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.

Miksi Fortumin tuuli- ja aurinkoenergia sopii yhteen Uniperin kanssa?

Kari Kautinen

Posted by: Kari Kautinen
2.11.2017

Ilmoitimme syyskuussa sopimuksestamme E.ONin kanssa, jonka mukaisesti E.ONilla on oikeus myydä noin 47 prosentin omistusosuutensa Uniperissa Fortumille. Saksan lain mukaisesti teemme myös ostotarjouksen kaikille Uniperin osakkeenomistajille. Uutisoinnin jälkeen osan katse kiinnittyi siihen, että Uniperin tuotannosta 80 prosenttia perustuu fossiilisiin polttoaineisiin – suurimmaksi osaksi kaasuun. Sen jälkeen ryöpsähtivät kysymykset: Kuinka investointi edistää muutosta kohti puhtaampaa maailmaa? Miten Uniper istuu Fortumin tavoitteeseen johtaa muutosta kohti vähäpäästöistä energiajärjestelmää?

Kerron mielelläni, miten. Olen nimittäin yksi Uniper-järjestelyn arkkitehdeistä Fortumissa, sillä vastaan yhtiön yritysjärjestelyistä. Niiden rinnalla vastaan yhtiön tuuli- ja aurinkoenergiasta.

Vakaa taloudellinen tuotto takaa investoinnit uusiutuvaan energiaan

Olemme Fortumissa kehittäneet viime vuodet määrätietoisesti tuuli- ja aurinkoenergian liiketoimintaamme, missä haluamme kasvaa merkittäväksi toimijaksi. Esimerkiksi tuulivoimaa pidämme yhtenä kaikkein kilpailukykyisimmistä tuotantomuodoista tulevaisuudessa täällä Pohjolassa. Tuuli- ja aurinkoenergian investointikohteet valitsemme huolella. Tavoitteena on investoida sinne, missä olosuhteet ovat parhaat juuri kyseiselle tuotantomuodolle.

Parhaillaan meillä on rakenteilla tai suunnitteilla tuulivoimaa Ruotsiin, Norjaan ja Venäjälle. Aurinkoenergiaa olemme rakentaneet Intiaan parin vuoden sisällä yli 170 MW ja haemme edelleen kasvua. Tavoitteenamme on investoida Intian aurinkoenergiahankkeisiin noin 200-400 miljoonaa euroa. Odotamme Uniper-sijoituksemme tarjoavan Fortumille hyvää tuottoa, joka osaltaan mahdollistaa kestävien energiaratkaisujen kehittämisen ja toteuttamisen myös jatkossa.

Energiajärjestelmän muutos vaatii aikaa

Mitä pidempään olemme toimineet tuuli- ja aurinkovoiman parissa, sitä enemmän ymmärryksemme on kasvanut koko energiajärjestelmästä. Näemme Fortumissa kirkkaasti, että tulevaisuuden energiajärjestelmän on oltava varma, ketterä ja puhdas. Samalla sen on kyettävä turvaamaan kohtuuhintaisen energian saatavuus eurooppalaisille kuluttajille ja teollisuudelle Vaikka jokainen meistä kuinka toivoisi, ei uusiutuva energia yksin ole ratkaisu globaalisti kasvavaan energiantarpeeseen nykytilanteessa.

Energiajärjestelmän muutos vähäpäästöiseksi ja uusiutuvaksi ei tapahdu sormia napsauttamalla yhdessä yössä. Miksi? Muun muassa siksi, että ihmiskunta ei ole ratkaissut energian varastointia suuressa mittakaavassa kannattavasti. Siksi tarvitsemme ainakin seuraavina vuosikymmeninä vaihtelevasti tuottavien uusiutuvien rinnalle vakaata tuotantoa, joka varmistaa yhteiskunnan toimivuuden kaikkina aikoina.

Lisäksi tarvitsemme ketterästi säätyvää tuotantoa varmistamaan energiansaanti silloin, kun ei tuule eikä aurinko paista. Meillä Pohjoismaissa nopeana säätövoimana toimii vesivoima. Samaa vaihtoehtoa yhtä isosti ei monilla mailla – kuten esimerkiksi Saksalla – ole. Silloin on turvauduttava kaasuun. Silloin on turvauduttava muuhun säätövoimaan. Uniperin kaasuvoimalaitokset, ja toki myös vesivarastoihin perustuva pumppuvoima, ovat tehokkaita keinoja kääntämään sähköntuotantoa vähäpäästöisempään suuntaan Euroopan päästötavoitteiden mukaisesti.

Ymmärrys siitä, miten eri tuotantomuodot toimivat yhdessä energiajärjestelmässä ja miten tuotanto muuttuu energiakäänteen edessä, on erittäin tärkeä. Uniperin monipuolinen tuotantorakenne (vesi- ydin- ja lauhdevoimaa) ja laaja maantieteellinen peitto (Saksa, Venäjä, Ruotsi, Alankomaat, Iso-Britannia ja muut markkinat) täydentävät hyvin Fortumin omaa toimintaa.

Olemme Fortumissa sijoittamassa samanaikaisesti sekä puhtaaseen uusiutuvaan energiaan että Uniperin myötä lisää vakaaseen ja säädettävään tuotantoon. Minulle tämä yhdistelmä merkitsee energia-alan toimijan yhteiskuntavastuuta: edistämme vauhdilla muutosta kohti vähäpäästöistä energiajärjestelmää samalla, kun huolehdimme, että valoa ja lämpöä riittää silloinkin kun pilvi peittää auringon ja tuuli tyyntyy. Uskon, että Fortum vastuullisena puhtaan energian edelläkävijänä tulee olemaan paras mahdollinen kumppani Uniperille.

Kari Kautinen, M&A and Solar & Wind Development -yksikön johtaja, Fortum

Uusiutuvalle sähkölle tuotantotukea vain ylimenokauden ajan

Posted by: Joonas Rauramo ja Simon-Erik Ollus
4.5.2017

Suomen hallituksen tavoitteena on pyrkiä fossiilisista polttoaineista puhtaaseen uusiutuvaan energiaan kustannustehokkaasti. Uusiutuvan sähkön tuotantoa aiotaan lisätä 2 TWh tukemalla kilpailukykyisimpiä investointeja vuosien 2018-2020 kilpailutuksissa. Energia- ja ilmastostrategiassa on linjattu, että tuotantotuki on ylimenokauden ratkaisu matkalla kohti markkinaehtoisuutta.

Maatuulivoima jo kannattavaa ilman tukiakin

Vaikka tuki on hallituksessa nimetty teknologianeutraaliksi, on julkinen keskustelu pyörinyt pitkälti tuulivoiman ympärillä. Näkemyksemme mukaan kustannustehokkain tapa edistää tuulivoiman lisärakentamista jatkossa on varmistaa sähkö- ja päästöoikeusmarkkinoiden tehokas toiminta. Tuolloin maatuulivoima on kilpailukykyistä ilman tukiakin.

Uusinvestoinneissa maatuulivoima on jo nyt edullisinta sähköntuotantoa Pohjoismaissa. Hyvillä alueilla tuotantokustannukset ovat Suomessakin noin 40 €/MWh. Ruotsissa – missä tuuliolosuhteet ja kustannustaso ovat aivan vertailukelpoisia Suomen kanssa –  hankkeita on toteutettu jopa alle 30 €/MWh markkinahinnoilla, joissa on jo mukana sertifikaatin hinta.

Tuulivoimatuotannon kustannusten odotetaan yhä laskevan ja esimerkiksi turbiinivalmistaja Nordex arvioi, että tehokkaammat turbiinit alentavat kustannuksia 13-31 % vuosina 2016-2020.

Tulevan uusiutuvan sähkön tukimekanismin tulee valmistaa alan toimijoita täyteen markkinaehtoisuuteen.

Liiketoimintariski kuuluu yrityksille – ei veronmaksajille

Tulevan uusiutuvan sähkön tukimekanismin tulee valmistaa alan toimijoita täyteen markkinaehtoisuuteen, missä sähkön tuottaja vastaa hintaan ja tuotannonvaihteluihin liittyvistä riskeistä. Kilpailutettu kiinteän preemion tukimalli, jossa tuottaja myy sähkön markkinoille ja saa markkinahinnan lisäksi kiinteän tuen megawattituntia kohden (x €/MWh) vastaa mielestämme parhaiten näitä periaatteita.

Tuulivoima-ala on liputtanut viime aikoina ns. liukuvan preemion puolesta. Siinä sähkömarkkinariski siirtyisi veronmaksajille ja investoijat tekisivät hankkeita alhaisemmalla pääoman tuotolla (kts. kuva).

preemiotKuva: Kiinteän preemion ja liukuvan preemion tukimallien perusperiaatteet

 

Mielestämme on yritysten – ei veronmaksajien – tehtävä kantaa liiketoimintariskit ja järjestää hankkeiden rahoitus. Tuulivoiman tuottajat voivat suojautua hinnanvaihteluilta markkinaehtoisesti esimerkiksi pitkän aikavälin sopimuksilla (PPA, Power Purchase Agreement) tai finanssijohdannaisilla, mikä mahdollistaa alhaiset rahoituskustannukset projekteille niiden omistusrakenteesta riippumatta. Markkinaehtoiset suojaukset toisivat myös lisää likviditeettiä futuuri- ja PPA-markkinoille ja tehostaisivat osaltaan markkinoiden toimintaa.

Kilpailutettava 2 TWh:n tuotanto on hyvin rajallinen, joten kilpailu pitää tuesta aiheutuvat lisäkustannukset veronmaksajille maltillisina. Näkemyksemme mukaan eri mallien kustannukset olisivat hyvin lähellä toisiaan, mutta kiinteän preemion mallissa selvästi paremmin ennustettavissa. Kustannusten kannalta on oleellista hyödyntää tuulipuistojen mittakaavaedut. Kilpailutuksia ei kannata pilkkoa liian pieniin huutokauppoihin ja 2-3 huutokauppaa onkin riittävä määrä 2 TWh:n kilpailutukseen. Tuki tulee rajata esimerkiksi 8-10 vuoteen, jotta sen vaikutukset markkinoilla jäävät kestoltaan lyhytaikaisiksi.

Nähtäväksi jää, millaiseksi teknologianeutraali tuki loppumetreillä muotoutuu. Tärkeää on joka tapauksessa muistaa, että vesi-, bio- ja aurinkosähkön tulee olla kilpailussa samalla lähtöviivalla tuulivoiman kanssa.

Joonas Rauramo, kehitysjohtaja, tuuli- ja aurinkoliiketoiminta, Fortum
Simon-Erik Ollus, johtaja, sähkökauppa ja tuotannonohjaus, Fortum

Takuuhintakaan ei korjaa energiamarkkinaa

Simon-Erik Ollus
Posted by: Simon-Erik Ollus
9.9.2016

St1:n energiajohtaja Jari Suominen nostaa esille energiamarkkinoiden haasteet kirjoituksessaan (TE 28/2016).  Suominen toteaa aivan oikein, että epävarmuus energia-alalla on kasvanut, mutta miksi? Poliittisen käsiohjauksen eli uuden tuotannon merkittävien tuotantotukien vuoksi sähkön markinahinta ei enää heijasta tarvittavan sähköntuotannon todellisia kokonaistuotantokustannuksia. Tuetulla sähköntuotannolla ei ole hintariskiä, eikä se joudu vastaamaan energiajärjestelmälle aiheuttamastaan epävarmuudesta. Markkinasignaalien välittämä viesti kysynnästä ei ohjaakaan uusiutuvan energian investointeja, vaan päätökset perustuvat saataviin tukiin.

Maallikkokin ymmärtää, että kaupallisen kahvilan pyörittäminen on vaikeaa, jos yhteiskunta jakaa kadun toisella puolella pullaa ja kahvia ilmaiseksi ohikulkijoille. Sähkömarkkina on tämän tapaisessa tilanteessa. Ennen pitkään kaikki kaupallinen tuotanto on pulassa, ja järjestelmään syntyy vakavia teho-ongelma.  Järjestelmästä häviää jousto, joka varmistaa tehon riittävyyden myös kylmimpinä pakkaspäivinä, kun aurinko ei paista eikä tuuli puhalla.

Suominen haluaa kilpailutetun takuuhinnan jatkossakin uudelle tuotannolle.  Takuuhinta kypsille teknologioille varmistaisi toki poliittisesti sovitun uuden volyymin syntymisen, mutta samalla se entisestään pahentaisi sähkömarkkinan toimivuutta. Syntyisi kahden kerroksen tuottajia. Toiset saavat valtiolta taattua tulovirtaa ilman vastuuta energiajärjestelmälle aiheuttamastaan epävakaudesta (kuten vaihtelevan tuulivoiman tapauksessa). Samalla tuotanto, joka pystyy vakauttamaan energiajärjestelmän ja varmistamaan toimitusvarmuuden, jätetään kärvistelemään markkinahinnan varassa.  Kansantalouden, toimitusvarmuuden tai investointi-ilmapiirin kannalta kyseinen skenaario ei ole optimaalinen.  Parempi olisi eheyttää energiamarkkinat ja antaa kaiken energiatuotannon toimia samoilla ehdoilla samoilla markkinoilla. Päästökauppa taas varmistaa, että energia-ala siirtyy kustannustehokkaasti päästöttömyyteen ja kasvattaa uusiutuvan energiatuotannon osuutta. Tämä olisi ehdottomasti kustannustehokkain tapa parantaa alan investointivarmuutta.

Simon-Erik Ollus
johtaja, sähkökauppa ja tuotannonohjaus, Fortum

Kirjoitus on julkaistu Talouselämä-lehden Tebatti-osiossa 2.9.2016 ja Talouselämän verkkosivuilla 9.9.2016

Integroidun sähkömarkkinan arvo Suomelle

Tuomas_Harju-60x60 Posted by Tuomas Harju, 31.3.2016

 

Sähköntuonnilla ja rajasiirtokapasiteetilla on merkittäviä rahallisia hyötyjä Pohjoismaille – etenkin Suomelle. Kansallinen energiapolitiikka on kuitenkin dominoinut viimeaikaista keskustelua alueellisen tehokkuuden ja toimivuuden parantamisen sijaan. Taloudellisesta näkökulmasta katsottuna kansalliset ratkaisut eivät ole erityisen kannattavia, koska pohjoismainen energiajärjestelmämme toimii alueellisesti hyvin tehokkaasti eri tuotantomuotojen täydentäessä toisiaan. Arvioidaksemme pohjoismaisesta järjestelmästä koituvaa hyötyä mallinsimme Suomen sähköntuotantojärjestelmän ilman pohjoismaisia siirtoyhteyksiä tai muita tuontimahdollisuuksia – itsenäisenä markkina-alueena.

Tavoitteena oli rakentaa yksinkertainen malli, joka olettaa, että markkinat toimivat tehokkaasti ja markkinoilla vallitsee täydellinen tieto polttoaineiden hinnoista. Vesi- ja tuulivoimalle käytettiin toteutuneita energiamääriä. Mallissa investointipäätöksiä koskevaa tietoa rajoitettiin kuitenkin siten, että malli näkee polttoaineiden ja hiilidioksidin hinnat vain muutamaksi vuodeksi eteenpäin. Lisäksi investointipäätös tehdään ainoastaan, jos markkinahinnan nähdään kattavan laitoksen kulut pitkällä aikavälillä. Käytännössä tästä seuraa, ettei markkinoilla ole ylikapasiteettia ja voimalaitokset ovat kannattavia. Mallin aloitusvuodeksi valittiin vuosi 2000, jonka jälkeen mallin annettiin rakentaa uutta sähköntuotantokapasiteettia kokonaiskysynnän kattamiseksi. Investointipäätökset perustuvat polttoaineiden senhetkiseen hintaan sekä teknologioiden keskinäisiin kustannuksiin.

Kuva1_polttoainejakauma

Kuva 1: Mallinnettu sähköntuotannon polttoainejakauma ja 2015 toteuma

Mallinnuksen tulokset kuvaavat hyvin energiajärjestelmässä ja polttoaineiden hinnoissa tapahtuneita muutoksia: Ensimmäisinä vuosina kaasu oli hinnaltaan kilpailukykyisin polttoaine, minkä seurauksena malli rakensi suhteellisen paljon kaasuvoimalaitoskapasiteettia siirtoyhteyksien puuttumisesta johtuvaan kapasiteettialijäämään. Myöhemmin kaasun kilpailukyky romahti hiileen verrattuna ja rakennettujen voimalaitosten tuotanto korvautui uusilla sekä vanhoilla hiililaitoksilla, mikä vastaa hyvin nykyistä tilannetta Suomessa. Pohjoismaisessa energiajärjestelmässä sähkön hinta määräytyy pääosin vesivoiman arvostuksen mukaan, kun taas mallissa määräävä tekijä on hiililauhteen marginaalikustannus (kaasulauhde mallinnuksen alkuvuosina), koska halpaa norjalaista ja ruotsalaista vesivoimaa ei ole Suomessa saatavilla.

Lopputulemana Suomen sähkönhinta olisi ollut n. 16 €/MWh korkeampi vuosina 2000-2015 ilman pohjoismaista siirtokapasiteettia ja muita tuontimahdollisuuksia. Kumulatiivisesti tämä tarkoittaisi yli 20 miljardin euron eroa alueellisen ja kansallisen sähköntuotantojärjestelmän välillä sekä merkittäviä hyvinvointitappiota. Voidaan myös ajatella, että Suomessa olisi rakennettu enemmän ydinvoimaa, mutta hintaero olisi tällöin laskenut yhdellä uudella laitoksella ainoastaan 2-4 €/MWh, koska fossiilinen lauhdevoima määrittäisi edelleen hinnan sähkömarkkinoilla. On hyvä huomioida, että todellisuudessa sähkönhinta on ollut laskussa viime vuosina pohjoismaisen ylikapasiteetin takia, mikä kasvattaa hintaeroa. Tästä huolimatta pohjoismaisen energiamarkkinan edut ovat huomattavia kansalliseen nähden.

Kuva2_kustannusero

Kuva 2: Kustannusero kansallisen ja pohjoismaisen sähkömarkkinan välillä

On todennäköistä, että omavaraisuus sähköntuotannossa lisäisi energian huoltovarmuutta Suomessa, mutta millä hinnalla? Korkeampi sähkön hinta ja riippuvaisuus fossiilisten polttoaineiden tuonnista olisivat yhteiskunnalle merkittäviä kustannuseriä. Meidän tulisi osin populistisesta julkisesta keskustelusta huolimatta miettiä, uskommeko kansallisen sähkömarkkinan hyötyihin vai pohjoismaiseen ja Euroopan laajuiseen markkinaan – uskommeko jäykkään ja kalliiseen vai joustavaan ja tehokkaaseen.

Tuomas Harju
Markkina-analyytikko, Fortum

 

Suomen energiasektori haasteiden edessä

Simon-Erik Ollus
Posted by: Simon-Erik Ollus
11.6.2015

Montelin järjestämässä Finnish Energy Dayssä 11.6.2015 tarkasteltiin Suomen energiasektorin nykytilaa monesta näkökulmasta. Puheenvuoron saivat niin käyttäjät, Pohjoismainen sähköpörssi kuin kaupankäynnin eri osapuolet. Ohjelmaan mahtuivat myös esitykset EU ETS -uudistuksen ja Venäjän vaikutuksesta pohjoismaiseen sähkömarkkinaan.

Omassa avauspuheenvuorossani toin esille tuottajan näkökulman Suomen energiasektorin haasteisiin: Continue reading Suomen energiasektori haasteiden edessä

Onko Suomen sähkön tuontiriippuvuus ongelma?

Simon-Erik Ollus
Posted by: Simon-Erik Ollus
27.1.2015

Riittääkö sähkö tulevina pakkastalvina? Tänään julkaistiin Pöyryn tekemä arvio Suomen sähkötehon riittävyydestä ja sähköntuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestä lyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Raportti korostaa, että Suomen kotimainen sähköntuotanto ei riitä kattamaan kulutusta huippukysynnän aikana. Ei tällä hetkellä eikä tulevaisuudessa. Osa Suomen sähkön kulutuksesta onkin tuonnin varassa. Continue reading Onko Suomen sähkön tuontiriippuvuus ongelma?