan jo ilmoitettujen päätösten mukaan sulkemassa ennenaikaisesti ydinvoimalaitoksia ja muuta kapasiteettia 5 000 MW

2.

5

Ilman uusia toimia tehopulan riski kasvaa– Tehopulassa sähköä säännöstellään tai sähköt katkeavat –

• Huippukulutuksen kasvu ja markkinaehtoisen tuotantokapasiteetin poistuma

lisäävät tehopulan riskiä 2020-luvulla nykykehityksessä.

- Olkiluoto 3 ja uusi siirtoyhteys Ruotsiin sekä yksittäiset muut investoinnit (kuten Äänekosken

biojalostamo) parantavat Suomen tehotilannetta.

- Tehopulan mittatikkuna käytetty tehovajeen odotusarvon on laskettu kasvavan 3 tuntiin vuodessa*.

Tämä ylittää EU:ssa hyväksytyillä menettelyillä lasketun tavoitearvon (Suomessa 2 h/vuosi).

• Hiilen käyttökiellosta on seuraamassa huomattava tehopulan riskin kasvu.

- Hiilen korvaaminen edellyttäisi investointeja, jotka eivät nykymarkkinalla ole kannattavia.

- Tehovajeen odotus arvo kasvaa kymmeniin tunteihin. Kylmänä talvena tämä tarkoittaisi viikkoja

kestävää tehopulaa.

• Yhteiskunnan odotusarvoiset kustannukset ovat nousemassa selvästi

suuremmiksi kuin korvaavien toimien kustannukset.

- Tehopulassa riittävää sähkön tuotanto- ja siirtotehoa ei ole saatavilla. Tällöin voidaan ajautua Fingridin

toimesta kierrätettäviin sähkökatkoihin, joilla olisi laajoja kustannus- ja muita vaikutuksia.

*) Tehovajeen odotusarvo 3 tuntia tarkoittaa kerran kymmenessä vuodessa toteutuvana talvena 30 tunnin tehovajetta.

3.

6

Sähkötehon riittävyydelle turvaamiselle on vaihtoehtoja– Nykykehitys on ristiriidassa EU linjausten kanssa –

i. Kasvatetaan tehoreserviä. Toivotaan, että EU hyväksyy kehityksen.

• Tarvittava tehoreservin koko 2020-luvulla olisi markkinakehityksessä noin 1 300 MW ja

hiilikiellon seurauksena noin 3 500 MW (verrattuna 2017–2020 noin 600 MW:iin).

• Tehoreservin kustannukset nousisivat satoihin miljooniin euroihin vuodessa1.

• EU suhtautuu tehoreserveihin hyvin kriittisesti: niiden pitäisi olla vain väliaikaisia ratkaisuja2.

ii. Annetaan tehopulan riskin kasvaa ja sähkön hintojen nousta vapaasti. Toivotaan,

että sijoittajien luottamus nykyiseen markkinamalliin palautuu.

• Poistuvan kapasiteetin jälkeen tehovajeen odotusarvo kasvaa useisiin kymmeniin tunteihin.

• Markkinoilta poistuneen kapasiteetin tilalle joudutaan rakentamaan uutta kapasiteettia.

• Kylmänä talviaikana sähkön hintojen noustava pitkäkestoisesti satoihin tai tuhansiin euroihin,

jotta investointeja syntyisi. Korkeiden hintojen ilmeinen vaara on poliittinen interventio.

iii. Varmistetaan riittävä kapasiteetti markkinaehtoisesti. Luodaan tehomarkkinat.

• Täydentää nykyistä energy only -periaatteella toimivaa sähkömarkkinaa

• Tehomarkkina ylläpitää tarvittavan määrän nykyistä ja tuo uutta tuotantokapasiteettia.

• Tehoreservistä voidaan luopua.

1 Perustuen hankitun tehoreservin kustannuksiin 2015–2017. Suuremman tehoreservin kustannukset voivat olla tätä korkeammat.2 EU komission sector inquiry kapasiteettimekanismeihin, loppuraportti 30.11.2016.

4.

7

Tehomarkkinat ovat vakiintunut tapa ratkaista tehopula– Pohjoismaisen ”energy only”-markkinamallin ongelmat tunnustettu laajalti –

• Ranskassa talven huippukulutuksen erkaantuminen kokonaiskysynnästä

ratkaistaan hajautetulla tehomarkkinalla vuodesta 2017 lähtien.

• Iso-Britanniassa vanhan ympäristösyistä nopeasti poistuvan hiilivoiman tuoma

tehon tarve ratkaistu vuodesta 2014 käynnistyneellä keskitetyllä tehomarkkinalla.

• USA:ssa on lähes kaikilla markkina-alueilla tehomarkkina, mm. maailman

suurimmalla PJM-sähkömarkkinalla keskitetty tehomarkkina vuodesta 2007*.

• EU:n 30.11.2016 julkaisema laaja energiapaketti sisältää runsaasti ohjeistusta

tehomarkkinoiden käynnistämiseen. Jo aiemmin EU:ssa hyväksytty UK:n ja

Ranskan tehomarkkinat. Lisäksi esimerkiksi Irlanti ja Puola etenemässä omien

tehomarkkinasuunnitelmiensa kanssa.

*) Poikkeuksia ovat Texasin ERCOT ja Kalifornian CAISO, joissa on muut menettelyt tehotaseen turvaamiseksi. PJM- markkina kattaa osin tai kokonaan yli 10 osavaltiota, mm. Pennsylvanian, New Jerseyn ja Marylandin.

4.

8

Tehomarkkinan vaikutuksia nykyiseen sähkömarkkinaan– Tavoitteena markkinaehtoisuuden lisääminen, ei vähentäminen –

• Oikein suunniteltuna tehomarkkina

- Ylläpitää markkinaehtoisesti energiajärjestelmän kannalta tarpeellista tuotantoa1.

- Vähentää sähköjärjestelmän operatiivisen toiminnan varmistamisesta aiheutuvia kustannuksia.

- Korvaa tehoreservin, koska sähkötehon riittävyys hoidetaan tehomarkkinan avulla.

- Rajasiirtojen osallistuminen (Iso-Britannia, Ranska) parantaa kustannustehokkuutta.

• Toteutunut hintataso (esimerkiksi 23€/kW/vuosi Iso-Britanniassa) maksetaan

korvauksena hankintakilpailun (huutokauppa) perusteella. Tämä tulee energy-

only sähkömarkkinoilta saatavien tuottojen päälle.

• Jos koko Suomen nykyinen tuotanto läpäisisi huutokaupan tällä hinnalla

tarkoittaisi se nykyisten tuulivoimatukien + tehoreservin (n. 300 M€/vuosi)

suuruista tulonsiirtoa tuottajille.

• Jotta sähköjärjestelmän tarvitsemat investoinnit toteutuvat, on ne rahoitettava

joka tapauksessa joko sähkön käyttäjiltä tai yhteisistä varoista.

1 Sähköjärjestelmän toimivuus edellyttää riittävää määrää inertiaa eli kykyä ylläpitää sähköt päällä voimalaitoksien häiriötilanteissa. Inertiaa on perinteisten voimalaitoksien generaattoreissa mutta ei tuulivoimaloissa ilman lisäinvestointeja.

4.

9

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

Kasvatettutehoreservi

Energy only Tehomarkkina

ME

UR

/vu

osi

Operatiiviset reservit

Tehomarkkina

Tehoreservi

Sähköenergia

Tehomarkkinalla riskit hallittuja ja kustannukset hallinnassa– Tehomarkkinalla sähkölasku jaetaan energia- ja tehokomponenttiin –

Lähteet ja oletukset: 1) TEM, Uusiutuvan energian tukijärjestelmien kehittämistyöryhmän loppuraportti, 2016, 2) Fingrid vuosikertomus 2015, vuosien 2014–2015 toteuman keskiarvo, 3) Tehomarkkinan kustannus perustuen Britannian tehomarkkinan kustannustasoon. Oletus, että tehomarkkina alentaa sähköenergian hintaa vastaavasti, 4) Kasvatettu tehoreservi 3 500 MW:in ja Energy only 600 MW:in tehoreservi. Kustannukset Pöyry 2016 selvityksen korkealla kustannustasolla, 5) Sähköenergian kulutus 85 TWh ja hinta Kasvatettu tehoreservi ja Energy only -skenaarioissa 35 EUR/MWh. Lisäksi budjettivaroista maksettava uusituvan energian tuotantotuki voi nousta noin 300 MEUR:iin vuodessa.

• Tehomarkkinan tarkoituksena on

varmistaa sähköjärjestelmän

tarvitsemien investointien toteutuminen

• Tehomarkkinalla voimalaitokset ovat

koko ajan markkinan käytettävissä –

suurempi tehoreservi on tehottomampi

ja kalliimpi vaihtoehto

• Energy only -markkinalla vaihtoehtona

ovat investointien edellyttämät korkeat

sähkön hinnat tai kasvanut tehopulan

riski.

10

Liitteet

• Tehomarkkinasta tarkemmin

• Analyysi Suomen tilanteesta jos tehoa edelleen poistuu

11

Tilanne Pohjoismaissa

• Ruotsissa aktiivista keskustelua tehomarkkinoista

- Lähtötilanne Ruotsissa eri kuin Suomessa: tuotannosta ylijäämää, tuulivoimaa ollaan lisäämässä ja

yksittäiset siirtoyhteydet huomattavasti vähäisempi ongelma

- Keskustelussa painottunut nykyisen järjestelmän ylläpito, kapasiteettimarkkinan toteutus nähdään

suureksi muutokseksi, johon sisältyy myös uusia riskejä (mm. lisääntyvä tarve uudelle regulaatiolle,

eritoten jos mennään keskitettyyn järjestelmään)

- Lähinnä suuret tuottajat (Vattenfall, Uniper) huolissaan nykyisen markkinamekanismin toimivuudesta

- Energikomissionin raportti julkistetaan 9.1.2017. Alustavien tietojen mukaan kapasiteettimekanismeja

ei tulla esittämään tässä vaiheessa, mutta tilannetta seurataan

• Tankassa TSO:n vetämä Energy Market 2.0 prosessi, joka valmistui 2016

- Haettu laajaa konsensusta ja päädytty strategiseen reserviin (=tehoreservi), korostettu

tehomarkkinoiden vaatimia laajoja muutoksia nykyiseen malliin. Markkinan ongelmien uskotaan

ratkeavan muilla keinoin (kuten Saksassa)

- Tanskalaiset huolissaan myös kapasiteettimaksujen valumisesta siirtoyhteyksien yli naapurimaihin

- Tanskassa uusi pitkän aikavälin energiasuunnitelma tulossa vuoden 2017 loppupuolella.

• Norjassa vähemmän aktiviteettia

- Norjalaiset valittivat EU:lle UK:n kapasiteettimekanismista, jonka jälkeen siirtoyhteydet otettu mukaan

markkinaan.

12

Kapasiteettimarkkinat (=tehomarkkinat) etenevät maakohtaisesti

• USA / PJM* alueella ollut keskitetty tehomarkkina vuodesta 2007. Viimeisin

täsmennys siihen tehtiin 2016 (28.7.2016). Tehon hintataso ollut noin

30 €/kW/vuosi. Kysyntäjousto on mukana. Sopimukset uudelle teholle tehdään 7

vuodeksi.

• UK:ssa tehomarkkinat käynnistyivät vuonna 2014. Hintataso on ollut 20 €/kW ja

viimeisin (12/2016) 24 €/kW. Kysyntäjousto ja siirrot ulkomailta ovat mukana.

Sopimukset uudelle teholle 15 vuodeksi. Ensimmäinen markkinoiden

toimitusvuosi on 2018.

• EU:n komissio on 8.11.2016 hyväksynyt Ranskan hajautetun sertifikaatteihin

perustuvan tehomarkkinan. Myös tehon ulkomailta on oltava mukana.

Sopimukset uudelle teholle tehdään 7 vuodeksi.

*) PJM- markkina kattaa osin tai kokonaan yli 10 osavaltiota, mm. Pennsylvanian, New Jerseyn ja Marylandin.

13

Ranskan järjestely hyväksytty 8.11.2016; käynnistyy v. 2017

• Ranskassa uusi kapasiteetti saa tehokorvauksen 7 vuoden ajalle ja

huutokauppa järjestetään neljä vuotta ennen toimitusvuoden alkamista.

• Myös tuotanto ja kysyntäjousto ulkomailta voi osallistua huomioiden siirron

käytettävyyden (7GW) korkeimman kysynnän aikana. Tämä oli komission

ehkä tärkein vaatimus.

• Periaate on, että sähkön myyjä hankkii asiakkaidensa huippukulutusta

varten tuottajilta huutokaupassa teho-sertifikaatteja. Tuotannon on

täytettävä tietyt ehdot, jotta voi tarjota huutokaupattavaksi.

• Suurten toimijoiden markkinavoimaa rajoitetaan asettamalla heille

minimimäärä tarjontaan tuotavia sertifikaatteja, jolloin he eivät voi ajaa

sertifikaattien hintaa keinotekoisesti ylös.

14

EU:n energiapaketin (COM(2016) 861) linjauksia (lopullinen hyväksyntä 2018/19)

- Runsaasti ohjeistusta kapasiteettimarkkinan luomiseen vaikka ei suositella-

• Ensisijaisesti keskityttävä energy-only markkinan puutteiden korjaamiseen, kuten

1) Hintakaton poistaminen tai asetettaminen erittäin korkealle vastaamaan toimittamattoman tehon arvoa

2) kuluttajat altistettava sähkön markkinahinnalle

3) kysyntäjoustoa aktivoitava kaikin tavoin

4) markkinoille luotava lyhyemmän toimitusajan sähkötuotteita vaihtelevia uusiutuvia varten.

• Edistettävä maiden välistä siirtokapasiteettia. Oltava mukana tehomarkkinoilla.

• Yhtenäinen tuotantovarmuuden (reliability standard) määrittely tarvittaessa

maa/hinta-alue kohtaisesti. Aikajänteet esim. tehon huutokaupan ja toimituksen

väli voidaan päättää maakohtaisesti.

• ENTSO-E määrittää metodologian jolla maksimi siirto valtioiden välillä lasketaan.

• Kapasiteettimekanismiin saa osallistua vain jos uuden tuotantolaitoksen päästöt

ovat alle 550 g CO2/kWh (ei siis uutta hiilivoimaa ja 5 vuoden siirtymäajan

jälkeen koskee myös vanhaa tuotantoa).

• Mekanismin on oltava muutoin teknologianeutraali.

15

Sector Inquiry tuloksia (30.11.2016, COM(2016) 752 final)- kapasiteettimarkkina-kyselyn tuloksia ja suosituksia -

• ”Reliability Option” on pitkän aikavälin tehotarpeen hankkimiseen paras

menettely, koska säilyttää markkinaehtoisen hinnanmuodostuksen.

• Strategiset reservit (tehoreservit) ovat väliaikaisina menettelyinä parhaita,

kunhan niiden määrä pidetään mahdollisimman pienenä ja sisältävät

samalla suunnitelman varsinaisen sähkömarkkinan parantamiseen ja

samanaikaiseen reservien päättymiseen.

• Varsinaista tehoa ja kysyntäjoustoa voidaan aluksi kohdella eri tavoin (kuten

Iso-Britanniassa), jotta kysyntäjouston tarjonta lähtee käyntiin.

• Uusia investointeja voidaan kohdella eri tavoin kuin olemassa olevaa tehoa

esim. tarjoamalla pitempiä sopimuksia.

16

Reliability option on käytössä mm. USA:n osavaltiossa. Järjestelynä

monimutkaisempi kuin tehomarkkina.

Irlantiin on tulossa “Reliability option” - järjestely– Säilyttää markkinaehtoisen tehokkuuden ja vähentää riskejä –

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

optio preemio spot

Energy-only -markkinan

hintamekanismi säilyy tuotannon

ja kysynnän tasapainottamisessa.

Reliability option rajaa asiakkaan maksamaa hintaa ennalta

sovitulle tasolle toisin kuin UK:n kapasiteettimekanismissa,

jossa ennalta määrättyä hintakattoa ei ole.

Korvaukseksi hintakatosta

asiakkaat maksavat koko ajalta

preemion tuottajille

(vrt. kapasiteettimaksu)

17

Tehomarkkina Iso-Britanniassa – Tehontarve arvioidaan keskitetysti --> teknologianeutraali huutokauppa –

• UK:ssa tehontarve on arvioitu LOLE*-laskelman

pohjalta. Teho hankitaan keskitetysti huutokaupassa.

Tehon ylläpidosta maksetaan huutokaupassa

määräytynyt hinta per vuosi.

• Huutokaupan järjestelystä vastaavat OFGEM

(Energiavirasto) ja National Grid (TSO).

• Huutokauppa on käänteinen lähtien 75£/kW/a ja

etenee 5 £ askelin kunnes tarjonta leikkaa

kysyntäkäyrän +/- 3 % sisällä.£

/kW

MW *) Tehovajeen odotusarvo = Loss of Load Expectation eli LOLE on yleisesti käytetty menetelmä tehotarpeen määrittämiseksi. UK:ssa on asetettu tehovajeen

odotusarvolle 3 tuntia vuodessa, jonka perusteella on määritetty tarvittavan kapasiteetin määrä, n. 50 000 MW.

Esimerkki huutokaupan askelista vs.

kysyntäkäyrä UK:ssa

18

UK:n tuorein huutokauppa (12/2016) toimitusvuodelle 2020/2021

• Päätöshinta £22,50/kW/vuosi eli hiukan nousua edellisestä (n.£19/kW/a).*

• Kapasiteettia hankittiin 52,43 GW josta valtaosa 44,4 GW olemassa olevaa.

Uutta tuli 3,4 GW (1,94 GW v. 2015). Ulkomailta tuli 2,34GW (1,86GW v.

2015). Hinnan nousu on lisännyt uutta kapasiteettiä (CCGT) ja erikseen

akkutehon määrää 500 MW:iin. 15 vuoden (viimeinen toimitusvuosi 2031)

sopimuksia tehtiin 2,6 GW:lle.

• Huutokauppa keväällä 2016 kysyntäjouston aktivoimiseksi ja

toimitusvuodelle 2016/2017 päättyi hintaan £27,50/kW/vuosi ja siinä

hankittiin 802 MW kapasiteettia josta kysyntäjoustoa 475 MW ja varsinaista

tuotantokapasiteettia loput.*) Vrt. USA/PJM vv. 2019/20 huutokaupan päätöshinta

$100/MW-day (n. 30£/kW/a).

19

Arvio poistuvasta kapasiteetista

20

Huippukysynnän kasvu on seurausta kysynnän lämpötilariippuuvuuden trendinomaisesta kasvusta

• Lämpötilariippuvuuden voimistuminen selvästi nähtävissä 2000-luvulla.

• Selittäviä tekijöitä ovat mm. sähkölämmityksen ja autojen lämmityksen lisääntyminen,

lämpöpumppujen määrän lisääntyminen ja LTO-järjestelmien lämmityksen lisääntyminen.

• Trendin mukainen kasvu nostaa huippukulutuksen 15 105 MW:ista vuonna 2016 yli 16 000

MW vuonna 2020 ja yli 17 000 MW vuonna 2025.

Vuonna 2001

1 asteen alenema

lämpötilassa nosti

kysyntää n. 50 MW

Trendikehitys:

vuonna 2020

200 MW/aste

21

LOLE laskenta tulevaisuuden skenaarioilla vuodelle 2025

• Laskennassa on otettu huomioon nykyinen laitoskapasiteetti ja siirtoyhteydet

sekä näiden muutokset

• Suomen oloissa yhteiskunnan kannalta optimaalinen tehovajeen odotusarvo on

EU:ssa käytössä olevia laskentasääntöjä käyttäen noin 2 tuntia1

• Mikäli kaikki nykyinen tuotantokapasiteetti jatkaisi toimintaansa olisi tehopula

varsin epätodennäköinen Olkiluoto 3:n ja Pohjois-Ruotsin uuden siirtoyhteyden

kanssa.

• Mikäli laitoksia poistuu markkinaehtoisesti 1800 MW2 on tehovaje 3 h/vuosi

─ Lisäkapasiteetti, jolla päästään 2h LOLEen: 700 MW

• Mikäli lisäksi hiilikiellon vuoksi poistuma on 3500 MW2 on tehovaje 30 h/vuosi

─ Lisäkapasiteetti, jolla päästään 2h LOLEen: 2600 MW

1 LOLE lasketaan vaihtoehtoisen tuotantokapasiteetin rakentamiskustannusten ja menetetyn sähkön arvon perustella.

Vaihtoehtoisena rakentamiskustannuksena on käytetty Fingridin Forssan kaasuturbiinilaitosta ja menetetyn sähkön arvona

sähköverkkoregulaatiossa käytettyjen keskeytyksestä aiheutuvien haittojen keskiarvoa.

2 Markkinaehtoinen poistuma tarkoittaa pääasiassa maakaasun heikon kilpailukyvyn takia poistuvia laitoksia.

Hiilikiellossa kaikki hiiltä pääpolttoaineena käyttävät laitokset ajetaan lisäksi alas. Laitokset valittu yhdessä Helenin kanssa.

22

Tehotaseet ja tehoreservin tarve eri skenaarioissa

Nykykapasiteetti Markkinakehitys Hiilikielto

Huippukulutus 2016 15 100 15 100 15 100

Huippukulutuksen muutos 2 100 2 100 2 100

Huippukulutus 2020-luvulla 17 200 17 200 17 200

Tuotantokapasiteetti 2016 12 800 12 800 12 800

Tuotantokapasiteetin poistuma 0 -1 800 -3 500

Tuotantokapasiteetin lisäys 2 200 2 200 2 200

Tuotantokapasiteetti 2020-luvulla 15 000 13 200 11 500

Siirtoyhteydet 2020-luvulla 5 500 5 500 5 500

Tehotase1 3 300 1 500 -200

Tarvittava lisäkapasiteetti (LOLE 2h)2 - 700 2 900

1 Tehotase jos tuotantokapasiteetti olisi käytettävissä ilman vikaantumisia. Käytännössä vikaantumiset vähentävät tuotantoa. 2 Tarvittava lisäkapasiteetti laskettu siten, että tehopulan riski vastaa EU:n tavoitetta tehovajeen odotusarvosta.

23

Suomen merkittävimmät kivihiiltä käyttävät laitokset

Lämpö Sähkö

Omistaja Nimi Tilanne Vuosi MWkl MWe

1. Fortum Power & Heat Oy Meri-Pori Markkinoilla 1994 - 565

2. Fortum Power & Heat Oy Suomenoja 1 Markkinoilla 1977 162 75

3. Helen Oy Hanasaari B Päätetty sulkea 2024 mennessä 1973 420 218

4. Helen Oy Salmisaari B Markkinoilla 1984 300 160

5. Jyväskylän Voima Oy Keljonlahti Muunnos kivihiileen 2013 (monipolttoaine) 2010 250 190

6. Lahti Energia Oy Kymijärvi I Päätös korvaavasta lämpökattilasta (2019) 1976 185 148

7. Raahen Voima Oy Raahen Voima Osin korvaava laitos rakenteilla (2016) 1975-1990 100 86

8. Turun Seudun Energiantuotanto Oy Naantali 1-3 Uusi korvaava laitos rakenteilla (2017) 1960-1972 389 261

9. Vantaan Energia Oy Martinlaakso 2 Markkinoilla 1982 145 73

10. Vaskiluodon Voima Oy, Vaasa Vaskiluoto 2 Markkinoilla 1998 175 210

Yhteensä 2 126 1 889

24

Aiempi selvitys kivihiilen kiellosta (32/2004 KTM)

• Todettu, että vaikutus ennen kaikkea huoltovarmuuteen.

- Tämä on mainittu myös Suomen uudessa E&I strategiassa (toimitusvarmuus, huoltovarmuus,

poikkeukselliset tilanteet). Luopuminen erillisen suunnitelman mukaan 2030 mennessä.

• Kivihiili voidaan kattilan höyryarvoista ja polttoteknologiasta riippuen osin

korvata turpeella, mutta sääriippuvuus ja CO2 päästöt eivät paranne tilannetta.

• Juridisista seuraamuksista todettu:

- ”valtio saattaa joutua korvaamaan sen energiayhtiölle (esim. koskien suojeluun verrattavissa

oleva normeilla säädetty käyttökielto). Jos tarkastellaan Suomen kaikkea kivihiilen käyttöä (n.

20 TWhe, n. 6 milj.t), rajoitustavasta riippuen ennenaikaisesta luopumisesta syntyvät

kustannukset saattavat nousta satoihin miljooniin euroihin, ja ääritapauksissa jopa

miljardiluokkaan”

Gaia Group Oy, Bulevardi 6 A, FI-00120 HELSINKI, Finland – Tel +358 9686 6620 – Fax +358 9686 66210

ADDIS ABABA | BEIJING | BUENOS AIRES | HELSINKI | SAN FRANCISCO | TURKU | ZÜRICH

Our Clients Make the World Safer and Cleaner.www.gaia.fi