Suomi on ajautunut Euroopan äärimaaksi sähkön hintojen suhteen. Kaikista Euroopan maista sähkön hinta oli Suomessa eniten miinuksella tuntimääräisesti: 467 tuntia vuoden 8 760 tunnista, eli joka 19:s tunti v. 2023. Samalla Suomessa oli ajoittain myös Euroopan kallein sähkö (78 senttiä/kWh).
Tiedot perustuvat sähköpörssien sähkön hintoihin.
Suuntaus on jatkunut v. 2024: Suomi oli 10. helmikuuta asti Euroopan kärjessä sekä miinushintaisilla tunneilla (42) että korkeimmalla sähkön hinnalla (epätodennäköinen 1,89 euroa/kWh tammikuun 5. päivänä).
Tämä tilanne tuskin hyödyttää ketään, lukuun ottamatta joitain todella ammattimaisia sähkökauppiaita, jotka sijaitsevat enimmäkseen Tanskassa. Heidän edellytyksensä ansaita rahaa piilee pääasiassa nopeissa hintavaihteluissa.
Miten olemme päätyneet tähän?
Tärkeä selitys on, että Suomi sijaitsee maantieteellisesti eurooppalaisen sähköjärjestelmän laitamilla. Toinen selitys on, että yhä pienempi osuus Suomen sähköntuotannosta on ennakoitavissa olevaa tuotantoa.
Vilkaisu karttaan osoittaa, että Suomi voi teoreettisesti tuoda Ruotsista sähköä enintään 2 800 megawattia (MW) ja teoreettisesti viedä enimmillään 2 400 MW. Tämä tapahtuu kahdella maiden välisellä yhdysjohdolla Perämerestä pohjoiseen sekä kahdella sähkökaapelilla (Fenno-Skan 1 ja 2) Ruotsin Forsmarkin ja Suomen Rauman ja Turun välillä.
Suomesta kulkee etelässä Viroon kaksi sähkökaapelia (Estlink 1 ja 2), joiden siirtokapasiteetti on yhteensä 1 000 MW. Ne yhdistyvät Suomen runkoverkkoon Espoossa ja Porvoossa.
Venäjä oli pitkään sähkön suurtoimittaja Suomeen, mutta kyseiset voimalinjat ovat tunnetuista syistä nykyisin suljettuja. Suomi voi siis teoreettisesti tuoda enimmillään noin 3 800 MW sähköä ja viedä 3 400 MW.
Vertailun vuoksi Ruotsilla on 11 ulkomaanyhteyttä kuuteen maahan laajamittaista sähkönsiirtoa varten kaikkiin ilmansuuntiin. Maan maksimaalinen siirtokapasiteetti on teoriassa 10 725 MW viennille ja 10 410 MW tuonnille.
Sähköverkkoa voidaan kuvailla yhdistäväksi tekijäksi. Sähkö täytyy siirtää tuotantopaikaltaan fyysisiä johtoja pitkin niiden käyttöön, jotka ovat sen ostaneet. Virrat muuttuvat jatkuvasti sähkönkulutuksen ja -tuotannon vaihteluiden seurauksena.
Asiaa monimutkaistaa se, että voimalinjoja ei useinkaan voida hyödyntää täydeltä kapasiteetiltaan. Syynä ovat käyttöturvallisuus ja sähkön monimutkaiset fysikaaliset ominaisuudet, minkä lisäksi kapasiteettia täytyy jatkuvasti pitää valmiudessa odottamattomien häiriöiden varalta (esim. jos voimalaitos täytyy nopeasti irrottaa verkosta).
Sähköverkon pullonkaulat ovat suuri ongelma etenkin Ruotsissa, sillä maan sähköjärjestelmä rakennettiin alkujaan sähkönsiirtoa varten pohjoisesta (jossa valtaosa sähköstä tuotetaan) etelään (jossa sitä käytetään) – ei juurikaan itä-länsivirtausta varten.
Toinen syy löytyy epätasapainosta, joka on kehittynyt ruotsalaiseen sähköjärjestelmään kuuden ydinreaktorin sulkemisen myötä. Nämä ydinreaktorit oli sijoitettu sähköjärjestelmään strategisesti, nimittäin etelään.
Alati kutistuva ennakoitavan sähköntuotannon osuus liittyy tietenkin tuuli- ja aurinkovoimaan, jonka tuotantoa ohjaavat oikulliset sään jumalat. Sääennusteiden parantumisesta huolimatta tähänastiset kokemukset ovat yksiselitteisiä: mitä enemmän tuulta ja aurinkoa, sitä suuremmat ovat poikkeamat ennusteista.
Säädettävä vesivoima on ylivoimaisesti paras menetelmä verkon vaihteluiden tasapainottamiseen. Mutta koska Ruotsissa on rakennettu valtavasti lisää tuulivoimaa, vesivoima ei enää riitä, kertoo järjestelmäoperaattori Svenska Kraftnät.
Ruotsalaisen vesivoiman säädettävyys on noin 7 000 MW (yhteensä asennetusta 16 300 megawatista), akuuteissa säätötilanteissa jonkin verran enemmän.
Säätöpotentiaali on huomattavasti pienempi Suomessa, jossa vesivoiman asennettu teho on 3 150 MW. Suomen vesivoimalaitokset onnistuivat tuottamaan enimmillään 2 388 MW vuoden ensimmäisen viikon äärimmäisen sähköntarpeen aikana.
Suomessa ja Ruotsissa suunnitellaan tuulivoiman mittavaa laajentamista, mikä lisää tulevaisuudessa tuotanto- ja hintavaihteluja entisestään.
Aurinkovoima, etenkin suuressa mittakaavassa, edistää tätä volatiliteettia. Tanskassa nähtiin tästä esimerkki 31. elokuuta viime vuonna, kun vaihteleva pilvisyys jyllantilaisen 300 MW aurinkopaneelipuiston päällä johti siihen, että alueen lähes kaikki tehoreservit käytettiin loppuun.
”Tuuli on siihen verrattuna yksinkertaista. Se ei katoa muutamassa sekunnissa, mutta pilvet voivat ilmestyä tyhjästä”, selitti Klaus Winter, yksi Tanskan Energinetin johtajista Ny Teknik -lehdenhaastattelussa.
Miltä tilanne näytti vuoden ensimmäisellä viikolla, kun lämpötilat olivat joka päivä ainakin jossain päin Pohjanmaata -30 astetta?
Tiedämme jälkikäteen, että kaikki meni hyvin. Mutta meillä ei ollut varaa suurempiin häiriöihin. Mitä olisi vaikkapa tapahtunut, jos Olkiluoto 3 – suurin voimalamme 1 600 megawatilla – olisi yhtäkkiä kytkeytynyt irti verkosta? Niin kuin edellisvuonna kävi useasti.
Kuten Fingridin tilastot osoittavat, suurin sähkönkulutus eli 15 083 MW osui tammikuun 3. päivälle klo 18.28. Tästä 12 132 MW tuotettiin kotikentällä, kun taas 2 951 MW oli tuontisähköä. Tuontikapasiteetti ei ollut maksimissaan, mutta lähellä sitä.
Fingrid nosti valmiuttaan ja viesti selkeästi: tilannetta kuvailtiin häiriöille ”erityisen herkäksi”. Fingrid vetosi kahtena peräkkäisenä päivänä kansalaisiin, jotta he rajoittaisivat sähkönkulutustaan etenkin niinä tunteina, kun kulutus on tavallisesti korkeimmillaan, klo 8.00–10.00 ja 17.00–22.00.
Tämä viesti yhdistettynä sähkön ennätyshintaan vaikutti siihen, että sähkönkulutus pieneni arviolta 1 000 MW.
Suomi siis selviytyi tilanteesta hyvän varautumisen ja tuurin ansiosta, ja koska kansalaiset ottivat vakavan tilanteen tosissaan. Yksikin tapahtuma, joka olisi käynnistänyt ketjureaktion – mikä ei ole epätavallista, kun odottamattomia asioita tapahtuu – olisi hirmupakkasilla voinut saada hyvin vakavat seuraukset.
Mitä johtopäätöksiä tästä voidaan tehdä?
Ainakin sen, että Suomen hyvä tuuri johtui todellakin osittain sään jumalista, sillä tuulivoima tuotti tammikuun kriittisellä viikolla odottamattoman paljon sähköä, keskimäärin 1 500 MW eli lähes 25 % asennetusta tehosta.
Tämä ylitti huomattavasti säätilastoihin perustuvat tuulivoiman talvituotannon mallinnukset, joita Fingrid käyttää laskelmissaan, nimittäin kuusi prosenttia. Kylmän talvisään aiheuttamassa pitkäkestoisessa korkeapaineessa on tavallista, että tuulta on vain vähän tai ei ollenkaan.
Toinen johtopäätös on, että Suomi on tällaisissa tilanteissa hyvin riippuvainen Ruotsista. Virokin voi auttaa hieman, mutta täytyy muistaa, että tavallisesti Viro tuo maahan sähköä Suomesta.
Jos Ruotsissa ja Virossa on sähköpula, Suomi joutuu todennäköisesti maksamaan sähköstä erittäin korkean hinnan, sillä maat välittävät itse maahantuomansa sähkön edelleen meille.
Lyhyt yhteenveto Suomen vaihtoehdoista:
- Rakentaa lisää ennakoitavaa sähköntuotantoa.
- Lisätä voimakkaasti kuluttajajoustavuutta, eli sähkönkäyttäjien mahdollisuuksia ja tahtoa mukauttaa sähkönkulutuksensa sähkön tuotannon ja hinnan mukaan.
- Vaatia sähköntuottajilta tukipalveluja Fingridin ja Svenska Kraftnätin vastuulla olevien sähköjärjestelmien tasapainottamiseen.
- Muuttaa sähkömarkkinoiden mallia; esim. sähkön ja käytettävissä olevan tehon (sähköntuotannon ennakoitavan kapasiteetin) hinnoittelua. Kansallisten erityissääntöjen ongelmana on, etteivät ne ole yhteensopivia sen kanssa, mitä pidetään kansainvälisinä markkinoina.
