1/2011 - Fingrid
1/2011 - Fingrid 1/2011 - Fingrid
kapasiteettimarkkinoihin. Joissakinmaissa kapasiteettimaksuja on jo käytössätai harkinnassa, ja onhan Suomenja Ruotsin tehoreservijärjestelmäkinsamaa sukua.Markkinamalli edellyttäävahvaa verkkoakauppaa maiden välillä ja yli. Se asettaaosaltaan paineita siirtokapasiteettiin.EU:n ilmastopolitiikan 20-20-20-tavoitteetedellyttävät siis hyvin toimiviaeurooppalaisia markkinoita, ja ne taasedellyttävät vahvaa eurooppalaista sähköverkkoa.Maiden sisäisiä ja maidenvälisiä sähkön siirtoverkkoja pitää voidavahvistaa ja kehittää merkittävästi.ENTSO-E:n kymmenen vuoden verkkosuunnitelmaesittää rakennettavakuSa:ssaja Venäjällä on käytössä solmupistehinnoitteluEräissä maissa, joissa sähköverkko on heikko, käytössä on ns. solmupistehinta.Solmupistehinnoittelu on käytössä muun muassa Yhdysvalloissaja Venäjällä, ja Puola harkitsee sitä.Solmupistehinnoittelumallissa lasketaan verkon jokaiselle solmupisteellesen sijainnista riippuva energian arvo eli solmupistehinta. Hinta muodostuukolmesta eri komponentista: sähköntuotannon rajakustannuksesta, häviöidenrajakustannuksesta ja verkon ruuhkautumisen aiheuttamasta rajakustannuksesta.Rajakustannuksella tarkoitetaan yhden megawatin tehon lisäyksestä aiheutuvaalisäkustannusta.Käytännössä tällaiseen hinnoittelumalliin siirtyminen olisi suuri muutos eurooppalaiseenkäytäntöön. Voimajärjestelmän optimointi olisi pääasiallinen jamarkkinoiden toimivuus toissijainen tavoite. Järjestelmäoperaattorit eli kantaverkkoyhtiötolisivat myös markkinaoperaattoreita, eikä sähköpörssejä enäätarvittaisi. Eurooppalaiset markkinat vaatisivat itse asiassa yhden eurooppalaisenjärjestelmäoperaattorin.EU:ssakin hyväksytyssä tavoitemallissalähdetään siitä, että tukkumarkkinatmuodostuvat suhteellisen harvalukuisistaja suurista osa-alueista. Hintaon yhtenäinen alueen sisällä ja voi poiketaalueiden välillä, jos siirtokapasiteetissaon pullonkauloja. Tyypillisestiajatellaan, että kokonainen maa muodostaisiyhden hinta-alueen, ja markkinaintegraatiolaajentaisi hintayhtenäisyyttäyli rajojen.Tuotantorakenteen isot muutoksetja monet muut seikat panevat tämänmallin koetukselle.Tuulivoimalat rakennetaan maalletai merelle – yleensä kuitenkin kauaksikuluttajista. Myös ydinvoimalaitoksetrakennetaan kauas isoista kaupungeista.Siirtoverkon tarve ja käyttö lisääntyvät.Markkinaintegraatio lisää sähkö-si noin 42 000 kilometriä kantaverkkoa.Viisivuotisjaksolla 2010–2014 tämätarkoittaa 23–28 miljardin euron kustannuksia.Vaikka rahoitus saataneenjärjestymään, suurin haaste on yleisenhyväksynnän ja rakennuslupien saaminen.Se on varsinkin Keski-Euroopassaerittäin vaikeaa ja hidasta.Jos verkonrakentaminen ei etene, pullonkaulatlisääntyvät. Markkinat voivatfragmentoitua yhä pienempiin alueisiin.Keski-euroopassa verkon rakentaminen on pitkä prosessitavoitteena on laajentaa Pohjoismaissa käytössäoleva markkinamalli askel askeleeltaEU:nkoko unionin alueelle. Toistaiseksi yksi maaon muodostanut yhden hinta-alueen.Jotta sähkö liikkuisi kysynnän ja tarjonnan mukaan ilmansiirtoverkon tuomia rajoitteita halvemmalta alueelta kalliimmalle,järjestelmä edellyttää vahvaa verkkoa. Sen rakentaminenon Keski-Euroopassa vielä paljon hankalampaakuin Pohjoismaissa.”Erityisesti Keski-Euroopan tiheillä asumisalueilla verkonrakentamisprosessi lupineen voi viedä 10–15 vuotta. Sanansasaavat sanoa maanomistaja, kunta, aluehallinto ja valtio.Näin yksi maanomistaja voi pitkittää koko unionin toiminnankannalta keskeisen sähkönsiirtoverkon rakentamista”, JuhaKekkonen kertoo.Juha Kekkonen on johtanut Euroopan kantaverkkoyhtiöidenyhteistyöjärjestön (ENTSO-E) markkinakomiteaa vuodesta2009. Siellä pyritään löytämään yhdessä ratkaisu sähkönsiirto-ongelmaan muun muassa verkon rakentamislupaprosessejayksinkertaistamalla.”Haasteena on se, että energia-asioissa kunnallinen jakansallinen itsemääräämisoikeus on vahva, eikä EU voi siihenpuuttua.”Myös uusiutuvan energian tuet ovat kansallisesti päätettävissä,eikä harmonisointi ole näköpiirissä, vaikka se markkinoidenkannalta olisi suotavaa. Yhtiöt rakentavat voimalansasinne, missä tuet ovat korkeimmat, eivät sinne, missäolosuhteet ovat parhaimmat.Saksan höveli tukipolitiikka on vapauttanut aurinko- jatuulivoimatuottajan kaikesta riskistä. Tuottaja saa takuuhinnanalueverkkoyhtiöltä, jonka on liitettävä voimala verkkoon.Verkkoyhtiö vastaa myös voimalan taseesta. Tämä on johtanuthetkittäisiin ylituotantotilanteisiin, koska tuulivoimaa onpaljon, mutta säätövoimaa ei ole riittävästi.Suomessa tuulivoimalan omistaja vastaa verkkoon liittämisestäja taseestaan. Takuuhintaa ei makseta ylituotantotunneista.Keski-Euroopassa ja myös Nord Poolissa on otettu käyttöönmahdollisuus, että sähkön hinta voi painua myös negatiiviseksi.Ylitarjontatilanteessa sähköä tuottava yhtiö joutuu maksamaansähkönkuluttajille. Vaihtoehtona on tuotannon ajo alas.FINGRID 1/2011 | 6
”Jos hinta-alueista tulee hyvin pieniä,markkinatoimijoiden riskit kasvavat jalikviditeetti pienenee. On myös vaarana,että yksittäiset tuottajat saavat alueillaanmääräävän markkina-aseman, jolloinkilpailu hiipuu ”, Kekkonen sanoo.Pohjoismaissakin on kokemusta hinta-alueidenlisääntymisestä. Jos kehitysetenee riittävän pitkälle, ei puhutaenää aluehinnoista, vaan hinnoista verkonyksittäisissä solmupisteissä. EsimerkiksiPuolassa mietitään vakavastisolmupistehinnoittelua (nodal pricing),koska heikko verkko ei tue laajempaaalueellista (zonal) markkinaa.Kuva: Juhani EskelinenKulutukseen lisää joustoaKekkosen mukaan sähkömarkkinoidenparadokseja on, ettei kysyntä riipuhinnasta.”Suuryrityksiä lukuun ottamatta kuluttajateivät toistaiseksi reagoi markkinahinnanmuutoksiin. Pienyrityksetja kotitaloudet kuluttavat sähköä tarvitsemansamäärän ja maksavat jälkikäteenlaskun”, Kekkonen sanoo.Ongelmana on se, että kuluttaja einäe reaalihintaa, eikä hänellä ole teknisiäedellytyksiä muuttaa kulutustaansen mukaan. Ja vaikka kuluttajallaolisikin hintatieto, hän ei saa siitä mitäänhyötyä.Älykkäiden sähköverkkojen ja etäluettavientuntimittarien myötä kotitalouksillekinavautuu mahdollisuus ohjatakulutustaan sähkön tuntihinnan perusteella.Tarjolle tulee tuotteita ja palveluja,jotka hoitavat tämän. Kodin automaatiojärjestelmäkatkaisee esimerkiksisähkölämmityksen, jos sähköntuntihinta ylittää määrätyn rajan.Sähköautojen yleistyessä joskus tulevaisuudessajärkevä ajaja jättää sähkönmyyjänhuoleksi yölatauksen ajankohdan,kunhan akku on aamulla täynnä.Teknologian kehittyessä myös Suomeentulee pienimuotoista tuuli- ja aurinkovoimaa,jolloin asukas voi paitsiostaa sähköä verkosta myös myydäsitä verkkoon.”Kansantalouden kannalta on parempi,että kulutus joustaa kuin että ylläpidetäänkallista varavoimaa”, Kekkonentoteaa. Kysynnän jousto on taloudellisestiviisasta siksikin, että se loiventaakiusallisiksi koettuja hintapiikkejä.Fingridin toimintakertomus ja tilinpäätös 2010Tulos parani merkittävästi, investointitaso korkeallaFingrid-konsernin taloudellinen tilinpäätös julkistettiin helmikuussa. Tulos paranimerkittävästi sähkön kulutuksen kasvun, kantaverkkotariffikorotusten ja toiminnankehittämisen johdosta. nettolainanotto on kuitenkin kasvussa mittavan investointiohjelmanvuoksi.Fingrid investoi kantaverkkoon ja varavoimaan seuraavien kymmenen vuodenaikana 1,7 miljardia euroa. Vuositasolla tämä tarkoittaa 100–200 miljoonaninvestointikuluja. Ne edellyttävät lisälainanottoa ja myös siirtotariffienkorotuksia tulevina vuosina.Konsernin liikevaihto oli 456 miljoonaa euroa (359 milj. euroa) tilikauden aikana.Liiketoiminnan muut tuotot olivat 7 miljoonaa euroa (2 milj. euroa).Kantaverkkotulot nousivat 4,5 prosentin tariffikorotuksen ja sähkön kulutuksenkasvun seurauksena 24 miljoonalla eurolla edelliseen vuoteen verrattuna. Tasesähkönmyynti oli 160 miljoonaa euroa (92 milj. euroa) ja tasesähkön osto 145 miljoonaaeuroa (85 milj. euroa). Rajasiirtotuotot pysyivät edellisvuoden tasolla.Häviösähkökulut nousivat 13 miljoonalla eurolla 65 miljoonaan euroon häviösähkönmäärän kasvun ja keskimääräisen Suomen aluehinnan nousun johdosta.Myös poistot ja reservikulut nousivat edellisvuoteen verrattuna.Kunnonhallintakustannukset ja henkilöstökulut pysyivät vuoden 2009 tasolla.Turpeen syöttötariffin ja tehoreservitoiminnan nettotuotoissa ei ollut olennaistamuutosta edellisvuoteen verrattuna.Konsernin liikevoitto oli 74 miljoonaa euroa (51 milj. euroa). Sähköjohdannaistenarvonmuutoksista kirjattiin tulokseen +2 miljoonaa euroa (+2 milj. euroa). Viimeisenneljänneksen liikevoitto oli 23 miljoonaa euroa (16 milj. euroa).Konsernin tilikauden voitto oli 42 miljoonaa euroa (25 milj. euroa).Sijoitetun pääoman tuotto oli 5,1 prosenttia (3,9 %) ja oman pääoman tuotto 8,7prosenttia (5,7 %). Omavaraisuusaste oli tarkastelukauden lopussa 28,6 prosenttia(27,2 %).Fingridin toimintakertomus ja tilinpäätös ovat nähtävissä internetissä osoitteessawww.fingrid.fi (kohdassa sijoittajat). Painettuja julkaisuja voi tilata Fingridinviestinnästä.FINGRID 1/2011 | 7
- Page 1 and 2: Fingrid Oyj:n lehti 1/2011SÄHKÖMA
- Page 3 and 4: PääkirjoitusSÄHKÖMARKKINOIDEN P
- Page 5: Juha Kekkosen vastuualueFingridiss
- Page 9 and 10: ”Verkko ei riitä kaiken sähkön
- Page 11 and 12: jonkin verran. Asiat hoituvat tekem
- Page 13 and 14: Markkinakytkennällä(market coupli
- Page 15 and 16: Forssan kaupunginjohtaja TapaniVenh
- Page 17 and 18: me laajemmissa puitteissa, olemmeos
- Page 19 and 20: teltävät aiheet koskevat markkino
- Page 21 and 22: Pitkiä harppauksia BaltiassaEuroop
- Page 23 and 24: kaupankäyntiä. Pohjoismaissa valt
- Page 25 and 26: kantaverkon energiamittarit uusitaa
- Page 27 and 28: Kantaverkkopalvelun uutta sopimuska
- Page 29 and 30: KiiKaRiSSaKettu on yksi eläinsatuj
- Page 31 and 32: Sähkön siirtosopimuksetVenäjält
kapasiteettimarkkinoihin. Joissakinmaissa kapasiteettimaksuja on jo käytössätai harkinnassa, ja onhan Suomenja Ruotsin tehoreservijärjestelmäkinsamaa sukua.Markkinamalli edellyttäävahvaa verkkoakauppaa maiden välillä ja yli. Se asettaaosaltaan paineita siirtokapasiteettiin.EU:n ilmastopolitiikan 20-20-20-tavoitteetedellyttävät siis hyvin toimiviaeurooppalaisia markkinoita, ja ne taasedellyttävät vahvaa eurooppalaista sähköverkkoa.Maiden sisäisiä ja maidenvälisiä sähkön siirtoverkkoja pitää voidavahvistaa ja kehittää merkittävästi.ENTSO-E:n kymmenen vuoden verkkosuunnitelmaesittää rakennettavakuSa:ssaja Venäjällä on käytössä solmupistehinnoitteluEräissä maissa, joissa sähköverkko on heikko, käytössä on ns. solmupistehinta.Solmupistehinnoittelu on käytössä muun muassa Yhdysvalloissaja Venäjällä, ja Puola harkitsee sitä.Solmupistehinnoittelumallissa lasketaan verkon jokaiselle solmupisteellesen sijainnista riippuva energian arvo eli solmupistehinta. Hinta muodostuukolmesta eri komponentista: sähköntuotannon rajakustannuksesta, häviöidenrajakustannuksesta ja verkon ruuhkautumisen aiheuttamasta rajakustannuksesta.Rajakustannuksella tarkoitetaan yhden megawatin tehon lisäyksestä aiheutuvaalisäkustannusta.Käytännössä tällaiseen hinnoittelumalliin siirtyminen olisi suuri muutos eurooppalaiseenkäytäntöön. Voimajärjestelmän optimointi olisi pääasiallinen jamarkkinoiden toimivuus toissijainen tavoite. Järjestelmäoperaattorit eli kantaverkkoyhtiötolisivat myös markkinaoperaattoreita, eikä sähköpörssejä enäätarvittaisi. Eurooppalaiset markkinat vaatisivat itse asiassa yhden eurooppalaisenjärjestelmäoperaattorin.EU:ssakin hyväksytyssä tavoitemallissalähdetään siitä, että tukkumarkkinatmuodostuvat suhteellisen harvalukuisistaja suurista osa-alueista. Hintaon yhtenäinen alueen sisällä ja voi poiketaalueiden välillä, jos siirtokapasiteetissaon pullonkauloja. Tyypillisestiajatellaan, että kokonainen maa muodostaisiyhden hinta-alueen, ja markkinaintegraatiolaajentaisi hintayhtenäisyyttäyli rajojen.Tuotantorakenteen isot muutoksetja monet muut seikat panevat tämänmallin koetukselle.Tuulivoimalat rakennetaan maalletai merelle – yleensä kuitenkin kauaksikuluttajista. Myös ydinvoimalaitoksetrakennetaan kauas isoista kaupungeista.Siirtoverkon tarve ja käyttö lisääntyvät.Markkinaintegraatio lisää sähkö-si noin 42 000 kilometriä kantaverkkoa.Viisivuotisjaksolla 2010–2014 tämätarkoittaa 23–28 miljardin euron kustannuksia.Vaikka rahoitus saataneenjärjestymään, suurin haaste on yleisenhyväksynnän ja rakennuslupien saaminen.Se on varsinkin Keski-Euroopassaerittäin vaikeaa ja hidasta.Jos verkonrakentaminen ei etene, pullonkaulatlisääntyvät. Markkinat voivatfragmentoitua yhä pienempiin alueisiin.Keski-euroopassa verkon rakentaminen on pitkä prosessitavoitteena on laajentaa Pohjoismaissa käytössäoleva markkinamalli askel askeleeltaEU:nkoko unionin alueelle. Toistaiseksi yksi maaon muodostanut yhden hinta-alueen.Jotta sähkö liikkuisi kysynnän ja tarjonnan mukaan ilmansiirtoverkon tuomia rajoitteita halvemmalta alueelta kalliimmalle,järjestelmä edellyttää vahvaa verkkoa. Sen rakentaminenon Keski-Euroopassa vielä paljon hankalampaakuin Pohjoismaissa.”Erityisesti Keski-Euroopan tiheillä asumisalueilla verkonrakentamisprosessi lupineen voi viedä 10–15 vuotta. Sanansasaavat sanoa maanomistaja, kunta, aluehallinto ja valtio.Näin yksi maanomistaja voi pitkittää koko unionin toiminnankannalta keskeisen sähkönsiirtoverkon rakentamista”, JuhaKekkonen kertoo.Juha Kekkonen on johtanut Euroopan kantaverkkoyhtiöidenyhteistyöjärjestön (ENTSO-E) markkinakomiteaa vuodesta2009. Siellä pyritään löytämään yhdessä ratkaisu sähkönsiirto-ongelmaan muun muassa verkon rakentamislupaprosessejayksinkertaistamalla.”Haasteena on se, että energia-asioissa kunnallinen jakansallinen itsemääräämisoikeus on vahva, eikä EU voi siihenpuuttua.”Myös uusiutuvan energian tuet ovat kansallisesti päätettävissä,eikä harmonisointi ole näköpiirissä, vaikka se markkinoidenkannalta olisi suotavaa. Yhtiöt rakentavat voimalansasinne, missä tuet ovat korkeimmat, eivät sinne, missäolosuhteet ovat parhaimmat.Saksan höveli tukipolitiikka on vapauttanut aurinko- jatuulivoimatuottajan kaikesta riskistä. Tuottaja saa takuuhinnanalueverkkoyhtiöltä, jonka on liitettävä voimala verkkoon.Verkkoyhtiö vastaa myös voimalan taseesta. Tämä on johtanuthetkittäisiin ylituotantotilanteisiin, koska tuulivoimaa onpaljon, mutta säätövoimaa ei ole riittävästi.Suomessa tuulivoimalan omistaja vastaa verkkoon liittämisestäja taseestaan. Takuuhintaa ei makseta ylituotantotunneista.Keski-Euroopassa ja myös Nord Poolissa on otettu käyttöönmahdollisuus, että sähkön hinta voi painua myös negatiiviseksi.Ylitarjontatilanteessa sähköä tuottava yhtiö joutuu maksamaansähkönkuluttajille. Vaihtoehtona on tuotannon ajo alas.FINGRID 1/<strong>2011</strong> | 6
Change language