Keskustelu sähkötehon riittävyydestä rauhoittui jo hetkeksi 2016–2017 leudomman talven jälkeen, kunnes aihe nousi jälleen otsikoihin viime syksynä. Vuosituhannen alussa Suomi pystyi vielä kattamaan kysyntäpiikkinsä kotimaisella tuotannolla, mutta viime vuosina huipputuntien kysynnästä jopa kolmannes on katettu tuonnilla. Tohtorikoulutettava Jaakko Jääskeläinen Aalto-yliopistosta pohtii blogissa, miten tähän tilanteeseen on oikeastaan tultu.
Suomessa on käyty kiivasta keskustelua sähkötehon riittävyydestä talvipakkasilla aina tammikuun 2016 ennätyksellisen kysyntäpiikin jälkeen. Keskustelu rauhoittui jo hetkeksi 2016–2017 leudomman talven jälkeen, kunnes viime syksynä ENTSO-E enteili raportissaan Suomelle haasteita sähkötehon riittävyyden kanssa ja Olkiluoto 3:n valmistumisen ilmoitettiin siirtyvän jälleen yhden pakkasjakson yli. Lukuun ottamatta myrskyjen aiheuttamia haasteita jakeluverkoissa, Suomessa on perinteisesti ollut hyvä sähkön toimitusvarmuus. Vuosituhannen alussa Suomi pystyi vielä kattamaan talven kysyntäpiikkinsä kotimaisella kapasiteetilla, mutta viime vuosina huipputuntien kysynnästä on katettu tuonnilla jo jopa kolmannes.
Sähköteho on toistaiseksi riittänyt Suomessa, eikä tehoreservijärjestelmää ole tarvittu
Nykyinen sähkömarkkinamallimme perustuu olettamukseen, että vapaa kilpailu takaa riittävän määrän sähkötehoa kaikkina hetkinä. Sähkö hinnoitellaan tunneittain kalleimman toteutuneen tarjouksen mukaan. Alhaisemman kysynnän aikoina sähkö tuotetaan pitkälti ydin-, vesi- ja tuulivoimalla, kun taas korkeamman kysynnän tunteina hintatason määrää hiilen tai maakaasun polttoon perustuva tuotanto.
Vuosituhannen alussa sähkön tuotantorakenne oli vielä sellainen, että sähköä tuotettiin useimmiten myös hiililauhteella, joka määritteli siten sähkön hintatason kalleimpana käytettynä tuotantomuotona. Tämä hintataso riitti kattamaan muuttuvien tuotantokustannusten lisäksi myös voimalaitosten pääomakustannukset, ja teki siten voimalaitosinvestoinneista kannattavaa liiketoimintaa. Vuoden 2008 finanssikriisin jälkeen kysyntä on kuitenkin ollut odotettua alhaisempaa heikon talouskasvun ja lämpimien säiden vuoksi. Tämä on johtanut siihen, että yli 2000 MW hiililauhdekapasiteettia on poistunut markkinoilta kannattamattomana, ja Suomen viimeinenkin kaupallinen hiililauhdevoimalaitos, Meri-Pori, siirrettiin osittain pois markkinoilta valtion rahoittamaan varajärjestelmään, tehoreserviin, heinäkuussa 2017.
Sähkötehon riittävyydestä Suomessa on teetetty useita konsulttiselvityksiä ja tutkittu [1] muun muassa Winland-hankkeen kautta. Yhteinen näkemys näissä tutkimuksissa on, että ennen Olkiluoto 3:n valmistumistakin tarvittaisiin useita yhtäaikaisia vikoja suurimmissa voimalaitoksissa ja siirtolinjoissa, ennen kuin sähköjärjestelmässä tarvitsisi tukeutua hätätoimenpiteisiin. Nykyistä tehoreservijärjestelmää ei ole aktivoitu kertaakaan sähkötehon riittämättömyyden takia, minkä lisäksi Suomen kantaverkkoyhtiöllä, Fingridillä, on useita erilaisia häiriöreservejä käytössään. Koska vakavampi, maan laajuinen tehopula on vielä kokematta, on myös epäselvää, kuinka paljon kysyntäjoustoa markkinoilta löytyisi hintojen noustessa riittävän korkealle. Sähkön markkinahinnan noustessa tehopulassa maksimiarvoonsa, eli noin satakertaiseksi nykyiseen keskihintaan verrattuna, saattaisi muun muassa energiaintensiivisestä teollisuudesta löytyä vapaaehtoista joustoa.
CHP-laitokset ovat energiaturvallisuuden kannalta tärkeitä, mutta energiayhtiöt tulevat korvaamaan niitä lämpökattiloilla
Vaikka sähköä ei vielä lähivuosina tarvinne säännöstellä Suomessa, on markkinoilla seuraamisen arvoisia ilmiöitä. Sähkön nykyinen pörssihinta (~30 EUR/MWh) on aivan liian alhainen, jotta markkinaehtoiset investoinnit uuteen sähköntuotantokapasiteettiin kannattaisivat. Tuoreen tutkimuksemme [2] mukaan elinkaarikustannuksiltaan halvimmatkin tuotantomuodot Suomessa (tuulivoima ja bio-CHP, eli biomassaa polttoaineenaan käyttävä sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitos) vaatisivat noin 60 EUR/MWh keskihinnan tullakseen kannattaviksi. Viimeaikaisilla ja näköpiirissä olevilla voimalaitosinvestoinneilla, kuten hiljattain 2000 MW rajapyykin saavuttaneella tuulivoimakapasiteetilla ja uusilla ydinvoimalayksiköillä, tulee olemaan entisestään sähkön hintaa alentava vaikutus. Tämän lisäksi Suomi on linjannut tuoreessa energia- ja ilmastostrategiassaan luopuvansa hiilestä energiakäytössä, mikä tulee johtamaan enimmäkseen vanhojen hiili-CHP-laitosten sulkemiseen 2020-luvulla.
Koska kaukolämmölle tullee olemaan kysyntää vielä tulevaisuudessakin, eivätkä korvausinvestoinnit CHP-laitoksiin ole kannattavia, tulevat energiayhtiöt korvaamaan poistuvaa CHP-kapasiteettia lämpökattiloilla. Pelkästään kaukolämmön tuotantoon suunnitellut lämpökattilat eroavat voimalaitoskattiloista siten, ettei laitoksesta ole teknisesti tai taloudellisesti järkevää tehdä yhteistuotantolaitosta jälkikäteen. Investoinnit ovat pitkäikäisiä, joten CHP-sähköntuotantokapasiteetin poistuminen voi aiheuttaa haasteita esimerkiksi vasta 10-20 vuoden kuluttua. Vaikka aihepiiri jakaakin yleisemmin mielipiteitä, on alalla suhteellisen vahva yhteisymmärrys siitä, että CHP-laitokset ovat energiaturvallisuuden kannalta tärkeä osa Suomen energiajärjestelmää.
Sähkötehon riittävyys paranee energia- ja ilmastostrategian skenaarioissa
Suomen merkittävimmät energiapoliittiset tavoitteet vuoteen 2030 mennessä ovat hiilestä luopumisen lisäksi uusiutuvien energialähteiden osuuden lisääminen (>50 % loppukulutuksesta), energiaomavaraisuuden kasvattaminen (>55 % loppukulutuksesta) sekä tuontiöljyn puolittaminen vuoden 2005 tasosta. Viimeisimpään energia- ja ilmastostrategiaan kuuluu muun muassa 2 TWh/a:n edestä tuotantotukia sähkön uusiutuville tuotantomuodoille. Tuki jaetaan teknologianeutraalin huutokaupan perusteella, ja se tullee kohdistumaan etupäässä tuulivoimalle. Olkiluoto 3:n ja Hanhikivi 1:n valmistumisen lisäksi strategia olettaa rajasiirtokapasiteetin Suomen ja Ruotsin välillä kasvavan merkittävästi. Strategiassa on kyllä huomioitu kaukolämpö-CHP-kapasiteetin väheneminen hiilestä luopumisen johdosta, mutta sähkön pörssihinnan oletetaan olevan 55-60 EUR/MWh jo vuonna 2025. Tulevaisuutta on vaikeaa ennustaa, mutta ellei kysynnässä tai tuontisähkön hinnassa tapahdu yllättäviä muutoksia, voi hinta olla myös lähempänä tämänhetkistä.
Tuoreen tutkimuksemme [3] mukaan sähkötehon riittävyys Suomessa tulee kuitenkin paranemaan strategian pääskenaariossa vuoteen 2030 mennessä. Järjestelmässä olisi siis 2016 alkuvuoteen verrattuna enemmän ylimääräistä kapasiteettia kysyntäpiikin aikana vuonna 2030, mikäli vuosi alkaisi vastaavanlaisella pakkasjaksolla kuin vuosi 2016. Sähkön kysyntä skaalattiin mallinnuksissa vastaamaan strategian arvioita kysynnän kehittymisestä, ja muuten olosuhteiden oletettiin olevat vastaavat kuin vuonna 2016. Oletuksiin kuului muun muassa, että tuulivoimakapasiteetista on vain murto-osa saatavilla kovimman kysyntäpiikin aikaan. Oletuksiin kuuluu kuitenkin myös se, että kaikki 6000 MW rajasiirtokapasiteettia ovat käytössä kysyntäpiikin aikana. Vaikka strategiassa Suomesta tulee sähköenergian osalta omavarainen uusien ydinvoimalaitosyksiköiden myötä, tulee riippuvuus naapurimaiden sähköntuotantokapasiteetista kysyntäpiikkien kattamiseksi näin ollen jopa kasvamaan nykyiseen verrattuna.
Sähkömarkkinoiden tulevaisuuteen liittyy useita epävarmuustekijöitä
Merkittävä sähkötehon riittävyysväittelyä ylläpitävä tekijä onkin tulevaisuuden ennustamiseen liittyvät epävarmuustekijät: Toteutuuko Hanhikivi 1 –investointi? Entä molemmat kaavaillut siirtolinjat Suomen ja Ruotsin välillä? Miten kysyntäjousto tulee kehittymään? Jatkuuko tuuli- ja aurinkovoiman investointikustannusten laskutrendi yhtä voimakkaana? Entä sähkön varastoinnin kustannukset? Mikä on Ruotsin ydinvoimalaitosten kohtalo? Palauttavatko valmisteilla olevat LNG-terminaalit ja Balticconnector kaasun kannattavuuden? Mitä tulee tilalle, kun Narvan laitokset Virossa saapuvat tiensä päähän 2020-luvulla? Tuleeko kasvava rajasiirtokapasiteetti Norjasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan välillisesti heikentämään sähköntuonnin saatavuutta Ruotsista Suomeen?
Epävarmuustekijöistä huolimatta huoltovarmuudesta täytyy tehdä päätöksiä kansallisella tasolla. Sähköntuotannon marginaalikustannukset ovat sekä idässä että lännessä alemmat kuin Suomessa – Ruotsissa pitkälti suuren vesi-, ydin- ja tuulivoimakapasiteetin takia ja Venäjällä muun muassa merkittävästi kilpailukykyisemmän maakaasun hinnoittelun vuoksi. Toistaiseksi ajoittaisia teknisiä vikoja lukuun ottamatta rajasiirtoon on markkinoiden puitteissa voinut luottaa: riittävästi ruplia tai kruunuja likoon, niin sähkö virtaa sitä eniten tarvitsevalle. Liiallisella omavaraisuuden tavoittelulla onkin suuri hintalappu, minkä lisäksi se on vastoin Euroopan unionin tavoitteita yhtenäisemmistä sähkömarkkinoista.
Lähteet
[1] J. Jääskeläinen, B. Zakeri, S. Syri, ‘Adequacy of Power Capacity during Winter Peaks in Finland’, 14th International Conference on the European Energy Market, Dresden, 2017. winlandtutkimus.fi/wp-content/uploads/2016/09/Adequacy-of-Power-Capacity-during-Winter-Peaks-in-Finland_FINAL.pdf
[2] J. Jääskeläinen, K. Huhta, ‘Trouble Ahead? An Interdisciplinary Analysis of Generation Adequacy in the Finnish Electricity Market’, International Energy Law Review, vol. 8, Dec. 2017.
[3] J. Jääskeläinen, N. Veijalainen, S. Syri, M. Marttunen, B. Zakeri , ‘Energy Security Impacts of a Severe Drought on the Future Finnish Energy System’, Journal of Environmental Management (vertaisarvioitavana)
