Muovitiekartan plussat ja miinukset – Oikea suunta muovien tehokkaampaan kierrätykseen

Saarimaa_2018

Posted by: Kalle Saarimaa
17.10.2018

Suomelle valmistui tiistaina 16.10 ensimmäinen muovitiekartta, johon joukko asiantuntijoita kokosi keskeisiä toimia muovien aiheuttamien ympäristöhaasteiden ratkaisemiseksi. Kiertotalousratkaisu muoville ja kolmelle muulle keskeiselle materiaalille – alumiinille, teräkselle ja betonille – tarvitaan, jotta maapallon lämpeneminen voidaan pysäyttää kahteen asteeseen. IPCC:n ilmastopaneeli varoitti viime viikolla, että jo 1,5 asteen lämpeneminen on vaarallista. Käytännön toimia tarvitaan nopeasti niin Suomen, EU:n kuin koko maailman tasolla.

Olisin itse toivonut, että muovitiekartta olisi sisältänyt vieläkin kunnianhimoisempia, konkreettisia avauksia muovien kiertotalouden kehittämiseksi, mutta tämä on hyvä alku. Aloitetaan siis muovitiekartan positiivisilla avauksilla.

  • Muovijätteiden tehokkaampi kerääminen on avain kierrätysasteen nostamiselle

Muovipakkausten kiinteistökohtainen keräys kuluttajilta lisäisi muovien kierrätystä selvästi. Suomen jätelakiin pitäisi lisätä vaatimus muovin erilliskeräyksestä tietyn kokoisille kiinteistöille. Olisi hyvä tarjota kierrätysmahdollisuus myös muille kuin kuluttajapakkausmuoveille. Tämä tarkoittaisi käytännössä tuottajavastuuta myös muovituotteiden valmistajille. Muutamia keräystempauksia on jo järjestetty, ja kuluttajat ovat ottaneet ne innokkaasti vastaan. Koska muovituotteiden laatukirjo on niin valtava, nämä eivät kuitenkaan sovellu kerättäväksi yhdessä muovipakkausten kanssa.

  • Suomi voi auttaa ratkaisemaan muoviongelmaa kansainvälisesti 

Suuri osa muovien kiertotalouden haasteista ovat globaaleja ja ne liittyvät myös EU:n lainsäädäntöön. Muovitiekartassa on hienosti nostettu esiin Suomen mahdollisuus edistää muovinkierrätystä Suomen EU-puheenjohtajuuskaudella 2019. Suomi voi nostaa EU-agendalle lisätoimia pakkaussuunnittelun parantamiseksi sekä kierrätysmuovien käytön lisäämiseksi tuotteissa.

Hyvien avauksien lisäksi muovitiekartassa oli muutamia ehdotuksia, joiden vaikutukset saattaisivat olla päinvastaisia kuin tavoitteet. Näitä oli kuitenkin selvästi vähemmän kuin arvokkaita avauksia.

  • Muovivero on vaikea ja epätarkka työkalu

Muovivero, joka kohdistuisi kertakäyttötuotteisiin tai kierrätyskelvottomiin tuotteisiin kuulostaa hyvältä, mutta rajanteko on vaikeaa. Itse en usko, että voisimme määritellä veron, joka kohdistuisi vain “turhiin” tuotteisiin tai sellaisiin tuotteisiin, joille löytyy ympäristön kannalta parempi vaihtoehto.

Yhteen materiaaliin kohdistuva vero, vaikka se porrastettaisiin oikeiden kriteerien mukaan, ei välttämättä ohjaa ympäristö- ja kiertotaloustavoitteiden kannalta positiiviseen suuntaan. Olisi tehokkaampaa parantaa kierrätysmateriaalien kilpailukykyä esimerkiksi kiertotalousvähennyksellä, joka vähentäisi uusiomateriaalien verorasitusta. Tällä hetkellä neitseellisistä raaka-aineista valmistetut tuotteet eivät maksa koko elinkaaren aikaista ympäristörasitustaan.

  • Pakkaussuunnittelu on kaiken A ja O, mutta jäänyt liian vähälle huomiolle

Kierrätettävyyden huomioiminen tuotesuunnittelussa on jäänyt muovitiekartassa varsin vähälle huomiolle kun muistetaan, miten tärkeässä roolissa se on muovin kierrätysasteen nostamisessa. Kierrätettävyyden huomioiminen pakkaussuunnittelussa on kuitenkin perusedellytys muovien kiertotaloudelle.  Tällä hetkellä pakkaussuunnittelussa keskitytään liikaa vielä muovin määrän vähentämiseen pakkauksessa kierrätettävyyden sijaan. Muovipakkausten kierrätettävyyden parantamisella ja keräyksen tehostamisella voidaan vaikuttaa kierrätysasteeseen todella nopeasti, koska muovipakkauksilla on niin lyhyt elinkaari. Maanantaina kaupasta kotiin kannettu jäätelöpurkki on keräysastiassa nopeimmillaan samana päivänä.

Muovituotteita valmistava teollisuus, brändien omistajat ja kierrätysteollisuus eivät vielä keskustele tarpeeksi keskenään. Meidän fortumlaistenkin pitää olla tässä aktiivisempia.

Lopuksi muistuttaisin vielä, että muovinkierrätyksen ympäristöhyödyt eivät toteudu täysimääräisesti ellei kerätystä muovijätteestä synny korkealaatuista kierrätysraaka-ainetta, jolla pystytään korvaamaan neitseellistä muoviraaka-ainetta. Me olemme Fortumilla keskittyneet tähän viime vuosina. Muovia käytetään moniin tarkoituksiin ja tuotteiden valmistajien tiukat laatuvaatimukset on täytettävä. Siihen vaaditaan osaamista ja teknologiaa.

Kalle Saarimaa
Fortumin kierrätys- ja jäteliiketoiminnan johtaja

Onko EU:n päästömarkkina astunut uudelle aikakaudelle?

vesa-ahoniemi_60x60Posted by: Vesa Ahoniemi
27.8.2018

EU:n päästömarkkinaa haukuttiin pitkään epäonnistuneeksi, sillä finanssikriisin jälkeinen taantuma ja eräät politiikkavalinnat vetivät päästöoikeuksien kysyntää ja hintoja rajusti alaspäin. Nyt tilanne on kuitenkin toinen. Päästöoikeuksien hinta on noussut vuoden alun 7,81 eurosta huimat 170 prosenttia kirjoitushetken 20,90 euroon. Kyseessä on korkein hinta kymmeneen vuoteen.

Hinnannousun takana on pääosin vuoden 2019 alussa käynnistyvä markkinavakausmekanismi MSR, jonka yhtenä seurauksena markkinoille tulevien lupien määrä vähenee noin 40 prosentilla kuluvaan vuoteen verrattuna.

Päällekkäiset politiikkatoimet vesittävät päästökaupan ohjausvaikutusta

ETS on pohjimmiltaan poliittinen työkalu päästöjen rajoittamiseksi, ja jatkuva uhka sen ohjausvaikutukselle on niinikään politiikka, erityisesti päällekkäiset politiikkatoimet. Näillä tarkoitetaan esimerkiksi kansallisia kieltoja, jotka kohdistetaan päästökauppaan kuuluviin sähköntuotantolaitoksiin. Päällekkäiset toimet eivät vähennä päästökauppasektorin kokonaispäästöjä, vaan päästöt yksinkertaisesti siirtyvät maasta tai laitoksesta toiseen päästömarkkinan sisällä.

Katsaus historiaan osoittaa, että päästöoikeuden hinta on erittäin herkkä päällekkäisille politiikkatoimille myös koko EU:n tasolla. Esimerkiksi kesällä 2011 julkistettu ehdotus energiatehokkuusdirektiiviksi aloitti tapahtumaketjun, jossa päästöoikeuden hinta romahti 16,5 eurosta noin 6,5:een, eikä käytännössä noussut yli 8,5 euron lähes seitsemään vuoteen.

Julkisuudessa on esitetty näkemyksiä, että nyt suunnitteilla olevat kivihiilen kiellot eivät vesittäisi päästökauppaa, sillä vakausmekanismi MSR poistaa ”ylijäämäoikeuksia” markkinoilta. Näin kielloilla säästyvät päästöoikeudet siirtyisivät MSR:ään, eivätkä päätyisi hiilidioksidiksi johonkin muuhun maahan.

Käsitys on kuitenkin virheellinen, sillä MSR:n ja kieltojen aikahorisontit ovat erilaiset. Todellisuudessa vakausmekanismi imuroi päästöoikeuksia vain, kun markkinoilla oleva päästöoikeuksien kokonaismäärä ylittää ennalta määritellyn 833 miljoonan CO2-tonnin rajan. Konsensusennusteiden mukaan tuo raja saavutetaan viimeistään vuoden 2025 tienoilla, jolloin nyt suunnitellut kiellot astuisivat aikaisintaan voimaan. Tämän pisteen jälkeen yhdessä EU-maassa kielloin vältettävät päästöt yksinkertaisesti siirtyvät jonnekin toiseen EU-maahan päästöoikeuden hinnan joustaessa alaspäin, eikä haluttua ilmastovaikutusta synny.

Päällekkäiset politiikkatoimet – sekä EU-tasolla että kansallisesti – ovatkin MSR:stä huolimatta edelleen vakava uhka päästökaupan ohjausvaikutukselle. Puhumattakaan siitä, että arvokasta aikaa ja resursseja kuluu ilmaston kannalta vähämerkitykselliseen työhön.

Miten päästökauppa auttaa ilmastoa?

Miksi päästökauppa on niin tärkeä ja Euroopan unionin lippulaivapolitiikka hiilidioksidipäästöjen vähentämiseksi? Yksi tapa ajatella asiaa lähtee siitä, että melkein kaikki, myös ilmastonmuutoksen hillintään käytettävissä olevat resurssit, ovat rajalliset. Esimerkiksi sähköntuotannossa luotamme markkinamekanismin kykyyn löytää kulloinkin kustannustehokkaimmat tuotantolaitokset kulutuksen kattamiseksi, jotta kuluttajat eivät maksa yhtään enempää kuin on tarvis.

Päästökaupassa markkinamekanismi varmistaa, että päästöjä vähennetään aina sieltä, missä se on edullisinta. Tämä tapahtuu niin, että asetetaan katto, jonka yli päästöt eivät saa mennä, ja annetaan markkinan jakaa päästöoikeudet eniten maksaville. Näin resursseja säästyy ja pääsemme todennäköisemmin kunnianhimoisiin tavoitteisiimme.

Miten päästökauppa sitten käytännössä auttaa ilmastoa? Yksi tärkeimmistä mekanismeista on päästöoikeuden hinnan ohjausvaikutus sähköntuotannossa. Nyrkkisääntönä voidaan sanoa, että yksi euro päästöoikeuden hinnassa tarkoittaa 87 senttiä hiililauhteen tuotantokustannuksissa, mutta vain 41 senttiä kaasulauhteen kustannuksissa. Näin päästöoikeuden kallistuessa jälkimmäisen kilpailukyky paranee ja ensimmäisen huononee.

Uusiutuvien energianlähteiden tai ydinvoiman tuotantokustannuksiin päästöoikeus ei vaikuta lainkaan, joten niiden  kilpailukyky niinikään nousee. Ei olekaan mitään yksittäistä päästöoikeuden hintatasoa, jolla ohjausvaikutus alkaa tai loppuu, vaan päästökauppajärjestelmä ohjaa sähkön- ja lämmöntuotantoa aina ilmastoystävällisempään suuntaan.

Päästövähennyspotentiaalia löytyy monesta paikasta, mutta pelkästään hiilestä kaasuun vaihdolla päästökauppasektorin sisäisen sähkön- ja lämmöntuotannon hiilidioksidipäästöt voisivat laskea miltei 10 prosenttia. Tosin tämä edellyttää maakaasun helppoa saatavuutta Euroopassa – muussa tapauksessa kaasun hinta voi yksinkertaisesti nousta kallistuvan päästöoikeuden tahdissa, ja hiilestä kaasuun siirtyminen vaikeutuu. Kokonaisuus onkin monimutkainen, mutta päästökauppa ohjaa kehitystä joka tapauksessa oikeaan suuntaan.

Sähkö- ja lämmityssektorin lisäksi päästöoikeuden hinnan vaikutus muuhun teollisuuteen tulee jatkossa olemaan suurempi, sillä ilmaisjako kattaa yhä pienemmän osuuden tuon sektorin kokonaispäästöistä. Tällöin yritysten on kulutettava joko aiemmin kertyneitä oikeuksiaan tai ostettava niitä lisää markkinoilta. Yhä useampi päästöoikeuksien kuluttaja siis altistuu markkinahinnalle, ja ohjausvaikutus ulottuu aiempaa laajemmalle talouteen.

Viime aikojen rajuista hintaliikkeistä ja kiistatta tiukkenevasta markkinasta huolimatta ETS on yhä poliittinen väline ja sellaisenaan haavoittuvainen. Mekanismin edut ovat kuitenkin haavoittuvuutta monin kerroin suuremmat; päästökaupan avulla toteutetut päästövähennykset vievät meitä tehokkaasti lähemmäs ilmastotavoitteitamme ja voivat toimia tärkeänä esikuvana myös muulle maailmalle.

Has the EU carbon market entered a new era?

vesa-ahoniemi_60x60Posted by: Vesa Ahoniemi
27.8.2018

The European Emissions Trading System was long considered something of a failure, as the post-2008 recession along with certain policy decisions brought demand for emission allowances – and prices – to the doldrums. Now the situation has changed. The price of a European emission allowance (EUA) has risen from 7.81 euros per ton at the start of the year up to 20.90 euros at the time of writing, a 170-percent gain. This is the highest price in ten years.

The ultimate reason for the stronger price is the Market Stability Mechanism (MSR), set to begin operating at the start of 2019. The MSR will effect a 40-percent reduction in the number of EUAs coming to the market compared to the current year, a dramatic shift to which the market is now reacting.

Overlapping policy measures undermine the steering effect of emissions trading

One has to remember that deep down, the EU ETS is a political tool for limiting CO2 emissions and a perennial threat to its potency comes from the same political sphere that gave birth to it. Of particular concern are overlapping policies. By these we mean, inter alia, national bans on particular fuels, targeted at production facilities already covered by the EU ETS. Overlapping policies do not lead to emission cuts on a net basis. Instead, the emissions saved at one location simply move to another inside the ETS, making these policies a poor method of fighting climate change.

A look into history reveals that the EU carbon market is extremely sensitive to overlapping policies also at the EU level. For example, the draft energy efficiency directive, published in the summer of 2011, started a chain of events during which the European emission allowance price fell from 16.50 euros per ton all the way to 6.50 and did not substantially recover in almost seven years.

Sometimes it is argued that overlapping policies are not as detrimental to the ETS anymore as they were before due to the existence of the MSR. According to this train of thought, the emissions saved by national policies will simply be withdrawn from the market into the MSR and therefore will not be emitted somewhere else.

This understanding is erroneous, however, as the time horizons of the bans on thermal coal use, for example, and the MSR, are fundamentally different. In reality, the MSR will only withdraw allowances up to the point when the total number of EUAs in the market is above 833 million tonnes. According to consensus forecasts, this limit will be reached by 2025, the earliest year when the first coal bans, now in planning, are set to take effect. Hence, as feared, the emissions abated by these overlapping policies would simply result in emissions being increased somewhere else inside the ETS, with no net emission reductions.

Overlapping policies – both at the EU level and nationally – still represent a major threat to the EU ETS. This is not to mention the political bandwidth wasted on “climate policies” that have no positive effect on the climate.

How does emissions trading help the climate?

Why is the Emissions Trading System the EU’s flagship policy to combat climate change? One perspective is that almost all resources, including those available for reducing greenhouse gas emissions, are limited. For example, in power generation we trust the market mechanism to ensure that customers only pay for as much as is needed to satisfy demand at any given moment, and not a cent more, leaving resources available for other uses.

In the context of combatting climate change, the market mechanism can make sure that emissions are cut exactly where it is most cost-effective. This is achieved by setting an emissions cap and selling allowances to the highest bidders and forming a market price of CO2 below which it makes sense for market actors to start reducing their emissions.

In practice, how does a carbon price reduce emissions? One of the most important mechanisms is the effect of the EUA price on the European power generation. As a rule of thumb, one euro in the price of carbon translates into 87 cents in the cost of producing electricity using coal but only 41 cents in the equivalent costs in gas-fired generation. This way, a more expensive EUA benefits a relatively low-carbon gas at the expense of high-carbon coal. Obviously, EUAs have no effect on the generation costs of renewables or nuclear at all, thus boosting their competitiveness against fossil fuels.

Overall, then, there simply is no particular price level at which the EU ETS starts having an impact. The impact of the price of carbon is visible at all price levels, all the time, and a higher price always pushes the EU economy in a more climate-friendly direction.

Potential for emission cuts inside the ETS exists in myriad places and as a whole is difficult to estimate, but to give a sense of the scale, in the power and heat generation the potential from coal-to-gas switching alone is to the tune of 10 percent. Although, as a caveat, this requires high volumes of gas available in Europe – otherwise price gains in EUAs will simply spill over to the price of gas and switching from coal to gas becomes more difficult. Admittedly, the causal chains are complex, but at any event, a stronger ETS will always direct power generation in a climate-friendly direction.

In addition to power and heat, the EUA price is now felt more widely also in other industries covered by the EU ETS. This is because allocations, the other main supply source of EUAs, cover a smaller and smaller part of total emissions, forcing more and more market actors to come to the market to cover their needs, exposing them to the carbon price and extending the impact of the EU ETS wider and wider inside the European economy.

Despite the rapid price movements and a tightening market, it ought to be remembered that the ETS is still a political construct and as such vulnerable to political interference. The benefits of the mechanism nevertheless overwhelming; the emission reductions achieved using the ETS take us closer to our climate goals in the most cost-effective way and can also serve as a useful model for the rest of the world.

Miltä näyttää Suomen heinäkuinen tiukka sähkömarkkinatilanne tilastojen valossa?

Riku-Merikoski_60x60Posted by: Riku Merikoski
24.8.2018

Suomen kantaverkkoyhtiö Fingrid antoi torstaiaamuna 19.7. varoituksen maassamme erittäin harvinaisesta sähköpulan uhasta. Fingridin mukaan vastaava varoitus oli viimeksi annettu tammikuussa vuosina 2006 ja 2008. Samoin kuin näillä aikaisemmilla kerroilla, myös heinäkuussa tilanteesta selvittiin ilman sähköpulaa. Tuotannon vajeen vuoksi ei ilman sähköä ole Suomessa jääty moneen vuosikymmeneen. Sähkön kulutusta rajoitettiin pakolla viimeksi 1970-luvulla sähköalan lakon takia, mutta sen jälkeen varoitusta pahempia tilanteita ei ole koettu.

Heinäkuinen tilanne alkoi Olkiluodossa aamulla 18.7. Fingridin sähköaseman muuntajaviasta, joka johti tulipaloon ja irrotti Teollisuuden Voiman Olkiluoto 2-ydinvoimayksikön sähköverkosta. Tulipalo saatiin sammutettua, ja muuntajan korjaustyöt käyntiin, mutta töiden vuoksi myös Olkiluoto 1 irtosi illalla  verkosta. Yhden päivän aikana sähköverkosta putosi 1 780 MW päästötöntä sähköntuotantoa. Pudotus oli merkittävä, sillä se vastaa noin 20 prosenttia heinäkuisen kesäpäivän sähkönkulutuksesta Suomessa.

Sattumat jatkuivat, kun aamulla 19.7. Fortumin Loviisan ydinvoimalan ykkösyksikössä sattunut laitevika pakotti alentamaan hieman tehoa. Sen myötä Suomen ydinvoimateho putosi noin 830 megawattiin eli 30 prosenttiin normaalista. Näin alhaista lukemaa ei ole nähty Suomessa ainakaan viimeisen kymmenen vuoden aikana edes voimalaitosten suunniteltujen huoltojen yhteydessä.

Ydinturvallisuus ei missään vaiheessa vaarantunut, mutta sähköntuotannon kannalta tilanne oli poikkeuksellinen. Moni media tarttuikin huolestuneena sähköpula-aiheeseen. Netin keskustelupalstoilla vaadittiin jopa valtiota ryhtymään toimenpiteisiin tapahtuneen vuoksi. Tällaisten erittäin harvinaisten tilanteiden varalta ei kuitenkaan ole järkevää ryhtyä kalliisiin toimiin, kuten sähkön kapasiteettimarkkinan luomiseen.

Mistä korvaava sähkö saatiin?

Tällaisissa tilanteissa tärkein toimenpide on tietenkin nopea korvaavan sähkön hankinta, mikä onnistui tällä kertaa hyvin, ja siksi onkin kiintoisaa tutkia tapahtunutta tilastojen valossa. Luonnollisesti on myös selvitettävä tapahtumaketjun käynnistäneen muuntajavian syy ja pyrittävä ehkäisemään vastaavat tilanteet jatkossa, mutta tämä on varmasti jo Fingridillä selvitettävänä.

Kun tilanne oli 19.7. tiukimmillaan, olivat Suomen rajayhteydet jo varsin kovassa käytössä. Ruotsista tuotiin sähköä niin paljon kuin linjoille lämpimällä säällä mahtui. Ja Venäjältä tuotiin sähköä niin paljon kuin sieltä oli Viipurin sähköaseman vuosihuollon aikana saatavissa. Näiden yhteyksien osalta ero edellisiin päiviin ei kuitenkaan ollut kovin suuri. Virosta sähköä tuotiin jonkin verran enemmän, mutta sillä suunnalla ei ollut nopeasti saatavilla huomattavaa lisätehoa. Rajayhteyksien osalta tilanne on kuitenkin parantumassa, sillä Olkiluoto 3:n valmistuminen lisää kotimaista tuotantoa, ja vapauttaa näin tilaa Ruotsin ja Suomen välisiltä yhteyksiltä. Tälle välille on myös sovittu uuden yhteyden rakentamisesta 2020-luvulla. Näin ollen vastaavilta tilanteilta saatetaan jatkossa välttyä.

Tärkein korvaavan sähkön lähde oli siis Suomen oma tuotanto, joka reagoi Olkiluodon ongelmiin parhaansa mukaan. Kuten kuvasta 1 näkyy, eniten tuotantoaan lisäsi vesivoima. Tilanne oli jälleen osoitus siitä, kuinka tärkeää on turvata säätökykyisen vesivoiman toimintaedellytykset. Jonkin verran lisätuotantoa saatiin myös fossiilisilla polttoaineilla käyvistä laitoksista, mutta niiden säätö on vesivoimaa hitaampaa. Tiukimmilla hetkillä saatiin apua myös öljyllä toimivilta kaasuturbiineilta, mutta muista tuotantotavoista ei juuri saatu joustoon merkittävää apua. Tuulivoiman tuotanto vaihteli luontaisesti sään mukaan, eli suunniteltuun säätöön siitä ei ollut apua, vaikka tuotanto kävikin melko korkealla yöllä 19.7.

suomen-sähköntuotanto-18.-20.7.2018
Kuva 1: Suomen sähköntuotanto 18.-20.7.2018, tietolähteinä Entso-E ja Fortum. Kuvasta on jätetty pois bio- ja jätesähkö, joiden tuotanto oli tällä jaksolla tasaista.

Koska olimme Fingridin arvion mukaan lähellä sähköpulatilannetta, olisi loogista olettaa, että käytössämme oli kaikki mahdollinen tuotantokapasiteetti. Näin ei kuitenkaan tilastojen mukaan käynyt, sillä varsinkin sähkön ja lämmön yhteistuotantokapasiteetistamme suurin osa jäi yhä käyttämättä. Tärkein syy tähän on vian ajankohta keskellä kesää, sillä Suomessa suurinta osaa yhteistuotantolaitoksista huolletaan kesällä, eikä niitä tällöin voi käynnistää nopeasti. Näiden laitosten kesäsulkuja on pidentänyt myös se, että Suomi verottaa hiilellä ja kaasulla toimivan yhteistuotannon lämpöä poikkeuksellisen ankarasti muuhun Eurooppaan nähden. Siksi näillä polttoaineilla toimivat laitokset ovat usein suljettuina pienen lämmönkysynnän aikana. Syksyllä hallitus suunnittelee jälleen nostavansa näitä veroja, mikä entisestään pahentaa tilannetta. Tällöin yhteistuotantolaitosten sijaan käytetään esimerkiksi vain lämpöä tuottavia laitoksia, toisin kuin vielä kymmenen vuotta sitten. Toisin sanoen valtio omilla toimillaan vähentää edelleen suomalaisen sähkön tuotantoa ja sen joustavuutta.

Mitä sähkön hinnoille tapahtui?

On mielenkiintoista tarkastella myös sähkön hintojen vaihtelua noiden päivien aikana. Kuvasta 2 voisi jopa tulkita, että sähkömarkkinoilla ei tapahtunut mitään kovin kummallista, sillä spot-hinnoissa ei näy minkäänlaista piikkiä, ja säätösähkön hintapiikit ovat historialliseen vaihteluun nähden maltillisia. Sähkön päivänsisäisillä XBID-markkinoilla, joilla käydään kauppaa kuluvan ja seuraavan päivän yksittäisten tuntien sähköllä sentään nähtiin Nord Poolin julkisen datan mukaan paljon kauppoja 200 €/MWh tuntumassa. Yksittäisiä kauppoja tehtiin vieläkin korkeammalla 18. ja 19. päivä, mutta niidenkään hinnat eivät olleet riittävän korkeita viestiäkseen sähköpulan uhasta.

sähkön-hinnat-suomessa-18.-20.7.2018
Kuva 2: Sähkön spot- ja ylössäätöhinnat 18.-20.7.2018. Tietolähde: Nord Pool.

On ymmärrettävää, että sähkön spot-hinnoissa ei näy merkittäviä piikkejä, koska viat ajoittuivat niin, että ne eivät ehtineet merkittävästi vaikuttaa seuraavan päivän kaupankäyntiin. Jos vika nimittäin tapahtuu klo 13 jälkeen tai vian odotetaan korjautuvan loppupäivän aikana, seuraavan päivän spot-kaupankäynnin tarjoukset on jo tehty sillä oletuksella, että laitokset ovat takaisin käytössä.

Päivänsisäisillä markkinoilla poikkeuksellisten vikatilanteiden pitäisi kuitenkin aina näkyä. Siksi voidaan pitää ongelmallisena, jos markkinoiden hintataso ei ole antanut viestiä varoitetusta sähköpulasta. Looginen selitys tälle on, että voimaloiden putoaminen aiheutui Fingridin verkon viasta, ja korvaavaa sähköä hankittiin normaalisäädön sijaan erikoissäätösähkönä. Siitä Fingrid maksoi hyvin korkeita hintoja vaikeimpina hetkinä. Valitettavasti tämä on kuitenkin vain niiden toimijoiden tiedossa, joilla oli juuri tuolla hetkellä aktiivisia säätötarjouksia markkinoilla. Erikoissäädöstä ei nimittäin julkaista markkinoille muuta kuin tiedot tilatusta volyymistä.

Tästä seuraa, että hintasignaali uhkaavasta sähköpulasta ei välittynyt kaikille mahdollisille markkinatoimijoille. Järjestely toimii ehkä vielä tänään, kun säätö tulee enimmäkseen suurista voimalaitoksista. Näin ei kuitenkaan voi jatkaa, mikäli tulevaisuuden sähköjärjestelmässä halutaan myös pienten toimijoiden osallistuvan joustoon, esimerkiksi sähköautojen akkujen avulla. Hintasignaaleja tarvitaan, jotta myös pienistä kohteista koostuva uudenlainen jousto saadaan aktivoitua.

Me Fortumilla luonnollisesti toivomme, että heinäkuussa nähdyn kaltaisia ikäviä tilanteita ei satu.  Jos niitä kuitenkin tapahtuu, markkinoiden antaman hintasignaalin on oltava nykyistä näkyvämpi ja voimakkaampi, jotta mahdollisimman monen toimijan kannattaa osallistua verkon toimintavarmuuden turvaamiseen.

Kirjoittaja toimii markkina-analyytikkona Fortumin Industrial Intelligence -tiimissä.

Greetings from Almedalen

po-500x752jpgPosted by: Per-Oscar Hedman
17.7.2018

Over the years Almedalen has evolved to become what is today an intense meeting place for Swedish representatives from politics, government officials, NGOs, media, and corporations. During the first week of July, the 45,000 participants could choose from more than 4,300 public seminars and other events in addition to an unknown number of non-public events, meetings and round-table discussions.

This was the 50th anniversary of Almedalen. Besides its remarkable growth – it all started with the then Chairman of the Social Democrats, Olof Palme, holding a speech from the bed of a lorry in Almedalen park in Visby – what is most striking is the constant addition of new segments of Swedish public life and businesses.

This year, in terms of energy issues, the stability of the Nordic power system stood out: Grid capacity, balancing power capacity, the regulatory framework and storage were some of the issues being discussed. The Energy agreement from 2016 managed to address several short-term issues, but it’s obvious that there are a lot of energy-related challenges that need to be addressed after the Swedish election in September. Some of those challenges were addressed by Fortum’s President and CEO Pekka Lundmark at one of Fortum’s seminars, at Di Energy Arena.

Almedalen-3

Fortum has for a number of years addressed the need to reform the Swedish Environmental Act and its practice in order to actually facilitate sustainable development. This year was no exception. One reflection from our seminar discussion on how this can be done is that there is a need for a long-term approach. Over the years an increasing number of different stakeholders have presented examples on how practice actually leads to adverse effects, be it about expansion of a water treatment facility or permits for a new wind park.

A circular economy is a necessity for sustainable development. One area in which the absence of that circular approach is all too apparent is plastics; it has subsequently become very prominent in the public debate and in Almedalen. It was also the theme of one of Fortum’s seminars. Key insights were that measures need to be addressed as far up in the waste hierarchy as possible – how we design products affects both the usage and the ability to create a well-functioning plastic circular economy – as well as the need to also have a value chain in place.

Almedalen-2

Technological development in energy production, digitalisation and AI together with the trend to become more self-sufficient in all areas creates all the pre-requisites needed for market disruption, and Fortum participated this year in several panels and seminars with our expertise in these areas.

Digitalisation was one topic that encompassed all sectors present and the other one was gender equality and diversity, important issues that ultimately go back to our ability to attract the competence we need, not only on a country level, but also globally.

Per-Oscar Hedman
Communications Manager, Corporate Affairs and Communications

GDPR is a glimpse of the future

Arto_Räty-60x60Posted by: Arto Räty
22.5.2018

As May 25 draws nearer, there has been a lot of talk about GDPR (General Data Protection regulation) and its effects. Companies should invest in securing both customers and other stakeholders personal data, but not just because of looming sanctions, but because GDPR is a glimpse of the future. The positive changes GDPR brings will prepare us for the age where we need to solve the challenges connected with ever-expanding global connectivity.

Data privacy is nothing new. This being said, GDPR is an important step towards unifying privacy laws in Europe and an opportunity for all of us to improve our processes related to the collecting and processing data. This opportunity should be taken seriously – and not just because there are sanctions involved with non-compliance. Unlike most topics or developments relating to society, data protection and privacy are ones we are able to predict and prepare for.

The need for privacy is in most respects our own creation. The internet and social media have transformed the way we live our lives. We are now experiencing the downside of global connectivity: how to control sensitive information from those who want to misuse it? As data is the new oil and information the weapon of choice, more steps will have to be taken to ensure everyone’s privacy and security – from individuals to nations as a whole.

At its core GDPR makes us rethink how we collect and process personal data. Security and the right to privacy should be a part of system design from the start and not only system add-ons. This means we shouldn’t buy security services to safeguard an already completed process, but create processes with security concerns in mind. I, for one, welcome this change in perspective.

GDPR has meant a lot of work for most organizations, but I believe this shift in perspective results in innovation and preparedness to answer future obstacles such as cyber threats, alongside its main goal of strengthening individual rights to their personal data. We at Fortum also see the positive in GDPR, and have taken the changes seriously – as every responsible company should.

Arto Räty

Kirjoittaja on Fortumin viestinnästä ja yhteiskuntasuhteista vastaava johtaja

Ratkaiseeko aurinko sähköntarpeemme tulevaisuudessa?

Eero-Vartiainen_60x60Posted by: Eero Vartiainen
16.5.2018

 Aurinkosähkön esiinmarssi on jatkunut viime vuodet vahvana. Aurinkosähkön hinta on laskenut rajusti ja tuotantokapasiteetti kasvanut nopeasti.

Vuonna 2017 aurinkosähkökapasiteettia asennettiin koko maailmassa lisää noin 100 gigawattia, mikä vastaa Suomen vuotuista sähkönkulutusta. Maailmanlaajuisesti aurinkosähkön kapasiteetti nousi viime vuoden lopussa yhteensä noin 400 gigawattiin. Intiassa tämä määrä riittäisi kattamaan yli puolet maan sähkönkulutuksesta.

Seuraan itse näköalapaikalla aurinkosähkön kehittymistä osallistumalla Euroopan aurinkosähköteknologiakomitean (ETIP PV) työhön. Komitean tehtävänä on tuottaa ajankohtaista tietoa alalta ja avustaa päättäjiä aurinkosähköön liittyvissä tutkimus- ja teollisuuspolitiikan kysymyksissä. Komitean viimeisimpien arvioiden mukaan vuonna 2030 aurinkosähköä on asennettuna noin 3 000 gigawattia. Vuonna 2050 luku olisi 10 000 gigawattia, jolloin aurinkosähkö kattaisi jo vähintään kolmanneksen maailman sähkönkulutuksesta.

Aurinkopaneeleiden hintasyöksy

Kymmenen vuoden aikana aurinkopaneelien markkinahinta on laskenut yli 90 prosenttia. Aurinkopaneelien hinta on noudattanut ns. oppimiskäyrää, jonka mukaan paneelien hinta laskee aina 25 prosenttia, kun maailman tuotantokapasiteetti tuplaantuu.

Suurin syy aurinkopaneelien hinnan romahtamiseen on aurinkosähkön tuotantokapasiteetin valtava kasvu.

Viimeisen vuosikymmenen aikana kapasiteetti on kasvanut 50-kertaiseksi. Kasvun myötä on opittu kehittämään valmistusmenetelmiä, käyttämään vähemmän raaka-aineita ja nostamaan paneelien hyötysuhdetta.

Aurinkosähköstä tulossa halvin tuotantomuoto lähes kaikkialla

Aurinkosähkön hinnanlasku on ollut niin voimakasta, että Etelä-Euroopassa ja lähempänä päiväntasaajaa aurinkosähkö on jo halvin sähköntuotantomuoto.

Viimeisen puolen vuoden aikana on tehty useita ennätyksiä aurinkosähkön toimitussopimusten (PPA) hinnoissa. Aurinkosähkön hinta on jo 20 €/MWh tai alle muun muassa Meksikossa, Chilessä ja Saudi-Arabiassa. Tämän mahdollistaa investointien alhainen korkokanta, joka johtuu aurinkosähkön matalasta teknologia- ja ympäristöriskistä. Intiassa PPA-toimitussopimusten hinta ilman tukia on tällä hetkellä alhaisimmillaan 32 €/MWh ja Saksassa 43 €/MWh.

Arvioimme ETIP PV:n tuoreessa raportissa(linkki), että aurinkosähkön hinta laskee edelleen vähintään 40 prosenttia vuoteen 2030 ja 60 prosenttia vuoteen 2050 mennessä.

Aurinkosähkön varastointiin tarvitaan ratkaisuja

Tuotannon ja kulutuksen tasapainoa edellyttävän sähköjärjestelmän näkövinkkelistä aurinkosähkön haaste on sama kuin tuulivoimalla: tuotanto vaihtelee paljon vuorokauden ja vuodenajan mukaan. Ja mitä enemmän vaihtelevaa tuotantoa järjestelmässä on, sitä enemmän tarvitaan joustoa. Sitä saadaan muun muassa energian varastoinnin ja kysyntäjoustojen kautta.

Pohjoismaissa kausivaihtelu on niin suurta, että sähköjärjestelmää ei ole järkevää rakentaa pelkästään aurinko- tai tuulisähkön varaan. Suuressa osassa maailmaa aurinko kuitenkin paistaa melko tasaisesti ympäri vuoden, jolloin järjestelmään tarvitaan vain pieni määrä lyhytaikaista energian varastointia yöaikaan. Pohjoismaissa lyhytaikainen varastointi ei riitä, vaan täällä tarvitaan myös kausivarastointia.

Sähkön varastoinnin, erityisesti akkujen hinta jatkaa myös laskuaan valmistusmenetelmien ja akkumateriaalien kehittyessä. Sähkön kausivarastoinnissa tulevaisuuden ratkaisuja ovat myös sähkön muuttaminen kaasuksi ja joksikin muuksi polttoaineeksi elektrolyysin avulla. Lisäksi Pohjoismaissa on jo olemassa laajat kausivarastot vesialtaiden muodossa. Pohjoismaiden etuna onkin runsas määrä uusiutuvaa vesivoimaa ja biomassaa. Suomessa Lappeenrannan teknillisen yliopiston tutkimus arvioi hiljattain, että täysin uusiutuviin energialähteisiin perustuva järjestelmä olisi meillä mahdollinen ja jopa halvin ratkaisu vuoteen 2050 mennessä.

Aurinkosähköllä suuri rooli matkalla kohti vähäpäästöisyyttä

Kansainvälisen energiajärjestön IEA:n mukaan viime vuonna maailman energiankulutuksesta vielä 85 prosenttia perustui fossiilisiin polttoaineisiin. Luvussa on mukana myös liikenteen energiankulutus. Vaikka aurinkosähkön osuus on kasvanut vauhdilla, se kattaa tällä hetkellä vain noin 2 prosenttia maailman sähkönkulutuksesta.

Aurinkosähkön kasvun tiellä riittää vielä haasteita ratkaistavaksi muun muassa kausiluontoisen tuotannon vuoksi. Ja nyt on kuitenkin selvää, että maailmanlaajuisesti aurinkosähkö tulee näyttelemään suurta roolia siirryttäessä fossiilisista polttoaineista päästöttömiin energialähteisiin.

Linkki ETIP PV:n uusimpaan LCOE-raporttiin:

http://www.etip-pv.eu/fileadmin/Documents/ETIP_PV_Publications_2017-2018/Fact_Sheet_-_LCOE_update_April_2018.pdf

Eero Vartiainen

Kirjoittaja on Fortumin aurinkoteknologiapäällikkö, joka edustaa Fortumia ja Suomea Euroopan aurinkosähköteknologiakomiteassa (European Technology and Innovation Platform Photovoltaics, ETIP PV). Komitea on Euroopan komission asettama asiantuntijaryhmä, joka tuottaa säännöllisesti raportteja aurinkosähkön alalta. Esimerkiksi nyt ilmestynyt PV LCOE factsheet julkaistaan kerran vuodessa.

 

Fakta: Mistä aurinkosähkön tuotantokustannus muodostuu?

Energian tuotantokustannus (LCOE) lasketaan yleensä jakamalla kaikki elinkaarikustannukset järjestelmän elinaikana tuottamalla energiamäärällä. Aurinkosähkön LCOE ottaa huomioon esimerkiksi pääoma- (CAPEX) ja käyttökustannukset (OPEX) mukaan lukien rahoitus-, suunnittelu-, valmistus-, asennus-, verkkoon liittymis- ja käyttökulut sekä hintamarginaalit.

Aurinkosähköjärjestelmän pääomakustannus voidaan jakaa kahteen osaan: aurinkopaneeleihin ja järjestelmäkustannukseen (BoS). Järjestelmäkustannus kattaa kaiken muun kuin paneelit eli mm. invertterit, kaapelit, asennusrakenteet sekä asennus- ja suunnittelutyön. Aurinkosähkökapasiteetin kasvun myötä on opittu kehittämään valmistusmenetelmiä, käyttämään vähemmän materiaaleja (raaka-aineita) ja nostamaan paneelien hyötysuhdetta. Parempi hyötysuhde laskee automaattisesti myös järjestelmäkustannusten hintaa, sillä hyötysuhteen kasvaessa tarvittava pinta-ala ja materiaalien määrä pienenee.

Uusimman ETIP PV:n raportin mukaan aurinkosähkön hinta laskee edelleen vähintään 40 prosenttia vuoteen 2030 ja 60 prosenttia vuoteen 2050 mennessä. Koska aurinkosähkön kustannus on hyvin pääomavaltainen, käytetyllä korkokannalla on suuri merkitys tuotantokustannuksen laskennassa.

Esimerkiksi käytettäessä vieraan ja oman pääoman suhdetta 70/30 ja 10 prosentin korkoa omalle ja 3 prosentin korkoa vieraalle pääomalle saataisiin pääomakustannuksen painotetuksi nimelliseksi keskikoroksi (WACC) noin 5 prosenttia. Tällä korolla ja 2 prosentin keskimääräisellä vuosi-inflaatiolla suuren kokoluokan aurinkosähkön tuotantokustannus olisi tällä hetkellä 28 €/MWh Etelä-Espanjassa ja Etelä-Suomessa 49 €/MWh. ETIP PV:n mukaan kustannus samalla korolla vuonna 2050 on enää 12 €/MWh Espanjassa ja noin 20 €/MWh Suomessa. Vertailun vuoksi sähkön keskimääräinen markkinahinta viime vuonna oli Espanjassa 52 €/MWh ja Suomessa 33 €/MWh. Sähkön kuluttajahinta Euroopassa vaihtelee paljon: Norjassa se on noin 100 €/MWh ja Italiassa 300 €/MWh, kun otetaan huomioon sekä energia- ja siirtokustannukset että verot.