Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030

SUOMEN SÄHKÖTEHON RIITTÄVYYS JA
KAPASITEETTIRAKENTEEN KEHITYS VUOTEEN 2030
Raportti 23.1.2015
Pöyry Management Consulting Oy

COPYRIGHT©PÖYRY
Copyright © Pöyry Management Consulting Oy
Kaikki oikeudet pidätetään. Tätä asiakirjaa tai osaa siitä ei saa kopioida tai jäljentää missään muodossa ilman
Pöyry Management Consulting Oy:n antamaa kirjallista lupaa.
2
23.1.2015
PÖYRY MANAGEMENT CONSULTING OY
SUOMEN SÄHKÖTEHON RIITTÄVYYS JA KAPASITEETTIRAKENTEEN KEHITYS
52X265022

COPYRIGHT©PÖYRY
YHTEENVETO
23.1.2015
52X265022
3

23.1.2015
52X265022 4
PÄÄHAVAINNOT
Suomen oman sähköntuotannon vajaus huippukulutukseen nähden on suurin
vuoden 2018 paikkeilla, mutta senkään jälkeen Suomen kapasiteetti ei kata
huippukysyntää vaan Suomi on tuonnin varassa
Omakapasiteetti
· Suomessa oleva sähköntuotantokapasiteetti ei riitä
vastaamaan normaalivuoden huippukysyntään tällä hetkellä
eikä tulevaisuudessakaan. Olkiluoto 3:n valmistuminen lisää
kapasiteettia mutta ei tee Suomesta teho-omavaraista oman
huipputuotannon ja huippukulutuksen suhteen.
· Ennen OL3:n valmistumista ero normaalivuoden
huippukysynnän ja oman käytettävissä olevan kapasiteetin
välillä on arviolta 2800 MW. Erityisen kylmänä talvipäivänä
ero voi olla jopa 4000 MW.
Tuontiyhteydet
· Sähkön siirtoyhteydet naapurimaista Suomeen riittävät hyvin
kattamaan sähkön huippukysynnän ja oman tuotannon eron.
Kapasiteetti on ennen OL3:n valmistumista yhteensä n. 5100
MW jakaantuen tuontikapasiteettiin Ruotsista, Virosta ja
Venäjältä.
· Huippukulutustilanteissa kapasiteettia on saatavilla
naapurimaista. Sähkötehon riittämättömyyden Suomessa
voisivat aiheuttaa useat samanaikaiset merkittävät häiriöt tai
rajoitteet tuonnissa.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2018 2024 2030
MW
Venäjä
Viro
Ruotsi 3
Ruotsi 1-2
· Suomi on osa pohjoismaisia sähkömarkkinoita, mikä tekee
mahdolliseksi edullisen sähköntuonnin naapurimaista. Tämä
on vaikuttanut myös huipunaikaisen kapasiteetin
kannattamattomuuteen Suomessa tehon ollessa usein
saatavilla naapurimaista omaa kapasiteettia edullisemmin.
Markkinat
Tuontiyhteydet Suomeen
Huippukapasiteetti ja -kysyntä Suomessa
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
Huippukulutus,
normaalivuosi
Huippukulutus,
kylmä vuosi

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 5
-2018 2019-2024 2025-2030
· Suomen oman sähkötehon
riittävyys on heikoin työn
tarkastelujaksolla ennen
Olkiluoto 3:n valmistumista.
· Vuoteen 2018 mennessä
Suomeen ei ehdi merkittävästi
syntyä uutta sähköntuotanto-
kapasiteettia tuulivoimaa
lukuun ottamatta.
· OL3 käyttöönotto pienentää
oman tuotannon tehovajetta
· CHP-kapasiteetti vähenee,
kun uusinvestoinneilla
korvataan mm. maakaasuun
pohjautuvaa tuotantoa ja
osassa kohteista lämmöntarve
hoidetaan erillistuotannolla
· Mahdollisen uuden
ydinvoimainvestoinnin myötä
oma sähköntuotanto-kapasiteetti
kasvaisi ja vaje
huippukulutuksen ja oman
tuotannon välillä pienenisi, mutta
vaje kasvaa jälleen kohti vuotta
2030 vanhojen
ydinvoimayksiköiden poistuessa.
SUOMEN TUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS
Suomen oma tuotantokapasiteetti ei koko tarkasteluajanjaksolla riitä kattamaan
huippukulutusta
· Suomen huipunaikaisen sähköntuotantokapasiteetin on arvioitu laskevan nykytasosta vuoteen 2018
ennen Olkiluoto 3:n käyttöönottoa. Siihen asti huippukulutuksen ja –tuotannon ero on noin 2800 MW
normaalitalvena ja jopa 4000 MW erittäin kylmänä talvena (keskim. kerran 10 vuodessa).
· Olkiluoto 3:n valmistuttua vaje kulutuksen ja tuotannon välillä laskee merkittävästi, mutta
sähköntuotantotehon suhteen Suomi ei ole edelleenkään omavarainen.
· Ydinvoiman lisäksi Suomeen rakennettava uusi sähköntuotantokapasiteetti on lähinnä tuulivoimaa,
jonka huipun aikainen laskennallinen käytettävyys on arviolta vain noin 6 % nimelliskapasiteetista.
· Suomen sähköntuotantokapasiteetista on arvioitu poistuvan erityisesti lauhdesähkökapasiteettia
sähkön alhaisen markkinahinnan tehdessä kapasiteetin ylläpidosta kannattamatonta.

COPYRIGHT©PÖYRY
SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN RIITTÄVYYS LÄHIALUEILLA
23.1.2015
52X265022
6
Tällä hetkellä tuotantokapasiteetti ylittää sähkön huippukysynnän kaikilla Suomen
lähialueilla, joista sähköä tuodaan Suomeen
0
5000
10000
15000
20000
25000
Luoteis-Venäjä
MW
Huipputuotanto
Huippukysyntä
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Skandinavia
MW
1000MW
· Sekä Skandinaviassa, Baltiassa että
Luoteis-Venäjällä huipputuotannon ja
kulutuksen välinen tase on
positiivinen ja on hyvin todennäköistä
että tilanne ei ratkaisevasti muutu
tulevaisuudessa kysynnän tai
tuotantokapasiteetin muutosten
johdosta.
– Tällä hetkellä ero on arviolta 5000 MW
Venäjällä Suomen lähialueella, yli 1300
MW Baltiassa ja 2300 MW
Skandinaviassa huippukulutushetkellä
· Kasvava kysyntä voi kuitenkin
heikentää tehomarginaaleja
naapurialueilla, mikäli investoinnit
uuteen tuotantokapasiteettiin eivät
toteudu näillä alueilla tai käytöstä
poistuu esim. ydinvoimakapasiteettia.
0
5000
10000
Baltia
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 7
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS JA MAHDOLLISET HÄIRIÖTILANTEET
Normaaliolosuhteissa Suomen oma tuotantokapasiteetti ja tuontikapasiteetti
riittävät huipunaikaisen kulutuksen kattamiseen
· Kun tuontikapasiteetti huomioidaan, on tarkastelluissa
skenaarioissa kapasiteettia riittävästi myös kylmän talven
kulutushuipun kattamiseksi.
· Oheinen kuvaaja osoittaa, että vuonna 2018 sähkön
tuotanto- tai tuontitehoa saisi olla pois käytettävistä noin
1200 MW ennen kuin kapasiteetti ei riittäisi kysynnän
kattamiseen. Muina tarkasteluajankohtina tehovajetta on
vähemmän.
· Merkittävä tehovajaus esiintyy todennäköisimmin usean
tekijän summana, mikäli kylmänä ajankohtana esiintyy
merkittävää vajausta esim. tuotannossa tai
siirtokapasiteetissa.
Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja
tuonti, perusskenaario
Kysynnän kehitys ja
huippukulutus
Tuonnin rajoittaminen
Suuri tuotantoyksikkö pois
verkosta
· Pitkä kylmä jakso, jolloin
kysyntä pysyy korkealla
· Kysyntäjousto ei aktivoidu
riittävästi
· Kaapeliviat
· Esimerkiksi Venäjän tuonnin
jääminen pois
· Merkittävät tuotannon ja/tai
tuonnin vajaukset
naapurimaissa, esimerkiksi
ydinvoimaloiden sulkemiset
· OL3 pitkään pois verkosta
· Useamman suuren laitoksen
samanaikainen vikaantuminen
Keskeisimmät tehon riittämättömyyteen johtavat tekijät
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 8
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS HÄIRIÖTILANTEISSA
Tarvitaan merkittävä useamman tuotantoyksikön häiriötilanne ja/tai rajoitetut
siirtoyhteydet, jotta sähkönhankinnan tehotase olisi negatiivinen
· Kun tuontikapasiteetti huomioidaan, on kapasiteettia
riittävästi myös kylmän talven kulutushuipun kattamiseksi.
Sähkönhankintamarginaali on noin 1200 MW vuonna 2018
mikäli kaikki siirtoyhteydet ovat täysin käytössä ja
tuotannossa ei ole häiriöitä.
· Kylmänä ajanjaksona suurimman tuotantoyksikön ollessa
poissa käytöstä, Suomen sähkönhankintamarginaali
putoaa vuonna 2018 alle 400 MW:iin.
· Tarkastellessa kylmän talvijakson tilannetta ja tuonnin
ollessa rajoitettu 1100 MW:lla, sähkönhankintamarginaali
on vain noin 150 MW vuonna 2018.
Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja tuonti,
perusskenaario
Kylmän talven huipunaikainen sähkönhankintatase
suuren tuotantoyksikön ollessa pois käytöstä
suurimman tuontiyhteyden ollessa pois käytöstä
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 9
SUOMEN OMAN TUOTANNON JA KULUTUKSEN
MAHDOLLISUUDET VASTATA TEHOVAJEESEEN
Mahdollisuudet lisätä tuotantoa tai vähentää kysyntää huippukulutuksen aikana
Suomessa ovat melko rajalliset verrattuna tehovajeeseen
· Sähköntuotantoa voitaisiin isätä hieman
arvioidusta huippukapasiteetista kaukolämpöön
liittyvässä yhteistuotannossa
– Joidenkin CHP-laitosten on mahdollista lisätä
sähköntuotantoa lähemmäksi nimellistehoa
pienentämällä laitokselta lähtevän kaukolämpöveden
lämpötilaa tai siirtymällä väliottolauhdutusyksiköissä
lauhdutustuotantoon.
· Kysyntäjoustoa on mahdollista saada lisää
markkinoille myös pienemmistä kohteista, kun
sähkön hinnoittelu muuttuu enemmän
tuntitasoiseksi ja tarjolla on palveluita ja tuotteita
joilla kysyntää voidaan ohjata automaattisesti.
– Erityisesti sähkölämmitys on Suomessa potentiaalinen
suuri kysyntäjoustokohde.
– Myös teollisuuden ja palveluiden sähkönkäytöstä
voidaan löytää merkittäviä uusia kysyntäjoustokohteita.
· Näiden vaikutukset jäävät kuitenkin pienemmiksi
kuin oman sähköntuotannon tehovaje, joten
tuontia ei voida niillä kokonaan korvata.
Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje ja
mahdollisuudet lisätä tuotantoa ja vähentää kysyntää*
*tuontia ei ole huomioitu
-5 000
-4 000
-3 000
-2 000
-1 000
0
1 000
2 000
2018 2024 2030
MW
Oman tuotannon
tehovaje
CHP-tuotannon
lisäys
Kysyntäjousto

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 10
TOTEUTUNUT OMA TUOTANTO JA NETTOTUONTI
HUIPPUKULUTUSPÄIVÄNÄ
Suomen toteutunut huippukulutus ei vastaa kokonaistuotantotehoa
huippukulutushetkelläkään, sillä sähkön tuonti on omaa huipputuotantoa
edullisempaa
· Vuoden 2014 kulutushuippu tapahtui 20.1 klo 9-10,
jolloin kulutus oli 14 330 MWh/h. Saman tunnin
aikana tuotanto Suomessa oli 11 482 MWh/h.
Kyseisen päivän Suomen aluehinnan keskiarvo oli
noin 46 EUR/MWh.
· Toteutunut tuotanto huippukulutuspäivänä on
reilusti alhaisempi kuin kyseisen hetken
huipunaikainen oma tuotantokapasiteetti. Syynä
alhaiseen tuotantoon on kyseisen päivän alhainen
sähkön markkinahinta, jolloin Suomessa ei ollut
kannattavaa aktivoida enempää omaa tuotantoa.
Lisäksi heikko taloudellinen tilanne vaikuttaa
teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti.
· Vuoden 2014 tuotantohuippu oli 23.1 klo 18-19,
jolloin oma tuotanto oli 11 722 MWh/h. Suomen
aluehinta kyseisenä päivänä oli 47 EUR/MWh,
mikä on vain hieman korkeampi kuin
huippukulutuspäivänä.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
MW
Nettotuonti
Tuulivoima
Lauhdevoima
Yhteistuotanto
Vesivoima
Ydinvoima
Toteutunut tuotanto ja kulutus 20.1.2014
Suomen aluehinta 20.1.2014
0
20
40
60
80
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
EUR/MWh Suomen
aluehinta

COPYRIGHT©PÖYRY
SISÄLTÖ
23.1.2015
52X265022 11
JOHDANTO JA TAUSTA
SÄHKÖN KULUTUKSEN KEHITYS
SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN KEHITYS
SÄHKÖMARKKINASKENAARIOT JA HINNAT
KAPASITEETIN RIITTÄVYYSTARKASTELU
SÄHKÖN SIIRTOYHTEYDET

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 12
TYÖN TAVOITE JA LÄHTÖKOHDAT
· Energiateollisuus ry, Fingrid Oyj, Metsäteollisuus ry, Suomen Elfi Oy ja työ- ja elinkeinoministeriö
tilasivat Pöyry Management Consulting Oy:ltä arvion Suomen sähkötehon riittävyydestä ja
sähköntuotannon kapasiteettirakenteen kehityksestä lyhyellä ja pitkällä aikavälillä.
· Tässä työssä tavoitteena oli arvioida konkreettisesti laitostason analyysiin perustuen Suomen
sähkönhankintakapasiteetin kehitystä vuoteen 2030 ja arvioida tuotantotehon riittävyyttä sähkön
kulutukseen nähden. Arviot perustuvat Pöyryn näkemyksiin ja analyysiin.
– Pöyry on arvioinut kapasiteetin kehitystä huomioiden uusien investointien ja nykyisen kapasiteetin ylläpidon
kannattavuuden kehitys, tuontiyhteyksien kehitys ja niihin liittyvät riskit sekä sähkön kulutusta ja kysyntäjoustoa.
– Sähkön tuotannon ja kulutuksen suhdetta on työssä arvioitu lyhyellä (vuoteen 2018), keskipitkällä (2018-2025) ja
pitkällä aikavälillä (2030 saakka) kolmessa eri skenaariossa (Perus, Korkea ja Matala).
– Työssä ei ole erikseen mallinnettu Suomen ja lähialueiden sähköntuotantoa, hintatasoja ja kysyntää. Skenaarioiden
luomisessa on hyödynnetty Pöyryn aikaisemmin tekemiä mallinnuksia.
· Tämä raportti kuvaa työn keskeiset tulokset, tarkastelun lähtökohdat ja oletukset sekä
tarkastelutavan. Työssä on esitelty ensin tarkasteltavat skenaariot ja niihin liittyvät energian
hintatasot. Sen jälkeen on tarkasteltu sähkön kulutuksen kehitystä Suomessa eri skenaarioissa,
sähkön tuotantokapasiteetin kehitystä eri tuotantomuodoittain ja oman tuotannon ja huippukysynnän
välistä suhdetta. Seuraavaksi on tarkasteltu siirtoyhteyksiä ja kapasiteetin riittävyyttä Suomen
lähialueilla. Lopuksi on näiden perusteella esitetty arvioita tuotanto- ja tuontikapasiteetin
riittävyydestä sekä tarkasteltu tilanteita joissa sähkön riittävyyden suhteen voisi tulla ongelmia.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 13
TAUSTA
Huippukysyntä ja –tuotanto Suomessa eivät vastaa toisiaan, vaan Suomi on tuonnin
varassa huippukulutuksen aikaan.
· Sähköntuotantokapasiteetti Suomessa ei ole tällä hetkellä
riittävä vastaamaan huippukulutuksen tarpeeseen ja
Suomi on jo pitkään ollut riippuvainen sähköntuonnista
kulutushuippujen aikana.
· Sähkön markkinahinta on ollut pitkään melko alhainen ja
oletuksena on että tilanne jatkuu samanlaisena
lähivuosina.
– Lauhdesähköntuotannon kannattavuus on ollut heikkoa.
Lauhdekapasiteettia onkin jo poistunut markkinoilta, eikä
uusia investointeja olla toteuttamassa lähiaikoina.
Lauhdekapasiteetin heikko kannattavuus on johtamassa
siihen, että kapasiteettia poistuu edelleen markkinoilta jo
ennen teknisen käyttöiän päättymistä.
– Maakaasun korvaaminen kiinteillä polttoaineilla (turve, puu,
hiili) yhteistuotannossa vähentää
sähköntuotantokapasiteettia johtuen alhaisemmasta
rakennusasteesta (sähkö- ja lämpötehon suhde) kiinteillä
polttoaineilla kaasuun verrattuna. Useita tällaisia
korvausinvestointeja on toteutettu.
– Myös yhteistuotantoinvestointien kannattavuus on alhaisilla
sähkönhinnoilla epävarmaa, ja onkin mahdollista, että
uusintainvestointeja ei toteuteta yhteistuotantolaitoksina
vanhojen laitosten tullessa käyttöikänsä päähän.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Huippukulutus MW Toteutunut huipputuotanto
Sähkön huippukysynnän ja tuotannon kehitys Suomessa
tuntikeskitehoina
Lähde: Fingrid
* Tuntikeskiteho

COPYRIGHT©PÖYRY
SISÄLTÖ
23.1.2015
52X265022 14
JOHDANTO JA TAUSTA

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 15
· Pöyry mallintaa säännöllisesti sähkömarkkinoiden kehitystä
kolmella erilaisella kehityspolulla; Perus-, Matala- ja
Korkeaskenaariossa. Tämän työn kapasiteetin ja kysynnän
kehityksen tarkastelussa on käytetty lähtökohtana Pöyryn
luomia skenaarioita.
· Skenaariot eivät ole toistensa herkkyystarkasteluja vaan
kukin skenaario on luotu johdonmukaisesti erilaisista
talouden, politiikan ja energiankysynnän lähtökohdistaan
– Perusskenaario kuvaa Pöyryn mallinnusajankohdan aikaista
näkemystä markkinoiden todennäköisimmästä kehittymisestä
– Matalassa ja korkeassa skenaariossa on luotu kohtuulliset raja-
arvot markkinoiden kehityksen mahdollisista vaihtoehtoisista.
Skenaariot eivät kuvaa absoluuttisia ylä- tai alarajoja markkinoiden
kehityksestä.
– Skenaariot kuvaavat pitkänaikavälin tasapainoisia markkinoita eikä
lyhyenaikavälin satunnaisia tai lyhyenaikavälin hintahäiriöitä ole
huomioitu.
– Skenaarioiden tarkoituksena ei ole ollut luoda absoluuttisia energian
hintatasoja vaan enneminkin kuvata mahdollisia kehityspolkuja.
· Tuotantokapasiteetin osalta erot kapasiteetissa eri
skenaarioissa näkyvät lauhde- ja yhteistuotanto-
kapasiteetissa, muussa kapasiteetissa ei oleteta
muutoksia. Erot selittyvät kannattavuuteen vaikuttavalla
energian hintojen eroilla ja teollisuuden kehityksen eroilla
(erit. teollisuuden CHP).
Skenaarioiden keskeiset eroavaisuudet
SKENAARIOIDEN KUVAUS
Tarkastelu perustuu kolmeen Pöyryn luomaan skenaarioon sähkömarkkinoiden
kehittymisestä
Muuttuja Perus-
skenaario
Matala-
skenaario
Korkea-
skenaario
Talous-
kasvu
Taantumasta
noustaan
vähitellen
Kasvu
hitaampaa
globaalisti ja
Euroopassa
Nopeampi
talouskasvu,
Eurooppa nousee
taantumasta
Sähkön
kulutus
Hyvin
maltillinen
kulutuksen
kasvu
Kulutus
nykytasolla,
teollinen
tuotanto ei
kasva
Uutta teollisuutta
syntyy Suomeen,
energiatehokkuus
paranee
Energian
hinnat
Maltillinen
hintojen nousu
Polttoainehinnat
ovat hyvin
matalat, CO2-
hinnat alhaiset,
sähkön hinta on
hyvin alhainen
Polttoaineiden,
päästöoikeuksien
ja sähkön hinnat
ovat korkeat.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 16
ENERGIAHINTOJEN KEHITYS
Energian hintaskenaariot perustuvat kysynnän ja tarjonnan tasapainon
kehittymiseen erilaisissa kehityspoluissa
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2014 2014 -
2018
2019 -
2024
2025 -
2030
€/MWh
Korkea
Perus
Matala
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2014 2014 -
2018
2019 -
2024
2025 -
2030
€/CO2t
Korkea
Perus
Matala
Hiilen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa
Päästöoikeuden nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa,
· Maailmantalouden pitkittynyt taantuma on vähentänyt
teollisuuden energiantarvetta heijastuen suoraan polttoaineiden
kysyntään. Pohjois-Amerikan liuskekaasun hyödyntämisen
lisääntyminen on myös vapauttanut kysyntää alueella. Hiilen
hinnan ei nähdä merkittävästi nousevan perusskenaariossa
– Matalassa skenaariossa polttoaineiden maailmanmarkkinahinnat ovat
hyvin matalat johtuen kysynnän heikosta kehityksestä.
– Korkeassa skenaariossa talouskasvu on nopeaa globaalisti ja
Eurooppa menestyy kansainvälisessä kilpailussa. Polttoaineiden
hinnat nousevat voimakkaasti
· Vähentynyt energiantarve on heijastunut myös Euroopan
päästöihin ja päästöoikeuksien käyttöön. Päästöoikeuksia onkin
markkinoilla merkittävästi alkujaan suunniteltua enemmän,
jolloin niiden hintataso on myös jo pidempään ollut alhaisella
tasolla
– Päästöoikeuksien hinnan ei perusskenaariossa nähdä merkittävästi
nousevan kuluvalla päästökauppakaudella, kehityksen kääntyessä
kuitenkin nousujohteiseksi 2020-luvulla.
· Päästöoikeuden hintakehitysnäkymä perustuu EU –tason
tavoitteisiin pitkänajan päästövähennyksistä, jolloin
hintaohjauksen on nostettava hintatasoa huomattavasti
nykyisestä vuoden 2020 jälkeen.
– Matalassa skenaariossa hinnan nousu ei toteudu heikon talouskasvun
vuoksi. CO2 hinnat jäävät alhaisiksi Euroopan heikon talouskasvun ja
alhaisen teollisuustuotannon vuoksi.
– Korkeassa skenaariossa kysyntä kasvaa voimakkaasti ja hinnat nousevat
nopeasti 2020 jälkeen.
*Ei sis. veroja

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 17
KOTIMAISTEN POLTTOAINEIDEN HINTOJEN KEHITTYMINEN
Kotimaisten polttoaineiden hinnat vaihtelevat maailmanmarkkinahintoja
maltillisemmin
· Turpeen hinnan kehittyminen on riippuvainen
tuotantoalojen investointikustannusten, tuotannon
kustannusten sekä keskimääräisten kuljetuskustannusten
kehittymisestä
– Merkittävin hinnan nousupainetta lisäävä tekijä on turpeen
tuotantoalojen nettomääräinen pieneneminen ja tätä kautta
syvenevä niukkuus
– Niukkuus nostaa turpeen hintaa kysynnän ja tarjonnan
epätasapainon johdosta sekä laitokselle toimitettuna pitenevien
kuljetusetäisyyksien muodossa
· Metsähakkeen hintakehityksen oletetaan perustuvan
vaihtoehtoiskustannuksiin eli niin kutsutun
puustamaksukykyyn
– Puustamaksukyvyllä tarkoitetaan laitoksen kykyä maksaa
puupolttoaineesta ennen kuin sen on kannattavaa siirtyä
vaihtoehtoiseen polttoaineeseen (pääsääntöisesti turve).
Tyypillisesti metsähaketta käyttävät laitokset käyttävät myös
turvetta ja voivat vaihtaa polttoainesuhteita hintojen perusteella.
· Kotimaisten polttoaineiden hintojen ei oleteta vaihtelevan
yhtä voimakkaasti kuin polttoaineiden
maailmanmarkkinahinnat, sillä kustannusperuste ei
vaihtele yhtä voimakkaasti. Polttoaineiden käytön
jatkuminen edellyttää erityisesti matalassa skenaariossa
tukia. Tällä hetkellä käyttöä tuetaan syöttötariffin ja
verotuksen muodossa. 0
5
10
15
20
25
30
2014 2014 -
2018
2019 -
2024
2025 -
2030
€/MWh
Korkea
Perus
Matala
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2014 2014 -
2018
2019 -
2024
2025 -
2030
€/MWh
Korkea
Perus
Matala
Metsähakkeen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa
Turpeen nimellishinta tarkastelluissa skenaarioissa
*Ei sis. veroja

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 18
SÄHKÖN HINTAKEHITYS ERI SKENAARIOISSA
Sähkön hinnan kehitykseen liittyy merkittävää epävarmuutta
· Merkittävimmät sähkön hinnan ajurit ovat kysynnän
kasvaminen, polttoaineiden ja päästöoikeuksien hintojen
nousu sekä siirtoyhteyksien lisääntyminen Pohjoismaista
ja Baltiasta Manner-Eurooppaan ja Isoon-Britanniaan
· Sähkön hinnan nähdään nousevan Suomessa matalan
skenaarion keskimmäistä aikajaksoa lukuun ottamatta
kaikissa skenaarioissa tarkastellulla aikavälillä
– Matalassa skenaariossa sähkön hinta on hyvin alhainen
alhaisten polttoaine- ja CO2-hintojen ja alhaisen kysynnän
vaikutuksesta.
– Korkeaskenaariossa sähkön hinta nousee erityisesti
polttoaine- ja CO2-hintojen ajamana.
· Skenaarioiden lähtökohtana on arvioitu otettavaksi
käyttöön kapasiteettimarkkinamekanismeja joissakin
Keski-Euroopan maissa niiden maiden lisäksi, jossa nämä
ovat jo käytössä;
– Kapasiteettimekanismit ovat jo käytössä; Espanja, Portugali,
Irlanti ja Kroatia
– Uusia kapasiteettimekanismin käyttöönottavia maita; Ranska
(2017), Iso-Britannia (2018), oletettavasti lisäksi Italia (2019)
ja Saksa (2022)
– Näistä viimeiseksi mainitulla on merkittävin hintojen nousua
hillitsevä vaikutus myös Pohjoismaissa
Sähkön nimelliskeskihinta Suomessa tarkasteltavilla
aikaväleillä eri skenaarioissa, €/MWh
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
Keskimääräinensähkönhinta
€/MWh
Korkea
Perus
Matala

COPYRIGHT©PÖYRY
SISÄLTÖ
23.1.2015
52X265022 19
JOHDANTO JA TAUSTA

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 20
SÄHKÖN KYSYNNÄN KEHITYS SUOMESSA 2030 SAAKKA
Sähkön kysynnän kehittyminen perustuu Pöyryn skenaariomallinnukseen
· Sähkön kysynnän kehittyminen on arvioitu olevan
tarkasteltavalla ajanjaksolla maltillista
– Pitkittynyt taloustaantuma on luonut maltillisen
näkemyksen maailmantalouden elpymisestä ja
teollisuuden energiankysynnän kehityksestä
· Perusskenaariossa kysynnän kasvu koostuu
pääosin kotitalous- ja terästeollisuussektoreiden
energiantarpeen kasvunäkymistä
· Matalassa ja korkeassa skenaariossa
maailmantalouden kasvu on arvioitu vastaavasti
keskiskenaarion kasvua hitaammaksi tai
nopeammaksi
– Eroa syntyy erityisesti teollisuuden kysynnän
osalta
– Matalassa skenaariossa sähkön kulutus Suomessa
pysyy nykytasolla, eikä teollinen tuotanto kasva
nykytasosta.
– Korkeassa skenaariossa uutta teollisuutta syntyy
Suomeen enemmän. Erityisesti biotuoteteollisuus,
ja kaivos- ja metalliteollisuus kasvavat.
– Energiatehokkuuteen panostaminen kuitenkin
hillitsee kulutuksen kasvua, eniten korkeassa
skenaariossa jossa energian hinnat ovat
korkeimmat
Sähkön kysynnän kehitys sektoreittain perusskenaariossa
Sähkön kysynnän kehitys eri skenaarioissa
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
201320152017201920212023202520272029
TWh
Muu metalliteollisuus
Terästeollisuus
Kemian teollisuus
Kaivosteollisuus
Metsäteollisuus
Muu teollisuus
Palvelut
Sähköautot
Kotitaloudet
0
20
40
60
80
100
120
TWh
Perus
Korkea
Matala

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 21
· Väestömäärä kasvaa Suomessa ja pienet asuntokunnat
lisääntyvät edelleen, mikä lisää sähkönkulutusta.
· Kotitalouksien sähkölaitteiden määrä kasvaa edelleen.
· Myös vapaa-ajan asuntojen määrä kasvaa ja
varustetaso lisääntyy edelleen
· Energiatehokkuus parantuu voimakkaasti mutta ei
kumoa kasvun vaikutusta täysin.
Liikennesektori
Palveluiden sähkön käytön kehitys
KOTITALOUKSIEN JA PALVELUIDEN SÄHKÖN KÄYTTÖ
Kotitalouksien sähkönkulutus kasvaa, mutta energiatehokkaat laitteet hillitsevät
kulutuksen kasvua
Kotitalouksien sähkön käytön kehitys
· Palvelusektori kehittyy ja laajenee edelleen, mikä lisää
sähkön tarvetta.
· Sektorin suuren energiansäästöpotentiaalin oletetaan
kuitenkin realisoituvan (mm. valaistus, ilmanvaihto ja
sähköä käyttävät laitteet)
· Palvelusektori myös kasvaa suurelta osin palveluissa,
joiden sähkön käyttö on vähäisempää kuin nykyisillä
sektoreilla
· Sähköautojen yleistyminen lisää sähkönkulutusta ja voi
tarjota yhden keinon sähkön varastointiin.
· Kaikissa skenaarioissa on oletettu että sähköautojen
määrä Suomessa kasvaa voimakkaasti. Sähkön
kokonaiskulutuksessa tämä näkyy selvemmin vasta
pidemmällä tulevaisuudessa. Vuonna 2030
sähköautojen kokonaiskulutuksen on arvioitu olevan
hieman yli 1 TWh.
Sähkön käyttö lämmitykseen
· Sähkön käyttö lämmitysmuotona kasvaa
tulevaisuudessa, sillä matalaenergiarakennuksissa
sähkö on kilpailukykyinen lämmitysmuoto ja
lämpöpumppuja otetaan käyttöön muiden
lämmitysmuotojen ohella. Uusien rakennusten
energiankulutus on kuitenkin hyvin pientä
energiatehokkuuden vaikutuksesta.
· Lämpöpumput vähentävät yleisesti sähkönkulutusta
lämmityskaudella sähkölämmitteisissä taloissa, muiden
lämmitysmuotojen korvaaminen nostaa
sähkönkulutusta
· Myös jäähdytykseen käytetään sähköä

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 22
Metalliteollisuus
Muu teollisuus
· Perusskenaariossa ala kasvaa edelleen Suomessa.
· Oletuksena on, että jatkossa mekaanista paperimassan
tuotantoa korvautuu kemiallisella massalla, mikä
vähentää sähkön käyttöä. Myös tuotantoteknologian
energiatehokkuus kasvaa edelleen.
· Toisaalta uusien tuotteiden valmistus ja nykyisen
tuotannon sähköistyminen lisää sähkön tarvetta
suhteessa muuhun energiaan
· Biojalostamot vaikuttavat sähkönkulutusta lisäävästi
tarkasteluajanjakson loppupuolella.
· Metalliteollisuuden ja siihen liittyvien tuotteiden
valmistuksen odotetaan kasvavan Suomessa myös
tulevaisuudessa aiheuttaen samalla sähkön kulutuksen
kasvua
· Metalliteollisuuden energian käyttö on jo nykyään
tehokasta ja vain pieniä tehokkuusparannuksia on
odotettavissa.
Kemianteollisuus
· Nykyisen kapasiteetin laajennukset ja parannukset
tuovat kemianteollisuuteen lisää tuotantokapasiteettia ja
lisäävät sähkönkulutusta.
· Energiatehokkuuden oletetaan parantuvan, mutta
biopohjaisten materiaalien kasvava käyttö lisää
prosessien energiaintensiivisyyttä.
· Muussa teollisuudessa sähkönkäyttö ei absoluuttisina
lukuina kasva, sillä energiatehokkuuden parantuminen
laskee kysyntää.
TEOLLISUUDEN SÄHKÖN KÄYTTÖ
Teollisuussektoreiden sähkönkäyttö riippuu yleisestä talouskehityksestä ja
teollisuuden kilpailukyvystä Suomessa
Metsäteollisuus

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 23
· Teollisuuden sähkönkulutuksen kasvaessa kotitalouksia ja
palveluita nopeammin sähkön kulutuksen profiili muuttuu
tasaisemmaksi tarkasteltaessa vuoden aikaista kulutusta
· Lämmitykseen käytettävän sähkön ja lämpöpumppujen
käytön lisääntyminen korostaa kysyntäpiikkejä
lämmityskaudella sekä kuumina kesäpäivinä.
– Jäähdytyksen lisääntyminen nostaa sähkönkulutusta kesällä.
Huippukysyntä ajoittuu kuitenkin edelleen lämmityskauden
kylmimpiin päiviin.
· Sähköautojen määrän lisääntyminen voi johtaa ilta-aikaisiin
kulutuspiikkeihin, mikäli latausta ei ohjata millään tavoin
ajallisesti
· Lämmityksen tehontarve kehittyy samalla tavalla kaikissa
skenaarioissa, koska väestönkasvu on sama kaikissa
vaihtoehdoissa ja lämpöpumppujen käyttö tulee
lisääntymään kohteissa, missä se taloudellisesti on
järkevää. Koska myös rakentamisen
energiatehokkuustoimenpiteitä ohjaa taloudellinen
kannattavuus, niiden vaikutus oletetaan samaksi kaikissa
skenaarioissa.
· Suhteellisesti lämmityksen osuus huippukysynnän aikaan on
merkittävin matalan kysynnän skenaariossa, koska siinä
teollinen kysyntä on alhaisimmalla tasolla.
· Kylmän talven vaikutus huippukysyntään oletetaan pysyvän
nykyisellä tasolla vaikka sähkön käyttö lämmitykseen
kasvaa, sillä rakentamisen energiatehokkuuteen ohjataan
voimakkaasti, mikä tulee vähentämään lämmitystarvetta.
Huippukysynnän kehitys eri skenaarioissa*
HUIPPUKYSYNNÄN KEHITYS JA KYSYNNÄN AJOITTUMISEN
MUUTOKSET
* Ei sisällä uutta kysyntäjoustoa
Kokonaiskysynnän ja huippukysynnän suhde
12000
13000
14000
15000
16000
17000
18000
2010 2015 2020 2025 2030
MW
Korkea Perus Matala
Korkea, kylmä Perus, kylmä Matala, kylmä
0
20
40
60
80
100
0
5 000
10 000
15 000
20 000
TWh
MW
Sähkön
kokonaiskulutus
TWh
Huippukulutus
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 24
· Oheisessa kuvassa on esitetty viime vuosien ajalta kolme
vuorokauden kysyntäprofiilia sellaisilta vuorokausilta,
joissa on esiintynyt kunkin vuoden kulutushuippu.
· Huippukulutustunti osuu kaikissa vuorokausissa aamuun,
klo 7-9. Aamun huipusta kysyntä laskee aamupäivän ja
alkuiltapäivän aikana, kunnes toinen selkeä nousu
kysynnässä näkyy loppuiltapäivästä ja alkuillasta.
· Huippukulutuspäivät ovat arkipäiviä ja huippujen
rytmittymisessä näkyy kotitalouksien rytmi; kysyntähuiput
ajoittuvat aikaan ennen töihin lähtöä sekä työpäivän
jälkeen, jolloin lämpimän käyttöveden ja kotitalouden
sähkölaitteiden käyttö on suurimmillaan.
· Teollisuuden ja palvelusektorin sähkön kulutusprofiili on
tasaisempi, tosin myös niillä sektoreilla sähköä tarvitsevia
toimintoja käynnistetään aamulla, mikä kasvattaa aamun
kulutushuippua.
· Tulevaisuudessa kulutusprofiiliin merkittävimmin
vaikuttavat sähkön lisääntyvä käyttö lämmitykseen sekä
sähköautojen lataus.
· Tilojen lämmitys vaatii lämpöä suhteellisen tasaisesti
vuorokauden ympäri, kulutushuippuina korostuu
käyttöveden tarve. Etenkin käyttöveden lämmitystä
voidaan riittävän varaajan ja automaation avulla siirtää
matalamman kysynnän tunneille.
Toteutunut sähkön kysyntä
huippukulutusvuorokauden aikana
HUIPPUKYSYNNÄN AJOITUS
Kotitalouksien ja sähköautojen sähkön kysynnän lisääntymisen oletetaan tasaavan
kulutusprofiilia sekä jonkin verran nostavan erityisesti ilta-aikaisen huipun kysyntää
· Sähköautojen suurin lataustarve ei osu aamun
huippukysynnän aikaan, sillä auton tulee jo silloin olla
käyttövalmiina. Sen sijaan työpäivän jälkeen lataustarve
kasvaa ajankohtana, joka jo nyt erottuu korkeammalla
kulutuksellaan. On oletettavaa, että sähköautot tulevat
kasvattamaan alkuillan sähkön tarvetta, toisaalta
lataustarvetta voidaan osin myös siirtää matalamman
kysynnän tunneille.

COPYRIGHT©PÖYRY
SISÄLTÖ
23.1.2015
52X265022 25
JOHDANTO JA TAUSTA

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 26
SUOMEN NYKYINEN SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETTI
Nimellistehon ja huipun aikaisen sähköntuotantotehon ero on merkittävä
· Suomen sähköntuotantokapasiteetti koostuu pääasiassa
ydinvoimasta, vesivoimasta, sekä yhteistuotanto- että
lauhdevoimalaitoksista.
Vesivoimansähköntuotantokapasiteetin ei odoteta merkittävästi
muuttuvan tarkastelujakson aikana. Muiden tuotantomuotojen
kapasiteetin kehitystä tarkastellaan eri skenaarioissa.
· Nimellistuotanto kapasiteetti vuoden 2014 lopussa on noin 15
500 MW kun taas huipunaikainen kapasiteetti on noin 12 500
MW. Järjestelmäreservit eivät sisälly esitettyihin arvoihin.
· Kuvassa esitetty tuotantokapasiteettitarkastelu perustuu
erittäin kylmän talvipäivän tilanteeseen, jolloin ulkoilman
lämpötila on -25 ºC. Sähköntuotantokapasiteetti kyseisessä
tilanteessa on laskettu perustuen tilastokeskuksen tietoihin ja
Pöyryn arvioihin huipunaikana käytettävissä olevasta
kapasiteetista. Nimellistehojen osalta on käytetty Pöyryn
tietokantaa. Esitetyt sähköntuotantokapasiteetit vastaavat
laitosten nettosähkötehoa.
· Huipunaikaisessa tilanteessa ydinvoima- ja lauhdekapasiteetin
oletetaan olevan käytettävissä nimellistehon mukaisesti.
Erittäin kylmänä ajanjaksona CHP-tuotanto on nimellistehoa
alhaisempi suuren lämmönkysynnän vuoksi.
Vesivoimantuotantoa tarkastellaan ajanjaksona, jolloin
vesitilanne vastaa huonoa vesivuotta. Tuulivoiman osalta on
käytetty ENTSO-E:n 6%:n arviota pohjoismaissa käytettävissä
olevasta kapasiteetista huippukysynnän aikaan.
Suomen sähköntuotantokapasiteetti
nimellistehona ja huipun aikana vuonna 2014
2 752 2 752
3 100 2 582
3 190
2 288
4 141
3 264
1 229
1 229
365
365
643
39
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
Nimellisteho Huipunaikainen
MW
Tuulivoima
Tehoreservi
Lauhde
Kaukolämpö
CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 27
NIMELLISTEHON JA HUIPUN AIKAISEN TEHON EROT
Erityisesti vesivoimassa ja yhteistuotantokapasiteetissa nimellisteho on
huomattavasti suurempi kuin huipun aikainen teho
Kaukolämpö CHP
· Talvella lämmöntarpeen ollessa suuri kaukolämpö CHP-laitosten käytettävyyden oletetaan olevan maksimissaan ja niiden
toimivan täydellä teholla normaalissa vastapaineajossa. Talvella CHP-laitosten sähköntuotanto on suhteellisen vakaata, sillä
kaukolämpöverkon lämmöntarve on yleisesti suurempi kuin laitoksen vastapaineena tuotettu lämpö.
· CHP-kapasiteettiin on laskettu mahdolliset lauhdeperät, jotka normaalina talvipäivänä eivät ole käytettävissä. Talvipäivänä
menoveden lämpötilan ollessa noin 90ºC yksittäisen CHP-laitoksen sähköntuotantokapasiteetti vastaa nimellistehoa, pois lukien
sellaiset lauhdeperät, jotka rajoittaisivat lämmöntuotantoa.
· Tarkastellessa huipunaikaista tilannetta (erittäin kylmä ajanjakso, ulkolämpötila -25ºC), suuri lämmöntarve ja siten korkea
kaukolämpöverkon menoveden lämpötila laskee sähköntuotantokapasiteettia nimellistehosta. Erittäin kylmänä ajanjaksona
kaukolämpöveden menolämpötilan ollessa noin 115ºC, sähköteho laskee lauhdeperien osuuden lisäksi noin 15%
nimellistehosta.
Teollisuus CHP
· Teollisuudessa CHP-tuotannon primäärituotteena on yleisesti prosessihöyry ja sähkö on sekundäärinen tuote. Tämän vuoksi
teollisuuden sähköntuotanto on suhteelliseen vakaata riippumatta ulkolämpötilasta. Teollisuus CHP:n sähköntuotannon
nimelliskapasiteetti on suhteellisen korkea suhteessa huipunaikana käytettävissä olevaan kapasiteettiin. Tämä johtuu siitä, että
nimellistuotantokapasiteetti sisältää myös vanhoja höyrykattiloita ja höyryturbiineita, jotka eivät normaalissa prosessiajossa ole
tuotantokäytössä.
· Teollisuuden rakennemuutos ja heikko taloudellinen tilanne vaikuttavat teollisuuden sähköntuotantotehoon alentavasti.
Teollisuuden sähköntuotanto on ollut noin 1500 MW:n tasolla vaikka nimellisteho on yli 3000 MW. Kaikki teollisuuden prosessit
eivät toimi täydellä teholla, mikä laskee sähköntuotantotehoa, mutta ei ole välttämättä vaikutusta nimellistehoon. Lisäksi alhainen
sähkönhinta ei kannusta sähköntuotantoon.
Lauhdevoima
· Lauhdevoimalaitosten tuotantokapasiteetin oletetaan olevan käytettävissä kokonaisuudessaan huippukysynnän aikana.
Tehoreservissä olevat öljylauhdelaitokset on merkitty erikseen kapasiteettitarkastelussa.
Vesivoima
· Vesivoimatuotanto perustuu huonon vesivuoden tilanteeseen. Huipunaikaiseen vesivoimakapasiteettiin ei sisällytetä
järjestelmäreserveihin varattua kapasiteettia, mikä laskee tuotantokapasiteettia arviolta noin 300 MW.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 28
UUSI KAPASITEETTI JA KAPASITEETIN POISTUMINEN
Oletukset kapasiteetin poistumisesta ja investoinneista perustuvat yksikkötason
arviointiin investointitarpeista ja yleiseen kannattavuusarviointiin
· Tässä työssä on arvioitu investointeja uuteen sähköntuotantokapasiteettiin perustuen:
– Julkisuudessa esillä olleisiin hankkeisiin, joista on tehty investointipäätös. Näiden osalta oletetaan että hankkeet toteutuvat ja
aikataulu toteutumiselle on tiedossa.
– Julkisuudessa esillä olleisiin hankkeisiin, joista investointipäätöstä ei ole tehty. Hankkeiden toteutumista arvioidaan perustuen
kannattavuuteen energiahintojen perusteella, sekä huomioidaan mahdolliset muut syyt hankkeiden toteutumiselle tai
toteutumatta jäämiselle.
– Muut uudet investoinnit perustuen Pöyryn oletuksiin poistuvien CHP-laitosten korvaamisesta uusilla laitoksilla ja muusta
uudesta kapasiteetista, Suomen tavoitteisiin tuulivoiman ja muun uusiutuvan erillisen sähköntuotantokapasiteetin osalta.
– Skenaarioiden välillä eroa on lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin osalta. Tuulivoimakapasiteetin ja ydinvoiman oletetaan
kehittyvän kaikissa skenaarioissa samanlaisena.
· Arviointi poistuvasta kapasiteetista on tehty tarkan laitoslistauksen perusteella perustuen nykyiseen kapasiteettiin, sen
käyttöikään ja uusintainvestointien kannattavuuteen
· Nykyisen kapasiteetin poistumista käytöstä on arvioitu seuraavin perustein:
– Laitoksen käyttöönottovuosi ja arvioitu tekninen käytöstä poistamisvuosi kattilatietokannan perusteella
– IE-direktiivin aiheuttamat lisäinvestointitarpeet olemassa oleville voimalaitoksille
– Nykyisen kapasiteetin kannattavuuden arviointi voimalaitostyypin perusteella perustuen polttoainehintoihin ja muihin
muuttuviin tuotantokustannuksiin ja sähkön hintoihin. Analyysissä on huomioitu sähkön hinnan vaihtelu vuoden sisällä ja eri
laitostyyppien arvioidut vuosittaiset käyttötunnit, minkä perusteella on luotu näkemys kapasiteetin pysymisestä tai
poistumisesta markkinoilta.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 29
CHP-KAPASITEETIN INVESTOINTIEN KANNATTAVUUS
Perus- ja Korkeassa skenaariossa käyttöikänsä loppuun tulevat CHP laitokset
korvautuvat uusilla vastaavilla – Matalassa investoidaan erilliseen lämmöntuotantoon
· CHP-kapasiteetin osalta epävarmat investoinnit liittyvät tilanteisiin, joissa käyttöikänsä päähän tuleva laitos pitäisi
korvata uudella yhteistuotantolaitoksella. Tällöin vaihtoehtona on myös investointi pelkkään lämmöntuotantoon.
· CHP-kapasiteetin korvautumista arvioitiin määrittelemällä kussakin skenaariossa vaadittu sähkön hintataso, jolla
investointi yhteistuotantoon olisi kilpailukykyinen erilliseen lämmöntuotantoon nähden
– Laskelmassa huomioitiin CHP-tuotannon ajoittuminen vuoden sisällä ja sähköntuotannon arvo markkinoilla. Sähkön
vuosikeskiarvohintaan nähden CHP-tuotanto saa hieman suuremmat tulot sähkön myynnistä markkinoille.
– Verojen ja tukien on oletettu pysyvän nykyisessä muodossaan vuoden 2015 tasolla, huomioiden vuodelle 2016 esitetty
turpeen veron lasku ja metsähakkeen tuen nousu.
Sähkön rajahinta, jolla CHP-investoinnit ovat kannattavia ja sähkön markkinahinta eri skenaarioissa
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
€/MWh
Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Perus
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
€/MWh
Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, Matala
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
€/MWh
Sähkön rajahinta, CHP Sähkön hinta, korkea
Matala Perus Korkea

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 30
KAPASITEETIN KEHITYS – KAUKOLÄMPÖ-CHP
Kaukolämmön yhteistuotantolaitosten sähköntuotantokapasiteetin kehitys on
laskevaa vuoteen 2030 mennessä kaikissa skenaarioissa
· 2020-luvun alkupuolelle asti suurten CHP-laitosten
investoinninsuunnitelmat ovat olleet esillä julkisuudessa ja
niiden sähköntuotantokapasiteetin ei merkittävästi odoteta
muuttuvan eri hintaskenaarioissa.
– Sähkön markkinahintakehitys vaikuttaa voimakkaammin 2020-
luvun loppupuolen korvausinvestointeihin. 2020-luvun alun
kaltaisia suuria yksittäisiä investointeja ei ole odotettavissa
vuosikymmenen loppupuolella, mutta muutamia pienempiä
laitoksia tulee korvattavaksi.
– Pienemmissä lämpöverkoissa alhainen markkinahinta puoltaa
lämpökattilan rakentamista CHP-laitoksen sijaan.
Kaupungeissa, joissa on useampi kuin yksi CHP-laitos mutta
lämpökuorma ei ole erityisen suuri, vanhojen laitosten
uusintainvestoinnit ovat epätodennäköisiä matalalla
sähkönhinnalla.
· Matalassa skenaariossa kapasiteetti laskee yli 1000 MW
nykytasosta, kun korvausinvestoinnit eivät toteudu CHP-
laitoksina. Myös laitosten ennenaikainen
käytöstä poistaminen alhaisesta sähkönhinnasta johtuen on
mahdollista.
· Korkean sähkönhinnan tapauksessa laitokset korvattaisiin tai
niiden käyttöikää mahdollisesti pidennettäisiin
lisäinvestoinneilla. Korkea sähkönhinta mahdollistaa myös
lauhdeperien rakentamisen 2020-luvun loppupuolen
uusinvestoinneissa. Kapasiteetissa on oletettu lauhdeperä
muutamaan korvattavaan CHP-laitokseen.
Kaukolämpö-CHP-laitosten nimelliskapasiteetti
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
2014 2018 2024 2030
MW
Matala Perus Korkea

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 31
KAPASITEETIN KEHITYS – TEOLLISUUDEN CHP
Teollisuuden yhteistuotantolaitosten sähköntuotantokapasiteetin kehitys on erittäin
maltillisesti laskevaa vuoteen 2030 mennessä kaikissa skenaarioissa
· Teollisuuden sähköntuotantokapasiteetti vähenee
perusskenaariossa hieman vuoteen 2030 mennessä.
· Perusskenaariossa teollisuuden kapasiteetin
laskeminen johtuu lähinnä vanhojen jo korvattujen
laitosten poistumisesta. Perusoletuksena nykyiset
tuotantolaitokset pysyvät ja voimalaitokset korvataan,
kun ne tulevat käyttöikänsä päähän.
· Teollisuuden uusien kiinteän
polttoainekattilainvestointien myötä kaasuturbiinit
jäävät usein varalle ja saatetaan poistaa käytöstä
ennen teknisen käyttöiän päättymistä.
– Matalan sähkönhinnan tilanteessa oletetaan että
kapasiteetti poistuu käytöstä, kun taas korkeassa
hintaskenaariossa sähköntuotantokapasiteettia
tultaisiin käyttämään teknisen iän loppuun asti
· Matalan kasvun skenaariossa uusia sellu- ja
biotuotetehtaita ei rakennettaisi Suomeen, kun
taas voimakkaamman talouskasvun skenaariossa
Suomeen tulisi kaksi suurta biotuotetehdasta ennen
vuotta 2030.
Teollisuuden vastapainevoimalaitosten
nimelliskapasiteetti
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
2014 2018 2024 2030
MW
Matala Perus Korkea

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 32
LAUHDEKAPASITEETIN KEHITTYMINEN SKENAARIOISSA
· Lauhdelaitosten kannattavuuden kehittymistä tarkasteltiin
tuotantokustannusten kehittymisen sekä Pöyryn mallintamien
tulevaisuuden tuntitason hintaprofiilien avulla kussakin
skenaariossa
– Tarkastelulaitoksena on ollut 500 MW lauhdevoimala
– Laskennassa käytetty sähkön hintataso ja –profiili edustaa
sääolosuhteiltaan keskimääräistä vuotta
– Esimerkkilaitos ei kuvaa kaikkien Suomen voimaloiden
tilannetta. Toisilla laitoksilla kannattavuus voi olla parempi ja
toisilla heikompi johtuen mm. hyötysuhde-eroista.
· Tarkastelussa on laskettu teoreettinen maksimituotto
huomioimalla vuodenaikaiset tunnit, jolloin markkinahinta ylittää
laitoksen muuttuvan tuotantokustannuksen riittävällä
marginaalilla ja käyttötunnit jäävät IE-direktiivin rajatun
käyttöajan piiriin.
· Laskennallinen maksimituotto laskettiin siten, että sähkön
myynnin tuloista vähennettiin laitoksen polttoaineisiin liittyvä
muuttuva tuotantokustannus sekä arvio muista
ylläpitokustannuksista
– Laskelmassa ei huomioitu pääomakustannuksia
– Eri skenaarioissa erilaiset polttoaine ja CO2-hinnat tasoittavat
eroja kannattavuudessa
– Metsähakkeelle on oletettu nykyjärjestelmän mukainen tuki
sähköntuotannossa
· Heikko kannattavuus rajatuilla käyttötunneilla johtaa lauhteen
poistamiseen käytöstä IE-direktiivin mukaisen jouston
päättyessä. Mikäli käyttötunteja ei rajata, päädytään
perusskenaariossa lähelle nollatasoa ilman investointien
vaikutusta. Tällöin olisi mahdollista säilyttää kapasiteettia johon
mittavia investointeja ei vaadita.
Laskennallinen maksimituotto olemassa olevassa case-
lauhdelaitoksessa polttoaineittain eri skenaarioissa, M€/a
MatalaPerusKorkea
-20
0
20
40
M€ M€ M€
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
M€
Hiili (Lauhde)
Puu (Lauhde)
-20
0
20
40
M€ M€ M€
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
M€
Hiili (Lauhde)
Puu (Lauhde)
-20
0
20
40
M€ M€ M€
2014 - 2018 2019 - 2024 2025 - 2030
M€ Hiili (Lauhde)
Puu (Lauhde)

COPYRIGHT©PÖYRY
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2014 2018 2024 2030
MW
Matala Perus Korkea
23.1.2015
52X265022 33
KAPASITEETIN KEHITYS – LAUHDE
Lauhdekapasiteetin ylläpitäminen on kannattavaa vain korkeassa skenaariossa
· Nykyinen sähkönhintakehitys ei mahdollista kannattavia
uusintainvestointeja lauhdetuotantoon.
· Perus- ja matalan sähkönhintakehityksen tapauksessa
lauhdelaitoksia oletetaan poistettavan käytöstä ennen teknisen
käyttöiän loppua, sillä lauhdetuotanto ei tule kannattavaksi
keskimääräisenä vuotena. Matalan sähkönhinnan lisäksi IE-
direktiivin aiheuttamat lisäinvestoinnit alentavat
hiililauhdelaitosten kannattavuutta.
– Kannattavuustarkastelun perusteella on oletettu, että lauhdekapasiteetista
poistuu kapasiteetti, joka vaatisi merkittäviä investointeja tai käyttötuntien
rajaamista.
· Perus- ja matalassa skenaariossa lauhdekapasiteetti laskee
hyvin merkittävästi jo vuoteen 2018 mennessä alhaisen
sähkönhinnan aiheuttaman heikon kannattavuuden vuoksi.
· Viimeisen kahden vuoden aikana lauhdekapasiteettia on
poistunut noin 1300 MW. Lisäksi tällä hetkellä tehoreservissä
olevat kaksi lauhdelaitosta on ilmoitettu poistettavan käytöstä
vuoden 2015 loppuun mennessä. Lauhdekapasiteetti ei sisällä
CHP-laitosten lauhdeperiä vaan ne on huomioitu CHP-laitosten
kapasiteetissa. Tehoreservissä oleva kapasiteetti, 365MW, on
merkitty lauhdetarkastelukuvaajaan katkoviivalla.
· Lauhdevoimakapasiteettitarkastelu on arvioitu ottamatta
huomioon tehoreservijärjestelmäkauden vaikutuksia
lauhdevoimalaitosten kannattavuuteen.
Lauhdevoiman nimelliskapasiteetti
< Tehoreservissä oleva lauhde

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 34
KAPASITEETIN KEHITYS – HÄIRIÖ- JA TEHORESERVIT
Häiriöreservejä ei ole sisällytetty tarkastelun kokonaissähkötehoon, sillä niiden
käyttö rajautuu erityistilanteisiin ja taajuuden ylläpitoon.
· Fingrid omistaa ja on vuokrannut kaasuturbiinilaitoksia, jotka kuuluvat nopeaan häiriöreserviin, jonka tarkoituksena on
turvata järjestelmän toimivuus suurimman yksittäisen laitoksen tippuessa verkosta. Suomen osalta mitoittavana
tekijänä tulee olemaan valmistuva Olkiluoto 3 ydinvoimalaitos. Häiriöreservejä ei sisällytetä kapasiteettitarkasteluun.
· Fingridillä on omia varavoimalaitoksia kymmenellä paikkakunnalla sekä käyttöoikeussopimus useisiin voimalaitoksiin.
Tällä hetkellä sähköntuotantokapasiteetti on yhteensä noin 1200 MW. Lisäksi häiriöreserviin tullaan hankkimaan
irtikytkettäviä kuormia noin 400 MW, kun OL3 otetaan käyttöön. Tällä hetkellä irtikytkettäviä kuormia ei ole nopeassa
häiriöreservissä.
· Häiriöreservien kokonaissähkötehon ei oleteta merkittävästi muuttuvan vuoteen 2030 mennessä. Oletettavasti
energiantuotantojärjestelmään ei tule Olkiluoto 3:sta suurempaa yksikköä vuoteen 2030 mennessä.
Käyttöoikeussopimuslaitokset saattavat vaihtua vuoteen 2030 mennessä, mutta kokonaistehon oletetaan pysyvän
samalla tasolla.
· Tehoreservijärjestelmän tarkoituksena on turvata sähkön toimitusvarmuus tilanteissa, joissa sähkön markkinaehtoinen
tarjonta ei riitä kattamaan sähkönkulutusta. Tehoreservijärjestelmässä on nykyisellä kaudella kaksi öljylauhdelaitosta,
joiden kokonaiskapasiteetti on 365 MW. Nykyinen tehoreservikausi päättyy 30.6.2015 ja tehoreservijärjestelmässä
olevat öljylauhdelaitokset on ilmoitettu suljettavan vuoden 2015 loppuun mennessä. Energiavirasto on julkaissut
päätösluonnoksen, jossa tehoreservin määrää lasketaan 300 MW:iin seuraavalle kaksivuotiselle tehoreservikaudelle.
Uusi tehoreservikausi mahdollistaa maksimissaan 300 MW markkinaehtoisesti muuten poistuvaa lauhdekapasiteettia
jäävän järjestelmään. Mahdollisia tehoreserviin hakevia laitoksia ei oteta huomioon tarkastellessa tuotantokapasiteetin
kehittymistä vuoteen 2030 asti.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 35
KAPASITEETIN KEHITYS – YDINVOIMA
Ydinvoimakapasiteetissa on oletettu Olkiluoto 3:n jälkeen vielä yksi uusi
ydinvoimala vuoden 2025 paikkeilla.
· Tällä hetkellä Suomessa on neljä
ydinvoimareaktoria, joista kaksi sijaitsee
Loviisassa (992 MW) ja kaksi Olkiluodossa (1760
MW).
· Kaikissa skenaariossa oletetaan uusien
ydinvoimaloiden tulevan käyttöön vuosina 2019 ja
2025. Tällöin ydinvoimakapasiteetti olisi
suurimmillaan noin 5550 MW.
· Loviisan ykkösreaktorilla on käyttölupa vuoteen
2027 asti ja kakkosreaktorilla vuoteen 2030 asti.
Loviisan yksiköiden sulkemisesta johtuen
ydinvoiman sähköntuotantokapasiteetti laskee
lähes 1000 MW 2030-luvun alkuun mennessä.
Ydinvoimakapasiteetin kehitys
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 36
· Tuulivoimainvestointien uskotaan jatkuvan ja
tarvittaessa investointeja tuetaan jotta ne toteutuvat.
– Tuulivoiman osalta oletetaan että vuonna 2025
saavutetaan Energia- ja ilmastostrategian (2013) tavoite 9
TWh:n tuotannosta. Tämän jälkeen tuulivoimainvestoinnit
hidastuvat, kun paras potentiaali on hyödynnetty.
· Vesivoiman osalta ei ole oletettu investointeja uusiin
voimalaitoksiin tai sääntelyaltaisiin.
· Muuta uusiutuvaa sähköntuotantokapasiteettia, kuten
aurinkosähköntuotantoa oletetaan tulevan Suomeen
nopealla kasvuvauhdilla. Kokonaiskapasiteettina määrä
jää kuitenkin hyvin pieneksi muuhun kapasiteettiin
verrattuna. Lisäksi aurinkosähkön tuotanto ei ajoitu
talven huippukysynnän aikaan, jolloin se ei vaikuta
huipputuotantokapasiteettiin Suomessa.
Tuulivoimakapasiteetin kehitys
KAPASITEETIN KEHITYS - TUULIVOIMA, VESIVOIMA JA MUU
UUSIUTUVA SÄHKÖNTUOTANTO
Tuulivoimainvestointien oletetaan toteutuvat Suomen tavoitteiden mukaisesti.
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
MW
Nimelliskapasiteetti Huipun aikainen kapasiteetti 6%

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 37
HUIPUNAIKAISEN OMAN KAPASITEETIN JA KULUTUKSEN SUHDE
Kaikissa skenaarioissa Suomen oma tuotantokapasiteetti on selvästi
huippukysyntää alhaisempi.
· Huipunaikaisen kapasiteetin (ilman
tuontisähköä) ja kulutuksen suhde on kaikissa
skenaarioissa heikoin ennen OL3:n tuloa
markkinoille.
· Kuvaajissa ei ole huomioitu poikkeavia
tuotantotilanteita, vaan ne kuvaavat
kapasiteettia ja kysyntää keskimääräisessä
huippukulutustilanteessa ja kysyntää kerran
10 vuodessa toteutuvassa kylmän vuoden
huippukulutustilanteessa.
Huipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, perusskenaario
Huipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, korkeaskenaarioHuipunaikainen kapasiteetti ja kulutus, matalaskenaario
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
Huippukulutus,
normaalivuosi
Huippukulutus, kylmä
vuosi
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
Huippukulutus,
normaalivuosi
vuosi
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
Huippukulutus,
normaalivuosi
vuosi

COPYRIGHT©PÖYRY
· Perusskenaariossa vaje Suomen huippukysynnän ja sähköntuotantokapasiteetin välillä on suurimmillaan vuonna
2018. Ero pienenee vuoteen 2024 mennessä ja on lähes samalla tasolla myös vuonna 2030. Tällä välillä on oletettu,
että tuotantokapasiteetissa tapahtuu merkittäviä muutoksia ydinvoimainvestoinnin toteutuessa ja CHP-kapasiteetin
laskiessa sekä vanhojen ydinvoimayksiköiden poistuessa.
· Tehovaje ilman tuontia on noin 2800 MW normaalivuonna, ja kylmänä vuotena (kerran 10 vuodessa toteutuva tilanne)
noin 4000 MW vuonna 2018.
· Kuvaajassa esitetty tuotantokapasiteetti kuvaa maksimitasoa käytettävissä olevasta sähköntuotantokapasiteetista.
Kaukolämpö CHP:n oletetaan olevan käytettävissä kokonaisuudessaan lukuun ottamatta lauhdeperiä. Kylmän vuoden
tehovajeessa on myös huomioitu korkean menoveden lämpötilan aiheuttama sähkötehon lasku.
23.1.2015
52X265022 38
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA
PERUSSKENAARIOSSA
Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje perusskenaariossa
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
Huippukulutus, normaalivuosi
Huippukulutus, kylmä vuosi
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tehovaje, normaalivuosi
Tehovaje, kylmä vuosi

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 39
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA MATALASSA
SKENAARIOSSA
· Matalassa skenaariossa tuotantokapasiteetti Suomessa on perusskenaariota alhaisempi
alhaisemman lauhde- ja yhteistuotantokapasiteetin vuoksi. Kysynnän on kuitenkin oletettu olevan
myös hieman alhaisempi. Tehovaje olisi lähes 2500 MW vuonna 2018 normaalivuonna ja noin 3700
MW kylmänä vuonna. Vuonna 2030 vaje on noin 1900 MW normaalivuonna ja yli 2900 MW kylmänä
vuonna.
Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje matalaskenaariossa
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
2014 2018 2024 2030
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 40
KAPASITEETTI JA TEHOVAJE ILMAN TUONTIA KORKEASSA
SKENAARIOSSA
· Korkeassa skenaariossa sähkönkulutus kasvaa hieman nopeammin kuin muissa skenaarioissa.
Vuonna 2018 tehovaje on 2700 MW normaalivuonna ja yli 3900 MW kylmänä vuonna.
· Vuoteen 2030 mennessä tehovaje pysyy korkeampana muihin skenaarioihin verrattuna korkeamman
sähkönkysynnän vuoksi. Vuonna 2030 tehovaje on noin 2200 MW normaalivuotena ja 3400 MW
kylmänä vuotena.
Normaali talvipäivän tuotantokapasiteetti ja kulutus sekä huipunajan kulutus Tehovaje korkeaskenaariossa
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuulivoima
Lauhde
Kaukolämpö CHP
Teollisuus CHP
Vesivoima
Ydinvoima
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
2014 2018 2024 2030
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
SISÄLTÖ
23.1.2015
52X265022 41
JOHDANTO JA TAUSTA

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 42
SIIRTOYHTEYDET SUOMESTA NAAPURIMAIHIN
Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan väliset siirtoyhteydet lisääntyvät merkittävästi
tarkasteluajanjaksolla
· Yhteenlaskettu sähkön maksimituontiteho
Suomeen naapurimaista on nykytilanteessa vajaa
5 200 MW
– Ruotsista 2 700 MW
– Venäjältä 1 460 MW
– Virosta 1 000 MW
– Fenno-Skan 1 siirtoyhteyden kapasiteettia rajoitettiin 500
MW:sta 400 MW:iin viimevuoden toukokuusta alkaen
kaapelivian vuoksi. Kapasiteetti on jouduttu rajoittamaan
alennetulle tasolle pysyvästi.
– Olkiluoto 3:n myötä Ruotsin tuontiyhteyksistä varataan
300 MW häiriötilanteiden varalle
· Tarkasteluajanjaksolla oletetaan siirtoyhteyksiä
vahvistettavan Ruotsin siirtoyhteyskapasiteetin
osalta 800 MW:n siirtoyhteydellä.
– Vuonna 2025 sähkön maksimituontiteho on siten 5750
MW.
· Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden
integroituminen Keski-Euroopan markkinoihin
nähdään edistyvän lukuisten kaavailtujen
siirtoyhteyksien myötä
– Tarkasteluajanjaksolla arvioidaan siirtoyhteyksien
lisääntyvän Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan välillä
yhteensä noin 7 300 MW:lla.
– Voimakas siirtoyhteyksien lisääminen parantaa
entisestään markkinoiden integroitumista ja kapasiteetin
saatavuutta tarvittaessa Keski-Euroopastakin.
Linja Nimi Kapasiteetti
Arvioitu
valmistumisvuosi
Tanska - Norja Skagerak4 600 2015
Ruotsi - Liettua Nordbalt 700 2016
Norja - Saksa Nord.Link 1400 2019
Tanska - Hollanti Cobra Cable 700 2019
Ruotsi - Saksa Baltic Cable (2) 800 2025
Norja - Iso-Britannia NSN 1400 2025
Ruotsi - Liettua Nordbalt(2) 1000 2028
Norja - Hollanti NorNed (2) 700 2030
Suomen ja naapurimaiden välisten siirtoyhteyksien kehittyminen
Pohjoismaiden ja Keski-Euroopan välisten siirtoyhteyksien
oletettu kehittyminen (Pöyryn arvio)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
MW
No-Fi
RU-Fi
EE-Fi
SE3-Fi
SE1-Fi

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 43
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS NORJASSA
Norja on yliomavarainen niin energian kuin tehonkin suhteen ja Norjasta voidaan
tuoda Ruotsin kautta merkittävässä määrin sähköä Suomeen myös
huippukulutuskaudella.
· Normaaliolosuhteissa Norjasta voidaan tarjota
kysyntähuipunaikaan naapurimaihin
siirtoyhteyksien rajoissa noin 4000 MW tehoa
· Erityisolot, jotka voisivat toteutua kerran
kymmenessä vuodessa, laskisivat ulospäin
tarjottavan tehon arviolta noin 2000 MW tasolle
– Erityisoloilla tarkoitetaan keskimääräisesti kerran
kymmenessä vuodessa koettua tilannetta, jossa
kysynnän huippu on käytössä olevaan
kapasiteettiin nähden korkeimmillaan
· Kapasiteetin kehitys Norjassa painottuu
tuulivoimakapasiteetin lisääntymiseen sekä
vesivoiman hienoiseen lisäykseen
– Samaan aikaan kulutuksen ei nähdä kasvavan
voimakkaasti, jolloin tilanne ylijäämätehon sekä
energian osalta pysyttelee vähintäänkin
nykyisellään
Norjan huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä
Lähde: CEER (national publications), Pöyry
Tuulivoimaa ei ole huomioitu huipputehossa
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Huipputuotanto-
kapasiteetti
Huippu-
kysyntä
MW
Huippukapasiteetti
Lämpövoima
Tuulivoima
Vesivoima

COPYRIGHT©PÖYRY
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
Huipputuotanto-
kapasiteetti
Huippu-
kysyntä
MW
Huippukapasiteetti
CHP
Ydinvoima
Tuulivoima
Vesivoima
23.1.2015
52X265022 44
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS RUOTSISSA
Ruotsi on nykytilanteessa teho-omavarainen ja energiaylijäämäinen
normaaliolosuhteissa, mutta joutuu turvautumaan siirtoyhteyksiin erityisoloissa
· Tehon riittävyys huippukuormituskaudella
Ruotsissa on vahvasti riippuvainen maan
ydinvoimakapasiteetin käytettävyydestä.
– Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät on
arvioinut, että ydinvoiman käytettävyysaste on
kokonaisuudessaan oltava vähintään 80%, jotta
huippukulutuskauden tehontarpeeseen pystytään
omavaraisesti vastaamaan.
· Ruotsissa on käytettävissä markkinoiden
ulkopuolista reservitehoa ja irti kytkettävää
kuormaa yhteensä noin 2000 MW
· Ruotsi on normaalitilanteessa tehon suhteen
omavarainen. Huippukysynnän aikana sähköä
tyypillisesti tuodaan ja edelleen viedään
Suomeen
– Markkinaohjaus tasaa hintapiikkejä ja auttaa
hyödyntämään edullisinta tehoylijäämää
siirtoyhteyksien rajoissa
· Tehoylijäämä normaalioloissa nykytilanteessa
noin 1 650 MW Ruotsissa.
Ruotsin huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 45
MAHDOLLISUUDET TUODA SÄHKÖÄ SUOMEEN SKANDINAVIASTA
Ruotsin ja Norjan tehontasapainon ei nähdä merkittävästi muuttuvan nykyisestä
tarkastelujaksolla, sähkön vientimahdollisuudet muualle Eurooppaan lisääntyvät
• Kokonaisuutena Ruotsin ja Norjan tehonriittävyyteen ei nähdä merkittäviä muutoksia
nykytilanteeseen nähden. Ydinvoimakapasiteetin vähentyminen kiristäisi tilannetta Ruotsissa.
– Ruotsin nykyisille ydinvoimayksiköille on tehty ja ollaan edelleen toteuttamassa revisioita sekä tehonkorotuksia ja
niiden nähdäänkin pysyvän tuotannossa tarkasteluajalla. Ringhalsin kahden vanhimman yksikön sekä Oskarshamn
1 -yksikön osalta on käyty keskustelua niiden mahdollisesta sulkemisesta 2020-luvun puolivälin tienoilla. Mikäli
yksiköt suljettaisiin tarkastelujaksolla, laskisi ydinvoimakapasiteetti Ruotsissa yhteensä noin 2 250 MW. Tämä
vaikuttaisi merkittävästi Ruotsin teho-omavaraisuuteen.
– Tehonkorotukset nykyisissä yksiköissä nostavat ydinvoiman nimelliskapasiteettia Ruotsissa seuraavan viiden
vuoden aikana lähes 400 MW
– Ruotsin ja Norjan tuulivoimakapasiteetti on kasvanut viimevuosina voimakkaasti sertifikaattijärjestelmän
siivittämänä. Tuulivoimakapasiteetista huipunaikana käytettäväksi olevaksi voidaan laskea vain pieni osa
· Siirtoyhteyksien lisääntyminen naapurialueille lisännee sähkönvientiä muualle Eurooppaan. Erityisesti
Norjan vesivoiman rooli vaihtelevan uusiutuvan sähköntuotannon tasaajana muille Euroopan maille
kasvaa.
· Markkinaintegraation vahvistuessa riski tuontitehon riittämättömyydestä vähenee markkina-alueen
kasvaessa. Sähkön hinnan noustessa hetkellisesti Suomessa korkeaksi kulutushuippujen vuoksi
voidaan olettaa, että sähkön tuonti suuntautuu Suomeen markkinaehtoisesti.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 46
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS VIROSSA JA MUISSA BALTIAN
MAISSA
Viro on nykytilanteessa huippukulutuskaudella teho- ja energiaylijäämäinen sekä
normaalioloissa että erityistilanteissa
· Entso-E on arvioinut huippukulutuskausina
Viron sähkön vientipotentiaaliksi noin 500
MW
– Viron tuotantokapasiteetti on suurelta osin
palavan kiven laitoksissa.
– Myös Latviassa ja Liettuassa runsaasti
kaasulauhteeseen perustuvaa
tuotantokustannuksiltaan kalliimpaa
kapasiteettia
– Tehoylijäämä Virossa säilyy myös
erityistilanteissa
· Baltian maat tuovat normaalitilanteessa
sähköä Pohjoismaista, mutta tämä johtuu
markkinahinnoista, ei tuotantovajeesta
alueella.
Viron huipputuotantokapasiteetti ja huippukysyntä
0
500
1000
1500
2000
2500
Huipputuotanto-
kapasiteetti
Huippu-
kysyntä
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 47
Viro Latvia Liettua
· Sähkönkulutus Virossa on noin 8
TWh ja sen oletetaan kasvavan
noin 10-11 TWh:n tasolle 2030
mennessä
· Viron sähköntuotannon
selkärangan muodostaneet
palavankiven laitokset arvioidaan
korvattavan tuotekaasu- ja
biomassalaitoksilla vuoteen 2025
mennessä
– Palavankiven polton sijaan siitä
voidaan tulevaisuudessa jalostaa
öljytuotteita vientiin ja prosessin
sivutuotteena syntyvää
tuotekaasua hyödyntää
energiantuotannossa
· Pöyryn näkemyksen mukaan
lämpövoimalla tuotetun energian
määrä kokonaisuudessaan
nousee tämän hetken noin 9
TWh:n tasosta noin 11 TWh:n
tasolle vuoteen 2025 mennessä
· Sähkönkulutus Latviassa on noin
8 TWh. Kulutuksen oletetaan
kasvavan usealla TWh:lla
tulevaisuudessa.
· Sähköntuotantokapasiteetti
muodostuu tällä hetkellä
pääasiassa vesivoimasta ja
kaasukäyttöisestä CHP- ja
lauhdekapasiteetista.
· Lähivuosina oletetaan
rakennettavan biomassaa
käyttäviä CHP-laitoksia,
hiililauhdetta sekä tuulivoimaa.
Latvian tavoitteena on vähentää
riippuvuutta Venäjältä tuotavasta
maakaasusta ja uusia
investointeja tuetaan
syöttötariffeilla tai investointituella.
· Tuotantokapasiteetin odotetaan
kasvavan nykytasosta.
· Sähkönkulutus Liettuassa on noin
11 TWh. Myös Liettuassa
sähkönkulutuksen oletetaan
lisääntyvän merkittävästi vuoteen
2030 mennessä.
· Sähköntuotantokapasiteetista noin
kolmannes on vesivoimaa ja loput
kaasu- ja öljylauhdetta. CHP-
investointien myötä kapasiteetti on
kasvanut viime vuosina.
· Liettuassa on merkittävää
säätökapasiteettia
pumppuvesivoiman muodossa.
Pumppuvesivoiman teho nyt
vajaa 1000 MW.
· Ydinvoimainvestoinnin
toteutuminen lisäisi
tuotantokapasiteettia 1600 MW
vuoden 2025 paikkeilla.
KAPASITEETIN KEHITYS BALTIASSA
Baltian maiden sähkön kulutus on ollut vahvalla kasvu-uralla 2000-luvulla ja kasvun
nähdään jatkuvan. Baltian maissa on kuitenkin merkittävästi ylikapasiteettia.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 48
MAHDOLLISUUDET TUODA SÄHKÖÄ SUOMEEN BALTIAN MAISTA
Pohjoismaiden sähkömarkkinahinnan heijastuminen Baltiaan heikentää
lauhdetuotannon kannattavuutta Baltiassa ja osa ylikapasiteetista voi poistua.
· Huippukysyntä Baltian alueella on tällä hetkellä noin 5000 MW. Sähkön kysynnän oletetaan Baltiassa
kasvavan selvästi ja huippukysyntä kasvaisi tällöin noin 6000 MW:iin vuonna 2020 ja 8000 MW:iin
vuonna 2030.
· Viron sähköntuotantokapasiteetin arvioidaan pysyvän nykyisellä tasollaan 2020 –luvun alkupuolelle
saakka, jonka jälkeiset investoinnit suuriin sähköntuotantoyksiköihin ovat vahvasti sidoksissa
poliittisiin linjauksiin sekä näkymiin Baltian asemasta sähkömarkkinoilla
– Uusiutuvan velvoitteen täyttämiseksi on Virossa arvioitu syntyvän hieman yli 100 MW biomassaan perustuvaa
sähköntuotantokapasiteettia vuoteen 2020 mennessä
· Latviassa tuotantokapasiteetti ilman tuulivoimaa kasvaa noin 2800 MW:iin vuoteen 2020 mennessä.
Kapasiteetista noin 1500 MW on vesivoimaa ja loput kaasulauhdetta ja CHP-kapasiteettia.
· Liettuassa sähköntuotantokapasiteetista tulee poistumaan osa nykyisestä kaasu- ja öljykäyttöisestä
lauhteesta. Kapasiteettia korvaamaan on jo rakennettu uutta CHP-kapasiteettia ja kaasulauhdetta,
jotka rakennetaan tukijärjestelmien avulla. Myös mahdollinen uusi ydinvoimala lisäisi
tuotantokapasiteettia merkittävästi vuoden 2024 jälkeen. Kokonaiskapasiteetti on Pöyryn
näkemyksen mukaan lähes 4000 MW tasolla vuoteen 2030 saakka
ØKasvavasta kulutuksesta huolimatta teho-omavaraisuuden uskotaan säilyvän Baltiassa kasvavan
lämpövoimakapasiteetin myötä. Yhteensä kapasiteettia on yli 8000 MW vuoden 2020 paikkeilla, eli
noin 2000 MW yli kysynnän. Pidemmälle mentäessä epävarmuus erityisesti lauhdekapasiteetin
kehityksestä kasvaa ja ylijäämä voi laskea.
ØBaltian maiden siirtoyhteydet naapurimaihin ovat merkittävät, ja voidaan olettaa että sähköä on
saatavissa myös tulevaisuudessa naapurimaista Venäjältä, Puolasta ja jatkossa myös Ruotsista.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 49
VENÄJÄN SÄHKÖMARKKINOIDEN KEHITYS
Venäjän rooli sähköntuojana on kaventunut käyttöön otettujen
kapasiteettimaksujen seurauksena
· Suomen ja Venäjän välillä on 1400 MW siirtoyhteys, jonka kautta Suomeen on tuotu merkittävä määrä sähköä viime
vuosiin saakka.
– Elokuussa 2011 käynnistettiin Venäjän ja Suomen välisessä sähkökaupassa kokeilu, jossa 100 megawattia maiden välisestä
siirtokapasiteetista varattiin pohjoismaisen sähköpörssin käyttöön. Pörssikaupan käytössä on tällä hetkellä 140 MW.
Aikaisemmin sähkön tuonti Venäjältä perustui täysin kahdenväliseen kauppaan, jossa Venäjän selvästi alhaisempi sähkön
hinta kannusti suuriin tuontimääriin vuositasolla.
– Noin neljäsosa sähkönsiirtokapasiteetista (320 MW) on avattu kaksisuuntaiselle kaupankäynnille joulukuussa 2014.
· Luoteisella Venäjällä on asennettua voimalaitoskapasiteettia on noin 20 000 MW ja alueen kulutushuiput ovat olleet
noin 15000 MW. Alueellinen balanssi on mahdollistanut merkittävän sähkönviennin alueelta. Kapasiteetin ikääntyessä
tehoylijäämän kehitys on epävarmaa. Toisaalta yhteydet muille alueille Venäjällä korvaavat mahdollista vähenevää
kapasiteettia Suomen lähialueella.
· Viime vuosina Suomen ja Venäjän välisessä yhteydessä koko siirtokapasiteetti ei ole ollut tehokkaassa käytössä
johtuen muuttuneista markkinajärjestelmistä.
– Venäjällä sähkön hintaan lisätään kapasiteettimaksu, joka on voimassa vuorokauden sisäisten kulutushuippujen aikana.
Tämä on johtanut sähkön tuonnin leikkaamiseen kulutushuippujen aikana.
· Nykyisellä markkinajärjestelmällä tuonnin kannattavuus ajoittuu kysyntähuippuihin Suomessa ja alhaisen hinnan
hetkiin Venäjällä, jolloin sähkön aluehinta Suomessa Venäjään verrattuna on riittävän korkea kannattavan tuonnin
mahdollistamiseksi.
– Nordpoolin sähkömarkkinahinta ei nykyisin heijastu lyhyellä aikavälillä siirtoyhteyden käyttöön, josta sopimukset tehdään
ennen kuin päivittäinen kaupankäynti Nordpoolissa sulkeutuu. Tämä voi heikentää tuonnin reagoimista lyhytaikaisiin
kulutuspiikkeihin, mutta markkinaehtoisuuden lisääntyessä tilanteen voidaan olettaa parantuvan.

COPYRIGHT©PÖYRY
SÄHKÖNTUOTANTOKAPASITEETIN RIITTÄVYYS LÄHIALUEILLA
23.1.2015
52X265022
50
Tällä hetkellä tuotantokapasiteetti ylittää sähkön huippukysynnän kaikilla Suomen
lähialueilla, joista sähköä tuodaan Suomeen.
0
5000
10000
15000
20000
25000
Luoteis-Venäjä
MW
Huipputuotanto
Huippukysyntä
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Skandinavia
MW
1000MW
· Kuten edellä on kuvattu, on
hyvin todennäköistä että
tilanne ei ratkaisevasti
muutu tulevaisuudessa
kysynnän tai
tuotantokapasiteetin
muutosten johdosta.
· Kasvava kysyntä voi
kuitenkin heikentää
tehomarginaaleja
naapurialueilla, mikäli
investoinnit uuteen
tuotantokapasiteettiin eivät
toteudu näillä alueilla tai
käytöstä poistuu esim.
ydinvoimakapasiteettia. 0
5000
10000
Baltia
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 51
SAMANAIKAISTEN KULUTUSHUIPPUJEN VAIKUTUS
TUONTISÄHKÖN SAATAVUUTEEN
· Suomen huippukulutuksen aikaiseen tarjolla olevaan tuontikapasiteettiin vaikuttaa sähköä tuovien
maiden saman aikainen kulutustilanne.
· Huippukysyntä ajoittuu Suomessa kylmimpiin päiviin. VTT1 on selvittänyt huippupakkasten
esiintymisen ajankohdan korrelaatiota Suomen ja naapurimaiden välillä. Selvityksessä tarkasteltiin
Suomea, Ruotsia, Norjaa, Viroa, Latviaa, Liettuaa ja Luoteis-Venäjää.
· Selvityksen mukaan korkeimman kulutuksen tunnit eivät korreloi tarkasteltujen maiden välillä. Suurin
korrelaatio Suomen kulutuksen kanssa havaittiin Ruotsissa ja Luoteis-Venäjällä.
· Historiatiedon perusteella siirtoyhteyksiin riittää tuontisähköä naapurimaista yhteyksien sallimalla
täydellä kapasiteetilla Suomen kulutushuippujen aikana. Toisin sanoen kylmän sään aiheuttamat
kulutushuiput eivät tilastollisesti osu samaan aikaan kaikissa naapurimaissa, joten kun Suomessa on
kylmää, naapurimaista riittää tuontikapasiteettia. Sähkömarkkinoiden voimakkaampi integroituminen
mm. Keski-Eurooppaan vähentää edelleen todennäköisyyttä sille, että kapasiteettia ei olisi saatavissa
minkään siirtoyhteyden kautta.
· Suomen kulutushuipun aikaiseen tuontisähkön saatavuuteen vaikuttaa naapurimaiden
samanaikaisen kulutuspiikin todennäköisyyden sijaan enemmän ennakoimattomat voimalaitosten ja
siirtoyhteyksien vikaantumiset sekä siirtotehon rajoitukset poliittisista syistä.
– Vaikka varsinainen kulutushuippu ei esiintyisikään samaan aikaan useammassa maassa, voi lähialueilla vallita
normaalia kylmempi säätyyppi, jolloin kulutus on keskimääräistä korkeammalla tasolla naapurimaissakin. Näin
tapahtui esimerkiksi tammikuussa 2010, jolloin lämpötila sekä Suomessa että lähialueilla oli merkittävästi
keskimääräistä kylmempi2.
1) Lähde: VTT 2012: Selvitys tehoreservin tarpeesta vuosille 2013-2017. Tutkimusraportti VTT-R-07227-12
2) Lähde: NordREG Report 1/2011: NordREG report on the price peaks in the Nordic wholesale market during winter 2009-2010.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 52
YHTEENVETO TUONNISTA
Tuontisähkön riittämättömyys edellyttäisi useaa yhtäaikaista vikaantumista ja
kulutushuippujen osumista yhtäaikaisiksi lähialueilla.
Tuonti-
maa
Sähköntuontikapasiteetti Rajoitteet ja suurimmat riskit tuonnille
Ruotsi • 2700 MW vuonna 2018
• 2400 MW vuonna 2024
• 3200 MW vuonna 2030
• Mahdollinen siirtoyhteysvika
• Ydinvoimalan vikaantuminen tai poistaminen käytöstä
Ruotsissa
• Kulutushuippu Skandinaviassa ja tuonnin rajoittaminen
muualta Euroopasta samanaikaisesti
Venäjä • 1400 MW • Kapasiteettimaksut ja muut markkinamuutokset, jotka
voivat rajoittaa huipunaikaista tuontia
• Kapasiteettimaksuilla vaikutusta lähinnä
ennakoimattomien ja lyhytaikaisten kysyntähuippujen
tasauksessa
• Kapasiteetin poistuminen markkinoilta
• Mahdollinen siirtoyhteysvika
Viro • 1000 MW • Mahdollinen siirtoyhteysvika
• Baltian oman tuotantokapasiteetin poistuminen käytöstä
markkinoiden muutoksista johtuen, vaikutus vuoden
2020 jälkeen

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 54
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS ERI SKENAARIOISSA
· Kun tuontikapasiteetti huomioidaan, on kaikissa
skenaarioissa kapasiteettia riittävästi myös kylmän
talven kulutushuipun kattamiseksi.
· Kuvaajat osoittavat, että mikäli tuonti-kapasiteetista
olisi pois käytettävistä noin 1200 MW vuonna 2018,
ei kapasiteetti Suomessa riittäisi kysynnän
kattamiseen.
· Muissa skenaarioissa vajaus on hieman pienempi,
mutta ero on hyvin pieni. Jatkotarkasteluissa
käsitellään perusskenaarion tuotanto- ja
kysyntäprofiileja.
perusskenaario
korkea skenaario
matala skenaario
-4 000
-3 000
-2 000
-1 000
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 55
Sähkön kysyntä Tuonnin rajoittaminen Tuotantohäiriöt
· Pitkä kylmä jakso, jolloin
kysyntä pysyy korkealla
pitkään
· Kysyntäjousto ei aktivoidu
riittävästi
· Kaapeliviat tai pullonkaulat
siirtoyhteyksissä muualla
markkina-alueella.
· Venäjän tuonnin jääminen
pois
· Merkittävät tuotannon ja/tai
tuonnin vajaukset
naapurimaissa
– Esimerkiksi talven 2009-2010
hintapiikkien eräs merkittävä
tekijä oli suuri vajaus Ruotsin
ydinvoimatuotannossa
pitkittyneiden revisioiden
vuoksi, ja samaan aikaan
Pohjoismaisessa
siirtokapasiteetissa oli vajausta
teknisten vikojen vuoksi
· Suuri tuotantoyksikkö pois
verkosta
– OL3 pitkään pois verkosta
– Useamman suuren laitoksen
samanaikainen vikaantuminen
KESKEISIMMÄT TEHON RIITTÄMÄTTÖMYYTEEN JOHTAVAT
TEKIJÄT
Tehovajaus esiintyy todennäköisimmin usean tekijän summana, kun kylmänä
ajankohtana esiintyy merkittävää vajausta tuotannossa tai siirtokapasiteetissa

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 56
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS SUUREN YKSIKÖN POISSAOLON
AIKANA
· Tarkastellessa kylmän talvijakson tilannetta ja sen hetken
suurimman tuotantoyksikön ollessa poissa käytöstä, Suomen
tuotannon tehovaje kasvaa. Rajasiirtoyhteyksien toimiessa
normaalisti, Suomen sähkönhankinnan tase on kuitenkin
positiivinen. Heikoin tilanne on ennen rakenteilla olevan
ydinvoimayksikön valmistumista.
– Vuoteen 2018 asti suurimman yksikön teho on 880 MW ja vuoden
2018 jälkeen suurin yksikkö on teholtaan 1600 MW.
Tarkastelussa on käytetty perusskenaarion tuotanto- ja
kulutusprofiilia.
· Kylmänä ajanjaksona suurimman tuotantoyksikön ollessa
poissa käytöstä, Suomen tuotantokapasiteetin ja
huippukulutuksen välinen tehovaje vuonna 2018 on noin 4400
MW. Mikäli tuontikapasiteettia olisi tällöin poissa käytettävistä
noin 700 MW, yhteenlaskettu tuotanto- ja tuontikapasiteetti ei
riittäisi kattamaan kylmän talvipäivän kulutusta.
· Vuoden 2018 jälkeen, uuden ydinvoimayksikön ja uuden
Ruotsin siirtoyhteyden ollessa käytössä, Suomen
sähkönhankinnan tehotase kasvaa. Tarkastelujakson lopussa
sähkönhankinnan tehotase on noin +1400 MW, kun suurin
tuotantoyksikkö on poissa käytöstä ja siirtoyhteydet toimivat
täydellä kapasiteetilla.
suuren tuotantoyksikön ollessa pois käytöstä
Katkoviivalla merkitty kunkin ajankohdan
suurimman tuotantoyksikön poissaolon
vaikutus tehovajeeseen
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 57
KAPASITEETIN RIITTÄVYYS KUN SIIRTOYHTEYKSIEN KÄYTÖSSÄ
RAJOITTEITA
Suurimman tuontiyhteyden vikaantuminen ennen vuotta 2018 johtaisi pieneen
sähkönhankintamarginaaliin erityisen kylmänä talvipäivänä
· Tarkastellessa kylmän talvijakson tilannetta ja
suurimman tuontiyhteyden ollessa pois käytöstä
(1100 MW), sähkönhankintamarginaali olisi alle 150
MW vuonna 2018.
– Suomen sähköntuotannon oletetaan toimivan normaalisti.
Samanaikaiset ongelman omassa tuotannossa tai
rajoitukset tuonnissa muiden yhteyksien kautta
heikentäisivät tilannetta edelleen.
· Vuonna 2024, OL3-ydinvoimayksikön ja uuden
Ruotsin siirtoyhteyden ollessa käytössä, vastaava
tuontikapasiteetin rajoitus 1100 MW:lla ei aiheuta
tehopulaa Suomessa. Tehopulaan johtava rajoitus
olisi noin 2300 MW.
· Vuonna 2030 sähköntuontia voitaisiin rajoittaa n.
3000 MW ennen kuin Suomessa tulisi pula
sähkötehosta.
tuontiyhteyksien ollessa rajoitettu 1100 MW:lla
Katkoviivalla merkitty siirtoyhteyksien
rajoituksen vaikutus tuontikapasiteettiin
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2014 2018 2024 2030
MW
Tuonti-
kapasiteetti
Oman tuotannon
tehovaje
Sähkönhankinta-
marginaali

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 58
TEHOVAJEEN KATTAMISMAHDOLLISUUDET SUOMEN
KYSYNNÄN JA TARJONNAN SÄÄTÄMISEN AVULLA
· Edellä on tarkasteltu Suomen oman sähköntuotantokapasiteetin riittävyyttä sekä siirtoyhteyksien
käyttöä. Seuraavassa tarkastellaan kapasiteetin ja tuotannon joustomahdollisuuksia, mikäli
sähköteho ei riittäisi Suomessa.
· Merkittävimmät keinot pienentää tehovajetta ovat
– Kysyntäjouston lisääminen:
– kysynnän siirtäminen toiseen ajankohtaan
– kysynnän poistuminen
– Tuotannon lisääminen yhteistuotannossa

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 59
· Talven 2009–2010 sähkön hintapiikkien aikaisen kysyntäjouston on arvioitu olleen Suomessa noin 400–500
MW tai jopa enemmän (TEM 2010). Fingridin arvion mukaan Elspot-markkinoilla oli vuonna 2014
kysyntäjoustoa 200-600 MW. Lisäksi joustoja on merkittävästi myös muilla markkinoilla.
· Suurin sähkötehona mitattu potentiaali kysyntäjouston toteuttamiseen on perinteisillä metsä-, metallinjalostus-
ja kemianteollisuuden aloilla. Hintajoustoa tapahtuu jo nyt markkinoilla sähkön hinnan noustessa hyvin
korkeaksi.
– Teollisuuden kysyntäjousto riippuu hyvin paljon sähkön hintatasosta ja teollisuuden tuotantotilanteesta.
– Teknologinen kehitys tulee madaltamaan kynnystä hintajouston aktivoitumiselle.
· Uutta kysyntäjoustopotentiaalia löytyy arvioiden mukaan erityisesti suurteollisuuden ulkopuolelta
keskisuuresta ja pienemmästä teollisuudesta
– Metsäteollisuusyritysten sivuprosessien soveltumista kysyntäjoustoon ei ole selvitetty vielä tarkasti, ja niistä on
mahdollista löytää uusia kysyntäjoustokohteita. Pääprosesseissa kysyntäjousto toteutuu monissa yrityksissä jo nyt.
– Kone- ja metallituoteteollisuudessa sähköä käytetään mm. sulatus- ja sähköuunien käyttöön valimoissa, missä
kysyntäjousto voi olla mahdollista sähkön hintojen noustessa riittävän korkeiksi. Kysyntäjousto tarkoittaa tällöin
usein tuotannon keskeytystä korkean hinnan ajaksi, jolloin teollisuuden kokonaistuotanto voi laskea.
– Kemianteollisuudessa on suuria sähkönkäyttäjiä, joiden säätömahdollisuus riippuu merkittävästi pääprosessien
ominaisuuksista.
– Pienemmässä teollisuudessa esimerkiksi kylmälaitteet, kylmävarastot ja prosessien lämpöpumput voivat tarjota
uusia kysyntäjouston toteutuskohteita markkinoille.
· Kysyntäjouston laajamittaisempi hyödyntäminen teollisuudessa edellyttää jouston toteutusprosessin
automatisointia. Automatisointi tarkoittaa merkittävien joustopotentiaalikohteiden kytkentää osaksi
järjestelmää, jonka kautta näille laitteille annetaan ohjauskäskyjä esimerkiksi sähkön hinnan vaihteluiden
mukaan.
KYSYNTÄJOUSTOPOTENTIAALI TEOLLISUUDESSA
Kysyntäjousto toteutuu jo nyt markkinoilla ja näkyy sähkön toteutuneessa
huippukysynnässä

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 60
Sähköautot
Muu kotitalouksien sähkönkäyttö
· Sähkölämmityksen kysyntäjoustoa näkyy jo nyt markkinoilla
kaksiaikahinnoittelun vuoksi.
· Sähkölämmityksen koko kysyntäjoustopotentiaaliksi on
arvioitu 600-1200 MW sähkölämmitetyissä kotitalouksissa
(ÅF 2011: Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään).
· Sähkölämmityksen kysyntäjoustolla voidaan kysyntää siirtää
enimmillään muutamalla tunnilla riittävän lämpötilan
varmistamiseksi.
· Sähköautojen vaikutus kysyntäjoustopotentiaaliin näkyy vasta
pidemmällä aikavälillä kun sähköautot yleistyvät.
· Älykkäällä sähköautojen latauksella voidaan autojen lataus
ohjata markkinoiden kannalta suotuisaan ajankohtaan.
· Sähköautojen kysyntää voidaan siirtää tunnista toiseen, mutta
ei täysin vuorokaudesta toiseen, sillä autojen on oltava ainakin
osin ladattuja joka vuorokausi. Sähköajoneuvojen akkujen
purkaminen verkkoon voisi myös tuoda lisäpotentiaalia, mutta
tätä ei oleteta tapahtuvan tarkasteluajanjaksolla.
Sähkölämmitys
Palvelut
· Palveluiden kulutusprofiilissa erottuu selvästi arkipäivien
kulutuspiikit. Kysyntä ei seuraa lämpötilavaihteluita samalla
tavoin kuin kotitalouksien sähkönkäyttö.
· Parhaat mahdollisuudet kysyntäjouston toteuttamiseen
löytyvät ilmanvaihdon ja –jäähdytyksen sekä
varavoimakoneiden hyödyntämisestä. Valaistuksen käyttö
kysyntäjoustoon voi olla vaikeampaa.
· Sähkölämmityksen lisäksi jonkin verran lisäjoustoa voidaan
saada myös mm. sähköliesistä, kiukaista ja pesukoneista.
Muiden kodinkoneiden tehot ovat tyypillisesti pienempiä
eivätkä merkittävästi vaikuta huippukuormaan.
· Sähkön kysyntäpiikki on tyypillisesti ilta-aikaan, kun
kodinkoneita käytetään töistä palattua.
· Kotitalouksien lämmityksen ulkopuolisen sähkönkäytön
kysyntäjoustopotentiaali on rajallinen ja rajoittuu lähinnä
kysynnän siirtämiseen tunnista toiseen.
TEOLLISUUDEN ULKOPUOLINEN KYSYNTÄJOUSTO
Jatkossa kysyntäjoustoa voi tulla markkinoille yhä enemmän pienistä hajautetuista
kohteista. Jousto on tyypillisesti vuorokauden sisäistä kulutuksen siirtoa.
Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreilla edellyttää, että markkinoille tulee
uusia palveluita jouston toteutukseen.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 61
KYSYNTÄJOUSTON KEHITTYMINEN ERI SKENAARIOISSA
Kysyntäjouston kehitys riippuu energian hintojen kehityksestä sekä eri sektoreiden
sähkönkulutuksen kehityksestä
· Perusskenaarion sähkön maksimikysyntäjoustopotentiaali on arvioitu karkeasti huomioiden
– Teollisuuden kysyntäjoustopotentiaali Suomessa julkisten lähteiden perusteella. Teollisuuden
kysyntäjoustopotentiaalin ei oleteta merkittävästi muuttuvan ajan kuluessa.
– Sähkölämmityksen kysyntäjoustopotentiaalin oletetaan tulevan markkinoille vähitellen, kun hintatieto välittyy
paremmin käyttökohteisiin ja ohjausautomaatiota otetaan käyttöön enemmän. Skenaarioiden välillä ei ole eroa
lämmityksen kysyntäjoustopotentiaalin kehitysnopeuden suhteen.
– Pidemmälle tulevaisuuteen mennessä kysyntäjoustoon tulee mukaan myös muita hajautettuja kohteita, sekä mm.
sähköautojen kysyntäjoustoa.
· Korkeassa skenaariossa sähkön hinta on selvästi korkeampi, mikä voi lisätä kiinnostusta
kysyntäjouston toteuttamiseen eri sektoreilla. Teollisuuden sähkökäyttö kasvaa myös nopeammin,
mikä voi lisätä kysyntäjoustomahdollisuuksia. Tästä johtuen potentiaali on arvioitu suuremmaksi
korkeassa skenaariossa.
· Matalassa skenaariossa sähkön keskihinta on alhainen, eivätkä investoinnit kysyntäjouston
toteuttamiseksi ole yhtä houkuttelevia. Teollisuuden vähäisempi sähkönkäyttö vähentää
kysyntäjoustopotentiaalia teollisuussektoreilta.
· Sähkölämmityksen ja kotitalouksien kysyntäjoustopotentiaali on pidetty vakiona eri skenaarioissa,
sillä näiden sektoreiden sähkökulutus ei muutu skenaariosta toiseen, eikä jouston oleteta olevan yhtä
hintaherkkää kuin muilla sektoreilla.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 62
Arvioitu maksimijoustopotentiaali -2018
Arvioitu maksimijoustopotentiaali 2025-
· Tunnista toiseen siirrettävää kulutusta on pääasiassa
suurteollisuudessa sekä sähkölämmityksessä
· Tulevaisuudessa kysyntäjoustopotentiaali kasvaa enemmän
myös pienissä kohteissa, sähköautoissa jne.
· Kysyntää voidaan tyypillisesti siirtää tunnista toiseen
huipputunnin tai tuntien kysyntää tasaamaan, mutta ei
päivästä toiseen.
· Kysyntäjouston toteutuminen uusilla sektoreilla edellyttää
palveluntarjoajien aktiivista toimintaa.
– Esimerkiksi kotiautomaation määrän lisääntymiseen liittyy
suurta epävarmuutta.
– Tuntihinnoittelu voi lisätä mielenkiintoa kysyntäjouston
toteutukseen, mutta käyttäjälle hintavaikutus on vähäinen
Arvioitu maksimijoustopotentiaali 2018-2024
YHTEENLASKETTU MAKSIMIKYSYNTÄJOUSTOPOTENTIAALI*
Kysyntäjoustopotentiaali on arvioitu julkisesti saatavilla olevien lähteiden ja edellä
kuvattujen lähtökohtien perusteella. Kysyntäjoustopotentiaali kuvaa tilannetta,
jossa sähkön hinnat nousevat hyvin korkeiksi huippukulutuksen aikana.
* Arvio uudesta potentiaalista joka ei ole jo toteutunut markkinoilla
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
tunti vrk vko
MW
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
tunti vrk vko
MW
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
tunti vrk vko
MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 63
TUOTANNON SÄÄTÖMAHDOLLISUUDET HUIPUN AIKANA
Kylmänä talvipäivänä CHP-tuotannon on mahdollista nostaa sähköntuotantoa
arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista
· Vesivoima
– Suomessa vesivoimatuotanto toimii pääsääntöisenä säätövoimana tuontisähkön ohella. Kylmänä talvipäivänä vesivoimalla ei
ole juurikaan mahdollisuutta nostaa kapasiteettia arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista.
· Ydinvoima
– Ydinvoimaa ei Suomessa ole käytetty säätövoimana lainkaan, vaan se toimii perustuotantona ja sen tuotanto on läpi vuoden
hyvin vakaata, pois lukien kesäajan vuosihuoltojaksot. Talvella kylmän lauhdutusveden vuoksi ydinvoiman tuotantoteho voi
olla hieman korkeampi kuin sen nimellisteho.
· Kaukolämpö CHP
– Kaukolämpöverkot on yleisesti mitoitettu siten, että huippulämmönkulutus voidaan kattaa suurimman laitoksen ollessa pois
käytöstä. Kylmänä talvipäivänä korkea kaukolämpömenovesi pienentää CHP-laitoksen sähköntuotantoa. Tästä johtuen
laitosten on mahdollista lisätä sähköntuotantoa lähemmäksi nimellistehoa pienentämällä laitokselta lähtevän
kaukolämpöveden lämpötilaa. Kylmänä talvipäivänä tämä kuitenkin vaatii kaukolämpömenoveden lämpötilan nostamista
huippukattilalla, mikä ei ole välttämättä mahdollista kaikilla laitosalueilla. Kaukolämpöverkon CHP-laitoksen reagointi vaatisi
pidemmän jakson korkeampia sähkön hintoja (>12h).
· Teollisuus CHP
– Teollisuus CHP-laitoksissa sähköntuotanto on yleisesti sekundäärituote ja voimalaitoksia ajetaan prosessitarpeiden ja –
tuotteiden ehdoilla. Tämän vuoksi teollisuudessa ei oleteta olevan nopeaa kapasiteetin nostopotentiaalia arvioidusta
huipunaikaisesta kapasiteettitasosta. Jos teollisuudessa on nopeasti käyttöönotettavia turbiineja, ne ovat todennäköisesti
varavoimalaitoksina.
· Lauhde
– Lauhdevoimaa käytetään talvella vuorokaudensisäiseen ja viikonsisäiseen säätöön. Kylmän talvipäivän huippukysynnän
aikaan lauhdekapasiteettia ei kuitenkaan voi nostaa arvioidusta huipunaikaisesta kapasiteetista, sillä tuotanto on oletettavasti
maksimissaan kyseisenä aikana.

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 64
YHTEENVETO – JOUSTAVA KAPASITEETTI
Suomen oman tuotantokapasiteetin säätömahdollisuudet ovat vähäiset kylmänä
talvipäivänä. Kysyntäjousto voi vastata yksittäiseen huipputuntiin, mutta tilanteen
jatkuessa kysyntäjousto vähenee merkittävästi.
Tunti Päivä Viikko
2019-2024
2025-2030
-2018
Säätöaika:
Tarkastelu-
ajanjakso: Kysyntäjousto 500-1000 MW
Kysyntäjousto 1000-1500 MW
Kysyntäjousto > 1500 MW
CHP-kapasiteetti 100-300 MW

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 65
SUOMEN OMAN TUOTANNON JA KULUTUKSEN
MAHDOLLISUUDET VASTATA TEHOVAJEESEEN
· Kylmänä talvipäivänä vain pieni osa Suomen oman
tuotannon ja kysynnän välisestä tehovajeesta voidaan
kattaa tarjontaa lisäämällä tai kysyntää markkinaehtoisesti
pienentämällä.
· Kapasiteettia voitaisiin lisätä hieman kaukolämpöön
liittyvässä yhteistuotannossa, arviolta noin 100-300 MW.
· Kysyntäjoustoa on mahdollista lisätä arviolta noin 500 MW
vuonna 2018 ja vuoteen 2030 mennessä jopa yli 1000 MW.
– Kysyntäjouston aktivoitumiseen liittyy merkittävää
epävarmuutta.
– On myös hyvin epävarmaa missä määrin kysyntäjoustoa tulee
markkinoille tulevaisuudessa, sillä suuremman potentiaalin
toteutuminen edellyttää teknologiakehitystä ja
kysyntäjoustopalveluiden tuloa markkinoille.
· Tilanne kuvaa hetkellistä huippukysyntätilannetta. Tilanteen
jatkuessa merkittävä osa joustopotentiaalista häviää
markkinoilta.
· Vuoteen 2030 mennessä suurempi osa tehovajeesta
voitaisiin toteuttaa kysyntäjoustolla ja tuotannon lisäyksellä,
mutta tuontiriippuvuudesta ei kokonaan päästä tällöinkään.
Kylmän talven huipunaikainen tuotantovaje perus-
skenaariossa ja mahdollisuudet lisätä tuotantoa ja
vähentää kysyntää*
*tuontia ei ole huomioitu
-5 000
-4 000
-3 000
-2 000
-1 000
0
1 000
2 000
2018 2024 2030
MW
Tehovaje
CHP-tuotannon
lisäys
Kysyntäjousto

COPYRIGHT©PÖYRY
23.1.2015
52X265022 66
TOIMINTA TEHOPULASSA
Sähköä on tuotettava joka hetki yhtä paljon kuin sitä kulutetaan. Tehopulaksi
kutsutaan tilannetta, jossa sähkön tuotanto ja tuonti eivät riitä kattamaan kulutusta.
· Fingrid käyttää tuotanto- ja kulutustilanteen kiristyessä kolmiportaista menettelyä:
1. Kiristynyt tehotilanne
· Kun tuotanto- ja kulutusennusteet osoittavat, että tuotanto ja tuonti eivät lähitunteina mahdollisesti
riitä kattamaan kulutusta, Fingrid lähettää sähkömarkkinatoimijoille "kiristynyt tehotilanne" -
ilmoituksen. Toimijoita pyydetään tarkastamaan suunnitelmansa ja varautumaan tilanteeseen.
2. Tehopula
· Tehopula syntyy kun Fingrid joutuu käynnistämään verkko-ja tuotantovikoja varten hankittua reserviä
(mm. kaasuturpiinit) korvaamaan puuttuvaa tuotantoa. Sähköjärjestelmän kyky selvitä yllättävistä
vioista alenee.
3. Vakava tehopula
· Vakavassa tehopulassa kaikki reservit ovat jo käytössä ja lisäksi Fingrid joutuu rajoittamaan kulutusta
turvatakseen koko sähköjärjestelmän toiminnan. Kulutuksen rajoittaminen tehdään pyytämällä
paikallisia sähköyhtiöitä rajoittamaan oman toimialueensa sähkönkulutusta ennalta laadittujen
suunnitelmien mukaisesti.

Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030

Recomendados

Recomendados

Mais conteúdo relacionado

Semelhante a Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030

Semelhante a Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030 (20)

Suomen sähkötehon riittävyys ja kapasiteettirakenteen kehitys vuoteen 2030