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.