Energiatuotannon tukijärjestelmän sovittaminen ... - Gaia

gaia.fi

Energiatuotannon tukijärjestelmän sovittaminen ... - Gaia

Energiatuotannon tukijärjestelmän sovittaminen päästökaupan olosuhteisiin LOPPURAPORTTI Juha Vanhanen Jari Hiltunen Mikko Halonen


SISÄLLYSLUETTELO TIIVISTELMÄ .....................................................................................................................3 1 JOHDANTO.......................................................................................................................5 2 UUSIUTUVAN ENERGIAN EDISTÄMISOHJELMAN TAVOITTEET ..................6 3 KOKEMUKSIA ERILAISISTA OHJAUSKEINOISTA JA TUKIMUODOISTA ....8 3.1 INVESTOINTITUET ..........................................................................................................9 3.2 TUOTANTO- JA VEROTUET ...........................................................................................11 3.3 OSTOVELVOITTEET JA TAKUUHINTAJÄRJESTELMÄ.......................................................13 3.4 VIHREÄT SERTIFIKAATIT..............................................................................................15 3.5 MUUT EDISTÄMISKEINOT JA TUKIMUODOT ..................................................................18 3.6 YHTEENVETO OHJAUSKEINOISTA JA TUKIMUODOISTA .................................................20 4 ENERGIANTUOTANTOMUOTOJEN TUKITARPEIDEN ARVIOINTI ..............23 4.1 LÄHTÖOLETUSTEN KUVAUS.........................................................................................23 4.2 BIOENERGIA.................................................................................................................26 4.2.1 Lämmöntuotanto ..................................................................................................26 4.2.2 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto........................................................................28 4.2.3 Liikenteen biopolttonesteet ..................................................................................32 4.3 TUULIVOIMA................................................................................................................33 4.4 PIEN- JA MINIVESIVOIMA .............................................................................................35 4.5 AURINKOENERGIA .......................................................................................................36 4.6 LÄMPÖPUMPUT............................................................................................................39 4.7 HUOMIOITA TURPEEN ASEMASTA JA ENERGIANSÄÄSTÖSTÄ .........................................42 5 ANALYYSI VALIKOIDUISTA TUKIMALLEISTA .................................................43 5.1 TARKASTELTAVAT MALLIT JA TUKITARPEET ...............................................................43 5.2 NYKYINEN TUKIMALLI.................................................................................................45 5.2.1 Tukimallin kuvaus................................................................................................45 5.2.2 Laskentatuloksia ..................................................................................................46 5.2.3 Arvio mallin soveltuvuudesta...............................................................................49 5.3 OSTOVELVOITTEISIIN JA TAKUUHINTAAN PERUSTUVA TUKIMALLI ..............................49 5.3.1 Tukimallin kuvaus................................................................................................49 5.3.2 Laskentatuloksia ..................................................................................................50 5.3.3 Arvio mallin soveltuvuudesta...............................................................................53 5.4 VIHREIDEN SERTIFIKAATTIEN KÄYTTÖÖN PERUSTUVA TUKIMALLI..............................53 5.4.1 Tukimallin kuvaus................................................................................................53 5.4.2 Laskentatuloksia ..................................................................................................54 5.4.3 Arvio mallin soveltuvuudesta...............................................................................56 6 JOHTOPÄÄTÖKSET.....................................................................................................57 2


Tiivistelmä Kauppa- ja teollisuusministeriö on asettanut työryhmän valmistelemaan EU:n päästökaupan, energiaverotuksen ja energiantuotannon tukien yhteensovittamista. Työryhmän tehtävänä on arvioida energiaverotuksen ja energiantuotantoa koskevien tukien ja muiden taloudellisten ohjauskeinojen käyttöä päästökaupan olosuhteissa. Tämän selvityksen päätavoitteena on tuottaa analyysi siitä, millainen tukijärjestelmä tai tuki-instrumenttien yhdistelmä tarvitaan päästökaupan ja energiaverotuksen rinnalle, jotta energiantuotannolle asetetut energia- ja ilmastopoliittiset tavoitteet voidaan saavuttaa. Erityisesti tarkastelussa analysoidaan eri uusiutuvien energialähteiden ja tuotantomuotojen vaatimia tukitarpeita. Selvityksessä on tarkasteltu erilaisia käytössä olevia ohjauskeinoja ja tukimuotoja. Erityisesti on tarkasteltu Ruotsista, Norjasta, Tanskasta, Hollannista, Saksasta ja Iso-Britanniasta saatuja kokemuksia uusien tukimuotojen käytöstä. Selvityksen perusteella näyttää siltä, että eurooppalainen kehitys on menossa suuntaan, jossa investointi- ja tuotantotuista ollaan siirtymässä joko ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuvaan tukimalliin tai vihreisiin sertifikaatteihin perustuvaan tukimalliin. Energiatukien tarvetta päästökaupan olosuhteissa arvioitaessa on lähdetty uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteista eri teknologioille. Tukitarvelaskelmat on tehty käyttäen apuna tyyppikohteiden kannattavuuslaskelmia. Laskelmien perusteella bioenergiaan perustuva erillinen lämmöntuotanto on kannattavaa ilman lisätukia, mutta sähkön ja lämmön yhteistuotanto vaatii tukea. Tuen tarve vähenee kuitenkin selvästi päästöoikeuden hinnan ja sitä kautta sähkön markkinahinnan kohotessa. Päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 tukitarvetta ei enää juuri esiinny. Pienvesivoiman osalta tilanne on samankaltainen. Tuulivoiman tukitarve säilyy puolestaan suurena, vaikka päästöoikeuden hinta kohoaisikin korkeaksi. Päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 rannikolle sijoitetun tuulivoiman tukitarve on vielä yli 30 % investointikustannuksesta; merellä sitäkin suurempi. Aurinkosähkön tukitarpeeseen päästöoikeuden hinnalla ei ole juurikaan merkitystä, sillä sen kustannukset ovat kertaluokkaa suuremmat kuin muilla teknologioilla. Lämpöpumppujen kannattavuus puolestaan heikkenee päästökaupan seurauksena sähkön hinnan kohotessa. Erilaisten tukimallien joukosta lähempään tarkasteluun valittiin kolme mallia: 1. nykyinen tukimalli, 2. ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva tukimalli, 3. vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva tukimalli. Nykyisen mallin mukaisen toiminnan jatkamiselle ei ole toistaiseksi periaatteellisia esteitä. Päästökaupan parantaessa uusiutuvan energian kilpailukykyä voidaan nykyisiä tukia tarvittaessa pienentää. Mikäli sähkön markkinahinta kohoaa ennustusten mukaisesti päästökaupan seurauksena, esimerkiksi bioenergiaan perustuva sähkön ja lämmön yhteistuotannon tukia voisi suuressa kokoluokassa alentaa. Toisaalta nykyiset tukimuodot olisivat päästökaupan olosuhteissakin riittämättömiä uusien teknologioiden, kuten merelle sijoitettavan tuulivoiman ja aurinkosähkön, saamiseksi taloudellisesti kannattavaksi. Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva malli tukee kaikkein tehokkaimmin uuden teknologian rakentamista, koska se mahdollistaa erisuuruisten tukien myöntämisen eri 3


kypsyyden omaaville teknologioille. Mikäli takuuhinnat asetetaan oikealle tasolle, on ostovelvoitteisiin perustuva malli erittäin tehokas uuden kapasiteetin aikaansaamiseksi. Ostovelvoitteisiin perustuva malli ei ole kuitenkaan erityisen kustannustehokas, jos tarkastellaan sillä aikaansaatavaa CO 2-päästöjen vähenemistä. Tämä johtuu siitä, että sen avulla synnytetään uuteen teknologiaan perustuvaa kapasiteettia varsin korkeilla tukimäärillä. Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva malli on voimakkaasti energiatuotannon rakenteisiin vaikuttava ohjauskeino, joka ei välttämättä sovellu parhaalla mahdollisella tavalla vapautuneille, markkinaehtoisille pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Vihreiden sertifikaattien kauppaan perustuva tukimalli on markkinaehtoisesti toimiva ja siten sovelias pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Markkinaehtoisena mallina se kannustaa uuden kapasiteetin kustannustehokkaaseen rakentamiseen, mutta samalla yksipuolistaa uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön palettia – tuki uusille teknologioille, kuten tuulivoimalle ja aurinkosähkölle ei ole riittävä, mikäli sertifikaattien hinta ei riipu tuotantoteknologiasta. Mikäli Suomessa halutaan pitää kiinni uusiutuvan energian edistämisohjelman teknologiakohtaisista tavoitteista, olisi tuulivoimaa ja aurinkosähköä tuettava jollain muulla lisämekanismilla – esimerkiksi investointituilla. Energiatukien rahoittamisessa ollaan monessa maassa siirtymässä valtiorahoitteisesta tukimallista kuluttajarahoitteiseen malliin. Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan sekä vihreisiin sertifikaatteihin perustuvassa mallissa kustannukset lankeavat kuluttajien maksettavaksi, kun taas nykyisessä verohelpotuksiin ja investointitukiin perustuvassa mallissa kustannukset lankeavat valtion maksettavaksi. Mahdollisia keinoja valtion kustannuspaineiden helpottamiseksi olisivat yleisen sähköveron nostaminen ja markkinoilta kerättävä erillinen maksu (ns. ilmastopenni), jonka tulot voitaisiin käyttää uusien investointien rahoittamiseen. Mikäli investointitukien vaatimat kustannukset nykymallissa kerättäisiin kaikilta sähkönkäyttäjiltä tasapuolisesti, olisi maksun suuruus noin 0,05 snt/kWh. Mikäli rasitus kohdistettaisiin vain kotitalouksille, olisi sen suuruus noin 0,2 snt/kWh. Selvityksen perusteella voidaan suositella nykyisen tukimallin käytön jatkoa, kunnes on saatu selkeämpi kuva EU:n sisäisen päästökaupan vaikutuksesta energiamarkkinoihin ja sähkön markkinahintaan sekä saatu lisää kokemuksia muiden maiden, etenkin Ruotsin, vihreiden sertifikaattien kaupasta. Tämän jälkeen voidaan tarvittaessa harkita nykyisten sähköntuotannon verohelpotusten korvaamista vihreiden sertifikaattien käytöllä. Sertifikaattien käytön ohella olisi kuitenkin syytä säilyttää investointituet kaikkein uusimpien teknologioiden, kuten aurinkosähkön ja –lämmön sekä (meri)tuulivoiman osalta, mikäli halutaan pitää kiinni uusiutuvan energian edistämisohjelman teknologiakohtaisista tavoitteista. 4


1 Johdanto Energiantuotantoon on perinteisesti kohdistunut erilaisia ohjauskeinoja. Kansallisen ohjauksen tavoitteina ovat korostuneet muun muassa omavaraisuuden lisääminen, tuontipolttoaineiden riippuvuuden vähentäminen, teknologia- ja teollisuuspoliittisten tavoitteiden edistäminen sekä aluekehityksen ja työllisyyden parantaminen. Viimeisen viiden vuoden aikana ilmastonmuutoksen hillintä kasvihuonekaasupäästöjä rajoittamalla ja uusiutuvia energialähteitä edistämällä on noussut yhdeksi keskeiseksi energiapolitiikan tekijäksi niin Suomessa kuin koko EU:n alueella. Konkreettiset politiikkatason toimenpiteet ovat Suomessa kiteytyneet kansallisessa ilmastostrategiassa 1 ja uusiutuvan energian edistämisohjelmassa 2 ja sen tuoreessa päivityksessä 3 . Lisäksi energiamarkkinoiden vapautuminen ja monet EU:n direktiivit ovat vaikuttaneet merkittävästi Suomen energiamarkkinoihin ja eri energian tuotantomuotojen kilpailuasemaan. Lokakuussa 2001 EY:n komissio antoi ehdotuksensa direktiiviksi, joka koskee EU:n sisäistä, yritysten välistä kasvihuonekaasuilla käytävää kauppaa. Direktiivi tarkoituksena on saada EU:n jäsenmaat kustannustehokkaalla tavalla vähentämään ilmakehää lämmittävien kasvihuonekaasujen päästöjään ja rajoittamaan niitä siten, että EU voisi täyttää velvoitteensa, johon se sitoutui Kiotossa 1997. Parin vuoden tiukkojen neuvottelujen jälkeen direktiivi hyväksyttiin lokakuussa 2003 ja päästökauppa voi alkaa vuoden 2005 alussa. 4 Päästökaupan tullessa osaksi energiapolitiikan ohjauskeinovalikoimaa on tarve arvioida uudestaan nykyisiä ohjauskeinoja, joista merkittävimmät ovat investointituet ja sähköverohelpotukset. Lisäksi on ennakkoluulottomasti arvioitava myös mahdollisia uusia keinoja, joista esimerkkeinä ovat vihreät sertifikaatit, vihreän sähkön ostovelvoitteet takuuhintaan (feed-in tariffi) sekä tukirahoitus markkinoilta kerättävän erillisen maksun (ilmastopenni) kautta. Kauppa- ja teollisuusministeriö on asettanut 26.5.2003 työryhmän valmistelemaan EU:n päästökaupan, energiaverotuksen ja energiantuotannon tukien yhteensovittamista. Työryhmän tehtävänä on arvioida energiaverotuksen ja energiantuotantoa koskevien tukien ja muiden taloudellisten ohjauskeinojen käytöstä päästökaupan olosuhteissa. Työssä tulee erityisesti ottaa huomioon ohjauskeinojen yhteisvaikutus energianhankinnan monipuolisuuteen ja varmuuteen, energian hintaan, teollisuuden kansainväliseen kilpailukykyyn, uusiutuvien energiamuotojen kilpailutilanteeseen sekä sähkön ja lämmön yhteistuotannon kilpailuasemaan. Lisäksi on otettava huomioon valtiontaloudelliset vaikutukset ja tavoitteet. 5 Tämän selvityksen päätavoitteena on tuottaa analyysi siitä, millainen tukijärjestelmä tai tukiinstrumenttien yhdistelmä tarvitaan päästökaupan ja energiaverotuksen rinnalle, jotta energiantuotannolle asetetut energia- ja ilmastopoliittiset tavoitteet voidaan saavuttaa. Erityisesti tarkastelussa analysoidaan eri uusiutuvien energialähteiden ja tuotantomuotojen vaatimia tukitarpeita. Lisäksi analysoidaan arvioitujen tukitarpeiden pohjalta sekä nykyisten 1 Kansallinen ilmastostrategia, Valtioneuvoston selonteko eduskunnalle 27.3.2001 2 Uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelma.. Kauppa- ja teollisuusministeriö 1999. 3 Uusituvan energian edistämisohjelma 2003–2006. Työryhmän ehdotus. Kauppa- ja teollisuusministeriö, Työryhmä- ja toimikuntaraportteja 5/2003. 4 www.ktm.fi [online 14.10.2003] 5 EU:n päästökaupan, energiaverotuksen ja energiantuotannon tukien yhteensovittaminen. Kauppa- ja teollisuusministeriö, työryhmän väliraportti 15.12.2003. 5


tukimuotojen että uusiutuvan energian edistämisohjelmassa mainittujen uusien tukimuotojen tehokkuutta ja yhteensopivuutta päästökaupan kanssa sekä soveltuvuutta pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Selvitys liittyy kiinteästi myös edellä mainittuihin kansalliseen ilmastostrategiaan ja uusiutuvan energian edistämisohjelmaan. Kansallista ilmastostrategiaa laadittaessa ei ollut vielä tiedossa EU:n sisäisen päästökaupan käynnistyminen näin nopeassa aikataulussa, mikä on asettanut painetta myös strategian uudistamiseen. Tämän selvityksen tarkoituksena on tuoda lisävalaistusta nimenomaan energiatukien uudistamistarpeeseen. Uusiutuvan energian edistämisohjelmassa esitettyjä tavoitteita taas voidaan pitää lähtökohtana arvioitaessa tukitoimien tarvetta ja kohdistamista eri energialähteille ja tuotantomuodoille. Nämä uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet on esitetty tiivistetysti luvussa 2. Erilaisten ohjauskeinojen ja tukimuotojen yleistä soveltuvuutta on arvioitu luvussa 3. Tarkasteluun on otettu kaikki keskeiset ohjauskeinot ja tukimuodot, joita on käytetty kansainvälisesti. Näitä keinoja ja tukia on arvioitu valikoitujen kriteerien valossa. Erityistä painoa on asetettu kansainvälisten kokemusten arviointiin. Energiantuotantomuotojen tukitarpeiden arviointi energialähteittäin ja tuotantomuodoittain on tehty luvussa 4. Lähtökohtana on käytetty uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteita. Tukitarpeita on tarkasteltu olettamalla päästöoikeuden hinnaksi 5, 10 ja 20 €/tCO 2. Tukitarpeen määrittelyssä vertailukohtana on käytetty nykyisillä vapailla energiamarkkinoilla vallitsevia perinteisten energialähteiden tai tuotantomuotojen hintoja. Luvussa 5 on tehty analyysi kolmesta erilaisesta tukimallista. Tarkasteltavat tukimallit ovat nykyinen tukimalli, ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva tukimalli sekä vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva tukimalli. Analyysin tarkoituksena on selvittää miten eri tukimallit soveltuvat sekä päästökaupan olosuhteisiin että edistävät uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteiden saavuttamista. Luvussa 6 on esitetty selvityksen johtopäätökset sekä annettu suositukset energiantuotannon tukimallin jatkokehittämiseksi. 2 Uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet Tässä selvityksessä tukitarpeen määrän ja kohdentumisen arvioinnin lähtökohtana käytetään uusiutuvan energian edistämisohjelmassa 2003–2006 esitettyjä käytön tavoitteita vuodelle 2010 (ks. taulukko 1). Bioenergian osalta jako on tehty sekä kulutussektoreittain että polttoaineittain. Vuoden 2010 tavoitetasoja tarkasteltaessa havaitaan, että bioenergian osuus on 84,7 %, vesivoiman 12,6 %, tuulivoiman 1,0 %, lämpöpumppujen 1,7 % ja aurinkoenergian alle 0,1 %. Bioenergian hallitsevasta asemasta huolimatta suurin suhteellinen käytön lisäys tapahtuu uusissa tekniikoissa kuten tuuli- ja aurinkoenergiassa sekä biopolttoaineiden osalta metsähakkeen, kierrätyspolttoaineiden ja biokaasun käytössä. Sähkön tuotannon tavoitteet on puolestaan esitetty taulukossa 2. Kokonaistavoitteena on, että vuonna 2010 noin 31,5 % tuotetusta sähköstä olisi peräisin uusiutuvista energialähteistä. Vesivoiman osuus olisi tästä 47,9 %, biosähkön 44,2 %, tuulivoiman 7,2 % ja aurinkosähkön 0,8 %. Määrällisesti kasvu on suurinta bioenergiassa, mutta myös tuulisähkön kasvu on merkittävää. 6


Taulukko 1. Uusiutuvien energialähteiden käytön tavoitteet 2005 ja 2010 sekä visio vuodelle 2025, primäärienergia (PJ). 6 6 Uusiutuvan energian edistämisohjelma 2003–2006, työryhmän ehdotus. KTM työryhmä- ja toimikuntaraportteja 5/2003. 7


Taulukko 2. Uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön tavoitteet 2005 ja 2010 sekä visio vuodelle 2025, TWh. 3 Kokemuksia erilaisista ohjauskeinoista ja tukimuodoista Energiapolitiikkaan vaikuttavien ohjauskeinojen käyttö on EU:n alueella tällä hetkellä kirjavaa ja uusiutuvia energialähteitä on tuettu monella eri tavalla. Tällä hetkellä monessa EU maassa pohditaan energiatukien asemaa ja useassa maassa onkin tehty suuria muutoksia tukien suhteen. Yleisimpänä trendinä on ollut suorien investointi- ja tuotantotukien korvaaminen joko ostovelvoitteisiin perustuvalla takuuhintajärjestelmällä tai vihreiden sertifikaattien kaupalla. Suomessa uusiutuvia energialähteitä on edistetty toistaiseksi sekä investointitukien että sähköntuotannon verotukien avulla. Lisäksi teknologian kehittämispanoksilla on ollut Suomessa positiivinen merkitys ilmastonmuutoksen hillinnässä. Erilaisten ohjauskeinojen ja tukimuotojen soveltuvuutta, erityisesti soveltuvuutta päästökaupan olosuhteissa, voidaan arvioida useilla eri kriteereillä. Tässä tarkastelussa painopiste on asetettu eri maista saatuihin kokemuksiin. Erityisesti on tarkasteltu Ruotsista, Norjasta, Tanskasta, Hollannista, Saksasta ja Iso-Britanniasta saatuja kokemuksia. Lisäksi tarkastelussa on huomioitu seuraavia arviointikriteerejä, mikäli niillä on oleellista merkitystä kulloinkin tarkasteltavan tukimuodon osalta: • Käytettyjen ohjauskeinojen vaikuttavuus ja kustannustehokkuus uusiutuvien energialähteiden edistämiseksi ja uuden tuotantokapasiteetin synnyttämiseksi • Vaikutukset uusiutuvien keskinäiseen kilpailukykyyn • Soveltuvuus eri energiantuotantoalueille mukaan lukien erillisen sähkön ja lämmön tuotannon sekä yhteistuotannon • Yhteensopivuus sekä pohjoismaisten sähkömarkkinoiden että päästökaupan kanssa 8


• Vaikutukset energian hintaan ja energiakustannuksiin • Hallinnollinen yksinkertaisuus ja tehokkuus • Vaikutukset valtiontalouteen • Tukijärjestelmän soveltuvuus muiden tavoitteiden kuten uuden teknologian käyttöönoton ja energiansäästön edistämiseen. • Vaikutusten nopeus energiamarkkinoilla 3.1 Investointituet Investointituella tarkoitetaan investointihankkeelle myönnettävää tukea, joka kattaa tietyn osan käyttöomaisuusinvestoinnista sekä mahdollisesti siihen liittyvistä valmistelun, seurannan ja tiedotuksen kustannuksista. Investointituki voidaan myöntää joko prosenttiosuutena investoinnista, kuten Suomessa, tai määrätyn suuruisena investoitua tehoyksikköä kohti (€/MW). Suomessa kauppa- ja teollisuusministeriön myöntämä energiatuki liittyy läheisesti useiden energiapoliittisten toimenpideohjelmien toteutukseen. Keskeisimpiä näistä ovat kansallinen ilmastostrategia, uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelma, energiansäästöohjelma ja energiansäästösopimusjärjestelmä. Energia- ja ilmastopoliittisten tavoitteiden mukaisesti investointitukea myönnetään energiatukena investointihankkeisiin, jotka 1) edistävät uusiutuvan energian tuotantoa tai käyttöä, 2) edistävät energiansäästöä tai energian tuotannon tai käytön tehostamista, 3) vähentävät energian tuotannon tai käytön ympäristöhaittoja tai 4) muutoin edistävät energiahuollon varmuutta ja monipuolisuutta. Vuonna 2003 energiatukea oli käytettävissä 31,2 miljoonaa euroa 7 . Ruotsissa investointitukia on käytetty aikaisemmin tuulienergian, biomassan (CHP-sovellukset) ja pienvesivoiman tukemiseen. Ruotsi on kuitenkin siirtynyt investointitukien käytöstä vihreiden sertifikaattien käyttämiseen pääasiallisena tukimuotona. Tämän seurauksena investointituista uusiutuviin energialähteisiin on järjestelmällisesti luovuttu. Tuulivoima muodostaa poikkeuksen, koska tuulivoimaa ei toistaiseksi pidetä riittävän kilpailukykyisenä muiden uusiutuvien energiatuotantomuotojen kanssa. Kapasiteetiltaan merkittäviä tuulivoimainvestointeja tuetaan vuodesta 2003 lähtien erillisellä viisivuotisella investointitukiohjelmalla, jonka kokonaisbudjetti on 350 SEK (39 M€) 8 . Norjassa uusiutuvien energiakäyttöä, energiansäästötoimia ja ympäristöystävällisiä maakaasuratkaisuja edistää öljy- ja energiaministeriön omistama Enova. Enova perustettiin virallisesti kesäkuussa 2001 ja se aloitti toimintansa vuoden 2002 alussa. Enova koordinoi sähkön siirtomaksun yhteydessä kuluttajalta perittävää lisämaksua (ns. ympäristöäyriä), joka rahastoidaan Enovan hallinnoimaan energiarahastoon. Ympäristöäyriä nostetaan vuoden 2004 alusta 0,3 äyristä 0,8 äyriin/kWh (0,1 snt/kWh) 9 . Vuonna 2004 kerättävä maksu kartuttaa rahastoa 460 MNOK (55 M€) 10 . Lisäksi Norjan valtio on luvannut siirtää vuonna 2004 7 Kauppa- ja teollisuusministeriön energiarahoitus (www.ktm.fi) 8 1 EUR = 9,0 SEK 9 Olje- og Energidepartementet, press release no 110/03, 08.10.2003 10 1 EUR = 8,4 NOK 9


rahastoon 130 MNOK, mikä toisaalta tarkoittaa valtion rahoitusosuuden laskua yli puolella vuoden 2003 määrästä (279 MNOK). Enovalla on valtuudet myöntää investointiavustusta rahastosta ohjelmiin ja projekteihin, jotka edistävät uusiutuvien käytölle asetettuja tavoitteita. Tavoitteena on muun muassa uusiutuvien energialähteiden, lämpöpumppujen ja jätelämmön käytön lisääminen keskuslämmitysjärjestelmissä 4 TWh:iin vuoteen 2010 mennessä. Lisäksi tavoitteena on lisätä tuulivoimatuotanto 3 TWh:iin vuoteen 2010 mennessä. Tärkein valintakriteeri tuettavalle projektille on saavutettava uusi lisätuotanto tai energiansäästö suhteessa tuen määrään. Investointitukea pidetään Norjassa tehokkaana ja yllätyksettömänä tukimuotona ympäristömyötäisiin energiaprojekti-investointeihin 11 . Tanskassa investointitukia (osittain myös tuotekehitystukia) uusiutuvien käytön edistämiselle on myönnetty lähinnä kolmesta eri ohjelmasta: CHP-fund (päättyi 2002), Development and Demonstration Programme for Renewable Energy (ei rahoiteta enää uusia projekteja) ja Fund for Development of New Renewable Energy Technologies. Pääpaino on ollut biomassassa ja off-shore tuulivoimaloiden demonstraatioprojekteissa. Tuulivoiman tukemisessa Tanskassa on kuitenkin suosittu investointitukien sijasta suoria tuotantotukia. Saksassa on tuettu muun muassa investointeja tuulivoimaan (250 MW wind programme, viimeinen hyväksytty projekti 1996) 12 ja aurinkosähköön (100 000 Roof Photovoltaic Programme, loppuu 2004). Investointituet eivät kuitenkaan näyttele Saksassa merkittävää roolia energiapolitiikassa (vrt. ostovelvoitteet). Englannissa investointitukea myönnetään uusiutuville energialähteille (max. 40 %). Pääpaino investointituissa on tuulivoimassa ja biomassassa. Hollannissa on käytössä erilaisia investointitukia. Energy Investment Deduction (EIA) on fiskaalinen instrumentti, jossa noin puolet investointien kustannuksista (55 % v. 2002), jotka kohdistuvat uusiutuviin teknologioihin tai energiatehokkuuden parantamisinvestointien, voidaan vähentää kertavähennyksenä verotettavasta tulosta. Lisäksi ohjelmat Subsidy Regulations Energy Supply in Non-profit and Private Sectors (EINP), Energy Performance Advice (EPA) and Energy Premium (EPR) edistävät puhtaan energian käyttöä ja muun muassa asuin- ja toimistorakennusten energiatehokkuutta. 13 Investointituet soveltuvat parhaiten sellaisille teknologioille, joiden energiatehokkuus ja suorituskyky eivät vaadi enää merkittävästi teknologista kehitystä, mutta joiden kustannustaso ylittää vielä perinteisten energiaratkaisujen kustannukset. Tämä perustuu erityisesti Tanskan tuulivoiman tukemisesta saatuihin kokemuksiin 80-luvun alussa. 14 Toisaalta oikein kohdennetuilla investointituilla (ns. demonstraatiotuilla) voidaan edistää myös uuden teknologian markkinoille pääsyä. Investointituilla pystytään tarvittaessa vaikuttamaan eri uusiutuvien energialähteiden keskinäiseen kilpailukykyyn käyttämällä eri tukiprosentteja eri teknologioille. 11 State secretary Brit Skjelbred, Norwegian Ministry of Petroleum and Energy - Renewable Energy Seminar, Gelsenkirchen, November 4th, 2003. 12 Renewable electricity policies in Europe, Country fact sheets 2003, ECN-C--03-071, Hage J. de Vries 13 Renewable electricity policies in Europe, Country fact sheets 2003, ECN-C-03-071 14 Menestyvät innovaatiot syntyvät arvoketjuissa. Ilmastovaikutukset ja ohjauskeinot kansainvälisessä vertailussa. Tekes, tammikuu 2003. 10


Investointituet soveltuvat oikein käytettynä vapautuneille energiamarkkinoille, koska niillä ei vaikuteta sähkön markkinahintaan vaan mahdollistetaan muuten kannattamattomien investointien tekeminen. Tästä johtuen investointituet soveltuvat periaatteessa myös päästökaupan olosuhteisiin. Investointitukien käyttö tulee soveltua kuitenkin EU:n asettamiin määräyksiin. Lisäksi investointitukien käyttö saattaa vääristää paikallisesti kilpailutilannetta ja niiden myöntämisessä olisi hyvä olla selkeät, ennalta määrätyt kriteerit, jotta tukien ennakoitavuus ja oikeudenmukaisuus olisi varmistettu. Investointituet voivat merkitä hetkellisesti suurta menoerää valtion taloudessa, mikäli niitä myönnetään suurille laitosinvestoinneille. Hajautetussa ja paikallisessa energiantuotannossa kustannukset jakautuvat tasaisemmin. Investointitukien tason määrittäminen on haastava tehtävä. Useissa tapauksissa investointituen mitoittaminen kattamaan uuden teknologian ja perinteisen teknologian välisen hintaeron ei ole saanut investointeja käynnistymään toivotulla tavalla. Vasta kohtuullisen suuren hintaedun saaminen on käynnistänyt massamarkkinat. 3.2 Tuotanto- ja verotuet Tuotantotuilla pyritään ohjaamaan energiantuotantoa tiettyjä energialähteitä suosivaan suuntaan. Tuotantotuen tapauksessa energiantuottajalle maksetaan ennalta sovittu tuki tuotettua energiayksikköä kohti (€/MWh). Tuen suuruus mitoitetaan tavallisesti niin, että tuki kattaa tuettavan energialähteen tai tuotantomuodon ja markkinahinnan välisen hintaeron. Tuotantotuet voidaan toteuttaa joko suorana tukena tuottajalle tai se voidaan myöntää verotukena kuten Suomessa. Ruotsissa vihreän sähkön sertifikaattikaupan aloittamisen myötä pienimuotoiselle uusiutuvan sähköntuotannolle (< 1500 kW) tarkoitettu tuotantotuki on lopetettu. Tämä ns. 9-äyrin tukijärjestelmä rahoitettiin osittain lisämaksulla siirtotariffien yhteydessä. Tuulivoimalle yhä maksettavan tuotantotuen, joka vuonna 2003 oli 17 äyriä/kWh eli noin 19 €/MWh, on tarkoitus poistua asteittain seuraavan viiden vuoden aikana. Tanskassa on käytetty tärkeimpänä ohjauskeinona tuotantotukia (osittain voidaan puhua ostovelvoitteista), joita tosin on vähennetty jyrkästi parin viimeisen vuoden aikana. Tuotantotukien pieneneminen on merkittävästi vaikuttanut muun muassa tuulivoiman rakentamiseen, joka on lähes tyrehtynyt. Jatkossa Tanskassa oletetaan uusiutuvien sähkömarkkinoiden kehittyvän suunniteltujen vihreiden sertifikaattien avulla ja ohjatulla hiilidioksidiverotuksella. Tanskan ohjatulla CO 2-verotuksella tarkoitetaan energiankuluttajien jakamista kolmeen eri kategoriaan: raskaat (energiaintensiiviset) prosessit, kevyet prosessit ja tilojen lämmitys. 15 Korkein verotus kohdistuu tilojen lämmitykseen ja alhaisin energiaintensiivisiin prosesseihin niiden kilpailukyvyn säilyttämiseksi. Danish Energy Authority:n kanssa tehtävällä vapaaehtoisella sopimuksella voidaan kevyiden ja raskaiden prosessien CO 2-verotusta kuitenkin keventää. Hollannissa on käytössä tuotantotuki (Milieukwaliteit van de Elektriciteitsproductie), joka tukee (max. tuki 68 €/MWh) uusiutuvia energianlähteitä. Tuen kohteena on erityisesti off-shore tuulivoima, aurinkosähkö sekä vesivoiman tuotanto. 15 Green taxes in trade and industry – Danish experiences, Danish Energy Authority 2002. 11


Tuotantotuet kannustavat parantamaan uusien teknologioiden suorituskykyä ja alentamaan huollon ja kunnossapidon tarvetta. Tämä oli havaittavissa esimerkiksi Tanskassa, jossa tuulivoiman investointituet korvattiin varsin nopeasti tuotantotuilla. Tuotantotuet kohdistuvat myös jo käytössä olevaan energiantuotantokapasiteettiin, jolloin laitosten käyttöaste ja tehokkuus pyritään pitämään mahdollisimman korkeana. Tuotantotukien rahoituksessa on siirrytty useassa maassa valtiorahoitteisista tuista kuluttajarahoitteiseen ratkaisuun, jolloin valtiontalouden kustannukset vähenevät merkittävästi. Tuotantotukien määrittäminen erisuuruisiksi eri energialähteille johtaa helposti monimutkaiseen ja hallinnollisesti raskaaseen järjestelmään. Tuotantotukien soveltuvuus päästökaupan olosuhteisiin on verrattavissa investointitukiin, jolloin niiden käytölle ei ole mitään esteitä, mikäli EU:n määräykset eivät aseta rajoituksia. Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla eri Pohjoismaissa on nykyisinkin erilaisia tukia, joten sen suhteenkaan tuotanto- tai verotuet eivät aiheuta erityisiä ongelmia. Energiaveroilla pyritään tavallisesti ohjaamaan energian käyttöä ja tuotantoa energia-, ympäristö- ja ilmastopoliittisten tavoitteiden mukaisesti. Joissain maissa, kuten Saksassa, energiaverotus on nivottu osaksi laajempaa ekologista verouudistusta, jonka tarkoituksena on muuttaa verojärjestelmän rakennetta siten, että se suosii nykyistä enemmän työvoiman käyttöä ja ekologisesti kestävää tuotantoa ja kulutusta. Suomessa energiaverot ovat valmisteveroja ja niitä kannetaan liikenne- ja lämmityspolttoaineista sekä sähköstä kulutusvaiheessa. Sähköntuotantoon käytetyt polttoaineet ovat verottomia. Suomen energiaverojärjestelmässä energiapoliittisia tavoitteita edistetään myös edellä mainittuihin veroihin kohdistuvilla verotuilla ja -palautuksilla. Energiaverolainsäädäntöön sisältyvä tukijärjestelmä muodostuu sähköntuotannon tuista ja energiaintensiivisen teollisuuden veronpalautuksista. 16 Taulukossa 3 on esitetty verotuet uusituvilla energialähteillä tuotetulle sähkölle. Taulukko 3. Uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön verotuet Suomessa 2003. Energialähde/Tuotantomuoto Verotuki (€/MWh) Tuulivoima 6,9 Metsähake 6,9 Puu tai puupohjainen polttoaine 4,2 Kierrätyspolttoaine 2,5 Biokaasu 4,2 Vesivoimalaitos (max 1 MVA) 4,2 Polttoturve (max 40 MVA:n lämmitysvoimalaitoksessa) 4,2 Energiantuotantoon käytetyistä energiatuotteista kannettava valmistevero jakaantuu fiskaaliseen perusveroon (öljytuotteet) ja hiilisisältöpohjaiseen lisäveroon (ns. hiilidioksidivero, nykyisin 18,05 €/tCO 2). Lisävero kohdistuu fossiilisiin polttoaineisiin polttoaineiden hiilisisällön perusteella ja sähköön sen kulutusvaiheessa tuotantotapaan katsomatta (jaettu kahteen veroluokkaan). Poikkeuksen muodostavat maakaasu, jolla on 50 % alennus lisäverosta, sekä polttoturve (käyttö yli 25 MWh), jonka vero ei perustu käytännössä hiilisisältöön. 16 EU:n päästökaupan, energiaverotuksen ja energiantuotannon tukien yhteensovittaminen, Työryhmän väliraportti 15.12.2003 12


Lisäksi yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannon verotus poikkeaa useassa EU-maassa erillisestä sähkön ja lämmön tuotannon verotuksesta. Suomessa yhdistetyssä sähkön ja lämmön tuotannossa ainoastaan lämmön tuotantoon käytetty polttoaine on verollista. Verollisen polttoaineen osuus on 0,9 kertaa tuotettu lämpömäärä. Kaikissa tarkastelluissa maissa on käytössä veroja ja verotukia, jotka kohdistuvat sähkön tuotantoon ja polttoaineisiin. Monissa maissa verojen perusteena on ainakin jollain tasolla polttoaineiden hiilisisältö. Hollannin tapauksessa verotuet kohdistuvat myös tuloveroon, instrumenttina Energy Investment Deduction (EIA) 17 . Verotuksen avulla tuetaan usein myös kotimaisia polttoaineita. Verotuksella ja verohelpotuksilla on selvä ohjaava vaikutus sekä eri energialähteiden että eri tuotantomuotojen välillä. Energiaverotus poikkeaa varsin paljon tarkastelluissa maissa ja jopa Pohjoismaiden välillä on merkittäviä eroja. Verotukien (sähköntuotanto) on laskettu uusiutuvan energian edistämisohjelmassa vuosina 2003–2006 aiheuttavan Suomen valtiolle enemmän kustannuksia kuin investointituet. Energiaverotuksen muutoksilla voidaan nopeastikin vaikuttaa eri tuotantomuotojen ja energialähteiden keskinäiseen kilpailuasemaan. Toisaalta energiaverotuksen nopeat muutokset aiheuttavat markkinoilla epävarmuutta eivätkä näin saa välttämättä investointeja käynnistymään. 3.3 Ostovelvoitteet ja takuuhintajärjestelmä Ostovelvoite takuuhintaan on tuotantotukia vahvempi, energiantuotannon rakenteeseen voimakkaasti vaikuttava, ohjauskeino. Ostovelvoitteilla tarkoitetaan lakisääteistä velvollisuutta ostaa (yleensä) uusiutuvilla energialähteillä tuotettua energiaa tiettyyn ennalta määrättyyn hintaan. Ostovelvoite voidaan kohdistaa joko loppukuluttajaan, joka velvoitetaan käyttämään tietty määrä ns. vihreää sähköä, tai sähköyhtiöön, joka velvoitetaan maksamaan ennalta sovittu kiinteä (takuu)hinta uusiutuvilla tuotetusta sähköstä. Saksassa uusiutuvien energiatuotantomuotojen tukeminen tapahtuu pääasiassa ostovelvoitteiden avulla. Ostovelvoitteet perustuivat ensin Electricity Feed-in lakiin, joka muuttui vuonna 2000 Renewable Energy -laiksi (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG). Laki toimii käytännössä seuraavasti: • Uusiutuvan energian tuottajalla on oikeus syöttää tuottamansa sähköenergia paikallisverkkoon ja saada siitä määrätty korvaus (takuuhinta) verkonhaltijalta riippuen uusiutuvan sähkön tuotantomuodosta. • Kantaverkkoyhtiö tai alueellinen siirtoyhtiö on velvoitettu ostamaan uusiutuva sähkö paikalliselta verkonhaltijalta • Alueelliset siirtoyhtiöt tasaavat uusiutuvan sähkön hankintakustannukset kaikkien alueellisten siirtoyhtiöiden kanssa (flexible quota on the transmission system level) 17 Ks. luku 3.1 Investointituet 13


• Kaikkien sähkön toimittajien (energiayhtiöiden) on ostettava alueellisilta siirtoyhtiöiltä samassa suhteessa uusiutuvaa sähköä (flexible quota on the electricity supplier level) • Sähkön toimittajilla on oikeus periä sähkönkuluttajilta uusiutuvan sähkön lisähankintakustannukset palvelulaskun yhteydessä Lakiin hyväksyttiin kabinettitasolla 17. päivänä joulukuuta 2003 muutoksia, jotka tosin vaativat vielä parlamentaarisen hyväksynnän. Lainmuutosten uskotaan tulevan voimaan keväällä 2004. Uudeksi tavoitteeksi asetettiin muun muassa uusiutuvan sähkön osuuden kasvattaminen 20 %:iin vuoteen 2020 mennessä. Uusiutuvan energian lain sisältäen ehdotetut muutokset on arvioitu lisäävän pienkuluttajan (< 4000 kWh/vuosi) sähköenergiakustannuksia kaikkiaan noin 3,5 euroa/MWh (0,35 senttiä/kWh). 18 Tärkeimmät lainmuutokset energialähteittäin ovat seuraavat 19 : • Uuden tuulivoiman rakentamista epäsuotuisiin tuuliolosuhteisiin (onshore) ei jatkossa enää tueta; raja on määritelty siten, että tuulipuiston on tuotettava vähintään 65 %:n tuotantoasteella verrattuna määrättyjen referenssilaitosten keskiarvoon. Samalla kaikkien onshore turbiinien peruskorvausta pudotetaan 60 eurosta/MWh 55 euroon/MWh. Muutoksella pyritään estämään rannikolla sijaitsevien tuulivoimaloiden liiallinen tukeminen. Lainmuutoksella halutaan myös edistää vanhojen tuuliturbiinien korvaamista uusilla tehokkaimmilla turbiineilla; tehonkorotus nostaa perustason korvausta 32 eurolla/MWh. Uusille onshore tuulivoimaloille maksettava korvaus tulee laskemaan vuosittain 2 %:lla nykyisen 1,5 %:n sijaan vuodesta 2005 lähtien. • Off-shore tuulivoimaloita, jotka ovat käytössä ennen vuotta 2010 (nykyisin 2006), maksetaan korkeampaa tukea (91 euroa/MWh) kuin off-shore voimalle määritelty perustaso (61,9 euroa/MWh) edellyttäisi. Merellä 12 merimailin sisällä sijaitsevalle voimalalle korotettua tukea maksetaan 12 vuotta (nykyisin 9 vuotta). Korvaus laskee vuosittain 1,5 %:a vuodesta 2008 alkaen. • Biomassalla tuotetulle sähkölle, joka tuotetaan teholtaan alle 150 kW (uusi tehoraja) vuoden 2003 jälkeen käyttöönotettavalla laitoksella, annetaan tukea 115 euroa/MWh. Voimassa olevan lain perusteella sähköteholtaan alle 500 kW (viimeistään vuonna 2004 käyttöönotettaville) laitoksille tuki on 95 euroa/MWh. Tuki 5-20 MW biosähkölaitoksille on 84 euroa/MWh. Uusien laitosten korvaus pienenee 2 % vuosittain vuodesta 2005 alkaen, korvausaika max. 15 vuotta nykyisen 20 vuoden sijaan. • Aurinkosähkön tuotannossa tuetaan erityisesti rakennuksiin integroituja alle 30 kW ratkaisuja (574 euroa/MWh). Tukea maksetaan enimmillään 20 vuotta – uusien aurinkopaneelien korvaus pienenee vuosittain 5 %:lla vuodesta 2005 alkaen. • Geotermisen energian osalta aikaisempi jako pieniin ja suuriin laitoksiin (raja 20 MW) muuttuu pienimuotoista tuotantoa suosivammaksi, uudet rajat 5 MW, 10 MW ja 20 MW. • Teholtaan 5-150 MW vesivoima tulee lain piiriin pienvesivoiman lisäksi. Edellytyksenä on, että suurvesivoimalaitoksen tehoa nostetaan vähintään 15 %:lla ennen vuotta 2012. Tukitaso vaihtelee 37,0–76,7 euroa/MWh välillä riippuen tehonkorotuksen avulla saavutettavasta lisäsähköntuotannosta. Alle 500 kW vesivoimalle tuki on 76,7 euroa/MWh. 18 www.britischebotschaft.de, Environment Information Note 35:03, 19 December 2003, 19 www.erneuerbare-energien.de [on-line] 14


• Energiaintensiiviselle teollisuudelle, jonka vuosittainen sähkönkulutus on yli 10 GWh (nykyisin 100 GWh), myönnetään helpotusta uusiutuvan sähkön aiheuttamiin lisäkustannuksiin. Saksan ympäristöministeriön (BMU) mukaan uusiutuvan energialain (EEG:n) ansioksi voidaan katsoa uusiutuvan sähkön osuuden kasvu vuoden 1998 tasosta 5,2 %:sta nykyiseen 8 %:iin (tavoite 12,5 % vuonna 2010 ja 20 % vuonna 2020). Esimerkiksi tuulivoiman kasvu Saksassa on ollut räjähdysmäistä; pelkästään vuonna 2002 asennettiin 3250 MW lisää tuulivoimaa (kumulatiivinen kapasiteetti yli 12000 MW). Ostovelvoitteita pidetäänkin tärkeimpänä syynä saksalaisen tuulivoimateknologian kotimaisen ja vientimarkkinan jyrkkään kasvuun. Saksan ostovelvoitteiden ja Tanskan tuotantotukien suurin ero on ohjauskeinojen rahoituksessa: Saksassa se on kaatunut verkonhaltijoiden (ja lopulta kuluttajan) kontolle, kun taas Tanskassa valtio on vastannut aikaisemmin kustannuksista. Tällä hetkellä Tanskakin on uusimassa energiatuotannon tukijärjestelmäänsä ja kustannusten painopiste on siirtymässä valtiolta enemmän loppukäyttäjille. Mikäli ostovelvoitteet rahoitetaan markkinaosapuolilta ja/tai kuluttajilta kerättävillä maksuilla, valtiontaloudelliset kustannukset ovat vähäiset edellyttäen, että esimerkiksi energiaverotuksen laskulla ei kompensoida energianhinnan nousua. Jos taas takuuhinnan maksaminen rahoitetaan valtion toimesta, ovat kustannukset valtion taloudelle merkittävät ja esimerkiksi Suomen tapauksessa huomattavasti nykyistä tukijärjestelmää korkeammat, mikäli takuuhinnan vaikuttavuus uusiutuvien käytön edistämisessä halutaan merkittäväksi. Ostovelvoitteita voidaan pitää varsin vaikuttavana ohjauskeinona uuden teknologian markkinoille saamiseksi. Ostovelvoitteiden mukaisten kompensaatioiden taso on kuitenkin tarkoin määritettävä kustannustehokkuuden maksimoimiseksi. Hallinnollisesti ne soveltuvat hyvin sähköntuotantoon, jolloin kustannukset on mahdollista jakaa tasausjärjestelmän avulla kaikille sähkön kuluttajille. 3.4 Vihreät sertifikaatit Vihreä sertifikaatti (green certificate, renewable energy certificate) on erillinen todistus siitä, että tietty määrä sähköä on tuotettu sertifikaattijärjestelmään hyväksytyillä uusiutuvilla energianlähteillä. Näin ollen sertifikaatti voidaan myydä ja kilpailuttaa eri markkinoilla kuin itse sähkö, tarjoten sähköntuottajalle kaksi potentiaalista tulolähdettä. Hollannin vuoden 2001 heinäkuusta toiminnassa ollut sertifikaattijärjestelmä on toiminut täysin vapaaehtoisesti. Insentiivi toimijoille luodaan verohelpotusten kautta, jonka sähkönostaja saa ostaessaan vihreitä sertifikaatteja.. Johtuen Hollannin avoimesta järjestelmästä, Euroopassa suuri määrä vihreistä sertifikaateista on myyty Hollannin markkinoille. Hollannissa uusiutuville energialähteille tarkoitettu tuki on valunut osittain ulkomaille, minkä vuoksi maan järjestelmää on tarkistettu, tuonti vähentynyt ja sertifikaattijärjestelmän merkitys osana EU RES-E direktiivin mukaista sähkön alkuperätakuujärjestelmää on voimistunut. Saksassa uudistuvien energiamuotojen edistämistoimenpiteet ovat perustuneet ennen kaikkea kiinteisiin feed-in tariffeihin ja ostovelvoitteisiin eivätkä vihreät sertifikaatit ole nousseet merkittävään asemaan 15


Ruotsissa vihreiden sertifikaattien järjestelmä nähdään tärkeänä työkaluna maan pyrkiessä saavuttamaan EU:n uusiutuvien direktiivin mukaisen tavoitteensa, eli uusiutuvien 60 %:n osuuden sähköntuotannossa. Järjestelmän avulla pyritään lisäämään uusiutuvista tuotetun sähkön määrää 10 TWh:iin vuoteen 2010 mennessä. Toukokuussa 2003 käyttöönotetussa järjestelmässä sähkön loppukuluttajalle on asetettu velvoite hankkia tietty määrä vihreitä sertifikaatteja, velvoitteen noustessa 7,4 %:sta asteittain 16,9 %:iin vuoteen 2010 mennessä (ks. taulukko 4). Taulukko 4. Ruotsissa asetetun velvoitteen vuosittaiset tasot, 2003–2010. Vuosi 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Velvoite % 7,4 8,1 10,4 12,6 14,1 15,3 16,0 16,9 Järjestelmään on kelpuutettu tuuli, aurinko, geoterminen energia, aaltoenergia, tietyt biopolttoaineet 20 sekä vesivoimalat (ennen v. 2002 rakennetut vesivoimalat joiden kapasiteetti on alle 1,5 MW, tai uudemmat ja suuremmat tietyin ehdoin). Mikäli tuottaja lisää nykyisen vesivoimalan kapasiteettia, se voi hakea sertifikaatteja tälle osuudelle. Myös vuoden 2002 jälkeen käyttöön otetut suuremmat vesivoimalat voivat hakea Elcert-järjestelmän sertifikaatteja. Sertifikaatteja ei tällä hetkellä voi tuoda ulkomailta, mutta niitä voidaan tallettaa tulevia vuosia varten. Järjestelmä toimii käytännössä niin, että sähköyhtiöt hankkivat sertifikaatit asiakkaidensa puolesta laskuttaen näitä sertifikaateista erikseen sähkölaskun yhteydessä. Vuodesta 2004 alkaen kuluttaja voi halutessaan myös itse hankkia tarvitsemansa sertifikaatit ilmoittautumalla sertifikaattivelvolliseksi. Kuluttajan, tai sähkönmyyjän hänen puolestaan, on kerran vuodessa toimitettava riittävä määrä sertifikaatteja energiamarkkinaviranomaiselle (Energimyndigheten), joka ylläpitää sertifikaattijärjestelmää yhteistyössä Ruotsin kantaverkkoyhtiö Svenska Kraftnät kanssa. Ensimmäinen tarkastelujakso päättyy maalis-huhtikuussa 2004, jolloin suoritetaan ensimmäinen ”tilinpäätös” vuoden 2003 sertifikaattitoiminnasta. Sertifikaatin hinta, jokaisen sertifikaatin vastatessa 1 MWh hyväksytyistä uusiutuvista lähteistä tuotettua sähköä, määräytyy markkinoilla. Viranomaiset kuitenkin takaavat tarvittaessa tuottajalle minimihinnan kyseisestä tuotannosta, korvauksen laskiessa vuoden 2003 tasolta 60 SEK 21 vuosittain kymmenellä kruunulla nollaan vuonna 2008. Mikäli sähkön kuluttaja (tai sähkön myyjä) ei pysty täyttämään velvoitettaan, on hänen maksettava sakkoa, joka on 150 % edellisen vuoden keskihinnasta, kuitenkin maksimissaan 175 SEK vuonna 2004 lunastettavista ja 240 SEK vuonna 2005 lunastettavista sertifikaateista. Sertifikaattien hinnat ovat nousseet odotettua korkeammaksi, kuukausittaisen keskihinnan vaihdellessa markkinoiden avautumisen 100 ja reilun 220 SEK välissä. Koko periodin keskihinta on ollut noin 200 SEK, joka on ylittänyt viranomaisten ensimmäiselle vuodelle asettaman hintakaton 175 SEK (ks. taulukko 5). Markkinoiden lyhyen iän perusteella on vielä liian aikaista vetää pitkälle meneviä arvioita markkinoiden pidemmän ajan toimivuudesta ja eritoten sen vaikutuksista uusiutuvien energialähteiden edistämiseen sähköntuotannossa. Voidaan kuitenkin todeta että suurin osa Elcertifikat–järjestelmän noin 4 miljoonasta 20 Turpeen ja jätteenpolton mahdollisesta hyväksymisestä järjestelmään odotetaan Ruotsissa päätöstä keväällä 2004 21 1 EUR = 9,0 SEK 16


sertifikaatista on tähän mennessä haettu bioenergialle, vesivoiman ollessa toisella sijalla ja tuulivoiman kolmannella. Taulukko 5. Vihreän sertifikaatin hinta (keskiarvo, SEK) Ruotsissa 2003. 22 Kuukausi 6 7 8 9 10 11 12 Hinta (keskiarvo) 103 202 213 216 200 193 200 Sertifikaattien käyttöönoton myötä on Ruotsissa muutamia poikkeuksia lukuun ottamatta poistettu aiemmat tuotanto- ja investointituet. Näin ollen pyritään siirtymään voimakkaammin loppukuluttajien rahoittamaan, periaatteessa markkinaperusteiseen instrumenttiin, joka myös vähentäisi ohjauskeinon riippuvuutta valtion budjetista. Energiaintensiivinen teollisuus on Ruotsissa jätetty suoraan tuotantoon liittyvän sähkönkulutuksen osalta velvoitteen ulkopuolelle, mutta jatkossa sen mahdollista liittymistä järjestelmään tullaan harkitsemaan. Elcertifikat–järjestelmän lisäksi vapaaehtoinen kansainvälinen RECS–järjestelmä on toiminnassa Ruotsissa, mutta nämä järjestelmät toimivat erillään toisistaan eikä yhtään Elcert- sertifikaattia ole viety RECS- järjestelmään. Ruotsin, kuten useimmissa muissakaan käytössä olevissa malleissa ei yleensä ole selkeästi määritelty sertifikaatin ja päästökaupan suhdetta. Tanskaan suunnitellussa mallissa sertifikaatti ei olisi sidoksissa CO 2-päästölupaan eikä olisi mukana päästökaupassa. Toisaalta yrityksen siirtyessä fossiilisista uudistuviin energianlähteisiin olisi periaatteessa mahdollista myydä toimenpiteen pohjalta sekä päästöoikeus että sertifikaatti. RECS- järjestelmässä päästöoikeus on sidottu sertifikaattiin, eli sertifikaatin myyvä toimija ei voi lisäksi hyödyntää erikseen päästöoikeutta 23 . Isossa-Britanniassa sertifikaatteja voidaan muuntaa päästöoikeuksiksi, mutta päästöoikeuksia ei voi muuntaa sertifikaateiksi. Lähes kaikkiin tarkasteltuihin vihreiden sertifikaattien järjestelmiin on kelpuutettu tuulivoimaa, biomassaa, vesivoimaa tietyin rajoituksin (yleensä rajoittaen alle 1,5 - 10 MW:n laitoksiin) sekä aurinkovoimaa. Joissain järjestelmissä myös sähkön ja lämmön yhteistuotanto sekä jätteenpoltto sähköntuotannossa on hyväksytty järjestelmän piiriin. Kyseisten järjestelmien sertifikaatit ovat olleet homogeenisia, eikä eri tuotantotavoille ole järjestelmään hyväksymisen lisäksi määritelty erikseen laatu- tai painokertoimia. Markkinahinnat sekä kiinnostus sertifikaatteja kohtaan kyseisissä maissa on ollut hyvin vaihtelevaa. Ottaen huomioon että sertifikaatit muodostavat vain pienen ja usein hyvinkin uuden osan maiden ilmasto- ja energiapolitiikan kenovalikoista on luonnollista, että suurin osa nykyisistä sertifikaateista tulee jo olemassa olevista tuotantolaitoksista. Kansallisten järjestelmien vaatiessa pelisääntöjen selkeyttämistä (mm. liittyen markkinoiden organisointiin, suhteessa alkuperätakuujärjestelmään, ympäristömerkittyyn sähköön), ja vaikka yhteiseurooppalainen vihreä sertifikaattijärjestelmä on kaukana, on todennäköistä, että alueellisia järjestelmiä tullaan kokeilemaan, joille mm. RECS-aloitteen kokemukset tarjoavat vertailupohjaa. Norjan vihreitä sertifikaatteja käsittelevän lakiehdotuksen pitäisi olla valmis 22 Lähde: Svenska Kraftnät (Ruotsin kantaverkkoyhtiö) 23 Nordic Council of Ministers, Pre-study on the Possibilities and Obstacles for Establishing Nordic Cooperation on Green Certificates, December 16th , 2002 17


keväällä 2004 ja itse järjestelmän käynnistyä vuoden 2005 alussa. Norja on osoittanut kiinnostusta harmonisoida oma järjestelmänsä Ruotsin sertifikaattijärjestelmän kanssa, jolloin Norjan ja Ruotsin kattava yhteinen sertifikaattijärjestelmä saattaa olla toiminnassa jo vuonna 2005. 3.5 Muut edistämiskeinot ja tukimuodot Markkinoilta kerättävällä lisämaksulla (ns. ilmasto- tai ympäristöpenni) voidaan kerätä varoja, jotka ohjataan myöhemmin haluttuun ilmastonmuutosta hidastavaan tarkoitukseen. Tällöin loppukuluttaja maksaa esimerkiksi sähkölaskussaan tietyn lisäsumman. Kerättävät rahat voidaan esimerkiksi rahastoida käytettäväksi haluttujen energiantuotantoteknologioiden ja energialähteiden käytön edistämiseen. Esimerkkinä voidaan mainita luvussa 3.1 käsitelty Norjan ympäristöäyri, jolla kerättyjä varoja käytetään uusiutuvien teknologioiden investointien tukemiseen Julkisia hankintakilpailuja käytetään yleensä massamarkkinoiden avaamiseksi ja/tai edistämään halutun teknologian kaupallistamisessa. Hankintakilpailuihin voivat osallistua teknologian toimittajat tarjoamalla omia tuotteitaan ostettavaksi määräämäänsä hintaa. Hankintakilpailun arviointikriteereinä käytetään normaalisti ennalta sovittuja laatu- ja suorituskykyvaatimuksia sekä mahdollisia muita teknistaloudellisia seikkoja. Julkisen toimijan järjestämää hankintakilpailua voidaan käyttää uuden teknologian markkinoiden avaamisessa. Hyvä esimerkki löytyy Ruotsista, jossa tarjouskilpailun perusteella kaksi lämpöpumpputoimittajaa saivat merkittävän (molemmat 1000 kpl) tilauksen NUTEK:ltä 24 . Hankintakilpailun tuloksena tarjouskilpailuun hyväksyttyjen lämpöpumppujen hyötysuhde parani 30 % ja hinta laski saman verran. Hankintakilpailu yhdistettynä Ruotsin energiaveroratkaisuihin lämpömarkkinoilla avasi merkittävän markkinan lämpöpumpuille kotimaassa ja mahdollisti myös vientitoiminnan käynnistymisen. Hankintakilpailut soveltuvatkin parhaiten teknologioille, jotka ovat teknisesti lähes valmiita, mutta tarvitsevat piristystä markkinoille pääsyyn suorituskykyä lisäämällä ja taloudellisuutta parantamalla. Teknologian tutkimusta ja tuotekehitystä tuetaan julkisin varoin sekä projektikohtaisesti että teknologian kehitykseen suunnattujen kansallisten ja kansainvälisten tutkimus- ja teknologiaohjelmien kautta. Teknologiaohjelmien tarkoituksena on stimuloida tutkimus- ja tuotekehitysprojektien avulla uusia innovatiivisia teknologisia ratkaisuja, jotka luovat edellytykset uudelle liiketoiminnalle. Uuden teknologian kehittäminen ja demonstrointi kohdistuu uuteen teknologiaan, jonka teknistaloudellinen suorituskyky on vielä puutteellista. Suomessa valtion maksamat energia-alan t&k- ja demonstraatiomenot ovat yhteensä noin 70 M€/v, josta uusiutuvien energialähteiden osuus on noin 10 M€/v ja energiansäästön osuus noin 27 M€/v. 25 Ruotsissa STEM (Statens Energimyndigheten) hallinnoi uuden teknologian ja uusiutuvien energialähteiden t&k:hon ja 24 Verket för näringslivutveckling 25 Suomen t&k rahoitus 2002 18


demonstrointiin jaettavia määrärahoja, joita on jaossa vuosina 1998–2004 yhteensä noin 257 M€ (2310 MSEK) eli noin 37 M€ vuosittain. 26 Danish Energy Authority:n budjetti vuonna 2004 energiatutkimukseen ja tuotekehitykseen jaettavaksi energiatutkimusohjelman (Energiforskningsprogrammet - EFP) kautta on kaikkiaan noin 9,4 M€ (70 MDKK). Tanskan hallitus on lisäksi päättänyt äskettäin lisätä tutkimus-, tuotekehitys- ja demonstraatiomäärärahoja uuden ympäristöystävällisen teknologian kehittämiseen vuosittain vuoden 2004 alusta 6,3 M€ (47 MDKK). Lisäksi CO 2-veroista kerättäviä varoja, yhteensä 13,4 M€ (110 MDKK), tullaan ohjaamaan Danish Research Council:in kautta vuosina 2003–2005 uusiutuvan energian ja uusien tehokkaiden energiateknologioiden tutkimukseen ja erityisesti demonstrointiin. 27 Saksassa valtio tukee uusiutuvien tutkimus ja tuotekehitystä Energy Research-ohjelman kautta noin 120 M€ vuosittain. Hollannissa energia- ja ympäristöorganisaatio Novem, joka toimii talousasioista vastaavan ministeriön alaisuudessa, hallinnoi uusiutuville ja energiatehokkaille teknologioille myönnettäviä t&k- ja demonstrointimäärärahoja. 28 Energiatutkimukseen kohdistuu vuosittain varoja noin 160 M€. 29 Iso-Britanniassa energiatutkimusta hallinnoidaan kauppa- ja teollisuusministeriön (The Department of Trade and Industry) alaisuudessa. Ministeriön New & Renewable Energy R&D-ohjelmassa jaetaan vuosittain noin 27 M€ (19 MGBP) innovatiivisille teollisuuden t&kprojekteille, jotka parantavat uusiutuvan energian tehokkuutta ja/tai alentavat sen kustannuksia. 30 Teknologian kehitykseen panostaminen pitkäjänteisesti ilman katkoksia luo vankan osaamispohjan ja edellytykset sekä koti- että vientimarkkinoiden avaukselle. Hyvänä esimerkkinä voidaan mainita Tanskan tuulivoimateknologia ja Suomen laaja-alainen bioenergiaosaaminen. 31 Ohjauskeinona teknologian tukemista voidaan pitää pitkäjänteisenä panostuksena, jonka vaikutukset näkyvät hitaasti, mutta jonka vaikutukset ovat kestävämmällä pohjalla kuin suorien tukien. Pilotointi- ja demonstraatiotuki ovat tuotekehityksen tulosten kaupallistamiseen tarkoitettuja tukimuotoja. Uusien teknologioiden käytännön sovellukset jäävät usein toteutumatta investointien koosta ja teknistaloudellisista seikoista aiheutuvan riskin johdosta. Tavanomaisen energiatuen rinnalla voidaan käyttää rahoitusinstrumenttia (demonstraatiotuki), jolla edistetään uuden sukupolven energia-alan hankkeita. Pienemmässä mittakaavassa käytännön sovelluksia on mahdollista testata tutkimus- ja tuotekehitysprosessin loppuvaiheessa koelaitoksissa, joiden kustannuksia voidaan rahoittaa erityisen pilotointituen avulla. Julkisin varoin tuetut lainat ovat markkinalainoja halpakorkoisempia ja niitä käytetään alentamaan energiainvestoinnin rahoituskuluja. Lainan saantia helpotetaan joissakin tapauksissa 26 Renewable electricity policies in Europe, Country fact sheets 2003, ECN-C-03-071 27 Energy Policy Statement 2003, Danish Energy Authority, May 2003 28 http://energytrends.pnl.gov/ 29 http://www.ez.nl/beleid/ext_frame.asp?site=/beleid/home_ond/energieonderz/intro.htm 30 http://www2.dti.gov.uk/energy/renewables/support/research_development.shtml 31 Menestyvät innovaatiot syntyvät arvoketjuissa. Ilmastovaikutukset ja ohjauskeinot kansainvälisessä vertailussa. Tekes, tammikuu 2003. 19


myös hyväksymällä toteutettava investointi lähes täysimääräisesti lainan vakuudeksi. Julkisesti tuettuja halpakorkoisia lainoja on käytetty Saksassa tuulivoima- ja aurinkosähköinvestointeihin. Suomessa julkisesti tuettuja lainoja käytetään tuotekehityshankkeiden rahoittamisessa. Korkotukilainojen koordinointia ja hallinnointia pidetään varsin raskaana prosessina verrattuna esimerkiksi kertaluonteiseen investointitukeen. Tiedotus-, valistus- ja viestintätoimintaa voidaan pitää myös merkittävänä ohjauskeinona, jolla voidaan vaikuttaa asenteisiin ja markkinoiden käyttäytymiseen. Hyvänä esimerkkinä tiedottamisen tärkeydestä voidaan pitää Ruotsin lämpöpumppumarkkinoiden nopeaa kasvua. 32 3.6 Yhteenveto ohjauskeinoista ja tukimuodoista Uusiutuvien energialähteiden käytön edistäminen on voimakkaasti mukana EU:n energiapolitiikassa. Tässä selvityksessä tarkastelluissa maissa 33 energia- ja ilmastopoliittisina keinoina on käytetty hyvin erilaisia ohjaus- ja tukimekanismeja. Osaa ohjauskeinosta, kuten investointi- ja tuotantotuet, on käytetty jo useiden vuosien ajan, kun taas kokemukset esimerkiksi vihreistä sertifikaateista ovat lyhytaikaisia. Kahden viime vuoden aikana käytettyihin ohjauskeinoihin ja tukimuotoihin on tehty merkittäviä muutoksia muun muassa Tanskassa ja Ruotsissa. Vaikka muutokset energiatukipolitiikassa ovat osittain johtuneet jatkuvasta pyrkimyksestä tehostaa kansallista tukipolitiikkaa, voidaan kasvavassa määrin vaikuttimena myös nähdä tarve sopeutua markkinoiden muutoksiin ja avautumiseen, sekä kansainvälisen pelikentän, ennen kaikkea EU:n sekä kansainvälisten ympäristösopimusten vaateisiin. Merkittävänä tekijänä tukipolitiikan muutoksiin voidaan myös nähdä tukimekanismien rahoitukseen liittyvät kysymykset, ennen kaikkea pyrkimykset siirtyä yhä enemmän malliin, jossa julkisen rahoituksen osuutta on pystytty vähentämään keräämällä tuet markkinoilta – joko energiantuottajilta tai suoraan energian kuluttajilta. Investointituet soveltuvat tukimuodoksi uusille teknologioille, joihin investointia ei pidetä riittävän taloudellisina verrattuna perinteisiin energiantuotantomuotoihin. Massamarkkinoiden avautuessa hintaero jo markkinoilla oleviin energiaratkaisuihin kaventuu, jolloin investointitukia voidaan asteittain vähentää. Vihreiden sertifikaattien käytöllä on pystytty (osittain) korvaamaan investointitukia muun muassa Ruotsissa. Investointituilla ei pyritä suoraan vaikuttamaan sähkön markkinahintaan, vaan niiden avulla pyritään kuromaan umpeen teknologiavaje, joka uudella teknologialla on. Investointituet soveltuvat päästökaupan olosuhteisiin, vaikka niitä on alettu pitää EU:n tasolla vanhahtavina tukimuotoina. Perinteisesti investointituet on rahoitettu valtion toimesta. Toisena vaihtoehtona on rahoittaa investointitukiin tarvittavat rahat erillisellä markkinoilta kerättävällä maksulla kuten Norjassa. Järjestelmästä saadut kokemukset ovat olleet Norjan öljy- ja energiaministeriön mukaan erittäin myönteisiä. Tuotantotuet ja verohelpotukset soveltuvat ainakin toistaiseksi investointitukien tavoin myös päästökaupan yhteyteen sekä pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Tanskasta saatujen kokemusten perusteella tuotantotukien käyttö erityisesti teknologioiden suorituskykyä parantavana ohjauskeinona on perusteltua. Toisaalta tuotantotukien määrää on monessa maassa, kuten Tanskassa, vähennetty ratkaisevasti ja etsitty muita korvaavia tukimuotoja niiden 32 Menestyvät innovaatiot syntyvät arvoketjuissa; Ilmastovaikutukset ja ohjauskeinot kansainvälisessä vertailussa, Tekes 2003, ISBN 952-457-104-8. 33 Ruotsi, Norja, Tanska, Saksa, Hollanti ja Iso-Britannia 20


tilalle. Tuotantotukien määrittäminen erisuuruisiksi eri energialähteille (esimerkiksi sekapolttolaitoksissa) johtaa helposti monimutkaiseen ja hallinnollisesti raskaaseen järjestelmään. Energiaverotuksella ja siihen kohdistetuilla verohelpotuksilla on merkittävä ohjaava vaikutus sekä eri energialähteisiin että tuotantomuotoihin. Energiaverotuet on kohdistettu tarkastelluissa maissa useimmiten siten, että niillä edistetään uusiutuvilla energialähteillä tuotettua sähköä. Verotukien avulla voidaan nopeastikin edistää halutun energialähteen käytön lisäämistä. Esimerkiksi Suomessa on korotettu metsähakkeella ja tuulivoimalla tuotetun sähkön verotukea markkinoiden aktivoimiseksi. Ostovelvoitteiden käytöstä uusiutuvan sähkön käytön edistämisessä on kattavimmat kokemukset Saksasta. Siellä erityisesti tuulienergian hyödyntäminen on kasvanut räjähdysmäisesti tuulivoiman tuotannosta saatavan takuuhinnan määräävän lain voimassaolon aikana. Ostovelvoitteiden käyttö on voimakas ohjauskeino, jonka käyttö on tarkoin suunniteltava sopiakseen yhteen muun energia- ja ilmastopolitiikan kanssa – myös päästökaupan yhteydessä. Erityisesti takuuhinnan tason ja voimassaolon määrittäminen teknologiakohtaisesti on tehtävä huolella, jos halutaan varmistaa eri tuotantomuotojen tasapuolinen kohtelu. Optimaalinen takuuhinnan tason, kuin myös vihreitten sertifikaattien tapauksessa velvoitteen tason, asettaminen edellyttää tärkeää roolia viranomaisten taholta sekä jatkuvaa hallinnollista työtä. Hallinnolliset kustannukset muodostuvat sitä korkeammaksi mitä hajautetumpi järjestelmä rakennetaan eri tuotantomuotojen ja energialähteiden käytön edistämiseksi erityisesti silloin, jos takuuhinta riippuu myös tuotantokapasiteetista. Kokemukset vihreän sähkön sertifikaattikaupasta rajoittuvat 2000-luvulle. Hollannissa sertifikaattijärjestelmä toimii vapaaehtoisena, kun taas Ruotsissa järjestelmä toimii pakollisena. Norja on päättänyt rakentaa Ruotsin mallin mukaisen järjestelmän ja pitää mahdollisena oman sertifikaattijärjestelmänsä yhdistämistä Ruotsin järjestelmään. Yhteispohjoismainen vihreiden sertifikaattien järjestelmä voitaisiin hyvin nivoa nykyiseen yhteispohjoismaiseen sähkömarkkinaan. Vihreitä sertifikaatteja pidetään päästökauppa täydentävänä järjestelmänä, joka perustuu uusiutuvan sähkön tuotantoon eikä hiilidioksidipäästöihin, eli tässä mielessä se soveltuu hyvin myös päästökaupan olosuhteisiin. Tosin kritiikkiä on esitetty velvoitepohjaisen vihreiden sertifikaatti- ja päästökaupan yhteensovittamisessa esimerkiksi sekapolttolaitoksen lisätuotannon tapauksessa, liittyen päästöoikeuksien ja vihreiden sertifikaattien myöntämisperusteisiin. Pelisääntöjen selkeys ja toimivuus sekä kattavan hallinnollisen seurantajärjestelmän tärkeys korostuu tässäkin tapauksessa. Taulukkoon 6 on koottu tärkeimmät ohjaus- ja tukimekanismit sekä niihin liittyvät huomiot niiden käytöstä tarkastelluissa maissa. 21


Taulukko 6. Tärkeimpien ohjauskeinojen ja tukimuotojen soveltuvuus, rahoitus, vaikuttavuus ja käytännön kokemuksia Ohjauskeino/ tukimuoto Päästö- kaupan yhteyteen Investointituet Soveltuu ainakin toistaiseksi Tuotantotuet Soveltuu ainakin toistaiseksi Soveltuvuus Pohjoismaisille sähkömarkkinoille Soveltuu Julkinen / Kerätään markkinoilta (kuluttajat) Soveltuu Julkinen / Kerätään markkinoilta (kuluttajat) 22 Rahoitus Vaikuttavuus Kohdennettavissa teknologiakohtaisesti, vaikuttavuus riippuu tukitasosta Kohdentuu uusiin ja vanhoihin laitoksiin, vaikuttavuus riippuu tukitasosta Verotuet Soveltuu Soveltuu Julkinen Kohdennettavissa teknologiakohtaisesti, vaikuttavuus riippuu tukitasosta Ostovelvoitteet/ Takuuhinta Soveltuu. Takuuhinnat määritettävä huolella Vihreät sertifikaatit Soveltuu, pelisäännöt ja hallinnollinenjärjestelmämääriteltävä tarkoin Teknologian ja tuotekehityksen tukeminen Markkinoilta kerättävät maksut Soveltuu. Saattaa aiheuttaa ongelmia, jos muut Pohjoismaat valitsevat vihreät sertifikaatit Soveltuu, Yhteispohjoismaiset markkinat mahdolliset Julkinen Tuottajat Kuluttajat Markkinoilta (vapaaehtoisena tai pakollisena) Kohdentuu uusiin ja vanhoihin laitoksiin,vaikuttavuus riippuu tukitasosta, järeä toimenpide, kapasiteettirajat mahdollisia Pakollisena tehokas, jos tavoitetasot oikein mitoitettu. Kohdennettavissa teknologiakohtaisesti eriyttämällä sertifikaatit esim. painokertoimin Soveltuu Soveltuu Julkinen Vaikutukset pitkällä tähtäimellä, pysyvät vaikutukset Soveltuu Soveltuu Markkinoilta vapaaehtoisena tai pakollisena Pakollisena tehokas rahoitusinstrumentti Käytännön kokemuksia Saksassa, Tanskassa, Ruotsissa ja Norjassa vähennetty viime vuosina Nopeat muutokset aiheuttavat epävarmuutta markkinoilla (Tanska) Verohelpotuksia teknologiakohtaisesti (Suomi!) Tuulivoimamarkkinoiden avaajana ja tuulivoimateollisuuden luojana Saksassa Kokemukset lyhyeltä ajalta. Ruotsissa käytetään korvaamaan muita tukia, Hollannissa tuet valuneet osin ulkomaille Suomessa etenkin bioenergiateknologian lisäämisen tukena Norjassa käytetään alentamaan valtion menoja


4 Energiantuotantomuotojen tukitarpeiden arviointi 4.1 Lähtöoletusten kuvaus Tukitarpeen arviointia varten määritetään ensin perustaso, jonka jälkeen lasketaan miten suuri tuki tarvitaan, jotta tietyn tarkasteltavan energialähteen tai tuotantomuodon tuotantokustannus olisi kilpailukykyinen määritettyyn perustasoon verrattuna. Tässä selvityksessä perustaso määritetään energialähde- tai tuotantomuotokohtaisesti vertaamalla kulloinkin tarkasteltavaa ratkaisua kilpailevaan perinteiseen vaihtoehtoon nähden päästökaupan olosuhteissa. Tarkasteluhorisontti tässä tarkastelussa ulottuu nykyhetkestä vuoteen 2010 asti. Tuuli- ja vesivoiman tuotantokustannusten osalta vertailukohtana käytetään sähkön verotonta markkinahintaa. Markkinahintana käytetään pohjoismaisen NordPool -markkinan ennustettua spot-markkinan vuosikeskiarvoa päästökaupan olosuhteissa. Taulukossa 7 on esitetty toteutunut spot-markkinan Suomen aluehinnan aritmeettinen vuosikeskiarvo viime vuosilta sekä forwardien hinnat vuosille 2004 ja 2005. Taulukko 7. NordPool –markkinan spot-hinnan aritmeettinen vuosikeskiarvo vuosina 2000– 2003 sekä forwardien hinnat vuosille 2004 ja 2005. 2000 2001 2002 2003 2004* 2005* NordPool - spot-hinta (€/MWh) 14,9 22,8 27,3 35,5 33,8 28,8 * forwardien hinta 9.12.2003 Markkinahinnan vaihtelu NordPool-markkinoilla on hyvin suurta ja riippuu pitkälti Norjan ja Ruotsin vesivarastojen täyttöasteesta. Tämän vuoksi markkinahinnan ennustaminen jo ilman päästökauppaakin pitkällä tähtäimellä sisältää suuria epävarmuuksia. Electrowatt-Ekono on esittänyt omassa selvityksessään, 34 että markkinahinnan lähtötaso ilman päästökauppaa vuonna 2010 olisi 17,3 €/MWh ja että päästöoikeuden hinnalla 10 €/MtCO 2 ilmaisen alkujaon tapauksessa sähkön hinta nousisi 7,6 €/MWh vastaten tällöin sähkön hintaa 24,9 €/MWh. Päästöoikeuden hinnalla 20 €/MtCO 2 sähkön hinta nousisi 15,3 €/MWh vastaten hintaa 32,6 €/MWh. Vastaavasti VTT on laatinut laskentamallin sähkön markkinahinnan määrittämiseksi NordPool –markkinoilla. Mallin ennusteiden mukaan päästöoikeuden hinta 20 €/tCO 2 johtaa pohjoismaiden sähkömarkkinoiden spot-hinnan vuosikeskiarvon hinnan nousuun 5-7 €/MWh, mikä tarkoittaisi selvityksen mukaan 25 % hinnan nousua. Päästöoikeuden hinnalla 10 hinnan nousu jäisi arvoilta puoleen tästä. 35 Hinnan nousuarvion perusteella voidaan päätellä, että VTT:n ennusteessa hinnan lähtötasona olisi noin 24 €/MWh Edellä mainittujen selvitysten erot johtuvat siitä, että VTT:n mallissa sähkön pohjoismainen kulutusarvio on alempi, jolloin hiilisähkön merkitys rajatuotantomuotona on vähäisempi. Electrowatt-Ekonon selvityksessä on todettukin, että jo parin prosentin kysynnän aleneminen Suomi-Ruotsi-Norja alueella lieventäisi hinnan nousuvaikutusta kolmanneksen. Toisaalta 34 Emission trading and the Nordic electricity market, Electrowatt-Ekono, 2003. 35 Honkatukia et al., Energiaverotuksen asema EU:n laajuisen päästökaupan yhteydessä. Vatt-tutkimuksia 102, Helsinki 2003. 23


kysynnän voimakkaampi kasvu johtaisi jopa hieman Electrowatt-Ekonon arvota suurempaan hinnannousuun. Tässä selvityksessä on päädytty käyttämään taulukossa 8 esitettyjä sähkön hinta-arvioita eri päästöoikeuksien hinnoilla. Hinta-arviot heijastelevat sekä historiatietoa että edellä mainittuja ennusteita. Sähkön markkinahinnan lähtötasona, ilman päästökauppaa, käytetään hintaa 25 €/MWh, joka vastaa vuosien 2000–2003 spot-markkinan keskiarvoa. Päästöoikeuden hinnan vaikutus sähkön hintaan on tässä tarkastelussa 8 €/MWh, kun päästöoikeuden hinta on 20 €/tCO 2. Tämä arvio on hieman korkeampi kuin VTT:n mallissa, mutta alhaisempi kuin Electrowatt-Ekonon mallissa. Toisaalta tässä tarkastellussa sähkön hinta on 33 €/MWh, kun päästöoikeuden hinta on 20 €/tCO 2, mikä vastaa melko tarkkaan Electrowatt-Ekonon hintaarviota. Joka tapauksessa tuloksia tarkasteltaessa on huomioitava, että sähkön hinnan arviointiin liittyy suuria epävarmuuksia. Tukitarpeiden arvioinnin osalta muutokset perustasossa ovat suoraan siirrettävissä tukitarpeeseen: vertailuhinnan noustessa 1 €/MWh laskee tukitarve vastaavasti 1 €/MWh ja päinvastoin. Taulukko 8. Sähkön arvioitu markkinahinta eri päästöoikeuksien hinnoilla vuonna 2010. Sähkön markkinahinta (€/MWh) eri päästöoikeuksien hinnoilla 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 25 27 29 33 Aurinkosähkön osalta vertailukohtana käytetään puolestaan pienjännitekuluttajan maksamaa sähkön kokonaishintaa sisältäen sähköenergian, sähkön siirron ja verojen aiheuttamat kustannukset. Ero eri sähköntuotantomuotojen osalta tehdään siksi, että aurinkosähköä oletetaan asennettavan lähinnä pienjänniteasiakkaille korvaamaan sähkönostoa, jolloin vertailukohtana on syytä käyttää kuluttajahintaa. Kuluttajahinnan lähtötasona käytetään sähkölämmitteistä omakotitaloa kuvaavan L1 –tyyppikuluttajan verollista kokonaishintaa 78,3 €/MWh. 36 Pienkuluttajan tapauksessa päästökaupan vaikutus sähkön hintaan on oletettu vastaavan sähkön markkinahinnan muutosta. Tällöin verottomaan sähkön hinnan muutokseen on lisättävä vielä arvonlisävero 22 % eli päästöoikeuden hinnalla 5 €/tCO 2 lisäkustannus on 2,4 €/MWh, hinnalla 10 €/tCO 2 lisäkustannus on 4,8 €/MWh ja hinnalla 20 €/tCO 2 lisäkustannus on 9,8 €/MWh. Aurinkolämmön ja maalämpöpumppujen kustannuksia verrataan öljylämmitykseen. Ne kaikki perustuvat vesikiertoiseen lämmönjakoon ja soveltuvat haja-asutusalueiden pienimuotoiseen lämmöntuotantoon. Öljylämmityksen kokonaiskustannuksen lähtötasona käytetään hintaa 92 €/MWh, joka perustuu Electrowatt-Ekonon vuonna 2003 tekemään selvitykseen. 37 Samaisen selvityksen mukaan päästökauppa ei vaikuttaisi juurikaan öljylämmityksen hintatasoon. Muutokset jäävät reilusti alle 0,1 €/MWh, jos oletetaan, että päästökaupparasitus kohdistuu öljynjalostukseen ja että jalostamot saavat valtaosan päästöoikeuksistaan ilmaisjakona. Ilmalämpöpumppujen osalta vertailukohtana pidetään suoraa sähkölämmitystä, jolloin vertailukohta on sama kuin aurinkosähkönkin tapauksessa. 36 Lähde: Energiamarkkinaviraston tilasto 1.11.2003 37 Selvitys päästökaupan ja energiaverotuksen vaikutuksesta sähkön ja lämmön yhteistuotannon asemaan sekä lämmitysmarkkinoihin. Electrowatt-Ekono, 2003. 24


Bioenergian osalta tilanne on hieman monimutkaisempi, sillä osa bioenergiasta käytetään pelkään lämmön tuotantoon, osa taas sähkön ja lämmön yhteistuotantoon ja pieni osa liikenteen biopolttonesteeksi. Uusiutuvan energian edistämisohjelman perusteella bioenergialla tuotettavan sähkön tuotantotavoite vuonna 2010 on 13,6 TWh (ks. taulukko 2), jolloin lämmön tuotantotavoitteeksi jää 82,4 TWh ja liikennepolttonesteiden osuudeksi 0,9 TWh. Sähkön ja lämmön yhteistuotannossa sähkön vertailukohtana käytetään sähkön markkinahintaa ja lämmön vertailukohtana tapauskohtaisesti vaihtoehtoisen lämmön erillistuotannon tuotantokustannuksia. Raskaalla polttoöljyllä tuotetun lämmön tuotantokustannus ilman päästökauppaa on oletettu tasolle 26 €/MWh, josta verollinen polttoainekustannus on 22 €/MWh, muut muuttuvat kustannukset 2 €/MWh ja investointikustannukset 2 €/MWh. Päästökaupan vaikutus raskaalla polttoöljyllä tuotetun lämmön hintaan on arvioitu olettamalla, että päästöoikeuksista 90 % saadaan maksutta. Tällöin lämmön tuotantokustannus päästöoikeuden hinnalla 5 €/tCO 2 nousee 0,21 €/MWh. Päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 nousu on 0,83 €/MWh. 38 Vastaavasti on määritelty maakaasulla ja puuhakkeella tapahtuvan erillisen lämmön tuotannon kustannukset. Maakaasulla tuotantokustannus ilman päästökauppaa on 19 €/MWh, josta verollinen polttoainekustannus on 16 €/MWh, muut muuttuvat kustannukset 1,5 €/MWh ja investointikustannukset 1,5 €/MWh. Päästökauppa nostaa maakaasun kustannuksia 0,15 €/MWh, kun päästöoikeuden hinta on 5 €/tCO 2 ja 90 % päästöoikeuksia saadaan maksutta. Puuhakkeella lämmön tuotantokustannus on 17 €/MWh riippumatta päästöoikeuden hinnasta. Tästä 10 €/MWh on polttoainekustannuksia, 2 €/MWh muita muuttuvia kustannuksia ja 5 €/MWh investointikustannuksia. Erillisen lämmöntuotannon vertailu jaetaan kahteen osaan: teollisuuden ja kaukolämmityksen osalta vertailukohtana käytetään raskaalla polttoöljyllä lämpökeskuksessa tuotettua lämpöä; pienkäytön osalta vertailukohtana käytetään öljylämmityksen kokonaiskustannusta (vrt. aurinko- ja maalämpö). Biopohjaisten liikennepolttonesteiden vertailukohtana käytetään puolestaan 95 oktaanisen moottoribensiinin verotonta kuluttajahintaa 32 c/l (verollisena 110 c/l). 39 Jos päästökaupparasitus kohdistuu öljynjalostukseen ja jalostamot saavat valtaosan päästöoikeuksistaan ilmaisjakona, ei päästöoikeuksien hinnalla ole juurikaan vaikutusta moottoribensiinin hintaan. Tarkasteltavien energialähteiden ja polttoaineiden vertailukohdat on esitetty koottuna taulukossa 9. Taulukkoon 10 on puolestaan koottu vertailukohtana käytettävien ratkaisujen kustannukset eri päästöoikeuksien hinnoilla. 38 Selvitys päästökaupan ja energiaverotuksen vaikutuksesta sähkön ja lämmön yhteistuotannon asemaan sekä lämmitysmarkkinoihin, Electrowatt-Ekono, 2003. 39 Lähde: Öljy- ja Kaasualan Keskusliitto ry, 6/2003. 25


Taulukko 9. Vertailukohtana käytettävät ratkaisut. Energialähde/Tuotantomuoto Vertailukohta Bioenergia yhteistuotanto lämmöntuotanto (teollisuus ja kaukolämpö) lämmöntuotanto (pienkäyttö) liikennepolttoneste Vesivoima sähkön markkinahinta Tuulivoima sähkön markkinahinta Aurinkoenergia sähkö lämpö Lämpöpumput maalämpöpumput ilmalämpöpumput sähkön markkinahinta + vaihtoehtoinen lämmöntuotanto tuotantokustannus lämpökeskuksessa raskaalla polttoöljyllä öljylämmityksen kokonaiskustannus pienkuluttajalle moottoribensiini 95okt. sähkön kokonaishinta pienkuluttajalle (tyyppikuluttaja L1) öljylämmityksen kokonaiskustannus pienkuluttajalle öljylämmityksen kokonaiskustannus pienkuluttajalle sähkön kokonaishinta pienkuluttajalle (tyyppikuluttaja L1) Taulukko 10. Vertailukustannukset päästöoikeuksien hintojen ollessa 5, 10 ja 20 €/tCO 2. Vertailukohta Kustannus eri päästöoikeuksien hinnoilla Sähkön markkinahinta, €/MWh 0 €/tCO2 25 5 €/tCO2 27 10 €/tCO2 29 20 €/tCO2 33 Lämmön tuotanto raskaalla polttoöljyllä, €/MWh 26 26,2 26,4 26,8 Lämmön tuotanto maakaasulla, €/MWh 19 19,2 19,3 19,6 Lämmön tuotanto puuhakkeella, €/MWh 17 17 17 17 Öljylämmityksen kokonaiskustannus pienkuluttajalle, €/MWh 92 92 92 92 Sähkön kokonaishinta pienkuluttajalle (L1), €/MWh 78 80 83 88 Moottoribensiini 95 okt, c/l 32 32 32 32 Tarkasteltavien energialähteiden ja tuotantomuotojen tukitarvetta määriteltäessä selvitetään ensin kunkin ratkaisun nykyinen kustannustaso ilman mitään tukitoimia. Laskelmat perustuvat kullekin energiantuotantomuodolle tyypillisiin kohteisiin. Tuen kokonaistarve esitetään vaihtoehtoisesti sekä energiayksikköä (MWh) että tehoyksikköä (kW) kohti. 4.2 Bioenergia 4.2.1 Lämmöntuotanto Erillistä lämmöntuotantoa biopolttoaineista tarkastellaan kahdessa eri kokoluokassa. Ensimmäinen tapaus on puun pienkäyttöön liittyvä lämmöntuotanto käyttäen polttoaineena puupellettejä. Alla olevassa peruslaskelmassa pellettilämmityksen pääomakustannukset ovat öljylämmitystä suuremmat (53,5 €/MWh vs. 50 €/MWh), mutta muuttuvat kustannukset puolestaan alhaisemmat (35 €/MWh vs. 42 €/MWh). Vertailun vuoksi voidaan todeta, että suoran sähkölämmityksen kokonaiskustannukset ilman päästökauppaa ovat yli 90 €/MWh. Lisäksi päästökauppa heikentää sen asemaa kaikista lämmitysmuodoista eniten. 26


Pellettilämmitys Investointi (€/kW) 1000 Käyttöikä (v) 20 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 1500 Annuiteetti 0,08024 Pääomakustannukset (€/MWh) 53,5 Polttoainekustannukset (€/MWh) 30,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 5,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 88,5 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 92,0 92,0 92,0 92,0 Tukitarve (€/MWh) 0,0 0,0 0,0 0,0 Tukitarve (€/kW) 0 0 0 0 Kuvassa 1 on esitetty puupellettilämmityksen herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja korkokannalla, kun huipunkäyttöaika on 1500 tuntia. Päästöoikeuden hinnalla ei ole merkitystä tukitarpeeseen. Kuvasta 1 havaitaan, että investointikustannus vaikuttaa merkittävästi tukitarpeeseen. Mikäli investointikustannus jää alle 1100 €/kW ja huipunkäyttöaika ylittää 1500 tuntia, ei puupellettilämmitys tarvitse tukea 5 % korkokannalla. Tämä edellyttää lisäksi, että puupelletin hinta pysyy noin 30 €/MWh tuntumassa. Tukitarve (€/MWh) 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 -10,0500 -20,0 -30,0 -40,0 700 900 1100 1300 1500 Investointi (€/kW) Kuva 1. Pellettilämmityksen tukitarve eri investointikustannuksilla ja korkokannalla. Toinen tarkasteltava tapaus on suuremman kokoluokan lämmöntuotanto lämpökeskuksessa käyttäen polttoaineena metsähaketta. Alla esitetyssä laskelmassa hakkeen hintana on käytetty 10 €/MWh. Mikäli hakelämpökeskus rakennettaisiin metsä- tai puunjalostusteollisuuden tarpeisiin polttoaineena olisi tällöin kuori tai puru, jolloin polttoaineen hinta olisi edullisempi. 27 3 % 5 % 7 %


Hakelämpökeskus Investointi (€/kW) 200 Käyttöikä (v) 25 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 2500 Annuiteetti 0,07095 Pääomakustannukset (€/MWh) 5,7 Polttoainekustannukset (€/MWh) 10,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 2,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 17,7 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 26,0 26,2 26,4 26,8 Tukitarve (€/MWh) 0,0 0,0 0,0 0,0 Tukitarve (€/kW) 0 0 0 0 Hakelämpökeskuksen herkkyystarkastelu osoittaa, että se on lähes poikkeuksetta edullisempi kuin raskasta polttoöljyä käyttävä lämpökeskus. Jos vertailukohtana on maakaasulämpökeskus, jonka tuotantokustannus on luokkaa 19 €/MWh, hakelämpökeskuksen etumatka kapenee huomattavasti. Tässä tapauksessa metsähakkeen hinnan noustessa yli 11,3 €/MWh hintatason sen kilpailukyky olisi heikompi kuin maakaasun. 4.2.2 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto Sähkön ja lämmön yhteistuotannon vaatimia tukia tarkastellaan kolmessa eri kokoluokassa. Pienimmän kokoluokan ratkaisu perustuu noin 200 kWe:n biokaasumoottoriin. Laskelmassa voimalaitoksen on ajateltu hyödyntävän polttoaineena kaatopaikkakaasua. Polttoaine on oletettu ilmaiseksi ja keräysputkiston olevan rakennettuna, mutta tuotetulle lämmölle ei ole laskettu mitään arvoa. Tässä kokoluokassa kaasumoottoreiden investointikustannukset ovat 900 – 1400 €/kWe ja käyttö- ja kunnossapitokustannukset 10 – 20 €/MWhe. 40 Biokaasumoottorivoimala Investointi (€/kWe) 1100 Käyttöikä (v) 15 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 5000 Annuiteetti 0,09634 Pääomakustannukset (€/MWhe) 21,2 Polttoaineen hinta (€/MWh) 0 Polttoainekustannukset (€/MWhe) 0,0 Hyötysuhde 0,8 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWhe) 15,0 Rakennusaste 0,8 Tuotetun lämmön arvo (€/MWhe) 0,0 Lämmön arvo (€/MWhth) 0 Kustannukset yhteensä (€/MWhe) 36,2 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 11,2 9,2 7,2 3,2 Tukitarve (€/kW) 581 477 373 166 40 Hajautettu energiantuotanto: teknologia, polttoaineet, markkinat ja C02-päästöt, Gaia Group 2002. 28


Ratkaisun tukitarve olisi luokkaa 3 – 11 €/MWh riippuen päästöoikeuden hinnasta. Mikäli tuotetun lämmön arvo olisi 9 €/MWh ja polttoaine ilmaista, ei tukia tarvittaisi edellä mainituilla lähtöoletuksilla. Kuvassa 2 on esitetty tämän ratkaisun herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla ja päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2. Kuva havainnollistaa hyvin huipunkäyttöajan merkityksen investoinnin kannattavuudelle. Tukitarve (€/MWh) 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 -5,0 Investointi (€/kW) 29 4000 h 5000 h 6000 h Kuva 2. Biokaasumoottorivoimalaitokset tukitarve eri investoinneilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Mikäli kaatopaikkakaasun sijasta tarkasteltaisiin maataloudessa syntyvää biokaasua, muuttuvat laskelmat siltä osin, että kaasun tuottamiseen ja käsittelemiseen pitäisi tehdä lisäinvestointeja. Toisaalta tuotetulla lämmöllä olisi tässä tapauksessa arvoa, koska sillä voisi korvata jotain muuta lämmitysmuotoa. Mikäli tuotettu lämpö arvostettaisiin lämmitysöljyn arvoiseksi (42 €/MWh), voisi kaasun tuotantoon ja käsittelyyn tehtävä lisäinvestointi olla noin 2200 €/kW e, jotta ratkaisu olisi kannattava ilman tukia 5000 tunnin huipunkäyttöajalla, 15 vuoden käyttöiällä ja 5 % korkokannalla. Seuraavan kokoluokan laskelma perustuu pieneen yhteistuotantolaitokseen, jossa sähkön tuotanto on noin 2 MW e:n ja lämmön tuotanto 8 MW th. Tässä tapauksessa polttoaineena puoliksi sahausjäte ja puoliksi metsähake, jolloin keskimääräinen polttoainekustannus on 8,5 €/MWh (metsähake 10 €/MWh; sahausjäte 7 €/MWh). Alla olevat laskelmat on tehty tuotettua sähköenergiayksikköä kohti, jolloin polttoainekustannukset ja muut muuttuvat kustannukset on ensin kohdistettu täysimääräisesti sähkölle ja sen jälkeen kustannuksista on vähennetty tuotetun lämpöenergian arvo tuotettua sähköenergiayksikköä kohti. Lämmön arvona laskelmissa on käytetty erillisen lämpökeskuksen tuotantokustannuksia.


2 MWe yhteistuotantolaitos Investointi (€/kWe) 2000 Käyttöikä (v) 15 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 5000 Annuiteetti 0,09634 Pääomakustannukset (€/MWhe) 38,5 Polttoaineen hinta (€/MWh) 8,5 Polttoainekustannukset (€/MWhe) 50,0 Hyötysuhde 0,85 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWhe) 6,0 Rakennusaste 0,25 Tuotetun lämmön arvo (€/MWhe) -62,0 Lämmön arvo (€/MWhth) 15,5 Kustannukset yhteensä (€/MWhe) 32,5 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 7,5 5,5 3,5 0,0 Tukitarve (€/kW) 391 287 184 0 Tukitarve vaihtelee tässä peruslaskelmassa 0 – 8 €/MWh välillä riippuen päästöoikeuden hinnasta. Kuvassa 3 on esitetty herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla ja päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2. Mikäli huipunkäyttöaika on luokkaa 4000 tuntia, on tukitarve huomattavasti peruslaskelmaa suurempi. Tukitarve (€/MWh) 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 -5,01500 -10,0 -15,0 1700 1900 2100 2300 2500 Investointi (€/kW) 30 4000 h 5000 h 6000 h Kuva 3. Haketta ja sahausjätettä puoliksi käyttävän noin 2 MW e yhteistuotantovoimalaitoksen tukitarve eri investoinneilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Suurin tarkasteltava tapaus perustuu kaukolämpövoimalaitokseen, jonka sähköteho on noin 20 MW e ja lämpöteho 45 MW th. Polttoaineena on puoliksi turve ja puoliksi metsähake. Turpeen hinnan on oletettu pysyvän tasolla 9 €/MWh ja metsähakkeen hintana on käytetty 10 €/MWh. Lämmön arvona on käytetty erillisen lämpökeskuksen tuotantokustannuksia.


20 MWe yhteistuotantolaitos Investointi (€/kWe) 1600 Käyttöikä (v) 20 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 5000 Annuiteetti 0,08024 Pääomakustannukset (€/MWhe) 25,7 Polttoaineen hinta (€/MWh) 9,5 Polttoainekustannukset (€/MWhe) 34,0 Hyötysuhde 0,9 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWhe) 6,0 Rakennusaste 0,45 Tuotetun lämmön arvo (€/MWhe) -36,7 Lämmön arvo (€/MWhth) 16,5 Kustannukset yhteensä (€/MWhe) 29,0 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 4,0 2,0 0,0 0,0 Tukitarve (€/kW) 251 126 1 0 Tässä peruslaskelmassa tukitarve vaihtelee välillä 0 – 4 €/MWh päästöoikeuden hinnasta riippuen. Kuvassa 5 on esitetty herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla ja päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2. Jos korkokanta olisi 7 %, olisi tukitarve 4,6 €/MWh, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2 sekä investointikustannukset 1600 €/kW e ja huipunkäyttöaika 5000 tuntia. Tukitarve (€/MWh) 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 -5,0 -10,0 -15,0 Investointi (€/kW) 31 4000 h 5000 h 6000 h Kuva 5. Haketta ja turvetta puoliksi käyttävän noin 20 MW e yhteistuotantovoimalaitoksen tukitarve eri investoinneilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Kuvassa 6 on tarkasteltu polttoaineen hinnan merkitystä tukitarpeeseen. On oletettavaa, että metsähakkeen hintaan kohdistuu jo lähitulevaisuudessa korotuspaineita sen kysynnän lisääntyessä. Samoin voidaan olettaa, että turpeen käytön kustannukset kohoavat päästökaupan seurauksena. Mikäli päästöoikeuden hinta on 20 €/tCO 2 ja 90 % päästöoikeuksista saadaan


ilmaisjakona, on vaikutus turpeen hintaan tällöin +1,2 €/MWh. Kuvasta nähdään, että esimerkiksi polttoaineen hinnalla 11 €/MWh, tukitarve olisi noin 5,0 €/MWh, jos peruslaskelman muut lähtöoletukset pysyisivät samana ja päästöoikeuden hinta olisi 10 €/tCO 2. Tukitarve (€/MWh) 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 -5,01000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 -10,0 -15,0 Investointi (€/kW) 32 9 €/MWh 11 €/MWh 13 €/MWh Kuva 6. Haketta ja turvetta puoliksi käyttävän noin 20 MW e yhteistuotantovoimalaitoksen tukitarve eri investoinneilla ja polttoaineiden hinnoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. 4.2.3 Liikenteen biopolttonesteet Uusiutuvan energian edistämisohjelman yhtenä tavoitteena oli liikenteen biopolttonesteiden käytön edistäminen. Nykyisestä, lähes olemattomasta käytöstä, niiden käyttöä pitäisi lisätä vuoteen 2010 mennessä tasolle 3,1 PJ vastaten 0,86 TWh. Liikenteen biopolttonesteiden käytön lisäämistä ajavana voimana on myös EU:n direktiivi, jonka mukaan biokomponenttien osuus liikennepolttoaineissa on tarkoitus nostaa 5,75 %:iin vuoteen 2010 mennessä. Suomessa Fortum on aloittanut syksyllä 2002 koeluontoisesti etanolin lisäämisen 98oktaaniseen bensiiniin muutamilla asemilla. Tässä koevaiheessa etanolille on myönnetty määräaikainen polttoaineverohuojennus, joka on 30 snt/l vastaten noin 50 €/MWh. Aluksi etanoli tuotetaan EU:n viinialkoholin ylijäämävarastosta, mutta etanolia voidaan valmistaa muun muassa viljasta ja sokerijuurikkaasta sekä puusta. Etanoli onkin tällä hetkellä varteenotettavin vaihtoehto liikennepolttonesteiden biokomponentiksi. Tarpeen kasvaessa myös rypsiöljystä esteröimällä valmistettu biodiesel, puusta ja jätteestä valmistettu metanoli sekä jopa eläinrasvoista tehty metyyliesteri saattavat tulla kysymykseen muina vaihtoehtoina. Biopolttonesteiden tuotantokustannukset riippuvat raaka-aineesta, tuotantoprosessista ja lopputuotteesta. Tuotantokustannusten erot ovat varsin suuria. Esimerkiksi VTT on arvioinut erilaisten puupohjaisten bioalkoholien tuotantokustannuksia. 41 Selvityksen mukaan metanolin tuotantokustannukset olisivat luokkaa 26 – 58 €/MWh ja etanolin luokkaa 70 – 90 €/MWh 41 Energy Visions 2030 for Finland. VTT Energia & Edita Oy, Helsinki 2001.


tuotantoprosessista ja raaka-aineista riippuen. Vertailukohtana käytettävän 95 oktaanisen moottoribensiinin veroton hinta energiayksikköä kohti on 26 €/MWh (verollisena 90 €/MWh). Mikäli metanolia ja etanolia verotettaisiin samalla tavalla kuin moottoribensiiniä, olisi puupohjaisen metanolin tukitarve 0 - 32 €/MWh ja etanolin 44 - 64 €/MWh. Etanolin ohella mahdollinen liikenteen biopolttoaine on biodiesel, jonka valmistuskustannukset riippuvat vahvasti raaka-aineen hinnasta ja tuotantoprosessista. Yhdysvalloissa tehdyn selvityksen mukaan esimerkiksi soijapavuista tuotetun biodieselin kustannus on pienen mittakaavan tuotannossa noin 0,66 $/l ja suurtuotannossa 0,40 – 0,45 $/l. 42 Nämä tuotantokustannukset vastaisivat energiasisältöä kohti noin 60 €/MWh ja 35 – 40 €/MWh. Tukitarve olisi tällöin luokkaa 10 – 34 €/MWh. 4.3 Tuulivoima Tuulivoiman tukitarvetta arvioidaan kahdessa eri tapauksessa. Ensimmäinen tapaus on yksittäinen tuulivoimala, jonka tyypillinen koko on nykyisin 1-2 MW e. Tuulivoimalan investointikustannuksiin ja vuotuiseen käyttöaikaan vaikuttavat voimakkaasti sijaintipaikan infrastruktuuri ja tuuliolosuhteet. Suotuisissa olosuhteissa Suomen rannikkoalueilla hankkeen kokonaisinvestoinnin kustannus on luokkaa 1000 €/kW. Huipunkäyttöaika on rannikolla ja saaristossa hyvissä kohteissa 1800 – 2500 tuntia/v. Vuotuiset käyttö- ja kunnossapitokulut ovat maalle sijoitetuissa tuulivoimaloissa noin 2 % investointikustannuksista. 43 Alla esitetyssä laskelmassa tuulivoimalan käyttöiäksi on oletettu 20 vuotta. Tuulivoimala Investointi (€/kW) 1000 Käyttöikä (v) 20 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 2200 Annuiteetti 0,08024 Pääomakustannukset (€/MWh) 36,5 Polttoainekustannukset (€/MWh) 0,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 9,1 2% investoinneista / vuosi Kustannukset yhteensä (€/MWh) 45,6 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 20,6 18,6 16,6 12,6 Tukitarve (€/kW) 564 509 454 345 Kuvassa 7 on esitetty herkkyystarkastelu sekä investointikustannuksen että laskentakoron suhteen. Laskelmissa vuotuiset käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat 2 % investoinnista ja päästöoikeuden hinta 10 €/tCO 2. Kuva 7 osoittaa selvästi tuulivoiman tukitarpeen voimakkaan riippuvuuden investointikustannuksista. Tukitarve katoaa vasta kun investointikustannukset saadaan painettua selvästi alle 700 €/kW e tason. 42 www.ec.gc.ca/transport/publications/biodiesel/biodiesel2.htm [online] 43 Tuulivoiman projektiopas, Motivan julkaisu 5/1999. 33


Tukitarve (€/MWh) 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 -10,0 500 700 900 1100 1300 1500 Investointi (€/kW) 34 3 % 5 % 7 % Kuva 7. Tuulivoimalan tukitarve (€/MWh) eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Toisena tapauksena tarkastellaan merelle sijoitettavaa tuulipuistoa, joka poikkeaa moneltakin osalta yksittäisestä maalle/rannikolle sijoitettavasta tuulivoimalasta. Sen investointikustannukset ovat korkeammat johtuen muun muassa perustan rakentamisen ja sähkön siirtoyhteyksien aiheuttamista lisäkustannuksista. Lisäksi vuotuiset käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat korkeammat. Toisaalta tuuliolosuhteet ovat paremmat kuin maalle sijoitettavissa kohteissa. Alla esitetyissä laskelmissa on soveltaen hyödynnetty Kokkolan edustalle suunnitellun merituulivoimalaitoksen teknistaloudellisen selvityksen antamia tuloksia. 44 Merituulipuisto Investointi (€/kW) 1400 Käyttöikä (v) 25 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 2400 Annuiteetti 0,07095 Pääomakustannukset (€/MWh) 41,4 Polttoainekustannukset (€/MWh) 0,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 17,5 3% investoinneista / vuosi Kustannukset yhteensä (€/MWh) 58,9 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 33,9 31,9 29,9 25,9 Tukitarve (€/kW) 1146 1079 1011 876 Kuvassa 8 on esitetty vielä merituulivoimalan herkkyystarkastelu sekä investointikustannuksen että laskentakoron suhteen. Laskelmissa vuotuiset käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat 3 44 Kokkolan edustan merituulivoimalaitos, teknistaloudellinen raportti, Pohjolan Voima 2001.


% investoinnista ja päästöoikeuden hinta 10 €/tCO 2. Laskelmat osoittavat, että merituulipuiston tukitarve on huomattavasti suurempi kuin maalle sijoitettavan tuulivoimalan. Tukitarve (€/MWh) 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Investointi (€/kW) 35 3 % 5 % 7 % Kuva 8. Merituulipuiston tukitarve (€/MWh) eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. 4.4 Pien- ja minivesivoima Vesivoiman tarkastelu kohdistetaan pien- ja minivesivoimaan. Pienvesivoimalla tarkoitetaan 1- 10 MW:n ja minivesivoimalla alle 1 MW:n tehoista vesivoimaa. Vesivoimalan investointikustannuksiin vaikuttaa ratkaisevasti sijoituskohde eli ovatko pato ja kanavat valmiiksi rakennettu vai ei. Tyypillisesti investoinnin kokonaiskustannukset vaihtelevat välillä 1200 – 2000 €/MWh ja käyttö- ja kunnossapitokustannukset välillä 4 – 10 €/MWh. 45 Alla esitetyssä laskelmissa on käytetty haarukan keskihintoja sekä oletettu voimalan käyttöiäksi 30 vuotta. Pienvesivoimala Investointi (€/kW) 1600 Käyttöikä (v) 30 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 4000 Annuiteetti 0,06505 Pääomakustannukset (€/MWh) 26,0 Polttoainekustannukset (€/MWh) 0,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 7,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 33,0 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 25,0 27,0 29,0 33,0 Tukitarve (€/MWh) 8,0 6,0 4,0 0,0 Tukitarve (€/kW) 493 370 247 1 45 Hajautettu energiantuotanto: teknologia, polttoaineet, markkinat ja C02-päästöt, Gaia Group 2002.


Tukitarve (€/MWh) 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 -5,0 1100 1300 1500 1700 1900 2100 -10,0 Investointi (€/kW) Kuva 9. Pienvesivoimalan tukitarve (€/MWh) eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla, kun huipunkäyttöaika on 4000 tuntia ja päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Kuvassa 9 on esitetty pienvesivoimalan herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla, kun huipunkäyttöaika on 4000 tuntia ja päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Laskentakoron vaikutus tukitarpeeseen on noin 2 – 3 €/MWh per prosenttiyksikkö. Lisäksi vesivoiman tapauksessa on huomattava, että huipunkäyttöajalla on myös suuri merkitys kokonaistaloudellisuuteen. 4.5 Aurinkoenergia Aurinkoenergian kustannukset riippuvat investointikustannusten lisäksi auringon säteilyn saatavuudesta. Suomessa vuotuinen säteilyenergia vaakasuoralle pinnalla on Helsingissä (leveysaste 60º) keskimäärin 940 kWh/m 2 , Jyväskylässä (62º) 880 kWh/m 2 ja Sodankylässä (67º) 790 kWh/m 2 . Etelään suunnatulle pystysuoralle pinnalle saadaan Suomessa lähes yhtä paljon kuin vaakasuoralle pinnalle ja optimaaliselle kallistuskulmalle (45º vaakatasosta) Helsingissä noin 1160 kWh/m 2 . 46 Aurinkosähköjärjestelmien hinta on tällä hetkellä 6500 - 10 000 euro/kW p. On arvioitu, että vuoteen 2010 mennessä voitaisiin saavuttaa hintataso 3000 - 5000 euro/kW p. Jos aurinkopaneeli integroidaan rakennukseen, voidaan sillä korvata muuta julkisivumateriaalia. Tästä aiheutuva kustannussäästö voi olla asuinrakennuksissa luokkaa 150–500 euro/kW p ja arvo- tai toimistorakennuksissa jopa 700–1700 euro/kW p. Aurinkolämpöjärjestelmien hinta on puolestaan luokkaa 300–600 euro/m 2 , mikä tekee noin 800–1600 euro/kW p. 47 Tämän lisäksi kustannuksiin on lisättävä lämmönjakojärjestelmän aiheuttamat kustannukset, jotka ovat pientalossa luokkaa 300–400 euro/kW p. 46 E. Vartiainen, Daylight modelling and optimization of solar facades, Helsinki Univesity of Technology, Report TKK-F-A803, 2000. 47 Aurinkoenergia Suomen olosuhteissa ja sen potentiaali ilmastonmuutoksen torjunnassa, Solpros 2001. 36 3 % 5 % 7 %


Koska aurinkopaneeleissa ei ole liikkuvia osia, ne eivät vaadi juurikaan huoltoa eivätkä kulu helposti. Niiden huoltokustannukset ovat luokkaa 2 – 5 €/MWh. Nykyään paneeleille luvataan jopa 25 vuoden tekninen takuu, mutta mahdollinen elinikä on jopa 40–50 vuotta. Kaupallisista aurinkosähköpaneeleista ei kuitenkaan ole vielä näin pitkiä kokemuksia. Amorfisesta piistä valmistettujen paneelien hyötysuhde pienenee iän myötä, mutta uusimman sukupolven a-Sipaneeleillekin ennustetaan 20 vuoden käyttöikää. Aurinkokeräinten käyttöikä on puolestaan parhaimmillaan noin 20 vuotta. Aurinkolämpöjärjestelmissä huoltokustannuksia aiheuttaa lähinnä lämmönsiirtonesteen vaihto, joka tulee suorittaa 4-7 vuoden välein. Aurinkolämpöjärjestelmien huoltokustannukset ovat tyypillisesti 3 – 10 €/MWh. 48 Seuraavissa laskelmissa on käytetty edellä esitettyjä keskimääräisiä hintatietoja. Lisäksi laskelmissa on lähdetty siitä oletuksesta, että järjestelmät on integroitu pien- tai kerrostaloihin tahi julkisiin tai toimistorakennuksiin. Aurinkosähköjärjestelmä Investointi (€/kW) 7000 Käyttöikä (v) 25 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 1000 Annuiteetti 0,07095 Pääomakustannukset (€/MWh) 496,7 Polttoainekustannukset (€/MWh) 0,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 3,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 499,7 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 78,0 80,0 83,0 88,0 Tukitarve (€/MWh) 421,7 419,7 416,7 411,7 Tukitarve (€/kW) 5943 5915 5872 5802 Yllä esitetty laskelma osoittaa selvästi, että aurinkosähköjärjestelmän tukitarve on kertaluokkaa suurempi kuin muilla tarkastelluilla uusiutuvilla energianlähteillä. Tilanteen vahvistaa vielä kuvassa 10 esitetty herkkyystarkastelu eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Vasta kun investointikustannus lähestyy arvoa 2000 €/kW p päästään alle 100 €/MWh tukitasoon. 48 Hajautettu energiantuotanto: teknologia, polttoaineet, markkinat ja C02-päästöt, Gaia Group 2002. 37


Tukitarve (€/MWh) 1000,0 900,0 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Investointi (€/kW) 38 3 % 5 % 7 % Kuva 10. Pientalon aurinkosähköjärjestelmän tukitarve (€/MWh) eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla Suomen olosuhteissa, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Aurinkolämpöjärjestelmän tukitarve on puolestaan luokkaa 35 €/MWh, kun koko lämmitysjärjestelmän investointikustannus on 1500 €/kW p ja laskentakorkona käytetään 5 %. Kuvassa 11 esitetty herkkyystarkastelu osoittaa aurinkolämpöjärjestelmän tuen tarpeen lakkaavan, jos investointitasossa päästään kustannukseen 1000 €/kW p. Toisaalta 2000 kW p investoinnilla tukitarve on peräti 49 – 104 €/MWh riippuen käytettävästä laskentakorosta. Aurinkolämpöjärjestelmä Investointi (€/kW) 1500 Käyttöikä (v) 20 Korkokanta 5 % Huipunkäyttöaika (h) 1000 Annuiteetti 0,08024 Pääomakustannukset (€/MWh) 120,4 Polttoainekustannukset (€/MWh) 0,0 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 7,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 127,4 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 92,0 92,0 92,0 92,0 Tukitarve (€/MWh) 35,4 35,4 35,4 35,4 Tukitarve (€/kW) 441 441 441 441


Tukitarve (€/MWh) 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 -20,01000 1200 1400 1600 1800 2000 -40,0 Investointi (€/kW) Kuva 11. Aurinkolämpöjärjestelmän tukitarve (€/MWh) eri investointikustannuksilla ja laskentakoroilla Suomen olosuhteissa, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. 4.6 Lämpöpumput Lämpöpumput mitoitetaan käytännössä niin, että ne kattavat lämmityksen ja lämpimän käyttöveden energiatarpeesta noin 80 %, jolloin vastaavasti tehontarpeesta tulee katettua noin puolet. Seuraavassa peruslaskelmassa tarkastellaan ratkaisua, jossa lämpöpumppu on mitoitettu noin 3000 tunnin huipunkäyttöajalle ja käyttöiäksi on oletettu 20 vuotta ja lämpökertoimeksi 3,0. Sähkön hintana on käytetty 78 €/MWh. Maalämpöjärjestelmä Investointi (€/kW) 2500 Korkokanta 5 % Käyttöikä (v) 20 Annuiteetti 0,08024 Huipunkäyttöaika (h) 3000 Lämpökerroin 3 Pääomakustannukset (€/MWh) 66,9 Sähkön hinta (€/MWh) 78 Polttoainekustannukset (€/MWh) 26,0 26,7 27,7 29,3 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 4,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 96,9 97,5 98,5 100,2 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 92,0 92,0 92,0 92,0 Tukitarve (€/MWh) 4,9 5,5 6,5 8,2 Tukitarve (€/kW) 182 207 244 307 Vertailukohtana käytetyn öljylämmityksen kokonaiskustannukset ovat 92 €/MWh, josta kiinteät kustannukset ovat 50 €/MWh ja muuttuvien kustannukset 42 €/MWh. Edellä esitetyssä laskelmassa maalämpöjärjestelmän pääomakustannukset ovat kolmanneksen 39 3 % 5 % 7 %


öljylämmitystä korkeammat. Tämä kustannusero kaventuu vuosien saatossa. Maalämmön takaisinmaksuaika riippuu sähkön ja öljyn hintasuhteesta, lämpöpumpun lämpökertoimesta ja käytetystä korkokannasta. Mikäli sähkön kuluttajahinta nousee päästökaupan vaikutuksesta 5 €/MWh vastaten päästöoikeuden hintaa 10 €/tCO 2, kasvavat maalämmön kustannukset 1,7 €/MWh. Tässä mielessä lämpöpumpun kilpailuasetelma heikkenee öljylämmitykseen verrattuna, mikäli päästökaupan vaikutukset lämmitysöljyn hintaan jäävät olemattomiksi. Maalämpöpumpun huipunkäyttöajan merkitystä kannattavuuteen havainnollistaa kuva 12. Kun huipunkäyttöaika kasvaa, saavutetaan huomattavaa kilpailukyvyn parantumista. Mitoittamalla maalämpöpumpun huipunkäyttöaika tarpeeksi pitkäksi saavuttaa maalämpöjärjestelmä kannattavuuden ilman tukia. Tässä mielessä maalämpö soveltuu hyvin lämmitysenergian tuottamiseen, mutta tarvitsee rinnalle tukevan lämmitysmuodon huipputehoja varten. Tukitarve (€/MWh) 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 2000 2200 2400 2600 2800 3000 -10,0 -20,0 Investointi (€/kW) 40 2500 h 3000 h 3500 h Kuva 12. Maalämpöpumppuun perustuvan lämmitysjärjestelmän tukitarve eri investointikustannuksilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Ilmalämpöpumppu soveltuu parhaiten täydentämään suoraa sähkölämmitystä joko uusissa tai vanhoissa kohteissa. Alla olevassa laskelmassa investointikustannukseksi, sisältäen itse lämpöpumpun ja asennuksen, on arvioitu 500 €/kW ja käyttöiäksi 15 vuotta. Keskimääräisenä lämpökertoimena on käytetty 1,5.


Ilmalämpöpumppu Investointi (€/kW) 500 Korkokanta 5 % Käyttöikä (v) 15 Annuiteetti 0,09634 Huipunkäyttöaika (h) 2000 Lämpökerroin 1,5 Pääomakustannukset (€/MWh) 24,1 Sähkön hinta (€/MWh) 78 Polttoainekustannukset (€/MWh) 52,0 53,3 55,3 58,7 Muut muuttuvat kustannukset (€/MWh) 4,0 Kustannukset yhteensä (€/MWh) 80,1 81,4 83,4 86,8 Päästöoikeuden hinta (€/tC02) 0,0 5,0 10,0 20,0 Vertailukustannus (€/MWh) 78,0 80,0 83,0 88,0 Tukitarve (€/MWh) 2,1 1,4 0,4 0,0 Tukitarve (€/kW) 43 29 9 0 Kuva 13 havainnollistaa huipunkäyttöajan merkityksen ilmalämpöpumpun kannattavuuteen. Samoin kuin maalämmön tapauksessa riittävän pitkällä huipunkäyttöajalla ilmalämpöpumppu on kannattava ratkaisu ilman tukia. Tukitarve (€/MWh) 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 -5,0300 400 500 600 700 -10,0 -15,0 Investointi (€/kW) 41 1500 h 2000 h 2500 h Kuva 13. Ilmalämpöpumppuun perustuvan lämmitysjärjestelmän tukitarve eri investointikustannuksilla ja huipunkäyttöajoilla 5 % laskentakorolla, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2. Edellä esitetyt laskelmat osoittavat, että lämpöpumppujen kilpailukyky paranee päästökaupan vaikutuksesta suoraan sähkölämmitykseen nähden, mutta heikkenee öljylämmitykseen verrattuna käytetyillä lähtöoletuksilla.


4.7 Huomioita turpeen asemasta ja energiansäästöstä Turpeen asema Päästökauppa tulee heikentämään turpeen asemaa verrattuna muihin polttoaineisiin, koska se tuottaa eniten hiilidioksidia tuotettua energiayksikköä kohti. Taulukossa 11 on esitetty eri voimalaitospolttoaineiden hinnat ja verot sekä päästöoikeuksien hinnan vaikutus eri polttoaineisiin. Taulukko 11. Eri voimalaitospolttoaineiden hinnat ja verot sekä päästöoikeuksien hinnan vaikutus eri polttoaineisiin (€/MWh). 49 Polttoaine Veroton Valmistevero ja Yhteensä Päästöoikeuden hinnan vaikutus hinta huoltovarmuus 5 10 20 maksu €/tCO2 €/tCO2 €/tCO2 Metsähake 10 0 10 0 0 0 Turve 7,6 1,6 9,2 +1,9 +3,8 +7,6 Kivihiili 5,4 6,3 11,7 +1,7 +3,4 +6,7 Maakaasu 14,0 1,9 15,9 +1,0 +2,0 +4,0 Turvelauhdetuotannossa, jossa hyötysuhde on 40 %, aiheuttaa päästökauppa 0,95 €/MWh lisäkustannuksen, kun päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2 ja 90 % päästöoikeuksista saadaan maksutta. Hiililauhdetuotannossa vastaava lisäkustannus on 0,85 €/MWh eli ero hiilen hyväksi on 0,10 €/MWh. Nykyisten turvelauhdevoimaloiden kilpailuasemaan vaikuttaa voimakkaasti päästöoikeuksien alkujako eli kuinka paljon päästöoikeuksia saadaan ilmaiseksi. Sähkön ja lämmön yhteistuotannossa on huomioitava myös voimalaitoksen rakennusaste, koska yhteistuotannossa ainoastaan lämmön tuotantoon käytetty polttoaine on verollista. Verollisen polttoaineen osuus on 90 % tuotetusta lämpömäärästä. Perusasetelma on kuitenkin samanlainen kuin lauhdetuotannon tapauksessa. Turpeen asema heikkenee muihin polttoaineisiin nähden, mutta kokonaisvaikutus jää selvästi pienemmäksi kuin markkinahinnan nousu. Electrowatt-Ekonon tekemien laskelmien mukaan puoliksi turvetta ja puoliksi puuta käyttävän CHP-laitoksen lisäkustannus on likimain sama kuin maakaasua käyttävällä CHPlaitoksella. 50 Mikäli turpeen osuus on tätä suurempi, heikkenee sen asema maakaasua käyttävään laitokseen verrattuna. Täysin turvetta käyttävällä CHP-laitoksella ero on noin 0,2 €/MWh maakaasulaitokseen verrattuna. Energian säästö Päästökaupan olosuhteissa energian säästö tulee nykyistä kannattavammaksi. Erityisesti sähkön säästöön tähtäävät toimet tulevat nykyistä huomattavasti kannattavammaksi sähkön hinnan kohotessa. Lämmön osalta muutokset näyttäisivät jäävän huomattavasti pienemmiksi, koska päästökaupan vaikutus lämmön hintaan jää ennusteiden mukaan huomattavasti pienemmäksi. 49 Laskentatulosten päivitys selvitykseen ”Päästökaupan vaikutus energiasektoriin”. Electrowatt-Ekono, 2003. 50 Selvitys päästökaupan ja energiaverotuksen vaikutuksesta sähkön ja lämmön yhteistuotannon asemaan sekä lämmitysmarkkinoihin. Electrowatt-Ekono, 2003. 42


Sähkön markkinahinnan on oletettu tässä tarkastelussa kohoavan päästökaupan seurauksena noin 16 %, jos päästöoikeuden hinta on 10 €/tCO 2 ja peräti 32 %, jos päästöoikeuden hinta on 20 €/tCO 2. Tämä tarkoittaa, että energiasäästöinvestointien takaisinmaksuajat putoaisivat vastaavasti ja investointitukien tarve sähkönsäästölle vähenisivät, mikäli säästöinvestointien tukikriteerit pidettäisiin ennallaan. Lämmön säästön kannattavuus riippuisi merkittävästi käytettävästä polttoaineesta ja siitä onko lämmöntuottaja päästökaupan piirissä. Päästökaupan ulkopuolella päästökaupan vaikutukset lämpömarkkinoihin jäänevät varsin pieniksi ja sitä kautta vaikutukset energiansäästön asemaan jäävät varsin pieniksi. Toisaalta päästökaupan piirissä olevissa kohteissa, joissa käytetään hiilipitoisia polttoaineita, esimerkiksi turvetta tai raskasta polttoöljyä, ja joissa energiankulutus kasvaisi muuten, on lämmön säästö nykyistä kannattavampaa. 5 Analyysi valikoiduista tukimalleista 5.1 Tarkasteltavat mallit ja tukitarpeet Erilaisten tukimallien joukosta valittiin lähempään tarkasteluun seuraavat mahdolliset tukimallit: 1. Nykyinen tukimalli 2. Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva tukimalli 3. Vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva tukimalli Ensimmäisenä tarkasteltava tukimalli vastaa Suomen nykyistä tukimallia, joka koostuu investointituista ja verohelpotuksista. Kaksi muuta vaihtoehtoa puolestaan heijastelevat eurooppalaista kehitystä, jossa investointi- ja tuotantotuista ollaan siirtymässä joko ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuvaan malliin (mm. Saksa) tai vihreisiin sertifikaatteihin perustuvaan malliin (mm. Iso-Britannia ja Ruotsi). Tukimalleja tarkasteltaessa on syytä huomioida, etteivät mallit ole suoranaisia ehdotuksia vaan ne ovat loogisesti rakennettuja mallivaihtoehtoja hyvine ja huonoine puolineen. Kaikkien tukimallien osalta on oletettu, että päästökauppasektoria ja sen ulkopuolisia sektoreita kohdellaan samalla tavalla. Alun perin suunnitelmissa ollut tarkasteluvaihtoehto, jossa valmisteverot olisi poistettu päästökauppasektorilta, todettiin epärealistiseksi, koska se olisi johtanut hiilipitoisten polttoaineiden käytön kasvuun ja valtion verokertymän laskuun. Laskennan lähtökohtana ovat luvussa 2 esitetyt uusiutuvan energian edistämisohjelman määrälliset tavoitteet ja luvun 4 tuotantomuotokohtaiset tukitarpeet. Tuotantomuotokohtaisten tukitarpeiden osalta on huomattava, että esitetyt tukitarpeet edustavat eräänlaisia tyyppikohteita eikä niitä voi yleistää kaikkiin tapauksiin. Taulukkoon 12 on laskettu eri tuotantomuotojen ja energialähteiden kokonaistukitarpeet vuonna 2010 eri päästöoikeuksien hinnoilla, mikäli kaikki tuet annettaisiin tuotantotukina (tai verohelpotuksina) tuotettua energiayksikköä kohti. Kokonaistukitarpeella tarkoitetaan tässä yhteydessä uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteiden mukaisen lisäkapasiteetin vaatimia tukitoimia. Tämän lisäksi olisi tuettava jo olemassa olevaa ennen vuotta 2001 valmistunutta tuotantoa. 43


Koska tarkastelun lähtökohtana on eri energialähteiden ja tuotantomuotojen tukitarpeet, mitoitetaan kussakin mallissa tuet siten, että niillä pystytään teoreettisella tasolla saavuttamaan uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet. Tämän vuoksi eri tukimallien kokonaiskustannukset ovat suurin piirtein samaa luokkaa. Tarkastelun avulla pystytäänkin arvioimaan kunkin tukimallin tukien kohdistuvuus suhteessa tukitarpeeseen sekä selvittämään eri tukimallien rahoituksen jakautuminen kuluttajille ja valtiolle. Taulukko 12. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin vaatimat tukitarpeet vuonna 2010 eri päästöoikeuksien hinnoilla, jos kaikki tuet annettaisiin verohelpotuksina tai tuotantotukina (€/MWh). Tuotantomuoto/ Energialähde Lähtötaso 2001 (TWh) Tavoite 2010 (TWh) 44 Lisäys (TWh) Tukitarve eri päästöoikeuksien hinnoilla vuonna 2010 (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto* 65,3 82,4 17,1 0,0 0,0 0,0 0,0 yhteistuotanto, sähkö 8,9 13,6 4,7 27,2 17,8 8,4 1,5 Vesivoima yli 10 MW 11,88 12,4 0,52 0,0 0,0 0,0 0,0 alle 10 MW 1,15 2,2 1,05 8,4 6,3 4,2 0,0 Tuulivoima 0,07 1,1 1,03 22,6 20,5 18,4 14,3 Aurinkosähkö 0,002 0,05 0,048 20,2 20,1 20,0 19,8 Aurinkolämpö 0,004 0,047 0,043 1,5 1,5 1,5 1,5 Lämpöpumput 0,76 1,94 1,18 5,1 5,6 6,3 7,7 Sähkö ja lämpö yhteensä 88,07 113,74 25,671 85,1 71,9 58,9 44,9 Biopolttonesteet** 0 0,86 0,86 17,2 17,2 17,2 17,2 Kaikki yhteensä 88,07 114,60 26,531 102,3 89,1 76,1 62,1 * sisältää erillisen lämmöntuotannon ja yhteistuotannossa syntyvän lämmön; yhteistuotannon tuki kohdistettu kokonaisuudessaan sähkölle ** tukitarpeeksi oletettu 20 €/MWh; lisäystavoite alustava Bioenergiaan perustuvan lämmöntuotannon osalta on oletettu, ettei tukia tarvita pienkäytössä, teollisuudessa eikä kaukolämmityksessä. Puunjalostusteollisuuden jäteliemet eivät ole edistämisohjelman kohteena, joten niiden tukitarve jätettiin tarkastelun ulkopuolelle. Yhteistuotannon tukitarvetta arvioitaessa on oletettu, että tarvittavasta lisäkapasiteetista 10 % on biokaasua käyttäviä kaasumoottoreita, 30 % pieniä hajautettuja yhteistuotantolaitoksia ja 60 % yhdyskuntien kaukolämpölaitoksia. Biopolttonesteiden keskimääräiseksi tukitarpeeksi on arvioitu 20 €/MWh. Vesivoiman tarkastelussa yli 10 MW:n voimalat eivät ole edistämisohjelman kohteena, joten tukitarvelaskelmissa on mukana vain pien- ja minivesivoimalat (alle 10 MW). Tuulivoiman osalta on oletettu, että rakennettavasta kapasiteetista 90 % on rannikolle sijoitettavia tuulivoimaloita ja 10 % merelle sijoitettavia tuulipuistoja. Aurinkoenergian osalta on oletettu, että rakennettavat järjestelmät ovat integroitu pien- ja kerrostaloihin sekä toimisto- ja liikerakennuksiin. Lämpöpumpuista 80 % on oletettu olevan pientalojen maalämpöpumppuja ja 20 % ilmalämpöpumppuja. Tarkastelussa ei ole huomioitu mahdollisia teknologian kehityksen vaikutuksia hintoihin.


Taulukon 12 perusteella eri tuotantomuotojen ja energialähteiden tuen tarve riippuu hyvin eri tavalla päästöoikeuksien hinnasta. Bioenergiapohjainen sähköntuotanto vaatii ilman päästökauppaa eniten tukea, mutta jo päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2 tuen tarve putoaa kolmannekseen. Myös vesivoiman tukitarve pienenee merkittävästi päästöoikeuden hinnan kohotessa. Tuulivoiman tuen tarve pysyy varsin merkittävänä, vaikka päästöoikeuden hinta kohoaisikin tasolle 20 €/tCO 2. Aurinkoenergian tukitarpeeseen päästöoikeuden hinnalla ei ole juurikaan vaikutusta. Maalämpöpumppujen tukitarve puolestaan lisääntyy päästökaupan seurauksena kohonneen sähkönhinnan vaikutuksesta, koska vertailukohtana käytetyn öljylämmityksen hintaan päästökauppa ei juuri vaikuta. Kokonaisuutena tukitarve on vuonna 2010 noin 100 M€ vuodessa ilman päästökauppaa. Päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2 tukitarve on 76 M€ ja päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 tukitarve jää 62 M€:oon. Mikäli lisäkapasiteetin rakentaminen tapahtuisi tasaisesti, vaatisi se päästöoikeuden hinnasta riippuen 6 – 10 M€ vuosittaisen tuen lisäyksen joka vuosi. Vertailun vuoksi todettakoon, että vuonna 2003 verotukien kustannukset olivat runsaat 50 M€ ja energiatukiin (lähinnä investointitukia) oli budjetoitu 31,2 M€. 51 Taulukon 12 avulla voidaan myös arvioida kuinka paljon eri energialähteet ja tuotantomuodot tarvitsevat tukea tuotettua energiayksikköä kohti. Päästöoikeuden hinnalla 10 €/tCO 2 bioenergialla tuotetun yhteistuotantosähkön tukitarve on keskimäärin 1,8 €/MWh, pienvesivoiman 4,0 €/MWh, tuulivoiman 18 €/MWh ja aurinkosähkön yli 400 €/MWh. Tämä kuvaa hyvin eri teknologioiden kypsyysastetta ja luo haastetta tukijärjestelmälle, mikäli uusiutuvan energian edistämisohjelman määrätavoitteista eri tuotantomuodoille pidetään kiinni. Tarkastelussa on huomattava, että edellä mainitun lisätukitarpeen määritys perustuu teoreettisiin laskelmiin tyyppikohteita käyttäen. Käytännössä tapaukset voivat poiketa huomattavastikin käytetyistä tyyppikohteista. Lisäksi on huomioitava, että uuteen teknologiaan liittyy aina riskejä, joiden vuoksi investoijat edellyttävät usein edellä mainittuja tukiosuuksia korkeampia tukia. Toisaalta uusien teknologioiden, kuten tuulivoiman, tapauksessa teknologian kehittyminen alentanee investointikustannuksia jonkin verran tarkasteluajanjaksolla. Merkittävin epävarmuustekijä esitetyissä laskelmissa on sähkön markkinahinnan kehittyminen päästökaupan olosuhteissa. Mikäli markkinahinta poikkeaa ennustetusta vain 1 €/MWh, aiheuttaa se tukitarpeeseen suuruusluokaltaan 7 M€ muutoksen vuodessa. Tämä on syytä muistaa laskelmien tuloksia tulkitessa. 5.2 Nykyinen tukimalli 5.2.1 Tukimallin kuvaus Mallin perusideana on tukea eri tuotantomuotoja ja energialähteitä nykyisellä tavalla eli sekä investointitukien että verohelpotusten avulla. Uusituvilla energialähteillä tuotetun sähkön verohelpotukset säilyvät tässä mallissa nykyisellään (ks. taulukko 3). Investointitukien määrä puolestaan riippuu eri tuotantomuotojen ja energialähteiden tukitarpeesta luvun 4 mukaisesti 51 www.ktm.fi [online] 45


siten, että tukitarpeesta vähennetään ensin verohelpotus. Investointituen katoksi asetetaan tässä tarkastelussa kuitenkin 40 % investoinnin suuruudesta. Verohelpotukset myönnetään tuotetun ja verkkoon syötetyn sähkömäärän mukaisesti kuten nykyisinkin. Investointituet myönnetään edelleen hakemuksesta harkinnanvaraisesti. Seuraavissa laskelmissa on oletettu, että investointitukien taso on keskimäärin sellainen, että se kattaa luvussa 4 arvioidun tuotantokustannusten ja markkinahinnan eron verohelpotusten jälkeen. 5.2.2 Laskentatuloksia Laskelmat suoritetaan siten, että kullekin sähköntuotantomuodolle ja energialähteelle annetaan ensin verohelpotukset. Mikäli verohelpotukset ovat yksinään riittävät, tällöin ei tarvita investointitukia. Mikäli taas verohelpotukset ovat riittämättömiä, myönnetään loppuosa tukitarpeesta investointitukina, kuitenkin enintään 40 % investointikustannuksista. Laskelmat perustuvat vuoden 2010 tilanteeseen olettaen että uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet saavutetaan. Taulukossa 13 on esitetty vuonna 2010 myönnettävien verohelpotusten kustannukset tuotantomuodoittain ja energialähteittäin. Esitetyt kustannukset kuvaavat uusiutuvan edistämisohjelman mukaisesti rakennetun lisäkapasiteetin vaatimia verohelpotuksia, mikäli nykyiset verohelpotukset säilyvät ennallaan ja biopolttonesteille myönnettäisiin verohelpotusta 20 €/MWh. Laskelmissa on oletettu, että bioenergialla tuotetusta yhteistuotantosähköstä 60 % tuotettaisiin metsähakkeella, 20 % muulla puulla ja biokaasulla ja 20 % kierrätyspolttoaineella. Vesivoiman osalta on oletettu, että 50 % rakennettavasta alle 10 MW:n kapasiteetista on alle 1 MW:n voimaloita ja siten oikeutettuja 4,2 €/MWh:n verohelpotukseen. Aurinkosähkön osalta on oletettu, ettei sitä syötetä verkkoon eikä sille siten myönnetä verohelpotuksia. Taulukko 13. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin verohelpotukset vuonna 2010. Tuotantomuoto/ Energialähde Verohelpotukset vuonna 2010 (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto 0,0 0,0 0,0 0,0 yhteistuotanto, sähkö Vesivoima 25,8 25,8 25,8 25,8 yli 10 MW 0,0 0,0 0,0 0,0 alle 10 MW 2,2 2,2 2,2 2,2 Tuulivoima 7,1 7,1 7,1 7,1 Aurinkosähkö 0,0 0,0 0,0 0,0 Aurinkolämpö 0,0 0,0 0,0 0,0 Lämpöpumput 0,0 0,0 0,0 0,0 Sähkö ja lämpö 35,1 35,1 35,1 35,1 Biopolttonesteet 17,2 17,2 17,2 17,2 Kaikki yhteensä 52,3 52,3 52,3 52,3 46


Verohelpotuksista suurin osa, noin 80 %, kohdistuu bioenergiaan – sähkön ja lämmön yhteistuotantoon sekä biopolttonesteisiin. Biopolttonesteiden osuus on suhteellisen suuri johtuen suuresta verohelpotuksesta energiayksikköä kohti. Tämän lisäksi verohelpotuksia kohdistuisi tuuli- ja pienvesivoimaan. Verohelpotusten määrä on oletettu riippumattomaksi päästöoikeuksien hintatasosta ja ne on myönnetty vaikka joku tuotantomuoto olisikin tullut kannattavaksi ilman niitä. Verohelpotusten kokonaissumma on noin 52 M€/v, ilman biopolttonesteitä summa on noin 35 M€/v. Taulukossa 14 on puolestaan esitetty kunkin tuotantomuodon ja energialähteen vaatimat keskimääräiset vuotuiset investointituet verohelpotusten jälkeen olettaen, että investoinnit jakaantuvat tasan vuosille 2001 – 2010. Bioenergiaan pohjautuva sähköntuotanto tarvitsee verohelpotusten lisäksi investointitukea lähinnä vain pienvoimaloihin ja biokaasumoottoreihin. Pienvesivoimaa ja rannikolla olevaa tuulivoimaa joudutaan tukemaan vielä merkittävästi etenkin alhaisilla päästöoikeuksien hinnoilla. Merituulivoiman ja aurinkosähkön osalta edes maksimituki eli 40 % ei ole riittävä. Investointituentarve vähenee selvästi päästöoikeuden hinnan kohotessa ollen kuitenkin vielä hinnalla 20 €/tCO 2 noin 30 M€/v. Taulukko 14. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin edellyttämät keskimääräiset investointituet vuodessa verohelpotusten jälkeen. Tuotantomuoto/ Energialähde Investointituet keskimäärin vuosina 2001 - 2010 (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto 0,0 0,0 0,0 0,0 yhteistuotanto, sähkö 6,3 2,4 1,5 0,0 Vesivoima yli 10 MW 0,0 0,0 0,0 0,0 alle 10 MW 9,6 6,3 3,2 0,0 Tuulivoima 18,2 15,9 13,6 9,0 Aurinkosähkö 13,4 13,4 13,4 13,4 Aurinkolämpö 1,5 1,5 1,5 1,5 Lämpöpumput 5,1 5,6 6,3 7,7 Sähkö ja lämpö 54,1 45,2 39,5 31,7 Biopolttonesteet 0,0 0,0 0,0 0,0 Kaikki yhteensä 54,1 45,2 39,5 31,7 Kuvassa 14 on esitetty eri tuotantomuotojen ja energialähteiden kokonaistuet vuonna 2010 nykyisellä tukimallilla olettaen, että investointitukia myönnetään vuonna 2010 saman verran kuin keskimäärin vuosina 2001 – 2010. Taulukossa 15 on puolestaan esitetty nykyisen tukimallin ja tukitarpeen välinen erotus. Siitä havaitaan, että bioenergiaan perustuva sähkön ja lämmön yhteistuotanto saisi verohelpotusten ansiosta enemmän tukea kuin se tarvitsisi jo päästöoikeuden hinnalla 5 €/tCO 2. Toisaalta tuulivoima ei saisi kaikkia tarvitsemiaan tukia, jos oletetaan, että 10 % kapasiteetista olisi merituulivoimaa. Etenkin aurinkosähkön tuet jäisivät tässä mallissa reilusti alle tarpeen, jos tukikattona olisi 40 % investointikustannuksista. 47


M€ 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Biosähkö Biopoltto nesteet Vesivo ima Tuulivoima Aurinkosähkö Aurinkolämpö Lämpöp umput Kuva 14. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin kokonaistuet eri tuotantomuodoille ja energialähteille vuonna 2010 nykymallissa. Taulukko 15. Nykyisen tukimallin ja tukitarpeen välinen erotus eri päästöoikeuksien hinnoilla. Tuotantomuoto/ Energialähde Tuen ja tukitarpeen erotus (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto 0,0 0,0 0,0 0,0 yhteistuotanto, sähkö Vesivoima 0,0 7,9 17,3 24,3 yli 10 MW 0,0 0,0 0,0 0,0 alle 10 MW 0,0 0,0 0,0 0,0 Tuulivoima -1,5 -1,2 -0,9 -0,4 Aurinkosähkö -15,1 -15,0 -14,7 -14,4 Aurinkolämpö 0,0 0,0 0,0 0,0 Lämpöpumput 0,0 0,0 0,0 0,0 Sähkö- ja lämpö -16,6 -8,3 1,6 9,5 Biopolttonesteet 0,0 0,0 0,0 0,0 Kaikki yhteensä -16,6 -8,3 1,6 9,5 Kokonaisuudessaan tuki ylittäisi tuentarpeen, jos päästöoikeuden hinta olisi yli 10 €/tCO 2. Tämä johtuu yksinomaan siitä, että esitettyjen oletusten perusteella bioenergiaan pohjautuva sähkön ja lämmön yhteistuotanto tulee kannattavaksi jo nykyistä alhaisimmillakin verohelpotuksilla, kun päästöoikeuden hinta kohoaa riittävästi. 48


5.2.3 Arvio mallin soveltuvuudesta Nykyinen tukimalli, joka perustuu verohelpotuksiin ja investointitukiin, soveltuu sekä pohjoismaisille sähkömarkkinoille että päästökaupan olosuhteisiin. Mikäli päästöoikeuksien hinta muodostuu korkeaksi ja sähkön markkinahinta on lähellä 30 €/MWh joudutaan ehkä harkitsemaan verohelpotusten laskua etenkin bioenergiasta tuotetun sähkön osalta. Toisena nykymallin ongelmana uusiutuvan energian edistämisohjelman kannalta on sen riittämätön kyky tukea kaikkein uusimpia teknologioita eli merelle rakennettavaa tuulivoimaa ja aurinkosähköä – olettaen, että suurin sallittu tuki investoinnille on 40 %. Vaikka tukimalliin liittyy ongelmia kaikkein uusimpien teknologioiden osalta, investointituet ja verohelpotukset soveltuvat monia muita tukimuotoja paremmin eri kypsyyden omaaville tekniikoille, koska niiden avulla on mahdollista säädellä eri tuotantomuotojen saamia tukia. Näin esimerkiksi uusia teknologioita voidaan tukea enemmän. Harkinnanvaraisten investointitukien avulla pystytään tukemaan myös teknologia-, työllisyys- ja aluepoliittisia tavoitteita sekä huoltovarmuuden ylläpitämistä. Harkinnanvaraisten tukien ongelmana on, että ne voivat paikallisesti vääristää kilpailutilannetta ja niiden oikeudenmukaisuus voidaan aina kyseenalaistaa, mikäli tukiehdoille ja tukiprosenteille ei ole asetettu tarkkoja ehtoja. Nykyisen tukimallin kustannukset lankeavat valtion maksettavaksi ja siten muodostavat 80 – 100 M€:n vuosikustannuksen, mikäli uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet halutaan saavuttaa. Tästä tukimäärästä noin 50 M€/v on verohelpotuksia ja 30 – 50 M€/v investointitukia. Mahdollisia keinoja valtion kustannusten alentamiseksi olisivat yleisen sähköveron nostaminen ja markkinoilta kerättävä erillinen maksu (ns. ilmastopenni), jonka tulot voitaisiin käyttää uusien investointien rahoittamiseen. Mikäli laskelmissa esitetty investointituki kerättäisiin kaikilta sähkönkäyttäjiltä tasapuolisesti olisi sen suuruus noin 0,05 snt/kWh. Mikäli rasitus kohdistettaisiin vain kotitalouksille, olisi sen suuruus noin 0,2 snt/kWh. Nykyisen tukimallin jatkamista puoltaa muun muassa se, että malli on ollut varsin pitkään käytössä ja kaikki keskeiset toimijat ovat omaksuneet sen. Lisäksi verohelpotusten tason määrittäminen voidaan tehdä tarpeen mukaan seuraamalla markkinoiden yleistä muuttumista. Samoin investointituilla pystytään tukemaan muitakin kuin pelkästään ilmastopoliittisia tavoitteita. Toisaalta eurooppalainen kehitys on johtamassa investointitukien ja tuotantotukien vähentämiseen ja muiden tukimuotojen kuten ostovelvoitteiden ja vihreiden sertifikaattien käytön lisääntymiseen. 5.3 Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva tukimalli 5.3.1 Tukimallin kuvaus Ostovelvoitteisiin perustuvan tukimallin perustana on lakisääteinen velvollisuus ostaa uusiutuvilla energialähteillä tuotettua energiaa tiettyyn ennalta määrättyyn hintaan. Ostovelvoite voidaan kohdistaa joko loppukuluttajaan, joka velvoitetaan käyttämään tietty määrä vihreää sähköä, tai sähköyhtiöön, joka velvoitetaan maksamaan ennalta sovittu kiinteä takuuhinta uusiutuvilla tuotetusta sähköstä. Takuuhintaa maksetaan uusiutuvan energian tuottajalle ennalta sovittu määräaika ja korvauksen suuruus voi pienentyä vuosittain. 49


Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuvan tukimallin kattavin referenssi löytyy Saksasta, mikä perustuu helmikuussa 2000 voimaan tulleeseen uusiutuvan energian lakiin (Erneuerbare- Energien-Gesetz, EEG). EEG on jatkoa vuonna 1991 säädetylle Electricity Feed-in-laille. Lain tärkeimpänä tavoitteena on uusiutuvan sähkön osuuden kasvattaminen 12,5 %:iin vuoteen 2010 mennessä. Lakiin hyväksyttiin joulukuussa 2003 muutoksia, joiden voimantulo edellyttää tosin vielä parlamentaarista hyväksyntää. Uudeksi tavoitteeksi asetettiin uusiutuvan sähkön osuuden kasvattaminen 20 %:iin vuoteen 2020 mennessä. Lainmuutosten uskotaan tulevan voimaan keväällä 2004. Kyseistä lakia ja kabinettitasolla hyväksyttyjä muutosehdotuksia on käsitelty jo aiemmin luvussa 3.3. Lain pääkohdat ja toimijoiden velvollisuudet uusiutuvan sähkön tuotannolle ovat seuraavat: • Uusiutuvan sähkön tuottaja saa syöttää tuottamansa sähkön paikallisen verkkoyhtiön verkkoon määrätyllä takuuhinnalla, jonka verkkoyhtiö suorittaa tuottajalle • Kantaverkkoyhtiö tai alueellinen verkkoyhtiö on velvollinen edelleen ostamaan uusiutuvan sähkön paikallisilta verkonhaltijoilta • Verkkoyhtiö on velvollinen tarvittaessa vahvistamaan siirtoverkkoaan (kustannusten oltava kohtuulliset) pystyäkseen vastaanottamaan tuotetun uusiutuvan sähkön. Nämä kustannukset voidaan lisätä sähköntuottajan verkonkäyttökustannuksiin. • Verkkoon liittymiskustannuksista vastaa energiantuotantolaitoksen omistaja. Verkkoon liittämisen voi suorittaa ja veloittaa joko paikallinen verkkoyhtiö tai riippumaton kolmas osapuoli. • Lain mukaista kompensaatiota ei makseta laitoksille, joista Saksan valtio tai joku liittovaltio omistaa yli 25 % • Joka toinen vuosi takuuhintaan perustuvia korvauksia tarkistetaan. Saksan parlamentin alahuone voi tarvittaessa muuttaa aiemmin määriteltyjä korvauksia. Tässä selvityksessä tarkasteltava tukimalli pohjautuu edellä kuvattuun Saksan malliin. Perusideana on määritellä takuuhinta kullekin sähköntuotantomuodolle sen vaatiman tukitarpeen mukaan. Lämmöntuotantomuodot käsitellään erikseen. Tarkasteltavassa mallissa verkkoyhtiöt velvoitetaan vastaanottamaan siirtokapasiteetin rajoissa uusiutuvilla energialähteillä tuotettu sähkö ja maksamaan siitä määrätty takuuhinta. Siirtoyhtiöt voivat puolestaan saada korvauksen kantaverkkoyhtiöltä, jonka suuruus on takuuhinnan ja kulloisenkin spot-markkinoiden hinnan erotus. Tällöin verkkoyhtiö voisi aina myydä vastaanottamansa sähkön eteenpäin markkinahintaan. Kantaverkkoyhtiö puolestaan tasaa sille aiheutuneet kustannukset kaikkien verkonhaltijoiden kesken verkonhaltijoiden kulutuksen suhteessa ja siirtää tasatut kustannukset perittäväksi kantaverkkomaksujen yhteydessä verkonhaltijoilta. Verkonhaltijat puolestaan siirtävät tämän maksun sellaisenaan kuluttajille perimällä maksun sähkön siirtopalvelulaskun yhteydessä samaan tapaan kuin sähköveron ja huoltovarmuusmaksun. 5.3.2 Laskentatuloksia Laskelmissa käytetään taulukossa 16 esitettyjä takuuhintoja, jotka on määritetty siten, että kyseinen sähköntuotantomuoto tulee kannattavaksi luvun 4 peruslaskelmien mukaisesti. Esitetyt hintatasot ovat alhaisemmat kuin Saksassa nykyisin voimassaolevat takuuhinnat. 50


Taulukko 16. Laskelmissa käytettävät uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön takuuhinnat. Energialähde/Tuotantomuoto Takuuhinta (€/MWh) Bioenergia biokaasumoottorilaitos alle 10 MWe yhteistuotantolaitos yli 10 MWe yhteistuotantolaitos 36 33 30 Vesivoima, alle 10 MWe Tuulisähkö 33 rannikolla 45 merellä 60 Aurinkosähkö 500 Taulukossa 17 on esitetty ostovelvoitteiden aiheuttamat lisäkustannukset sähköntuotantomuodoittain eri päästöoikeuksien hinnoilla, mikäli uusiutuvan edistämisohjelman tavoitteet saavutetaan. Laskelmissa on oletettu, että 60 % biosähköstä tulee yli 10 MW:n voimaloista, 10 % biokaasumoottoreista ja loput 30 % muista alle 10 MW:n voimaloista. Tuulienergian osalta 90 % on rannikolla sijaitsevia tuulivoimaloita ja 10 % merellä. Aurinkosähkön osalta on oletettu, että takuuhintaa maksettaisiin koko tuotannolle riippumatta siitä käytetäänkö se itse vai syötetäänkö verkkoon. Taulukko 17. Sähkön ostovelvoitteiden aiheuttamat lisäkustannukset vuonna 2010. Tuotantomuoto/ Energialähde Sähkön ostovelvoitteiden kustannukset vuonna 2010 (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia yhteistuotanto, sähkö 30,6 21,2 11,8 -7,1 Vesivoima alle 10 MW 8,4 6,3 4,2 0,0 Tuulivoima 22,1 20,1 18,0 13,9 Aurinkosähkö 20,3 20,2 20,0 19,8 Yhteensä 81,4 67,7 54,0 26,6 Tarkasteltavassa mallissa biosähkön takuuhinta on varsin alhainen, etenkin jos päästöoikeuden hinta kohoaa korkeaksi. Päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 sähkön ostajalle biosähkön hankkiminen takuuhintaan yli 10 MW:n voimalasta on jopa kannattavampaa kuin markkinasähkön ostaminen. Vesivoiman osalta takuuhinta ja markkinahinta ovat tällöin yhtä suuret. Tuulivoiman ja etenkin aurinkosähkön takuuhinta on selvästi markkinahintaa korkeampi, mikä näkyy siinä, että päästöoikeuden hinnalla ei ole niin suurta merkitystä kustannuksiin. Koska ostovelvoitteet kohdistuvat vain sähköön, on lämmöntuotantoa ja biopolttonesteitä tarkasteltava erikseen. Taulukossa 18 on esitetty lämmöntuotannon ja biopolttonesteiden tukitarpeet. Biopolttonesteiden tuki olisi kätevintä hoitaa verohelpotusten avulla. Aurinkolämmön ja lämpöpumppujen osalta tuki voitaisiin hoitaa esimerkiksi investointitukien avulla. 51


Taulukko 18. Lämmön tuotannon ja biopolttonesteiden tukitarpeet sähkön ostovelvoitteisiin perustuvassa mallissa. Tuotantomuoto/ Energialähde Lämmöntuotannon ja biopolttonesteiden tukitarpeet vuonna 2010 (M€/v) 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto 0,0 0,0 0,0 0,0 Aurinkolämpö 1,5 1,5 1,5 1,5 Lämpöpumput 5,1 5,6 6,3 7,7 Lämpö yhteensä 6,6 7,1 7,8 9,3 Biopolttonesteet 17,2 17,2 17,2 17,2 Kaikki yhteensä 23,8 24,3 25,0 26,5 Eri tuotantomuotojen tuet ostovelvoitteisiin perustuvassa mallissa on esitetty kuvassa 15. Tässä mallissa sähköntuotannon tuet hoidetaan ostovelvoitteilla takuuhintaan, biopolttonesteet verohelpotuksin ja lämmön tuotannon tuet investointiavustuksin. Kuvassa 15 biosähkön negatiivinen arvo päästöoikeuden hinnalla 20 €/tCO 2 johtuu siitä, että biosähkön tuottaja yli 10 MW e:n voimalassa saa takuuhintana vähemmän kuin markkinasähkön hinta on. Tässä mallissa takuuhinta voidaan määrittää tuotantokustannusten perusteella, jolloin ainakin teoreettisella tasolla tukitarve ja tuen määrä ovat keskimäärin yhtä suuret. M€ 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 -5,0 -10,0 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Biosähkö Biopo lttonesteet Vesivo ima Tuulivoima Aurinkosähkö Aurinkolämpö Lämpöp umput Kuva 15. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin kokonaistuet eri tuotantomuodoille ja energialähteille vuonna 2010 ostovelvoitteisiin perustuvassa mallissa. 52


5.3.3 Arvio mallin soveltuvuudesta Ostovelvoitteisiin perustuva tukimalli, jossa sähkön tuotannon verohelpotukset ja investointituet on korvattu sähköstä saatavalla takuuhinnalla, soveltuu päästökaupan olosuhteisiin yhtä hyvin kuin nykyinenkin tukimalli. Pohjoismaiset sähkömarkkinat eivät varsinaisesti estä ostovelvoitteisiin perustuvan mallin käyttöä, mutta jos muut Pohjoismaat siirtyvät vihreiden sertifikaattien kauppaan, saattaa jatkossa aiheutua joitain ongelmia. Ostovelvoitteisiin perustuvan mallin etu on se, että sen avulla voidaan kullekin sähköntuotantomuodolle asettaa oma takuuhinta, joka huomio eri teknologioiden kypsyysasteen. Tällä tavoin voidaan tukea muitakin kuin ilmastopoliittisia tavoitteita. Esimerkiksi Saksan tuulivoiman tukemisen yhtenä taustatekijänä on ollut kansallinen teollisuus- ja työllisyyspolitiikka. Edellä esitetyissä laskelmissa takuuhinnat asetettiin juuri ja juuri kattamaan sähköntuotantokustannukset, mutta toisaalta takuuhinnoille ei asetettu aikarajoitteita. Käytännössä markkinoiden käynnistämiseksi vaadittaisiin korkeampia takuuhintoja, mutta vastaavasti takuuhinnat olisivat voimassa joko määrätyn ajan tai ne laskisivat asteittain. Investoijien kannalta olisi erittäin oleellista, että tuen suuruus olisi määrätty tarpeeksi pitkäksi ajaksi. Ostovelvoitteisiin perustuvan sähköntuotannon tukijärjestelmän kustannukset, 30 – 80 M€/v päästöoikeuden hinnasta riippuen, lankeaisivat viimekädessä sähkön kuluttajien maksettavaksi. Tämä tarkoittaisi 0,04 – 0,1 snt/kWh lisäystä sähkön hintaan, jos rasitus kohdistuisi kaikille sähkön kuluttajille. Mikäli rasitus kohdistettaisiin vain kotitalouksille, olisi sen suuruus 0,1 – 0,4 snt/kWh. Koska ostovelvoitteet kohdistuvat pelkästään sähköenergiaan, olisi lämmöntuotantoa ja biopolttonesteitä tuettava muilla tavoin. Käytännössä biopolttonesteitä voitaisiin tukea verohelpotuksin ja lämmöntuotantoa investointiavustuksin nykyisen käytännön mukaisesti. Edellä esitetyissä laskelmissa biopolttonesteiden vaatima tuki oli noin 17 M€/v ja lämmöntuotannon tukikustannukset 7 – 9 M€/v. Nämä kustannukset jäisivät tässä mallissa valtion kontolle. Ostovelvoitteiden avulla pystyttäisiin tehokkaasti saavuttamaan uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet asettamalla eri tuotantomuodoille ja energialähteille riittävät teknologiakohtaiset takuuhinnat. Mikäli asiaa tarkastellaan pelkästään CO 2 päästöjen vähentämisen kannalta, ostovelvoitteet eivät ole erityisen kustannustehokas tapa sillä uudempien teknologioiden, kuten tuulivoiman ja aurinkosähkön, tukemiseen tarvitaan varsin suuria tukia suhteessa saavutettavaan CO 2-päästövähenemään. 5.4 Vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva tukimalli 5.4.1 Tukimallin kuvaus Tarkasteltavan tukimallin perustana on vihreiden sertifikaattien kauppa, jossa tietyt kriteerit täyttävät uusiutuvat energialähteet ja tuotantomuodot katsotaan kuluviksi sertifikaattien piiriin. Tässä tarkastelussa järjestelmän piiriin hyväksytään uusituvilla energialähteillä tuotettu sähkö 53


sisältäen tuuli- ja aurinkosähkön, alle 10 MW:n vesivoimalat ja bioenergiasta tuotetun sähkön. Muutoin tukimalli noudattelee pääosin Ruotsin järjestelmää, joka on kuvattu luvussa 3.4. Malli kohtelee sertifikaattijärjestelmään hyväksyttyjä sähkön tuotantomuotoja yhtenäisesti eli kaikki sertifikaatit ovat samanarvoisia tuotantomuodosta ja energialähteestä riippumatta. Näin ollen sertifikaattijärjestelmä ei vaikutta järjestelmän piirissä olevien tuotantomuotojen keskinäiseen kilpailukykyyn. Sen sijaan järjestelmä heikentäisi selvästi sen ulkopuolelle jäävien tuotantomuotojen asemaa, mikäli sertifikaattijärjestelmä lisättäisiin suoraan jo olemassa oleviin tukimuotoihin. Tämän vuoksi tässä tarkastelussa lähdetäänkin aluksi siitä oletuksesta, että nykyisistä investointituista ja verohelpotuksista luovutaan. Tarkasteluun valittu sertifikaattijärjestelmä on pakollinen ja suljettu. Sitova velvoite asetetaan loppukuluttajalle ja/tai toimittajalle Ruotsin tapaan. Sertifikaattien tuontia ulkomailta ei sallita vaan järjestelmä on puhtaasti kansallinen. Velvoitetaso asetetaan vastaamaan uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteita. Tarkastelussa ei pyritä määrittämään sertifikaattien hintaa tai suosittelemaan hintapohjan/katon suuruutta tahi sakkotasoa, vaan esitetään laskelmia tukimääristä, mikäli sertifikaatin hinta olisi välillä 5 – 20 €/MWh. Tällä hintatasolla ainakin biosähkö ja vesivoima tulisivat pääosin kannattaviksi; tuulivoiman osalta kannattavuus alettaisiin saavuttaa vasta aivan haarukan ylärajalla; aurinkosähkön osalta hintataso olisi täysin riittämätön. Kokemukset muista maista osoittavat, että hintakehitys on ollut erittäin vaihtelevaa uusilla markkinoilla, hinnan usein noustessa arvioitua korkeammaksi. 5.4.2 Laskentatuloksia Vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva malli kohdistuu sähköenergiaan. Taulukossa 19 on esitetty eri tuotantomuotojen saamat tulot sertifikaattijärjestelmästä, jos uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet toteutuvat. Tulot on laskettu sertifikaattien hinnoilla 5, 10, 15 ja 20 €/MWh. Käytännössä sertifikaattijärjestelmä johtaisi siihen, että biosähköä tuotettaisiin edullisimpana tuotantomuotona enemmän kuin edistämisohjelman tavoitteet edellyttäisivät, ja vastaavasti tuulivoimaa todennäköisesti selvästi vähemmän. Aurinkosähkö ei rakennettaisi juuri lainkaan - ainakaan energiataloudellisin perustein. Taulukko 19. Eri tuotantomuotojen saamat tulot sertifikaattijärjestelmästä vuonna 2010, jos uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet toteutuvat. Tuotantomuoto/ Energialähde Sertifikaattijärjestelmän tuki uusiutuvilla tuotetulle sähkölle vuonna 2010 (M€/v) 5 €/MWh 10 €/MWh 15 €/MWh 20 €/MWh Bioenergia yhteistuotanto, sähkö 23,5 47,0 70,5 94,0 Vesivoima alle 10 MW 5,3 10,5 15,8 21,0 Tuulivoima 5,2 10,3 15,5 20,6 Aurinkosähkö 0,2 0,5 0,7 1,0 Yhteensä 34,1 68,3 102,4 136,6 54


Lämmöntuotannon ja biopolttonesteiden tukeminen pitäisi hoitaa tässä mallissa jollain muulla tavalla. Käytännössä tilanne on sama kuin ostovelvoitteiden tapauksessa, jolloin biopolttonesteitä voitaisiin tukea verohelpotuksin ja lämmöntuotantoa investointiavustuksin. Tukimäärät on kuvattu taulukossa 18. Kuvassa 16 on esitetty eri tuotantomuotojen ja energialähteiden kokonaistuki vuonna 2010 vihreisiin sertifikaatteihin perustuvassa mallissa, kun sertifikaatin hinta on 10 €/MWh. Sähkön tuotannon tukimäärä muodostuu esitetyssä laskelmassa kunkin tuotantomuodon uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitetason mukaan. 50,0 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Biosähkö Biopo lttonesteet Vesivoima Tuulivoima Aurinko sähkö Aurinkolämpö Lämpöpumput Kuva 16. Uusiutuvan energian edistämisohjelman mukaisen lisäkapasiteetin kokonaistuet eri tuotantomuodoille ja energialähteille vuonna 2010 vihreisiin sertifikaatteihin perustuvassa mallissa, kun sertifikaatin hinta on 10 €/MWh. Taulukossa 20 on puolestaan esitetty tuen ja tukitarpeen välinen erotus eri päästöoikeuksien hinnoilla, mikäli uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteet saavutetaan ja sertifikaatin hinta on 10 €/MWh. Taulukosta 20 nähdään selvästi, että tässä tilanteessa biosähkö ja vesivoima saavat tukea enemmän kuin ne tarvitsevat ja toisaalta tuulivoima ja aurinkosähkö jäävät riittävää tukea vaille. Käytännössä tämä tarkoittaa, että biosähkön ja vesivoiman tavoitteet ylittyvät ja tuuli- ja aurinkosähkön tavoitteet alittuvat, jos sertifikaatin hinta asettuu tasolle 10 €/MWh. Sertifikaatin hinnan muodostumiseen vaikuttaa vahvasti tavoitetason tiukkuus. Mikäli tavoitteet pystytään saavuttamaan bioenergiaan ja vesivoimaan perustuen pysynee hinta kohtuullisella tasolla. Jos taas tavoitteet edellyttävät lisäksi merkittävän tuulivoimakapasiteetin rakentamista, nousee hintataso helposti tasolle 20 €/MWh, mikä hinta siis riittää kattamaan tuulienergian tuotantokustannusten ja markkinahinnan välisen eron. 55


Taulukko 20. Vihreisiin sertifikaatteihin perustuvan tukimallin ja tukitarpeen välinen erotus eri päästöoikeuksien hinnoilla. Tuotantomuoto/ Energialähde Tuen ja tukitarpeen erotus (M€/v), kun sertifikaatin hinta on 10 €/MWh 0 €/tCO2 5 €/tCO2 10 €/tCO2 20 €/tCO2 Bioenergia lämmöntuotanto 0,0 0,0 0,0 0,0 yhteistuotanto, sähkö 19,8 29,2 38,6 45,5 Vesivoima yli 10 MW 0,0 0,0 0,0 0,0 alle 10 MW 2,1 4,2 6,3 10,5 Tuulivoima -12,3 -10,2 -8,1 -4,0 Aurinkosähkö -19,8 -19,7 -19,5 -19,3 Aurinkolämpö 0,0 0,0 0,0 0,0 Lämpöpumput 0,0 0,0 0,0 0,0 Sähkö ja lämpö -10,2 3,5 17,2 32,7 Biopolttonesteet 0,0 0,0 0,0 0,0 Kaikki yhteensä -10,2 3,5 17,2 32,7 5.4.3 Arvio mallin soveltuvuudesta Vihreisiin sertifikaatteihin perustuva tukimalli, jossa sähkön tuotannon verohelpotukset ja investointituet on korvattu vihreillä sertifikaateista saatavilla tuloilla, soveltuu sekä päästökaupan olosuhteisiin että pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Tällä hetkellä Ruotsissa on jo käytössä vihreisiin sertifikaatteihin perustuva järjestelmä, johon Norja on liittymässä. Tässä mielessä vihreiden sertifikaattien malli sopii erityisen hyvin pohjoismaisille markkinoille. Markkinaehtoisena järjestelmänä vihreiden sertifikaattien käyttöön perustuva järjestelmä suosii uusiutuvista energialähteistä edullisimpia tuotantomuotoja eli biosähköä ja vesivoimaa. Mikäli sertifikaattijärjestelmän velvoitetaso asetettaisiin vastaamaan uusituvan energian edistämisohjelman sähkön kokonaistavoitetta, nousisi biosähkön osuus edistämisohjelman tavoitetta suuremmaksi ja vastaavasti esimerkiksi tuulivoiman osuus kalliimpana tuotantomuotona jäisi pienemmäksi. Vihreisiin sertifikaatteihin perustuvan sähköntuotannon tukijärjestelmän kustannukset uusiutuvan energian edistämisohjelman vaatiman lisäkapasiteetin rakentamiseksi olisivat noin 34 M€/v, jos sertifikaatin hinta olisi 5 €/MWh. Kustannukset kohoaisivat vajaaseen 140 M€/v, jos sertifikaatin hinta olisi 20 €/MWh. Järjestelmän kustannukset lankeaisivat viimekädessä sähkön kuluttajien maksettavaksi. Tämä tarkoittaisi keskimäärin 0,04 – 0,16 snt/kWh lisäystä sähkön hintaan, jos rasitus kohdistuisi kaikille sähkön kuluttajille. Mikäli rasitus kohdistettaisiin vain kotitalouksille, olisi sen suuruus 0,16 – 0,66 snt/kWh. Koska vihreät sertifikaatit kohdistuvat pelkästään sähköenergiaan, olisi lämmöntuotantoa ja biopolttonesteitä tuettava muilla tavoin. Käytännössä biopolttonesteitä voitaisiin tukea verohelpotuksin ja lämmöntuotantoa investointiavustuksin nykyisen käytännön mukaisesti. Edellä esitetyissä laskelmissa biopolttonesteiden vaatima tuki oli noin 17 M€/v ja 56


lämmöntuotannon tukikustannukset 7 – 9 M€/v. Nämä kustannukset jäisivät tässä mallissa valtion kontolle. Vihreiden sertifikaattien käyttö johtaisi markkinaehtoisena mallinen kustannustehokkaaseen tapaan lisätä uusiutuvan energian käyttöä, mutta toisaalta hidastaisi uusimpien teknologioiden pääsyä markkinoille. Mikäli uusiutuvan energian edistämisohjelman tavoitteisiin haluttaisiin päästä myös tuuli- ja aurinkoenergian osalta, vaatisi se niihin päästöoikeuden hinnasta riippuen keskimäärin lisäpanostusta 23 – 32 M€/v, jos sertifikaatin hintataso olisi noin 10 €/MWh. 6 Johtopäätökset Päästökaupan tullessa osaksi energiapolitiikan ohjauskeinovalikoimaa on syytä arvioida koko energiatukijärjestelmän toimivuutta päästökaupan olosuhteissa. Nykyinen tukijärjestelmä perustuu pääasiassa uusiutuvien energialähteiden ja tuotantomuotojen saamiin investointitukiin ja sähkön tuotannon verohelpotuksiin. Nykyisen mallin mukaisen toiminnan jatkamiselle ei ole toistaiseksi periaatteellisia esteitä. Päästökaupan parantaessa uusiutuvan energian kilpailukykyä voidaan nykyisiä tukia tarvittaessa pienentää. Mikäli sähkön markkinahinta kohoaa ennustusten mukaisesti päästökaupan seurauksena, esimerkiksi bioenergiaan perustuva sähkön ja lämmön yhteistuotannon tukia voisi suuressa kokoluokassa alentaa. Toisaalta nykyiset tukimuodot olisivat päästökaupan olosuhteissakin riittämättömiä uusien teknologioiden, kuten merelle sijoitettavan tuulivoiman ja aurinkosähkön, saamiseksi taloudellisesti kannattavaksi. Vaikka nykymallin mukaiselle tukipolitiikalle ei ole periaatteellisia esteitä, on eurooppalainen kehitys menossa suuntaan, jossa investointi- ja tuotantotuista ollaan siirtymässä joko ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuvaan malliin (mm. Saksa) tai vihreisiin sertifikaatteihin perustuvaan malliin (mm. Ruotsi). Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuva malli tukee kaikkein tehokkaimmin uuden teknologian rakentamista, koska se mahdollistaa erisuuruisten tukien myöntämisen eri kypsyyden omaaville teknologioille. Mikäli takuuhinnat asetetaan oikealle tasolle, on ostovelvoitteisiin perustuva malli erittäin tehokas uuden kapasiteetin aikaansaamiseksi. Toisaalta ostovelvoitteisiin perustuva malli ei ole erityisen kustannustehokas, jos tarkastellaan sillä aikaansaatavaa CO 2-päästöjen vähenemistä. Tämä johtuu siitä, että sen avulla synnytetään uuteen teknologiaan perustuvaa kapasiteettia varsin korkeilla tuilla. Ostovelvoitteisiin ja takuuhintaan perustuvaa mallia voidaan pitää voimakkaasti energiatuotannon rakenteisiin vaikuttavana ohjauskeinona, joka ei välttämättä sovellu parhaalla mahdollisella tavalla vapautuneille, markkinaehtoisille pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Vihreiden sertifikaattien kauppaan perustuva tukimalli on markkinaehtoisesti toimiva ja siten sovelias pohjoismaisille sähkömarkkinoille. Markkinaehtoisena mallina se kannustaa uuden kapasiteetin kustannustehokkaaseen rakentamiseen, mutta samalla yksipuolistaa uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön palettia – tuki uusille teknologioille, kuten tuulivoimalle ja aurinkosähkölle ei ole riittävä, mikäli sertifikaattien hinta ei riipu tuotantoteknologiasta. Mikäli Suomessa halutaan pitää kiinni uusiutuvan energian edistämisohjelman teknologiakohtaisista tavoitteista, olisi esimerkiksi tuulivoimaa ja aurinkosähköä tuettava jollain lisämekanismilla – esimerkiksi investointituilla. Koska ostovelvoitteet ja vihreät sertifikaatit kohdistuvat pelkästään sähköenergiaan, lämmöntuotantoa ja biopolttonesteitä olisi tuettava muilla tavoin. Biopolttonesteitä voitaisiin 57


tukea verohelpotuksin ja lämmöntuotantoa investointiavustuksin esimerkiksi nykyisen käytännön mukaisesti. Kokonaisuudessaan lämmityssektorin muutostarpeet ovat huomattavasti pienemmät kuin sähkösektorilla. Energiatukien rahoittamisen suhteen tarkastellut tukimallit poikkeavat toisistaan. Nykymallissa tukikustannukset lankeavat valtiolle, joka rahoittaa verohelpotukset ja investointituet. Ostovelvoitteiden ja vihreiden sertifikaattien tapauksessa sähköntuotannon tuet kerättäisiin sähkön kuluttajilta. Toisaalta lämpösektorin tukien kustannukset jäisivät näissä malleissa entiselleen. Tukimalleja vertailtaessa on kuitenkin huomattava, että viimekädessä kuluttajat kuitenkin maksavat kaikkien tukimallien kustannukset, kustannusjako vain poikkeaa riippuen siitä, kerätäänkö rahat energian käytön pohjalta vai valtion veroina. Selvityksen perusteella voidaan suositella, että nykyisen tukimallin käyttöä jatketaan, kunnes on saatu selkeämpi kuva EU:n sisäisen päästökaupan vaikutuksesta energiamarkkinoihin ja sähkön markkinahintaan sekä saatu lisää kokemuksia muiden maiden, etenkin Ruotsin, vihreiden sertifikaattien kaupasta. Tämän jälkeen voidaan tarvittaessa harkita nykyisten sähköntuotannon verohelpotusten korvaamista vihreiden sertifikaattien käytöllä. Investointituistakin voitaisiin osittain luopua. Ne olisi kuitenkin tarpeen säilyttää ainakin kaikkein uusimpien teknologioiden, kuten aurinkosähkön ja –lämmön sekä (meri)tuulivoiman osalta, mikäli halutaan pitää kiinni uusiutuvan energian edistämisohjelman teknologiakohtaisista tavoitteista. Siirryttäessä markkinapohjaiseen vihreiden sertifikaattien kauppaan siirryttäisiin samalla valtiorahoitteisesta uusiutuvan energian tukemisesta pääosin kuluttajarahoitteiseen tukeen, mikä heijastelee myös yleiseurooppalaista kehitystä. 58

More magazines by this user
Similar magazines