Sähkömarkkinat - opetusmoniste - Noppa
LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO LUT ENERGIA SÄHKÖTEKNIIKKA Sähkömarkkinat - opetusmoniste LUT 2015 Jarmo Partanen, Satu Viljainen, Jukka Lassila, Samuli Honkapuro, Kaisa Salovaara, Salla Annala, Mari Makkonen PL 20, 53851 LAPPEENRANTA www.lut.fi/lutenergia SISÄLLYSLUETTELO 1 Johdanto .........................................................................................................................1 2 Sähkömarkkinoiden kehitystrendit, tavoitteet ja valvonta ...........................................2 3 2.1 Sähkömarkkinalaki ................................................................................................................... 2 2.2 Sähkömarkkinoiden valvonta .................................................................................................... 2 2.3 Sähköenergiamarkkinat ............................................................................................................. 3 2.3.1 Sähkön hinnan muodostuminen........................................................................................ 3 2.3.2 Sähkön siirto ja jakelu...................................................................................................... 4 2.3.3 Sähkön tuotanto ............................................................................................................... 4 2.3.4 Sähkökauppa ................................................................................................................... 6 2.3.5 Sähkön hinta .................................................................................................................... 6 2.3.6 Sähkön käyttö .................................................................................................................. 9 2.3.7 Sähkönkulutuksen mittaus.............................................................................................. 10 Sähkön käytön mallintaminen ja ennustaminen ......................................................... 11 3.1 3.1.1 Velanderin kaava ........................................................................................................... 12 3.1.2 Kuormitusmallit............................................................................................................. 13 3.2 4 Kuormitusmallien käyttö ......................................................................................................... 14 3.2.1 Keskitehon laskeminen .................................................................................................. 14 3.2.2 Huipputehon laskeminen................................................................................................ 16 Sähkökauppa ................................................................................................................ 19 4.1 Vähittäismarkkina ................................................................................................................... 19 4.2 Tukkusähkömarkkina.............................................................................................................. 20 4.3 Siirtoverkko ............................................................................................................................ 22 4.4 Sähköpörssi ............................................................................................................................ 23 4.5 Sähköpörssin fyysiset tuotteet ................................................................................................. 23 4.5.1 Elspot ............................................................................................................................ 24 4.5.2 Elbas ............................................................................................................................. 26 4.6 5 Kuormitusten määrittäminen ................................................................................................... 12 Sähköpörssin johdannaistuotteet.............................................................................................. 26 4.6.1 Futuurit ja DS-futuurit ................................................................................................... 26 4.6.2 Optiot ............................................................................................................................ 27 4.7 OTC-markkinat....................................................................................................................... 28 4.8 Sähkönhankinnan periaatteita .................................................................................................. 29 4.9 Riskit vapailla sähkömarkkinoilla............................................................................................ 30 4.10 Riskienhallinta sähkömarkkinoilla ...................................................................................... 31 4.11 Päästökaupan vaikutus sähkön hintaan ................................................................................ 32 4.12 Syöttötariffit ja muut energiatukijärjestelmät....................................................................... 35 Sähkötaseiden hallinta .................................................................................................. 36 5.1 Tasehallinta ............................................................................................................................ 36 5.1.1 Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpito ........................................................................ 36 5.1.2 5.2 7 Taseselvitys ............................................................................................................................ 39 5.2.1 Jakeluverkonhaltijan taseselvitys .................................................................................... 41 5.2.2 Tasevastaavan taseselvitys ............................................................................................. 41 5.2.3 Valtakunnallinen taseselvitys ......................................................................................... 43 5.3 6 Tasesähkökauppa .................................................................................................................... 43 Sähkön ja sen toimituksen hinnoitteluperiaatteet ....................................................... 44 6.1 Hinnoittelu sähkökaupassa ...................................................................................................... 44 6.2 Siirtohinnoittelu ...................................................................................................................... 44 6.2.1 Hinnoitteluperusteet ....................................................................................................... 45 6.2.2 Hinnoittelumalli............................................................................................................. 45 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta ................................................................................ 50 7.1 Verkkoliiketoiminnan tavoitteet .............................................................................................. 50 7.2 Verkkoliiketoiminnan sääntely ................................................................................................ 51 7.2.1 Valvontamallit ............................................................................................................... 51 7.2.2 Sääntelyyn liittyvät kannustinjärjestelmät....................................................................... 52 7.3 Sähköverkkoliiketoiminnan sääntely Suomessa ....................................................................... 53 7.3.1 7.4 7.5 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan sääntely valvontajaksolla 2012 - 2015 ...................... 54 Tehokkuusarvioinnin rooli verkkoliiketoiminnan valvonnassa ................................................. 63 7.4.1 Tehokkuusmittauksen menetelmät.................................................................................. 63 Sähkön laatu verkkoliiketoiminnan valvonnassa ...................................................................... 64 7.5.1 Sähkön laadun arviointi ................................................................................................. 66 7.5.2 Verkkoyhtiöiden sähköntoimituksen laatu Suomen valvontamallissa .............................. 69 7.6 8 Säätösähkökauppa ......................................................................................................... 37 Verkkoliiketoiminnan valvonta Euroopassa ............................................................................. 72 Lähdeluettelo ................................................................................................................ 79 1 1 Johdanto Sähkömarkkinat koostuvat sähköntuotannosta, siirtoverkkoliiketoiminnasta, sähkönjakeluverkkoliiketoiminnasta ja sähkökaupasta. Tässä opetusmonisteessa tarkastellaan keskeisiä sähkökauppaan ja jakeluverkkoliiketoimintaan liittyviä asioita pääosin kotimaisesta näkökulmasta. Sähkömarkkinoiden toimintaperiaatteet ovat muuttuneet ja muuttuvat nopeasti. Keskeisinä muutosta ohjaavina ja vauhdittavina tekijöinä ovat energiamarkkinoiden lainsäädännön muuttuminen eurooppalaisella ja kotimaisella tasolla, verkkoliiketoiminnan valvontametodiikan kehittyminen, energia- ja sähköyhtiöiden omistajapolitiikan muutokset sekä sähkönkäyttäjien vaatimusten muuttuminen. Tässä opetusmonisteessa asioita tarkastellaan syksyn 2015 tilanteen mukaisesti. Osa monisteessa esitetyistä asioista tulee varmasti muuttumaan lähivuosina. Kehotammekin lukijoita päivittämään monisteessa kuvattujen menetelmien yksityiskohtien sisällöt ennen niiden käyttöä todellisissa päätöksentekotilanteissa. 2 2 2.1 Sähkömarkkinoiden kehitystrendit, tavoitteet ja valvonta Sähkömarkkinalaki Sähkömarkkinoiden toimintaa Suomessa säätelevät sähkömarkkinalaki (588/2013), valtioneuvoston asetus sähkömarkkinoista (65/2009), laki Energiavirastosta (870/2013), valtioneuvoston ja työ- ja elinkeinoministeriön päätökset ja asetukset sekä Euroopan Unionin asetukset ja direktiivit. Sähkömarkkinalain mukaan sähköverkkotoiminta on eriytettävä sähkön tuotannosta ja sähkökaupasta. Sähkön tuotanto ja kauppa kuuluvat vapaan kilpailun piiriin, siirrosta vastaa valtakunnallinen kantaverkkoyhtiö ja jakelusta alueellisessa monopoliasemassa toimivat jakeluverkonhaltijat. Eriyttäminen tarkoittaa, että sähköverkkotoiminnalle on laadittava erillinen tuloslaskelma ja tase. Lisäksi verkkoliiketoiminnan tulee olla oikeudelliselta muodoltaan, organisaatioltaan ja päätöksenteoltaan riippumaton sähkökaupasta ja sähkön tuotannosta (oikeudellisen eriyttämisen vaatimus koskee verkkoyhtiöitä, joiden 400 V jakeluverkossa on siirretty vähintään 200 GWh vuodessa kolmena edellisenä vuotena). Tällä pyritään edistämään tervettä ja toimivaa kilpailua sähkökaupassa ja sähkön tuotannossa sekä varmistamaan, ettei kilpailun piiriin kuuluvaa liiketoimintaa tueta monopolitoiminnan tuotoilla. Sähkön myynnin ja tuotannon osalta markkinat avattiin kilpailulle vuonna 1995. Avaaminen toteutettiin portaittaisesti siten, että ensimmäisessä vaiheessa sähkön kilpailuttaminen oli mahdollista suurille yli 500 kW asiakkaille. Vuoden 1997 alusta tehoraja poistettiin ja kilpailun piiriin tulivat kaikki sähkön käyttäjät. Käytännössä pienimmät sähkön käyttäjät pääsivät kilpailun piiriin kuitenkin vasta syksyllä 1998, jolloin otettiin käyttöön tyyppikuormituskäyräjärjestelmä, joka poisti jatkuvan tuntitehon mittaustarpeen. Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta säilytettiin sähkömarkkinauudistuksessa säädeltynä monopolina. Verkonhaltijalle säädettiin siirto-, liittämisja verkon kehittämisvelvollisuus sekä velvollisuus toimia tasapuolisesti, syrjimättömästi ja avoimesti eri myyjien ja asiakasryhmien suhteen. Sähkön siirron hinnoittelussa säädettiin käytettäväksi pistehinnoittelua, mikä tarkoittaa, että verkonhaltijan on osaltaan järjestettävä edellytykset sille, että asiakas saa asianomaiset maksut suorittamalla oikeuden käyttää liittymispisteestään käsin koko maan sähköverkkoa ulkomaanyhteyksiä lukuun ottamatta. Lisäksi säädettiin, ettei verkkopalvelujen hinta jakeluverkossa saa riippua siitä, missä asiakas maantieteellisesti sijaitsee verkonhaltijan vastuualueella. (Sähkömarkkinalaki 1995) 2.2 Sähkömarkkinoiden valvonta Sähkömarkkinoiden valvontaa varten perustettiin työ- ja elinkeinoministeriön hallinnonalalla toimiva asiantuntijavirasto. Virasto aloitti toimintansa huhtikuussa 1995 Sähkömarkkinakeskuksen nimellä. Viraston nimi muuttui Energiamarkkinavirastoksi elokuussa 2000 samalla, kun sen tehtäväkenttä laajeni kattamaan myös maakaasumarkkinoiden valvonnan. Vuonna 2014 nimi muuttui Energiavirastoksi ja virastolle siirtyi energiatehokkuuden ja uusituvan energian edistämistehtäviä työ- ja elinkeinoministeriöstä (TEM 2014). 3 Energiavirasto valvoo sähkö- ja maakaasumarkkinalainsäädännön noudattamista sekä edistää kilpailulle perustuvien sähkö- ja maakaasumarkkinoiden toimintaa. Lisäksi virasto toimii päästökauppaviranomaisena Suomessa. Energiaviraston toteuttama valvonta on luonteeltaan osin etukäteistä ja jälkikäteistä. Sähköverkkoliiketoiminnan valvonnan periaatteet julkaistaan etukäteen, mutta varsinaiset edellä mainittuihin periaatteisiin pohjautuvat valvontapäätökset tehdään jälkikäteen, kun verkkoyhtiöiden tilinpäätöstiedot ovat käytettävissä. Energiaviraston päätöksiä koskevat valitukset käsitellään hallinto-oikeudessa tai markkinaoikeudessa. Sähkömarkkinoilla Energiaviraston tehtäviin kuuluu mm. (energiavirasto.fi): Kansallisen ja Euroopan unionin sähkömarkkinalainsäädännön noudattamisen valvonta Kilpailulle perustuvien sähkömarkkinoiden toiminnan edistäminen Sähköverkkotoiminnan siirtohinnoittelun valvonta Sähköverkkotoiminnan toimilupien ja vähintään 110 kV:n voimajohtojen rakentamislupien myöntäminen Sähkön alkuperätakuujärjestelmän valvonta. 2.3 Sähköenergiamarkkinat 2.3.1 Sähkön hinnan muodostuminen Asiakkaan sähkön hinta muodostuu sähköenergian hankinnan kustannuksista, sähkön siirron kustannuksista ja veroista. Sähköenergian hankintahinta muodostuu sähköenergian hinnasta ja sähkön myyntityöstä aiheutuneista kustannuksista. Siirtohinta koostuu sähkön siirron kustannuksista kantaverkossa, alueverkossa ja jakeluverkossa. Kotitalousasiakkaalla sähköenergian osuus sähkön toimituksen kokonaiskustannuksista on runsas kolmannes, siirron osuus vajaa kolmannes ja loppuosa muodostuu veroista. Kuvassa 2.1 on esimerkki kotitalousasiakkaan sähkön hinnan muodostumisesta. 1.1.2015, kulutus 5000 kWh/vuosi, 15,57 snt/kWh Hankinta 27,0 % Myynti 10,3 % Jakeluverkko 26,9 % Kantaverkko 2,0 % Sähkövero 14,5 % Arvonlisävero 19,4 % Myynti Siirto Verot Kuva 2.1. Kotitalousasiakkaan sähkön hinnan muodostuminen. (Energiavirasto 2015a) Sähkölämmittäjillä sekä teollisuusasiakkailla sähköenergian osuus sähkön toimituksen kokonaiskustannuksista on suurempi kuin kotitalousasiakkailla, siirron osuus vastaavasti hieman pienempi. 4 2.3.2 Sähkön siirto ja jakelu Sähkön siirto on säädeltyä monopolitoimintaa, jonka tavoitteena on siirtää sähköenergiaa tuottajilta käyttäjille. Valtakunnallisesti sähkön siirrosta vastaa kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj, joka omistaa myös maan rajojen yli menevät johdot. Kantaverkkoyhtiöillä on myös vastuu sähkövoimajärjestelmän toimitusvarmuudesta. Siksi kantaverkkoyhtiöitä nimitetään myös järjestelmävastaaviksi. Sähkön alue- ja jakeluverkkotoiminnasta vastaavat noin 90 verkkoyhtiötä, joilla on sähkömarkkinaviranomaisen myöntämä verkkolupa. Verkonhaltijoiden tehtäviin kuuluu verkostojen ylläpito, käyttö ja kehittäminen. Toimijarakenne sähkön siirrossa on esitetty kuvassa 2.2. (Energia.fi) Kuva 2.2. Toimijarakenne sähkön siirrossa. (Energia.fi) Sähkömarkkinalain mukaan verkonhaltijoiden on avattava verkkonsa kaikkien halukkaiden käyttöön asianmukaista korvausta vastaan. Lain tavoitteena on ollut muodostaa sähköverkoista markkinapaikka, joka palvelee tasapuolisesti kaikkia sähkökaupan osapuolia. (Energia.fi) Sähkön siirrossa ja jakelussa sovelletaan pistehinnoittelua. Saman jakeluverkon alueella samantyyppiset käyttäjät maksavat sähkön siirrosta saman hinnan, joka ei riipu esimerkiksi siitä, kuinka kaukana sähköasemasta käyttöpaikka sijaitsee. Käyttäjä voi hankkia tarvitsemansa sähkön vapaasti mistä tahansa Suomen alueelta. Käyttäjä maksaa sähköenergian hinnan ohella liittymispisteessään maksun, joka kattaa koko siirtoketjun. (Energia.fi) Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta on säädeltyä monopolitoimintaa. Liiketoiminnalle sallitaan kohtuullinen tuotto, joka määräytyy verkkoyhtiöön toimintaan sitoutuneen pääoman ja vallitsevan yleisen korkotason perusteella. Siirtohinnoittelun kohtuullisuutta valvoo Energiavirasto. Sähkönjakeluverkkotoiminnan hinnoittelun valvonnasta seuraa, että tuottomahdollisuudet ovat rajoitetut. Toisaalta myös toiminnan riskit ovat pienet ja tuotto pysyy lähes vakiona. Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan tavoitteita ja kehitysnäkymiä on käsitelty tarkemmin luvussa 7. 2.3.3 Sähkön tuotanto Sähkömarkkinauudistuksen myötä toimintaympäristö sähkön tuotannossa on kokenut huomattavia muutoksia. Kilpailu on kiristynyt Suomen liityttyä entistä selkeämmin osaksi pohjoismaisia ja eurooppalaisia markkinoita. Kilpailun myötä toimitussopimukset ovat lyhentyneet ja toiminnan riskit kasvaneet. Ympäristötekijöiden, kuten ympäristöverojen ja päästörajoitusten, merkitys sähkön 5 tuotannossa on viime vuosina lisääntynyt. Sähkön hankinta Suomessa vuonna 2014 tuotantolajeittain jaoteltuna on esitetty kuvassa 2.3. Tuulivoima 1,3 % Vesivoima 15,8 % Ydinvoima 27,2 % Nettotuonti 21,6 % Yhteistuotanto, kaukolämpö 15,1 % Erillistuotanto 8,0 % Yhteistuotanto, teollisuus 11,0 % Kuva 2.3. Sähkön hankinta Suomessa vuonna 2014 tuotantolajeittain jaoteltuna. (Energia.fi) Kuvasta 2.3 nähdään, että tuotantorakenne Suomessa on monipuolinen. Vuonna 2014 ydinvoiman osuus kokonaistuotannosta oli reilu neljännes, vesivoiman osuus 16 %, sähkön ja lämmön yhteistuotannon osuus reilu neljännes sekä muun lämpövoiman osuus 8 %. Tuonnin osuus oli 22 %. Sähköenergian kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2014 oli 83,3 TWh. Raakaenergialähteittäin jaoteltu sähkön hankinta vuonna 2014 on esitetty kuvassa 2.4. (Energia.fi) Jäte Turve 1,0 % 3,5 % Kivihiili 9,8 % Öljy 0,3 % Ydinvoima 27,2 % Biomassa 13,2 % Maakaasu 6,3 % Tuuli 1,3 % Vesivoima 15,8 % Nettotuonti 21,6 % Kuva 2.4. Sähkön hankinta vuonna 2014 energialähteittäin jaoteltuna.(Energia.fi) Yhteistuotantolaitoksissa tuotetun sähkön määrä vaihtelee, sillä primäärituotteena yhteistuotantolaitoksissa on lämpö, jonka vuosittainen tarve vaihtelee. Voimalaitoksia ajetaan lämmöntarpeen mukaan ja sähköä saadaan lämmöntuotannon sivutuotteena. Vesivoiman määrän vaihtelee vuosittaisen vesitilanteen mukaan. Vesitilanne heijastuu 6 myös tavallisella lauhdevoimalla tuotetun sähkön määrään. Hyvinä vesivuosina vesivoimaa käytetään paljon ja tavallista lauhdevoimaa vastaavasti vähemmän. Huonoina vesivuosina vesivoiman osuus sähkön hankinnasta pienenee ja tavallisen lauhdevoiman osuus kasvaa. Hyvinä vesivuosina pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla on ollut tarjolla runsaasti halpaa vesivoimaa, jota on kannattanut tuoda Suomeen. 2.3.4 Sähkökauppa Sähkön tukkukauppaa käydään sähköpörssissä ja OTC-markkinoilla. Sähkön tuottajat myyvät sähköä sekä pohjoismaisen sähköpörssin Nord Poolin kautta että OTC markkinoilla kahdenvälisin sopimuksin suurasiakkaille ja sähkön vähittäismyyjille. Sähkön vähittäismyyjinä toimivat pääasiassa paikalliset ja alueelliset sähköyhtiöt. Sähkömarkkinauudistuksen myötä sähkön myynti ei enää ole luvanvaraista toimintaa, joten ala on vapaa myös uusille yrittäjille. Kuvassa 2.5 on esitetty toimijarakenne sähkökaupassa. Sähkökauppa jakaantuu isoimmille toimijoille suunnattuun tukkusähkökauppaan sekä pienasiakkaille suunnattuun vähittäismyyntiin. Tukkusähkö G G G G Markkinat; pörssi ja OTC-kauppa Vähittäismyynti Asiakas Asiakas Asiakas Asiakas Asiakas Kuva 2.5. Tukkusähkö- vähittäismyyntimarkkinat. G = sähkön tuottaja, Asiakas = sähkön käyttäjä. Sähkön vähittäiskaupassa katteet ovat tyypillisesti pieniä. Toiminnan riskit sen sijaan ovat suuria, mikä edellyttää sähkökaupassa toimivilta osapuolilta suunnitelmallista riskienhallintaa. Sähkön hankinnan ja myynnin suunnittelussa sähkön kulutuksen ennustuksilla on keskeinen rooli. Ennusteita käytetään myös sähkön tuotannon suunnittelussa. Ennusteet eivät koskaan toteudu aivan sellaisinaan vaan tuotannon ja kulutuksen välillä voi olla yli- tai alijäämä. Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpitämiseksi tuotannon ja kulutuksen on kuitenkin oltava tasapainossa joka hetki, tehotasapainon säilyminen hoidetaan säätösähkömarkkinoiden avulla. Kaupallisesti kunkin suuren toimijan (ns. tasevastaavien) tuotannon ja kulutuksen välistä poikkeamaa käsitellään tasesähkönä. Sähkökaupan osapuolten toimitukset selvitetään taseselvitysten avulla. 2.3.5 Sähkön hinta Sähkön tukkuhinta määräytyy kunkin ajanhetken kysynnän ja tarjonnan mukaan. Sähkön tukkukauppaa käydään sähköpörsseissä (Pohjoismaissa Nord Pool). Sähköpörssin Spot -markkinoilla sähkölle määritetään hinta seuraavan vuorokauden jokaiselle tunnille markkinaosapuolien toimittamien osto- ja myyntitarjouksien perusteella. Tarjoukset koskevat tiettyä sähkömäärää. Tiettyä tuntia vastaavat tarjoukset 7 yhdistetään kysyntä- ja tarjontakäyriksi. Kysyntä- ja tarjontakäyrien kohtaamispisteestä määräytyy sähkön ns. tukkumarkkinahinta, jolla kaikki kaupankäynti tapahtuu. Näin kaikella käytettävissä olevalla tuotannolla on markkinoilla sama asema ja hinta huolimatta tuotantotavasta. Tukkumarkkinahinta vastaa muuttuvia kustannuksia kaikkein kalleimmasta tuotantomuodosta, joka tarvitaan sähkön kysynnän kattamiseksi. Tämän tuotantomuodon muuttuvat kustannukset määrittävät sen hetkisen marginaalikustannuksen sähkölle. Kun tuotannon ajojärjestys järjestetään alkaen alhaisimman marginaalikustannuksen tuotantomuodosta kalleimpaan kysynnän kattavaan tuotantomuotoon, sähkön tuotanto ja kulutus kohtaavat joka hetki mahdollisimman alhaiseen hintaan. Tämän vuoksi esimerkiksi jos tuottaja on tarjonnut kapasiteettiaan markkinahintaa korkeammalla hinnalla, se ei ehkä saa sähköä myydyksi. Kuvassa 2.6 on havainnollistettu kaksi eri tilannetta, sähkön kysyntä kesällä ja talvella. Kesällä pienemmät kuormitukset katetaan perustuotannolla, jolla tyypillisesti on suuret perustamiskustannukset, mutta pienet muuttuvat kustannukset. Siksi tällaista tuotantoa on kannattava ajaa niin paljon kuin mahdollista. Talvella sähkön kysyntä kasvaa ja sähköntuotantokapasiteettia pitää ottaa enemmän käyttöön. Tukkuhinnassa voi esiintyä suuriakin piikkejä, jos kysynnässä tai tarjonnassa tapahtuu radikaaleja muutoksia. Muuttuvat Tuotantokustannukset (€/MWh) Kysyntä kesällä Hiililauhde Kysyntä kesällä CHP Vesivoima Ydinvoima Hinta kesällä Kaasuturbiini Hinta talvella Tarjonta Kysyntä talvella Kysyntä talvella (MW) Kuva 2.6. Sähköenergian markkinahinnan muodostuminen. CHP = sähkön ja lämmön yhteistuotanto. Sähkön hintakehitys on pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla voimakkaasti riippuvainen erityisesti Norjan vesivarannoista, koska huomattava osa sähköstä tuotetaan vesivoimalla. Kuvassa 2.7 on esitetty vesivarantojen sekä sähkön systeemihinnan ja Suomen aluehinnan riippuvuutta. Kuvasta on nähtävissä kaksi selkeää sähkön hintapiikkiä vuonna 2010. Normaalia heikomman vesitilanteen lisäksi hintoja nostivat kylmyys ja ongelmat ruotsalaisissa ydinvoimaloissa (NordREG 2011). 8 GWh €/MWh 20000 180 15000 160 10000 140 5000 120 2013 2012 2011 2010 2009 2008 -5000 2007 0 -10000 100 80 -15000 60 -20000 40 -25000 20 -30000 0 -35000 Erotus normaaliin vesivuoteen Systeemihinta Suomen aluehinta Kuva 2.7. Vesivarantojen taso suhteessa normaalivuoteen ja sähkön hinnan käyttäytyminen (energia.fi) Sähkön pörssihinta ei välittömästi vaikuta vähittäismarkkinoiden hintatasoon, koska asiakkaat solmivat toistaiseksi voimassa olevia sopimuksia, joiden hinnanmuutoksista on ilmoitettava asiakkaalle vähintään kuukautta etukäteen, tai määräaikaisia, kiinteähintaisia sopimuksia. Spot-hintaan sidotut sopimukset ovat pienasiakkaiden parissa vähemmän suosittuja. Suuri osa hinnannousuista on johtunut verotuksen kiristymisestä sekä vesivarantojen tilanteesta. Sähkön kuluttajahinta on Euroopan halvimpien joukossa. Kuvassa 2.8 on esitetty kotitalouksien sähköenergian hinnan reaalinen kehitys 2005–2015. Kuva 2.8. Kotitalouksien sähköenergian verottoman hinnan reaalinen kehitys 2005–2015. (Energiavirasto 2015a) Kuvassa 2.9 on esitetty kotitalouksien verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys 2005– 2015. 9 Kuva 2.9. Verottoman siirtohinnan reaalinen kehitys 2005–2015. (Energiavirasto 2015a) Kotitalouksien sähkön hinnan komponenttien kehitys vuodesta 1998 lähtien on esitetty kuvassa 2.10. 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % Verot Energia 1.1.2015 1.1.2014 1.1.2013 1.1.2012 1.1.2011 1.1.2010 1.1.2009 1.1.2008 1.1.2007 1.1.2006 1.1.2005 1.1.2004 1.1.2003 1.1.2002 1.1.2001 1.1.2000 1.1.1999 1.1.1998 0% Siirto Kuva 2.10. Sähkön hintakomponenttien osuudet kokonaishinnasta 18000 kWh vuodessa kuluttavalle kotitaloudelle. (Energia.fi) Verojen osuus kokonaishinnasta on kasvanut viime vuosina. Erityisesti kuvasta on huomattavissa vuoden 2011 alussa voimaan tullut sähköveron korotus. 2.3.6 Sähkön käyttö Suomessa sähkön osuus energian loppukäytöstä on noin neljännes. Kuvassa 2.11 on esitetty sähkön käytön jakaantuminen käyttäjäryhmittäin vuonna 2014, jolloin sähkön kokonaiskulutus oli 83,3 TWh. (Energia.fi) 10 Metallinjalostus 10% Muu teollisuus 5% Asuminen ja maatalous 27 % Kemianteollisuus 8% Muu kulutus yhteensä 50 % (v. 2012 50 %) Teollisuus yhteensä 47 % (v. 2013 47%) Metsäteollisuus 24 % Häviöt 3% Palvelut ja rakentaminen 23 % Kuva 2.11. Sähkön käyttötiedot käyttäjäryhmittäin vuonna 2014. Sähkön kokonaiskulutus oli 83,3 TWh. (Energia.fi) Kuvasta 2.11 nähdään, että Suomessa suurin sähkön käyttäjäryhmä on teollisuus, joka käyttää noin puolet sähköenergiasta. Valtaosa teollisuuden käyttämästä sähköenergiasta menee metsäteollisuuden tarpeisiin. Kotitaloudet käyttävät sähköstä noin viidenneksen ja loppu jakautuu palveluiden, julkisen kulutuksen ja maatalouden kesken. Sähkön siirtohäviöiden osuus kokonaiskulutuksesta on muutaman prosentin luokkaa. 2.3.7 Sähkönkulutuksen mittaus Perinteisesti pienasiakkaiden, kuten kotitalouksien, sähkönkulutusta on mitattu mittareilla, jotka rekisteröivät energian kokonaiskulutuksen, mutta eivät kulutuksen ajallista sijoittumista päivä/yö-tasoa tarkemmin. Mittarit on luettu paikan päällä yleensä kerran vuodessa, ja laskutus mittauksien välillä on perustunut kuormitusmalleilla tehtyihin arvioihin. Maaliskuussa 2009 voimaan tullut valtioneuvoston asetus (VNA 66/2009) teki etäluettavat ja kulutuksen tuntitasolla rekisteröivät mittarit pakollisiksi myös pienasiakkaille. Asiakkaiden, joiden pääsulake on suurempi kuin 3 x 63 A, mittarit piti vaihtaa tuntirekisteröiviksi ja etäluettaviksi vuoden 2010 loppuun mennessä. Pienemmille asiakkaille tuntirekisteröivät etäluettavat mittarit oli asennettava viimeistään vuoden 2013 loppuun mennessä. Siirtymäajan jälkeenkin jakeluverkonhaltija voi poiketa tuntimittausvaatimuksesta tiettyjen asiakkaiden kohdalla, kuitenkin korkeintaan 20 prosentissa jakeluverkon sähkönkäyttöpaikoista. Käytännössä lähes kaikki mittarit ovat nyt tunneittain rekisteröiviä mittareita. Perinteiset mittarit on siirtymäajan jälkeen luettava kolme kertaa vuodessa aiemman yhden kerran sijaan. Tunneittain rekisteröivät mittarit on luettava kerran päivässä. 11 3 Sähkön käytön mallintaminen ja ennustaminen Sähkön käyttöä (kulutusta) on kyettävä ennustamaan sähkömarkkinoiden eri liiketoiminta-alueilla; tuotannossa, sähkön siirrossa ja jakelussa sekä myynnissä. Erityisesti niiden voimalaitosten, jotka eivät osallistu valtakunnallisen tehotasapainon hetkelliseen ylläpitoon sähkömarkkinoilla, tuotannon suunnittelu perustuu sähkön kulutuksen ennusteisiin. Sähkökaupassa yksi kannattavan toiminnan edellytyksiä on myynnin ja hankinnan suunnittelu mahdollisimman tarkasti siten, ettei yhtiön avoin positio muodostu merkittävästi suuremmaksi kuin on riskienhallintaa suunniteltaessa ajateltu. Avoimella positiolla tarkoitetaan esim. tilannetta, jossa sähkökauppiaalla on tiedossa tietty määrä sähkönmyyntiä (määrä ja hinta tiedossa), mutta sähkön hankinnasta osa on vielä avoinna määrän tai hinnan osalta. Sähkön myyntiennusteiden laadinnassa keskeinen lähtökohta on sähkön kulutuksen ennustaminen ja sähkön hankinta puolestaan suunnitellaan myyntiennusteiden perusteella. Sähkön siirrossa ja jakelussa sähkön kulutuksen ennusteet ovat verkostosuunnittelun ja käyttötoiminnan pohjana. Sähkön kulutusta ennustettaessa kiinnostavia asioita ovat hetkellinen pätö- ja loisteho, huipputeho, kulutuksen ajallinen vaihtelu, energian tarve ja häviöenergia. Sähkötehon tarve vaihtelee vuorokaudenajan, viikonpäivän ja vuodenajan mukaan. Kuvassa 3.1 on esitetty erään pienehkön 110/20 kV sähköaseman sähkönkulutus tammikuun ensimmäisellä viikolla. Kuvasta nähdään, ettei tehontarve pysy vakiona vaan se vaihtelee vuorokaudenajasta ja viikonpäivästä riippuen. 9 8 Teho [MW] 7 6 5 4 3 2 1 0 Tammikuun 1. viikko Kuva 3.1. Erään sähköaseman sähkönkulutus tammikuun ensimmäisellä viikolla. Tällainen sähkönkulutuksen vaihtelu on pystyttävä ennakoimaan. Sähkön tuotantokapasiteettia on oltava vähintään kulutushuippujen aikaista sähkönkulutusta vastaava määrä. Sähkön kulutuksen voimakas vaihtelu on huomioitava siirto- ja jakeluverkkojen rakenteissa. Vaikka tuotanto saadaan vastaamaan kulutusta, on sähkö pystyttävä siirtämään tuotannosta kulutukseen ilman että häviöt kasvavat liian suuriksi ja että sähkön laatu säilyy hyväksyttävällä tasolla. Sähkönkulutuksen vaihtelut voidaan parhaiten ennakoida tuntemalla sähkönkäyttäjien kuormitustottumukset. Kotitalouksien viikoittaisen ja vuorokautisen sähkötehon tarpeen vaihtelu poikkeaa paljon esimerkiksi teollisuusyrityksen tehontarpeesta. Nämä asiat on huomioitava esim. verkon rakentamisen ja käytön suunnittelussa. Tarve sähkön käytön mallintamiselle on siis suuri. Seuraavissa kappaleissa kuvataan, miten sähkön käyttöä on Suomessa mallinnettu ja miten malleja voidaan soveltaa käytännössä. 12 3.1 Kuormitusten määrittäminen Teoriassa muttei käytännössä sähköverkkojen eri solmupisteiden kuormitusten määrittäminen voisi tapahtua reaaliaikaisten mittausten avulla. Sähköverkot ovat kuitenkin niin laajoja, ettei teho- ja virtamittausten toteuttaminen näin laajasti ole mahdollista. Lähtökohtana kuormitusten arvioinnille käytetäänkin useimmissa tapauksissa tehojen sijasta vuosienergioita, jotka tunnetaan kaikkien sähkönkäyttäjien osalta, koska ne ovat sähkönkäytön laskutuksen perustana. Myös sähkönkäyttöennusteet laaditaan yleensä energiapohjalta. Asiakkaiden vuosienergioiden tunteminen ei kuitenkaan anna verkoston seurantalaskennan, suunnittelulaskennan ja käyttötoiminnan kannalta riittävää informaatiota verkon kuormituksista. Energia pitää siten pystyä muuttamaan mahdollisimman tarkasti joko huipputehoksi tai tietyn hetken tehoksi. Vuosienergiat voidaan muuttaa tehoiksi useilla eri menetelmillä, kaikille menetelmille on ominaista mittauksin saatu kokemus kuormitusten käyttäytymisestä. Aiemmin yleisesti käytössä Velanderin kaava on korvautunut kuormitusmalleihin perustuvilla menetelmillä. Seuraavassa on ensin lyhyesti kuvattu Velanderin kaavan käyttöä ja sitten laajemmin kuormitusmalleja. 3.1.1 Velanderin kaava Huipputehojen arvioimiseen voidaan käyttää yhtälön 3.1 mukaista ns. Velanderin kaavaa, joka oli tavanomaisin huipputehojen laskentamenetelmä ennen nykyisten käytössä olevien kuormituskäyrien määritystä. Pmax k1 W k2 W, (3.1) Yhtälössä Pmax on huipputeho kilowatteina [kW], k1 ja k2 ovat Velanderin kertoimet ja W on vuosienergia megawattitunteina [MWh]. Kertoimet k1 ja k2 ovat käytännön kokemusten ja mittausten perusteella valittuja. Taulukossa 3.1 on esitetty tyypillisiä Velanderin kertoimia. Taulukon kertoimet ovat voimassa vain esitetyillä yksiköillä (huipputeholle [kW] ja vuosienergialle [MWh]). Jos yksiköitä muutetaan, myös kertoimia k1 ja k2 on muutettava. Taulukko 3.1 Velanderin kaavan kertoimia (P [kW], W [MWh]) Sähkön käyttäjäryhmä Kotitalous Sähkölämmitys Palvelu k1 k2 0,29 0,22 0,25 2,50 0,90 1,90 Käytännössä sähkönkäyttäjät eivät noudata tarkasti Velanderin kaavaa johdettaessa käytettyjä oletuksia. Mittaukset ovat kuitenkin osoittaneet, että Velanderin kaava antaa likimain oikeita arvoja tehohuipulle silloinkin, kun osakuormitukset ovat erilaisia. Velanderin kaava soveltuu erityisesti suuren sähkönkäyttäjäjoukon huipputehon määritykseen. Yksittäisen sähkönkäyttäjän ja tietyn hetken tehojen määritykseen se ei sovellu. 13 Kokonaiskulutuksen huipputehon arvioinnissa ei riitä, että tunnetaan eri kuluttajaryhmien huipputehot tarkasteltavalla alueella. Lisäksi on tiedettävä, miten eri kuluttajaryhmien tehon tarve vaihtelee eri aikoina. Tämä vaihtelu voidaan ottaa huomioon ns. osallistumiskertoimien avulla. Osallistumiskerroin kertoo tiettynä ajankohtana sähkönkäyttäjän tehon suhteessa sähkönkäyttäjän huipputehoon. 3.1.2 Kuormitusmallit Velanderin kaavaa tarkempaan kuormitusten mallintamiseen päästään profiloimalla eri tyyppisten sähkönkäyttäjien sähkönkäyttötottumukset. Profiloinnin tavoitteena on laatia ns. kuormitusmallit, jotka kuvaavat sähkönkäyttäjän määrällisesti ja ajallisesti vaihtuvaa sähkönkulutusta. Tällaisen kuormitusmallin avulla voidaan määrittää yksittäisten sähkönkäyttäjien tuntikohtainen tehontarve. Käytännön toteutus on tehty määrittelemällä tyyppikäyttäjät, joita on yhteensä 40 kpl ja tekemällä tyyppikäyttäjille määrällisesti ja ajallisesti laajat mittaukset. Nykyisin käytössä olevat kuormitustiedot perustuvat Sähkölaitosyhdistyksen (nykyinen Sähköenergialiitto ry Sener) vuonna 1992 julkaisemaan sähkön käytön kuormitustutkimukseen. Mittaustoiminnan toteutuksesta vastasi 42 sähkölaitosta ja mittauskohteita oli yhteensä lähes 1200. Mittaukset tehtiin 1980 ja –90 luvuilla. Mittausten tuloksena on saatu eri tyyppikäyttäjien tuntikohtainen tehovaihtelu, tuntikeskitehojen hajonta ja lämpötilariippuvuus. Sähkön kokonaiskäytön tarkasteluissa käytetään lukuisten pienten käyttäjäryhmien sijasta laajempia ryhmiä, jotka muodostavat hierarkkisen jaon kokonaiskulutuksesta alaspäin. Kokonaiskäytön jakaantumisen periaate on esitetty kuvassa 3.2. KOKONAISKULUTUS JALOSTUS PALVELU Prosessiteollisuus Hallinto Muu teollisuus Liike-elämä YKSITYINEN JA MAATALOUS Sähkölämmitys Osittainvaraava Huonekohtainen 1-vuoro teollisuus Varaava 2-vuoro teollisuus Kotitaloudet Kerrostaloasuminen Omakoti-ja rivitaloasuminen Maataloudet Kuva 3.2 Sähkönkäyttäjäryhmien pääpiirteittäinen jaottelu. Kuormitusmallien muodostaminen mittausaineistosta ja erilaisten kuormitusesitysten laskenta on esitetty kuvassa 3.3 (SLY 1992). 14 Kyselylomake Kuormitusmuisti sähkölaitokselta Kohdetiedot Mittausdata Ilmatieteen laitos Tietokanta Kohdetiedot Vuosienergian estimaatti Suodatettu mittausdata Lämpötilatiedot Mittaustietojen analysointi Kuormitusmalleja Kuva 3.3. Periaatekaavio kuormitustietojen keruusta, kuormitusmallien laskentaan ja edelleen erilaisten tulosten laskentaan. (SLY 1992) Kuormitusmallien määrityksen lähtökohta on siis käyttäjäryhmittelyssä, joka jakaa sähkönkäyttäjäjoukon sellaisiin ryhmiin, joissa sähkön käyttö voidaan olettaa riittävällä tarkkuudella samanlaiseksi. Kerätyn mittausaineiston analysoinnissa käyttäjäryhmille laskettiin vuoden jokaista 2-viikkojaksoa vastaavat keskitehot ja niihin suhteutetut 2viikkoindeksit (kuva 3.4) sekä päivittäiset tuntimallit ja tunti-indeksit kunakin 2viikkojaksona (kuva 3.5). Viikonpäiväjaksona käytetään kolmitasoista mallia; arki, aatto ja pyhä. Kaikki arkipäivät oletetaan siis samanlaisiksi kyseisenä 2-viikkojaksona. Kuormitusmalleja muodostettaessa sähkön käytön lämpötilariippuvuus on huomioitu yksinkertaisella lineaarisella laskentamallilla yhtälön (3.2) mukaisesti: q tod (t ) q 0 (t ) T (t ) , (3.2) missä qtod(t) on mitattu sähkön käyttö hetkellä t, q0(t) on sähkön käyttö normaalissa ulkolämpötilassa hetkellä t, on sähkön käytön lämpötilariippuvuutta kuvaava kerroin, joka on voimassa koko mallin ajan, ja T(t) on mitatun ja normaalin ulkolämpötilan erotus hetkellä t. Normaalilla ulkolämpötilalla tarkoitetaan laskennallista referenssilämpötilaa. (SLY 1992) 3.2 Kuormitusmallien käyttö Eri käyttötarkoituksia varten tarvitaan kuormituksista erilaisia esitystapoja, kuten kuormituskäyriä, indeksisarjoja ja tunnuslukuja, jotka kattavat koko vuoden. Tällöin lasketuille malleille suoritetaan niiden muodostamiseen nähden käänteiset operaatiot. Tuloksena saadaan kuormitustiedot, jotka vastaavat tiettyä vuosienergiaa, tietyn vuoden kalenteritietoja ja tiettynä vuonna tietyssä paikassa vallinneita olosuhteita. (SLY 1992) 3.2.1 Keskitehon laskeminen Tietyn ajankohdan i tuntikeskitehon absoluuttinen arvo voidaan laskea suhteellisista 2viikko-ja tunti-indeksisarjoista yhtälön (3.3) avulla: 15 Pri E r Q ri q ri , 8760 100 100 (3.3) missä Pri on käyttäjäryhmän r ajankohdan i tuntikeskiteho, Er on käyttäjäryhmän r vuosienergia, Qri on käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava 2-viikkoindeksi (ns. ulkoinen indeksi), qri on käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava tunti-indeksi (ns. sisäinen indeksi). (SLY 1992) Esimerkki kuormituskäyrän käytöstä tehon määrittämisessä Omakotitaloasujan vuosienergia on 10 000 kWh. Mikä on käyttäjän tuntiteho tammikuun 1. viikon lauantai-iltana klo 17–18? Tarkastellaan omakotitaloasujan sähkön käyttöä kuvaavaa kuormituskäyrää ja haetaan sieltä Qri eli kyseisen käyttäjäryhmän tammikuun 1. viikkoa vastaava 2-viikkoindeksi. O m a k o t i- j a r iv i t a lo a s u m i n e n kW 0 ,8 2 - v iik k o k e s k it e h o t V u o s i e n e r g i a /k W h 5000 M it t a u s k o h t e i t a /k p l 60 0 ,6 0 ,4 0 ,2 0 1 2 3 4 6 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2-viikkokeskitehot Viikko Viikko 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 123 123 118 116 109 107 101 100 97 88 84 77 77 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 73 73 78 79 89 94 100 104 107 112 115 127 129 Kuva 3.4. 2-viikkokeskitehot ja indeksit omakoti- ja rivitaloasumiselle. 2-viikkoindeksille saadaan kuvan alareunassa olevasta taulukosta arvo Qri = 123, joka tarkoittaa, että tammikuun alussa olevan 2-viikkojakson keskiteho on 23 % vuotuista keskitehoa suurempi. Kuvassa olevat keskitehot (kW) on laskettu sellaiselle sähkönkäyttäjälle, jonka vuosienergia on 5000 kWh. Seuraavaksi haetaan kyseisen käyttäjäryhmän lauantai-iltaa (aattoa) klo 17-18 vastaava tunti-indeksi qri kuvasta 3.5. 25 26 16 Keskimääräinen vuorokausi, suhteelliset arvot kesä talvi 250 250 250 200 200 200 150 150 150 100 100 100 50 50 50 0 0 0 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Arki 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Aatto 7.00 12.00 17.00 22.00 03.00 Pyhä Kuva 3.5.Tunti-indeksit omakoti- ja rivitaloasumiselle. Kuvasta saadaan tunti-indeksille arvo qri = 250, talviaatto klo 17-18. Indeksi tarkoittaa, että kyseisen tunnin keskiteho on 150 % suurempi kuin tammikuun ensimmäisen 2viikkojakson keskiteho. Keskituntitehoksi kyseiselle ajankohdalle saadaan: Pri 10 000 kWh 123 250 8760 h 100 100 3,5 kW 3.2.2 Huipputehon laskeminen Edellä kuvatulla tavalla laskettu keskiteho kuvaa suuren sähkönkäyttäjäjoukon mukaista keskimääräistä käyttäytymistä. Yksittäisen sähkönkäyttäjän sähkönkäytössä esiintyy voimakastakin satunnaisvaihtelua, välillä teho on suurempi ja välillä pienempi kuin keskimääräinen teho. Kuormitusmallin tuloksena saatavaa keskitehoa ei voidakaan käyttää sähkönkäyttäjän huipputehona, joka yksittäisen sähkönkäyttäjän kohdalla on selvästi keskitehoa suurempi. Huipputeho on kuitenkin kiinnostava suure, koska se vaikuttaa mm. verkoston mitoitukseen. Huipputehoa voidaan arvioida tilastomatematiikan keinoin, kun oletetaan samantyyppisten sähkönkäyttäjien tehojen vaihtelun tiettynä ajanhetkenä olevan normaalijakauman mukaista. Tällöin tiettyä todennäköisyyttä (ylitystodennäköisyyttä) a vastaava huipputeho voidaan laskea, jos hajonta tunnetaan (oletetaan normaalijakaumaksi). z 0,00 0,68 1,00 1,65 2,00 2,32 3,00 4,00 Todennäköisyys sille, että x < + z 0,50 0,75 0,84 0,95 0,97 0,99 0,999 0,99997 Kuva 3.6. Normaalijakauma ja todennäköisyydet. Esimerkiksi, jos a = 1 % (eli halutaan 99 % varmuus siitä, ettei huipputeho ylitä laskettua tehoa) saadaan normaalijakaumasta kertoimeksi z99 = 2,32 (ko. huipputeho on 2.32 hajonnan päässä keskitehosta). 95 % ylitystodennäköisyyttä vastaava z95 = 1.65 ja 10 % ylitystodennäköisyyttä vastaava z90 = 1.3. 17 Usean samantyyppisen sähkönkäyttäjän huipputeho voidaan laskea voidaan laskea yhtälön (3.4) avulla. Pmax n * P za * n * (3.4) Satunnaisvaihtelun merkitys on silloin erityisen suuri, kun sähkönkäyttäjiä on vähän ja hajonta on suuri. Taulukossa 3.2 on esitetty huipputehossa tapahtuva tasoittuminen sähkönkäyttäjien määrän kasvaessa. Oletuksena laskelmissa on, että hajonta 50 % keskitehosta Pk ja huipputeho lasketaan 1 % ylitystodennäköisyyden mukaan (tällöin z99 = 2,32) . Taulukko 3.2 Huipputehojen tasoittuminen sähkönkäyttäjämäärän kasvaessa, Pk = keskiteho n Pmax 1 2 10 100 2.1*Pk 3.6*Pk 13.6*Pk 111.5*Pk Hajonta vaikuttaa voimakkaasti yhden tai muutaman sähkökäyttäjän huipputehon määräytymiseen. Hajonta on siten otettava huomioon esim. pienjänniteverkon johtoja mitoitettaessa. Käyttäjämäärän kasvaessa satunnaisvaihtelusta aiheutuvan hajonnan merkitys vähenee, edellä olevassa esimerkissä 100 sähkönkäyttäjän yhteinen huipputeho on vain 11.5 % prosenttia keskitehoa suurempi, kun yhden sähkönkäyttäjän huipputeho on yli kaksinkertainen keskitehoon verrattuna. 1 % tai 5 % ylitystodennäköisyyttä vastaavaa huipputehoa käytetään laskentaperusteena johtojen kuormitettavuuslaskelmissa. Jännitteenalenemalaskelmissa voidaan käyttää 10 % ylitystodennäköisyyttä vastaavaa huipputehoa. Häviölaskelmat tehdään 50 % ylitystodennäköisyyttä vastaavalla teholla eli keskiteholla. Risteily Eri tyyppisten sähkön käyttäjien suurimmat tehotarpeet eivät yleensä esiinny samaan aikaan vaan tehot ’risteilevät’, ja eri kohteiden summakuormitusten huipputeho on yleensä pienempi kuin yksittäisten kohteiden huipputehojen summa. Huipputeho voidaan laskea yhtälön (3.5) avulla. Pmax n1 * P1 n2 * P2 za n1 2 1 n2 2 2 (3.5) Käytännössä huipputehojen tasoittumista tapahtuu siis eri käyttäjäryhmien sähkönkäytön ajallisen eroavaisuuden sekä käyttäjämäärän kasvaessa tapahtuvan satunnaisvaihtelun vähenemisen myötä. Tämän näkyy mm. kuormitusten huipunkäyttöaikojen kasvamisena. Kuvassa 3.7 on esitetty esimerkki tehojen risteilystä (Lakervi 1995). Kuvassa solmussa 4 on kotitalouskulutusta yhteensä 20 MWh/a (neljä 5 MWh/a asiakasta) ja solmussa yksi 30 MWh/a sähkölämmitysasiakas. Kuormitusta kuvaavissa käyrissä on laskettu sähkönkäyttäjien huipputehot (1 % ylitystodennäköisyys) eri tunteina sekä myös yhteinen solmun 2 huipputeho. 18 Kotitalousasiakkaan huipputeho on n. 15 kW (illalla saunomisaikaan) ja sähkölämmitysasiakkaan n. 13 kW (yöllä lämminvesivaraajien päällä ollessa). Yhteinen teho, solmu 2, on huipussa illalla, huipputeho on n. 24 kW. Sähkölämmitys 30 MWh/a 3 Syöttö 2 4 Kotitalous 20 MWh/a Kuva 3.7. Esimerkki tehojen risteilystä. 19 4 Sähkökauppa Sähkömarkkinauudistuksen yhteydessä vuonna 1995 sähkökauppa säädettiin sähkön tuotannon ja myynnin osalta vapaasti kilpailluksi liiketoiminta-alueeksi. Markkinan avaamisen myötä sähkön loppukäyttäjille tarjoutui mahdollisuus kilpailuttaa sähkön toimittajansa. Aikaisemmin sähkön toimittaja oli automaattisesti ollut alueella toimiva paikallinen sähköyhtiö. Markkinauudistuksen yhteydessä myös suurten käyttäjien ja vähittäismyyjien sähkön hankintamahdollisuudet monipuolistuivat. Aikaisemmin mahdollisia hankintatapoja olivat olleet tuottajien kanssa solmitut pitkät sopimukset sekä voimalaitosten tai voimalaitososuuksien omistaminen. Muuttuneessa markkinatilanteessa uudeksi sähkön hankintakanavaksi vanhojen kahdenvälisten sopimusten rinnalle tuli sähköpörssi. Sähköpörssissä toimittaessa pörssi vaatii kaupan osapuolilta kauppaan verrannolliset vakuudet ja toimii selvitystalona. Sähköpörssissä kaupankäyntiin ei liity vastapuoliriskiä. Sähkökauppaa voidaan käydä myös OTC- eli kahdenvälisillä markkinoilla, jolloin kaupan osapuolet huolehtivat itse tarvittavista vakuuksista. Pohjoismaissa ja Baltian maissa sähkön fyysiseen toimitukseen johtavaa kauppaa käydään Nord Pool Spot –sähköpörssissä. Sähköpörssien toimintojen yhdistäminen sekä sähkömarkkina-alueiden luominen on osa Euroopan Unionin päämäärää luoda yhtenäinen eurooppalainen sisämarkkina sähkölle. Vuonna 2014 seitsemän eurooppalaista sähköpörssiä ottivat käyttöön Price Coupling of Regions –mallin, jossa jaetaan rajasiirtokapasiteetti ja lasketaan hinnat kaikille alueille samanaikaisesti ja samalla metodilla (Nord Pool). Yksi merkittävä hidaste eurooppalaisen sähkömarkkinan kehitykselle on riittämätön sähkön siirtoverkko. Markkina-alueiden kehittäminen ja laajentaminen ei onnistu, jos sähkön siirtorajoitteet estävät sähkön siirtoa ylituotantoalueilta alituotantoalueille. Sähkön siirtoverkon kehittämiseksi Euroopassa on monia suunnitelmia, mutta esimerkiksi tilan puute on suuri este rakentaa riittävästi siirtoverkkoa Keski-Euroopassa. 4.1 Vähittäismarkkina Vähittäismarkkinoilla tarkoitetaan sähkön myyntiä jakeluverkon kautta loppukäyttäjille. Sähkön vähittäismyyjistä suurin osa on aiemmin paikallisessa monopoliasemassa toimineita sähköyhtiöitä, mutta markkinoille on tullut myös jakeluverkonhaltijoista riippumattomia sähkönmyyjiä. Sähkön vähittäismyyjät myyvät itse tuottamaansa sekä tukkumarkkinoilta ostamaansa sähköä. Pienten sähkönkäyttäjien etujen turvaamiseksi vähittäismyyjällä, jolla on jakeluverkonhaltijan vastuualueella suurin markkinaosuus, on sähkön toimitusvelvollisuus. Tämä tarkoittaa sitä, että myyjän on toimitettava sen toimitusvelvollisuusalueeseen kuuluvan asiakkaan pyytäessä sähköä kohtuulliseen hintaan. Toimitusvelvollisuuden piiriin kuuluvat sähköenergian myyntihinnat ja -ehdot ovat julkisia. 20 Vuonna 2014 noin 10 % sähkönkäyttäjistä vaihtoi sähkönmyyjää (Energiavirasto 2015b). Aktiivisimpia vaihtajia olivat yli 3 x 63 A sulakkeella varustetut yrityskäyttäjät, joista 13 % vaihtoi myyjää vuonna 2014. Kotitalouksista noin 11 % vaihtoi myyjää. Myyjää vaihtaneiden lisäksi sähkönhankintansa kilpailuttaneisiin asiakkaisiin voidaan laskea myös ne, jotka ovat neuvotelleet uuden sopimuksen vanhan myyjänsä kanssa. Näiden asiakkaiden määrästä ei kuitenkaan ole saatavilla tilastoja. Pienasiakkaat solmivat tyypillisesti toistaiseksi voimassa olevia sopimuksia, joissa myyjä voi muuttaa hintaa ilmoittamalla siitä asiakkaalle vähintään kuukautta etukäteen, tai määräaikaisia ja kiinteähintaisia sopimuksia. Tämän ansiosta sähkön tukkumarkkinoiden suuretkaan hintavaihtelut eivät näy heti loppuasiakkaiden hinnoissa. Lisäksi valittavana on pörssihintaan sidottuja tuotteita. Tyypilliset Suomessa myytävät tuotteet on sidottu Nord Poolin Suomen aluehintaan. Pörssihintaan sidotut sopimukset ovat olleet suosittuja etenkin Norjassa ja Ruotsissa. Myös Pohjoismaissa vähittäismarkkinat ovat pysyneet kansallisina yhteisestä tukkumarkkinasta huolimatta. Pohjoismaiden sähkömarkkinaviranomaiset ovat kuitenkin asettaneet tavoitteeksi yhteispohjoismaisen sähkön vähittäismarkkinan. Ennen kuin myyjät pystyvät myymään sähköä samanvertaisina kaikkiin Pohjoismaihin, on kuitenkin sovittava yhteisistä toimintatavoista mm. myyjänvaihdossa ja taseselvityksessä. (NordREG 2010) 4.2 Tukkusähkömarkkina Pohjoismaisille sähkömarkkinoille on ominaista voimakas vaihtelu vesivoimalla tuotetun sähkön määrässä ja suuri vaihtelu sähkön kulutuksessa, mikä näkyy sähkön hinnan volatiliteettina. Markkinoiden erityispiirteet luovat tarpeen joustaville tukkumarkkinoille, joilla hallitaan suuri vaihtelu sekä sähkön tuotannossa että kulutuksessa. Sähköpörssi ja OTC-markkinat yhdessä muodostavat joustavan ja toimivan kaupankäyntiympäristön sähkömarkkinoille. Tukkusähkömarkkinoilla tarkoitetaan sähköpörssissä käytävää kaupankäyntiä, joka tapahtuu lähinnä suurien toimijoiden kesken. Pohjoismaissa fyysiseen sähkön toimitukseen johtavilla tuotteilla käydään kauppaa Nord Pool Spot-markkinoilla ja johdannaistuotteilla Nasdaq OMX Commodities –finanssimarkkinoilla. Pohjoismaisilla Spot-markkinoilla kauppaa käydään seuraavan vuorokauden tuntien sähköntoimituksesta Elspot- ja Elbas-markkinoilla. Elspot-markkinoilla osapuolet tekevät osto- ja myyntitarjouksia suljettuna tarjousmenettelynä kerran päivässä. Tarjousten perusteella muodostetaan sähkön markkinahinta eli systeemihinta. Systeemihinta kuvaa kaikkein kalleinta tuotantotapaa, joka tarvitaan kysynnän tasapainottamiseksi ja toisaalta se on hinta, joka energiasta ollaan valmiita maksamaan. Tarjousmenettelyllä varmistetaan markkinoiden tehokas toiminta siten, että tuotantomuotoja käytetään alkaen edullisimmasta. Systeemihinnan muodostumisessa ei oteta huomioon fyysisiä rajoitteita siirtoverkossa vaan ne huomioidaan erikseen aluehintojen laskennassa. Elbas-markkinat puolestaan toimivat Elspot-kaupankäynnin jälkimarkkinana. Sähköjohdannaistenkin hinnat määräytyvät kysynnän ja tarjonnan 21 perusteella. Sähköjohdannaisten avulla tuottaja tai myyjä voi sopia sähkön hinnan esimerkiksi vuodeksi eteenpäin. Johdannaismarkkinoilla toimii sähkön tuottajien, välittäjien ja kuluttajien lisäksi myös sijoittajia, kuten kansainvälisiä pankkeja. Fyysinen tukkusähkökaupankäynti johtaa aina sähkön toimitukseen ja tämän takia Spotmarkkinoiden osapuolilla täytyy olla yhteys sähköverkkoon toimituksia varten. Nord Poolin markkina-alueeseen kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja, Tanska, Viro, Liettua ja Latvia. Lisäksi Pohjoismaista on siirtoyhteyksiä Saksaan, Puolaan, Hollantiin ja Venäjälle. Eurooppalaisten sähkömarkkinoiden synnyttäminen lisää siirtoyhteyksien tarvetta. Usein syntyy tilanteita, jolloin tarjolla oleva siirtokapasiteetti ei riitä kaupankäynnin tarpeisiin. Tällöin kunkin maan järjestelmävastaavan on selvitettävä pullonkaulatilanne joko vastaostoilla tai jakamalla markkinat hinta-alueisiin. Vastaostotilanteessa tarvittava teho pyritään ostamaan säätösähkömarkkinoilta tai rajoittamaan pullonkaulan eri puolilla olevien toimijoiden tuotantoa tai kulutusta. Jakamalla markkinat hinta-alueisiin varmistetaan se, että aluehinta kuvaa parhaiten senhetkistä tuotanto- ja siirtokapasiteettia. Erillisten hinta-alueiden muodostuminen voi muuttaa yksittäisten toimijoiden markkinavaltaa, kun toimijoiden voimasuhteet vääristyvät. Kuvassa 4.1 on esitetty hetkellinen tilanne Nord Poolin aluehinnoista. 22 Kuva 4.1. Elspot -kaupankäynnin aluehinnat 27.7.2015, 9-10 CET (Systeemihinta 11,43 €/MWh). (www.nordpoolspot.com). 4.3 Siirtoverkko Sähkönsiirtoverkkojen tehtävänä on muodostaa fyysinen markkinapaikka sähkön myynnille. Sähkömarkkinoiden tehokkaan ja luotettavan toiminnan turvaamiseksi järjestelmävastaavan tehtävänä on huolehtia siirtojärjestelmän riittävyydestä, järjestelmän toimivuudesta sekä osaltaan edistää markkinoiden toimivuutta. Fyysisten siirtoyhteyksien varmistaminen markkinaosapuolien välillä on edellytys toimivalla sähkömarkkinalle. Siirtoverkoissa esiintyy nykytilanteeseen alimitoitettuja verkon osia, ns. pullonkauloja, jotka voivat rajoittaa sähkönsiirtoa. Myös Pohjoismaiden alueella esiintyy kaupankäyntiä hankaloittavia siirtorajoituksia. Vuonna 2014 Nord Pool Spothinta oli sama kaikissa Pohjoismaissa 11 % tunneista (Energiavirasto 2015b). Järjestelmävastaavat ovat kuitenkin vahvistamassa siirtoverkkoa sekä maiden sisällä että välillä, jolloin pullonkaulatilanteita syntyy harvemmin. Pohjoismaiden ja KeskiEuroopan välisiä sähkön siirtoyhteyksiä on lisätty viime vuosina ja eurooppalaisen 23 integraatiokehityksen tulevaisuudessa. myötä suunnitelmia niiden vahvistamiseksi on myös Järjestelmävastaavien tehtävänä ei ole pelkästään tarjota siirtoverkko sähkökaupan tarpeisiin, vaan erittäin tärkeä tehtävä on myös pitää sähkön tuotanto ja kulutus tasapainossa joka hetki. Spot-markkinoilla on erityinen tehtävä tämän tasapainon ylläpitämiseksi, koska sen avulla osapuolet voivat tasoittaa energiataseitansa etukäteen. Fyysisten markkinoiden viimeisessä kaupankäynnissä järjestelmävastaava tasapainottaa käyttötunnin aikaisen tuotannon ja kulutuksen säätösähköllä. Toimijat osallistuvat jättämällä tarjouksensa pohjoismaisille säätösähkömarkkinoille samaan tapaan kuin Spot-markkinoille. Järjestelmävastaavan tehtäviin kuuluu myös tasahallinta, jolla osapuolien myynnit ja hankinnat selvitetään. 4.4 Sähköpörssi Sähköpörssi on avoin, keskitetty ja neutraali markkinapaikka, jossa sähkön markkinahinta määräytyy kysynnän ja tarjonnan perusteella. Pörssissä myytävät tuotteet ovat standardituotteita ja viestintä on tasapuolista kaikille toimijoille. Pörssissä käytävien kauppojen vastapuolena toimii aina pörssi, joten kaupankäynti on anonyymiä eikä sisällä vastapuoliriskiä. Pörssi toimii markkinaorientoituneesti eli pörssin jäsenet ovat itse mukana päätöksenteossa. Tällöin pörssin tuoterakenne on mahdollista suunnitella siten, että se vastaa markkinaosapuolten tarpeita. Sähköpörssin kaupankäyntituotteet jaetaan fyysisiin tuotteisiin ja finanssituotteisiin. Nord Poolin Suomen aluehinta toimii referenssihintana Suomessa käytävässä tase- ja säätösähkökaupassa. Systeemihintaa käytetään referenssihintana Nasdaq OMX Commoditiesin finanssituotteissa. Johdannaisten pääasiallinen käyttötarkoitus on toiminnan riskitason muokkaaminen valitun strategian mukaiseksi. Johdannaisten avulla voidaan suojautua epäsuotuisalta hintakehitykseltä varmistamalla tuotetun sähkön myyntihinta tai sähkön hankintahinta. Toisaalta johdannaiskaupalla voidaan myös pyrkiä kasvattamaan toiminnan tuottoa. Johdannaiskaupassa kaupankäynnin kohteena olevan sähkön hinta kuvaa markkinoiden odotuksia tulevasta hintatasosta. (Nord Pool) 4.5 Sähköpörssin fyysiset tuotteet Kaupankäynti sähköpörssin fyysisillä tuotteilla johtaa aina sähkön toimitukseen. Sähköpörssin fyysiset markkinat eli Spot-markkinat kehitettiin vastaamaan markkinaosapuolten sähkön tilapäiskaupan tarpeeseen ja uskottavan referenssihinnan muodostumismekanismin luomiseksi. Avoimilla markkinoilla sähkön tuotannon ja hankinnan optimointi on kannattavan toiminnan keskeisiä edellytyksiä. Sähkön kulutuksen arviointiin liittyvästä epävarmuudesta huolimatta sähköä on kyettävä ostamaan ja myymään kulloisenkin tarpeen mukaan. Onnistuakseen tämä vaatii toimivat fyysiset markkinat, jotka muodostavat kaupankäynnin kohteena olevalle sähkölle uskottavan referenssihinnan. Vuonna 2014 87 % Pohjoismaiden ja Baltian alueella kulutetusta sähköenergiasta hankittiin Nord Poolista (Energiavirasto 2015b). 24 Sähköpörssin Spot-markkinoiden hyötyjä ovat kaikille avoimen referenssihinnan muodostuminen ja markkinaosapuolten tasa-arvoinen kohtelu. Spot-markkinoilla saadaan sähkölle markkinahinta vuorokauden jokaisena tuntina. Tätä markkinahintaa voidaan käyttää referenssihintana sähköpörssin finanssimarkkinoilla, tase- ja säätösähkömarkkinoilla sekä sähköpörssin ulkopuolisessa OTC-kaupassa. Sähköpörssin Spot-markkina on jaettu kahteen kaupankäyntimekanismiin, Elspot- ja Elbas-markkinoihin. Elspot on suljettuun kaupankäyntikierrokseen perustuva järjestelmä. Suljetulla tarkoitetaan tässä yhteydessä sitä, että tarjoukset tehdään tietämättä muiden markkinaosapuolien tarjouksista. Tarjoukset ovat kaupankäynnin kohteena olevan sähkön hinnan ja määrän suhteen ehdollisia rajatarjouksia. Kaupankäyntikierros suoritetaan kerran päivässä. Kaupankäyntikierroksen jälkeen muodostetaan yksi markkinahinta, joka on sama kaikille osapuolille. (Nord Pool) Elbas on jatkuva-aikainen kaupankäyntijärjestelmä, jossa kaupankäynti on mahdollista kunnes käyttötunnin alkuun on yksi tunti. Samalle tunnille voi tehdä osto- ja myyntitarjouksia, ja tunnin hinta voi vaihdella päivän aikana. (Nord Pool) 4.5.1 Elspot Elspot–markkinoilla kaupankäynnin kohteena ovat 0,1 MWh:n ja sen kerrannaisten kiinteä sähköntoimitus koskien seuraavan päivän toimitustunteja 00–23 sekä erilaiset blokkituotteet eli tarjoukset ostaa tai myydä tietty energiamäärä peräkkäisinä tunteina. Toimijat voivat itse määritellä blokin pituuden, mutta minimipituus on kuitenkin 3 tuntia. Blokkitarjoukset toteutuvat ainoastaan siinä tapauksessa, että sekä hinta että volyymikriteerit täyttyvät kokonaisuudessaan. Kaupankäyntimuoto on suljettu huutokauppapörssi. Tarjoukset tehdään rajatarjouksina kerran päivässä omalle tarjousalueelle. Tarjous sisältää vähintään hankittavan tai myytävän tehomäärän ja hintavälin kyseiselle tehomäärälle. Tarjous voi lisäksi sisältää muita hinta/määräkombinaatiota. Tarjoukset on jätettävä viimeistään toimitusta edeltävänä päivänä kello 13 mennessä. Niiden tuntien kohdalla, joina ei haluta käydä kauppaa, osto- tai myyntivolyymi merkitään nollaksi. Kaupankäyntikierros suoritetaan kerran päivässä ja kaupankäynnin tuloksena saadaan kaikille tunneille yksi markkinahinta, systeemihinta, kaikille osapuolille. (Nord Pool) Maantieteellisesti markkinat on jaettu viiteentoista tarjousalueeseen. Norjassa on viisi tarjousaluetta, Tanskassa kaksi, Ruotsissa neljä. Suomi, Viro, Liettua ja Latvia muodostavat kukin oman tarjousalueensa. Tarjousalue on alue, jolle alueen toimijoiden on jätettävä osto- ja myyntitarjouksensa; tarjousalueet voivat yhdistyä hinta-alueiksi jos alueiden välinen siirtokapasiteetti sen sallii, mutta tarjousalue voi muodostua myös omaksi hinta-alueekseen. (Nord Pool) Tuntikohtaiset systeemihinnat saadaan yhdistämällä käyttötuntikohtaiset osto- ja myyntitarjoukset siten, että niistä muodostuu yksi kysyntäkäyrä ja yksi tarjontakäyrä kullekin vuorokauden käyttötunnille. Systeemihinta on kysyntä- ja tarjontakäyrien leikkauspiste. Systeemihinta on sama kaikille markkinaosapuolille. Systeemihinnan muodostumista on havainnollistettu kuvassa 4.2. (Nord Pool) 25 Kuva 4.2. Systeemihinta luetaan pystyakselilta kysyntä- ja tarjontakäyrien leikkauspisteestä. Systeemihinnan laskennassa ei oteta huomioon mahdollisia siirtokapasiteettirajoituksia. Jos siirtotarve alueiden välillä ei ylitä käytettävissä olevaa siirtokapasiteettia, hinta on sama kaikilla alueilla (systeemihinta). Siirtokapasiteettirajoituksista johtuen eri hintaalueille voi kuitenkin käytännössä muodostua systeemihinnasta poikkeavia aluehintoja. Ylitarjonta-alueella hinta laskee ja alitarjonta-alueella hinta nousee systeemihintaan nähden. Alitarjonta-alueella muodostetaan kysyntä- ja tarjontakäyrät kyseisen alueen osto- ja myyntitarjousten perusteella. Uusi tarjontakäyrä saadaan siirtämällä alkuperäistä tarjontakäyrää olemassa olevan siirtokapasiteetin (MWh) verran oikealle. Aluehinta luetaan pystyakselilta kysyntäkäyrän ja uuden tarjontakäyrän leikkauspisteestä. Aluehinnan muodostumista ali- ja ylituotanto-alueilla on havainnollistettu kuvassa 4.3. ALITUOTANTOALUE YLITUOTANTOALUE C = Hinta-alueen tarjonta ja kysyntä ennen hinta-alueen muodostamista B = Hinta-alueen tarjonta ja kysyntä ennen hinta-alueen muodostamista Kysyntä B Hinta B (60) Aluehinta (55) Systeemihinta (50) Tarjonta B Tarjonta Kysyntä C Systeemihinta Aluehinta Hinta C MWh Tarjontakäyrän siirto oikealle siirtokapasiteetin sallimissa rajoissa Tarjonta Tarjonta C (50) (45) (40) MWh Tarjontakäyrän siirto vasemmalle siirtokapasiteetin sallimissa rajoissa Kuva 4.3. Aluehinnan muodostuminen hinta-alueiden välisten siirtokapasiteettirajoitusten seurauksena. Alituotantoalueen tarjontakäyrää siirretään oikealle olemassa olevan siirtokapasiteetin verran ja tämän seurauksena alituotantoalueen hinta laskee ollen kuitenkin systeemihintaa korkeampi. Ylituotantoalueen hinta vastaavasti nousee tarjontakäyrän siirron verran ollen kuitenkin systeemihintaa matalampi. (Karjalainen 06) Kuvassa 4.4 on esitetty systeemihinnan käyttäytyminen tuntitasolla kesällä 2007, viikoilla 31–32. Kuvasta nähdään hyvin viikonlopun (4.–5.8.) aikana vallitseva matalampi hintataso. 26 Kuva 4.4. Systeemihinnan (€/MWh) käyttäytyminen viikoilla 31-32/2007. (Nord Pool Spot) 4.5.2 Elbas Elbas on jälkimarkkinapaikka Elspot:lle. Kaupankäynti on jatkuva-aikaista. Elbas on avoinna 365 päivää vuodessa 24 h vuorokaudessa. Uudet tuntisarjat avataan päivittäin Elspot-tuloksen julkistamisen ja reklamaatioajan jälkeen noin klo 15. (Nord Pool) Elbas-tuntisarjoissa määritelty toimitustunti on sama riippumatta markkina-alueesta. Suomessa toimitustunti tarkoittaa alkavaa tuntia ja Ruotsissa päättyvää tuntia. Tuntisarjojen tunnukset esitetään muodossa PHhhvvkkpp, joista PH tarkoittaa tuntisarjaa ja sen jälkeiset seuraavat numerot ilmaisevat toimitustunnin, vuoden, kuukauden ja päivän. Tuntisarjan tunnus voi olla esimerkiksi PH15060925, jolloin sillä tarkoitetaan 25.9.2006 klo 15 alkavaa toimitustuntia. Tuntitarjousten lisäksi Elbasmarkkinoilla on mahdollista tehdä myös blokkitarjouksia, jotka muodostuvat peräkkäisistä tuntisarjoista. 4.6 Sähköpörssin johdannaistuotteet Pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla johdannaiskauppaa käydään Nasdaq OMX Commodities -finanssimarkkinoilla. Kaupankäynnin kohteena on erilaisia finanssijohdannaisia, jotka toteutetaan nettoarvon tilityksenä eli rahaselvityksenä. Nettoarvon tilitykseen ei sisälly tavaran fyysistä luovuttamista. (Nasdaq OMX) Finanssimarkkinoilla referenssihintana on Elspot:n systeemihinta. Kauppaa käydään futuuri-, DS-futuuri- ja optiosopimuksilla sekä aluehintatuotteilla (EPAD). Kaupan vastapuolena on aina pörssi, mikä takaa anonyymin kaupankäynnin ja eliminoi vastapuoliriskin. Kaupankäynti on jatkuva-aikaista. (Nasdaq OMX) 4.6.1 Futuurit ja DS-futuurit Futuurit ja DS-futuurit ovat sopimuksia ostaa tai myydä tietty hyödyke tulevaisuudessa. Sopimukset sitovat sekä ostajaa että myyjää. Kaupan ehdot (hinta, volyymi, toimitusaika) sovitaan sopimusta tehtäessä. Futuurisopimuksissa sopimusperiodi on päivä tai viikko. DS-futuurisopimuksissa sopimusperiodi on kuukausi, vuosineljännes tai vuosi. Futuuri- ja DS-futuurisopimukset eroavat toisistaan toteutuksen suhteen. Futuurisopimuksessa nettoarvon tilitys aloitetaan heti sopimuksen teon jälkeen ja se 27 tehdään päivittäin sekä kaupankäyntiajan loppuun saakka (daily market settlement) että toimitusaikana (spot reference settlement). Myös DS-futuurisopimuksessa tilitys tehdään toimitusaikana päivittäin (spot reference settlement). Ennen toimitusaikaa tilitys kuitenkin tehdään vain sopimuksen viimeisenä kaupankäyntipäivänä (expiry market settlement). Päivätuotteet sisältävät 24 toimitustuntia. Seuraavan viikon päivätuotteet avataan kaupankäynnin kohteeksi edellisenä perjantaina eli viimeisenä toimitusviikkoa edeltävänä kauppapäivänä. Viikkotuote sisältää nimensä mukaisesti yhden viikon toimitustunnit. Viikkotuotteita listataan siten, että kaupankäynnin kohteena on aina 6 seuraavaa viikkoa. Viikkotuotteita ei jaeta päivätuotteisiin. (Nasdaq OMX) Kuukausituote sisältää yhden kalenterikuukauden toimitustunnit. Kuukausituotteita listataan siten, että kaupankäynnin kohteena on aina 6 seuraavaa kuukautta. Vuosineljännes sisältää kolmen kalenterikuukauden toimitustunnit. Juuri ennen toimitusajan alkua vuosineljännes jaetaan kuukausituotteiksi. Vuosituote sisältää yhden kalenterivuoden toimitustunnit. Vuosisopimuksia noteerataan kymmenelle seuraavalle vuodelle. Vuosisopimus jaetaan neljäksi vuosineljännestuotteeksi juuri ennen toimituksen alkua. (Nasdaq OMX) Aluehintatuotteella (EPAD, Electricity Price Area Differentials) voidaan kattaa se osa johdannaissuojauksesta, joka jää avoimeksi aluehinnan erotessa systeemihinnasta. Fyysinen sähkökauppa käydään aluehintaisena ja fyysiselle sähkökaupalle syntyy avoin taloudellinen positio (aluehintariski) aluehinnan erotessa systeemihinnasta. Aluehintatuotteella voidaan siis suojautua aluehintariskiä vastaan. Suojautuminen aluehintariskiltä voidaan toteuttaa seuraavasti: 1. Suojataan tarvittava tehomäärä DS-futuurisopimuksella 2. Suojataan aluehintaero samalle tehomäärälle aluehintatuotteella 3. Suoritetaan fyysinen sähkönhankinta oman toimitusalueen aluehinnalla. Nasdaq OMX Commodities tarjoaa myös niin sanottuja huippukysynnän aikaisia peak load -sopimuksia Ne vastaavat muilta osin tavallisia futuuri- ja DS-futuurisopimuksia, mutta niiden nettoarvon tilitys toteutetaan maanantaista perjantaihin tuntien 8.00–20.00 (CET) osalta. (Nasdaq OMX) 4.6.2 Optiot Optio on sopimus tulevaisuudessa tehtävästä kaupasta. Optiosopimus velvoittaa ainoastaan option myyjää. Option ostaja maksaa myyjälle preemion korvaukseksi myyjän ottamasta riskistä. Optioita on kahta tyyppiä: osto-optioita ja myyntioptioita. Osto-option ostajalla on oikeus ostaa option osoittama kohde-etuus sovittuun hintaan ja osto-option myyjällä on velvollisuus myydä kohde-etuus ennalta määrättyyn hintaan. Myyntioption ostajalla on oikeus myydä option osoittama kohde-etuus ja myyntioption myyjällä on velvollisuus ostaa kohde-etuus ennalta määrättyyn hintaan. Optiosopimuksiin liittyviä oikeuksia velvollisuuksia on havainnollistettu kuvassa 4.5. 28 Ostaja (preemio -) Myyjä (preemio +) Osto-optio (Call) Oikeus ostaa kohde-etuus Velvollisuus myydä kohde-etuus Myynti-optio (Put) Oikeus myydä kohde-etuus Velvollisuus ostaa kohde-etuus Kuva 4.5. Optiosopimuksiin liittyvät oikeudet ja velvollisuudet. Nasdaq OMX Commodities -pörssissä noteerattavat optiot ovat eurooppalaisia sähköoptioita (ENO) ja niiden kohde-etuutena käytetään DS-futuurisopimuksia. Kaupankäynnin kohteena ovat kaksi lähintä vuosineljännessopimusta ja kaksi lähintä vuosisopimusta. Option ostaja voi toteuttaa oikeutensa ostaa tai myydä kohde-etuus ainoastaan option päättymispäivänä. Osto-optio toteutetaan, jos option päättymispäivänä kohde-etuutena olevan DS-futuurin markkinahinta ylittää option toteutushinnan. Myyntioptio toteutetaan, jos option päättymispäivänä DS-futuurin markkinahinta alittaa option toteutushinnan. Kuvassa 4.6 on esitetty eurooppalaisen sähköoption toteutus aikajanalla. (Nasdaq OMX) Voimassaoloaika Ensimmäinen noteerauspäivä Päättymispäivä Kohde-etuuden toimitusperiodi Kuva 4.6. Eurooppalaisen sähköoption toteutus aikajanalla. Ostetun option voittomahdollisuudet ovat periaatteessa rajattomat ja mahdollinen tappio rajoittuu optiosta maksettuun preemioon. Myydyn option tapauksessa mahdollinen voitto voi enimmillään olla optiosta saadun preemion suuruinen, mutta tappiot voivat olla suuriakin. 4.7 OTC-markkinat OTC-markkinoilla tarkoitetaan kaikkea sähköpörssin ulkopuolella käytävää sähkön tukkukauppaa. Perinteinen kahdenkeskisiin sopimuksiin perustuva sähkön tukkukauppakin on osa nykyisiä OTC-markkinoita. OTC-markkinoiden tarjoamien palvelujen avulla on mahdollista räätälöidä oma hankinta- ja myyntisalkku vastaamaan tarkasti omia tarpeita. Pörssikaupasta poiketen OTC-markkinoilla kaupankäynnissä on aina olemassa vastapuoliriski. Sähköpörssi ja OTC-markkinat ovat toisiaan täydentävät markkinat, jotka yhdessä muodostavat sähkön tukkumarkkinoille toimivan markkinamekanismin, jolla pyritään hallitsemaan sähkön hinnan korkea volatiliteetti. 29 4.8 Sähkönhankinnan periaatteita Seuraavassa on kuvattu tiivistetysti periaatteita, joita hyödyntäen sähkökauppias voi toteuttaa sähkönhankintaa. Tavoitteena sähkönhankinnassa on, että suunniteltu myynti katettaisiin mahdollisimman hyvin etukäteen suunnitelluilla ostoilla ja suojauksilla. Avoimella positiolla tarkoitetaan sitä osaa hankinnasta, jota ei ole joko hankittu kahdenvälisiltä markkinoilta tai suojattu finanssituotteilla. Avoin positio voi olla negatiivinen, jos hankinnasta on tehty tai suojattu vähemmän kuin suunniteltu myynti on. Avoin positio on positiivinen, jos hankinnasta on tehty tai suojattu enemmän kuin suunniteltu myynti on. Ensivaiheessa sähkökauppias määrittää myyntinsä eli tulevan myynnin kuormituskäyrän tuntitasolla. Kuormituskäyrän määrittely samoin kuin sähkön hankintaan liittyvät toiminnot ovat jatkuvia, kun asiakkaiden määrä muuttuu jatkuvasti uusien asiakkaiden tulon ja menetettyjen asiakkaiden poistumisen kautta. Sähkönhankinnan perustarpeen tyydyttämiseksi tehdään yleensä pitkäaikaisia kahdenkeskisiä hankintasopimuksia OTC-markkinoilla. Sopimukset voivat olla kiinteitä tai niissä voi olla mukana rajoitettu avoin toimitus. Yleensä kahdenkeskisten hankintasopimusten jälkeen varmistetaan sähkön hankinnan hintataso pörssin pitkillä johdannaissopimuksilla, esimerkiksi vuosi- ja vuosineljännesDS-futuureilla. Näillä poistetaan hankintahintaan liittyvä riski ja samalla pienennetään negatiivista avointa positiota lähelle nollaa. Näin ollen kiinnitetään myös toiminnan tuottotaso, jos/kun myös myynnin hintatasot on kiinnitetty myyntisopimuksissa. On muistettava, että johdannaiskauppa on finanssikauppaa eli fyysinen sähkönhankinta on aikanaan toteutettava Spot-markkinoilla. Hankintahinnan varmistus voidaan toteuttaa myös osto-optioita hankkimalla. Tällöin varmistetaan hankintahinnan yläraja optioita vastaavalle sähkömäärälle. Erona futuureihin ja DS-futuureihin verrattuna on tuottomahdollisuuksien säilyminen mikäli kohde-etuuden (DS-futuuri) hinta onkin edullinen option toteutushetkellä, jolloin option haltija voi hyödyntää tämän edullisen hinnan. Hintatason ylärajan rajaamisesta ja tuottomahdollisuuden säilymisestä maksetaan ’vakuutusmaksuna’ option hinta eli preemio. Futuureilla, DS-futuureilla ja optioilla voidaan suojata sähkön hintaa viikko- ja päivätason keskitehoja vastaaville kuormituksille. Niillä ei voida kuitenkaan hankkia sähköä tarkasti tuntitason tarpeen mukaisesti. Tuntitasoisen sähköntarpeen hankintaan voidaan käyttää Elspot- ja Elbas -fyysisiä tuotteita. Niitä käyttäen voidaan suunnitellut hankinnan ja myynnin tuntitehot saada vastaamaan toisiaan. Myynnin todellinen toteutuma on harvoin suunnitellun suuruinen. Hankinnan ja myynnin erotus (osto tai myynti) toteutuu lopulta joko tasesähkökauppana tai jos sähkökauppias ei ole tasevastaava eikä käy tasesähkökauppaa niin hänen ja hänen avoimen toimittajan välisenä kauppana. Tasesähkökauppaa kuvataan luvussa 5. 30 4.9 Riskit vapailla sähkömarkkinoilla Sähkömarkkinoiden vapautumisen myötä liiketoiminnan riskitaso sähkömarkkinoilla on kasvanut. Nykyisessä tilanteessa markkinaosapuolten on toiminnassaan otettava huomioon hintariskit, kysyntäriskit, luottoriskit, valuuttariskit, operatiiviset riskit, strategiset riskit ja poliittiset riskit. Hintariskit ovat seurausta sähkön hinnan korkeasta volatiliteetista eli suuresta vaihtelusta. Korkea volatiliteetti on seurausta ennen kaikkea sähkön kulutuksen ja tuotannon sääriippuvuudesta sekä sähkön fyysisestä luonteesta, joka estää sen tehokkaan varastoinnin. Kysyntäriski on vapaille markkinoille ominainen piirre. Sähkömarkkinoilla asiakkailla on nykyisin mahdollisuus vaihtaa sähkön toimittajaansa. Erityisesti suurten teollisuusasiakkaiden tai kiinteistöjen siirtyminen kilpailijoiden asiakkaaksi saattaa merkittävästi vähentää sähköyhtiön myyntiä, jolloin yhtiön hankintasopimukset voivat osoittautua ylimitoitetuiksi. Volyymiriski syntyy kun hankinnan ja myynnin määrät eroavat toisistaan. Myynnin volyymiriski toteutuu myynnin tuoton laskuna (esimerkiksi asiakkaiden vaihtaessa sähkön toimittajaa) ja lisääntyneenä fyysisen sähkön myyntinä. Hankinnan kannalta volyymiriski toteutuu yleensä jonakin muuna riskinä, kuten hintariskinä, sillä sähköä saadaan aina tarvittaessa ostettua lisää pörssistä. Sähkömarkkinoilla joidenkin markkinaosapuolten kyseenalainen vakavaraisuus ja luottokelpoisuus muodostavat luottoriskin muille markkinaosapuolille. Sähkökaupan kansainvälistyessä sähkömarkkinoiden toimintaan elementtinä mukaan myös valuuttariskit. tulevat yhtenä Operatiiviset riskit liittyvät sähkön hankinnan ja myynnin suunnitteluun. Hankinnan optimointitehtävä on markkinoiden vapautumisen myötä muuttunut entistä vaikeammaksi optimointitehtäväksi, koska tehtävässä huomioon otettavien tekijöiden määrä on lisääntynyt ja niiden ennustamiseen liittyy entistä enemmän epävarmuutta. Sähkömarkkinoilla operatiivisten riskien perustapaukset ovat: 31 Kysyntä ylittää tarjonnan, koska tuleva kysyntä on aliarvioitu tai tuleva tarjonta on yliarvioitu. Puuttuva sähköenergia joudutaan hankkimaan markkinahintaan Spot-markkinoilta tai tasesähkönä, jolloin siitä saatetaan joutua maksamaan tavallista korkeampi hinta. Tarjonta ylittää kysynnän, koska tuleva kysyntä on yliarvioitu tai tuleva tarjonta on aliarvioitu. Ylimääräinen sähköenergia on myytävä markkinahintaan Spotmarkkinoilla tai tasesähkönä, jolloin se saatetaan joutua myymään tavallista halvemmalla hinnalla. Sähkön hankintahinnaksi tukku- tai johdannaissopimuksessa on sovittu liian kallis hinta, koska tuleva markkinahinta on yliarvioitu. Toimitushetkellä sähköä saisi markkinoilta halvemmalla kuin mitä siitä joudutaan sopimuksen nojalla maksamaan. Sähkön myyntihinnaksi tukku- tai johdannaissopimuksessa on sovittu liian halpa hinta, koska tuleva markkinahinta on aliarvioitu. Sähköä joudutaan sopimuksen nojalla myymään halvemmalla kuin mitä siitä saataisiin markkinoilla. Sähkömarkkinoiden strategiset riskit aiheutuvat omista yli- tai ali-investoinneista, sekä kilpailijoiden toiminnasta. Poliittiset riskit aiheutuvat lähinnä lainsäädännöllisistä toimenpiteistä: muutokset sähkömarkkinoita koskevien laeissa ja asetuksissa, energiaverotuksessa sekä päästörajoissa. Poliittiset päätökset ohjaavat markkinoiden ohella myös erilaisten tuotantovaihtojen kehittymistä. 4.10 Riskienhallinta sähkömarkkinoilla Kannattavan toiminnan edellytys vapailla markkinoilla on kyky hallita toimintaan liittyviä riskejä. Riskienhallinnalla pyritään turvaamaan mahdollisuus liiketoiminnan jatkumiseen kaikissa olosuhteissa. Liiketoiminnan tuottavuuden ja toiminnan riskien välillä on usein hyvin suoraviivainen yhteys; mitä suuremmat riskit, sitä suuremmat tuottomahdollisuudet. Samaa pätee myös kääntäen, eli mitä pienemmät riskit, sitä pienemmät tuottomahdollisuudet. Toiminnassa on myös mahdollista tavoitella ns. riskitöntä tuottoa. Tällöin toiminnan riskit pyritään eliminoimaan mahdollisimman tehokkaasti. Tämä ei täysin onnistu, koska esimerkiksi sähkömarkkinoilla kysyntäriski on aina olemassa. Riskitön tuotto on tyypillisesti pieni. Jos tuottomahdollisuuksia halutaan kasvattaa, myös riskejä on kasvatettava. Riskienhallinnan tavoitteena on toiminnan riskitason sopeuttaminen omien tuotto-odotusten ja oman riskinsietokyvyn mukaiseksi. Sähkömarkkinoilla keskeisiä riskienhallinnan työkaluja ovat sähköpörssin vakioidut johdannaiset. Sähköpörssissä noteerattavat johdannaiset ovat kaikki finanssijohdannaisia, joilla suojaudutaan ainoastaan markkinahinnan muutoksia vastaan. Varsinainen sähkö on hankittava muualta, esimerkiksi Spot-markkinoilta tai kahdenkeskisillä sopimuksilla. Fyysisillä johdannaisilla voidaan varmistaa sekä sähkön hintataso että sen saanti. Fyysisiä johdannaisia on pohjoismaisilla markkinoilla mahdollista hankkia ainoastaan OTC-markkinoilla. Vakioimattomien johdannaisten tapauksessa ongelmaksi saattavat muodostua jälkimarkkinat, jotka eivät ole yhtä hyvät kuin sähköpörssin vakioiduilla johdannaisilla. (Rinta-Runsala & al. 1999) 32 Käytettäessä johdannaisia suojauksena ensisijaisena tavoitteena ei ole tuoton parantaminen vaan tuoton hajonnan pienentäminen. Johdannaisten suojaava vaikutus perustuu siihen, että hyödykkeen myynnistä saatavien tuottojen ollessa odotettua pienemmät johdannaiset tuottavat voittoa, jolloin kokonaistuotto pysyy tasaisena markkinahintojen heilahteluista huolimatta. (Rinta-Runsala & al. 1999) 4.11 Päästökaupan vaikutus sähkön hintaan Päästökauppa on yksi Kioton pöytäkirjan joustomekanismeista, jossa määritellään teollisuusmaille sitovat kasvihuonekaasujen päästövähennysvelvoitteet. Tarkoituksena on, että päästökauppajärjestelmään kuuluvien toimialojen päästöt pysyvät kansallisesti määritellyissä kokonaismäärissä. Päästökauppa perustuu ajatukseen, että päästöjä vähennetään siellä, missä se on kustannustehokkainta. Jos yritys saa markkinoilta päästöoikeuksia edullisemmin kuin mitä vähentämistoimet omassa toiminnassa maksaisivat, on edullisempaa hankkia päästöoikeuksia markkinoilta. Vastaavasti päästöoikeuden hintaa edullisemmat päästöjen vähentämistoimet kannattaa toteuttaa. Vähennysvelvoitteet koskevat yhteensä kuutta kasvihuonekaasua, mutta EU:n päästökaupassa ovat mukana vain hiilidioksidipäästöt, alumiinin tuotannon perfluorihiilipäästöt ja kemianteollisuuden typpioksiduulipäästöt. (EMV 2013c) EU:n päästökauppa alkoi 2005 päästökauppadirektiivin (2003/87/EY) mukaisesti ja tällä hetkellä on meneillään kolmas päästökauppakausi 2013-2020. Suomessa päästökauppalakia (311/2011) sovelletaan nimelliseltä lämpöteholtaan yli 20 MW:n polttolaitosten ja niiden kanssa samaan kaukolämpöverkkoon liitettyjen pienempien polttolaitosten hiilidioksidipäästöihin sekä öljynjalostamoiden, koksaamoiden, eräiden teräs-, mineraali- ja metsäteollisuuden laitosten prosessien, eräiden petrokemian laitosten prosessien sekä kivivillan ja nokimustan valmistuksen polttoprosessien hiilidioksidipäästöihin. Vuodesta 2013 myös alumiinintuotannon perfluorihiilipäästöt ja kemianteollisuuden typpioksiduulipäästöt ovat päästökaupan piirissä. Suomessa päästökauppa koskee noin 600 laitosta. Päästökaupan piiriin kuuluva laitos hakee päästölupaa Energiavirastolta. Lisäksi se voi hakea ilmaiseksi jaettavia päästöoikeuksia. Toiminnanharjoittajat raportoivat hiilidioksidipäästöistään vuosittain Energiavirastolle. (EMV 2013c) Kuvassa 4.7 on esitetty periaatekuvaaja sähkönhinnan muodostumisesta päästökaupan aikana. Pylväiden leveys kuvaa kunkin tuotantolajin tuotantokykyä, joka erityisesti vesivoimalla vaihtelee vuosittain. Kuvaan on merkitty päästöoikeuden hinnan aiheuttama sähköntuotannon marginaalisten tuotantokustannusten nousu tuotantomuodoittain. Muuttuvat tuotantokustannukset (€/MWh) Öljylauhde Kulutus Sähkön hintataso päästökaupassa Kaasuturbiinit 33 Vesivoima Ydinvoima CHP Hiililauhde Tuuli Tuonti Sähkön hintataso ilman päästökauppaa Tuotantokyky MWh/h Kuva 4.7. Pohjoismainen sähkön tukkumarkkinahinta ja CO2-päästökauppa –periaatekuva (Leskelä 2008). Kuvaan on merkitty päästöoikeuden hinnan aiheuttama sähkön marginaalisten tuotantokustannusten nousu tuotantomuodoittain. Mikäli päästöoikeudet joudutaan kokonaisuudessaan ostamaan, voidaan päästöoikeuden hankinnan katsoa lisäävän suoraan polttoainekustannuksia. Kun otetaan huomioon tuotantotavan tyypillinen hyötysuhde sekä tuotannon muut muuttuvat kustannukset voidaan arvioida päästöoikeuden hankinnan aiheuttamaa lisäystä sähköntuotannon muuttuviin kustannuksiin. Tällainen laskelma on esitetty taulukossa 4.1. Taulukko 4.1. Sähköntuotannon marginaalikustannukset eri päästöoikeuden hinnoilla. (Kara 2005) Laitostyyppi päästöoikeuden hinta 0 €/t 5 €/t 10 €/t 15 €/t Kivihiililauhde 20,0 24,8 29,5 34,3 39,1 Maakaasulauhde 28,0 30,0 32,0 34,0 36,0 Öljylauhde 44,7 48,4 52,0 55,6 59,3 125,0 131,6 138,2 144,8 151,4 Turvelauhde 17,1 22,5 27,9 33,3 38,7 Puulauhde 28,6 28,6 28,6 28,6 28,6 8,4 10,4 12,5 14,5 16,5 Maakaasukombi 16,3 17,4 18,6 19,8 21,0 Öljyvastapaine 20,2 21,9 23,5 25,2 26,8 Turvevastapaine 7,5 9,9 12,2 14,6 16,9 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 Kaasuturbiinisähkö Kivihiilivastapaine Puuvastapaine 20 €/t Ensimmäisellä (2005 2007) päästökauppajaksolla yritykset saivat suurimman osan päästöoikeuksistaan ilmaiseksi alkujaossa. Päästöoikeuksien hinta on kausien aikana vaihdellut paljon (kuva 4.8 alin käyrä). Päästökaupan alettua 2005 hinta oli varsin korkea. Hinta kuitenkin putosi nopeasti noin 30 €/tCO2:sta alle 15 €/tCO2 vuoden 2006 alkupuoliskolla ja lopulta vuonna 2007 päästöoikeuksien hinta tippui lähes nollaan. Tämä johtui siitä, että EU-maille oli jaettu liikaa päästöoikeuksia ja vuosittaisen 34 päästötaseen julkaisun yhteydessä markkinoille syntyi huomattavaa ylitarjontaa, joka romahdutti päästöoikeuksien hinnan. Päästöoikeusmarkkinoiden likviditeettiä on myös kyseenalaistettu. Päästökauppakaudella 2008 2012 päästöoikeudet jaettiin edellisen kauden mukaisesti maksutta. Päästöjen rajoitusvaatimukset kuitenkin tiukentuivat ja päästökauppaan osallistuvien toimijoiden määrä kasvoi. Kuva 4.8. Pohjoismaisen sähköpörssin Spot -hintojen ja päästöoikeuksin kehitys (Tilastokeskus 2009). Jaksolle 2013-2020 ilmaiseksi jaettavat päästöoikeudet vähenevät vuosittain ja huutokaupasta tulee päästöoikeuksien ensisijainen jakotapa. Huutokaupat järjestetään EU:n yhteisellä huutokauppapaikalla vähintään kerran viikossa koko päästökauppakauden ajan. Huutokaupat toteutetaan suljettuina ja kaikki voittavat tarjoajat maksavat saman hinnan. Päästöoikeuksien ilmaisjakoa ei enää toteuteta kansallisen harkinnan mukaan, vaan oikeudet jaetaan harmonisoitujen EU-tason sääntöjen mukaisesti. Sähkön tuotannolle ei jaeta maksuttomia päästöoikeuksia. (TEM 2012) Kuvassa 4.9 on esitetty päästöoikeuden hintojen kehitys vuodesta 2005 alkaen. €/tCO2 35 EUA-Dec xx 30 25 20 15 10 5 0 Kuva 4.9 Päästöoikeuden hintakehitys (energia.fi) 35 Tuotanto, joka ei tuota CO2 -päästöjä (esim. vesi- tai ydinvoima) hyötyy päästökauppajärjestelmästä päästöoikeuksien hinnan siirtyessä sähkön hintaan. Päästökaupan sähkön hintaa nostava vaikutus tuo yrityksille nk. ansiotonta arvonnousua eli windfall -voittoa. Sähkön pörssihinta vaihtelee melko voimakkaasti mm. vesitilanteesta ja voimalaitosten käytettävyydestä riippuen. Tämän vuoksi sähkön hinnan muutoksista ei lyhyellä aikavälillä voi päätellä päästökaupan mahdollisten vaikutusten suuruutta. 4.12 Syöttötariffit ja muut energiatukijärjestelmät Päästökauppa on vain eräs muoto tukea päästötöntä energiantuotantoa. Useissa EU:n jäsenvaltioissa on voimassa uusiutuvan energian syöttötariffeja. Syöttötariffijärjestelmällä taataan tuotetulle sähkölle tietty hinta, joka on riippumaton senhetkisestä markkinahinnasta. Syöttötariffit sovitaan yleensä tietyksi ajanjaksoksi joko ennalta kiinteäksi summaksi tai tuottajalle maksetaan tukea tuotantokustannusten ja markkinahinnan välisen osuuden kattamiseksi. Tyypillisesti syöttötariffeja käytetään uusiutuville energiamuodoille, kun halutaan edistää niiden käyttöönottoa sekä kilpailukykyä. Vuonna 2011 tuli voimaan laki uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön tuotantotuesta (1396/2010). Laki koskee tuulivoimalla, biokaasulla, puupolttoaineella ja metsähakkeella tuotettua sähköä. Tuen saamiseksi laitosten on täytettävä lain kriteerit mm. nimellistehosta. Järjestelmään hyväksytyille tuulivoimaloille, biokaasuvoimaloille ja puupolttoainevoimaloille maksetaan tavoitehinnan 83,50 €/MWh ja kolmen kuukauden sähkön markkinahinnan keskiarvon erotus. Syöttötariffia maksetaan sähkön tuottajalle korkeintaan 12 vuoden ajan. Vuoden 2015 loppuun asti käytetään tuulivoimalle korotettua tavoitehintaa 105,30 €/MWh. Metsähakevoimaloille maksetaan muuttuvaa tukea siten, että metsähakkeen käyttö yhdistetyssä sähkön ja lämmön tuotannossa säilyy kilpailukykyisenä turpeeseen verrattuna. Eräs mahdollinen tukimuoto energiantuotannolle ovat vihreät sertifikaatit. Vihreällä sertifikaatilla tuottaja todistaa, että tietty määrä sähköä on tuotettu uusiutuvilla energialähteillä. Sähkön tuottajat myyvät sähkön sähkömarkkinoille normaalisti mutta uusiutuvasta energialähteistä syntyvä lisäarvo myydään puolestaan vihreinä sertifikaatteina. Suomessa sertifikaattikauppaan osallistuminen on vapaaehtoista, mutta monet EU-maat ovat ottaneet sertifikaattijärjestelmiä käyttöön. Esimerkiksi Ruotsissa sähkön kuluttajien on ostettava tietty prosenttiosuus uusiutuvilla energiamuodoilla tuotettua sähköä, ja tämä tapahtuu vihreillä sertifikaateilla. Suomessa ostovelvoitteita ei ole käytössä. Muista Suomessa käytettävistä keinoista keskeisimpinä ovat energiaverot, joita peritään liikenne- ja lämmityspolttoaineista sekä sähköstä. Energiatuki on puolestaan harkinnanvarainen valtionavustus, jolla edistetään uusiutuvien energialähteiden käyttöä ja uuden tehokkaan energiateknologian käyttöönottoa sekä vähennetään energian tuotannon ja käytön ympäristöhaittoja (HE 2010). Yksittäisten kuluttajien on mahdollista tukea uusiutuvia energiamuotoja esimerkiksi ostamalla nk. vihreää sähköä. 36 5 Sähkötaseiden hallinta Valtakunnallisella sähkötaseiden hallinnalla on kaksi tehtävää. Ensinnäkin sähkötaseiden avulla on kyettävä varmistamaan sähkön tuotannon ja kulutuksen välisen tehotasapainon säilyminen joka hetki. Toiseksi niiden avulla on kyettävä selvittämään kunkin sähkömarkkinaosapuolen (tuottajat, myyjät, asiakkaat) sähkön käyttö kunakin tuntina. Sähkömarkkinoilla kaikkien toimijoiden intressien mukaista on pyrkiä ennustamaan sähkön käyttönsä mahdollisimman tarkasti. Tuotannossa kulutusennusteet ovat tuotannon suunnittelun perustana. Ennusteet eivät kuitenkaan koskaan toteudu sellaisinaan vaan tuotannon ja kulutuksen välillä on aina yli- tai alijäämä, joka on hoidettava jotenkin. Suomessa tätä yli- tai alijäämää käsitellään tasehallinnan keinoin tasesähkönä. Tehotasapainon ylläpidon edellyttämä säätösähkö hankitaan ns. säätösähkökaupan avulla. Sähkötaseiden hallinnan toinen tehtävä, eli kunkin sähkömarkkinaosapuolen sähkön käytön selvittäminen, hoidetaan taseselvityksen avulla. Sähkömarkkinalaki edellyttää, että jokaisen sähkömarkkinoiden osapuolen sähköntuotanto- ja hankintasopimukset kattavat osapuolen sähkönkäytön ja toimitukset kaikkina tunteina. Tämä tasevastuu toteutetaan siten, että jokaisella sähkön ostajalla ja myyjällä on avoin toimittaja, joka vastaa osapuolen ennustetun ja toteutuneen sähkönkäytön tai tuotannon poikkeamasta. Avoin toimittaja siis sitoutuu toimittamaan sähköä asiakkaalleen todellisen kulutuksen mukaan. Korvaukset tasesähköstä hoidetaan aina kunkin osapuolen avoimen toimittajan kanssa. Ylimmän tason avoin toimittaja on järjestelmävastaava eli Suomessa Fingrid Oyj. Niitä markkinaosapuolia, joiden avoin toimittaja on järjestelmävastaava, kutsutaan tasevastaaviksi. 5.1 Tasehallinta Tasehallinnalla tarkoitetaan sähkön tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon ylläpitoa, sekä siihen liittyvän sähkönsäätökapasiteetin käyttöä ja ylläpitoa. Tuotannon ja kulutuksen tulee joka hetki olla yhtä suuret. Sähköjärjestelmän varma ja taloudellisesti oikeudenmukainen toiminta on tärkeää kaikille sähkökaupan osapuolille. Kaikki osapuolet ovat siten vastuussa järjestelmän tehotasapainon ja sähkötaseiden ylläpidosta. Järjestelmävastuuseen kuuluu koko sähköjärjestelmän käyttövarmuuden määrittely, järjestelmäteknisten vaatimusten ylläpito, teknisten tuotantoreservien ylläpidosta sopiminen ja valvonta, häiriöiden kokonaishallinta sekä siirtojen hallinta ja muut verkkotoimintaan liittyvät tehtävät. 5.1.1 Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpito Valtakunnallinen tehotasapaino tunnin sisällä ylläpidetään sähkökauppaa käymällä, automaattisella taajuudensäädöllä eli primäärisäädöllä sekä sekundäärisäädöllä. Sähkökaupalla tarkoitetaan tässä yhteydessä Fingridin tasesähköyksikön käymää tunnin aikaista kauppaa Ruotsin ja Norjan vastaavien yksiköiden kanssa. Pohjoismaiset järjestelmävastaavat ylläpitävät yhteensä 600 MW taajuusohjattua käyttöreserviä normaalitilan taajuudensäätöä varten (taajuuden pitäminen taajuusalueella 49,9 – 50,1 Hz) (Fingrid 2015a). Suomen osuus tästä vuonna 2015 on noin 140 MW. Sekundäärisäädöllä tarkoitetaan tasesähköyksikön tilaamaa taajuudensäätöä tai muuta manuaalista säätöä. Primääri- ja sekundäärisäätöä on havainnollistettu kuvassa 5.1. 37 Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpidon edellyttämät toimenpiteet toteutetaan Fingrid Oyj:n toimesta. Kuva 5.1. Valtakunnallisen tehotasapainon ylläpito primääri- ja sekundäärisäädöllä. Laki sähköntuotannon ja –kulutuksen välistä tasapainoa varmistavasta tehoreservistä (117/2011) tuli voimaan maaliskuussa 2011. Laki pyrkii sähkön toimitusvarmuuden turvaamiseksi luomaan edellytykset tehoreservin ylläpitämiselle Suomen sähköjärjestelmässä. Tehoreservijärjestelmään voidaan hyväksyä Energiaviraston määrittämän tehoreservin tarpeen verran vaatimukset täyttäviä voimalaitosyksiköitä ja sähkönkulutuksen joustoon kykeneviä kohteita. Tehoreservinä toimivat yksiköt pidetään 1.12.-28.2. enintään 12 tunnin valmiudessa. Lisäksi yksiköillä pitää olla talvikaudella valmius vähintään 200 tunnin käyttöaikaan täydellä teholla. Tehoreserviyksikköjen tulee tarjota tuottamansa sähkö tai sähkönkulutuksen jousto markkinoille lain säätämällä hinnalla. 5.1.2 Säätösähkökauppa Suomessa säätösähkökauppaa käydään Fingrid Oyj:n ylläpitämillä säätösähkömarkkinoilla, jotka ovat osa pohjoismaisia säätösähkömarkkinoita. Kaikki säätökykyisen kapasiteetin haltijat voivat tarjota kapasiteettiaan säätösähkömarkkinoille. Tarjottavien kohteiden tulee olla sellaisia, joissa Fingridillä on käytettävissä reaaliaikainen tehomittaus tai tehon muutos on muuten todennettavissa reaaliaikaisesti. Tarjoukset annetaan Fingridille viimeistään 45 minuuttia ennen käyttötunnin alkua. Tarjousten tulee sisältää tiedot säädettävissä olevasta kapasiteetista (MW) ja hinnasta (€/MWh). Yhden tarjouksen minimikoko on 10 MW. Tarjottu säätö tulee voida toimittaa koko käyttötunnin ajan. Säätö tulee olla toteutettavissa täyteen tehoon 15 minuutin kuluessa tilauksesta. (Fingrid 2009a) 38 Valtakunnan taseen säätö Tasesähkön kauppa tasevastaavien kanssa Fortum Fortum Vattenfall Fingrid tasesähköyksikkö HKE ... Vattenfall ... NN NN Säätösähkökauppa Tasesähkökauppa Kuva 5.2. Valtakunnallisen säätö- ja tasesähkökaupan osapuolet. Säätösähkömarkkinoilla jokaista käyttötuntia varten muodostetaan pohjoismainen säätökäyrä. Ylössäätötarjoukset asetetaan järjestykseen periaatteella halvin tarjous ensin ja alassäätötarjoukset periaatteella kallein tarjous ensin. Normaalia tasehallintaa varten tarjoukset käytetään yleensä hintajärjestyksessä säätökäyrän mukaisesti siirtotilanteen asettamien rajoitusten puitteissa. Poikkeustapauksissa Fingrid voi tilata säätösähkömarkkinoilla erikoissäätöjä, jotka tilataan muista syistä kuin tasehallinnan tarpeista. Samanhintaiset tarjoukset toteutetaan tapauskohtaisessa järjestyksessä, jossa otetaan huomioon kapasiteetin koko ja sijainti. (Fingrid 2009a) Hinta (€/MWh) Hinta (€/MWh) Ylössäätöhinta - MW + MW Alassäätöhinta Säätösähkö Tasesähkön myyntihinta - MW + MW Tasesähkön ostohinta Tasesähkö Kuva 5.3. Säätösähkön ja tasesähkön hinnanmuodostus. Säätösähkömarkkinoilla käyttötunnin ylössäätöhinta on kalleimman käyttötunnille tilatun tuotannon lisäyksen tai kulutuksen vähennyksen hinta, kuitenkin vähintään Nord Poolin Suomen aluehinta (Elspot FIN). Alassäätöhinta on halvimman käyttötunnille tilatun tuotannon vähennyksen tai kulutuksen lisäyksen hinta, kuitenkin enintään Nord Poolin Suomen aluehinta (Elspot FIN). Kun siirtokapasiteettia on riittävästi ja säätötarjoukset voidaan toteuttaa hintajärjestyksessä, on säätösähkön hinta sama eri Elspot-alueilla. Muussa tapauksessa 39 markkinat eriytyvät. Jos Suomen säätösähkömarkkinat eriytyvät pohjoismaisesta säätösähkömarkkinasta Suomen tasepoikkeaman vuoksi, Fingrid huolehtii Suomen tehotasapainon ylläpidosta tekemällä säätötoimenpiteitä Suomessa ja säätösähkön hinta määräytyy Suomessa toteutettujen säätöjen perusteella. Säätösähkön hinnat käyttötunnille julkaistaan kaksi tuntia ko. käyttötunnin jälkeen. (Fingrid 2009a) 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Ylössäätöhinta Alassäätöhinta Elspot FI 20.1.2014 0:00 20.1.2014 6:00 20.1.2014 12:00 20.1.2014 18:00 21.1.2014 0:00 21.1.2014 6:00 21.1.2014 12:00 21.1.2014 18:00 22.1.2014 0:00 22.1.2014 6:00 22.1.2014 12:00 22.1.2014 18:00 23.1.2014 0:00 23.1.2014 6:00 23.1.2014 12:00 23.1.2014 18:00 24.1.2014 0:00 24.1.2014 6:00 24.1.2014 12:00 24.1.2014 18:00 €/MWh Kuvassa 5.4 on tammikuun 2014 erään viikon arkipäivien ylös- ja alassäätötuntien hinnat sekä systeemihinta samalta ajanjaksolta. Kuva 5.4. Säätösähkön ylös- ja alassäätöhinnat sekä Nord Poolin Suomen aluehinta ajalta 20.-24.1.2014 (Nord Pool ja Fingrid) Säätötehon käytöstä aiheutuu sähköenergian toimitusta tasevastaavan ja Fingridin välillä. Toimitetun energian määrä saadaan käyttöajan ja säätötehon tulona. Fingrid huolehtii tilattujen säätöjen ilmoittamisesta valtakunnalliseen taseselvitykseen, joten tasevastaavan ei tarvitse lainkaan tehdä säätösähköä koskevia ilmoituksia. (Fingrid 2001) 5.2 Taseselvitys Taseselvityksen tehtävänä on selvittää sähkömarkkinoilla toimivien osapuolten väliset sähköntoimitukset. Jokaisella sähkömarkkinaosapuolella on oltava yksi avoin toimittaja, joka toimittaa osapuolelle sen kulutuksen/myynnin ja tuotannon/hankinnan välisen erotuksen. Suomessa on käytössä kuvassa 5.5 esitetyn kaltainen hierarkkinen taseselvitysmalli. 40 Taso I Valtakunnallinen taseselvitys Hoitaa: tasesähköyksikkö (Fingrid Oy) Laajuus: tasevastaavien summataseet Lähtötietoja: kymmeniä Aikataulu: seuraava arkipäivä Taso II Tasevastaavan taseselvitys Hoitaa: tasevastaava (* Laajuus: osapuolten avoimet toimitukset kanta- ja jakeluverkoissa Lähtötietoja: satoja tai tuhansia Aikataulu: seuraava arkipäivä Taso III Jakeluverkon taseselvitys Hoitaa: jakeluverkon haltija Laajuus: osapuolten tunneittain mitatut tai kuormituskäyristä lasketut toimitukset jakeluverkoissa Lähtötietoja: mahdollisuus kasvaa hyvin suureksi Aikataulu: seuraava arkipäivä Kuva 5.5. Taseselvityksen hierarkia. (*41 tasevastaavaa vuonna 2014) Ylimpänä avointen toimitusten ketjussa on koko Suomen sähköjärjestelmän järjestelmävastaava Fingrid Oyj, joka vastaa tasehallinnasta ja taseselvityksestä valtakunnallisella tasolla sekä Suomen ja muiden maiden välillä. Valtakunnallisen tasesähköyksikön alapuolella hierarkiassa ovat tasevastaavat, jotka kantaverkkotasolla vastaavat taseselvityksestä avointen toimitustensa osalta. Alimpana hierarkiassa ovat jakeluverkonhaltijat, jotka vastaavat taseselvityksen tekemisestä oman jakeluverkkonsa osalta. Seuraavissa luvuissa 5.2.1–5.2.3 on käsitelty taseselvityksen toteuttamista eri tasoilla lähtien liikkeelle alimmalta tasolta eli jakeluverkonhaltijan taseselvityksestä ja edeten siitä tasevastaavan taseselvityksen kautta valtakunnalliseen taseselvitykseen. Taseselvitystä kuvataan elokuussa 2015 voimassaolevan käytännön mukaisesti. Suomessa on valmisteilla muutos sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta annettuun valtioneuvoston asetukseen 66/2009. Jos ehdotetut muutokset tulevat voimaan, jatkossa toimitusvelvollisen myyjän tase selvitetään samalla tavoin kuin muidenkin myyjien, eli kappaleessa 5.2.1 esitetystä jäännöstaseesta luovutaan ja verkonhaltijan tasevastuuseen kuuluisi verkon häviöiden lisäksi myös mahdollinen muu hävikki (esim. mittausvirheet, sähkövarkaudet). Lisäksi osana yhteispohjaismaiseen taseselvitysmalliin siirtymistä Suomeen on perustettu Suomen, Ruotsin ja Norjan kantaverkkoyhtiöiden omistama taseselvitysyksikkö eSett Oy, joka tarjoaa jatkossa ylimmän tason taseselvityspalvelut sähkömarkkinan osapuolen toimintamaasta riippumatta. (TEM 2015) 41 5.2.1 Jakeluverkonhaltijan taseselvitys Jakeluverkonhaltijalla on velvollisuus järjestää taseselvitys omassa jakeluverkossaan. Käytännössä tämä tarkoittaa, että jakeluverkkoyhtiön on määritettävä omalla toimialueellaan tapahtuva jokaisen sähkönmyyjän myynti tuntitasolla. Käytännössä jakeluverkon taseselvitys toteutetaan seuraavasti: 1. Mitataan verkkoyhtiön alueella oleva kokonaissähkönkäyttö summaamalla tuntienergiat sähköasemamittauksista, Psumma. 2. Määritetään suoraan mitattujen sähkönkäyttäjien tuntienergiat, Pmit. - välituloksena saadaan tuntimitattujen sähkönkäyttäjien tuntitehot myyjittäin jaoteltuna 3. Määritetään kilpailun piirissä olevien perinteisellä mittarilla varustettujen asiakkaiden sähkönkäyttö kuormitusmallien avulla. - välituloksena saadaan kuormitusmalleilla määritettyjen sähkönkäyttäjien tuntitehot myyjittäin 4. Määritetään arvioidut jakeluverkon häviöt, Phäv. - välituloksena saadaan verkkoyhtiön sähkönkäyttö, jonka se ostaa markkinoilta 5. Kokonaissähkönkäytöstä (kohta 1) osiot 2-4 vähentämällä saadaan alueella toimivan paikallisen sähkön myyjän eli ns. toimitusvelvollisen myyjän myynti niille sähkönkäyttäjille, jotka eivät ole kilpailuttaneet sähkön toimitustaan ja joilla ei ole tunneittain rekisteröivää mittaria Jakeluverkon taseselvityksessä tyyppikuormituskäyrämenettelyn asiakkaat jaotellaan kolmeen ryhmään: piiriin kuuluvat 1) Vakituisena asuntona käytettävät sähkönkäyttöpaikat, joissa sähkönkäyttö on pääasiassa asumiskäyttöä ja joiden sähkönkäyttö on enintään 10 000 kWh vuodessa 2) Vakituisena asuntona käytettävät sähkönkäyttöpaikat, joissa sähkönkäyttö on pääasiassa asumiskäyttöä ja joiden sähkönkäyttö on yli 10 000 kWh vuodessa 3) Muut kuin ryhmään 1 tai 2 kuuluvat sähkönkäyttöpaikat. Jakeluverkonhaltija voi muuttaa pienkäyttäjän tyyppikäyttäjäryhmää enintään kerran vuodessa, jos sähkönkäyttötarkoitus muuttuu tai pienkäyttäjän sähkönkäyttö ylittää tai alittaa 1 momentin 1 tai 2 kohdassa mainitun rajan vähintään viidellä prosentilla. Kullekin tyyppikäyttäjäryhmälle on määritetty kuormitusmallit (indeksit), joita käyttäen heidän sähkönkäyttönsä voidaan määrittää vuoden jokaiselle tunnille. Määritysperiaate on luvussa 3 esitetyn mukainen, käytettävien kuormitusmallien määrä on kuitenkin olennaisesti pienempi (3 kpl) kuin esim. tyypillisesti sähkönhankinnan suunnittelussa tai verkostosuunnittelussa käytettävien mallien määrä. 5.2.2 Tasevastaavan taseselvitys Tasevastaava järjestää taseselvityksen ja siihen liittyvän tiedonvaihdon avointen toimitustensa osalta. Taseselvityksessä käytetään verkkojen rajapisteiden mittaustietoja sekä sähkömarkkinaosapuolten mitattuja summatoimitustietoja verkkoihin. Näiden lisäksi tasevastaava käyttää taseselvityksessä tasevastuunsa tuotantosuunnitelmia, 42 toteutuneita tuotantotietoja, avoimia toimituksia, kiinteitä toimituksia ja tehokauppoja. (Fingrid 2009a) Vuoden 2009 alusta Pohjoismaissa otettiin käyttöön yhtenäinen tasehallintamalli, jossa tasevastaavien maksamien maksujen rakennetta sekä tasesähkön laskentatapaa harmonisoitiin. Tasehallinnan erilaiset käytännöt aiheuttavat useassa maassa toimiville sähkömarkkinaosapuolille lisäkustannuksia ja tehtäviä, jotka heikentävät yhtenäisten sähkömarkkinoiden toimivuutta. Sähkötase lasketaan nykyisin sekä kulutukselle että tuotannolle erikseen. Taseselvityksen etumerkeissä noudatetaan sähkökaupan ja mittausilmoitusten merkkisääntöjä; positiivista (+): tuotanto, osto, sisään, hankinta, ylijäämä, tasesähkön osto, alassäätö, tuotantosuunnitelma, negatiivista (-): kulutus, myynti, ulos, toimitus, alijäämä, tasesähkön myynti, ylössäätö. (Fingrid 2012a) Tuotantotase Tasevastaava toimittaa Fingridille summatun tuotantosuunnitelman, jossa on mukana kaikki tuotantotaseeseen kuuluvat voimalaitokset. Sen avulla lasketaan tasevastaavan tuotantotaseen tasepoikkeama (Fingrid 2012a): Tuotantotaseen tasepoikkeama = tasevastaavan toteutunut tuotanto - tasevastaavan kokonaistuotantosuunnitelma + tasevastaavan tuotantotaseen tehokaupat + tasevastuun muiden säätösähkömarkkinaosapuolten tuotantotaseen tehokaupat yhteensä Jos tuotantotaseen poikkeama on negatiivinen, tasevastaava ostaa tasesähköä Fingridiltä. Vastaavasti tuotantotaseen ollessa positiivinen tasevastaava myy Fingridille tuotantotasesähköä. Tuotantotaseeseen lasketaan kuuluvaksi generaattori, joka on nimellisteholtaan 1 MVA tai suurempi. Tätä pienemmät generaattorit lasketaan kuuluvaksi kulutustaseeseen siten, että kulutustaseen puolella ne pienentävät kulutusta. (Fingrid 2009a) Kulutustase Tasevastaavan kulutustaseen tasepoikkeama lasketaan (Fingrid 2012a): Kulutustaseen tasepoikkeama = tasevastaavan kokonaistuotantosuunnitelma + tasevastaavan kiinteät toimitukset + tasevastaavan toteutunut kulutus + tasevastaavan kulutustaseen tehokaupat + tasevastuun muiden säätösähkömarkkinaosapuolten kulutustaseen tehokaupat yhteensä + tasevastaavan mitattu tuonti + tasevastaavan mitattu vienti Jos kulutustaseen poikkeama on negatiivinen, tasevastaava ostaa tasesähköä Fingridiltä. Poikkeaman ollessa positiivinen, tasevastaava vastaavasti myy tasesähköä Fingridille. Kulutustaseeseen lasketaan kaikki kulutus sekä pienet alle 1 MVA:n generaattorit tai tällaisista pienistä generaattoreista koostuvat voimalaitokset, pienet tuotantolaitokset, joilla ei ole mittarointia sekä väliaikaiseen käyttöön tarkoitetut pienitehoiset varavoimalaitokset. (Lipponen 2008; Fingrid 2009a) 43 5.2.3 Valtakunnallinen taseselvitys Valtakunnallinen tasesähköyksikkö Fingrid selvittää valtakunnallisen sähkötaseen sekä Fingridin ja tasevastaavien väliset sähkötaseet. Taseselvityksen tuloksena saadaan tasepoikkeama Fingridin ja tasevastaavien välillä sekä tasepoikkeama Suomen ja muiden maiden välillä. Fingrid selvittää tasevastaavan tuotanto- ja kulutustaseen käyttämän tasesähkön määrän tasevastaavan raportoimien tietojen perusteella ja huomioi selvityksessä lisäksi mahdolliset käyttötunnin aikana tehdyt Fingridin ja tasevastaavan väliset tehokaupat. Tasevastaavan tasepoikkeama katetaan Fingridin toimittamalla tasesähköllä. (Fingrid 2009a) 5.3 Tasesähkökauppa Tasesähkökauppa on osapuolten toteutuneiden toimitusten ja hankintojen välisen tasevirheen korjaamiseksi käytävä sähkökauppa. Tasesähkökauppaa käydään tasevastaavan ja Fingridin tasesähköyksikön välillä. Tasesähkön määrä määritetään taseselvityksessä. Tasesähkö on hinnoiteltu erikseen tuotantotasesähkölle sekä kulutustasesähkölle. Tuotantotasesähkön hinnoittelu Tuotantotaseen tasepoikkeamalle sovelletaan kaksihintajärjestelmää eli jokaiselle käyttötunnille määritellään erikseen hinnat sekä tasesähkön ostolle että myynnille, kuva 5.3. Lisäksi tasevastaava maksaa Fingridille tuotantomaksun kaikesta kyseisellä käyttötunnilla toteutuneesta tuotannostaan. (Fingrid 2009a) Tasesähköyksikkö ostaa tasevastaavan tuotantotaseen ylijäämäenergian tuotantotasesähkön ostohinnalla. Tuotantotaseen ostohintana käytetään tunnin alassäätöhintaa. Jos alassäätöä ei ole tehty tai tunti on määritetty ylössäätötunniksi, käytetään tuotantotasesähkön ostohintana Elspot FIN -hintaa. (Fingrid 2009b) Tuotantotasesähkön myyntihinta on hinta, jolla tasesähköyksikkö myy tasevastaavalle tuotantotaseen alijäämän tasapainottamiseen tarvittavan energian. Tuotantotasesähkön myyntihintana käytetään tunnin ylössäätöhintaa. Jos ylössäätöä ei ole tehty tai tunti on määritetty alassäätötunniksi, käytetään tuotantotasesähkön myyntihintana Elspot FIN hintaa. (Fingrid 2009b) Kulutustasesähkön hinnoittelu Kulutustaseen tasesähkön osto- ja myyntihinnat ovat samansuuruiset. Tasesähköyksikkö siis ostaa tasevastaavan kulutustaseen ylijäämäenergian samalla hinnalla, jolla se myy energian kulutustaseen alijäämän tasapainottamiseen samalla käyttötunnilla. Kulutustasesähkön hinta on ylössäätötunnilla ylössäätöhinta ja alassäätötunnilla alassäätöhinta. Jos tunnilla ei ole tapahtunut säätöä, käytetään kulutustasesähkön hintana Elspot FIN-hintaa. (Fingrid 2009a; 2009b) Tasevastaava maksaa Fingridille myös kulutusmaksun kaikesta toteutuneesta kulutuksestaan. Lisäksi kulutustaseen tasesähkölle kohdistetaan sekä tasesähkön ostolle että myynnille tasepalvelusopimuksen mukainen volyymimaksu. (Fingrid 2009a) 44 6 Sähkön ja sen toimituksen hinnoitteluperiaatteet Sähkömarkkinalainsäädännön mukaisesti sähköenergia ja sähkön toimitus hinnoitellaan erikseen. Sähkön myynnissä kustannusvastaava hinnoittelu on liiketoiminnan jatkumisen kannalta välttämätöntä. Kilpailun piirissä oleville asiakkaille sähköenergian hinnoittelu on yksilöllistä. Toimitusvelvollisuuden piirissä oleville asiakkaille sähköenergian hinta määräytyy julkisten listahintojen perusteella. Sähkön siirto on säädellyssä alueellisessa monopoliasemassa tapahtuvaa toimintaa, jossa noudatetaan pistehinnoitteluperiaatetta. Samantyyppisille asiakkaille sähkön toimituksen hinta on käyttöpaikan sijainnista riippumatta sama. Hinnoittelun tulee olla tasapuolista ja kustannusvastaavaa. Kaikissa sähkön siirron hinnoittelujärjestelmissä on laskennallisesti kyettävä osoittamaan, mistä ja miten siirtohinta muodostuu. Yhtiökohtaiset siirtohinnat ovat julkisia tietoja, joita Energiavirasto valvoo ja vertailee. 6.1 Hinnoittelu sähkökaupassa Sähkön hinnoittelussa huomioon otettavat kustannuskomponentit ovat sähkön hankintakustannukset sekä tehon että energian osalta, hallintokustannukset, mittaus- ja laskutuskustannukset sekä markkinointikustannukset. Hinnoittelun tulee olla yksilöllistä ja jokaisen asiakkaan kohdalla kannattavaa. Myyntisopimukset ovat tyypillisesti 1–2 a vuoden pituisia kiinteitä sopimuksia, jotka sitovat kumpaakin osapuolta sopimusjakson ajan. Toimitusvelvollisilta sähkönkäyttäjiltä perittävät energiahinnat ovat julkisia. Sopimukset ovat yleensä voimassa toistaiseksi eli sähkönkäyttäjä voi irtisanoa sopimuksen tai myyjä voi muuttaa sopimushintoja ilman toisen osapuolen suostumusta. Käytännössä julkiset hinnastot seuraavat melko tarkasti kilpailun piiriin siirtyneiden asiakkaiden maksamia hintoja. Tämä suurelta osin selittää sen, että Suomessa vain pieni osuus sähkönkäyttäjistä on kilpailuttanut ja vaihtanut sähköntoimittajaansa. Sähkön hinta ja sitä kautta toiminnan tuotto määräytyvät sähkökaupassa siis markkinahinnan perusteella, omistajat määrittelevät voittotavoitteen ja liikkeenjohto vastaa siitä, että voittotavoitteet saavutetaan. 6.2 Siirtohinnoittelu Sähkönjakelun siirtohinnoittelua ohjaa voimakkaasti sähkömarkkinalaki ja sen toimeenpanosta vastaavan Energiaviraston laatima valvontametodiikka. Sähkömarkkinalaki toteaa ensinnäkin, että yhden maantieteellisesti yhtenäisen verkkoyhtiön alueella on noudatettava pistehinnoittelua. Energiaviraston valvontametodiikka kohdistuu periaatteessa verkkoyhtiön liiketoiminnan voittoon, mutta käytännössä valvonta kohdistuu pääasiassa liikevaihtoon. Liikevaihtoon sallitaan verkkopääomasta laskettu sallittu tuotto (voitto), verkon jälleenhankinta-arvosta määritetyt tasapoistot sekä historiatietojen ja tehostamisvelvoitteiden perusteella 45 määräytyvät kulut (operatiiviset kustannukset). Myös sähkön laatu vaikuttaa yhtiölle sallittuun liikevaihtoon ja tulokseen. Laskennallista voittotasoa ja operatiivisia kuluja säännellään tiukasti. Verkkoyhtiön johdon tehtävänä on muokata toiminnan kustannustaso sellaiseksi, että omistajien määrittelemät voittotavoitteet ja sähkön laadulle asetetut tavoitteet saavutetaan annetulla liikevaihtotasolla. 6.2.1 Hinnoitteluperusteet Sähkön siirron hinnoitteluperusteita voivat olla omakustannusperiaatteen, aiheuttamisperiaatteen, markkina-arvoperiaatteen, yksinkertaisuusperiaatteen ja samahintaperiaatteen mukainen hinnoittelu. Aiheuttamisperiaate sähkön siirron hinnoitteluperusteena edellyttää kunkin sähkönkäyttäjäryhmän maksujen asettelemista kustannusvastaaviksi. Markkina-arvoperiaate hinnoitteluperusteena tarkoittaa siirtohintojen kilpailukykyisyyttä muiden toimialan yhtiöiden vastaaviin hintoihin verrattuna. Yksinkertaisuusperiaate edellyttää, että siirtohintojen muodostuminen on helposti ymmärrettävissä, ja että mittauskustannusten osuus siirtohinnoista ei ole huomattava. Samahintaperiaatteen (pistehinnoittelun) lähtökohta on, että siirtohinta on sama samantyyppisille asiakkaille jakelualueen eri osissa. Hinta ei riipu esimerkiksi käyttöpaikan etäisyydestä sähköasemalta. Ideaalitilanteessa edellä mainittuja hinnoitteluperusteita sovellettaisiin yhtäaikaisesti omakustannusperiaatetta lukuun ottamatta. Käytännössä tämä ei kuitenkaan ole mahdollista, koska esimerkiksi täysin aiheuttamisperiaatteen mukainen hinnoittelu ei tavallisesti toteuta pistehinnoittelu- ja yksinkertaisuusperiaatteiden ehtoja. Käytännössä hinnoittelujärjestelmä suunnitellaan siten, että sähkömarkkinalain mukainen pistehinnoittelu toteutuu, hinnoittelujärjestelmä on mahdollisimman hyvin aiheuttamisperiaatteen mukainen (esim. keskijänniteverkkoon liitetyt sähkönkäyttäjät eivät joudu maksamaan pienjänniteverkon kuluja) ja samalla järjestelmä on riittävän yksinkertainen (edullinen mittarointi ja helppo ymmärtää). 6.2.2 Hinnoittelumalli Sähkön siirron hinnoittelujärjestelmän eri osien (perusmaksu, energiamaksu, tehomaksu verkon eri osille) keskinäiset painoarvot määritetään yleensä keskihintaperiaatteella. Esimerkiksi keskijänniteverkon aiheuttamat kustannukset määritetään keskimääräisenä snt/kWh yksikköhintana. Vaihtoehtoisena tapana voisi olla rajakustannusperiaatteen mukainen laskenta. Tällöin pyritään määrittämään sähkön siirron lisäyksen aiheuttamat lisä-(raja-)kustannukset. Keskihinta kuvaa kustannustasoa pitkällä aikavälillä ja rajahinta lyhyellä aikavälillä. Seuraava teksti tarkastelee hinnoittelua keskihintaperiaatteen näkökulmasta. Tyypillinen sähkönjakeluverkon hinnoittelujärjestelmä sisältää perusmaksun (€/a) sekä yhden tai kaksi (päivä/yö, talvi/muu aika) energiamaksua (snt/kWh). Suurille asiakkaille tarjotaan myös tehopohjaista hinnoittelujärjestelmää, jolloin em. kustannuskomponenttien lisäksi huipputeholle on oma hinta (€/kW,a). 46 Keskeisiä tehtäviä hinnoittelujärjestelmän hintojen määrityksessä ovat: sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan jakaminen eri kustannuskomponentteihin (kustannuspaikat) kustannuspaikkojen keskimääräisten kustannusten määrittäminen kustannuspaikkojen kustannusten kohdentaminen hinnoittelujärjestelmän eri tuotteiden eri osiin (perusmaksu, energiahinta, tehohinta) näin saadun hinnoittelujärjestelmän eri tuotteiden hintojen arviointi ja täsmentäminen eri tuotteiden lopullisten hintojen määrittäminen Kustannuspaikat ja niiden keskikustannukset Sähköverkkoliiketoiminnan keskeiset kustannuspaikat ovat: mittaus ja laskutus sähkönjakeluverkon – 110 kV verkko ja sähköasemat, – keskijänniteverkko, – jakelumuuntamot ja pienjänniteverkot, – muut verkkotoiminnan tukikomponentit ja järjestelmät (tietojärjestelmät, työvälineet) investointikustannukset, operatiiviset kustannukset sekä rahoituskustannukset (lainat, voitto) kantaverkkomaksut häviösähkön hankinta hallintokustannukset Mittauksen ja laskutuksen yksikkökustannukset määritetään yleensä keskimääräisinä hintoina (€/mittaus,a) ja (€/lasku). Verkon eri kustannuspaikkojen yksikkökustannukset lasketaan seuraavasti: Investointikustannukset muutetaan vuotuiseriksi tasapoistoja käyttäen. Tasapoistot saadaan verkon jälleenhankintahinnan (JHA) ja teknistaloudellisen pitoajan (TP) perusteella, JHA/TP. Kunkin verkonosan keskimääräinen kustannus (snt/kWh) lasketaan jakamalla tasapoistot verkon kautta siirretyllä vuosienergialla. Kustannukset lasketaan erikseen a) 110 kV verkolle ja sähköasemille, b) keskijänniteverkolle ja c) jakelumuuntamoille ja pienjänniteverkolle. Esim. jos jakelumuuntamoiden ja pienjänniteverkon jälleenhankinta-arvo on 50 M€ , pitoaika 40 a ja siirretty energia on 250 GWh, on investointien aiheuttama keskihinta 0,5 snt/kWh Operatiiviset kustannukset (snt/kWh) määritetään myös verkonosittain. Yksikkökustannus lasketaan jakamalla kustannukset vuotuisella siirretyllä energialla. Esim. jos jakelumuuntamoiden ja pienjänniteverkon operatiiviset kustannukset ovat 350 k€/a ja siirretty energia on 250 GWh, on kustannus 0,14 snt/kWh. Verkkopääoman rahoituskustannukset määritetään verkon nykykäyttöarvon (verkkotoimintaan sidottu pääoma) ja ko. pääomalle sallitun tuottoprosentin 47 avulla. Verkon jälleenhankinta-arvon, nykykäyttöarvon ja sallitun tuoton laskentaa tarkastellaan opintomonisteen luvussa 7. Esimerkiksi jos jakelumuuntamoiden ja pienjänniteverkon NKA on 20 M€, siirretty energia on 250 GWh ja sallittu tuotto on 5 %/a, on rahoituskustannus 0,4 snt/kWh. Kantaverkkomaksut määräytyvät suoraan Fingrid Oy:n siirtoverkkomaksuista (snt/kWh). Häviösähkön hankintakustannukset (snt/kWh) lasketaan verkon osille määrittämällä vuotuiset häviöenergian määrät ja hankintakustannukset eri verkon osille ja jakamalla näin saatu kustannus verkon kautta siirretyllä vuotuisella energialla. Tyypillinen häviökustannus kokonaisuudessaan on 0,15– 0,3 snt/kWh, joka jaetaan verkon eri osille häviöenergioiden suhteessa. Muut kuin edellä mainitut kustannukset käsitellään yleensä yhteisinä hallintokuluina. Niiden keskimääräinen kustannusvaikutus voidaan määrittää jakamalla hallintokulut verkkoyhtiön verkon kautta asiakkaille siirretyllä vuotuisella energiamäärällä (snt/kWh). Kustannuspaikkojen yksikkökustannusten tuotteiden eri hintakomponentteihin. kohdentaminen hinnoittelujärjestelmän Siirtotuotteella on tavanomaisesti kaksi hintakomponenttia, perusmaksu (€/a) ja energiahinta (snt/kWh), tehopohjaisilla tuotteilla on lisäksi (€/kW,a) tehohinta. Eri kustannuspaikkojen yksikköhintojen määrityksen jälkeen tehtävänä on kohdentaa yksikkökustannukset eri hintakomponentteihin. Kysymys on, mihin kohdennetaan esim. laskutuksen tai keskijänniteverkon kustannukset ja miten. Kustannusten kohdentamiseen ei ole laki- ja viranomaispohjaisia ohjeita, kukin verkkoyhtiö voi tehdä kohdentamisen haluamallaan, mutta perustellulla tavalla. Keskeisin kysymys on, kuinka paljon kustannuksista kohdennetaan perusmaksuun ja mikä osuus peritään energiamaksujen kautta. Puhtaasti sähköteknisesti asiaa tarkasteltaessa johtopäätöksenä on, että suurin osa kustannuksista on kiinteitä (mittaus, laskutus, hallinto, investointikustannukset, operatiiviset kustannukset ja rahoituskustannukset) energian siirrosta riippumattomia kustannuksia ja siten ne tulisi kohdentaa kiinteään perusmaksuun. Ainoastaan häviösähkön kustannukset ja kantaverkkomaksut riippuvat siirretyn energian määrästä. Kohdentamista on periaatteellisesti esitetty kuvassa 6.1. 48 SULAKETARIFFIT KUSTANNUSPAIKKA TEHOTARIFFIT HALLINTO: PERUSMAKSU hallintokustannukset PERUSMAKSU MITTAUS- JA LASKUTUS: mittauskustannukset laskutuskustannukset markkinoitikustannukset TEHOMAKSU VERKOSTO: ENERGIAMAKSU pääomakustannukset käyttö- ja ylläpitokustannukset häviökustannukset muut kustannukset tuottovaatimus ENERGIAMAKSU KANTA- JA ALUEVERKKOKUSTANNUKSET Kuva 6.1. Sähkön siirron kustannuspaikat ja kustannusten kohdistuminen maksukomponenteille. Tyypillinen tapa kohdentaa kustannuspaikkojen kustannuksia on seuraava: mittaus- ja laskutuskustannukset perusmaksuun pienjänniteverkon ja jakelumuuntamoiden kustannukset perusmaksuun keskijänniteverkon, sähköasemien ja 110 kV verkon kustannukset energiamaksuun häviökustannukset energiamaksuun kantaverkkomaksut energiamaksuun Lähtökohtana edellä esitetyssä on ajattelu, että pienjänniteverkossa yksittäisen sähkönkäyttäjän vaikutus verkon investointikustannuksiin on selkeästi toteennäytettävissä. Tällöin kustannus kohdennetaan perusmaksuun. Keskijänniteverkon, sähköasemien ja alueverkon osalta yksittäisen sähkönkäyttäjän suoraan aiheuttamia investointitarpeita on vaikeampi todentaa. Em. verkot toimivat enemmänkin järjestelmänä kuin yksittäisen sähkönkäyttäjän siirtokanavana. Tällöin kustannukset voidaan kohdentaa energiamaksuun. Kaksiaikatuotteissa (aikatuote, vuodenaikatuote) kysymys on myös siitä, mikä osuus kustannuksista kohdennetaan päiväenergiamaksuun ja mikä osuus yö-/muu aika energiamaksuun. Tyypillisesti yöajan energiamaksu on pienempi. Tämän perustana on ajattelu, että yöaikana verkoissa on ’vapaata’ siirtokapasiteettia eli yöaikana tapahtuva siirto ei kasvata verkon huipputehoa eikä siten aiheuta investointitarpeita. Tällöin esim. keskijänniteverkon investointi- ja rahoituskustannukset voidaan kohdistaa pelkästään päiväenergiaan. Jos yöajan kuormitukset verkossa eivät ole selvästi päiväaikaa pienempiä, perusteita energiahintojen erolle ei ole. Hallintokulut voidaan kohdentaa energiamaksuihin tai vaihtoehtoisesti edellä mainitulla tavalla määritetyn hinnoittelujärjestelmän yksikköhintoja nostetaan tasaisesti sen verran, että hallintokulut tulevat katettua. 49 Edellä kuvatun prosessin tuloksena saadaan ensimmäinen versio eri tuotteiden yksikköhinnoista ja niiden keskinäisistä suhteista. Tämän jälkeen tehdään hinnoittelujärjestelmän muotoilua, jonka tavoitteena on tarkentaa hinnoittelu oikealle tasolle, varmistaa mahdollisten muutosten läpivienti joustavasti sekä tarkistaa johtaako uudistettu hinnoittelu tuotevalintamuutoksiin asiakaskunnassa (jolla on vaikutusta liikevaihtoon). Tavoitteena on säilyttää muotoiluvaiheessa eri tuotteiden hintakomponenttien keskinäinen suhde (kustannusvastaavuus) mahdollisimman hyvin. Sähköteknisen ajattelumallin mukainen tehopainotteinen (perusmaksupainotteinen) hinnoittelumalli olisi verkkotoiminnan toteuttamisen kannalta oikeansuuntainen. Verkostokustannukset muodostuvat pääosin investointikustannuksista, jotka verkon rakentamisen jälkeen ovat riippumattomia energian siirrosta. Perusmaksupainotteinen hinnoittelumalli on verkkoyhtiölle lähes riskitön, verkkoinvestointien aiheuttamat kustannukset kerätään energiankäytöstä riippumattoman perusmaksun muodossa. Mallin selkeänä haittapuolena on, ettei mallissa ole sisäänrakennettuna kannustinta taloudelliseen energiankäyttöön. Pienasiakkaiden on myös tyypillisesti vaikea hyväksyä perusmaksupainotteista mallia. Järjestelmänäkökulman mukainen energiapainotteinen hinnoittelumalli ohjaa asiakkaita taloudelliseen energiankäyttöön, mutta sisältää verkkoyhtiön kannalta enemmän riskejä, jos energian käyttö vähentyy energiatehokkuusajattelun kautta. Mallin voidaan ajatella olevan tulonsiirtoa suurilta sähkönkäyttäjiltä pienasiakkaille. Pienasiakkaille energiapainotteinen malli on periaatteessa helpommin hyväksyttävissä kuin perusmaksupainotteinen malli. Kantaverkkopalvelu Kantaverkkoyhtiö Fingrid perii kantaverkkopalvelusta kulutusmaksun, kantaverkosta ottomaksun ja kantaverkkoon antomaksun. (Fingrid 2015b) Kulutusmaksu kohdistetaan asiakkaan ja Fingridin välisen liittymispisteen takaiselle sähköenergian kulutukselle. Kulutusmaksu määritetään erikseen talviajalle ja muulle ajalle. Talviaika on 1.1.–31.3. ja 1.11.–31.12. välinen aika. Kulutusmaksun yksikköhinta Fingridin kantaverkkopalvelusopimuksen mukaan vuodelle 2015 on 4,10 €/MWh talviaikana ja 2,05 €/MWh muuna aikana. Kantaverkosta ottomaksu ja kantaverkkoon antomaksu kohdistetaan asiakkaan liittymispisteen kautta siirtyvään sähköenergian määrään. Vuonna 2015 ottomaksu ja antomaksu ovat 0,9 €/MWh. (Fingrid 2015b) Energiapohjaiset maksut perustuvat fysikaalisiin mittaustietoihin ja ovat riippumattomia markkinaosapuolten välisestä sähkökaupasta. Kantaverkkomaksut laskutetaan kuukausittain. Fingrid vastaa liittymispisteessä siirtyvän sähkön mittausten järjestämisestä. (Fingrid 2012b) 50 7 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminta Sähkömarkkinoiden avaaminen kilpailulle sähkön tuotannossa ja myynnissä on tehnyt sähkönjakeluverkoista markkinapaikan. Sähköverkkotoiminnasta tuli luvanvaraista monopolitoimintaa, joka oli eriytettävä samassa yhtiössä mahdollisesti harjoitettavasta sähkön myynnistä ja/tai tuotannosta vähintään kirjanpidollisesti. Toimiluvat sähköverkkotoimintaan myöntää sähkömarkkinoita valvova viranomainen, Energiavirasto. Verkonhaltijalle on sähkömarkkinalaissa asetettu velvoitteita, joiden mukaan sen tulee kehittää ja ylläpitää hallinnassaan olevaa sähkönjakeluverkkoa asiakkaiden tarpeiden mukaisesti ja turvata hyvälaatuisen sähkön saanti. Myös sähkön hinnoittelun on oltava kohtuullista. Hinnoittelussa tulee ottaa huomioon sähköjärjestelmän toimintavarmuudesta ja tehokkuudesta aiheutuvat vaatimukset. Verkkoliiketoiminnassa ei ole luontaista kilpailun kautta tulevaa painetta hintojen kurissa pitämiseen ja palveluiden laadun kehittämiseen, koska sähköverkot muodostavat ns. luonnollisen monopolin eli rinnakkaisten verkkojen rakentaminen tulisi liian kalliiksi. Monopoliasema tarjoaa verkkoyhtiöille periaatteessa mahdollisuudet voiton maksimointiin, mutta viime kädessä asiakkaiden asema kuitenkin riippuu siitä, millaista strategiaa verkkoyhtiöiden omistajat toteuttavat. Aikaisemmin verkkoyhtiöt olivat tyypillisesti toimialueensa kuntien omistamia yhtiöitä, joiden keskeinen tehtävä oli palveluiden tarjoaminen kuntien asukkaille, ei voiton tuottaminen. Verotuksellisista syistä tavoitteena saattoi vuodesta toiseen olla nollatuloksen tekeminen. Nykyisessä liiketoimintaympäristössä myös kuntien omistamat yhtiöt pyrkivät pääsääntöisesti toimimaan mahdollisimman kustannustehokkaasti. Verkkoyhtiöiden omistajiksi on tullut instansseja, joiden toimintaa ohjaa maksimaalisen tuoton tavoittelu. Tosin monet verkkoyhtiöt eivät edelleenkään ota toiminnastaan sääntelyviranomaisen sallimaa maksimituottoa. Asiakkaiden tasapuolisen ja syrjimättömän kohtelun sekä kohtuullisesti hinnoiteltujen verkkopalveluiden varmistamiseksi verkkoliiketoimintaa säännellään viranomaisen (Energiavirasto) toimesta. Valvonnan kohteena on sähkön siirron hinnoittelun kohtuullisuus ja valvonta on luonteeltaan jälkikäteen tapahtuvaa. Kansantalouden ja yhteiskunnan näkökulmasta on tärkeää, etteivät sääntelystä itsestään aiheutuvat suorat ja epäsuorat kustannukset muodostu kohtuuttomiksi, ja että verkkoliiketoiminta kaiken kaikkiaan säilyy elinkelpoisena toimialana. 7.1 Verkkoliiketoiminnan tavoitteet Verkkoliiketoimintaan kohdistuu sidosryhmien taholta monenlaisia odotuksia; asiakkaat odottavat kohtuullisia hintoja ja hyvänlaatuista sähköä, verkkoyhtiöiden toiveissa on vakaa ja ennustettava toimintaympäristö ja omistajat edellyttävät saavansa tuottoa sijoituksilleen. Lyhyellä aikavälillä odotukset ovat osin keskenään ristiriitaisia, mutta pitkällä aikavälillä toimivan sähkönjakeluinfrastruktuurin kehittäminen ja ylläpitäminen on kaikkien etujen mukaista. Asiakkaiden kannalta tavoiteltavia asioita ovat sähkön siirron edullinen ja syrjimätön hinnoittelu, riittävä sähkön ja asiakaspalvelun laatu, sekä verkkotoiminnan ympäristöystävällisyys ja häiritsemättömyys. Sähkön hinnasta yli puolet koostuu 51 sähkön siirrosta keski- ja pienjänniteverkoissa. Asiakkaiden kokemista keskeytyshaitoista yli 90 % aiheutuu sähkönjakeluverkon vioista, joista noin 80 % on keskijänniteverkon vikoja. Jännitteen laatu asiakkaiden liittämiskohdissa määräytyy pääosin jakeluverkon ominaisuuksien perusteella. Mahdolliset puutteet jakeluverkkojen turvallisuudessa ovat aina merkittävä riskitekijä ympäristölleen, koska jakeluverkot sijaitsevat laajasti muun yhdyskuntatekniikan keskellä. Asiakkaan kokemaan palvelun laatuun vaikuttavat muun muassa seuraavat tekijät: suunnitelluista käyttökatkoista ilmoittaminen etukäteen riittävän kattavasti liittymistarjouspyyntöihin vastaaminen nopeasti ja asianmukaisesti sähkön laatuvalitusten ja korvausvaatimusten käsittelyaika verkkoyhtiön toiminta vikatilanteissa. Verkkoyhtiön ja henkilöstön näkökulmasta liiketoimintaedellytysten tulisi olla riittävän vakaat ja vapaat, toiminnan tulisi olla yleisesti hyväksyttyä sekä henkilöstölle tulisi kyetä tarjoamaan haasteellisia tehtäviä ja turvattu työpaikka. Yhteiskunta ja viranomaiset edellyttävät verkkoyhtiöiltä yhteiskunnan muun kehityksen kannalta riittävän infrastruktuurin rakentamista ja ylläpitämistä sekä asiakkaiden tasapuolista kohtelua. Taloudellisesti verkkoyhtiöiltä odotetaan verotuottoja sekä voittojen tulouttamista esimerkiksi kuntaomistuksen kautta omalle talousalueelle. Verkkoliiketoiminnan monopoliasemasta johtuen toiminnan tuotto on suhteellisen varma ja vakaa. Monopoliaseman väärinkäytösten estämiseksi viranomainen pyrkii valvomaan muun muassa verkkotoiminnan avoimuutta, tehokkuutta ja verkoston kehittämisvelvollisuuden toteutumista. Omistajien kannalta verkkotoiminnan tavoitteet ovat yhtenäiset yleisten liiketoiminnan tavoitteiden kanssa. Tavoitteita ovat kilpailukyvyn parantuminen, tuotto-odotusten toteutuminen sekä yhtiön arvon kasvattaminen ja sitä kautta omistajien hyvinvoinnin lisääminen. 7.2 Verkkoliiketoiminnan sääntely Verkkoliiketoiminta on monopoliasemassa olevaa liiketoimintaa, jonka vuoksi yhtiöillä ei ole avoimen kilpailun tuomia kannusteita kohtuulliseen hinnoitteluun ja toiminnan kustannustehokkuuteen. Sääntelyllä varmistetaan asiakkaiden tasapuolinen kohtelu, hintojen kohtuullisuus sekä toiminnan kustannustehokkuus. 7.2.1 Valvontamallit Verkkoliiketoiminnan valvonnassa käytetään periaatteessa neljänlaisia sääntelymalleja: tuoton sääntely, hintasääntely, liikevaihdon sääntely sekä mittatikkusääntely. Kolmea viimeistä mallia nimitetään myös suoritukseen perustuvaksi tai kannustinsääntelyksi. Käytännössä mainittuja sääntelymalleja sovelletaan harvoin yksinään, vaan säätelymalli on näiden yhdistelmä. Sääntely voi tapahtua etu- tai jälkikäteisesti, joskin nykyisin sähkön sisämarkkinadirektiivi velvoittaa jäsenmaita ilmoittamaan verkkoyhtiöille ainakin sääntelyyn käytettävät metodologiat etukäteen, vaikka itse valvontapäätös tapahtuisi jälkikäteisesti. Siten sääntely voi sisältää sekä etu- että jälkikäteissääntelyn elementtejä. 52 Tuoton sääntely on perinteinen monopolien sääntelymalli, jossa viranomainen asettaa liiketoimintaan sitoutuneelle pääomalle tuottoasteen, joka ei saa ylittyä. Valvontamalli kannustaa voimakkaasti investointeihin, jotka kasvattavat pääomaa. Nämä investoinnit eivät kuitenkaan välttämättä paranna toimituksen laatua, joten erillinen laadun valvonta tarvitaan. Tuoton sääntelyssä ei ole kannustusta kustannustehokkuuden parantamiseen, joten tehostamista varten tarvitaan oma metodiikka. Hintakattosääntelyssä viranomainen asettaa yrityksille hintakaton; vastaavanlainen sääntely voidaan toteuttaa myös asettamalla liikevaihdolle yläraja. Tällainen valvontamalli kannustaa yhtiötä kustannusten pienentämiseen, koska tehostamisella saavutettavat säästöt kasvattavat yhtiöiden tuottoa. Viranomaisen on kuitenkin valvottava, että yhtiöiden sähköntoimituksen laatua ylläpitävät investoinnit ovat riittävät. Tämä voidaan varmistaa esim. kytkemällä yhtiön suoritustaso sen hintatasoon. Mittatikkusääntelyssä verrataan yhtiön suoritusta tehokkaaksi havaittujen yhtiöiden suorituksiin tai muuhun vertailukohteeseen. Useimmiten vertaillaan yhtiöiden suoritusta toisiinsa, mutta toisinaan vertailu voi perustua myös fiktiivisen yhtiön kustannuksiin. Vertailun perusteella saatavalla suhteellisella tehokkuusluvulla voidaan lisätä tuoton tai liikevaihdon sääntelyyn tehostamisvaatimus. 7.2.2 Sääntelyyn liittyvät kannustinjärjestelmät Sääntelyn kohteena olevilla yrityksillä on aina väistämättä paremmat tiedot toiminnan kustannuksista kuin viranomaisella. Yritysten tietoedusta huolimatta sääntelyn tavoitteena on kannustaa yrityksiä suuntaan, joka on yhtenevä yhteiskunnan verkkoliiketoiminnalle asettamien tavoitteiden kanssa. Tavoitteiden saavuttamiseksi sääntelymalleihin liitetään usein kannustinjärjestelmiä, jotka ensivaiheissa liittyvät tavallisesti operatiivisen toiminnan tehostamiseen. Myöhemmässä vaiheessa kannustinjärjestelmät voivat laajentua kattamaan myös esimerkiksi sähkön laadun sekä investointien tehokkuuden. Tehokkuusmittauksen ottaminen osaksi sääntelyjärjestelmää on kolmivaiheinen prosessi; ensimmäisessä vaiheessa päätetään tehokkuusmittauksen käyttämisestä, toisessa vaiheessa tehokkuusmittausmenetelmästä ja käytettävistä parametreista sekä kolmannessa vaiheessa tulosten soveltamisesta taloudellisessa sääntelyssä. Tehokkuusmittauksen käyttöönoton myötä huomio väistämättä kiinnittyy niihin tekijöihin, jotka ovat seurannan kohteena. Tehokkuusmittaus alkaa näin ollen ohjata verkkoliiketoiminnan kehittymistä jo siinä vaiheessa, kun päätökset siinä käytettävistä parametreista on tehty. Tulosten soveltaminen taloudellisessa sääntelyssä edelleen vahvistaa ohjausvaikutuksia. Verkkoliiketoiminnan sääntelyssä tehostamistavoitteet voivat olla joko koko alalle yhteisiä tai niissä voidaan ottaa huomioon erot toimialan yritysten välillä. Yhteinen tehostamistavoite kuvastaa yleistä tuottavuuden kasvua toimialalla ja/tai yhteiskunnassa, yhtiökohtainen tehostamistavoite puolestaan kunkin yrityksen laskennallista tehostamispotentiaalia. Sähkön laatuun liittyvien kannustinjärjestelmien taustalla on huoli siitä, että keskittyminen pelkkään kustannustehokkuuteen voi johtaa heikentyneeseen sähkön 53 laatuun samalla kun asiakkaiden odotukset sähkön laadulle ovat jatkuvasti kasvussa. Sähkön laadun liittäminen osaksi taloudellista sääntelyä varmistaa, että laatu säilyy keskimäärin hyväksyttävällä tasolla. Se ei kuitenkaan automaattisesti tarkoita, että myös yksittäisten asiakkaiden kokema sähkön laatu täyttää palvelulle asetetut kriteerit. Jälkimmäinen ongelma pyritään ratkaisemaan määrittelemällä sähkön laadulle vähimmäisvaatimukset, joiden on normaaliolosuhteissa aina täytyttävä. Pitkistä keskeytyksistä asiakkaille maksettavat vakiokorvaukset ovat esimerkki sääntelystä, jolla vaikutetaan yksittäisen asiakkaan kokemaan laatutasoon. Toinen esimerkki on jännitteen laadun sääntely. Olennaisin ero kahden edellä mainitun lähestymistavan välillä on taloudellisten vaikutusten määräytymistapa; vakiokorvaukset ovat yleensä suoraan asiakkaille maksettavia korvauksia, kun taas jännitteen laadusta on huolehdittava esimerkiksi uhkasakon velvoittamana. Investointien kohdalla erillisten kannustinjärjestelmien luominen koetaan vaikeammaksi tehtäväksi kuin esimerkiksi sähkön laatuun liittyvien kannustinjärjestelmien. Investointien vaikutusten arviointi asiakkaan kannalta edellyttäisi yksittäisiin investointisuunnitelmiin puuttumista, mikä ei useinkaan ole mahdollista, koska verkkoyhtiöiden lukumäärän ollessa suuri se johtaisi helposti kohtuuttomiin sääntelystä aiheutuviin kustannuksiin. Useimmiten taloudellisessa sääntelyssä joudutaankin tyytymään siihen, että pyritään varmistamaan keskimäärin riittävät investoinnit verkkoihin. Ongelmana on tällöin se, miten kannustetaan valitsemaan erilaisista investointivaihtoehdoista kokonaistaloudellisesti edullisin vaihtoehto, joka minimoi verkkoliiketoiminnan kokonaiskustannukset ja johtaa asiakkaan kannalta optimaaliseen lopputulokseen. 7.3 Sähköverkkoliiketoiminnan sääntely Suomessa Sähkömarkkinalain (386/1995) nojalla sähköverkkotoiminta on ollut taloudellisen sääntelyn kohteena vuodesta 1995 lähtien. Vuoden 2004 loppuun saakka sääntely oli luonteeltaan jälkikäteistä tapauskohtaista valvontaa. Tutkinnat käynnistyivät pääasiassa asiakkaiden tutkintapyyntöjen perusteella, joten suureen osaan yhtiöistä kohdistui pelkästään valvonnan uhka. Valvonnan tavoitteet; siirtohinnoittelun kohtuullisuus ja monopolitoiminnan kustannustehokkuus, oli esitetty sähkömarkkinalain yhteydessä, mutta varsinainen valvontametodiikka kehitettiin ensimmäisen tutkintapyynnön yhteydessä vuonna 1999. Päätös tuli lainvoimaiseksi vuotta myöhemmin. Valvontametodiikan kehittämistä jatkettiin myöhempien tapauskohtaisten tarkastelujen yhteydessä. Verkkoliiketoiminnan valvonnassa siirtohinnoittelun kohtuullisuutta arvioitiin vertaamalla verkkoliiketoiminnan toteutunutta laskennallista tulosta verkkoliiketoimintaan sitoutuneelle pääomalle laskettuun kohtuulliseen tuottoon. Ylituotot ja alituotot laskettiin vuosittaisten tietojen perusteella, mutta tarkastelu kokonaisuudessaan tehtiin mahdollisimman monen käytettävissä olevan vuoden pohjalta. Mikäli hinnoittelu todettiin kohtuuttomaksi, viranomainen velvoitti yhtiötä kohtuullistamaan hinnoittelunsa. Valvontapäätöksiin ei sisältynyt velvoitetta palauttaa tarkastelujakson aikana mahdollisesti kertyneitä ylituottoja asiakkaille. Vuoden 2005 alussa sääntelyjärjestelmää uudistettiin, jotta se täyttäisi Euroopan parlamentin ja neuvoston sähkön sisämarkkinadirektiivin (2003/54/EY) sääntelylle 54 asettamat vaatimukset osittaisesta etukäteisyydestä sekä valitusten käsittelyajoista. Samalla sääntelyjakson kestoksi säädettiin aikaisemman yhden vuoden sijasta neljä vuotta (ensimmäisen valvontajakson ollessa tosin kolme vuoden mittainen, vuodet 2005-2007). Vuosina 2008-2011 toteutettiin nk. toinen valvontajakso ja nyt menossa kolmas valvontajakso koskien vuosia 2012-2015. Jokaiselle valvontajaksolle metodiikka on kehitetty ja muutettu saatujen kokemusten perusteella. Sääntelyn kehittymistä Suomessa on havainnollistettu kuvassa 7.1. Seuraavassa tekstissä kuvataan valvontametodiikan sisältö nykyisen kolmannen valvontajakson metodiikan mukaisena. Yksityiskohtaisempi kuvaus löytyy Energiaviraston web-sivulta: http://www.energiavirasto.fi/documents/10179/0/Sahkonjakeluverkko_suurjannitteinen _jakeluverkko_suuntaviivat_2012_2015.pdf/e9de867e-513b-4ce5-84d2-322e1c585ba0 TUOTON VALVONTA; tutkinta tapauskohtaista 1995–1999 Valvontametodiikan kehittäminen Vakiokorvaukset Tehokkuus- yli 12 h keskeytyksistä mittaus 1999 2001 2003 Ensimmäinen lainvoimainen päätös siirtohinnoittelusta 1. VALVONTAJAKSO ·kannustava sääntely ·yleinen tehostamisvaatimus 2005 2. VALVONTAJAKSO 3. VALVONTAJAKSO ·kannustava sääntely ·yleinen ja yhtiökohtainen tehostamisvaatimus ·laadun kannustinjärjestelmä 2008 ·kannustava sääntely ·yleinen ja yhtiökohtainen tehostamisvaatimus ·laadun ja innovaatioiden kannustinjärjestelmä 2012 2015 Markkinaoikeuden päätös ensimmäisen valvontajakson sääntelystä 1995: Sähkömarkkinat avataan, Valvova viranomainen perustetaan Kuva 7.1. Sähköverkkoliiketoiminnan sääntelyn kehittyminen Suomessa. 7.3.1 Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan sääntely valvontajaksolla 2012 - 2015 Sähkönjakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin (EMV 2011) (myöhemmässä tekstissä taloudellinen valvonta) pääperiaatteita on esitetty kuvassa 7.2. 55 Verkkopituus Asiakasmäärä Siirretty energia Tuotokset •Laatu bonus/sanktio; Kj-verkon kaapelointiaste (%) (ympäristötekijä) •0,5* (todelliset – vertailutason • kesk.kustannukset ). Max 20 % •kohtuullisesta tuotosta Tehokkuusmittaus StoNED Tehokkuusluku Verkko-omaisuus, määrät Input; TOTEX 2005-2010 Sallittu STOTEX 2012-2015 0,5 *Keskeytyskustannukset 0,5*Keskeytyskustannukset + Yksikköhinnat Kontrolloitavat operatiiviset kustannukset, KOPEX + Kontrolloitavat operatiiviset kustannukset, KOPEX Investointikannustin (tasapoistot) Muut taseen erät Jälleenhankinta-arvo (JHA) + Nykykäyttöarvo (NKA) Pitoajat, ikä - X %/a + - Innovaatiokannustin Verkkotoimintaan sitoutunut oikaistu pääoma Liittymismaksut Kohtuullinen tuotto WACC, CAP Kuva 7.2. Sähkönjakeluverkkoliiketoiminnan taloudellisen valvonnan pääperiaatteet Sääntelymallissa viranomainen määrittelee etukäteen metodiikan ja laskentaparametrit verkkoliiketoiminnan kohtuullisten operatiivisten kulujen, poistojen ja pääoman tuoton laskemiseksi (vahvistuspäätökset jokaiselle verkkoyhtiölle. Varsinaiset hinnoittelun kohtuullisuutta koskevat päätökset tehdään jälkikäteen sääntelyjakson päätyttyä. Hinnoittelun kohtuullisuuden arviointi perustuu verkkoliiketoiminnan toteutuneen laskennallisen tuloksen ja verkkoliiketoimintaan sitoutuneen pääoman kohtuullisen tuoton vertaamiseen. Vaikka valvonta keskittyy pääoman tuoton kohtuullisuuteen, käytännössä se asettaa rajan myös verkkoliiketoiminnan sallitulle liikevaihdolle. Jokaiselle verkkoyhtiölle määritetään vuosittain suurin sallittu kohtuullinen tuotto (voitto). Toteutuva valvontamallin mukaisesti laskettu oikaistu tulos koko valvontajakson ajalta ei saa olla sallittua kohtuullista tuottoa suurempi. Yksittäisen vuoden yli-/alituotto (yli-/alijäämä) voidaan tasata valvontajakson aikana ja valvontajakson yli-/alituotto (yli-/alijäämä) voidaan tasata seuraavan valvontajakson aikana. Energiaviraston päätöksiä koskevat valitukset käsitellään markkinaoikeudessa. Näiden tahojen antamiin päätöksiin voi hakea muutosta korkeimmassa hallinto-oikeudessa. Verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostus Kohtuullisen tuoton laskenta perustuu verkkotoimintaan sitoutuneelle omalle ja vieraalle pääomalle hyväksyttävän tuoton määritykseen. Verkkotoimintaan sitoutunut 56 oikaistu pääoma muodostuu pääosin verkon nykykäyttöarvosta (NKA), joka lasketaan verkkokomponenttien i jälleenhankinta-arvosta (JHA) niiden iän ja teknistaloudellisen pitoajan avulla. NKA,i = (1-ikät,i/pitoaikai) * JHAi (7.1) Teknistaloudelliset pitoajat poikkeavat kirjanpidossa käyetttävistä poistoajoista ollen huomattavasti pitempiä, esimerkiksi kaapeleille, avojohdoille ja muuntajille 30-50 vuotta. Verkkoyhtiö valita itselleen sopivat pitoajat Energiaviraston esittämistä vaihteluväleistä. Sähköverkkoa ja rahoitusomaisuutta lukuun ottamatta muut tase-erät arvostetaan verkkotoimintaan sitoutunutta pääomaa laskettaessa tasearvoonsa. Sähkönjakeluverkon jälleenhankinta-arvo lasketaan verkkokomponenttien määrän ja Energiaviraston eri komponenteille määrittämien yksikköhintojen avulla. Yksikköhintoja päivitetään vuosittain rakennuskustannusindeksin mukaan. Verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvona käytetään siis nykyhetken hinnoilla laskettuja verkkokomponenttien hintoja vähennettynä ikävähennyksellä. Ikävähennyksen pohjana on eri komponenteille määritetyt teknistaloudelliset pitoajat. Monissa maissa verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvona käytetään kirjanpidon tasearvoja, jotka tyypillisesti ovat selvästi alhaisempia kuin edellä kuvatulla metodiikalla määritetty arvo. Sallitun tuoton laskennassa käytettävät kohtuulliset kustannukset määritetään jokaiselle valvontajakson vuodelle erikseen valvontapäätöksessä ilmoitetuin periaattein. Verkkoliiketoiminnan sidotulle oikaistulle pääomalle sallittu kohtuullinen tuotto määritetään pääoman (oma pääoma, vieras pääoma) painotetun keskikustannusmallin (Weighted Average Cost of Capital, WACC) avulla. Oman ja vieraan pääoman suhteena Energiavirasto käyttää kiinteää arvoa 70 % ja 30 %. WACC missä WACC CE CD t D E CE E D E CD 1 t D D E (7.2) = Pääoman painotettu keskikustannus = Oman pääoman kustannus = Korollisen vieraan pääoman kustannus = tarkastelujaksolla voimassa oleva yhteisöverokanta = Korollisen vieraan pääoman määrä = Oman pääoman määrä Oman pääoman kohtuullinen tuotto määritetään CAP-mallilla (Capital Asset Pricing Model) siten, että reaaliseen riskittömänä pidettyyn korkokantaan (edellisen vuoden toukokuun toteutunut valtion 10 vuoden obligaation korko vähennettynä inflaatiokomponentilla 1 %) lisätään riskilisä, joka saadaan kertomalla markkinoiden riskipreemio verkkoliiketoiminnan beeta-kertoimella. Riskipreemio kuvaa sitä tuottoprosenttia, jonka osakkeet tuottavat riskittömän koron päälle. Beeta-kerroin 57 puolestaan kuvaa liiketoiminnan riskiä suhteessa kaikkien sijoituskohteiden keskimääräiseen riskiin. Edellä mainitun lisäksi oman pääoman tuoton laskennassa otetaan huomioon 0,5 %-yksikön suuruinen likvidittömyyspreemio. CE Rr opo R m Rr LP (7.3) missä CE Rr = Oman pääoman kustannus = Reaalinen riskitön korkokanta = Beeta –kerroin opo Rm = Markkinoiden keskimääräinen tuotto Rm-Rr = Markkinoiden riskipreemio LP = Likvidittömyyspreemio Beeta-kerroin on Energiaviraston määritelmän mukaan toimialakohtainen suure, eli se kuvaa toimialanyrityksiin tehtyjen sijoitusten riskipitoisuutta kaikkiin sijoituksiin verrattuna. Hinnoittelun kohtuullisuuslaskelmissa Energiavirasto korjaa velattoman beetan velalliseksi yhtälön (7.6) mukaisesti. Velaton beeta kuvaa yrityksen rahoitusrakenteesta riippumatonta riskiä, kun taas velallinen beeta huomioi, että lisätessään velan osuutta rahoitusrakenteessaan yritys ottaa suuremman riskin. (EMV 2007) velkainen velaton 1 (1 t ) D E (7.4) missä velkainen velaton t D/E = Pääomarakennetta kuvaava beeta-kerroin = Velaton beeta-kerroin, määritetään asiantuntijalausuntojen perusteella = Yhteisöveroaste = Pääomarakenne, kiinteä (korolliset velat/oma pääoma) Vieraan pääoman kustannuksena CD käytetään reaalista riskitöntä korkokantaa lisättynä 1 % preemiolla (DP). CD = Rr +DP = Rr + 1.0% (7.5) Kohtuullinen euromääräinen tuotto lasketaan pääoman painotetun keskikustannuksen ja sitoutuneen oman ja korollisen vieraan pääoman summan avulla seuraavasti: Rk = WACC · (D + E) missä Rk WACC D E (7.6) = Kohtuullinen tuotto (euroa) = Pääoman painotettu keskikustannus = Korollisen vieraan pääoman määrä = Oman pääoman määrä Valvontajaksolla 2012-2015 sallitun tuoton laskennassa käytettävät valvontaparametrit on esitetty taulukossa 7.1. 58 Taulukko 7.1. Valvontamallissa kolmannella valvontajaksolla käytettävät valvontaparametrit Parametri Realinen riskitön korkokanta Rr Inflaatiokomponentti Velaton beeta Velallinen beeta Riskipreemio Likvidittömyyspreemio Pääomarakenne %, velat/oma pääoma Veroaste Korollisen vieraan pääoman kustannus Sovellettava arvo yhteisöverovelvolliset (suluissa muut) 10 v valtion obligaatiokorko (edellisen vuoden toukokuun arvo) vähennettynä inflaatiokomponentilla 1% 0,4 0,537 (0,571) 5% 0,50 % 30/70 20,0 % (0 %) reaalinen riskitön korko + 1,0 % Esimerkiksi vuodelle 2014 valvontaparametrien avulla laskettu WACC-prosentti on 3,03 %, jonka perustana on valtion 10 vuoden obligaation keskihinta 1,60 % toukokuussa 2013. WACC = 0,7*((1,60 % - 1 %) + 0,537*5 % + 0,5 %) + 0,3*((1,60 % - 1 %) + 1 %)*(10,20) = 3,03 % Operatiiviset kustannukset Valvontamallissa valvotaan myös verkkoyhtiön operatiivisia kustannuksia siltä osin kuin ne ovat verkkoyhtiön kontrolloitavissa. Kontrolloimattomia kustannuksia eli läpilaskutuksena meneviä eriä ovat Fingridille maksettavat kantaverkkomaksut ja häviösähkön hankintakustannukset. Jokaiselle verkkoyhtiölle lasketaan hyväksyttävissä olevat kohtuulliset operatiiviset kustannukset. Pohjatietona ovat kuluttajahintaindeksillä vuoden 2010 rahanarvoon korjatut toteutuneet operatiiviset kustannukset vuosilta 20052010. Vuosina 2012-2015 verkkoyhtiölle sallittavat operatiiviset kustannukset saadaan korjaamalla vuoden 2010 rahanarvoon laskettua referenssiarvoa kuluttajahintaindeksillä ja tehokkuusmittauksen kautta tulevalla tehostamistarpeella. Poistot Investoinneista eli verkko-omaisuudesta tehtäville poistoille on valvontamallissa myös oma laskentametodiikkansa. Poistoina ei käytetä kirjanpidon poistoja vaan poistot lasketaan tasapoistoina edellä mainitulla tavalla lasketuista eri komponenttiryhmien jälleenhankinta-arvoista käyttäen poistoaikana verkkokomponenttien teknistaloudellisia pitoaikoja (yhtälö 7.7). TPi = JHAi/tpi TPi verkkokomponentin i tasapoisto JHAi verkkokomponentin i jälleenhankinta-arvo (7.7) 59 tpi verkkokomponentin i teknistaloudellinen pitoaika Tehostamistavoite ja tehostamiskannustin Valvontajaksolla 2012-2015 verkkoyhtiöille asetetaan yleinen ja yhtiökohtainen tehostamistavoite. Molemmat tehostamistavoitteet kohdistuvat kontrolloitavissa oleviin operatiivisiin kustannuksiin ja keskeytyskustannusten puolikkaaseen. Yleinen tehostamistavoite (2,06 % vuodessa) kuvaa toimialan yleisen tuottavuuden kasvua. Yhtiökohtainen tehokkuusluku TLi määritetään mittaamalla yhtiöiden toiminnan tehokkuutta StoNED tehokkuusmittausmallilla, kuva 7.3. Verkkopituus Asiakasmäärä Siirretty energia Tuotokset Kj-verkon kaapelointiaste (%) (ympäristötekijä) Tehokkuusmittaus StoNED Tehokkuusluku Verkko-omaisuus, määrät Input; TOTEX 2005-2010 Sallittu STOTEX 2012-2015 0,5 *Keskeytyskustannukset 0,5*Keskeytyskustannukset + Kontrolloitavat operatiiviset kustannukset, KOPEX - X %/a + Kontrolloitavat operatiiviset kustannukset, KOPEX Kuva 7.3. Yhtiökohtaisen tehostamisvelvoitteen määritys StoNED mallilla Kontrolloitavissa olevien operatiivisten kustannusten (KOPEX) ja keskeytyskustannusten (KAH) puolikkaan summan (TOTEX) lähtötaso tehostamiselle ja StoNED laskennan lähtötiedoksi määritellään vuosien 2005–2010 keskiarvona ja korjataan vuoden 2010 hintatasoon kuluttajahintaindeksillä (KHI). 2010 TOTEX2005 ( KOPEXt 2010 t 2005 0.5 * KAHt ) ( KHI2010 )) / 6 KHIt (7.8) Tuotostekijöinä tehokkuusmittauksessa käytetään verkkoyhtiön jakeluverkkojen yhteispituutta, asiakasmäärää sekä kulutukseen ja verkkoihin siirrettyä energiamäärää eri jännitetasojen keskimääräisillä valtakunnallisilla siirtohinnoilla painotettuna. Tunnusluvut ovat vuosien 2005-2010 keskiarvoja. Ympäristömuuttujana käytetään keskijänniteverkon kaapelointiastetta (vuosien 20052010 keskiarvo). 60 Tehokkaan toiminnan mukainen kustannustaso on saavutettava kahdeksan vuoden kuluessa eli vuosien 2012–2019 aikana. Tällöin vuosittainen tehostamistavoite Xi on (EMV 2011): Xi jossa Xi TLi 1 8 TL i (1 2 .06 %) (7.9) = verkkoyhtiön i vuotuinen tehostamistavoite %/a. Tällä määrällä yhtiön tulee pienentää TOTEX kustannuksiaan, jolloin tehokkaan yhtiön kustannustaso saavutetaan kahdeksan vuoden kuluttua. = StoNED laskennan tuloksena tehokkuusluku (esim. 84%) saatava yhtiökohtainen Tehokkuusmittauksen tuloksena saadaan edellä kuvatun mukaisesti yhtiökohtaiset tehokkuusluvut vuoden 2010 lopun tilanteessa, yhtiökohtaiset tehostamistavoitteet %/a, yhtiökohtaiset kokonaistehostamistavoitteet Xi (%/a) sekä näiden avulla lasketut vuotuiset sallitut tehostamiskustannukset (STOTEX) vuosille 2012-2015. Tehostamiskannustin (sallittu tehostamiskustannus – toteutuneet tehostamiskustannukset) lasketaan vuosittain kullekin verkkoyhtiölle. Jos toteutuneet tehostamiskustannukset ovat suuremmat kuin sallitut (kohtuulliset) tehostamiskustannukset, kasvattaa negatiivinen tehostamiskannustin Energiaviraston laskemaa toteutunutta oikaistua tulosta, kuva 7.4, (olettaen, että muiden kannustintekijöiden vaikutus on ± 0). Tämä johtaa ko. vuoden kohdalla liian suureen oikaistuun tulokseen suhteessa sallittuun kohtuulliseen tuottoon ja erotus (ylijäämä) on palautettava asiakkaille hintojen kautta tulevina vuosina. Käytännössä negatiivinen tulos tehostamiskannusteessa siis pienentää yhtiölle sallittavaa tuottoa ja jää yhtiön ja sen omistajien kannettavaksi. Päinvastaisessa tilanteessa, jossa toteutuneet tehostamiskustannukset ovat sallittuja pienemmät, syntyvä alijäämä on mahdollista periä asiakkailta tulevina vuosina eli käytännössä yhtiölle sallittu kohtuullinen tuotto kasvaa. Laatukannustin Jokaiselle verkkoyhtiölle määritetään vuosittain sähkön toimituskatkoista sähkönkäyttäjille aiheutuvat keskeytyskustannukset. Keskeytyskustannuksissa otetaan huomioon vioista aiheutuvat keskeytykset, työkeskeytykset ja lyhyet ohimenevät keskeytykset (jälleenkytkennät). Keskeytyskustannusten laskennassa käytetään yhtiökohtaisia todellisia vuosienergiapainotettuja keskeytysmääriä ja niiden kestoaikoja sekä valtakunnallisia keskeytyksestä aiheutuvan haitan yksikkökustannuksia. Jokaiselle verkkoyhtiölle vuosien 2005-2010 keskiarvona määritetty keskeytyskustannus on edellä kuvatun mukaisesti osa tehokkuusmittauksen lähtötietona käytettävää TOTEX-kustannusta. 61 Keskeytyskustannuksia käytetään taloudellisessa valvonnassa myös ns. laatukannustimen (laatubonus, laatusanktio) muodossa, kuva 7.2. Vuosien 2005-2010 keskeytyskustannusten keskiarvo toimii laatukannustimen referenssi- eli vertailutasona. Vuosina 2012-2015 verkkoyhtiölle määritetään toteutuneiden keskeytysten ja toimittamatta jääneiden vuosienergiamäärien avulla todelliset toteutuneet keskeytyskustannukset. Jos toteutuvat keskeytyskustannukset ovat pienemmät kuin vertailutaso, kasvattaa tämä verkkoyhtiölle todellisuudessa sallittavaa kohtuullista tuottoa (laatubonus). Vastaavasti, jos toteutuvat keskeytyskustannukset ovat vertailutasoa suuremmat, pienenee verkkoyhtiölle todellisuudessa sallittava kohtuullinen tuotto (laatusanktio). Laatubonuksen ja laatusanktion laskennassa otetaan huomioon puolet keskeytyskustannuksista. Lisäksi laatutekijän vaikutukselle on asetettu maksimisuuruus, joka on 20 prosenttia verkkotoimintaan sitoutuneelle oikaistulle pääomalle verojen jälkeen lasketusta kohtuullisesta tuotosta. Jos verkkotoimintaan sitoutuneen oikaistun pääoman kohtuullinen tuotto on normaalisti noin viisi prosenttia, kohtuullinen tuotto voi muuttua noin yhden prosenttiyksikön (joko pienetä tai suurentua) laatukannustimen vaikutuksesta. Laatukannustin lasketaan vuosittain kullekin verkkoyhtiölle. Jos toteutuneet keskeytyskustannukset ovat suuremmat kuin sallitut (referenssitaso) keskeytyskustannukset, kasvattaa erotus toteutunutta oikaistua tulosta. Tämä johtaa ko. vuonna liian suureen oikaistuun tulokseen suhteessa sallittuun kohtuulliseen tuottoon ja erotus (ylijäämä) on palautettava asiakkaille hintojen kautta tulevina vuosina. Käytännössä ylijäämä pienentää yhtiölle tulevina vuosina sallittavaa kohtuullista tuottoa ja jää siten yhtiön ja sen omistajien kannettavaksi. Päinvastaisessa tilanteessa, jossa toteutuneet keskeytyskustannukset ovat vertailutasoa pienemmät, syntyvä alijäämä on mahdollista periä asiakkailta tulevina vuosina eli yhtiön sallittu tuotto kasvaa. Innovaatiokannustin Valvontaan on kolmannelle jaksolle otettu uutena elementtinä investointi- ja innovaatiokannustimet, joilla kannustetaan verkkoyhtiöitä riittäviin korvausinvestointeihin ja edistetään innovatiivisia teknisiä ja toiminnallisia ratkaisuja. Käytännössä Energiavirasto seuraa verkkoyhtiöiden toteutuneiden korvausinvestointien ja jälleenhankinta-arvosta laskettujen tasapoistojen erotusta, joka kertoo mahdollisesta investointivajeesta. Innovaatiokannustimen periaatteena puolestaan on, että kohtuullisiksi katsotut tutkimus- ja kehityskustannukset, kuten myös tuntimittaukseen siirtymisen aiheuttamat kohtuulliset lisäkustannukset, vähennetään toteutuneesta oikaistusta tuloksesta, jolloin ne ovat verkkoyhtiön kannalta läpilaskutuseriä. Huomioitavien T&K-kustannusten enimmäismäärä on puoli prosenttia liikevaihdosta, kun taas AMR-mittareiden aiheuttamia lisäkustannuksia hyväksytään enintään 5 euroa mittaria kohden. Toteutunut oikaistu tulos vs. sallittu tuotto Yhtiön toteutunut laskennallinen tuotto (toteutunut oikaistu tulos) lasketaan vuosittain sähköverkkotoiminnan tuloslaskelman oikaisun perusteella, kuva 7.4. 62 Kuva 7.4. Sähkönjakeluverkkoyhtiön sallitun tuoton ja oikaistun tuloksen laskentaperiaatteet (EMV2011) Laskelmassa liikevoittoon (liiketappioon) lisätään aluksi tarkasteluvuoden liittymismaksukertymän muutos, maksetut verkkovuokrat ja suunnitelman mukaiset poistot liikearvosta. Tämän jälkeen lasketaan investointikannustimen, laatukannustimen, tehostamiskannustimen ja innovaatiokannustimen vaikutukset. Tämän jälkeen näin saadusta luvusta vähennetään nettosuojauskustannukset, verkkotoiminnan harjoittamisen turvaamiseksi tarvittavasta rahoitusomaisuudesta aiheutuva kustannus sekä laskennalliset verot. Toteutunutta oikaistua tulosta verrataan sallittuun kohtuulliseen tuottoon. Jos erotus on positiivinen, on ylijäämä palautettava asiakkaille alempana siirtomaksuna tulevina vuosina. Jos erotus on negatiivinen, on alijäämä mahdollista kerätä asiakkailta tulevina vuosina. 63 Lopullinen valvontapäätös tehdään koko valvontajakson ajalta siten, että valvontajakson vuosien (2012-2015) kohtuullisten tuottojen summaa verrataan saman aikajakson oikaistujen tulosten summaan. Lisäksi huomioidaan toiselta valvontajaksolta mahdollisesti kertynyt yli- tai alijäämä. Tarkempi kuvaus valvontamallista löytyy lähteestä (EMV 2011). 7.4 Tehokkuusarvioinnin rooli verkkoliiketoiminnan valvonnassa Sähköverkkoliiketoiminta on monopoliasemassa olevaa liiketoimintaa, joten toiminnan tehostamiseen ei ole avoimen kilpailun tuomia kannusteita, kuten liiketoiminnassa yleensä. Sen vuoksi verkkoliiketoiminnan valvonnan on tarjottava kannustimet tehokkuuteen. Tehostamistavoitteiden tulee ohjata yhtiöitä toiminnan tehostamiseen, vaarantamatta kuitenkaan sähkönjakeluverkoston ja toimialan kehittymistä. Sähkönjakeluverkon kehittämissuunnitelmissa kustannukset pyritään optimoimaan pitkällä aikavälillä. Tämän vuoksi on tärkeää, että lyhyen aikavälin tehostamistavoitteet eivät vaaranna pitkän aikavälin kehitystä. On myös ensiarvoisen tärkeää, että tehokkuusmittauksen antamat ohjaussignaalit johtavat kansantalouden kannalta järkevään jakeluverkon kehittämiseen. Mikäli valvontamalli on sellainen, jossa yhtiö ei saa selvää hyötyä toiminnan tehostamisesta, tulee kannustin tehokkuuteen luoda erillisen tehokkuusmittauksen kautta. Tällöin tehokkuusmittaus kytkeytyy kiinteäksi osaksi hintavalvontaa. Tehokkuusmittauksen perusteella voidaan yhtiöille määritellä tehostamistavoite, joka niiden tulee saavuttaa tietyn ajan kuluessa. Toiminnan tehostamisesta saatava hyöty tulee ohjata valvonnan keinoin siten, että siitä hyötyy verkkoyhtiön lisäksi myös asiakas. Käytettäessä tehokkuusmittausta osana sallitun tuoton valvontaa, vaikuttavat tehokkuusmittauksen tulokset suoraan yksittäisen yhtiön sallittuun tuottoon sekä sitä kautta mm. verkkoyhtiön arvoon. Tämän lisäksi tehokkuusmittauksen tulokset vaikuttavat merkittävästi verkkoyhtiöiden julkikuvaan ja toimintailmapiiriin. Näiden seikkojen vuoksi on tärkeää, että tehokkuusmittaus on luotettava ja kohtelee yhtiöitä tasapuolisesti. Tehokkuusmittauksen tuloksissa ei saa olla satunnaista vaihtelua ja tuloksiin vaikuttavat seikat on oltava riittävällä tarkkuudella ennakoitavissa. 7.4.1 Tehokkuusmittauksen menetelmät Tehokkuuden mittaamiseen on kehitetty suuri määrä erilaisia menetelmiä. Peruslähtökohta tehokkuuden mittaamisessa on määritellä tehokkain tuotos-panos suhde, johon jokaisen yhtiön kyseistä suhdetta verrataan. Suurimmat haasteet prosessissa ovat tasapuolisen vertailumenetelmän löytäminen ja sopivien tuotos- ja panostekijöiden valinta. Yksinkertaisimmat menetelmät perustuvat suhdelukuanalyysiin, jolloin vertaillaan yksittäisiä panoksia ja tuotoksia, esim. operatiiviset kulut asiakasta kohden. Tällainen menetelmä ei kuitenkaan sovellu sähköverkkoyhtiöiden tehokkuuden mittaamiseen, koska toimintaympäristö ja siten myöskin kulurakenne vaihtelevat voimakkaasti yhtiöstä toiseen. Kehittyneemmät menetelmät ottavat huomioon myöskin ympäristötekijät ja pyrkivät niiden avulla vertailemaan samankaltaisissa olosuhteissa toimivia yhtiöitä keskenään. Toinen, 64 huomattavasti harvinaisempi ajattelutapa on muodostaa yhtiöille malliverkko, joka kuvaa optimaalista jakeluverkkoa. Malliverkon avulla määritellään yhtiöille kulutaso, johon niiden tulisi päästä. Yleisimmin valvontamallien yhteydessä käytettyjä tehokkuusmittausmenetelmiä ovat DEA (Data Envelopment Analysis), SFA (Stochastic Frontier Analysis), COLS (Corrected Ordinary Least Square) sekä StoNED (Stochastic Non-smooth Envelopment of Data). 7.5 Sähkön laatu verkkoliiketoiminnan valvonnassa Sähkönjakelun keskeytyksille ja erilaisille häiriöille herkkien elektronisten laitteiden yleistyminen on johtanut tilanteeseen, jossa verkkoyhtiöiltä vaaditaan entistä laadukkaampaa sähköä. Pitkälle automatisoiduissa teollisuuden tuotantoprosesseissa pienetkin jännitetason vaihtelut tai lyhyet keskeytykset sähkönjakelussa voivat merkitä huomattavaa taloudellista menetystä. Siksi yhä useammin katsotaan tarpeelliseksi sisällyttää sähkön laatu verkkoliiketoiminnan sääntelyyn. Sähkön laatu voidaan sisällyttää sääntelyyn asettamalla erillinen korjaustekijä määritettäessä hinnan- tai liikevaihdon kattoa, huomioimalla sähkön laatu tehokkuusmittauksen parametrivalinnoissa tai arvioida sähkön laatua taloudellisen sääntelyn ulkopuolella esimerkiksi teknisestä näkökulmasta. Kun sähkön laadulle on asetettu taloudelliset kannustimet, tulisi niiden olla riittäviä kannustamaan yhtiöitä huolehtimaan asianmukaisesta sähkön laatutasosta normaaleissa käyttötilanteissa sekä yleisimmissä vikatilanteissa. Sähkön laadun arvioinnissa on otettava huomioon sekä jännitteen laatu että verkon käyttövarmuus. Jännitteen laatua arvioidaan jakelujännitteen ominaisuuksille asetettujen raja-arvojen perusteella. Käyttövarmuuden arvioinnissa tarkastellaan keskeytysten lukumäärää sekä niiden keskimääräistä kestoaikaa. Suurin osa asiakkaiden kokemista keskeytyksistä on seurausta keskijänniteverkossa tapahtuvista vioista. Kuvissa 7.5 ja 7.6 on esitetty käyttövarmuuden arviointia asiakaskohtaisen ja koko verkkoyhtiön tasolla toteutettavan tarkastelun näkökulmasta. Kuvissa on esitetty myös jännitteen ominaisuuksien huomioiminen osana virhe- tai toimenpiderajoja. Kuva 7.5. Käyttövarmuuden asiakaskohtainen arviointi (Järventausta et al. 2005). 65 Kuva 7.6. Koko verkkoyhtiön tasolla toteutettava käyttövarmuuden tarkastelu (Järventausta et al. 2005) Keskeytysten lukumäärälle tai kestoajalle ei ole Suomessa käytössä olevassa standardissa SFS-EN 50160 Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuudet, asetettu raja-arvoja. Sähkömarkkinalaki 97 § ottaa keskeytyksiin kantaa seuraavasti (Sähkömarkkinalaki 2013): ”Sähkönjakelussa ja muussa verkkopalvelussa sekä sähköntoimituksessa on virhe, jos sähkön laatu tai toimitustapa ei vastaa sitä, mitä voidaan katsoa sovitun… Sähkönjakelussa ja muussa verkkopalvelussa sekä sähköntoimituksessa on virhe, jos sähkö ei laadultaan vastaa Suomessa noudatettavia standardeja taikka jos sähkönjakelu tai sähköntoimitus on yhtäjaksoisesti tai toistuvasti keskeytynyt eikä keskeytystä voida pitää keskeytyksen syy ja olosuhteet huomioon ottaen vähäisenä.” Käytännössä tämä tarkoittaa sitä, että sähköyhtiöille voi langeta korvausvelvollisuus, jos sähköntoimitus on keskeytynyt toistuvasti. Sähkömarkkinalain mukaan verkkoyhtiö on velvollinen maksamaan sähkönkäyttäjille pitkistä sähkökatkoksista korvauksen, joka on vuotuisesta verkkopalvelumaksusta 10 %, kun keskeytysaika on 12…24 h 25 %, kun keskeytysaika on 24…72 h 50 %, kun keskeytysaika on 72…120 h 100 %, kun keskeytysaika on 120 …192 h 150 %, kun keskeytysaika on 192 … 288 h 200 %, kun keskeytysaika on > 288 h Enimmillään korvaus voi olla 2000 € asiakasta ja vikaa kohti (Sähkömarkkinalaki 2013). 66 7.5.1 Sähkön laadun arviointi Sähkönjakeluverkon haltijan tehtävä on ylläpitää teknisesti ja taloudellisesti tarkoituksenmukainen sähkön jakelujärjestelmä, jolla kyetään vastaamaan asiakkaiden tarpeisiin. Tehtävän toteuttaminen edellyttää suunnitelmallista sähkön laadun valvontaa. Sähkön toimituksen laatuun vaikuttavat osatekijät on esitetty kuvassa 7.7. (Sener 1996) Sähkön laatu Jännitteen laatu Sähkön toimittamiseen liittyvien palvelujen laatu, informaatio asiakkaille Verkon käyttövarmuus, tuotannon varmuus Kuva 7.7. Sähkön toimituksen laatu. (Sener 1996) Jännitteen laatu Sähkön laadun arvioinnissa käytettäviä jakelujännitteen ominaisuuksia ovat jännitteen taajuus, suuruus, aaltomuoto, kolmivaiheisen jännitteen symmetria, keskeytykset sähkönjakelussa sekä erilaiset häiriöt. Jännitteen pääominaisuudet asiakkaan liittämiskohdassa yleisissä pien- ja keskijännitteisissä sähkönjakeluverkoissa määritellään standardissa SFS-EN 50160 Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuudet. Normaaleissa käyttöolosuhteissa asiakas voi olettaa liittämiskohdan jännitteen ominaisuuksien olevan standardin määrittelemien arvojen mukaisia. Standardi ei kuvaa jakeluverkon vallitsevaa tilannetta. Jakeluverkon haltija ja asiakas voivat myös keskenään sopia keskeisistä sähkön laatuun liittyvistä ominaisuuksista. Asiakkaan kokemat sähkön laatuun liittyvät ongelmat eivät aina ole seurausta jakeluverkon haltijan toiminnasta. Asiakkaan omat verkkoon liitetyt laitteet saattavat merkittävästi heikentää sähkön laatua, vaikka jännite liittämiskohdassa olisi täysin standardin mukainen. Standardia ei sovelleta tavanomaisesta poikkeavissa käyttöolosuhteissa, joita ovat (Sener 1996): vian jälkeinen käyttö ja tilapäiset syöttöjärjestelyt pyrittäessä minimoimaan keskeytyksen laajuus ja kesto tapaukset, joissa asiakkaan asennukset tai laitteet eivät täytä voimassa olevia standardeja tai teknisiä vaatimuksia tapaukset, joissa sähköä tuottavien laitosten asennukset eivät täytä asiaan kuuluvia standardeja tai teknisiä vaatimuksia poikkeukselliset tapaukset, joihin jakeluverkon haltija ei voi vaikuttaa Viimeisessä kohdassa mainittuja poikkeuksellisia tapauksia ovat poikkeukselliset sääolosuhteet ja luonnonkatastrofit, ulkopuolisten aiheuttamat häiriöt, viranomaisten toimista aiheutuneet poikkeustilanteet, työmarkkinataistelut, ylivoimainen este (force majeure), sekä ulkopuolisista tapahtumista aiheutuva tehovajaus. Standardia SFS-EN 67 50160 täydentävänä suosituksena Suomessa on käytössä myös Sähköenergialiitto Sener ry:n suositus ’Jakeluverkon sähkön laadun arviointi’. (Sener 1996) Yhteenveto Senerin suosituksen ja SFS-EN 50160 standardin määrittelemistä jännitteen ominaisuuksista on esitetty taulukossa 7.2. Taulukko 7.2. Jännitteen ominaisuudet. Käyttövarmuus Asiakkaiden kannalta merkittävin sähkön laatutekijä on usein verkon käyttövarmuus, jota arvioidaan keskeytysten perusteella. Keskeytykset voidaan jakaa suunniteltuihin keskeytyksiin ja häiriökeskeytyksiin. Suunnitellut keskeytykset johtuvat tavallisesti verkossa tehtävistä töistä ja niistä ilmoitetaan asiakkaille etukäteen. Häiriökeskeytykset aiheutuvat pysyvistä tai ohimenevistä vioista. Pitkät keskeytykset kestävät yli kolme minuuttia ja niiden aiheuttaja on jokin pysyvä vika. Lyhyet keskeytykset kestävät enintään kolme minuuttia. Niiden aiheuttaja on jokin ohimenevä vika ja tavallisesti jännite saadaan palautettua automaattisella jälleenkytkennällä. Käyttövarmuuden arvioinnissa käytettävät keskeytystunnusluvut ovat (Sener 1996): SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) eli keskeytysten keskimääräinen lukumäärä (kpl/asiakas) tietyllä aikavälillä SAIDI (System Average Interruption Duration Index) eli keskeytysten keskimääräinen yhteenlaskettu kestoaika (h/asiakas) tietyllä aikavälillä CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) eli keskeytysten keskipituus (h/keskeytys) MAIFI (Momentary Average Interruption Index) eli lyhyiden (alle 3 min) keskeytysten lukumäärä (kpl/asiakas) tietyllä aikavälillä Nämä tunnusluvut kuvaavat tilannetta koko jakeluverkon alueella pienjänniteverkko mukaan lukien. Tunnuslukujen laskennassa ei tavallisesti oteta huomioon 68 pikajälleenkytkennöillä ohi meneviä lyhyitä häiriökeskeytyksiä. Jos verkkoyhtiöllä ei ole käytössä verkkotietojärjestelmää, josta saadaan suoraan keskeytysten piirissä olevien asiakkaiden lukumäärä, tunnusluvut voidaan laskea myös muuntopiiritason tietojen perusteella. Laskenta perustuu keskijänniteverkon tapahtumatietojen tilastointiin, joten tunnusluvuissa eivät ole mukana pienjänniteverkon keskeytykset. Muuntopiiritason tietoihin perustuvien keskeytystunnuslukujen merkinnät ovat TSAIFI, T-SAIDI, T-CAIDI. Keskeytystunnusluvut lasketaan yhtälöiden (7.9) – (7.14) mukaisesti. nj j SAIFI , (7.9) Ns missä nj on asiakkaan j kokemien keskeytysten määrä ja Ns on kaikkien asiakkaiden lukumäärä. tij i j , (7.10) SAIDI Ns missä tij on asiakkaalle j keskeytyksestä i aiheutunut sähkötön aika, i on keskeytysten lukumäärä tietyllä aikavälillä, j on keskeytyksen vaikutusalueella olleiden asiakkaiden määrä ja Ns on kaikkien asiakkaiden lukumäärä. tij i j CAIDI , (7.11) nj j missä tij on asiakkaalle j keskeytyksestä i aiheutunut sähkötön aika ja nj on asiakkaan j kokemien keskeytysten määrä tietyllä aikavälillä. n T SAIFI mpk i i 1 , mp missä n on keskeytysten lukumäärä vaikutusalueella olleiden muuntopiirien kokonaismäärä jakelualueella. n (7.12) jakelualueella, mpki on keskeytysten lukumäärä ja mp on muuntopiirien x mpk ij hij i 1 j 1 , (7.13) mp missä n on keskeytysten lukumäärä jakelualueella, x on kunkin keskeytyksen yhteydessä esiintyvien erilaisten keskeytysaikojen (osa-alueiden) määrä, mpkij on keskeytysten vaikutusalueella olleiden muuntopiirien lukumäärä osa-alueilla, joissa keskeytyksen kesto oli hij ja mp on muuntopiirien kokonaismäärä jakelualueella. T SAIDI n T CAIDI i 1 n mphi , (7.14) mpki i 1 missä n on keskeytysten lukumäärä jakelualueella, mphi on keskeytyksen i vaikutusalueella olleiden muuntopiirien yhteenlaskettu keskeytysaika ja mpki on keskeytysten vaikutusalueella olleiden muuntopiirien kokonaismäärä. (Sener 1996) 69 Keskeytyskustannukset Keskeytystunnuslukuja voidaan jalostaa eteenpäin keskeytyskustannuksiksi, jolloin verkkoyhtiöt voivat käyttää niitä mm. verkostosuunnittelun tehtävissä ja viranomaistahot puolestaan voivat käyttää niitä sääntelyssä. Keskeytysten taloudellisia vaikutuksia voidaan selvittää asiakaskyselyin. Uusimmassa vuonna 2005 toteutetussa kyselyssä käytettiin WTP- ja WTA- menetelmiä (willingness to pay, willingness to accept), joissa selvitettiin asiakkaiden halukkuutta maksaa enemmän sähköstä katkoksen välttämiseksi tai vastaanottaa kompensaatiota katkosten lisääntyessä. Kyselytutkimuksen perusteella saadaan €/kW ja €/kW,h arvot keskeytyksille. Näitä arvoja sanotaan KAH-arvoiksi, jolla tarkoitetaan sähkönjakelun keskeytyksestä aiheutuneen haitan rahamääräistä arvoa. Keskeytyskustannusten laskentaa keskeytystilastojen ja asiakasryhmäkohtaisten KAHarvojen perusteella on havainnollistettu kuvassa 7.8. Esimerkissä asiakasryhmäjaottelu on esitetty kuvan vasemmassa yläkulmassa olevassa taulukossa. Samassa taulukossa on esitetty myös asiakasryhmien yhteenlasketut vuosienergiat ja keskitehot sekä asiakasta kohden lasketut keskitehot. Muuntopiirin asiakkaiden vuotuiset keskeytysajat ja keskeytysten lukumäärät on esitetty kuvan oikeassa yläkulmassa. Kuvassa äärimmäisenä oikealla olevaan taulukkoon on koottu asiakasryhmäkohtaiset KAH-arvot vikakeskeytyksille ja suunnitelluille keskeytyksille sekä jälleenkytkennöille. Erilaisista keskeytyksistä asiakasryhmille aiheutuneet keskeytyskustannukset on esitetty kuvan alareunassa olevassa taulukossa. Muuntopiirin kokonaiskustannukset saadaan näiden osakustannusten summana. (TTY, LTY 2003) Kotitalous Maatalous Teollis uus Julkinen Palvelu As iakasm äärä Energia [MWh] Ryhm än keskiteho [kW] Keskiteho [kW/as] 2 2 1 1 1 25 52 80 11 14 2,9 5,9 9,1 1,3 1,6 1,43 2,97 9,13 1,26 1,60 Keskeytykset/asiakas, a Keskeytysaika, vika Keskeytysaika, suunniteltu Keskeytysmäärä, vika Keskeytysmäärä, suunniteltu PJK AJK 3,5 1 5 1 10 2 KAH-arvot Kustannus Asiakasmäärä Keskiteho Keskeytysaika KAH Kotitalous Vika Suunniteltu Maatalous Vika Suunniteltu TAI Teollisuus Vika Kustannus Asiakasryhmän keskiteho Keskeytysaika KAH Julkinen Palvelu Keskeytyskustannukset Keskeytysaika, vika Keskeytysaika, suunniteltu Keskeytysmäärä, vika Keskeytysmäärä, suunniteltu PJK AJK Kotitalous 42,9 6,3 5,1 0,54 2,9 2,74 60 Maatalous 194,9 28,5 13,4 1,4 11,9 7,4 257 Teollis uus 781,5 104,7 160,7 12,6 200,0 52,4 1312 Julkinen 66,3 9,2 11,9 1,7 18,7 5,9 114 Palvelu 167,2 36,5 21,2 0,4 20,9 7,8 254 Suunniteltu Vika Suunniteltu Vika Suunniteltu Summa 1253 185 212 17 254 76 1997 [€/kW] 0,36 0,19 0,45 0,23 3,52 1,38 1,89 1,33 2,65 0,22 h h kpl kpl kpl kpl [€/kW,h] PJK [€/kW] AJK [€/kW] 4,29 0,10 0,48 2,21 9,38 0,20 0,62 4,80 24,45 2,19 2,87 11,47 15,08 1,49 2,34 7,35 29,89 1,31 2,44 22,82 %-os uus 63 % 9,3 % 11 % 0,8 % 13 % 3,8 % 100 % Kuva 7.8. Yhden muuntopiirin keskeytyskustannusten laskeminen. 7.5.2 Verkkoyhtiöiden sähköntoimituksen laatu Suomen valvontamallissa Vuonna 2003 voimaan tulleet vakiokorvaukset huomioivat ainoastaan yli 12 tuntia kestävät keskeytykset, joten tätä lyhyemmistä keskeytyksistä ei käytännössä aiheutunut 70 yhtiölle muuta haittaa kuin korjauskustannukset sekä toimittamatta jääneen energian arvo, mikä on pieni verrattuna keskeytyksestä asiakkaalle aiheutuvaan haittaan. Jotta verkkoyhtiöllä olisi taloudellinen kannustin pitää jakeluverkon käyttövarmuus hyvänä, tulee sähkön laadulla olla taloudellinen vaikutus yhtiön sallittuun tulokseen. Käytännössä tämä voidaan toteuttaa joko sisällyttämällä sähkön laatua kuvaava tunnusluku tehokkuusmittaukseen tai luomalla taloudelliseen valvontaan erillinen laatukannustin. Energiavirasto on soveltanut molempia tapoja vuodesta 2008 lähtien. Laatukannustimella verrataan yhtiön toteutuneita keskeytyskustannuksia verkkoyhtiölle ominaiseen keskeytyskustannusten tasoon ja yhtiön sallittua liikevaihtoa korjataan näiden erotuksella. Tällöin yhtiö saa kasvattaa liikevaihtoaan, mikäli se pystyy pienentämään keskeytyskustannuksiaan ja vastaavasti liikevaihtoa tulee pienentää keskeytyskustannusten kasvaessa. Kuva 7.9. esittää sähkön laadun kytkeytymistä verkkoliiketoiminnan valvontaan. Keskeytyskustannusten tavoitetaso Laatukannustin (+/-) Toteutuneet keskeytyskustannukset Kuva 7.9. Sähkön laadun kytkeytyminen verkkoliiketoiminnan valvontaan (Honkapuro et al. 2006). Sähkön laatua valvontamallissa kuvaavan tekijän tulisi ottaa huomioon erilaiset laatuominaisuudet mahdollisimman kattavasti, jotta verkkoyhtiöillä olisi kannustimia sekä keskeytysaikojen että keskeytysten lukumäärän vähentämiseen. Käytännössä tähän tavoitteeseen päästään kuvassa 7.8 esitetyn periaatteen mukaisesti muodostamalla yhtiöiltä kerättävistä keskeytystunnusluvuista (keskeytysten määrät ja keskeytysajat jaoteltuina työ- ja vikakeskeytyksiin sekä lyhyet keskeytykset eli pika- ja aikajälleenkytkennät) sekä KAH-arvoista keskeytyskustannus, jota voidaan käyttää sääntelyssä. Koska Energiaviraston keräämien energiapainotettujen tunnuslukujen kohdalla ei tiedetä, mille asiakasryhmille keskeytykset kohdistuvat, täytyy asiakasryhmäkohtaisista KAH-arvoista muodostaa yksi yhdistetty KAH-arvo kullekin keskeytystyypille. Tämä voidaan tehdä painottamalla kuluttajaryhmien KAH-arvoja kuluttajien energiaosuuksilla. Energiavirasto käyttää sääntelyssä valtakunnallisella energiajakaumalla painotettuja arvoja, joten ne poikkeavat kuvassa 7.8 esitetystä. Taulukossa 7.3 on esitetty sääntelyssä käytettävät KAH-arvot. Taulukko 7.3. Valtakunnallisilla energiaosuuksilla painotetut KAH-arvot vuoden 2005 rahanarvossa (EMV 2011). Odottamaton €/kW €/kWh 1,1 11,0 Suunniteltu €/kW €/kWh 0,5 6,8 PJK €/kW AJK €/kW 0,55 1,1 71 Verkkoyhtiön toteutunut sähköntoimituksen keskeytyksistä aiheutunut haitta vuonna t määritetään yhtälön (7.15) mukaisesti (EMV 2011). KAodott,t hE ,odott KAH t missä KM suunn,t hW , suunn KA KM AJK PJK W T h Alaindeksit: odott suunn E W KM odott ,t hW ,odott AJK t h AJK KAsuunn,t hE , suun PJK t hPJK Wt Tt (7.15) = asiakkaan keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, tuntia = asiakkaan keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, tuntia = asiakkaan aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl = asiakkaan pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl = yhtiön verkosta käyttäjille luovutettu vuosienergia, kWh = vuoden t tuntien lukumäärä = asiakkaalle keskeytyksestä aiheuneen haitan hinta (kts. taulukko 7.7), euroa = odottamaton keskeytys = suunniteltu keskeytys = €/kWh = €/kW Jotta laatukannustin saadaan kytkettyä hinnoittelun valvontaan, tulee jokaiselle yhtiölle määrittää keskeytyskustannusten vertailutaso, nk. referenssitaso, johon yhtiön suoriutumista verrataan. Referenssitason määrittämisen lähtökohtana voi olla joko verkkoyhtiön pitkän aikavälin keskeytystunnusluvut tai verkkoyhtiön toimintaympäristö. Historiatietoihin perustuva referenssitaso kuvastaa yhtiölle ominaista keskeytyskustannusten tasoa. Tämän menettelytavan periaatteellisena ongelmana on lähinnä se, että yhtiöt, jotka ovat ennen laatukannustimen käyttöönottoa pienentäneet keskeytyskustannuksiaan, saavat matalamman tavoitetason kuin yhtiöt, jotka eivät ole panostaneet sähkön laatuun. Toisaalta tätä epäkohtaa tasoittaa sähkön laadun huomioiminen myös tehokkuusmittauksessa, jolloin aiemmin tehty keskeytyskustannusten pienentäminen hyödyttää yhtiöitä paremman tehokkuusluvun muodossa. Mikäli referenssitason määrittämisen lähtökohdaksi puolestaan otetaan verkkoyhtiön toimintaympäristö, muodostuu ongelmaksi sopivien ja verkkoyhtiöitä tasapuolisesti kohtelevien ympäristötekijöiden määrittely. Kolmannella valvontajaksolla Energiavirasto käyttää referenssitasona keskeytyskustannusten kuuden vuoden keskiarvoa vuosilta 2005–2010. Koska verkkoyhtiö ei aina pysty vaikuttamaan sähkönjakelun keskeytyksiin, on Energiavirasto päättänyt kohtuullistaa laatukannustimen vaikutusta siten, että ainoastaan puolet referenssitason ja toteutuneiden keskeytyskustannusten erotuksesta vaikuttaa sallittuun tuottoon. Lisäksi laatukannustimelle on asetettu maksimisuuruudeksi 20 % sitoutuneelle 72 pääomalle verojen jälkeen lasketusta kohtuullisesta tuotosta, kuitenkin siten, että kannustin on symmetrinen, eli mahdollinen laatusanktio voi olla enintään yhtä suuri kuin mahdollinen laatubonus (EMV 2011). Jos verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman kohtuullinen tuotto on normaalisti noin viisi prosenttia, kohtuullinen tuotto voisi muuttua yhden prosenttiyksikön (joko pienetä tai suurentua) keskeytyskustannusten vaikutuksesta. 7.6 Verkkoliiketoiminnan valvonta Euroopassa Euroopan unionin jäsenmaissa verkkoliiketoiminnan valvontaa ohjaa EU:n sähkön sisämarkkinoita koskeva direktiivi (2009/72/EY). Direktiivi ohjaa valvontaa kuitenkin melko löyhästi ja jäsenmaat saavat itse määrittää valvonnassa käytettävän metodiikan. Tämän vuoksi verkkoliiketoiminnan hinnoittelun valvontamenetelmät vaihtelevatkin EU-maissa. Verkkoliiketoiminnan valvonta eräissä Euroopan maissa on esitetty taulukossa 7.4. Taulukko 7.4. Verkkoliiketoiminnan valvonta eräissä Euroopan maissa Maa Valvontamalli Valvontajakso Laatukannustin Hollanti IsoBritannia Norja Suomi Tehokkuusmittaus Etukäteinen tariffikorin sääntely 3 vuotta Hintakattosääntelyssä laatutekijä Yhtiökohtainen tehostamisvaatimus DEA mallilla Etukäteinen liikevaihto- ja tariffisääntely 5 vuotta Laatusuoritus vaikuttaa yhtiön sallittuun liikevaihtoon Yhtiökohtainen tehostamisvaatimus COLS mallilla Etukäteinen liikevaihdon sääntely 5 vuotta Laatusuoritus vaikuttaa yhtiön sallittuun liikevaihtoon DEA -tehokkuusmittaus määrittää osan sallitusta tulokatosta Etukäteinen tuoton valvonta 4 vuotta Yhtiökohtainen Laatusuoritus vaikuttaa yhtiön tehostamisvaatimus StoNED kohtuulliseen tuottotasoon –menetelmällä 73 Terminologiaa AJK Aikajälleenkytkentä Alassäätö Tuotannon vähennys tai kulutuksen lisäys. Alassäätöhinta Alassäätöhinnaksi tulee halvimman kyseisellä tunnilla säätösähkömarkkinoilla käytetyn alaspäin säätävän säätöportaan hinta. Mikäli tunnin aikana ei ole tapahtunut alassäätöä, niin alassäätöhinnaksi tulee Nord Poolin Suomen hinta-alueen hinta (Elspot FIN). Avoin sähköntoimitus Sähköntoimitus, jossa sähkön myyjä toimittaa asiakkaalleen tämän kaiken sähkön tarpeen. TAI Sähköntoimitus, jossa sähkön myyjä toimittaa asiakkaalleen sähkömäärän, joka tasapainottaa asiakkaan sähkötaseen, ts. vastaa määrältään asiakkaan toteutuneen kulutuksen/myynnin ja tuotannon/hankinnan erotusta. Erotuksesta riippuen ”toimitus” voi olla myyntiä tai ostoa. CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) Keskeytysten keskipituus h/keskeytys. CAPEX (Capital Expenses) Pääomakustannukset COLS (Corrected Ordinary Least Square) Regressioanalyysin perustuva tehokkuusmittausmenetelmä DEA (Data Envelopment Analysis) Lineaariseen optimointiin perustuva menetelmä yksiköiden suhteellisen tehokkuuden arviointiin. Elspot FIN Nord Poolin Elspot-markkinoilla määräytyvä hinta Suomen ilmoitusalueelle. Eroaa Nord Poolin systeemihinnasta verkon pullonkaulojen vaikutuksesta (systeemihinta + pullonkaulamaksu). Jälleenhankinta-arvo Sähkönjakeluverkon jälleenhankinta-arvo kuvaa menoa, joka olisi tehtävä, jos verkko rakennettaisiin nykyisellä kustannustasolla. KAH Sähkönjakelun keskeytyksestä aiheutunut haitta. Kantaverkkotason osapuoli 74 Sähkökaupan osapuoli, jolla on kiinteitä sähköntoimituksia tai mitattua toimitusta kantaverkossa, alueverkossa tai useammassa kuin yhdessä jakeluverkossa. Verkon avoin toimittaja on kuitenkin aina kantaverkkotason osapuoli riippumatta ensin mainituista ehdoista. Kiinteä sähköntoimitus Toimitus, jossa sähkön myyjä toimittaa asiakkaalleen ennalta sovitulla käyttötunnilla ennalta sovitun sähkömäärän. Korvausinvestointi Korvausinvestoinnilla tarkoitetaan toimintoa, jonka tarkoituksena on joko lisätä olemassa olevan verkon kapasiteettia tai jatkaa komponentin käyttöaikaa. Käyttötunti Vuorokauden täysi tunti, merkitään muodossa 00–01 tai 23–24. Aika 00.00 kuuluu käyttötuntiin 00–01. Käyttövuorokausi Täysi vuorokausi, joka alkaa 00:00:00 ja päättyy 24:00:00. Laskennallinen tulos Verkkoliiketoiminnan laskennallinen tulos lasketaan oikaistun tuloslaskelman perusteella. Oikaistussa tuloslaskelmassa otetaan huomioon verkkotoiminnan turvaamiseksi tarvittavan rahoitusomaisuuden kustannus ja sähköverkosta tehtävät poistot ovat ns. kohtuullisen poistotason mukaiset. Verkkoliiketoiminnan sallitun tuoton määritysmallissa kohtuullinen poistotaso määräytyy verkon jälleenhankinta-arvosta laskettujen tasapoistojen perusteella. Mitattu toimitus Mittauslukeman mukainen fysikaalinen toimitusmäärä. Nykykäyttöarvo Sähkönjakeluverkon nykykäyttöarvo kuvaa verkon jäljellä olevaa käyttöarvoa. OPEX (Operational Expenditure) Operatiiviset kulut OTC (Over-the-Counter) Kahdenkeskinen sähkökauppa PJK Pikajälleenkytkentä Primäärisäätö Sähköjärjestelmää tukeva säätö, joka tapahtuu automaattisesti taajuuden poiketessa nimellisarvostaan. 75 Rajapistemittaus Kahden sähköverkon rajalla oleva mittaus, jonka tuntiarvoa käytetään sähkötaseiden selvittämisessä. RPI (Retail Price Index) Kuluttajahintaindeksi SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) Keskeytysten keskimääräinen lukumäärä (kpl/asiakas) tietyllä aikavälillä. SAIDI (System Average Interruption Duration Index) Keskeytysten keskimääräinen yhteenlaskettu kestoaika (h/asiakas) tietyllä aikavälillä. Sallittu tuotto Verkkoliiketoiminnan sallittu tuotto määritetään toimintaan sitoutuneen pääoman perusteella. Oman pääoman kohtuullinen tuottoprosentti ja korollisen vieraan pääoman kohtuullinen kustannus lasketaan Energiaviraston esittämien periaatteiden mukaisesti. Korottomasta vieraasta pääomasta ei katsota aiheutuvan kustannuksia. Verkkoyhtiön hinnoittelun kohtuullisuutta arvioitaessa toiminnan laskennallista tulosta verrataan sallittuun tuottoon. Joissakin yhteyksissä käytetään sallitun tuoton sijasta termiä kohtuullinen tuotto samassa merkityksessä. Sekundäärisäätö Manuaalinen ylös- ja alassäätö, joka voidaan toteuttaa osapuolen omasta tarpeesta tai järjestelmävastaavan pyynnöstä. SFA (Stochastic Frontier Analysis) Stokastiseen rintamalliin perustuva menetelmä yksiköiden suhteellisen tehokkuuden määrittämiseksi. Siirtoraja Suurin sallittu siirto ennen vikaa tai vaimentumattoman heilahtelun alkamista. Siirtorajat siirrolle P1 (Pohjois-Suomesta Etelä-Suomeen) ja RAC (Ruotsista Suomeen) muodostavat Suomen sähköjärjestelmän normaalitilan toiminta-alueen. Kun siirtorajat ovat normaalin toiminta-alueen sisällä, Suomen sähköjärjestelmä kestää Nordelin mitoitussääntöjen mukaiset viat. Edellä mainittujen lisäksi voi verkossa olla myös muita siirtorajoja. Spot-hinta Nord Poolin Elspot-markkinoilla määräytyvä hinta. Verkon siirtokyvystä riippuen markkina-alueella voi olla useita Spot-aluehintoja. StoNED (Stochastic Non-smooth Envelopment of Data) Tehokkuusmittausmenetelmä, joka perustuu ei-parametriseen kustannusrintaman estimointiin. Systeemihinta 76 Nord Poolin Elspot-markkinoilla määräytyvä hinta, jossa verkon fyysistä siirtokykyä ei huomioida. Hinta määräytyy kaikkien Elspot-markkinoille tehtyjen osto- ja myyntitarjousten perusteella. Sähkökaupan osapuoli Sähkön tuottajat, myyjät, käyttäjät ja välittäjät. Osapuoli voi toimia yhtä aikaa useammassa näistä rooleista. Säätösähkökauppa Valtakunnan tehotasapainon tai taajuuden ylläpitämiseksi käytävä järjestelmävastaavan ja säädön toteuttajan välinen sähkökauppa, joka perustuu etukäteen sovittaviin määriin ja hinnoitteluun. Taajuuspoikkeama Nimellistaajuuden ja todellisen taajuuden välinen ero. Normaaleissa käyttöolosuhteissa taajuuden sallitaan vaihtelevan välillä 49,9–50,1 Hz. Taloudellinen pitoaika Kirjanpitoa koskevassa lainsäädännössä taloudellisella pitoajalla tarkoitetaan sitä aikaa, jona käyttöomaisuuden ennakoidaan hyödyntävän kirjanpitovelvollista tuloa tuottamalla. Taloudellisella pitoajalla on kirjallisuudessa joissakin yhteyksissä myös toinen hieman ristiriitainen merkitys, eli sitä käytetään kuvaamaan kirjanpidollista poistoaikaa. Tasapoistot Raportissa tarkasteltavassa verkkoliiketoiminnan sallitun tuoton määritysmallissa tasapoistoilla tarkoitetaan verkon jälleenhankinta-arvosta keskimääräisellä pitoajalla laskettuja tasapoistoja. Tasapoistoja käytetään valvontamallissa sekä nykykäyttöarvon muutosta että verkkoliiketoiminnan laskennallista tulosta laskettaessa. Tasehallinta Toimintaa, jolla sähkökaupan osapuoli pyrkii etukäteen tai käyttötunnilla selvittämään ja vaikuttamaan siihen, millaiseksi tämän sähkötase tietyllä käyttötunnilla tulee muodostumaan. Taselaskenta Yleisnimitys tekniselle toiminnalle, jota suoritetaan taseiden hallintaa ja taseiden selvitystä varten. Taseraja Rajapistemittaus tai -mittaukset muodostavat taserajan. Taseraportointi Käyttötunnin jälkeinen taselaskennan tulosten toimitus sähkökauppojen osapuolille. Taseselvittäjä 77 Osapuoli, joka osallistuu jonkin sähköverkon osan tai sähkökaupan osapuolen sähkötaseen selvittämiseen ja välittää muille taseselvittäjille niiden taseselvityksessä tarvitsemia tietoja. Taseselvitys Käyttötunnin jälkeen taseselvittäjän toimesta tapahtuva toteutuneiden tuotantojen, kulutusten ja sähkökauppojen selvittäminen. Taseselvityksen tuloksena saadaan kunkin sähkökaupan osapuolen sähkötase. Tasesähkö Osapuolen tunnin aikana toteutuneen sähkön kulutuksen/myynnin sekä tuotannon/hankinnan välisen erotuksen kattamiseen käytettävä sähköenergia. Tasesähköyksikkö tasapainottaa tasepalvelusopimuksen tehneen tasevastaavan osapuolen sähkönhankinnan ja sähköntoimituksen yhtä suureksi tasesähköllä käytävällä keskinäisellä kaupalla. Tasesähkön määrä saadaan selville valtakunnallisen taseselvityksen perusteella. Tasevastuu Vastuu siitä, että sähkökaupan osapuolen tuotanto ja sähkönhankintasopimukset kattavat tämän kulutukset ja sähkön toimitukset kunkin tunnin aikana. Kaikki sähkökaupan osapuolet ovat tasevastuullisia. Tehotasapaino Sähkön tuotannon ja -kulutuksen välinen tasapaino. Tekninen pitoaika Teknisellä pitoajalla tarkoitetaan käyttöomaisuushyödykkeen teknistä käyttöikää. Teknistaloudellinen pitoaika Teknistaloudellisen pitoaika vastaa taloudellista pitoaikaa siltä osin kuin sillä tarkoitetaan käyttöomaisuuden kirjanpitovelvollista hyödyntävää aikaa. Teknistaloudellisella pitoajalla tarkoitetaan edellä sanotun perusteella sitä, kuinka kauan esimerkiksi verkostokomponentti todellisuudessa saa olla verkossa. Käytettäväksi termiksi on pelkän taloudellisen pitoajan sijasta valittu teknistaloudellinen pitoaika, jotta vältettäisiin taloudellisen pitoajan kirjanpidollisesta merkityksestä mahdollisesti aiheutuvat sekaannukset. Teknistaloudellinen pitoaika on yleensä lyhempi kuin tekninen pitoaika, mutta toisaalta pitempi kuin kirjanpidollinen poistoaika. Todellinen tulos Verkkoliiketoiminnan todellinen tuloslaskelman perusteella. tulos lasketaan tilinpäätöstiedoissa Uusinvestointi Uusinvestoinnilla tarkoitetaan kokonaan uuden verkon osan rakentamista. Valtakunnallinen tasehallinta esitetyn 78 Valtakunnallisella tasehallinnalla tarkoitetaan koko valtakunnan sähkön tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon ylläpitoa. Valtakunnallinen taseselvitys Valtakunnallisen taseselvityksen tuloksena saadaan selville tasepoikkeama tasesähköyksikön ja tasevastaavien välillä sekä tasepoikkeama Suomen ja muiden maiden välillä. Valtakunnallinen tasevastuu Vastuuta koko valtakunnan sähkön tuotannon ja kulutuksen tasapainon ylläpidosta kunkin tunnin aikana sekä vastuuta valtakunnallisesta taseselvityksestä. Verkon avoin toimittaja Osapuoli, jolla on tasevastuu määrätystä sähköverkosta pois lukien muiden osapuolten avoimet toimitukset ko. verkossa. Jakeluverkoissa ns. toimitusvelvollinen myyjä. Verkonhaltija Verkonhaltijalla tarkoitetaan (sähköverkkoluvan haltijalla) yhteisöä tai laitosta, jolla on hallinnassaan sähköverkkoa ja joka harjoittaa luvanvaraista sähköverkkotoimintaa Verkosto- ja maastosuunnittelu Tietyn yksilöidyn verkonrakennuskohteen, toimistossa tai maastossa tapahtuva suunnittelutyö. Ei sisällä yleissuunnittelua. Ylössäätö Tuotannon lisäys tai kulutuksen vähennys. 79 8 Lähdeluettelo (Adato) Adato Energia Oy. Tilasto – Tuotanto, Sähkön tuotantotietoja tuotantolajeittain. Saatavissa www.energia.fi [Viitattu 28.8.2006] (EMV) Energiamarkkinavirasto. Yleistä sähkömarkkinoista [verkkosivut]. www.energiamarkkinavirasto.fi [Viitattu 7.10.2007] (EMV 2000) Energiamarkkinavirasto. Tehokkuuden huomioiminen siirtohinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnissa. Muistio. Dnro 325/421/2000. http://www.energiamarkkinavirasto.fi/select.asp?gid=58& pgid=58. [Viitattu 19.5.2002] (EMV 2001) Energiamarkkinaviraston laskemat jakeluverkonhaltijoiden tehokkuusluvut vuoden 2001 tiedoilla: http://www.energiamarkkinavirasto.fi/ (EMV 2002a) Energiamarkkinavirasto. Energiamarkkinaviraston tehtävät. http://www.energiamarkkinavirasto.fi/select.asp?gid=32. [Viitattu 7.2.2002] (EMV 2002b) Energiamarkkinavirasto. Tehokkuusluvun laskemisessa käytetty menetelmä. Julkaisematon (20.5.2002). (EMV 2004) Energiamarkkinavirasto. Sähkön jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin suuntaviivat vuosille 2005-2007. (EMV 2006) Energiamarkkinavirasto. Sähkön hintatilastot. http://www.energiamarkkinavirasto.fi/select.asp?gid=67 [Viitattu 24.8.2006] (EMV 2007) Energiamarkkinavirasto. Sähkön jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin suuntaviivat vuosille 2008-2011. (EMV 2011) Energiamarkkinavirasto. Sähkön jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin suuntaviivat vuosille 2012-2015. 80 (EMV 2012) Energiamarkkinavirasto. Kalvokuvia sähkön hinnasta 1.6.2012. http://www.emvi.fi/files/Kalvoja_sahkon_hinnan_kehityks esta_12_06.pptx (EMV 2012b) Energiamarkkinavirasto. National report 2012 to the Agency for the Cooperation of Energy Regulators and to the European Commission. http://www.emvi.fi/files/National%20Report%202012%2 0Finland.pdf [Viitattu 11.7.2013] (EMV 2013a) Energiamarkkinavirasto. Kalvokuvia sähkön hinnasta 1.5.2013. http://www.emvi.fi/data.asp?articleid=3458&pgid=67&lan guageid=246 [Viitattu 12.7.2013] (EMV 2013b) Energiamarkkinavirasto. Kalvokuvia sähkön hinnasta 1.1.2013. http://www.emvi.fi/data.asp?articleid=3362&pgid=67&lan guageid=246 [Viitattu 12.7.2013] (EMV 2013c) Energiamarkkinavirasto. Yleistä päästökaupasta. http://www.emvi.fi/alasivu.asp?gid=172&pgid=172&lang uageid=246 [Viitattu 10.7.2013] (EMV 2013d) Energiamarkkinavirasto. Tuulivoimatuet kasvussa – turpeen vero pienentää metsähakkeen tukea. http://www.emvi.fi/files/ST_Raportti_8_7_2013.pdf [Viitattu 11.7.2013] (Energiavirasto 2015a) Energiavirasto. Vuosikertomus 2014. http://www.ejulkaisu.fi/energiavirasto/vuosikertomus_2014/ [Viitattu 27.7.2015] (Energiavirasto 2015b) Energiavirasto. National report 2015 to the Agency for the Cooperation of Energy Regulators and to the European Commission. http://www.energiavirasto.fi/documents/10179/0/National +Report+2015+Finland+1842-6012015+20150710.pdf/7ebae177-6e7b-4ac0-b1ea95628ca50742 [Viitattu 27.7.2015] (Energia.fi) Energiaportaali. Sähkö. http://www.energia.fi [Viitattu 10.8.2010] 81 (Fingrid 2001) Fingrid System Oy. Tasepalvelun sovellusohje. 23.11.2001. http://www.fingrid.fi/fin/palvelut/palvelut_vaakajako.html [Viitattu 20.5.2002] (Fingrid 2007). Fingrid Oyj. Turvelauhdutusvoiman www.fingrid.fi [Viitattu 9.8.2007] (Fingrid 2009a) Fingrid Oyj. Tasepalvelun sovellusohje. 1.1.2009. www.fingrid.fi/attachments/fi/palvelut/tasepalvelut/tasepa lvelun_sovellusohje_1.1.2009.pdf [Viitattu 2.2.2009] (Fingrid 2009b) Fingrid Oyj. Tasesähkön hinta – tarkempi selitys www.fingrid.fi [Viitattu 2.2.2009] (Fingrid 2011) Fingrid Oyj. Kantaverkkopalvelut. http://www.fingrid.fi/portal/suomeksi/palvelut/kantaverkk opalvelut/ [Viitattu 17.8.2011] (Fingrid 2012a) Fingrid Oyj. Tasepalvelun sovellusohje. Voimassa 1.1.2012 alkaen. http://www.fingrid.fi/attachments/fi/palvelut/tasepalvelut/ tasepalvelusopimuksen_2012_liite_1_sovellusohje.pdf [Viitattu 7.8.2012] (Fingrid 2012b) Fingrid Oyj. Kantaverkkopalvelu 2012-2015. http://www.fingrid.fi/portal/suomeksi/palvelut/kantaverkk opalvelut/ [Viitattu 7.8.2012] (Fingrid 2015a) Fingrid Oyj. Reservit. http://www.fingrid.fi/fi/voimajarjestelma/reservit/Sivut/de fault.aspx [Viitattu 6.8.2015] (Fingrid 2015b) Fingrid Oyj. Kantaverkkomaksut. http://www.fingrid.fi/fi/asiakkaat/Kantaverkkopalvelut/hi nnat/Sivut/default.aspx [Viitattu 24.8.2015] (HE 2010) Hallituksen esitys Eduskunnalle laiksi uusiutuvilla energialähteillä tuotetun sähkön tuotantotuesta. 2010. (Honkapuro et al. 2006) Honkapuro S., Tahvanainen K., Viljainen S., Lassila J., Partanen J., Kivikko K., Mäkinen A., Järventausta P. 2006. DEA-mallilla suoritettavan tehokkuusmittauksen kehittäminen. Tutkimusraportti. (Järventausta et al. 2005) Järventausta P., Mäkinen A., Kivikko K., Partanen J., syöttötariffi. 82 Lassila J., Viljainen S. 2005. Sähköverkon kehittämisvelvoitteen arviointi käyttövarmuuden näkökulmasta. Energiamarkkinaviraston julkaisuja 1/2005. (Kara 2005) Kara Mikko. 2005. Päästökaupan vaikutus pohjoismaiseen sähkökauppaan. Espoo. VTT tiedotteita 2280. 142 s. ISBN 951-38-6525-8. Saatavissa: http://www.vtt.fi/inf/pdf/tiedotteet/2005/T2280.pdf, [viitattu 24.3.2005] (Karjalainen 06) Karjalainen, Risto. Sähkökaupan riskit ja riskienhallinta. Diplomityö, 2006, LTY. (Koljonen et al. 2004) Koljonen Tiina, Kekkonen Veikko, Lehtilä Antti, Hongisto Mikko, Savolainen, Ilkka. 2004. Päästökaupan merkitys energiasektorille ja terästeollisuudelle Suomessa. Espoo. VTT tiedotteita 2259. 96 s. ISBN 951-38-6493-6. Saatavissa: http://www.vtt.fi/inf/pdf/tiedotteet/2004/T2259.pdf, [viitattu 24.3.2005] (Lakervi 1995) Lakervi, E., Holmes, E. J., Electricity Distribution Network Design, 2. edition, IEE power series 21, Peter Peregrinus, 1995 (Lassila 2003) Lassila J., Viljainen S., Honkapuro S., Partanen J. Verkkoliiketoiminnan tehokkuusmittauksen kehittäminen. Tutkimusraportti. LTY 2003. http://www.ee.lut.fi/lab/sahkomarkkina [Viitattu 16.10.2003] (Leskelä 2008) Leskelä, J. 2008. Ilmastonmuutoksen torjunta ja päästökauppa. Esityskalvot Energiailtapäivä. www.energia.fi [Viitattu 17.8.2010] (Lipponen 2008) Katja Lipponen. 2008. Tasehallinnan harmonisointi Pohjoismaissa. Diplomityö, Tampereen teknillinen yliopisto, 68 s. (Mäkelä 2002) Mäkelä, Karri. El-Ex. Luento aiheesta ’Sähköpörssi tänään’. Sähkömarkkinat –jatko-opintoseminaari. LTKK 10.6.2002. Lappeenranta 2002. Nasdaq OMX Commodities. http://www.nasdaqomx.com/commodities [Viitattu 5.7.2013] (Nasdaq OMX) 83 (Nord Pool) Nord Pool. Nord Pool Spot ja Nasdaq OMX Commodities [verkkosivut]. http://www.nordpoolspot.com/ http://www.nasdaqomxcommodities.com/ [Viitattu 10.8.2010] (NordREG 2006) NordREG Nordic Energy Regulators. The Integrated Nordic End-User Electricity Market, Report 2/2006. www.nordicenergyregulators.org [Viitattu 7.10.2007] (NordREG 2010) NordREG. Nordic Market Report 2010. https://www.nordicenergyregulators.org/upload/Reports/N ordic_Market_Report2010.pdf [Viitattu 18.8.2010] (NordREG 2011) NordREG. Nordic Market Report http://www.nordicenergyregulators.org/wpcontent/uploads/2013/02/nmr2011-final-forpublication.pdf [Viitattu 2.9.2014] (NVE 2008) Report on regulation and the electricity market - Norway. ERGEG National report 2008. (Partanen 1996) Partanen J. Opetusmoniste EN C-88. Sähköenergiatekniikan perusteet. Lappeenranta 1996. ISBN 951-764-021-8. ISSN 0785-8248. (Partanen & al. 2002) Partanen J., Lassila J., Viljainen S. Investoinnit sähkön siirron hinnoittelussa. Energiamarkkinaviraston julkaisuja 1/2002. (Rajala 2002) Neuvotteleva virkamies Arto Rajala, Kauppa- ja teollisuusministeriö, energiaosasto. Luento aiheesta ’Energiamarkkinaviraston rooli sähkömarkkinalain tulkinnassa ja toimeenpanossa’. Sähkömarkkinat –jatkoopintoseminaari. LTKK 10.6.2002. Lappeenranta 2002. 2011. (Rinta-Runsala & al. 1999) Rinta-Runsala E. & Kiviniemi J. Sähköyhtiön riskienhallinta avoimilla sähkömarkkinoilla. VTT tiedotteita 2007. Espoo 1999. ISBN 951-38-5624-0 (URL: http://www.inf.vtt.fi/pdf/). ISSN 1455-0865 (URL: http://www.inf.vtt.fi/pdf/). (Sener 1996) Sähköenergialiitto ry Sener. Jakeluverkon sähkön laadun arviointi. Julkaisusarja 1/96. 31 s. Helsinki 1996. ISSN 1239-8047. 84 (SFS-EN 50160) Suomen Standardoimisliitto ry SFS. 2000. Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuudet SFS-EN 50160. (SLY 1992) Suomen Sähkölaitosyhdistys r.y. Sähkön käytön kuormitustutkimus 1992. Helsinki. Julkaisusarja 5/92. (Syrjänen et al. 2006) Syrjänen M.., Bogetoft P., Agrell P., 2006. Efficiency benchmarking project B: Analogous efficiency measurement model based on Stochastic Frontier Analysis. (Sähkömarkkinalaki 1995) N:o 386/1995. Sähkömarkkinalaki. Annettu Helsingissä 17 päivänä maaliskuuta 1995. (Sähkömarkkinalaki 2013) N:o 588/2013. Sähkömarkkinalaki. Annettu Helsingissä 9 päivänä elokuuta 2013. (TEM 2012) Työ- ja elinkeinoministeriö. Päästökauppa. http://www.tem.fi/index.phtml?s=1017 [viitattu 6.8.2012] (TEM 2014) Työ- ja elinkeinoministeriö. Energiatehokkuuden ja uusiutuvan energian edistämistehtäviä ministeriöstä uuteen Energiavirastoon. http://www.tem.fi/ajankohtaista/tiedotteet/tiedotearkisto/v uosi_2013?113256_m=112964 [viitattu 21.8.2014] (TEM 2015) Ehdotus valtioneuvoston asetukseksi sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta annetun valtioneuvoston asetuksen muuttamisesta. https://www.tem.fi/files/43434/MUISTIO_AR_Heinak201 5.pdf [viitattu 24.8.2015] (Tilastokeskus 2009) Energiaennakko 2008. http://www.stat.fi/tup/julkaisut/isbn_978-952-244-0198.pdf [Viitattu 17.8.2010] (TTY, LTY 2003) Sähkön laatu jakeluverkkotoiminnan arvioinnissa. Energiamarkkinaviraston julkaisusarja 2/2003. (Virtala 2007) Virtala Jukka. 2007. Sähkömarkkinakatsaus –esitys, Vattenfall Power Management. VaikuttajaForum Energia 24.-25.4.2007. (VNA 66/2009) N:o 66/2009. Valtioneuvoston asetus sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta. Annettu Helsingissä 5 päivänä helmikuuta 2009.
© Copyright 2024