Selvitys sähkömarkkinoiden kehityksestä

1. Tehomarkkinaselvitys – loppuraportti
30.12.2016
Mikko Kara, Iivo Vehviläinen ja Markus Klimscheffskij | Gaia Consulting Oy
mikko.kara@gaia.fi, puh. 040 500 9893

2. 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. 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
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Kysyntä,TWh/vuosi
Huippukulutus,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. 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. 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. 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. 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. 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. 9
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
Kasvatettu
tehoreservi
Energy only Tehomarkkina
MEUR/vuosi
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. 10
Liitteet
• Tehomarkkinasta tarkemmin
• Analyysi Suomen tilanteesta jos tehoa edelleen poistuu

11. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 19
Arvio poistuvasta kapasiteetista

20. 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. 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. 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. 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. 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”

25. 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