JANI-PEKKA PANTTI SÄHKÖN SIIRTOTUOTTEIDEN HINNOITTELUSOVELLUKSEN KEHITTÄMINEN

Transkriptio

1 JANI-PEKKA PANTTI SÄHKÖN SIIRTOTUOTTEIDEN HINNOITTELUSOVELLUKSEN KEHITTÄMINEN Diplomityö Tarkastaja: professori Pertti Järventausta Tarkastaja ja aihe hyväksytty Tieto- ja sähkötekniikan tiedekuntaneuvoston kokouksessa 13. Tammikuuta 2010

2 II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma PANTTI, JANI-PEKKA: Sähkön siirtotuotteiden hinnoittelusovelluksen kehittäminen Diplomityö, 92 sivua, 18 liitesivua Helmikuu 2010 Pääaine: Teollisuuden sähkönkäyttötekniikka Tarkastaja: professori Pertti Järventausta Avainsanat: Siirtotuote, tariffi, siirtohinnoittelu, aiheuttamisperiaate Energiamarkkinavirasto valvoo yhä tarkemmin monopoliasemassa toimivan verkkoyhtiön siirtohinnoittelun kohtuullisuutta, jota arvioidaan asiakkaiden aiheuttamien kustannusten pohjalta. On todennäköistä, että Energiamarkkinavirasto tulee vaatimaan siirtohinnoittelun läpinäkyvyyttä tulevaisuudessa. Siirtohinnoittelun tulee myös EU:n vaatimusten mukaan edesauttaa energiatehokkuutta, joka on haasteellista, koska verkkoyhtiön kustannukset eivät juurikaan riipu sähköenergian käytön määrästä. Siirtohinnoissa on korotuspainetta vanhenevan verkon ja etäluettavien mittalaitteiden aiheuttamien investointien vuoksi. Asiakkaat ovat myös entistä hintatietoisempia helpommin saatavissa olevan tiedon ansiosta, ja media referoi näyttävästi siirtohintojen vertailutilastoja. Edellä mainittujen seikkojen perusteella hinnoittelun tarkkuuteen on panostettava enemmän. Sähkön siirron hinnoittelulle ei ole olemassa yksiselitteistä teoreettista mallia, joten jokaisen verkonhaltijan tulee määrittää siirtohinnat oman kustannusrakenteensa ja toimintaympäristönsä perusteella. Hinnoitteluperiaatteiden tulee olla selkeät, yksinkertaiset ja ne on oltava perusteltavissa viranomaisille. Diplomityön tavoitteena oli kehittää Savon Voima Verkko Oy:lle (SVV) aiheuttamisperiaatetta noudattava siirtohintojen laskentamenetelmä sekä taulukkolaskentasovellus. Diplomityössä laskettiin aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat käyttäen kehitettyä menetelmää ja sovelluksia. Diplomityössä kehitettiin myös toinen taulukkolaskentasovellus, jonka avulla nykyisiä hintoja voidaan muokata kohtuullisin muutoksin lähemmäs aiheuttamisperiaatetta, tarkkaillen yhtäaikaisesti siirtotuotteiden edullisuusalueita, markkinahintaisuutta ja toteutuvaa liikevaihtoa. Siirtotuotteiden hintojen laskenta suoritetaan noudattaen keskikustannuslaskennan periaatteita. Siirtotuotteittain työssä on tarkasteltu muun muassa siirtotien kustannusta, siirtotuotteiden osallistuvia tehoja verkon eri osissa ja asiakaskäyttäytymistä, joiden perusteella kustannukset on siirtotuotteille kohdistettu. Lasketut aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat muokataan markkinahintaiseksi siirtotuotejärjestelmäksi, huomioiden myös energiatehokkuusnäkökulma. Työn tuloksissa todettiin olevan puutteellisuutta etenkin siirtotuotteille muodostettujen kuormituskäyrien epätarkkuuden vuoksi. Lisäksi siirtotuotteiden välisten hintojen suhteet riippuvat suuresti siitä, millä periaatteilla verkon kustannukset jaetaan. Saaduista tuloksista kuitenkin huomataan, että perusmaksujen painotusta tulee lisätä, aiheuttamisperiaatteen toteutumiseksi paremmin. Työn perusteella saatiin suuntaviivat SVV:n lähitulevaisuuden siirtohinnoittelulle.

3 III ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master s Degree Programme in Electrical Engineering PANTTI, JANI-PEKKA: Development of distribution network s transmission pricing software Master of Science Thesis, 92 pages, 18 Appendix pages February 2010 Major: Utilization of electrical energy Examiner: Prof. Pertti Järventausta Keywords: Tariff, transmission pricing Electric network companies have regional monopoly for electricity transmission of which Energy Market Authority supervices more accurately than before. Currently network companies face pressure to increase their transmission pricing because of growing investments. Customers are also more vulnerable to complain to the authorities of their transmission pricing. Because of these factors transmission pricing should be accurate and network companies must be able to explain their pricing principles to the authorities. The aim of this Master of Science Thesis was to develop a model and software application for calculating Savon Voima Verkko Oy transmission prices. In this thesis cost corresponding transmission prices were calculated using the developed model and the application. Cost corresponding transmission prices can not been used directly, because transmission prices must also be align with other network companies pricing and pricing should give to customers signal to shift their electricity use from network s high-capacity time. Therefore another application was developed in which pricing can be constituted considering also these factors. Calculated cost corresponding transmission prices give guidelines for the near future pricing. With the help of created applications pricing can be done accurately but easily.

4 IV ALKUSANAT Tämä työ on tehty Kuopiossa Savon Voima Verkko Oy:lle, jossa työtäni ohjasi suunnittelupäällikkö Ari Salovaara. Häntä haluan kiittää mielenkiintoisesta aiheesta, erinomaisesta ohjauksesta ja monipuolisista näkökulmista työn eri vaiheissa. Kiitokset myös koko ohjausryhmälle, jolta sain palavereissa vastauksia esiin tulleisiin kysymyksiin. Diplomityön tarkastajana toimi professori Pertti Järventausta, jolle haluan esittää kiitokset työhön liittyvistä kommenteista ja työn tarkastamisesta. Erityiskiitokset Marjolle, joka on saanut aina välillä siirtohinnat unohtumaan. Vanhempiani haluan kiittää koko opiskelutaipaleeni jatkuneesta tuesta ja kannustuksesta. Kuopiossa Jani-Pekka Pantti

5 V SISÄLLYS 1. Johdanto Savon Voima -konserni Savon Voima Verkko Oy Toimintaympäristö ja sen muutokset tulevaisuudessa Sähkön siirron hinnoittelun perusteita Regulatiiviset vaatimukset Euroopan Unionin säädökset Sähkömarkkinalaki Pistehinnoittelu Sallittu tuotto Aiheuttamisperiaate Yksinkertaisuusperiaate Sähkönkäytön ohjaaminen Markkinahintaperiaate Sähkön siirron hinnoittelu Siirtotuotteiden rakenne Tehomaksu Energiamaksu Perusmaksu Mittalaitemaksu Loistehomaksu Savon Voima Verkon siirtotuotteet Siirtotuotehinnoittelun kehitysmahdollisuuksia Laskuttavien suureiden mittaus AMR:llä Dynaamiset ja moniaikaportaiset siirtotuotteet Siirtohinnoittelun pilottikokeilut maailmalla Laatu hintatekijänä Sähkön tuotannon hinnoittelu Lainsäädäntö Verkon kustannukset Siirtohinnoittelun rakenne Siirtohintojen laskentaprosessi Kustannuslaskentamenetelmät Keskikustannuslaskenta Rajakustannuslaskenta Laskentamenetelmän valinta Kustannuslaskenta Kustannusanalyysi Operatiiviset kustannukset Pääomakustannukset... 33

6 Energian määrästä riippuvat kustannukset Asiakas- ja hallintokustannukset Kustannuspaikat Kustannusten kohdistaminen kustannuspaikoille Välittömät kustannukset Välilliset kustannukset Kulutusanalyysi Siirtotuotteiden kuormituskäyrien muodostaminen Hajonnan huomiointi Lämpötilakorjaus Indeksisarjan laskenta Kustannusten kohdistaminen siirtotuotteille Kustannusten jako hintakomponenteille Kustannusten jako siirtotuotteille Alueverkko Sähköasemat Keskijänniteverkko Jakelumuuntajat Pienjänniteverkko Hallinnon ja asiakaspalvelun kustannukset Loissähkön aiheuttamat kustannukset Siirtotuotteiden kustannuskertoimien määritys Sulaketuotteiden perusmaksujen porrastus Huipputeho Rivi- ja kerrostaloasukkaiden perusmaksu Sulaketuotteiden perusmaksuporrastusksen määritys Asiakas- ja hallintokustannukset Siirtotuotteiden muotoilu Energiamaksujen painotus Siirtotuotteiden yhteensopivuus ja edullisuusalueet Pienjänniteverkon siirtotuotteet Keskijänniteverkon siirtotuotteet kv alueverkon siirtotuote Markkinahintaisuus Tulostavoitteen toteutuminen Tulokset ja niiden arviointi Siirtotuotteiden kustannusosuuksien tarkastelu Liikevaihdon jakautuminen siirtotuotteille Etäisyysriippuva hinnoittelu Tulosten oikeellisuuden arviointi Johtopäätökset Yhteenveto VI

7 Lähteet Liite 1 VII

8 VIII TERMIT JA NIIDEN MÄÄRITELMÄT a i A s b y B s c i C s c r arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (alueverkko) kustannuksista siirtotuotteen s osuus alueverkon kustannuksista sähköaseman y investointikerroin siirtotuotteen s osuus sähköasemien kustannuksista arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (sähköasemat ja keskijänniteverkko) kustannuksista siirtotuotteen s osuus keskijänniteverkon kustannuksista ryhmän r talvikauden lämpötilariippuvuuskerroin cos ϕ s siirtotuotteen s tehokerroin cos ϕ r käyttäjäryhmän r tehokerroin d r D s e k E r E sr E s f i F s g h ri KJ liittymä keskijännitelähdön r kustannukset huomioonottava painokerroin siirtotuotteen s osuus jakelumuuntajien kustannuksista jakelumuuntajan k nimellistehon perusteella laskettu kustannuserot huomioonottava painokerroin käyttäjäryhmän r vuosienergia siirtotuotteen s valinneiden käyttäjäryhmän r asiakkaiden yhteenlaskettu vuosienergia siirtotuotteen s asiakkaiden yhteenlaskettu vuosienergia arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (jakelumuuntajat) kustannuksista siirtotuotteen s osuus pienjänniteverkon kustannuksista sähköasemien lukumäärä käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava hajonta INV asiakkaan muut tarvittavat investoinnit keskijänniteliittymää varten liittymismaksua lukuunottamatta INV SA sähköaseman investointikustannus l j siirtotuotteiden lukumäärä keskijännitelähtöjen lukumäärä LM PM, kv alueverkon liittymismaksun perusosa LM, keskijänniteverkon liittymismaksun perusosa PM KJ LM, pienjänniteverkon liittymismaksun perusosa PM PJ LM TM, kv alueverkon kapasiteettivarausmaksu

9 IX LM, keskijänniteverkon kapasiteettivarausmaksu TM KJ LM, pienjänniteverkon kapasiteettivarausmaksu m n P Pˆ P ri P si TM PJ jakelumuuntajien lukumäärä käyttäjäryhmien lukumäärä keskiteho liittymisteho / tehomaksun perusteena oleva huipputeho käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava tuntikeskiteho siirtotuotteen s teho ajankohtana i P syi P sri P ski Pˆ s Pˆ ss Q ri q ri Qˆ s p sia siirtotuotteen s ajankohtaa i ja varmuusmarginaalia a vastaava tehoindeksi sähköaseman y syöttämien siirtotuotteen s asiakkaiden teho ajankohtana i keskijännitelähdön r syöttämän siirtotuotteen s asiakkaiden teho keskijännitelähdön kuormitushuipun ajankohtana i jakelumuuntajan k syöttämän siirtotuotteen s asiakkaiden teho ajankohtana i siirtotuotteen s pätötehohuippu siirtotuotteen s siirtovolyymista laskettu huipputeho käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava 2-viikkoindeksi käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava indeksi siirtotuotteen s loistehohuippu SM KJ keskijänniteverkon siirtotuotteen vuotuiset siirtomaksut SM PJ pienjänniteverkon siirtotuotteen vuotuiset siirtomaksut Sn k t r TM z a σ ϕ s ϕ io SVV EMV AMR EU muuntajan k nimellisteho ryhmän r lämpötilakerroin, kun lämpötila poikkeaa -10 C ajankohdan normaalilämpötilasta investoinnin takaisinmaksuaika varmuusmarginaalia a vastaava hajontakerroin käyttäjäryhmäkohtainen keskihajonta siirtotuotteen s virran ja jännitteen välinen vaihekulma keskimäärin virran ja jännitteen välinen vaihekulma, kun loistehon kulutus on ilmaisosuutta vastaava loisteho Savon Voima Verkko Oy Energiamarkkinavirasto Automatic meter reading Euroopan Unioni

10 X VTT ET VTJ Valtion teknillinen tutkimuskeskus Energiateollisuus ry verkkotietojärjestelmä

11 1 1. JOHDANTO Sähköverkkotoiminta on luonteeltaan luonnollinen monopoli, jonka toteutunutta tuottoa ja siirtohinnoittelun kohtuullisuutta kokonaisuudessaan sähkömarkkinaviranomainen valvoo yhä tarkemmin. Hinnoittelun kohtuullisuutta arvioidaan asiakkaiden aiheuttamien kustannusten pohjalta, joten hinnoittelun tulee perustua riittävällä tarkkuudella aiheuttamisperiaatteeseen. Siirtohinnoittelun tulee myös EU:n vaatimusten mukaisesti edesauttaa energiatehokkuutta, mikä on haasteellista, koska verkkoyhtiön kustannukset eivät juurikaan ole sähköenergian käytöstä riippuvia. Siirtohintojen laskemiselle ei ole olemassa luotettavaa teoreettista menetelmää, vaan jokainen verkkoyhtiö määrittää omat siirtohintansa oman kustannusrakenteensa ja toimintaympäristönsä pohjalta. Siirtohintojen on kuitenkin oltava kustannusvastaavia, niiden tulee täyttää sähkömarkkinalain vaatimukset ja hintojen määräytymisperusteet on tarvittaessa pystyttävä osoittamaan Energiamarkkinavirastolle. Diplomityön tavoitteena on ollut kehittää Savon Voima Verkko Oy:lle parhaiten sopivat ja aiheuttamisperiaatteen toteuttavat siirtohintojen laskentamenetelmät sekä taulukkolaskentasovellus, jolla laskenta voidaan toteuttaa nyt ja tulevaisuudessa mahdollisimman tarkasti mekaanisena prosessina, jolloin tarvittava työmäärä ei ole kohtuuton. Kehitetyn menetelmän ja laskentasovelluksen avulla työssä on laskettu aiheuttamisperiaatteen mukaiset siirtohinnat, joita käytetään apuna muodostettaessa lopulliset muut vaatimukset täyttävät siirtohinnat. Työ alussa esitellään Savon Voima Verkko Oy:n liiketoimintaa ja toimintaympäristöä. Luvussa kolme käsitellään sähkön siirron hinnoittelun perusteita ja vaatimuksia. Neljännessä luvussa käsitellään siirtotuotteiden yleistä rakennetta sekä sähkön kulutuksen että tuotannon osalta. Luvussa viisi esitellään siirtohintojen laskentaprosessi kokonaisuudessaan ja perustellaan valitut laskentamenetelmät. Kuudennessa luvussa käsitellään kustannuslaskennan vaiheita lähtien kustannusanalyysistä sekä miten kustannukset kohdistetaan kustannuspaikoille. Luvuissa seitsemän ja kahdeksan käsitellään kulutusanalyysiä, jonka avulla kustannukset on edelleen kohdistettu siirtotuotteille ja siirtotuotteen sisällä mahdollisiin sulakekohtaisiin maksuihin. Yhdeksännessä luvussa esitellään siirtotuotteiden muotoilumenetelmät, joilla siirtohintajärjestelmästä saadaan kokonaisuutena järkevä ja markkinahintainen. Työn tuloksia ja niiden oikeellisuutta arvioidaan viimeisessä luvussa.

12 2 2. SAVON VOIMA -KONSERNI Savon Voima Oyj on sähkö- ja lämpöpalveluja tuottava ja myyvä suomalainen energiayhtiö. Liikevaihdollaan 251 miljoonaa euroa (vuonna 2008) yhtiö lukeutuu Suomen suurimpiin energiapalvelujen myyjiin. Savon Voima Oyj on täysin toimialueensa 25 kunnan omistaman Savon Energiaholding Oy:n omistama tytäryhtiö, joka toimii kolmen maakunnan alueella Pohjois-Savossa, Etelä-Savossa ja Keski-Suomessa. Sähkön siirrosta vastaa Savon Voima Verkko Oy. Konsernin muita liiketoimintoja ovat sähkön myynnistä vastaava myyntiliiketoiminta, sähkön tuotannosta vastaava tuotantoliiketoiminta ja lämpöpalveluita tuottava lämpöliiketoiminta. [1] Savon Voiman juuret ovat maakunnan sähköistämisessä. Pohjois-Savon Voima Oy perustettiin vuonna 1947 huolehtimaan Pohjois- ja Keski-Savon sähköistämisestä. Yhtiö muutti nimensä hieman myöhemmin Savon Voima Oy:ksi. Atro-konserni syntyi vuonna , kun Savon Voima Oyj yhtiöitti liiketoimintansa ja sähkön siirto ja myyntitoiminta eriytettiin omiksi yhtiöikseen. Vuonna 2006 yhtiö palasi juurilleen, kun Atro Oyj:n nimi muutettiin Savon Voima Oyj:ksi. [1] 2.1. Savon Voima Verkko Oy Savon Voima Verkko Oy:n sähköverkkoluvan vastuualue on laajuudeltaan km 2 Pohjois- ja Etelä-Savon sekä Keski-Suomen alueella. Vuonna 2008 SVV:n loppuasiakkailleen siirtämän sähköenergian määrä oli 1736 GWh. Kokonaiskulutuksen huipputeho, 460 MW, on vuodelta Verkkoliiketoiminnalla on noin käyttöpaikkaa. Asiakkaiden sähkönkäytöllä painotettu sähköttömän ajan keskiarvo oli 2,6 tuntia vuonna 2008, kun kolmen edeltävän vuoden keskiarvo oli 4,5 tuntia. [1] SVV:llä on oma 110 kv alueverkko, joka on rakenteeltaan silmukoitu ja pituudeltaan 503 km. Alueverkko sijaitsee harvaan asutulla alueella, joten se on kokonaan ilmajohtoa. Sähköasemia jakeluverkossa on yhteensä 38 kpl, joista kymmenessä on kaksi päämuuntajaa ja 25:ssä yksi päämuuntaja. Sähköaseman kaavaratkaisut ovat mahdollistaneet avokytkinkenttärakentamisen. Keskijänniteverkko on pituudeltaan km, ja keskijännitelähtöjä on 272 kpl. Keskijänniteverkon kaapelointiaste on 3,2 %. Keskijänniteverkko on rakennettu silmukoiduksi, mutta normaaliolosuhteissa sitä käytetään kuitenkin säteittäisesti. Keskijänniteportaaseen liittyneitä asiakkaita on 56 kpl.

13 3 Jakelumuuntamoita on (heinäkuussa 2009) yhteensä kpl. SVV:n käytössä on 24 nimellisteholtaan erisuuruista jakelumuuntajakokoa. Pienjänniteverkon pituus km, jonka kaapelointiaste on 15 %. Pienjänniteverkko on rakennettu suurelta osin säteittäisesti, koska maaseutuvaltaisella alueella pienjänniteverkon rakentaminen silmukoiduksi ei ole taloudellisesti järkevää. Siirtohinnoittelun suuntaviivat kustannusten ja lain asettamien rajojen sisällä määrittää konsernin omistajia edustava hallitus. Savon Voima Verkko Oy:n suunnittelupäällikkö vastaa siirtohintojen laskentaperiaatteiden määrittelystä ja hinnoittelulaskennasta Toimintaympäristö ja sen muutokset tulevaisuudessa SVV:n vastuualue on pääosin harvaan asuttua maaseutua. Tämä asettaa haasteita jakeluverkon toimintavarmuuden taloudellisesti tehokkaalle ylläpidolle. Jakeluverkon pituus asiakasta kohden muodostuu pitkäksi, jolloin myös rakentamis-, ylläpito- ja keskeytyskustannukset nousevat suhteellisen korkeiksi. Harvaan asutuilla alueilla hyvänä puolena ovat edullisemmat johtojen rakentamiskustannukset sekä sähköasematonttien hinnat. Lisäksi näiden sijainnille on enemmän vaihtoehtoja. SVV:n jakeluverkko on rakennettu suurelta osin 60- ja 70 luvuilla. Tämä merkitsee suuria investointitarpeita lähitulevaisuudessa verkon toimintavarmuuden ylläpitämiseksi, koska verkkokomponenttien teknistaloudelliset pitoajat ovat keskimäärin noin 40 vuotta. Lisäksi valtioneuvoston asetusten tavoite saada 80 % sähkönjakeluverkkojen asiakkaista etäluennan piiriin vuoden 2013 loppuun mennessä merkitsee valtakunnan tasolla suurinta investointihanketta sitten maaseudun sähköistämiskauden. [32] Samaan aikaan SVV:n vastuualueen sähkönkäyttöpaikkojen ja sähkönkulutuksen ei ennakoida juurikaan kasvavan lähitulevaisuudessa vaan ne saattavat paikoin jopa vähentyä. Tämä aiheuttaa väistämättä korotuspaineita siirtohintoihin. Kuvassa 2.1 on esitetty SVV:n sopimusmäärien ja siirretyn energian kehittyminen vuosien välillä. Tilastossa on mukana SVV:n kaikki loppuasiakkaat. Kaaviosta voidaan huomata, että esimerkiksi vuosien välisenä ajanjaksona sähkönsiirtovolyymin keskimääräinen vuotuinen kasvuprosentti on ollut vain 0,12 %, kun liittymien vuotuinen kasvuprosentti on ollut 1,0 %.

14 4 Kuva 2.1. SVV:n sopimusmäärien (liittymien) ja siirretyn sähköenergian kehittyminen vuosien välillä. Talouden taantuminen ja tiettyjen teollisuusalojen rakennemuutos aiheutti vuoden 2009 tammi-kesäkuun aikana 10 % vähennyksen sähkön käytössä Suomessa. [2] Vastaavana aikana Savon Voima Verkon sähkön vastuualueen siirtovolyymi väheni 3,9 %. Sähkönkäytön maltillisempi väheneminen johtuu suurimmaksi osaksi siitä, että SVV:n jakeluverkon sähkönsiirtovolyymista on vain 19 % teollisuuskuormaa, kun koko maassa teollisuuden osuus on 51 % [3]. Talouden taantuessa sähkönkulutukselle on tyypillistä teollisuuden kulutuksen vähentyminen ja kotitalouksien kulutuksen lievä kasvaminen. Teollisuuden sähkön käytön pieneneminen on helposti ymmärrettävissä tuotannon vähenemisen myötä. Kotitalouksien lisääntyvään kulutukseen vaikuttavat ihmisten lisääntynyt oleminen kotona suuremman työttömyyden ja esimerkiksi vähentyneen ulkomaanmatkailun myötä. Sähkö on luonteeltaan välttämättömyyshyödyke, joten kotitaloudet tinkivät siitä vasta viimeisten joukossa. Kun teollisuuden osuus sähkönkäytöstä on pienempi, vaimentaa se talouden häiriön vaikutuksia koko siirtovolyymin määrässä. Samalla se saattaa kertoa kuitenkin siitä, että alue ei ole teollisuudelle kannattava mikä vaikuttaa myös yksityisen asumisen sijoittumiseen. Väestön väheneminen vaikuttaa myös suoraan sähkönkäytön vähentymiseen. Savon Voima Verkon jakeluverkko on lähes kokonaan harvaan asutulla maaseudulla, jonka asukkaiden lukumäärän ennustetaan pysyvän samana tai jopa vähenevän kaupungistumisen myötä. Tilastokeskuksen trendilaskelmien (2004) mukaan Pohjois-Savon väestön määrä vähenee noin viisi prosenttia vuosien välillä. Sähkön kysynnän arvioidaan kuitenkin kasvavan Suomessa vuoteen 2030 mennessä TWh tasolle, joka tarkoittaa % kasvua vuoden 2008 tasoon nähden. [4] Suurin kasvupotentiaali on liikenteessä ja palvelualalla. Kustannusten pienenemistä edesauttavat kustannustehokkuuden parantuminen muun muassa automaation ja tietojärjestelmien myötä.

15 Toimintaympäristössä muita potentiaalisia muutostekijöitä ovat eri energialähteiden hinnankehitys, sillä sähkö kilpailee lähinnä lämmityksessä ja liikenteen voimanlähteenä muiden energialähteiden kanssa. Poliittiset päätökset päästötavoitteiden saavuttamiseksi uusiutuvan energianlähteiden edistämisen ja energiansäästön avulla saattavat vaikuttaa merkittävästi sekä tuotannon että kulutuksen rakenteeseen esimerkiksi tuulivoiman ja sähköautojen yleistymisen kautta. Myös EU:n läsnäolo energiamarkkinoilla kasvaa ja unioni pyrkii luomaan energia-alalla heterogeenisissä jäsenvaltioissa yhtenäistä politiikkaa. Verkkoyhtiön liiketoimintaan vaikuttaa myös valvontamallin kehittyminen ja viranomaisen muut toimenpiteet. 5

16 3. SÄHKÖN SIIRRON HINNOITTELUN PERUS- TEITA Sähköverkkoyhtiön asiakaskunta koostuu useista erilaisista sähkönkäyttäjistä, jotka poikkeavat toisistaan sähkönkäytön määrän ja kulutuksen ajallisen vaihtelun suhteen. Erityyppisten kuluttajien aiheuttamat kustannukset poikkeavat muun muassa sähkön käytön ajankohdasta, joten ei ole tarkoituksenmukaista, että sähköverkkoyhtiö myisi kaikille asiakkaille sähköä samalla siirtotuotteella. Tarvitaan siis usean eri siirtotuotteen muodostama yhtenäinen kokonaisuus, siirtotuotejärjestelmä, josta löytyy sopiva siirtotuote eri sähkönkäyttötyyppejä varten. [5] Sähkön siirron hinnoittelujärjestelmä on rakennettava tiettyjen reunaehtojen sisälle, joista tärkeimmät ovat lainsäädännön asettamat vaatimukset sekä käytännölliset tekijät kuten siirtotuotteiden yhteensopivuus keskenään. Reunaehtojen sisällä hinnoittelua ohjaa siirtotuotekohtaiset vaatimukset, jotka voidaan jakaa taloudellisiin ja käytännöllisiin periaatteisiin. Siirtohintojen muodostuksessa tulisi pyrkiä pitkällä aikavälillä vakaaseen sähkön hintaan. Tällä saavutetaan omistajille vakaa tuotto ja asiakkaille yllätyksettömät kulut. Siirtotuotteiden hinnoittelua ohjaavat vaatimukset on esitetty kuvassa 3.1. Kuva 3.1. Siirtotuotteiden hinnoittelua ohjaavat vaatimukset.

17 3.1. Regulatiiviset vaatimukset 7 Sähköverkkoyhtiöillä on luonnollinen, alueellinen monopoli sähkön siirrossa omalla jakelualueellaan. Tämä on perusteltua, koska taloudellisesti ei ole järkevää rakentaa kilpailevia verkkoja samalle alueelle. Myös lainsäätäjä on todennut luonnollisen monopolin säilyttämisen järkeväksi sähköverkkotoiminnassa, mutta on asettanut monopolin ongelmien ratkaisuksi sääntelyn. Sähköverkkotoiminnan sääntely on kehittynyt vuodesta 1995 lähtien uusien lakien, säädösten ja valvontamenetelmän muodossa. Nykyään kehitystarpeet juontuvat yhä enemmän EU:n pyrkimykselle yhtenäistää jäsenvaltioiden valvontaa ja luoda sähkön sisämarkkinat. Kotimainen lainsäädäntö ei alun perin vastannut kaikilta osin EU:n valvonnan vaatimuksia, jolloin Suomen lainsäädäntöä ja valvontamallia on kehitetty EU:n päätöksien mukaiseksi. Edellä mainituista johtuen myös verkkoyhtiöiden valvontametodiikka on kehittynyt vauhdilla, joka vaatii verkkoyhtiöiltä tarkkuutta muun muassa siirtohinnoittelussa Euroopan Unionin säädökset Euroopan unioni (EU) on toteuttanut vuodesta 1999 lähtien asteittain sähkön sisämarkkinoita, joilla pyritään saavuttamaan parempi tehokkuus, kilpailukykyisemmät hinnat sekä edistetämään sähkön toimitusvarmuutta. EU on laatinut säädöksiä jäsenvaltioidensa sähkömarkkinoiden ohjaamiseksi, joista tähän on koottu sähkön siirtoon suoraan tai välillisesti vaikuttavia säädöksiä. Euroopan Parlamentin päätösten mukaan jäsenvaltioiden on lainsäädännöllään ja valvonnallaan mahdollistettava se, että eri energialähteitä hyödyntäville tuottajille tarjotaan kilpailukykyiset hinnat sähkön toimittamiseen verkkoon. Tämä edesauttaa myös uusiutuvia energialähteitä käyttävien sähkön tuotantolaitosten rakentamista, mikä muutenkin saa EU:ssa erityishuomiota. Lisäksi jakeluverkkojen rakentamista tulee kannustaa siten, että ne edistävät hajautettua sähköntuotantoa ja energiatehokkuutta. Kuluttajia tulisi kannustaa energian säästöön muun muassa riittävän usein annettavien energian kulutustietojen muodossa. EU:n vaatimuksena on myös poistaa esteet, jotka haittaavat uusiutuvista energialähteistä peräisin olevan sähkön pääsyä markkinoille. Jäsenvaltioiden on varmistettava älykkäiden mittarijärjestelmien käyttöönotto, jotka edistävät kuluttajien aktiivista osallistumista markkinoille. [6] EU:n lisääntynyt huomio kohdistuu myös loppukäytön energiatehokkuuteen, sitä rajoittavien esteiden poistamiseen ja lisäävien kannustimien suosimiseen. Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2006/32/EY Energian loppukäytön tehokkuudesta ja energiapalveluista mukaan jakeluverkkoyhtiöiden siirtotuotteet pitäisi olla energiatehokkaita. EU ei kuitenkaan ota kantaa tarkemmin yksityiskohtiin. Direktiivin kohdassa 23 todetaan kuitenkin seuraavaa:

18 Jotta verkossa siirrettävää energiaa koskevista tariffeista ja muusta sääntelystä saataisiin energian loppukäytön tehokkuuden kannalta suotuisampia, perusteettomat määrää lisäävät kannustimet olisi poistettava. [7] Artiklan 10, kohdan 1 mukaan jäsenvaltiot voivat myös puuttua verkkoyhtiöiden hinnoitteluun koskien energiatehokkuutta. 8 jäsenvaltioiden on varmistettava, että poistetaan sellaiset siirto- ja jakelutariffeihin sisältyvät kannustimet, jotka tarpeettomasti lisäävät siirrettävän tai jaeltavan energian määrää...jäsenvaltiot voivat asettaa sähkö- ja kaasualoilla toimiville yrityksille julkisen palvelun velvoitteita, jotka koskevat energiatehokkuutta. [7] Sähkömarkkinalaki Sähkömarkkinoiden toimintaa Suomessa säätelevät sähkömarkkinalaki (386/1995), sähkömarkkina-asetus (518/1995), laki energiamarkkinavirastosta (507/2000) sekä valtioneuvoston ja työ- ja elinkeinoministeriön päätökset ja asetukset. Suomen sähkömarkkinoiden uudistaminen aloitettiin vuonna 1995, jolloin tuli voimaan sähkömarkkinalaki. Sähkömarkkinalain tarkoituksena on varmistaa edellytykset tehokkaasti toimiville sähkömarkkinoille siten, että kohtuuhintaisen ja riittävän hyvälaatuisen sähkön saanti voidaan turvata. Sähkömarkkinalakia sovelletaan sähkömarkkinoihin, joilla tarkoitetaan sähkön tuotantoa, tuontia, vientiä, siirtoa ja myyntiä. Sähkömarkkinoilla toimivien yritysten tulee myös edistää omassa ja asiakkaidensa toiminnassa sähkön tehokasta ja säästäväistä käyttöä. [8] Sähköverkkotoimintaa saa harjoittaa vain sähkömarkkinaviranomaisen antamalla luvalla. Sähköverkkoluvassa määritetään muun muassa verkkoyhtiön maantieteellinen vastuualue, jonka alueella verkonhaltijan tulee ylläpitää, käyttää ja kehittää sähköverkkoaan sekä yhteyksiä toisiin verkkoihin asiakkaiden kohtuullisten tarpeiden mukaisesti ja turvata osaltaan riittävän hyvälaatuinen sähkön saanti verkon asiakkaille (verkon kehittämisvelvollisuus). Siirtovelvollisuus määrää, että verkonhaltijan on kohtuullista korvausta vastaan myytävä sähkön siirtopalveluja niitä tarvitseville verkkonsa siirtokyvyn rajoissa. [8] Verkonhaltijan tulee noudattaa tarjoamissaan sähköverkkopalveluissa tasapuolisuutta sekä hintojen tulee olla julkisia ja kohtuullisia. Sähköverkkotoiminnalta edellytetään muutenkin avoimuutta, sillä verkonhaltijan on julkistettava hinnoittelun lisäksi yrityksen taloutta ja tehokkuutta koskevia tietoja. [8] Sähkömarkkinalain noudattamista valvoo työ- ja elinkeinoministeriön hallinnonalalla toimiva asiantuntijavirasto, Energiamarkkinavirasto (EMV), joka valvoo myös siirtohinnoittelun kohtuullisuutta. Valvonta on luonteeltaan osin etukäteistä ja osin jälkikäteistä. EMV asettaa etukäteen kohtuullisen tuoton laskennan perusteet ja laskee jälkikäteen toteutuneen tuoton. Sallittua tuottoa laskettaessa ylituoton EMV määrää

19 palauttamaan seuraavan valvontajakson aikana verkkoalueen asiakkaille, ja alituoton verkkoyhtiö voi halutessaan ottaa huomioon seuraavalla valvontajaksolla hintoja nostavasti. Valvonnan kohteena on myös toiminnan tehokkuus, joka vaikuttaa sallittuun tuottoon korottavasti tai laskevasti. Muilta osin EMV:n toimivalta rajoittuu lakia rikkonuttu yhtiötä korjaamaan vastaisuudessa hinnoitteluaan. Sähkömarkkinaviranomainen ei voi etukäteen määrätä sähköverkkoyhtiötä käyttämään tiettyjä menetelmiä siirtohinnoittelua koskevissa laskelmissaan. Siirtohinnoittelun kannalta huomioitava on myös 1 2 momentin kohta, jossa sähkömarkkinoilla toimivien yritysten tehtäviin kuuluu huolehtia asiakkaittensa sähkönhankintaan liittyvistä palveluista ja edistää omassa ja asiakkaittensa toiminnassa sähkön tehokasta ja säästäväistä käyttöä.[8] Sähkön siirron hinnoittelussa on säädetty käytettäväksi pistehinnoittelua, jota käsitellään tarkemmin seuraavassa kappaleessa Pistehinnoittelu Sähkömarkkinalaissa on määritelty pistehinnoittelu, jonka pääasiallinen tarkoitus on määritellä asiakkaiden tasapuolinen ja kustannusvastaava hinnoittelu. Tasapuolisuudella tarkoitetaan sitä, että asiakkaan maantieteellinen sijainti ei saa verkonhaltijan vastuualueella vaikuttaa siirtopalvelujen hintaan. Kustannusvastaavuuden toteuttamiseksi tulisi sähkön siirron hinta määräytyä asiakkaiden aiheuttamien kustannuksien perusteella. Nämä tekijät ovat kuitenkin ristiriidassa toisiaan vastaan, koska maantieteellisesti kauempana sijaitsevat asiakkaat aiheuttavat enemmän kustannuksia muun muassa pitempien johtopituuksien myötä. Aiheuttamisperiaatteen toteutumiseksi täydellisesti täytyisi jokaiselle asiakkaalle laatia oma siirtotuote, mikä on käytännössä mahdotonta. Pistehinnoittelu määrää, että verkonhaltijan on osaltaan järjestettävä edellytykset sille, että asiakas saa liittymispisteestään käsin oikeuden käyttää koko maan sähköverkkoa, ulkomaanyhteyksiä lukuun ottamatta. Hintaan ei saa myöskään vaikuttaa se, keneltä asiakas sähkönsä ostaa. Jakeluverkkoyhtiöiden erilaiset toimintaympäristöt vaikuttavat paljon siirtohintojen suuruuteen. Maaseutuvaltaisen jakeluverkkoyhtiön siirtohinnat voivat olla jopa kolme kertaa kalliimmat kuin edullisimpien kaupunkiverkkoyhtiöiden. [9] Pistehinnoittelun tarkoituksena on myös kustannusten kohdistaminen aiheuttamisperiaatteen mukaisesti siten, että sähköverkkoyhtiölle aiheutuneet kustannukset veloitetaan kustannusten aiheuttajalta. Mitä useampia ja monimutkaisempia siirtotuotteita käytettäisiin, sitä tarkemmin aiheutuneet kustannukset pystytään jakamaan Sallittu tuotto Verkkotoiminnan tuoton ja siirtopalvelusta veloitettavien maksujen valvonta perustuu osittain etukäteiseen ja osittain jälkikäteiseen valvontaan. Valvonta perustuu neljän

20 vuoden pituisiin valvontajaksoihin. Ensimmäinen valvontajakso lain voimaantulon jälkeen jälkeen oli kuitenkin kolme vuotta ( ). Ennen ensimmäistä valvontajaksoa EMV vahvisti verkonhaltijan noudatettavaksi menetelmät verkonhaltijan siirtopalveluiden maksujen määrittämiseksi valvontajakson aikana. Energiamarkkinaviraston vahvistamat menetelmät sisältävät sähköverkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostusperiaatteet, sitoutuneen pääoman kohtuullisen tuoton ja verkkotoiminnan tuloksen määritystavat sekä verkkotoiminnan tehostamistavoitteen. Menetelmissä verkko-omaisuus arvostetaan jälleenhankinta-arvosta laskettuun nykyarvoon, joka on yleensä huomattavasti kirjanpitoarvoa korkeampi. Valvontajakson aikana EMV laskee ja ilmoittaa verkonhaltijoille tiedoksi vuosittain toteutuneen ja kohtuullisen tuoton. Valvontajakson päätyttyä EMV ilmoittaa jokaisen verkonhaltijan osalta erikseen kuinka suurella euromäärällä valvontajakson aikana kertynyt tuotto ylittää tai alittaa kohtuullisen tuoton. Jos valvontajakson aikana kertynyt tuotto ylittää kohtuullisena pidetyn tuottotason, velvoitetaan verkonhaltija ottamaan ylituotto huomioon seuraavan valvontajakson hinnoittelussa alentamalla siirtopalvelumaksuja.[10] Aiheuttamisperiaate Sähkömarkkinalain 14 1 momentin mukaan: Verkkopalvelujen hinnoittelun on oltava kohtuullista. [8] Kohtuullisuutta arvioidaan asiakkaan aiheuttamien kustannusten pohjalta. Tämän perusteella perusperiaatteena verkkopalveluiden hinnoittelussa tulee olla, että hinnoittelun tulee vastata toiminnan kustannuksia ja toteuttaa täten aiheuttamisperiaate. Täydellinen kustannusvastaava hinnoittelu edellyttäisi asiakaskohtaista hinnoittelua, joka ei kuitenkaan käytännössä ole mahdollista, jonka vuoksi kustannusvastaavuutta on järkevintä katsoa asiakasryhmittäin ja siirtotuotteiden hinnoittelun tulee täten olla käyttäjäryhmätasolla keskimäärin kustannusvastaavaa. Toisaalta siirtotuotteiden vapaavalintaisuus estää samalle verkkoportaalle tarkoitettujen siirtotuotteiden ylihinnoittelun ja johtaa siihen, että kustannusvastaavuus voi toteutua keskimääräisenä suuremmille käyttäjäryhmille.[11] Sähkömarkkinalain 15 3 momentin mukaan verkkopalveluiden hinta ei saa riippua siitä, missä asiakas sijaitsee verkonhaltijan vastuualueella. Sähkömarkkinakeskuksen antamassa lausunnossa (dnro 21/63/1997) Siirtohinnoittelun soveltamisesta erityyppisten yksivaiheisesti kytkettyjen yksivaiheisten asiakkaiden tapauksessa, Energiamarkkinavirasto eli silloinen sähkömarkkinakeskus katsoi: Sähkömarkkinalain 15 :n 3 momentti kieltää etäisyysriippuvan hinnoittelun jakeluverkoissa. Täten Sähkömarkkinakeskus edelleen katsoo, ettei perusmaksu-

21 jen hintaeroon saa vaikuttaa eri asiakasryhmien tarvitseman verkoston pituus. [11] Lausunnon perusteella voidaan pitää selvänä, että siirtotuotteiden sisällä asiakkaiden etäisyys ei saa vaikuttaa siirtomaksujen suuruuteen. Sen sijaan on tulkinnanvaraista voidaanko eri siirtotuotteiden aiheuttamissa kustannuksissa asiakkaiden etäisyys huomioida. Tiettävästi osa verkkoyhtiöistä katsoo, että siirtotuotteiden asiakkaiden keskimääräisiä kustannuksia laskettaessa etäisyys voidaan huomioida, koska siirtomaksujen tulee siirtotuotteittain perustua asiakkaiden aiheuttamiin kustannuksiin. Esimerkiksi Helsingin Energialle tehdyssä diplomityössä vuonna 2004 pienjänniteverkon kustannukset oli jaettu siirtotuotteille huomioiden asiakkaiden tarvitsema pienjänniteverkon pituus.[12] Tässä työssä etäisyysriippuvan kustannusjaon katsotaan olevan kokonaisuudessaan kiellettyä ja ensisijaisessa laskennassa asiakkaiden etäisyyttä ei huomioida. Koska diplomityön aikana ei kuitenkaan saatu asiaan varmistusta, on kohdassa 10.3 tarkasteltu etäisyysriippuvan kustannusjaon vaikutusta siirtotuotteiden aiheuttamiin kustannuksiin, ja siten siirtomaksuihin. Maantieteellisin sijainnin lisäksi asiakkaan verkolle aiheuttamat kustannukset riippuvat ensisijaisesti tehotarpeesta sekä osallistuvan tehon suuruudesta eri verkon osien tehohuippujen ajankohtana. Myös siirtovolyymi sekä asiakkaan laskutus, mittarointi ja asiakaspalveluiden kuormittaminen aiheuttavat kustannuksia Yksinkertaisuusperiaate Yksinkertaisuusperiaatteen mukaan verkkopalveluiden myyntiehtojen ja hintojen sekä niiden määräytymisperusteiden tulee olla julkisesti saatavilla, selkeitä ja yksinkertaisia. Siirtotuotejärjestelmän on oltava perusteltavissa ja asiakkaan on etukäteen pystyttävä laskemaan kustannuksensa tietyllä vuosienergialla ja valitsemaan näin parhaiten sopiva siirtotuote. Sähkömarkkinalain mukaan laskutuksessa tulee myös esittää asiakkaalle erittely siitä miten sähkön hinta muodostuu. Yksinkertaisuusperiaate ja aiheuttamisperiaatte ovat ristiriidassa keskenään, koska täydelliseen aiheuttamisperiaatteeseen pääsemiseksi siirtotuotteiden olisi oltava nykyistä monimutkaisempia. Pienasiakkaille siirtotuotteiden on oltava yksinkertaisia pienten kustannuksien vuoksi ja mittauksesta aiheutuvien kulujen välttämiseksi. Suurasiakkaille on perustellumpaa muodostaa monimutkaisempia siirtotuotteita, koska siirron kokonaiskustannukset ovat suuremmat ja mittalaitteen hinnan osuus pieni muihin maksuihin nähden. Suurasiakkailla on usein myös paremmat mahdollisuudet ohjata sähkönkäyttöään. Etäluettavien mittalaitteiden myötä eri siirtotuotteisiin liittyvien mittausmaksujen välinen ero on kaventunut huomattavasti. Etäluettavat mittarit mahdollistavat tulevaisuudessa myös tuntipohjaisen siirron hinnoittelun, sekä esimerkiksi teho- ja

22 loismaksujen käyttöönoton myös pienillä asiakkailla. Tällöin on kuitenkin harkittava onko siirtotuotteiden monimutkaisuudesta saatava hyöty riittävä verrattuna asiakkaiden kokemaan epäselkeyteen Sähkönkäytön ohjaaminen Sähköverkko täytyy rakentaa ja mitoittaa suurimman tarvittavan tehon mukaan. Hinnoittelemalla sähkön siirto ajallisesti erihintaisiksi vuorokauden ja vuodenajan mukaan, voidaan huipputehoja siirtää ajankohtaan, jolloin verkossa on vapaata kapasiteettia. Tasaisempi kapasiteetin käyttöaste vähentää verkkoon tarvittavien vahvistamisinvestointien määrää ja alentaa täten hintoja. Ohjaavan vaikutuksen toteutumiseksi täytyy hinnanero olla tarpeeksi suuri, että asiakkaat käyttävät sitä hyväkseen. Energiankulutuksen ajoittamisen tehokkaaksi hyödyntämiseksi asiakkaalla tulisi käytännössä olla myös helposti tai automaattisesti ohjattavia sähkökuormia. Sähkönkulutuksen ohjaamisen tarve on aina verkkoyhtiökohtainen. Pohjoisessa verkkoyhtiöiden kuormitushuippu ajoittuu lämmityskuormien vuoksi usein yöajalle, kun taas etelässä verkon kuormitushuippu ajoittuu aamupäivälle tai iltaan. [13] Myös verkkoyhtiön asiakasrakenne vaikuttaa suuresti jakeluverkon kuormitusprofiiliin, sillä teollisuuspainotteisen alueen kuormitushuippu ajoittuu aamupäivään ja yksityisasiakaspainotteisen alueen kuormitushuippu iltaan Markkinahintaperiaate Monopoliasemassa toimivalla jakeluverkkoyhtiöllä ei ole vastaavaa markkinahintavaatimusta kuin on kilpailtujen hyödykkeiden tuottajilla. Periaatteessa asiakkaat voivat tehdä sijoittumispäätöksiä siirtohinnoittelun perusteella, mutta käytännössä siirtohinnoittelu vaikuttaa ainoastaan suurten teollisuusasiakkaiden sijoittumiseen, joilla sähkön siirron osuus kustannuksista on merkitsevä. Sähköverkkoyhtiöiden kohdalla markkinahintaperiaate tarkoittaa markkinahintaisuutta verrattuna muihin verkkoyhtiöihin ja se onkin viime vuosina noussut ehkä merkitsevämmäksi tekijäksi siirron hinnoittelussa, koska julkisen hintavertailun vuoksi sillä on suuri merkitys yhtiön imagoon. Energiamarkkinavirasto julkaisee kaikkien jakeluverkkoyhtiöiden verkkopalvelujen hinnat säännöllisesti, ja laatii niistä myös keskenään vertailtavissa olevat tilastot. Media huomioi yleensä näyttävästi eron siirtohinnoissa etenkin naapuriverkkoyhtiöiden ja maan suurimpien sähkönverkkoyhtiöiden hintoihin. Valtakunnan tai alueen suurinta siirtohintaa veloittava yhtiö saa varmasti osakseen negatiivista julkisuutta. Koska tietoa on helpommin saatavilla, asiakkaat ovat entistä hintatietoisempia. Asiakkailla on myös mahdollisuus tehdä Energiamarkkinavirastolle selvityspyyntö hinnoittelun kohtuullisuudesta.

23 Verkkoyhtiöiden keskuudessa markkinahintaperiaate onkin lähes kokonaan korvannut entisen aiheuttamisperiaatteen ja tiettävästi kaikissa jakeluverkkoyhtiöissä aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja ei edes lasketa kuin ajoittain. Energiamarkkinavirasto saattaa kuitenkin tulevaisuudessa vaatia siirtohintojen laskentaperiaatteiden läpinäkyvyyttä, johon pelkkä markkinahintaisuus ei oletettavasti riitä perusteluksi. 13

24 14 4. SÄHKÖN SIIRRON HINNOITTELU Sähkönjakeluverkkotoiminnan liikevaihto muodostuu valtaosin sähkön siirrosta saatavista maksuista. Maksuja veloitetaan sekä asiakkaan kuluttaman että tuottaman sähkön siirrosta. Tässä diplomityössä tarkastellaan pääosin asiakkaiden sähkön käyttöä koskevaa siirron hinnoittelua, mutta myös tuotannon aiheuttamat siirron kustannukset on huomioitava laskettaessa sähkönkäytön kustannuksia. Tuotannon siirtohinnoittelu on myös perustuttava riittävällä tarkkuudella aiheuttamisperiaatteen mukaiseen laskentaan. Siirtomaksun suuruuteen vaikuttavat asiakkaan kuluttama energia, tehontarve ja jännitetaso, johon asiakas on liittynyt Siirtotuotteiden rakenne Siirtotuotteet rakentuvat korkeintaan viidestä erillisestä hintakomponentista, jotka ovat tehomaksu pätöteholle, energiamaksu, perusmaksu ja mittalaitemaksu. Lisäksi tehotuotteisiin sisältyy yleensä loistehomaksu verkosta otolle ja joissain tuotteissa myös verkkoon annolle. Aiheuttamisperiaate toteutuu sitä paremmin, mitä useampi komponentti on käytössä, mutta toisaalta yksinkertaisuusperiaate puoltaa komponenttien minimointia. Komponenttien hinnat muodostuvat aiheuttamisperiaatteen mukaisen kustannuslaskennan pohjalta, vaikkakin niiden suhteita joudutaan muokkaamaan järkevän kokonaisuuden saamiseksi ja lain vaatiman energiansäästöön johtavan signaalin muodostumiseksi. Komponenttien painotuksessa tärkein kysymys on energiamaksun ja kiinteiden maksujen välinen suhde. Kiinteä perusmaksupainotteinen hinnoittelu olisi perusteltua, koska valtaosa kustannuksista ovat sähkönkäytöstä riippumattomia kustannuksia. Tämä myös takaisi verkkoyhtiölle vakaat tulot, vaikka sähkön käytössä tapahtuisi muutoksia. Toisaalta lainsäätäjän vaatimus energiatehokkuudesta ja toimiminen sähkön säästöä kannustavalla tavalla puoltaa energiamaksupainotusta, joka antaisi signaalin energian tehokkaaseen käyttöön. Energiamaksupainotteinen hinnoittelu vastaisi myös yhteiskunnan sosiaalisia tavoitteita, sillä ne, joilla on huonoimmat maksuvalmiudet käyttävät myös sähköä muita vähemmän. [14] VTT:n selvityksessä vuonna 2000 siirtotuotteiden rakenteista jakeluverkkoyhtiöiden kiinteän maksun ja kokonaismaksun suhde vaihteli tyyppikäyttäjästä riippuen enimmillään 0,5 %:sta 72 %:iin.[13] Tuon selvityksen mukaan kiinteiden maksujen ja energiamaksujen suhteet tulisi jättää tulevaisuudessakin verkkoyhtiöiden päätettäväksi. Suhteet vaihtelet vielä nykyäänkin voimakkaasti eri verkkoyhtiöiden välillä, mutta ainakin muutamat verkkoyhtiöt ovat alkaneet hiljalleen painottaa perusmaksua kustannustasoaan vastaavaksi. Energiamarkkinaviraston

25 päätöksessä Kainuun Sähköverkko Oy:n sähkön siirron hinnoittelu, EMV toteaa seuraavaa: Mikäli jakeluverkkoyhtiön asiakasrakenne sisältää paljon vähän sähköä käyttäviä pienkäyttäjiä, joutuu yhtiö painottamaan siirtomaksujaan enemmän perusmaksuun, jotta yhtiön hinnoittelu olisi keskimäärin kustannusvastaavaa ja syrjimätöntä kaikille verkonkäyttäjille. [15] 15 Aiemmin tässä työssä todettiin, että teollisuuden osuus SVV:n siirtovolyymista on pienempi kuin maassa keskimäärin. Toisaalta voidaan olettaa, että maaseutuvaltaisena verkkoyhtiönä vähän sähköä käyttävien kerrostaloasiakkaiden osuus on vastaavasti pienempi verrattuna muuhun maahan. Maaseutuvaltaisilla verkkoyhtiöillä verkkopituus asiakasta kohden on suhteellisen suuri, joten myös kiinteät kustannukset nousevat suuriksi. Energiamarkkinavirasto toteaa samassa päätöksessään, että: sähkön siirtotariffien kiinteiden perusmaksujen ja energiamaksujen väliseen suhteeseen ei näyttäisi olevan olemassa teoreettisesti yhtä ja oikeaa ratkaisumallia, vaan verkonhaltijoille tulisi jättää vapaus sovittaa sähkön siirtotariffit paikallisiin olosuhteisiin. [15] Useamman hintakomponentin vuoksi tuotteet eivät sellaisenaan ole vertailukelpoisia keskenään, vaan asiakkaalle edullisimman siirtotuotteen laskemiseksi tulee tietää asiakkaan pääsulakkeen koko tai tehohuippu sekä vuosienergia ja sen jakautuminen eri vuoden- ja vuorokaudenajoille. Näillä tiedoilla voidaan laskea esimerkiksi kulutettavan energian keskihinta eri tuotteille. Diplomityössä kehitettävässä ohjelmistossa pidetään siirtotuotteiden komponentit erillään ja tarvittaessa vasta loppuvaiheessa muotoillaan komponenttien välisiä suhteita ja mahdollisesti jopa yhdistetään komponentteja. Tällä tavoin esimerkiksi lain vaatima hintakomponenttien eriyttäminen tai yhdistäminen on tulevaisuudessa helpompaa Tehomaksu Jakeluverkko suunnitellaan verkon suurimman tehokapasiteetin mukaan, joten on perusteltua, että siirtohinta on riippuvainen asiakkaan käyttämästä tehosta. Kustannussyistä tehoa on mitattu tähän asti ainoastaan tehoasiakkailta ja muiden asiakkaiden kohdalla teho arvioidaan pääsulakkeen koon perusteella. Saman sulakkeen omaavien asiakkaiden tehomaksu on täten sama ja se sisällytetään perusmaksuun hintakomponenttien minimoimiseksi. Tehomaksu muodostuu verkon käyttö-, kunnossapito ja investointikustannuksista.[16]

26 Energiamaksu Energiamaksuun kohdistetaan lähtökohtaisesti jakeluverkkoyhtiön energiankäytöstä riippuvat kustannukset, joita ovat suoranaisesti vain kuormitushäviöt, kantaverkkomaksujen energiaperusteiset maksut sekä jossain määrin myös omakäyttösähkö. Ilman energiamaksun keinotekoista painotusta siirtotuotteet olisivat erittäin perusmaksupainotteisia ja kalliita pienille sähkönkäyttäjille. Energiamaksu on siirtotuotteesta riippuen joko yksiaikainen, kaksiaikainen tai neliaikainen. Eri aikojen energiamaksujen hintaerot aiheuttamisperiaatteen mukaan ovat marginaaliset ja hintaeroa voidaan perustella lähinnä tehokapasiteetin siirrosta aiheutuvan verkon vahvistamiskustannusten säästöllä. Hinnaneron täytyy olla riittävän suuri, että asiakkaat ajoittavat sähkökuormansa ja muun sähkönkäytön edulliseen aikaan. Aiheuttamisperiaatteen mukaan verkon vahvistamiskustannuksissa saavutettu säästö kuuluisi tehomaksuun, mutta tällöin myös tehokomponentista jouduttaisiin tekemään useampiaikainen, joka ei ole tarkoituksenmukaista. Verkon vapaan kapasiteetin ajan energiamaksut voidaan hinnoitella myös jonkin verran alle kustannustason, kunhan aiheuttamisperiaatteen mukainen hinnoittelu toteutuu riittävästi. Vastaava hinnan alennus verkon vapaan kapasiteetin ajalla on perittävä muun ajan sähkönkäytöltä tai muissa hintakomponenteissa Perusmaksu Perusmaksu on kiinteä kuukausimaksu, johon lähtökohtaisesti kuuluu asiakaspalvelun, laskutuksen ja hallinnon kustannukset. Sulaketuotteilla perusmaksuun sisällytetään myös sulakkeen koon mukainen tehomaksu, jonka vuoksi perusmaksusta tulee sulakekoon mukaan porrastettu. Perusmaksu määritetään siirtotuotteittain ja sulakekoon mukaan siten, että ne toteuttavat mahdollisimman hyvin aiheuttamisperiaatteen Mittalaitemaksu Mittalaitemaksu on kiinteä kuukausimaksu, joka sisältää mittalaitteen kunnossapito- ja uusimiskustannukset ja osassa maksuja myös mittalaitteiden pääomakulut. SVV:lla on hinnastossaan 16 eri mittalaitemaksua, riippuen käyttöpaikan siirtotuotteesta, tehosta, mittauksen tarkkuudesta ja siitä, sisältyykö maksuun pääomakustannukset. Ennen vuotta 2001 mittalaitemaksu sisältyi perusmaksuun, mutta eriyttämällä mittalaitemaksu omaksi maksuksi mittauksen kustannukset tehtiin läpinäkyviksi. Etäluettavien mittareiden myötä tilanne jälleen muuttuu, kun erityyppisten asiakkaiden mittalaitteiden kustannuksissa ei enää ole suurta eroa. SVV:lla mittalaitemaksut sisällytetään aiheuttamisperiaatteen mukaisesti perusmaksuihin kaikilla siirtotuotteilla vuodesta 2010 lähtien.

27 Loistehomaksu Jakeluverkkoyhtiön lähes kaikki asiakkaat kuluttavat loissähköä, jonka siirtokustannukset ovat sähköverkon kustannuksia. Loissähkö aiheuttaa kustannuksia muun muassa jakeluverkon lisääntyneen kapasiteetintarpeen, kasvaneen kuormitusvirran aiheuttamien energiahäviöiden ja kompensointilaitteiden myötä. Loissähkö myös heikentää sähkön laatua. Loissähköä ei ole taloudellisesti järkevää mitata ja kompensoida jokaisella pienasiakkaalla, jonka vuoksi loistehoa mitataan ja sen käytöstä veloitetaan ainoastaan tehoasiakkaita. Loissähköllä ei ole tarkoitus käydä kauppaa, vaan tehoasiakkaita ohjataan hinnoittelun avulla kompensoimaan loissähkönsä silloin, kun se on kokonaistaloudellisesti edullisinta. Tämän toteutumiseksi loissähkön niin sanotun ilmaisikkunan yli menevä osuus on hinnoiteltu siten, että asiakkaan kompensointilaitteiston investointi kattaa kustannukset, jotka aiheutuisivat verkkoyhtiölle loissähkön hankinnasta kantaverkosta tai vastaavan loissähkön siirrosta ja kompensoinnista. Savon Voima Verkolla ilmaisen loissähkön osuus tehoasiakkaille on 20 % laskutettavasta pätötehosta. Ylikompensoinnille SVV:lla ei ole käytössä loistehomaksua. Sulaketuotteiden aiheutuvat loissähkön kustannukset sisällytetään näiden olemassa oleviin hintakomponentteihin. Aiheuttamisperiaatteen toteutumiseksi sulaketuotteille määritetään keskimääräinen tehokerroin, jota käytetään hyväksi kustannusten kohdistamisessa. [17] 4.2. Savon Voima Verkon siirtotuotteet SVV:lla on pienjänniteverkon pienille ja keskisuurille sähköä kuluttaville asiakkaille neljä siirtotuotetta; Yleissähkö, Yösähkö, Kausisähkö ja Palvelusähkö. Yleissähkötuotteen voivat valita asiakkaat, joiden pääsulakkeen koko on korkeintaan 3*63 A ja Yö-, Kausi- ja Palvelusähkö-tuotteen asiakkaat, joiden pääsulakkeen koko on korkeintaan 3*125 A. Yleissähkön siirron tuotteet sulakekoolla 3*160-3*315 ampeeria ovat lakkautustuotteita. Vastaavasti yö-, kausi- ja palvelusähkön siirron tuotteet sulakekokoolla 3*160-3*315 ampeeria ovat lakkautustuotteita. Tehotuotteet, jotka vaativat tuntimittauksen, ovat tarjolla suuren tehon tarvitseville asiakkaille. Pj-tehosähkö 1 ja 2 ovat tarjolla pienjänniteverkkoon ja Sj-tehosähkö 1 ja 2 keskijänniteverkkoon liittyneille asiakkaille. Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa siirtotuote on tarkoitettu nimensä mukaisesti 110 kv alueverkkoon liittyneille asiakkaille. Siirtotuotteiden suhteelliset asiakasosuudet on esitetty kuvassa 4.1 ja siirtotuotteiden siirtovolyymien suhteelliset osuudet kuvassa 4.2.

28 18 Kuva 4.1. Savon Voima Verkon siirtotuotteiden suhteelliset asiakasosuudet vuonna Kuva 4.2. Savon Voima Verkon siirtovolyymin suhteellinen osuus siirtotuotteittain vuonna Yleissähkö soveltuu pienimmille sähkönkäyttäjille. Siinä perusmaksu on suhteellisen pieni, mutta sen yksiaikainen energiamaksu on siirtotuotteiden suurin. Koska mittalaitteelta vaaditaan ainoastaan yksiaikainen mittaus, on myös mittalaitemaksu edullisempi. Tuote sopii hyvin esimerkiksi kotitalouksille ja elinkeinonharjoittajille, joiden vuosienergia on pieni ja pääosa sähkönkäytöstä tapahtuu päivällä. Palvelusähkö on alun perin tarkoitettu täysin suoran sähkölämmityksen valinneille asiakkaille, joilla ei ole edes puunkäyttömahdollisuutta. Palvelusähkö oli kokonaan lakkautustuote aikavälillä Hinnoittelulla yritettiin ohjata palvelusähköasiakkaat muihin tuotteisiin tässä kuitenkaan onnistumatta. Palvelusähkön

29 siirto palautettiin vapaavalintaiseksi siirtotuotteeksi alkaen sulakekoolla 3*25-3*125 ampeeria. Yö- ja kausisähkö ovat tarkoitettu lähinnä keskisuurille asiakkaille, jotka voivat ohjata osan sähkökuormistaan tai muuta sähkönkäyttöään. Kapasiteetin tasaisempi käyttö hyödyttää asiakasta edullisempina hintoina ja verkkoyhtiöitä pienempinä häviöinä ja vahvistamiskustannusten välttämisenä. Yösähkö soveltuu hyvin esimerkiksi varaavaa sähkölämmitystä käyttäville asiakkaille. Yöajaksi on määritetty klo Mittalaitteet ovat ympäri vuoden niin sanotusti normaali- eli talviajassa eli kellonsiirtoa ei mittalaitteessa tehdä. Tämän vuoksi mittalaitteiden ohjelmoitu yöaika alkaa ja loppuu kesällä tuntia aiemmin. Kausisähkö soveltuu asiakkaille, joilla on talvipäivien ajaksi sähkölle vaihtoehtoinen lämmitys kuten puu tai öljy. Kausisähkön hinnaltaan kalliimmaksi ajaksi on määritetty klo Yleisesti talvipäiväksi muilla jakeluverkkoyhtiöillä on määritetty Fingridin hinnoittelun mukainen talviaika , mutta SVV:n talvikausi on vanhoihin mittalaitteisiin asetetun erilaisen talvikauden vuoksi vielä poikkeava. Tehotuotteet on tarkoitettu suuren tehon tarvitseville ja paljon energiaa käyttäville asiakkaille. Pakollisena tehotuotteen tulee valita kaikki uudet yli 125 ampeerin pääsulakkeen tarvitsevat asiakkaat. Tehotuotteiden asiakkailla on oltava tuntitehomittauksen mahdollistava mittalaitteisto, jonka avulla mitataan tehomaksun perusteena oleva suurin tuntikeskiteho. SVV:llä Pj-tehosähkö 1 ja Sj-tehosähkö 1 ja 2 -tuotteiden laskutettava pätöteho määräytyy arkipäivisin (maanantai - lauantai) kello välisenä aikana kuukausittain mitatun suurimman tuntikeskitehon mukaan. Pjtehosähkö 2 -tuotteen laskutettava pätöteho määräytyy arkipäivisin (maanantai - lauantai) kello ja kello välisenä aikana mitatun suurimman tuntikeskitehon mukaan. Tehomaksua laskutetaan kuukausittain talvikuukausilta ( ). Pj- ja Sj-tehosähkö 1:ssä energiamaksu on määritetty erikseen talvi- ja kesäajalle. Pj- ja Sj-tehosähkö 2:ssa talvi- ja kesäaika on jaettu vielä erikseen päivä- ja yöajalle. Tehosähkötuotteiden hinnat ovat teho- ja perusmaksupainotteisia, jolloin energian hinta on edullisempi, mikä onkin lähempänä todellista kustannustasoa kuin sulakeasiakkailla. Sj-tehosähkö -tuotteiden asiakkaat ovat liittyneet keskijänniteverkkoon ja omistavat jakelumuuntamonsa, joten näille ei kohdisteta jakelumuuntamojen ja pienjänniteverkon kustannuksia. Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa tuotteelle verkon kustannuksista kohdistetaan ainoastaan sen aiheuttamat alueverkon kustannukset Siirtotuotehinnoittelun kehitysmahdollisuuksia Sähkönjakeluverkkotoiminnan toimintaympäristössä on näkyvissä tulevaisuudessa monia muutostekijöitä, jotka luovat muutospaineita ja mahdollisuuksia myös siirtohinnoittelulle. Lähitulevaisuuden suurin muutos on epäilemättä etäluettavien mittareiden

30 käyttöönotto, jonka hyödyntämistä todennäköisesti lakikin tulee vaatimaan. Kauempana tulevaisuudessa siirtohinnoittelun kehitystarpeet liittyvät sähkönkulutuksen dynaamisiin muutoksiin ja sähkön pientuotannon lisääntymiseen. Sähkön siirron hinnoittelu on ainoa vaikuttava signaali, jolla voidaan vaikuttaa loppukäyttäjien sähkönkäyttöön ja täten optimoida verkon käyttö ja siitä aiheutuvat kustannukset. Asiakkaat ovat käyttäytymiseltään ja tarpeiltaan hyvin erilaisia, sillä jotkut haluavat mahdollisuuksia vaikuttaa sähkölaskuunsa, vaikka se vaatisi asiaan perehtymistä. Toiset taas eivät muuta kulutustottumuksiaan, vaikka hintasignaali olisi kuinka vahva. Osa asiakkaista haluaa myös toimitusvarmuudeltaan ja laadultaan hyvää sähköä, kun taas toisille käyttökatkotkaan eivät merkittävästi haittaa. Nämä tekijät huomioon ottaen tulisi laatia lainsäädännön toteuttava selkeä hinnoittelujärjestelmä, joka tuo säästöjä ja kustannustehokkuutta sekä asiakkaille että verkkoyhtiölle. Hinnoittelun tulisi olla myös pitkäjänteinen, jolloin asiakkaat voivat luottaa laiteinvestointiensa kannattavuuteen. Tällä hetkellä siirtohinnoittelun suurin kehityspotentiaali liittyy etäluettavien mittarien tuomiin mahdollisuuksiin. Tähän saakka mittalaitteista on saatu tehoasiakkaita lukuun ottamatta ainoastaan kulutettu energia joko yksiaikaisena tai kaksiaikaisena ennalta määritettyyn aikajakoon perustuen. Täten perinteiset kwh-mittarit ovat hyvin jäykkiä, ja jos siirtotuotteen vaihto vaatii kaksiaikaisen mittauksen, on mittalaite tällöin vaihdettava tai ohjelmoitava uudelleen paikan päällä. Perinteisistä kwh-mittareista ei myöskään ole saatu muita hinnoittelussa käyttökelpoisia suureita. Mittalaitteet ovat estäneet monimuotoisempien siirtotuotteiden kehittämisen, joka mahdollistaisi tehokapasiteetin tasaamisen ja hyödyttäisi asiakkaita täten alempina siirtohintoina. Siirtohinnoittelussa on aina tasapainoiltava yksinkertaisuuden ja tarkkuuden välillä, joista aina toinen kärsii, kun toista parannetaan. Hinnoittelun pitkäjänteisyys ja ennustettavuus kärsii, kun pyritään mahdollisimman hyvään tarkkuuteen ja onkin aina mietittävä tuoko hinnoitteluun käytettävät investoinnit vastaavaa kustannussäästöä. Myös asiakkaiden käyttäytyminen tulisi pystyä ennustamaan, että tiedettäisiin eri hintajärjestelmien vaikutukset. Hinnoittelussa asiaa pitäisikin ehkä tarkastella enemmän asiakkaan kuin insinöörin silmin. EU:n loppukäytön tehokkuutta ja energiapalveluja koskevassa direktiivissä mainitaan, että jäsenvaltioiden tai, kun jäsenvaltiossa on niin säädetty, sääntelyviranomaisen on vahvasti suositeltava, että sähköalan yritykset optimoivat sähkön käytön esimerkiksi kehittämällä innovatiisia hinnoittelumalleja.[6] Laskuttavien suureiden mittaus AMR:llä Suurin osa kustannuksista on tehoon sidonnaisia verkon kustannuksia, mutta tehon mittaus on kyetty tekemään tarkasti ainoastaan tehotuotteiden asiakkailla ja muiden siirtotuotteiden asiakkailla se on määritetty epätarkasti porrastettuna sulakkeen mukaan. Maaliskuussa 2009 voimaan astuneen valtioneuvoston asetuksen sähkömarkkinoista sekä sähkötoimitusten selvityksestä ja mittauksesta tavoitteena on saada vähintään 80 % jakeluverkkoyhtiöiden asiakkaista tuntimittauksen ja etäluennan piiriin vuoden 2013

31 loppuun mennessä. Koko maan kattava investointihanke on suurin sitten maaseudun sähköistämiskauden. [18] Etäluettavien AMR-mittarien avulla on mahdollista saada asiakkaiden kuluttama energia tunneittain, jolloin entisten niin sanottujen sulakeasiakkaiden tehomaksu voidaan eriyttää perusmaksusta, jolloin tehomaksu perustuisi todelliseen mitattuun tehoon. AMR mahdollistaa myös muiden suureiden mittaamisen ja käytön hinnoittelussa; kuten esimerkiksi loistehon. Asiakkaat kuluttavat hyvin erilailla loistehoa ja nykyään yksityisille ihmisille on tullut monenlaisia loistehoa kuluttavia laitteita. Kuitenkin loistehon kustannukset jaetaan nykyisessä hinnoittelumallissa tasan niiden sähkönkäyttäjien kesken, joilla loistehon mittausta ei ole. Joidenkin toimistojen ja kerrostalojenkin tehokerroin voi olla suurusluokkaa 0,7, kun se toisilla asiakkailla on hyvin lähellä yhtä. [19] Loistehon määrä tulee tulevaisuudessa todennäköisesti entisestään lisääntymään elektroniikkalaitteiden myötä, kun esimerkiksi EU:n päätöksellä hehkulamput korvataan noin 0,6 tehokertoimen omaavilla energiansäästölampuilla. [20] Loistehon kulutus eri asiakkailla saattaa vaihdella siirtotuotteen sisällä paljonkin, joten loistehosta aiheutuvien kustannusten jako kaikille siirtotuotteen asiakkaille ei toteuta asiakaskohtaisesti aiheuttamisperiaatetta. Loistehomaksun avulla voidaan ohjata myös pienasiakkaat kompensoimaan loistehonsa silloin, kun se kokonaistaloudellisesti on kannattavinta. AMR:n avulla myös keskeytyksistä on mahdollista saada tarkka tieto, jolloin korvausten maksaminen asiakkaille helpottuu. Nykyisissä AMR-mittareissa on myös jännitteen laatua mittaavia ominaisuuksia, joita voidaan hyödyntää pj-verkon hallinnassa Dynaamiset ja moniaikaportaiset siirtotuotteet Nykyinen siirtotuotejärjestelmä sisältää kaksiaikaisen päivä/yö- hinnoittelun, mikä vähentää päivälle ajoittuvaa verkon huippukuormitusta. Haittojakin hinnoittelun aikaporrastuksesta syntyy, kun ohjattavien sähkökuormien kellot käyvät kohtuullisen tarkasti samassa ajassa. Tästä muodostuu melkoinen piikki edullisen ajankohdan alkuhetkille. Tämä kuorma tasoittuu yön mittaan, kun varaajat ovat saavuttaneet asetetun lämpötilansa, mutta kylminä talvipäinä klo 22 jälkeen tapahtuva kulutushuippu saattaa muodostua jopa valtakunnan tasolla vuoden suurimmaksi. [21] Pientaloalueita syöttävät lähdöt, joiden alueella sähkölämmitys on pääasiallinen lämmitystapa, ovat useastikin yöhuippuisia aina sähköasemalle asti. [12] Tulevaisuuden hinnoittelujärjestelmissä tulisi ottaa huomioon sekä uudet sähkökuormat että tuotanto, ja se miten nämä saadaan mahdollisimman hyvin yhdenaikaistettua. Esimerkiksi sähköautojen yleistyessä ne ladataan nykyisellä hinnoittelujärjestelmällä todennäköisesti yöaikaan, jolloin yöajan kuormitus saattaa muodostua verkon tehohuipuksi. Hinnoittelussa tulisikin huomioida tulevaisuuden muutostekijät, sillä asiakkaiden investoinneilta ei voida viedä pohjaa pois kohtuuttomilla hinnanmuutoksilla.

32 Etäluettavien mittarien tuntimittaus mahdollistaa uudenlaisten siirtotuotteiden kehittämisen. Siirtotuotteet voidaan hinnoitella jopa tunneittain erihintaisiksi, kunhan kulutustiedot saadaan vastaavasti tunneittain. Hinnoittelun selkeyden ja tarkkuuden välillä tulisi löytää optimaalinen piste, jonka vuoksi vuorokausi voitaisiin jakaa esimerkiksi kolmeen hintavyöhykkeeseen asettamalla verkon huipunajoille korkea hinta, vapaan kapasiteetin ajoille matala hinta ja niiden väliselle ajalle lähellä keskiarvoa oleva hinta. Lisäksi kesä- ja talvikaudelle voidaan asettaa erilaiset porrastukset sekä ajallisesti että hinnallisesti. Huipun ajoille voidaan asettaa myös tietty normaaliin huipun ajan kulutukseen perustuva raja, jonka alittamalla asiakas saa rahallista palautusta. Palautus tulisi tällöin veloittaa kaikilta asiakkailta korkeampina siirtohintoina muina aikoina. Vaihtoehtoisesti normaali huipun ajan kuormitus tulisi asiakkaalle erityisen kalliiksi. [22],[23] Dynaamisessa eli reaaliaikaisessa hinnoittelussa energian hinta vaihtelee senhetkisen verkon kuormitustilanteen mukaan. Selkeämpi ja sähkön kokonaishintaa paremmin vastaava vaihtoehto olisi sitoa sähkön siirtohinta pörssihintaan, mutta tämä ei välttämättä vastaa jakeluverkon todellista kuormitustilannetta, koska tilanne on aina verkkoyhtiökohtainen. Asiakkaalle tulisi reaaliaikaisessa hinnoittelujärjestelmässä välittää sen hetkinen hinta, esimerkiksi verkkoyhtiön internetsivuilla tai asiakkaan sähkömittarin näytöllä. Tarvittaessa hinta voitaisiin edelleen välittää sähkömittarilta asiakkaan helpommin luettavaan paikkaan tai kytkeä hintatieto sähkökuormien ohjauslaitteisiin. Hinnoittelun jakaantuessa useampiin portaisiin tulisi asiakkaalla olla sen tehokkaaksi hyödyntämiseksi sähkökuormia, joita voidaan automaattisesti ohjata. AMRmittareissa olevilla relelähdöillä voidaan näitä kuormia ohjata joko dynaamisilla verkkoyhtiöltä tulevilla sanomilla tai ohjelmoitavalla viikkoaikataululla. AMR-mittarit mahdollistavat myös kuormien eriaikaisen tai satunnaisen päälle kytkennän kytkentäpiikin välttämiseksi. Asiakkaille tulisi tarjota myös neuvontaa ja palveluita sähkönkäytön ajalliseen siirtoon ja sen vaikutuksiin. Internetsivujen kautta asiakkaat voisivat laskureiden avulla laskea sähkön siirrosta aiheutuvan rahallisen säästön vuositasolla, kuten esimerkiksi pyykinpesun tai tiskikoneen käyttö eri ajankohtina.[22] Hinnoittelun monimutkaistuessa sähköenergian myynti ja siirto tulisi perustua samankaltaisiin tuotteisiin, jotta asiakas pystyisi hahmottamaan kulutuksensa kokonaisvaikutuksia. Tällöin myös verkkoyhtiö ja sähkönmyyjä voisivat käyttää samoja energiatietoja. Ongelmana kuitenkin on jakeluverkkoyhtiöiden ja sähköenergian myyntiyhtiöiden erilaiset tarpeet ohjata asiakkaidensa sähkönkäyttöä. Voisi olla myös niin, että verkkoyhtiön siirtohinta muodostuisi kokonaan kiinteästä tehopohjaisesta maksusta, ja sähköenergian myyjän hinta olisi puhtaasti energiapohjainen Siirtohinnoittelun pilottikokeilut maailmalla Eri puolilla maailmaa on tehty ja on tekeillä useita siirtohinnoittelun pilottikokeiluja, joissa hyödynnetään tuntipohjaista etäluentaa. Näiden tavoitteena on verkkoyhtiöiden

33 kannalta saada tehohuippuja pienemmäksi siirtämällä kulutusta muuhun aikaan. Valtiot ovat tukeneet tai jopa vaatineet näitä projekteja, koska tuntimittaus parantaa energiatehokkuutta. Energiatehokkuus yhdessä tehohuippujen pienentämisen kanssa auttaa valtioiden ilmastotavoitteiden saavuttamisessa, sillä huipun ajan energia tuotetaan saastuttavimmilla tuotantomuodoilla. Internetistä tietoa löytyy useista kokeiluista, kuinka kysyntää voidaan ohjata hinnoittelun avulla. Suuri osa kokeiluista oli tehty Yhdysvalloissa ja Kanadassa. Näissä kokeiluissa on käytetty kolmiportaista hinnoittelua, jossa hinta on asetettu erikseen huipun (on-peak), vapaan kapasiteetin (off-peak) ja näiden välisille (mid-peak) ajoille. Hintojen suhteina ovat olleet esimerkiksi 3:1:2 tai 6:1:4. Lisäksi useissa kokeiluissa on käytetty erityisen suuren tehohuipun aikaista (critical peak point) hintaa, joka on noin kymmenenä arkipäivänä vuodessa. [22],[23] Hinnat on viestittävä asiakkaille havainnollisella tavalla. Kuvassa 4.3 on esitetty Ontario Energy Boardin määrittämä hinnoittelumalli ja kuvassa 4.4 New Market Hydron hinnoittelu, jotka siis molemmat ovat kolmiportaisia ja jaettu erikseen kesä- ja talviajalle. 23 Kuva 4.3. Ontario Energy Board:n hinnoittelumalli.[23] Kuva 4.4 New Market Hydro Ltd:n hinnoittelumalli ja esitystapa.[22] Kokeiluissa huipun ajan sähkönkäyttöä saatiin vähennettyä 0,5 % 13 %, mutta tästä suurin osa ei siirtynyt muuhun aikaan, koska siihen ei ole tarvetta. Tällaisia sähkökuormia ovat esimerkiksi valaistus ja osittain ilmastointi. Kaikissa projekteissa todettiin ohjattavien sähkökuormien ja niiden ohjauksen olemassaolon suuri vaikutus

34 sähkönkäytön ajallisessa siirrossa. New Market Hydron kokeilua lukuun ottamatta kaikissa kokeiluissa sähkön käyttö väheni, osassa jopa suhteellisesti saman verran kuin huipun ajan sähkönkäyttö oli vähentynyt. Eri asiakastyyppien kulutusjousto vaihteli suuresti. Ihmiset olivat motivoituneita muuttamaan sähkönkäyttöään vain, jos sähkö oli mitattu ja laskutettu asiakaskohtaisesti. Kun mittaus tapahtui usean asunnon kommuunissa, eivät yksittäiset asunnot olleet halukkaita muuttamaan kulutustaan, koska siitä aiheutuva hyöty oli jakautunut kaikkien kesken. [22] [23] Sähkökuormien suora ohjaus hintasignaalien avulla on osoittautunut selvästi tehokkaimmaksi keinoksi energiatehokkuuden parantamiseksi. Verkkoyhtiön kannalta haittoja ovat etenkin edullisen ajan alkuhetkille syntyvä kuormituspiikki ja toisaalta siirtovolyymien pieneneminen. Kuvassa 4.5 näkyy USA:n Nevadassa tehty kokeilu 200 kohteen suoran ilmastoinnin ohjausta, jossa kuumina kesäpäivinä termostaatin asetusarvoa pienennettiin 4 F. Vaikutus sähkönkulutukseen oli merkittävä, mutta tässäkin tapauksessa verkkoyhtiön kannalta epätoivottu ilmiö on edullisen ajan alkaessa korkea kuormituspiikki. [24] 24 Kuva 4.5. Ilmastoinnin hintasignaaliin perustuva suoran ohjauksen vaikutus asiakkaan kuormituskäyrään kuumina kesäpäivinä. [24] Laatu hintatekijänä Asiakkaiden tarpeet sähkön laadulle saattavat vaihdella paljonkin, mutta toisin kuin muilla tuotteilla, sähkön laadulle ei ole valittavissa kuin paikallisen verkkoyhtiön tarjoama laatutaso. Joillekin asiakkaille sähkökatko saattaa aiheuttaa suuret tappiot tai sähkökatkon varalle joudutaan investoimaan varavoimaa. Myös herkät laitteet voivat vaatia hyvälaatuista sähköä ja huonolaatuista sähköä on hankala tai suhteellisen kallista asiakkaan itse parantaa. Toisilla asiakkailla taas sähkön laadulla ei ole ratkaisevaa merkitystä ja pienet sähkökatkotkaan eivät merkittävästi haittaa. Kansallisesti sähkön laadun vaatimukset asettaa sähkömarkkinalaki, mikä vaatii yleisesti sähkön laadun ja

35 toimitusvarmuuden vastaavan Suomessa noudatettavia standardeja. Sähkön laatua kannustetaan parantamaan sallimalla tällöin verkkoyhtiölle suurempi tuotto. Jakeluverkkoyhtiö voisi hinnoittelussaan ottaa huomioon sähkön laadun, asettamalla myymälleen parempilaatuiselle sähkönsiirrolle standardia korkeammat vaatimukset. Parempi sähkön laatu toteutettaisiin paikallisin ratkaisuin apuvälineinä hajautettu tuotanto, kaapelointi ja tehoelektroniikan komponentit. Myös yliaaltojen ja loistehon suodatus otettaisiin tällöin paremmin huomioon. [25] Sähkön tuotannon hinnoittelu Sähkön tuottajilta on veloitettava kuluttajien ohella yhtä lailla aiheuttamisperiaatteen mukainen maksu sähköverkon käytöstä. Sähkön tuotanto on kuitenkin sähkönjakeluverkon kustannusten aiheuttamisen suhteen hyvin erilainen kuin sähkön kulutus. Vaikka asiakas kuluttaisikin kaiken käyttämänsä sähkön, tarvitsee tämä siitä huolimatta yleensä liittymän jakeluverkkoon. Kuten sähkönkulutuksen, myös tuotannon hinnoittelu toteuttaa keskimäärin aiheuttamisperiaatteen, vaikka asiakkaiden aiheuttamissa kustannuksissa on suuria eroja. Sähkön tuotannon aiheuttamat kustannukset ovat hyvin tapauskohtaisia ja riippuvat muun muassa mihin jänniteportaaseen tuotanto on liittynyt, kuinka suuri on tuotannon nimellisteho ja paljonko tuotannon lähellä on kulutusta. Yleisesti tuotannon hinnoittelu jaetaan alueverkkoon liittyneeseen tuotantoon sekä muuhun suur- ja pientuotantoon, jonka välillä jako voidaan tehdä joko jänniteportaan tai nimellistehon mukaan. SVV:lla tuotannon maksut on tähän saakka jaettu jännitetasoittain (110 kv, 6-45 kv ja 0,4-1 kv). Alueverkkoon liittyneen tuotannon hinnoittelu jaetaan lisäksi tuottajiin, jotka antavat sähkönsä alueverkkoon sekä tuottajiin, jotka antavat sähkönsä alueverkon kautta kantaverkkoon tai muihin alueverkkoihin. ET:n suosituksessa jakeluverkkoon liittyneen tuotannon verkkopalvelumaksujen määrittämisperiaatteissa tuotannon hinnoittelu suositellaan jaettavaksi erikseen alueverkon sekä jakeluverkon nimellisteholtaan yli ja alle 1 MVA tuotantoon. [26] Pienimuotoisen tuotannon määritys nimellisteholtaan alle 1 MVA:ksi juontanee juurensa Fingridin hinnoitteluun, jossa yli 1 MVA tuotantolaitosten tuotanto vaikuttaa jakeluverkonhaltijan maksamiin kantaverkkomaksuihin. SVV:lla siirrytäänkin vuodesta 2010 lähtien tuotannon hinnoittelussa ET:n suosituksen mukaiseen rakenteeseen. Pientuotannon määrä on tällä hetkellä vähäinen, mutta on varauduttava, että pienimuotoinen tuotanto voi lain kannustimien ja ekologisen ajattelun myötä voimakkaasti tulevaisuudessa lisääntyä Lainsäädäntö Tuotannon hinnoittelun valtakunnallisen lainsäädännön suuntaviivat tulevat EU:n taholta, jonka pyrkimys on kannustaa erityisesti pientuotannon verkkoon liittymistä ja

36 toiminnanharjoittamista. Lisähuomion saavat uusiutuvilla energianlähteillä tuotettu sähkö, joka kannustimista johtuen tulee tulevaisuudessa lisääntymään. Suomessa sähkömarkkinalaki asettaa vaatimukset myös tuotannon siirtohinnoittelulle. Sähkömarkkinalain 14b :n 1 momentin 2 kohdassa on säädetty, että pienimuotoisen sähköntuotannon liittämisestä veloitettavalle maksulle ei saa sisällyttää sähköverkon vahvistamisesta aiheutuvia kustannuksia. Pienimuotoinen sähkön tuotanto on määritelty voimaantulleella lainmuutoksella (3 :n momentti 10) koskemaan sähköntuotantolaitosta tai usean sähköntuotantolaitoksen muodostamaa kokonaisuutta, jonka teho on enintään 2 MVA. Alun perin lain muutoksessa 624/2007 pienimuotoisuudella tarkoitettiin kaikkea enintään 20 kv verkkoon liittynyttä tuotantoa. [8] Tuotannon siirtomaksuja koskeva asia on säädetty sähkömarkkinalain 14 :n 1 momentin 2 kohdassa, jonka mukaan jakeluverkoissa sähkön tuotannolta veloitettavilla siirtomaksuilla tulee kattaa suhteellisesti pienempi osuus sähköverkon kustannuksista kuin sähkön kulutukselta laskutettavilta siirtomaksuilla. Edelleen voimaan tulleessa valtioneuvoston asetuksessa sähkömarkkinoista (65/2009) säädetään 5 :ssä sähköntuotannon siirtomaksuista, että jakeluverkoissa sähköntuotannon siirtomaksun tulee perustua energiamäärään ja jakeluverkonhaltijan yksittäiseen liittymään sijoittuvalta sähköntuotannolta veloittama siirtomaksu ei saa ylittää keskimäärin 0,07 snt/kwh vuodessa. Edellä mainitut koskevat sekä pieni- että suurimuotoista tuotantoa. [8] Verkon kustannukset Verkon kustannukset tulee riittävällä tarkkuudella jakaa aiheuttamisperiaatteen mukaisesti tuottajien toiminnasta aiheutuviin kustannuksiin, kuitenkin siten, että lain vaatimukset toteutuvat. Suuri osa kustannuksista on sähkön käytölle ja kulutukselle yhteisiä, jotka on jaettava jonkin välillisen ajurin mukaan. Lisäksi on kustannuksia, joita jakeluverkon kulutus tai tuotanto vähentää molempien tai toisen osalta. Jos sähköntuottajia on verkkoyhtiöllä vain muutamia, voidaan kustannukset laskea jokaisen tuottajan kohdalla erikseen. Lopullinen siirtomaksu saadaan, kun kustannusten summa jaetaan laskennallisella vuosienergialla. Tulevaisuudessa etenkin pientuotannon määrän lisääntyessä asiakaskohtaisten kustannusten laskeminen on kuitenkin liian työlästä. Kustannuspaikkoina on perusteltua pitää samoja kuin sähkön siirrossa eli alueverkko, sähköasemat, keskijänniteverkko, jakelumuuntamot, pienjänniteverkko ja asiakas. Tuotantolaitosten tuottaman sähkön voidaan ajatella kulutettavan siinä verkkoportaassa, mihin tuottaja on liittynyt. Alueverkkoon liittyneille tuottajille tulee kohdistaa alueverkon kustannukset, mutta jakeluverkkoon liittyneille tuotantolaitoksille alueverkon kustannuksia ei ole yleensä perusteltua kohdistaa. Toisaalta voi myös olla tilanne, jolloin lähelle sähköasemaa keskijänniteverkkoon liittyneen tuotantolaitoksen sähkö siirretään alueverkon kautta toisen sähköaseman alueelle. Mikäli tuotanto ylittää sähköverkkoyhtiön alueen kulutuksen, joudutaan sähkö siirtämään myös kantaverkkoon, jolloin sähkön annosta joudutaan maksamaan Fingridille. SVV:lla kantaverkkoon annetun sähkön määrä voidaan olettaa toistaiseksi

37 pysyvän nollana. Jakeluverkkoon liittyneen pientuotannon sähköä ei yleensä siirretä kantaverkkoon, minkä vuoksi pienvoiman tuotanto vähentää siirron tarvetta kantaverkosta jakeluverkkoon. Tämä kustannussäästö tulee kohdistaa pientuottajien siirtomaksuun. [27] Tuotantolaitoksen vaikutus siirtohäviöihin jakeluverkon eri osissa ja eri kuormitustilanteissa on erilainen. Tuotanto kuitenkin pienentää verkon niin sanottujen pullonkaulatilanteisiin varautumisesta aiheutuneita kustannuksia, jos tuotannon saatavuuteen voidaan luottaa huippukuormitustilanteissa. Tuotanto myös vähentää verkon siirtohäviöitä olettaen, että tuotannolle on tarpeeksi kulutusta liittymispisteen lähellä. Mitä lähempänä tuotanto on kulutusta, sitä enemmän se vähentää kokonaisverkostohäviöitä. Voimalaitoksen vaikutus edeltävän verkoston häviöihin voidaan selvittää rajakustannuksina laskemalla häviöt ilman voimalaitosta ja voimalaitoksen kanssa. Asiakaskustannusten suhteen tuottaja voidaan rinnastaa asiakkaaksi siinä missä kuluttajakin, jolloin asiakaskustannukset voidaan jakaa asiakkaiden määrän suhteessa Siirtohinnoittelun rakenne Tuotannolta veloitettava siirtomaksu tulee perustua energiamäärään, mikä ei siis saa ylittää keskimäärin 0,07 snt/kwh vuositasolla. Siirtohinta voi olla erisuuruinen eri ajankohtina. Esimerkiksi jako talvipäivän ja muun ajan suhteen vastaa hyvin jakeluverkkoyhtiön kustannuksia, koska myös kantaverkkomaksut ja siirtohäviöt vaihtelevat ajankohdan mukaan. Yksihintainen energiamaksu sisältää verkkoyhtiön kannalta riskin, koska se ei sisällä kannustinta energian tuottamiseen talvipäivinä, jolloin se verkkoyhtiön kannalta olisi suotuisinta. SVV:lla alle 1 MVA tuotannon siirtomaksu on yksiaikainen, mutta yli 1 MVA tuotannolla oman tuotannon kulutusmaksu siirtomaksu on erihintainen talvella ja kesällä. [28] Myös alueverkkoon liittyneeltä tuotannolta veloitetaan oman tuotannon kulutusmaksu kulutetun energian suhteessa. Oman tuotannon kulutusmaksu veloitetaan sähköenergiasta, joka sekä kulutetaan että tuotetaan sähköntuotannon liittymän takana. Maksu perustuu verkkoyhtiön maksamiin kantaverkkomaksuihin.[26]

38 28 5. SIIRTOHINTOJEN LASKENTAPROSESSI Diplomityön tavoitteena on ollut kehittää SVV:lle siirtohintojen aiheuttamisperiaatteen toteuttava laskentamenetelmä sekä taulukkolaskentaohjelma siirtohintojen laskentaan. Laskentaohjelma tulisi olla kustannusvastaavuudeltaan riittävän tarkka, mutta tarpeeksi selkeä käyttää ja tulevaisuudessa muokattavissa. Äärimmäiseen tarkkuuteen ei voida kaikilta osin pyrkiä, koska siirtohinnoittelu on prosessina hyvin monitahoinen ja hintoja tullaan lopulta muokkaamaan siirtohinnoille asetettujen muiden vaatimusten toteutumiseksi. Siirtohintojen laskentaprosessin periaatteellinen eteneminen on kuvattu kuvassa 5.1.

39 Kuva 5.1. Siirtohinnoittelun laskentaprosessi. 29

40 5.1. Kustannuslaskentamenetelmät 30 Sähkönjakelulle on tyypillistä, että suuri osa kustannuksista on yhteisiä eri asiakasryhmille ja jako voidaan tehdä vain keinotekoisin, usein tulkinnanvaraisin perustein. Kustannuslaskennan tavoitteena on tehdä tämä jako mahdollisimman oikeudenmukaisesti, mikä on siis myös sähkömarkkinalain vaatimuksena. [29] Jakeluverkkoyhtiön kustannuksia ei ole mahdollista jakaa suoraan siirtotuotteille, jonka vuoksi kustannukset kohdistetaan ensin kustannuspaikoille. Kustannuspaikat ovat luonteeltaan sellaisia, että niiden avulla voidaan määrittää kuinka suuren osan kustannuspaikan kapasiteetista siirtotuotteen asiakkaat käyttävät. Kunkin kustannuspaikan kapasiteetin käyttö voidaan määrittää kustannuspaikalle sopivalla kustannusajurilla. Siirtohintojen laskennassa käytetään perinteisesti joko keskikustannuslaskentaa tai rajakustannuslaskentaa. Laskentamenetelmässä kustannukset jaetaan kustannuspaikkaa käyttävien asiakkaiden, kustannuspaikkaa kuormittavan energian tai tehon määrällä. Lopullisia siirtohintoja laskettaessa hinnat voidaan muodostaa asiakkaan käyttämien yksiköiden myötä. Kustannuslaskentamenetelmän valintaan vaikuttaa yrityksen toimintaympäristö, tarvittavien tietojen saatavuus, kustannusten kohdistamisperiaate ja tarvittava tarkkuus. Eri kustannusryhmille voidaan käyttää myös eri laskentamenetelmiä, mitä onkin joskus hyvä käyttää hyödyksi niihin soveltuvissa tilanteissa Keskikustannuslaskenta Keskikustannuslaskenta on menetelmänä selkeä ja laskennan kannalta helppokäyttöinen. Keskikustannuslaskennassa kustannuspaikan kustannukset jaetaan mitoitussuureella, joita jakeluverkkoyhtiön tapauksessa ovat yleensä teho, energia tai asiakasmäärä. Kustannuksina käytetään yleensä toteutuneita tai tulevan vuoden budjetoituja kustannuksia. Keskikustannuslaskennassa yksikkökustannukset laskevat käyttöasteen lisääntyessä, kunnes saavutetaan toiminnan optimipiste ja tämän ylitettyä kustannukset nousevat jyrkästi. Keskikustannuslaskenta antaa sitä totuudenmukaisemman tuloksen mitä tasaisempaa on kustannuspaikan kustannuksien muodostuminen vuositasolla.[12],[16] Rajakustannuslaskenta Rajakustannuksella tarkoitetaan kustannuksia, jotka aiheutuvat toiminta-asteen nostamisesta yhdellä yksiköllä. Matemaattisesti kuvattuna rajakustannukset on kokonaiskustannusten kuvaajan kulmakerroin. Yleisesti rajakustannuslaskenta mielletään aiheuttamisperiaatteen paremmin toteuttavaksi menetelmäksi, koska erilaisissa tilanteissa toimintaasteen nostamisesta voi aiheutua hyvin erilaisia kustannuksia. Sähköverkkoyhtiön toimiessa lähellä kapasiteetin ylärajaa yhtiölle aiheutuu suuria kustannuksia verkon vahvistamisesta. Tällöin rajakustannukset nousevat jyrkästi. Rajakustannusten heilahte-

41 lut ovat sitä suurempia mitä lyhyemmältä ajalta vuosikustannuksia käytetään. Usein verkkoyhtiön kustannuslaskennassa on katsottu olevan perustellumpaa käyttää pitkän ajan rajakustannuksia, koska investoinnit ovat suuria ja pitkäkestoisia ja täten myös vuosittaiset vaihtelut voivat muodostua suuriksi.[12] Matemaattisesti rajakustannus saadaan regressiosuoran kulmakertoimesta, mikä on sovitettu pienimmän neliösumman menetelmällä vuosittaisiin kustannusten rahamääriin. Jotta eri vuosien kustannukset olisivat keskenään vertailukelpoisia, täytyy ne muuttaa laskentavuoden rahanarvoon. Energiamarkkinavirastonkin käyttämä rakentamisindeksi soveltuu tähän parhaiten. Rajakustannuslaskenta sisältää aina tulevaisuuteen liittyvän epävarmuustekijän, koska kustannusten laskennassa tulee ottaa huomioon tulevien vuosien tulosraportit ja kulutusennusteet tietämättä hinnoittelulla katettavien kustannusten tarkkaa kehitystä. [30] Tietynlaisissa, esimerkiksi sähkön käytön nollakasvuisessa toimintaympäristössä toimiville yrityksille ongelman aiheuttaa myös negatiivinen rajakustannus. Tällainen tilanne saattaa syntyä esimerkiksi alueella, jossa sähkönkäyttö ja -käyttöpaikat vähenevät Laskentamenetelmän valinta Keskikustannuslaskenta sopii melko hyvin kaikille kustannuspaikoille SVV:n toimintaympäristössä, koska yhtiön kustannukset ovat pysyneet melko tasaisena tai joidenkin kustannuspaikkojen osalla kustannukset ovat jopa laskeneet. Kustannusten laskun voi aiheuttaa maaseudun väestön väheneminen, sähkön käytön vähäinen tai jopa negatiivinen kasvu, teknologian kehitys ja yrityksen sisäisen tehokkuuden tuomat säästöt. Toisaalta kustannuksiin nousupaineita aiheuttaa verkon vanheneminen ja etäluettavien mittareiden vaatimat investoinnit. Keskikustannuslaskennan hyviä puolia ovat myös tarvittavien lähtötietojen pienempi määrä. Keskikustannuslaskennassa riittää, kun saatavilla on laskettavan vuoden kustannukset. Koska laskenta tapahtuu yleensä tulevan vuoden budjetoidulla arvoilla, laskentaan sisältyy siitä johtuva epävarmuustekijä. SVV:n siirtohintojen laskennassa käytetään toimintaympäristöön paremmin soveltuvaa keskikustannuslaskentaa. Tällöin vältytään myös kustannuspaikkojen kustannusten historiatietojen ja ennusteiden keräämiseltä, joka muodostuisi hankalaksi ja sisältäisi todennäköisesti paljon virhettä. SVV:n hinnoittelupolitiikkaan on lisäksi kuuluvut viime vuosina hintojen tarkistus lähes vuosittain.

42 32 6. KUSTANNUSLASKENTA Diplomityössä kehitettävän siirtohinnoittelun laskentamenetelmän sisältävä kustannuslaskenta on tehtävä mahdollisimman tarkaksi, mutta silti tulevaisuudessakin mahdollisimman helposti toistettavaksi. Jakeluverkkoyhtiön tapauksessa aiheuttamisperiaatteen mukainen kustannusten jako suoraan siirtotuotteille on vaikeaa, ellei jopa mahdotonta. Tämän vuoksi apuna käytetään kustannuspaikkoja, joiden kautta kustannukset siirtotuotteille jaetaan. Kustannusten jako kustannuspaikoille on selkeämpää, sillä tulos- ja budjettiraportissa suuri osa toiminnoista on kustannuspaikkakohtaisia ja kustannuspaikoilta kustannukset voidaan jakaa käytön suhteessa siirtotuotteille aiheuttamisperiaate toteutuen. Siirtohintojen laskennassa käytettävät kustannukset ovat ennustettavissa viimeisten vuosien toteuman avulla. Sen sijaan kulutus-, ja asiakasmäärät ovat seuraavan vuoden ennusteita, joten ne sisältävät virhettä, mutta jakeluverkkoyhtiön tapauksessa nämäkin lähtötiedot ovat melko hyvin ennustettavissa. Kustannuslaskenta voidaan jakaa kahteen vaiheeseen, jotka ovat kustannusten jako kustannuspaikoille ja kustannusten jako edelleen siirtotuotteille. Tässä luvussa perehdytään ensimmäiseen vaiheeseen, jonka tavoitteena on kohdistaa yrityksen kustannukset mahdollisimman tarkasti kustannuspaikoille. Tämä voidaan jakaa vielä karkeasti kolmeen vaiheeseen; kustannusanalyysi, kustannuspaikkojen määritys ja ajurien valinta sekä kustannusten kohdistaminen kustannuspaikoille. Kustannusanalyysissä kustannukset jaetaan myös kustannusten luonteen mukaisiin, osittain hintakomponentteja vastaaviin ryhmiin. Siirtohinnoittelun kustannusvastaavuuteen päästään tarkalla kustannuslaskennalla. Tarkkuudessa tulee pyrkiä optimaaliseen tasoon, koska epätarkka laskenta aiheuttaa virhettä lopputulokseen, mutta turhan tarkasta laskennasta ei ole lopputuloksen kannalta hyötyä ja se tekee laskennasta liian monimutkaisen. Kustannuslaskenta on toteutettava yrityskohtaista kirjanpitoa mahdollisimman hyvin hyödyntäväksi, selkeäksi ja mekaaniseksi prosessiksi, jolloin kustannuslaskenta on helpommin toteutettavissa uudelleen tulevaisuudessa. [12],[16] 6.1. Kustannusanalyysi Kustannusanalyysissä selvitetään ensin sähkön siirrosta aiheutuvat kustannukset. Kaikkia verkkoyhtiön kustannuksia ei voida ajatella aiheutuvan siirtotoiminnasta eikä näitä kustannuksia kateta siirtotuloilla. Laskettavan vuoden lähtötiedot saadaan budjettiraportista, jossa kulut on eritelty toiminnoittain. Budjettiraportin rakenne pysyy oletettavasti tulevaisuudessakin samana, joten kustannusanalyysi voidaan toteuttaa

43 mekaanisesti uudelleen vuosittain. Mahdolliset uudet menotoiminnot kirjanpidossa on lisättävissä laskentasovellukseen. Samalla on määritettävä toiminnon kohdistamisperusteet kustannuspaikoille. Kustannusanalyysi tulisi tehtävä uudelleen aina uusia siirtohintoja laskettaessa, koska kustannusrakenne kustannuspaikkojen kesken saattaa muuttua. Jakeluverkkoyhtiön kustannukset jaetaan myös kustannusten luonteen mukaisiin kustannusryhmiin, joiden avulla kustannukset voidaan myöhemmin kohdistaa oikeisiin siirtotuotteiden hintakomponentteihin. Näitä kustannusrymiä käsitellään seuraavissa kappaleissa Operatiiviset kustannukset Jakeluverkkoyhtiön operatiiviset kustannukset ovat varsinaisesta toiminnasta syntyviä kuluja. Hallinnon kustannukset on rinnastettu asiakaskustannuksiin, vaikka ne ovat myös operatiivisia kustannuksia. Verkkotoiminnan operatiivisia kuluja ovat jakeluverkoston kunnossapito-, suunnittelu- ja käyttökustannukset, jotka ovat pääasiassa palkkakuluja. Muita operatiivisia kustannuksia ovat muun muassa toimitilojen, sähköasemien sekä muuntamoiden rakennusten ja tonttien vuokrakustannukset sekä johtoaluesopimukset.[12] Kustannuseristä häviöt ja kantaverkkomaksut pilkotaan osiin, koska ne sisältävät luonteeltaan sekä kiinteän että energian käytöstä riippuvan erän. Tyhjäkäyntihäviöt, joiden suuruus riippuu muuntajan koosta, lasketaan operatiivisiin kustannuksiin. Tyhjäkäyntihäviön energian määrä saadaan laskettua riittävän tarkasti verkostolaskennan avulla, mutta ellei yhtiön maksamaa häviösähkön hinta ei ole kiinnitetty, se on arvioitava, jolloin siihen liittyy epävarmuutta. Kantaverkkomaksujen kiinteän osan muodostava liityntäpistemaksu lasketaan myös operatiivisiin kustannuksiin Pääomakustannukset Pääomakustannukset koostuvat poistoista ja korkokuluista. Verkkoyhtiö joutuu toiminnassaan tekemään suuria kertaluonteisia investointeja pääasiassa jakeluverkkoon, joille täytyy hankkia rahoitus hankinta-ajankohtana. Rahoitus koostuu yrityksen omasta ja vieraasta pääomasta. Omasta pääomasta ei aiheudu yritykselle kustannuksia, mutta toisaalta se menettää tuotot, jotka se voisi saada investoimalla tai sijoittamalla pääoman muuhun kohteeseen. SVV:n tavoitteena on ollut rahoittaa investointinsa liittymismaksu- ja tulorahoituksella, jolloin korkokuluja ei ole käytännössä syntynyt. SVV:lla liittymismaksut ovat siirto- ja palautuskelpoisina luonteeltaan korotonta lainaa uusilta pysyviltä liittyjiltä. Pääsulakekokoaan tai liittymistehoaan suurentavilta pysyviltä liittymiltä saatavat lisäliittymismaksut ovat myös luonteeltaan korotonta vierasta pääomaa. Täten korkokustannuksia aiheutuu ainoastaan mahdollisia isoja hankkeita varten otetusta vieraasta korollisesta pääomasta. Vieraan pääoman korkoon vaikuttaa markkinakorko, jonka

44 päälle lisätään lainanantajan yritykselle määrittämä riskilisä. Poistojen suuruus määräytyy jakamalla investointi sen pitoajalla. Verkon komponenttien pitoaika on valittu EMV:n ennalta antamilta pitoaikaväleiltä, jonka puitteissa teknistaloudellinen pitoaika määritellään tapauskohtaisesti. Teknistaloudellinen pitoaika on yleensä lyhempi kuin tekninen pitoaika, ja siihen vaikuttaa suuresti esimerkiksi alueen sähkönkulutuksen kasvu.[31] Periaatteessa investointi tulisi tehdä silloin, kun se on sähköteknisesti ja kokonaistaloudellisesti edullisin ratkaisu. Investointien taloudellista vertailua vaikeuttaa kuitenkin se, että esimerkiksi korkotason, häviösähkön hinnan ja sähkön laadun paranemisen rahallinen arvo on vaikeasti määriteltävissä. Verkkoyhtiön strateginen linja investointitason suhteen vaikuttaa myös investointiherkkyyteen. Esimerkiksi uuden sähköaseman rakennuttaminen voidaan korvata sähköverkon vahvistamisella, jolloin säästytään investointikustannuksissa, mutta sitoudutaan suurempiin häviö- ja keskeytyskustannuksiin vuosiksi eteenpäin. [31] Investointitasoon vaikuttava tekijä on myös lainsäädäntö ja valvontamalli. Nykyisin käytössä oleva valvontamalli kannustaa jopa yli-investointeihin, koska investoinnit vaikuttavat kohtuulliseen tuottoon verkon nykykäyttöarvon, sähkön laadun ja operatiivisten kulujen kautta. Verkkoyhtiön toimintaan liittyy paljon sellaisia toimintoja, jotka voidaan perustellusti kirjata joko investoinneiksi tai kuluiksi. Investointeja suosivan yhtiön keinona voi olla myös toimintojen ulkoistaminen.[31] Energian määrästä riippuvat kustannukset Nykyisen hinnoittelumallin perustana on ajatus, että asiakas ostaa sähkösopimusta tehdessään tarvitsemansa tehon mukaisen siirtokanavan jakeluverkosta. Siirtokanavan kustannukset kohdistetaan tällöin tehomaksuun ja energian määrästä riippuvia kustannuksia ovat ainoastaan kuormitushäviöt, kantaverkkomaksut pois lukien liityntäpistemaksut sekä osin loissähkön aiheuttamat kustannukset. Lisäksi verkonhaltija joutuu maksamaan sähkön siirrosta myös niille verkkoyhtiöille, joiden kautta sähköä siirretään. [12] Energian määrästä riippuvat kustannukset ovat voimakkaasti kausiriippuvaisia, joten ne tulee jakaa kustannusanalyysissä kesä- ja talvikaudelle. Fingridin kantaverkkomaksun kulutusmaksu on 100 % kalliimpi talvi- kuin kesäkaudella. Häviöenergian suhteellinen osuus siirretystä energiasta on talvikaudella suurempi olosuhteiden ja suuremman kuormituksen vuoksi ja lisäksi ostettavan häviösähkön hinta on talvella kalliimpi. Kustannusten kausijako helpottaa vuodenajasta riippuvan energian kustannusvastaavaa hinnoittelua. Sen sijaan eri vuorokauden ajalla siirretylle energialle ei saada juurikaan eroa välittömistä kustannuksista, vaan hinnan ero voidaan perustella tehokapasiteetin tasaamisesta aiheutuvista säästöistä.

45 Asiakas- ja hallintokustannukset Asiakas- ja hallintokustannusten suurimmat kustannuserät muodostuvat asiakaspalvelua tukevista toiminnoista ja hallinnon kustannuksista. Lisäksi laskutus, markkinointi, kehitysprojektit, henkilöstöasiat ja sähkötaseiden ylläpidon kustannukset on kohdistettu tähän ryhmään. Asiakas- ja hallintokustannukset ovat luonteeltaan melko kiinteitä, mutta asiakasmäärään verrannollisia kustannuksia. Täten on perusteltua kohdistaa kustannukset perusmaksuun. Siirtotuotteille voidaan määrittää painokertoimet, koska siirtotuotteiden asiakkaat ovat asiakaskäyttäytymiseltään erilaisia. Edelleen parempaan kustannusvastaavuuteen päästään, kun laskutuksesta aiheutuvat kustannukset jaetaan siirtotuotteen keskimääräisen asiakkaan laskutustiheyden mukaan. SVV ostaa osan asiakaspalvelun ja hallinnon palveluista konsernilta ja osan tekee itse. Hallinnon keskittämisellä konserniin saavutetaan kustannussäästöjä kaikissa emoyhtiön osakkuusyhtiöissä Kustannuspaikat Kustannusten kohdistamisessa siirtotuotteille käytetään apuna kustannuspaikkoja, joiksi tässä työssä on valittu kuvan 6.1 mukaisesti alueverkko, sähköasemat, keskijänniteverkko, jakelumuuntajat, pienjänniteverkko, mittaus ja asiakas.

46 36 Kuva 6.1. Kustannuspaikkajaon periaatteellinen malli. Edellä mainituille kustannuspaikoille kustannusten kohdistaminen on pääosin selkeää, koska kirjanpidossa osa kustannuksista on ryhmitelty näille kustannuspaikoille. Kustannukset voidaan edelleen vyöryttää siirtotuotteille kustannuspaikkojen käytön suhteessa käyttöä mahdollisimman hyvin vastaavien toimintoajurien avulla. Asiakasta lukuun ottamatta kustannuspaikat ovat osa sähköverkkojärjestelmää, joten rajojen vetäminen näiden välillä ei välttämättä ole yksikäsitteistä. Kustannuspaikkojen ominaisuuksia on kuvailtu seuraavissa kappaleissa Kustannusten kohdistaminen kustannuspaikoille Kustannusten kohdistamisessa tavoitteena on löytää mahdollisimman tarkat jakoperusteet, joilla kustannukset kohdistetaan kustannuspaikoille. Kustannuserien kohdistamisen tarkkuus tulisi olla sitä parempi mitä suurempi on kustannuserän rahallinen arvo.

47 Tulevaisuudessa kohdistamisperiaatteet on hyvä tarkistaa muuttuneen tilanteen mukaiseksi. SVV:n kustannusten selvittämisessä käytetyssä budjettiraportissa kustannukset on jaettu kirjanpidon mukaisiin toimintoihin. Osa toiminnoista on yksikäsitteisesti kohdistettavissa tiettyyn kustannuspaikkaan, kun taas osa toiminnoista sisältää usean kustannuspaikan kuluja. Näille kuluerille pyritään löytämään mahdollisimman hyvin niitä kuvaavat kustannusajurit. Ajuri voidaan määrittää muiden kulujen perusteella, jolloin kohdistuskertoimet muuttuvat kulujen mukaisesti. Vaihtoehtoisesti kohdistamisperusteet voidaan määrittää toiminnosta vastaavan asiantuntijan kokemusperäiseen arvioon perustuen Välittömät kustannukset Välittömät kustannukset ovat kustannuksia, jotka voidaan suoraviivaisesti kohdistaa tietylle kustannuspaikalle. Näiden kuluerien kohdistaminen ei tuota ongelmaa, mutta on tunnistettava, mitkä ovat näitä kustannuseriä. Jakeluverkon kustannuksista SVV:n kirjanpidossa on eritelty kustannuspaikoille vahvistus- ja muutostöiden, viankorjauksen ja kunnossapidon kustannukset. Suurin osa asiakaskustannuksista on myös välittömiä kustannuksia Välilliset kustannukset Välillisten kustannusten kohdistaminen on laskennan työtä vaativa ja aina myös jonkin verran epätarkkuutta aiheuttava osuus. Välilliset kustannukset voidaan jakaa kustannuspaikoille muiden kustannusten ja kokemusperäisen tiedon perusteella. Näiden lisäksi voi olla kohdistamisperusteeltaan selittämättömiä kustannuseriä, jotka voidaan kohdistaa asiakaskustannuksiin. Diplomityössä kehitetyssä laskentaosovelluksessa niille välillisille kustannuserille, joiden kohdistaminen riippuu joistain muista kulueristä, on määritetty laskentakaavat kohdistuskertoimen määrittämiseksi. Tällöin ohjelmisto laskee automaattisesti uudet kohdistuskertoimet, kun laskenta toistetaan uusilla lähtöarvoilla. Tällaisia kustannuseriä ovat esimerkiksi varallaolo, jonka kohdistamisperusteena on käytetty verkonosien viankorjauskustannuksia, ja korkokulut, jotka on kohdistettu poistojen suhteessa. Kustannuserille, joille ei voitu määrittää riippuvuutta muista tekijöistä, asetettiin kiinteät kohdistuskertoimet. Näiden kohdistuskertoimien määrityksessä käytettiin apuna kirjallisuudessa määritettyjä arvoja ja kyseisten toimintojen asiantuntijoiden kokemusperäisiä arvioita. Tällaisia toimintoja ovat esimerkiksi sähköverkon sähkötekninen suunnittelu ja karttojen ylläpito. Kustannuserän jakautuminen kustannuspaikoille voidaan myös laskea muilla tavoin, vastaavasti kuin esimerkiksi häviöt on laskettu verkkotietojärjestelmän avulla.

48 Lopputuloksen kannalta suurien kustannuserien ajurien tarkkuuteen tulee panostaa enemmän kuin pienempien. 38

49 39 7. KULUTUSANALYYSI Kustannuspaikoille kohdistetut kustannukset on seuraavaksi vyörytettävä aiheuttamisperiaatteen mukaisesti siirtotuotteille. Koska verkon mitoitus ja siten kustannukset määräytyvät tehohuipun mukaan, käytetään verkon kustannuspaikkojen kustannusten kohdistamisessa siirtotuotteiden osallistuvaa tehoa kustannuspaikkojen arkipäivän kuormitetuimpien tuntien aikana. Kulutusanalyysissä määritetään ensiksi siirtotuotteiden kuormituskäyrät, jotka kuvaavat tehon aikariippuvuuden P = P( t). Seuraavaksi määritetään kustannuspaikkojen kuormituskäyrät, jolloin saadaan selvitettyä osallistuvat tehot. Sulaketuotteiden tehomaksu sisällytetään loppuvaiheessa perusmaksuun, jonka vuoksi perusmaksu on porrastettu pääsulakkeen koon mukaan. Sulakekohtaiset tehomaksut voitaisiin määrittää suoraan sulakkeen mahdollistaman tehon mukaan, mutta tämä ei ole oikeudenmukaista, koska yleensä pienet pääsulakkeet ovat enemmän ylimitoitettuja kuin suuret pääsulakkeet. Tämän vuoksi sulakekoon ei voida olettaa korreloivan riittävän hyvin huipputehoa. Perusmaksujen oikeudenmukaisempaan hinnoitteluun päästään, kun selvitetään sulakeasiakkaiden keskimääräinen huipputeho näiden kuormituskäyrän avulla. Sulakkeiden tehomaksu määritetään tämän huipputehon perusteella Siirtotuotteiden kuormituskäyrien muodostaminen Tässä työssä siirtotuotteiden kuormituskäyrät muodostetaan periaatteessa siirtotuotteen kaikkien yksittäisten asiakkaiden yhteenlasketuista kuormituskäyristä. Koska kaikille asiakkaille ei kuitenkaan ole omia kuormituskäyriä, laskennassa käytetään 81 käyttäjäryhmälle tilastollisesti määritettyjä kuormituskäyriä, jotka ovat Sähköenergialiitto ry SENER:in vuonna 1992 sekä VTT:n vuonna 2000 ja 2003 muodostamia. Jokaiselle käyttäjäryhmän kuormituskäyrää mallinnetaan indeksisarjamatriisilla, jossa kukin rivi kuvaa yhtä kahden viikon jaksoa ja sarakkeet kuvaavat tuntivaihtelun kolmena päivätyyppinä (arki, aatto, pyhä). Ensimmäinen sarake kuvaa kaksiviikkoisjaksojen keskinäistä vaihtelua ja loput kolmen päivätyypin 24 tuntia, josta saadaan sarakkeiden lukumäärä 73 ( = ). Indeksisarjan avulla ajankohdan i tuntikeskiteho voidaan laskea kaavalla (1).

50 40 P ri Er Qri qri =, (1) jossa P = käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava tuntikeskiteho ri E = käyttäjäryhmän r vuosienergia r Q = käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava 2-viikkoindeksi ri q = käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava tunti-indeksi [32] ri Hajonnan huomiointi Edellä kuvatulla tavalla lasketut siirtotuotteiden indeksisarjat on laskettu käyttäjäryhmien keskitehoa kuvaavista indeksisisarjoista, jotka kuvaavat suuren sähkönkäyttäjäjoukon keskimääräistä käyttäytymistä. Yksittäisen sähkönkäyttäjän sähkönkäytössä esiintyy voimakastakin satunnaisvaihtelua ja tämä vaihtelu huomioidaan sähköverkkoa mitoitettaessa hajonnan avulla. [33] Jokaiselle käyttäjäryhmälle on laskettu mittausdatasta hajonta, joka kerrotaan vakiolla halutun luottamusvälin saamiseksi. Hajonnan merkityksen tarkastelu on tärkeää, koska siirtotuotteiden hajonnat muodostuvat erisuuruisiksi ja hajonnan vaikutus eri verkonosissa on oletettavasti hyvin erilainen. Pienjänniteverkon mitoituksessa SVV käyttää sähkönkäyttäjälle 97,5 % varmuusmarginaalia, mikä vastaa keskihajontaa 1,9-kertaisena, kun sähkönkäyttäjien kulutuksen oletetaan noudattavan normaalijakaumaa. Käyttäjämäärän kasvaessa hajonnan satunnaisvaihtelusta aiheutuvan hajonnan merkitys vähenee ja usean (n) samantyyppisen sähkönkäyttäjän huipputeho voidaan laskea kaavan (2) avulla. Pmax = n P + za n σ, (2) jossa P = keskiteho z = varmuusmarginaalia a vastaava kerroin a σ = käyttäjäryhmäkohtainen keskihajonta Hajonnan vaikutuksen selvittämiseksi voidaan huipputehot laskea eri käyttäjämäärillä, kun asiakkaan keskitehon oletetaan olevan 1 ja hajonnan 50 % keskitehosta, joka kuvaa hyvin tyypillisen käyttäjäryhmän hajonnan suurusluokkaa. Luottamusvälinä käytetään SVV:n käyttämää arvoa 97,5 %. Näillä arvoilla lasketut tulokset on esitetty taulukossa 7.1.

51 41 Taulukko 7.1. Hajonnan vaikutus huipputehoon sähkönkäyttäjämäärän kasvaessa. N P max P haj P 1 2,0 P 100 % 10 13,2 P 32 % ,0 P 10 % ,6 P 3 % Tulosten perusteella voidaan tehdä johtopäätös, että alueverkko, sähköasema ja keskijännitetasolla hajontaa ei ole tarpeellista käyttää, koska asiakasmäärät ovat tuhansia tai keskijänniteverkossa muutamaa poikkeusta lukuun ottamatta vähintään satoja. Sen sijaan jakelumuuntamotasolla sähkönkäyttäjien määrä vaihtelee yhdestä neljäänsataan ja on keskimäärin yksitoista, mediaanin ollessa 4. Jakelumuuntajatasolla hajonnan vaikutus tulisi siis huomioida kaavan (2) mukaisesti, jossa N = 4 ja z = 1,9. Laskennassa päästään riittävällä tarkkuudella samaan lopputulokseen, tekemällä oletus N = 1 ja z = 1. Tällöin hajonnan indeksisarja voidaan summata suoraan keskitehon a indeksisarjaan, mikä suoraviivaistaa laskentaa. a Lämpötilakorjaus Indeksi- ja hajontasarjasta lasketut summasarjat kuvaavat kyseisen ryhmän tehon luottamusvälillä lisättyä odotusarvoa normaalilämpötilassa, jona käytetään pitkän aikavälin lämpötilakeskiarvoa. [32] Kuormituksen ja lämpötilan riippuvuus on varsin monimutkainen ilmiö, johon vaikuttavat muun muassa lämpötilariippuvuuden epälineaarisuus, aikavaihtelut, lämpötilan vaikutuksen viive ja kuormituksen ohjattavuus. Etenkin kuormituksen ohjattavuus on ongelmallinen, kun esimerkiksi varaavat lämmittimet kytketään päälle sähkön hinnan vaihtuessa (tavallisesti klo 21 tai 22), jolloin teho ei noudata lämpötilan muutosta ainakaan vuorokausitasolla tarkasteltuna.[32] Yleisesti käytössä oleva lämpötilariippuvuuden teoreettinen malli on yksinkertaistettu, jonka vuoksi tarkkuudesta on tingitty. Mallissa jokaiselle kuormituskäyräryhmälle on neljä vuodenajasta riippuvaa lämpötilariippuvuutta kuvaavaa parametria. Vuorokauden sisäisiä vaihteluita ei ole täten mallinnettu ja kaikilla käyttäjäryhmille on käytetty samaa aikaviivettä. Lisäksi kuormitusten kyllästymisen vuoksi lämpötilapoikkeaman ylärajaksi on asetettu C. [32] Siirtohintojen laskennassa merkitsevä suure on huipputunnin teho, joka ilmenee lähes kaikissa verkon osissa talven kovimpien pakkasjaksojen aikana. Lämpötilan vaikutus tehoon on käyttäjäryhmästä riippuen noin 0 3,5 % / C, joten ilman lämpötilakorjausta laskettuun huipputehoon voi muodostua käyttäjäryhmästä riippuen jopa 34

52 % virhe, kun lämpötila poikkeaa kuukauden keskilämpötilasta 15 C tai enemmän. Keskimäärin asiakkaat jakautuvat siirtotuotteille käyttäjäryhmittäin, joten virhe siirtyy tällöin lähes kokonaan kyseiselle siirtotuotteelle. Kuormitetuimman päivien arvioidaan olevan noin 10 astetta keskiarvoa kylmempiä, joten tässä työssä lämpötila huomioidaan käyttäen oletusta, että jokainen laskettava kuormitushuipun tunti osuu talvikauden kuormitetuimman viikon arkipäivälle, jonka edeltävänä päivänä lämpötila on poikennut -10 C normaalista. Laskennallisesti tämä tarkoittaa, että jokaisen ryhmän indeksisarja kerrotaan ryhmän talvikauden lämpötilariippuvuuskerroin kerrottuna 10:llä, kaavan (3) mukaisesti. r ( 1+ c 10) t, (3) = r jossa tr = ryhmän r lämpötilakerroin, kun lämpötila poikkeaa 10 C ajankohdan normaalilämpötilasta cr = ryhmän r talvikauden lämpötilariippuvuuskerroin Indeksisarjan laskenta SVV:n asiakas- ja verkkotietojärjestelmien tietokannoista saadaan yhdistettyä jokaisen asiakkaan vuosienergiaa, siirtotuotetta, sulaketta ja kuormituskäyrää vastaava käyttäjäryhmänumero. Siirtotuotteen hajonnan ja lämpötilan huomioonottava kuormituskäyrä saadaan näistä tiedoista laskemalla vuosienergiat käyttäjäryhmittäin ja summaamalla vuosienergioilla painotetut ja lämpötilakertoimella kerrotut käyttäjäryhmäindeksit yhteen kaavan (4) mukaisesti n r= 1 ( E ( q + z h ) t )/( E ) n p =, (4) sia sr ri a ri r r= 1 sr jossa psia = siirtotuotteen s ajankohtaa i ja varmuusmarginaalia a vastaava tehoindeksi n = käyttäjäryhmien lukumäärä E = siirtotuotteen s valinneiden käyttäjäryhmän r asiakkaiden yhteenlaskettu sr vuosienergia q = käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava indeksi ri z = varmuusmarginaalia a vastaava hajontakerroin a h = käyttäjäryhmän r ajankohtaa i vastaava hajonta ri

53 Kun indeksisarjamatriisin jokainen alkio lasketaan kaavan (1) mukaisesti, tuloksena saadaan siirtotuotteelle indeksisarjamatriisi. Laskenta on automatisoitu siten, että valitsemalla siirtotuotteen ja tarvittaessa tietyn sulakkeen, laskentasovellus laskee tälle tuoteryhmälle indeksisarjan. 43

54 44 8. KUSTANNUSTEN KOHDISTAMINEN SIIRTO- TUOTTEILLE Kustannuslaskennan seuraavassa vaiheessa kustannukset vyörytetään kustannuspaikoilta siirtotuotteille ja niiden hintakomponenteille. Tässä luvussa esitellään mitkä kustannukset kohdistetaan lähtökohtaisesti mihinkin hintakomponenttiin sekä määritetään kustannusten kohdistamisen perusteena olevat siirtotuotteiden aiheuttamisperiaatteen mukaiset osuudet kustannuspaikkojen kustannuksista. Kustannusten jako suoritetaan määrittämällä kustannuspaikkojen kustannuksiin eniten vaikuttava toimintoajuri. Verkon kustannuspaikkojen osalta ajurina käytetään pääosin siirtotuotteiden osallistuvaa tehoa verkkoportaiden kuormitetuimpien arkipäivän tuntien ajankohtina. Asiakaskustannusten toimintoajurina käytetään asiakasta Kustannusten jako hintakomponenteille Yhtenä keskeisenä asiana siirtohinnoittelussa on kysymys siitä, kuinka kustannuspaikkojen kustannukset kohdistetaan perusmaksuun, tehomaksuun ja energiamaksuun. Viranomaisohjeissa asiaan ei oteta kantaa muuten kuin, että verkkoyhtiön on laskennallisesti kyettävä osoittamaan miten ja mistä kustannuskomponenteista kukin maksu muodostuu. [34] Luonteeltaan selkeitä ovat hallinnon ja asiakaspalvelun kustannukset, jotka kohdistetaan perusmaksuun sekä kuormitushäviöenergian ja kantaverkkomaksujen energiasta riippuvat kustannukset, jotka kohdistetaan energiamaksuun. Sen sijaan verkon kustannuksia voidaan perustellusti kohdistaa joko perusmaksuun/tehomaksuun tai energiamaksuun, riippuen siitä mielletäänkö jakeluverkko: kokonaisuutena toimivaksi järjestelmäksi, jonka tulee palvella samalla tavalla ja samaan hintaan kaikkia asiakkaita asiakkaan käyttämän siirtotien kustannuksista riippumatta, vai yksittäisiksi verkon normaalitoiminnassa erillisiksi siirtokanaviksi, joita pitkin siirretään asiakkaiden sähköä paikasta toiseen, jolloin asiakkaiden sähkön hintaan vaikuttaa merkittävästi se, millaista siirtotietä asiakkaan käyttämän sähkön arvioidaan siirtyneen.[5] Sähköteknisen ajattelumallin mukainen tehomaksupainotteinen siirtokanavahinnoittelumalli on toiminnon toteuttamisen kannalta oikean suuntainen, mutta mallin

55 haittapuolena on se, että siirtohinnoista tulee hyvin teho-/perusmaksupainotteisia, eikä sisällä kannustinta energian säästämiseen. Järjestelmänäkökulman mukainen energiapainotteinen hinnoittelumalli ohjaa asiakkaita taloudelliseen energiankäyttöön, mutta sisältää verkkoyhtiön kannalta pienen riskin. Lisäksi mallin voidaan ajatella olevan tulonsiirtoa suurilta sähkönkäyttäjiltä pienasiakkaille, jolloin aiheuttamisperiaate ei niin hyvin toteudu. Valintaan vaikuttaa myös se, millä periaatteella siirtohinnoittelu on aiemmin tehty. Esimerkiksi asiakkaiden investointi ja sijoittumispäätökset on saatettu tehdä nojautuen tietoon, että esimerkiksi käyttöpaikan sijainti ja täten siirtotien kustannukset eivät vaikuta sähkön siirron hintaan. Tämän vuoksi asiakkaiden aikaisemmilta päätöksiltä ei pitäisi viedä pohjaa pois muuttamalla hinnoittelun metodologiaa. Mallien periaatteellinen ero ilmenee kuvasta 8.1. [5], [34] 45 Kuva 8.1. Jakeluverkko energiapohjaisen (järjestelmä) ja tehopohjaisen (siirtokanava) hinnoittelun kannalta katsottuna. [35] Hinnoittelujärjestelmästä saadaan energiatehokas, mutta silti mahdollisimman aiheuttamisperiaatteen toteuttava, kun pienjänniteverkon ja jakelumuuntamoiden kustannukset kohdistetaan tehomaksuun ja keskijänniteverkon, sähköasemien ja alueverkon kustannukset kohdistetaan energiamaksuun. Lähtökohtana on tällöin ajattelu, että pienjänniteverkossa yksittäisen sähkönkäyttäjän vaikutus verkon investointikustannuksiin on selkeästi toteennäytettävissä. Keskijänniteverkon, sähköasemien ja alueverkon osalta yksittäisen sähkönkäyttäjän suoraan aiheuttamia investointitarpeita on vaikea todentaa. Edellä mainitut verkot toimivat enemmänkin järjestelmänä kuin yksittäisen sähkönkäyttäjän siirtokanavana.[34] Tässä työssä alueverkko on ajateltu järjestelmäksi, jonka kustannukset jaetaan tehon perusteella. Sähköasemat, keskijänniteverkko, jakelumuuntamot ja pienjänniteverkko ajatellaan siirtokanavaksi, koska jokaiselle asiakkaalle on etenkin SVV:n jakeluverkossa todennettavissa, minkä syöttävän sähköaseman ja keskijännitelähdön takana tämä verkon normaalitilanteessa on. Alueverkon, sähköasemien ja keskijänniteverkon kustannukset kohdistetaan kuitenkin energiamaksuun.

56 Kustannuspaikkojen kustannusten kohdistamisen periaate on esitetty kuvassa 8.2. Energiaperusteiset kustannukset kohdistetaan kustannuspaikasta riippumatta energiamaksuun. 46 Kuva 8.2. Kustannuspaikkojen kiinteiden kustannusten jako hintakomponenteille Kustannusten jako siirtotuotteille Kustannuspaikoilta kustannukset jaetaan siirtotuotteille käyttäen kustannuspaikkakohtaista toimintoajuria, josta kustannusten katsotaan eniten olevan riippuvainen. Verkon kustannuspaikkojen ajurina on perusteltua käyttää tehoa, koska huipputeho määrittää verkon mitoittamisen ja sitä kautta kustannukset. Täten merkitsevä tekijä onkin siirtotuotteiden osallistuva teho kustannuspaikkojen tehohuippujen ajankohtana. Tulkinnanvaraista on kuitenkin se, tulisiko kustannukset jakaa pelkästään yhden tehohuipun tai esimerkiksi potentiaalisten tehohuippujen ajankohdan osallistuvien tehojen suhteessa. Verkkotietojärjestelmästä jokaisen verkon komponentin kuormitushuippu saadaan topografiatuntina, joten jokaisen verkon komponentin kustannusten jako-osuudet saataisiin laskettua automatisoituna laskentaprosessina minä tahansa vuoden tuntina kulutusanalyysissä määritettyjen siirtotuotteiden kuormituskäyriä kuvaavien indeksisarjojen avulla. SVV:n tapauksessa verkko-osien tehohuippujen ajankohdat ajoittuvat suurelta osin aattoillalle, vaikkakin arki-aamupäivän ja illan tehohuiput ovat vain hieman pienemmät. Tämän vuoksi esimerkiksi tehotuotteiden kustannusosuudet jäisivät hyvin pieneksi ja Yleissähkön erittäin suureksi. Tässä työssä kustannusosuudet lasketaankin osallistuvien tehojen suhteessa arkivuorokauden kaikkina tunteina siten, että jokaiselle tunnille on laskettu kuormituksesta riippuvainen kustannuskerroin. Kuormituskertoimet määritetään asettamalla kuormitetuimmalle

57 tunnille arvo yksi, pienimmän tehon tunnille arvo nolla ja vuorokauden muiden tuntien kustannuskertoimien arvot ovat näihin verrannollisia. Kustannuskertoimista määritetään edelleen prosenttiosuudet, jotka kuvaavat kuinka paljon kukin tunti aiheuttaa verkon kustannuksista. Kuvaan 8.3 on esimerkin vuoksi piirretty päällekkäin alueverkon kuormituskäyrä ja tuntien kustannusosuudet. 47 Kuva 8.3. Tuntien kustannusosuuksien määrittäminen kustannuspaikan kuormituskäyrän perusteella. Parempaan tarkkuuteen pääsemiseksi jakeluverkkoon kuuluvat alueverkkoa alemmat kustannuspaikat on jaettu edelleen yksittäisiin johto-osuuksiin (solmupisteväleihin) ja komponentteihin. Johto-osuuksien ja komponenttien kuormituksena käytetään kuitenkin sen verkkoportaan kuormituskäyrää, vaikkakin eri alueilla kuormitukset ajoittuvat eri aikaan. Tämän voidaan katsoa olevan sikäli oikeudenmukaista, että johtoosuuden tai komponentin kuormituskäyrään asiakas ei voi yksinään juurikaan vaikuttaa. Kustannukset jaetaan erikseen kaikille sulaketuotteille ja alueverkko tuotteelle, mutta Pj-tehosähkö 1 ja 2 tuotteet on yhdistetty, samoin kuin Sj-tehosähkö 1 ja 2. Yhdistäminen on tehty, koska tuotteet ovat luonteeltaan samanlaisia ja ne muotoillaan vasta muotoiluvaiheessa siten, että tuotteille ohjautuu niille tarkoitetut asiakkaat. Siirtotuotteiden kuormituskäyrät on muodostettu luvussa 7 kuvattujen menetelmien tavoin kaikille sulaketuotteille sekä Pj-tehosähkö-tuoteryhmälle. Kuitenkin keskijänniteverkkoon liittyneistä Sj-tehosähkö asiakkaista vain osan sähkökulutus mallinnetaan indeksisarjoilla, joiden perusteella määritettyä kuormituskäyrää käytetään koko siirtotuotteelle energialle. Vastaavasti alueverkko ja läpilaskutusasiakkaiden energiat joudutaan mallintamaan Sj-tehosähkön kuormituskäyrällä. Verkkoportaiden osallistuvien tehojen tarkastelussa hajonta on huomioitu kuormituskäyrissä ainoastaan jakelumuuntamotasolla, koska ylemmillä verkkoportailla tehojen risteily mitätöi hajonnan vaikutuksen. Kustannuspaikkojen kustannusten jaossa käytettävät kustannusajurit ja huomioitavat tekijät on esitetty kuvassa 8.1.

58 Taulukko 8.1. Kustannuspaikkojen kustannusajurit ja kustannusten jaossa huomioitavat tekijät. Kustannuspaikka Kustannusajuri Huomioidaan 48 Alueverkko Sähköasemat Keskijänniteverkko Jakelumuuntamot Pienjänniteverkko Asiakas Mittaus Osallistuva teho Osallistuva teho sähköasemittain Osallistuva teho johtolähdöittäin Osallistuva teho jakelumuuntamoittain Huipputeho Asiakas Mittausmaksujen laskennalliset suhteet Sähköaseman investointikustannukset jakelumuuntajan investointikustannukset Hallinnon ja asiakaspalvelun kuormittaminen Kustannuspaikkakohtainen kuormitus määritetään kustannuspaikan huippuviikon (viikko 3 tai 4) arkipäivän indeksisarjasta. Asiakaskohtaisina vuosienergioina käytetään verkkotietojärjestelmän arvoja. Verkkotietojärjestelmän avulla määritetään myös asiakkaiden siirtotien sähköasema, jakelumuuntaja sekä keski- ja pienjänniteverkon johtopituudet normaalitilanteessa. Sähköasemien, jakelumuuntamoiden ja johtojen kustannusten suhde on määritetty EMV:n jälleenhankinta-arvojen perusteella. Laskennassa kustannuspaikkakohtaiset lähtötiedot koottiin VTJ:n tietokannasta kyselyillä Microsoft Accessia apuna käyttäen. Kootuista lähtötiedoista lopulliset laskennat suoritettiin Excel-taulukkolaskennassa, jossa apuna käytettiin Visual Basic:llä ohjelmoituja funktioita Alueverkko Alueverkon kustannusten jaossa siirtotuotteille kustannusajurina käytetään siirtotuotteiden osallistuvaa tehoa arkivuorokauden kaikkina tunteina. Vuorokauden tunneille kustannuskertoimet on määritetty alueverkon kuormituskäyrän huippuviikon arkipäivän tehojen mukaan luvussa 8.2. kuvatulla tavalla. Siirtotuotteiden kustannusosuus muodostuu vuorokauden tuntien osallistuvien tehojen ja tuntien kustannuskertoimien tulojen summasta. Täten siirtotuotteille, joiden huipputehot ajoittuvat alueverkon eniten kuormitettuihin tunteihin, kohdistuu suhteessa enemmän kustannuksia kuin siirtotuotteella, jonka kuormitus painottuu eri aikaan. Matemaattisesti siirtotuotteiden osuudet alueverkon kustannuksista lasketaan kaavan (6) mukaisesti.

59 49 24 Psi A s = ai, (6) j i= 1 Psi s= 1 jossa As Psi = siirtotuotteen s osuus alueverkon kustannuksista = siirtotuotteen s teho ajankohtana i j = siirtotuotteiden lukumäärä ai = arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (alueverkko) kustannuksista Kuvassa 8.4 on esitetty graafisesti siirtotuotteiden osuudet tunneittain alueverkon kustannuksista. Kuvasta voidaan huomata, että alueverkon kuormitetuimmat ja täten arvokkaimmat tunnit ovat aamupäivällä. Aamupäivälle ajoittuu myös tehosähkötuotteiden suurin tehotarve, jonka vuoksi tehosähkötuotteiden osuus alueverkon kustannuksista nousee suureksi. Kuva 8.4. Siirtotuotteiden osuudet alueverkon kustannuksista tunneittain. Mallin mukaan lasketut siirtotuotteiden osuudet alueverkon kustannuksista on esitetty taulukossa 8.2.

60 Taulukko 8.2. Siirtotuotteiden osuudet alueverkon kustannuksista. Siirtotuote Osuus alueverkon kustannuksista (%) Yleissähkö 28,88 Yösähkö 4,00 Kausisähkö 27,03 Palvelusähkö 4,45 Pj-tehosähkö 21,02 Sj-tehosähkö 9,71 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 4, Sähköasemat Sähköasemien kustannukset jaetaan siirtotuotteille alueverkon tapaan vuorokauden kaikkien tuntien osallistuvien tehojen suhteessa, painotettuna tuntien kustannuskertoimilla. Laskenta suoritetaan sähköasemakohtaisesti huomioimalla sähköasemien kustannuserot ja sähköaseman syöttämät tehot eri siirtotuotteille, koska siirtotuotteiden asiakkaat ovat jakautuneet epätasaisesti sähköasemille ja lisäksi sähköasemien kustannuksissa on suuria eroja. Verkkotietojärjestelmästä saadaan jokaisen asiakkaan vuosienergia, siirtotuote ja sähköasema, jonka kautta syöttö tapahtuu normaalitilanteessa. Indeksisarjojen avulla energioista saadaan laskettua siirtotuotteiden osallistuvat teho sähköasemittain kaikkina vuorokauden tunteina. Jokaiselle sähköasemalle on laskettu EMV:n vuoden 2009 yksikköhintoihin perustuva jälleenhankintahinta, josta on laskettu edelleen sähköasemakohtainen investointikerroin. Sähköasemien jälleenhankintahinnoissa on huomioitu 110 kv ja 20 kv kiskostot, lisäkentät, suojaus ja automaatio, päämuuntajien perustukset, liitynnät, itse muuntajakoneisto, kondensaattori, käytönvalvontajärjestelmän sähköasemakohtainen kustannus sekä viestiverkko. Sähköasematontin kustannukset on arvioitu jokaiselle asemalle yhtäsuuriksi, koska kaikki sähköasemat sijaitsevat EMV:n määrittämällä muulla kaava-alueella. Täten jokaiselle sähköasemalle saadaan investointikerroin, joista kalleimmalle asetetaan arvo yksi, ja johon muita verrataan. Investointikertoimet on esitetty taulukossa 8.3.

61 Taulukko 8.3. Sähköasemien jälleenhankintahintaan perustuvat investointikertoimet. SA Nro Nimi investointikerroin SA Nro Nimi investointikerroin 1 Peltomäki 0,66 20 Konnevesi 0,33 2 Kiuruvesi 0,53 21 Keitele 0,33 3 Atro 0,38 22 Eusniemi 0,43 4 Lapinlahti 0,34 23 Sonkajärvi 0,18 5 Siilinjärvi 1,00 24 Kinnari 0,55 6 Juankoski 0,42 25 Vehmersalmi 0,29 7 Poskilampi 0,15 26 Rautalampi 0,31 8 Vieremä 0,31 27 Maaninka 0,30 9 Pellesmäki 0,32 28 Karttula 0,29 10 Suonenjoki 0,48 29 Rautavaara 0,29 11 Leppävirta 0,56 30 Ahmo 0,57 12 Juantehdas 0,24 31 Jäppilä 0,29 13 Pieksämäki 0,35 32 Selkiö 0,51 14 Nilsiä 0,56 34 Varpaisjärvi 0,31 15 Pielavesi 0,34 35 Makkaralahti 0,40 16 Vesanto 0,51 36 Simonniemi 0,59 17 Huruslahti 0,32 37 Niinimäki 0,15 18 Hasintie 0,32 38 Kortelampi 0,15 19 Toivala 0,46 39 Tervo 0,23 Siirtotuotteiden osuus sähköasemien kustannuksista lasketaan erikseen jokaisen arkivuorokauden tunnin ajalta, olettaen, että kaikkien sähköasemien kuormitus on kyseisen verkkoportaan kuormituskäyrän mukainen. Lopulliset siirtotuotteiden kustannusosuudet saadaan painottamalla tuntikohtaisia osuuksia tuntien kustannuskertoimilla, kaavan (7) mukaisesti g Psyi B s = by ci, (7) = j i 1 k= 1 Psyi s= 1 jossa Bs = siirtotuotteen s osuus sähköasemien kustannuksista g = sähköasemien lukumäärä Psyi by ci = sähköaseman y syöttämien siirtotuotteen s asiakkaiden teho ajankohtana i = sähköaseman y investointikerroin = arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (sähköasemat ja keskijänniteverkko) kustannuksista Siirtotuotteiden kustannusosuudet tunneittain on esitetty kuvassa 8.5. Sähköaseamatasolla arkipäivän kuormitus on edelleen lievästi aamupäiväpainotteinen, vaikka

62 alueverkko- ja läpilaskutusasiakkaiden kuormitusta ei huomioida. Todellisuudessa 80 prosentilla sähköasemien päämuuntajista huippukuormitus ajoittuu lauantai-iltaan, mutta kohdassa 8.2 perustelluista syistä kustannukset jaetaan arkipäivän kuormituksen perusteella. 52 Kuva 8.5. Siirtotuotteiden osuudet sähköasemien kustannuksista tunneittain. Laskennan tulokset siirtotuotteiden osuuksista sähköasemien kustannuksista on esitetty taulukossa 8.4. Taulukko 8.4. Siirtotuotteiden osuudet sähköasemien kustannuksista. Siirtotuote Osuus sähköasemien kustannuksista (%) Yleissähkö 32,46 Yösähkö 4,22 Kausisähkö 29,98 Palvelusähkö 4,97 Pj-tehosähkö 20,23 Sj-tehosähkö 8,13 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0, Keskijänniteverkko Keskijänniteverkon kustannukset jaetaan siirtotuotteille alueverkon ja sähköasemien tapaan arkivuorokauden tuntien osallistuvien tehojen suhteessa, painotettuna tuntien kustannuskertoimilla ja tarkastellen jokaista keskijännitelähtöä erikseen. Kirjallisten lähteiden perusteella siirtohinnoittelussa on usein koko keskijänniteverkko ajateltu yhdeksi johtimeksi, jonka kustannus on jaettu siirtotuotteiden osallistuvien tehojen suhteessa. Todellisuudessa siirtotuotteiden asiakkaiden keskijännitejohdot ovat erillisiä johtimia, ja niiden kustannuksissa ja tehokapasiteetin käyttöasteessa on suuria eroja. Esimerkiksi tehotuotteiden asiakkaat käyttävät keskijännitejohtonsa tehokapasiteetin

63 tehokkaasti hyödykseen, kun vastaava teho siirretään Yleissähkö-tuotteen asiakkaille keskimäärin useamman ja pitempien keskijännitejohtojen kautta. Viitaten kohdassa 3.4 esiteltyihin seikkoihin etäisyyttä ei huomioida, joten jokaisen keskijännitelähdön kustannus määritellään yhtä suureksi. Kehitetyssä taulukkolaskentaohjelmassa pituus voidaan kuitenkin huomioida verkkotietojärjestelmästä saatavan pituuden avulla. Pituuden vaikutusta tuloksiin tarkastellaan myöhemmin kohdassa Tällä menetelmällä päästään riittävään tarkkuuteen, vaikkakin esimerkiksi johto- ja kaapelilajin kustannuseroja ei huomioida. Keskijännitelähtöjä on yhteensä 272 kpl. Johtolähdön kustannuksia kuvaavaksi painokertoimeksi on siis määritetty kaikilla johtolähdöillä 1. Verkkotietojärjestelmästä saadaan keskijännitelähdöittäin siirtotuotteiden vuosienergiat, joista edelleen saadaan siirtotuotteiden osallistuvat tehot indeksisarjojen avulla. Siirtotuotteiden indeksisarjoina käytetään keskijänniteverkon laskennassa tehon keskiarvokäyrää, johon hajontaa ei ole summattu. Siirtotuotteiden osuudet keskijänniteverkon kustannuksista saadaan laskettua kaavan (8) avulla l Psri C s = d k ci, (8) = j i 1 k= 1 Psri s= 1 jossa Cs = siirtotuotteen s osuus keskijänniteverkon kustannuksista l = keskijännitelähtöjen lukumäärä Psri = keskijännitelähdön r syöttämän siirtotuotteen s asiakkaiden teho ajankohtana i dr = keskijännitelähdön r kustannukset huomioonottava painokerroin (tässä työssä määritetty vakioksi d = 1) r Siirtotuotteiden osuudet tunneittain keskijänniteverkon kustannuksista on esitetty kuvassa 8.6.

64 54 Kuva 8.6. Siirtotuotteiden osuudet keskijänniteverkon kustannuksista tunneittain. Laskennan tulokset siirtotuotteiden osuuksista keskijänniteverkon kustannuksista on esitetty taulukossa 8.5. Taulukko 8.5. Siirtotuotteiden osuudet keskijänniteverkon kustannuksista. Siirtotuote Osuus keskijänniteverkon kustannuksista (%) Yleissähkö 35,73 Yösähkö 4,63 Kausisähkö 33,75 Palvelusähkö 5,05 Pj-tehosähkö 15,59 Sj-tehosähkö 5,25 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0, Jakelumuuntajat Siirtotuotteiden kustannusosuudet jakelumuuntajien kustannuksista määritetään ylempien verkkoportaiden tapaan arkivuorokauden tuntien osallistuvien tehojen ja tuntien kustannusosuuksien painotettuna summana. Muuntajat ovat kustannuksiltaan erisuuruisia, jonka vuoksi jokaiselle jakelumuuntajalle määritetään investointikerroin. Jakelumuuntajien erisuuruisten kustannusten vaikutus korostuu, koska yhden jakelumuuntajan syöttämät asiakkaat ovat pääosin saman siirtotuotteen asiakkaita. SVV:lla on jakeluverkossaan noin jakelumuuntamoa, joista kesäkuussa 2009 on asiakkaan omistamia 71 ja 4 verkkoyhtiön omassa käytössä. Lopullisessa laskentadatassa mukana on muuntamoa. Laskennan yksinkertaistamiseksi näiden kuormitus oletetaan olevan verkkoportaan asiakkaiden yhteenlasketun kuormituskäyrän mukainen.

65 Lähtötietoina VTJ:stä saadaan jokaisen SVV:n asiakkaan vuosienergia, siirtotuote ja syöttävän muuntajan muuntamotunnus sekä sen nimellisteho. Nimellistehon perusteella määritetään muuntajille investointikerroin. Muuntamoiden kustannuksiin vaikuttavat myös esimerkiksi muuntamon tyyppi ja sen mahdollisesti vaatima tila. Laskennan yksinkertaistamiseksi tyydytään kuitenkin kustannusten huomiointiin pelkästään nimellistehon kautta. SVV:n jakeluverkossa on 24 nimellisteholtaan erikokoista jakelumuuntajaa, joiden hinnat määritetään EMV:n yksikköhintojen avulla. EMV:n yhdelletoista nimellisteholtaan erikokoiselle muuntajalle määrittämistä yksikköhinnoista muodostetaan regressiosuora, jolta SVV:n muuntajien yksikköhinta poimitaan (kuva 8.1). 55 Kuva 8.1. Jakelumuuntamoiden hinnan riippuvuus nimellistehosta EMV:n määrittämien yksikköhintojen perusteella. Matemaattisesti muuntajan k investointikustannus avulla, josta muodostetaan painokerroin i k lasketaan kaavan (9) e k siten, että kallein muuntaja saa arvon 1, johon muita verrataan ja jotka saavat täten arvon 0-1. Asiakkaan omistamille muuntajille painokertoimeksi asetetaan nolla, koska näistä ei aiheudu kustannuksia verkkoyhtiölle. i 11,719 Sn ,1, (9) k = k jossa Snk = muuntajan k nimellisteho Siirtotuotteen osuus jakelumuuntajien kustannuksista lasketaan kokonaisuudessaan kaavan (10) avulla

66 56 24 m Pski D s = ek fi, (10) = j i 1 k= 1 Pski s= 1 jossa Ds = siirtotuotteen s osuus jakelumuuntajien kustannuksista m = jakelumuuntajien lukumäärä Pski i ek = jakelumuuntajan k syöttämän siirtotuotteen s asiakkaiden teho ajankohtana = jakelumuuntajan k nimellistehon perusteella laskettu kustannuserot huomioonottava painokerroin fi = arkivuorokauden i:n tunnin suhteellinen osuus verkkoportaan (jakelumuuntajat) kustannuksista Kuvassa 8.7 on esitetty siirtotuotteiden osuudet tunneittain jakelumuuntajien kustannuksista. Kuva 8.7. Siirtotuotteiden osuudet jakelumuuntajien kustannuksista tunneittain. Laskennan tulokset siirtotuotteiden osuuksista jakelumuuntajien kustannuksista on esitetty taulukossa 8.6.

67 Taulukko 8.6. Siirtotuotteiden osuudet jakelumuuntajien kustannuksista. Siirtotuote Osuus jakelumuuntajien kustannuksista (%) Yleissähkö 50,33 Yösähkö 3,97 Kausisähkö 32,44 Palvelusähkö 4,77 Pj-tehosähkö 8,50 Sj-tehosähkö 0,00 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0, Pienjänniteverkko Pienjänniteverkon siirtotuotekohtaiset kustannusosuudet riippuvat paljon siitä, millä periaatteella kustannukset jaetaan. Pienjänniteverkon johtopituudesta suurin osa palvelee pelkästään yhtä liittymää ja runkojohtojen tehokapasiteetinkin jakaa keskimäärin vain muutama asiakas. Tämän vuoksi pienjänniteverkon kustannusten jaossa kustannusajurina käytetään huipputehoa, josta pienjännitejohdon kustannukset katsotaan parhaiten olevan riippuvia. Tämän menetelmän katsotaan olevan riittävän tarkka, vaikkakin tarkempaan tulokseen pääsemiseksi voitaisiin eri johto- ja kaapelilajien investointi- ja rakentamiskustannukset ottaa huomioon ja jakaa pienjänniterunkojohdot erikseen siirtotuotteille osallistuvien tehojen suhteessa. Siirtotuotteiden kustannusosuudet pienjänniteverkon kustannuksista saadaan täten siirtotuotteen huipputehosta suhteessa pienjänniteverkon siirtotuotteiden huipputehojen summaan. Koska pienjänniteverkkotasolla asiakkaiden tehojen risteily on hyvin vähäistä, lasketaan huipputehot siirtotuotteiden indeksisarjoilla, joissa hajonta on huomioitu. Siirtotuotteiden kustannusosuudet lasketaan kaavan (11) avulla F s = j Pˆ s= 1 ss Pˆ ss, (11) jossa Fs Pˆ ss = siirtotuotteen s osuus pienjänniteverkon kustannuksista = siirtotuotteen s siirtovolyymista laskettu huipputeho

68 Taulukko 8.7. Siirtotuotteiden osuudet pienjänniteverkon kustannuksista. Siirtotuote Osuus pienjänniteverkon kustannuksista (%) Yleissähkö 42,11 Yösähkö 5,23 Kausisähkö 29,78 Palvelusähkö 4,83 Pj-tehosähkö 18,06 Sj-tehosähkö 0,00 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0,00 58 Pienjänniteverkon siirtotuotekohtaiset kustannusosuudet riippuvat paljon siitä, huomioidaanko asiakkaiden tarvitsema pienjänniteverkon pituus. Kohdassa 3.4 perustelluista syistä tässä työssä asiakkaiden tarvitseman siirtotien pituutta ei huomioida kohdistettaessa kustannuksia siirtotuotteille. Pituuden huomioinnin vaikutus siirtotuotteiden kustannusosuuksiin on esitelty myöhemmin kohdassa Hallinnon ja asiakaspalvelun kustannukset Hallinnon ja asiakaspalvelun kustannuksiin sisältyy hyvin kirjava joukko kustannuksia, joiden kohdistamiseen siirtotuotteille on vaikea löytää yhteistä aiheuttamisperiaatteen toteuttavaa kustannusajuria. Asiakaskustannuksista voidaan eriyttää laskutus, jonka kustannusajurina käytetään laskutustiheyttä. Muut hallinnon ja asiakaspalvelun kustannukset jaetaan käyttäen kustannusajurina asiakasta ja siirtotuotteen asiakaskäyttäytymiseen perustuvaa painokerrointa. Tämä on perusteltua, koska monet asiakaspalvelun ja hallinnon kustannuserien selittävänä tekijänä voidaan pitää asiakkaiden lukumäärää. Kuitenkin esimerkiksi tämän diplomityön tekemisestä ja vastaavat hinnoittelusta aiheutuvat kustannuserät olisi perusteltua jakaa tasan kaikille siirtotuotteille, jolloin vähän asiakkaita sisältävien siirtotuotteiden painokertoimeksi tulisi huomattavan suuri. Painokertoimien määrityksessä on kuitenkin järkevämpää tarkastella suurimpien kustannuserien aiheutumista. Edellä mainituista syistä hallinnon ja asiakaspalvelun kustannusten kohdistamisperusteina voidaan käyttää perustellusti eri tapoja, jotka tuottavat hyvin erilaisen lopputuloksen. SVV:n asiakas- ja hallintokustannusten kohdistamiseksi on päädytty käyttämään taulukossa (8.8) esitettyjä asiakaskohtaisia kustannuskertoimia.

69 Taulukko 8.8. Asiakas ja hallintokustannusten sekä laskutuksen asiakaskohtaiset painokertoimet. kustannusten asiakaskerroin siirtotuote Asiakas- ja hallinto Laskutus Yleissähkö 1,0 3 Yösähkö 1,5 4 Kausisähkö 1,5 4 Palvelusähkö 1,5 6 Pj-tehosähkö 4,0 12 Sj-tehosähkö 10,0 12 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 20, Loissähkön aiheuttamat kustannukset Loissähkön aiheuttamien kustannusten osalta tehosähkö- ja sulaketuotteet ovat lähtökohtaisesti eriarvoisessa asemassa, koska tehotuotteiden asiakkailta veloitetaan loistehomaksua niin sanotun ilmaisikkunan yli menevästä osuudesta, mutta sulaketuotteilla erillistä loistehomaksua ei ole. Tämän vuoksi on määritettävä sulaketuotteille keskimääräiset tehokertoimet, jonka avulla lasketaan näiden tuotteiden induktiivinen loisteho. Sulaketuotteille sallitaan tehotuotteiden lailla ilmaisikkunan verran loistehon kulutusta, ja sen ylittävän osan aiheuttamat kustannukset kohdistetaan siirtotuotteiden olemassa oleviin hintakomponentteihin. Loissähkön aiheuttamat kustannukset ovat osin energiaperusteisia häviökustannuksia ja osin kiinteitä kompensoinnin ja verkon kapasiteetin varaamisesta aiheutuvia kustannuksia, mutta aiheutuneet kustannukset on järkevintä kohdistaa kokonaisuudessaan energiamaksuihin. Sulaketuotteiden tehokertoimet voidaan laskea käyttäen hyväksi VTT:n Kuormitustutkimus 2003 määrittämiä käyttäjäryhmäkohtaisia tehokertoimia. Jokaisen asiakkaan osalta tiedetään siirtotuote, vuosienergia ja käyttäjäryhmä, joten siirtotuotteen tehokerroin saadaan määritettyä painottamalla jokaisen käyttäjäryhmän tehokerrointa käyttäjäryhmän vuosienergialla. Matemaattisesti sulaketuotteiden tehokertoimet lasketaan kaavan (11) avulla.

70 n ( ϕ E ) cos r r= s = 1 Es sr cos ϕ, (11) 60 jossa cos ϕ s cos ϕ r = siirtotuotteen s tehokerroin = käyttäjäryhmän r tehokerroin E = siirtotuotteen s valinneiden käyttäjäryhmän r asiakkaiden yhteenlaskettu sr vuosienergia Es = siirtotuotteen s asiakkaiden yhteenlaskettu vuosienergia Siirtotuotteen loistehohuippu saadaan laskettua kaavan (12) avulla. Qˆ s [ tan tan ] Pˆ = ϕ ϕ, (12) s io jossa Qˆ s = siirtotuotteen s loistehohuippu ϕ s = siirtotuotteen s virran ja jännitteen välinen vaihekulma keskimäärin io ϕ = virran ja jännitteen välinen vaihekulma, kun loistehon kulutus on ilmaisosuutta vastaava loisteho Pˆ s = siirtotuotteen s pätötehohuippu Loistehon kustannukseksi voidaan määrittää se hinta, joka tulee 20 kv kondensaattorin kustannukseksi kilovolttiampeeria kohden, kun kondensaattorin pitoaika on 20 vuotta ja korkokanta 8 prosenttia. Kondensaattorin hintana käytetään 20 kv:n 2 * 1,2 Mvar:n kondensaattorin kustannusta Kvar:ia kohden kondensaattorin pitoajalla hinnaksi tulee täten 3,18 /kvar /vuosi. Laskennan mukaiset tulokset siirtotuotteiden loissähkön kompensoinnista on esitetty taulukossa 8.9. Taulukon pätötehohuippu on laskettu siirtotuotteen kuormituskäyrästä. Tievalaistuksen tehokertoimeksi arvioitiin 0,9 [36], jonka vaikutuksesta yö- ja kausisähkön tehokerroin kokonaisuudessaan laskee.

71 Taulukko 8.9. Sulaketuotteille kohdistettavat loissähkön kustannukset. Siirtotuote cos ϕ Pätöteho (MW) Loistehon ilmaisosuuden ylittävä osa Loistehon ilmaisosuuden ylittävä osa (Mvar) Kustannus ( /vuosi ) Yleissähkö 0,90 135,8 0,28 Pˆ 38, Yösähkö 0,93 17,2 0,20 Pˆ 3, Kausisähkö 0,93 93,7 0,21 Pˆ 19, Palvelusähkö 0,90 16,7 0,27 Pˆ 4, Yhteensä 65, Taulukon 8.9 mukaiset siirtotuotteille kohdistettavat loissähkökustannukset vähennetään sähköasemien kustannuspaikalta, jonne kondensaattorien kustannukset alun perin on laskettu Siirtotuotteiden kustannuskertoimien määritys Siirtohintojen määrityksessä verkon kustannukset on yleisesti jaettu osallistuvien tehojen suhteessa, joiden määrityksessä tärkeässä osassa on ollut osallistumis- ja tasoituskertoimet. Osallistumiskerroin kuvaa siirtotuotteen tehoa suhteessa huipputehoon verkon kuormitushuipun ajankohtana ja tasoituskerroin kuvaa siirtotuotteen sisäistä tehojen risteilyä. Tässä työssä kustannusten jako on tehty paljon yksityiskohtaisemmin, joten osallistumis- tai tasoituskertoimista ei voida tässä yhteydessä puhua. Sen sijaan kustannusosuuksien avulla voidaan määrittää kustannuskertoimet, jotka kertovat kuinka paljon siirtotuotteen siirretty energiayksikkö aiheuttaa kustannuksia kussakin verkkoportaassa. Todellisuudessa kustannukset ovat eniten riippuvaisia tehosta, mutta tällöin jouduttaisiin siirtotuotteiden energiat muuttamaan vuosittain ensin tehoksi, josta aiheutuu epätarkkuutta. Koska laskentaprosessi on melko työläs tehtäväksi vuosittain uudelleen, voidaan lähivuosina hyödyntää samoja kustannuskertoimia, jotka kuvaavat riittävän tarkasti muuttunuttakin tilannetta. Siirtotuote- ja kustannuspaikkakohtaiset kustannuskertoimet määritetään siirtotuotteen suhteellisesta kustannusosuudesta jaettuna siirtotuotteen suhteellisella siirtovolyymilla. Yleissähkön kustannuskertoimiksi on määritetty 1, johon muita verrataan. Kustannuskertoimet on esitetty taulukossa 8.10

72 62 Taulukko Siirtotuotteiden kustannuskertoimet eri verkkoportaissa. siirtotuote Alueverkko Sähköasemat Kj-verkko Jakelumuuntajat Pj-verkko Yleissähkö 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Yösähkö 1,01 0,95 0,95 0,58 0,91 Kausisähkö 1,03 1,02 1,04 0,71 0,78 Palvelusähkö 1,05 1,05 0,97 0,65 0,78 Pj-tehosähkö 1,10 0,94 0,66 0,25 0,64 Sj-tehosähkö 1,10 0,77 0,45 0,00 0,00 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 1,10 0,00 0,00 0,00 0,00 Kustannuskertoimista voidaan huomata, että yleissähkön kertoimet ovat korkeat verrattuna muihin siirtotuotteisiin. Tämä johtuu ensinnäkin siitä, että Yleissähkötuotteen asiakkaiden siirtovolyymit ovat pienet, mutta nämä asiakkaat aiheuttavat keskimäärin enemmän verkon kustannuksia. Yö- ja Kausisähkön asiakkaiden voidaan ajatella olevan keskenään samankaltaisia, mutta näiden kustannuskertoimet poikkeavat toisistaan. Tämä johtuu siirtotuotteiden asiakkaiden asiakasjakaumasta ja esimerkiksi siitä, että tievalaistus muodostaa suuren osan Yösähkön siirtovolyymistä. Siirtotuotteiden lopullisessa muotoilussa näiden perusmaksu on kuitenkin järkevintä määrittää samansuuruiseksi Sulaketuotteiden perusmaksujen porrastus Yleis-, Yö-, Kausi- ja Palvelusähkö-tuotteita on kustannusten jaossa tarkasteltu tähän asti yhtenä tuotteena, vaikka näissä siirtotuotteissa kiinteä perusmaksu on porrastettu käyttöpaikan pääsulakkeen koon mukaan. Perusmaksun porrastus sulakkeen mukaan onkin perusteltua, koska se korreloi melko hyvin yleisesti verkon kustannusajurina käytettyä huipputehoa. Suurien sulakkeiden asiakkaiden voidaan katsoa aiheuttavan myös asiakas-, hallinto- ja laskutuskustannuksia enemmän kuin pienten sulakkeiden asiakkaat. Seuraavissa kappaleissa määritetään oikeudenmukaiset kustannuskertoimet eri pääsulakkeille sekä tehomaksun että lähtökohtaisen perusmaksun osalta, jotka sulakeasiakkailla yhdistetään lopulliseksi perusmaksuksi Huipputeho Yleis-, Yö-, Kausi- ja Palvelusähkö -tuotteiden asiakkailta mitataan ainoastaan vuosienergia, joten verkon kustannusajurina käytettävälle teholle on tyydyttävä arvioituihin arvoihin näiden siirtotuotteiden perusmaksujen sulakeporrastuksen määrittämiseksi. Teho voitaisiin määrittää olettamalla sen korreloivan sulakkeen suuruutta samalla tavoin kaikilla asiakkailla, mutta tämä ei välttämättä ole oikeudenmukaista, koska pienet sulakkeet ovat yleensä enemmän ylimitoitettuja kuin suuret sulakkeet. Huipputehojen

73 suhteet ovat lisäksi siirtotuotteittain erilaiset. Pienjänniteverkko ja jakelumuuntajatasolla kustannusajurina tulisi käyttää luottamusvälin sisältävää huipputehoa, joka sisältää sulakkeen tyyppikäyttäjien mukaisen hajonnan ja joka on kerrottu verkon suunnittelussa käytetyllä varmuusmarginaalilla. Sen sijaan keskijänniteverkossa ja sitä ylempien verkonosien kustannusajurina tulisi käyttää pelkkää huipputehon odotusarvoa, koska tehojen risteily mitätöi hajonnan vaikutuksen. Tässä työssä sulakkeiden mitoitustehot on määritetty yhdistämällä vuosienergioilla painotettuina asiakasryhmien kuormituskäyrät yhdeksi käyräksi, josta vuoden tehohuippu on poimittu. Kuvassa 8.3 on esitetty keskimääräinen asiakaskohtaisen huipputehon riippuvuus sulakkeen koosta siirtotuotteittain. 3 * 160 A ja sitä suuremmat sulakkeet ovat lakkautustuotteita, joiden pienet asiakasmäärät aiheuttavat suuria heilahteluja. 63 Kuva 8.3. Sulaketuotteiden keskimääräinen asiakaskohtainen huipputeho sulakkeittain. Tehokäyristä voidaan huomata, että teho ei noudata kovin tarkasti sulakkeen ampeerimäärää. Tämän vuoksi arvoihin sovitetaan tehoriippuvuutta kuvaava sovitesuora, jolta laskennassa käytettävät tehot määritetään. Lisäksi Yleissähkö-tuotteen asiakkaiden huipputeho vastaavalla sulakekoolla on muita siirtotuotteita merkittävästi pienempi, mutta muiden siirtotuotteiden käyrät ovat melko lähellä toisiaan, joten Yleissähkölle voidaan määrittää oma ja muille sulaketuotteille yhteinen tehoriippuvuutta kuvaava suora. Voimassaoleville ja lakkautetuille sulaketuotteille muodostetaan lisäksi omat sovitesuorat, koska käyrien näissä osissa on huomattava eroavaisuus. Lakkautustuotteiden tehoriippuvuuden regressiokäyrä määritettiin kausisähköasiakkaiden tehojen perusteella, koska muiden tuotteiden lakkautetuissa sulakkeissa asiakkaita on huomattavasti vähemmän. Lisäksi tarkastelusta jätettiin pois suurin sulake 3 x 315 A, jonka asiakkaita Yö-, Kausi- ja Palvelusähkö -tuotteilla on enää yhteensä 6 kappaletta. Lakkautustuotteiden tehon riippuvuutta kuvaavat regressiosuorat sovitettiin lisäksi siten, että voimassaolevien ja lakkautettujen sulaketuotteiden suorat leikkaavat toisensa suurimman voimassa olevan sulakkeen kohdalla. Tämä vaikutti lakkautettujen sulaketuotteiden regressiosuoraan kulmakerrointa nostavasti, mutta muuten porras

74 näiden suorien välillä olisi ollut liian suuri, eikä perusmaksujen hintaporrastuksesta olisi tullut järkevä. Kuvassa 8.4 on esitetty Yö-, Kausi- ja Palvelusähkö -tuotteille käytetyt huipputehoa kuvaavat regressiosuorat. 64 Kuva 8.4. Keskimääräisen Yö-, Kausi- ja Palvelusähköasiakkaan tehon riippuvuus sulakkeesta. Yleissähkön voimassa olevista sulaketuotteista yksivaiheiset jätettiin pois tarkasteluun sopimattomina ja lakkautustuotteiden 3*200-3*315 ampeerin pääsulakkeiden kuutta asiakasta ei huomioitu niiden suuren hajonnan vuoksi. Yleissähkön sulakeasiakkaiden keskimääräisiin huipputehoihin sovitetut sovitesuorat näkyvät kuvassa 8.5. Kuva 8.5. Keskimääräisen yleissähköasiakkaan tehon riippuvuus sulakkeesta. Kun sovitesuorat ja siirtotuotekohtaiset tehokäyrät esitetään samassa kuvaajassa kuvassa 8.6., huomataan, että määritetyt sovitesuorat kuvaavat hyvin todellista tehoriippuvuutta ja sulakkeiden välisistä hajonnoista on päästy eroon.

75 65 Kuva 8.6. Siirtotuotteiden todelliset tehokäyrät ja niitä kuvaavat sovitesuorat. Kuvaajan perusteella voidaan huomata, että kuormituskäyrien avulla määritetyt tehot ovat todennäköisesti paljonkin pienempiä, kuin mitä esimerkiksi todellinen huipputehon mittaus antaisi tulokseksi. Merkityksellistä on kuitenkin ainoastaan sulakkeiden väliset tehojen suhteet, ja ylemmissä verkkoportaissa juuri keskimääräinen teho on tehojen risteilyn vuoksi oikeampi mitoitussuure tehomaksulle. Yleissähkön yksivaiheisten ja kolmivaiheisen kerros- ja rivitaloasukkaiden keskimääräisenä huipputehona käytetään tarkkaa vuosienergioihin ja näiden kuormituskäyrään perustuvaa arvoa Rivi- ja kerrostaloasukkaiden perusmaksu Yleissähkö-tuotteella on määritetty oma perusmaksu rivi- ja kerrostaloliittymille, kun kiinteistön liittymään kuuluu vähintään kolme huoneistoa. Tämä on perusteltua, koska verkkoyhtiölle aiheutuu vähemmän kustannuksia, kun yhden liittymän kautta verkkoon on kytkeytynyt useampi asiakas kuin, jos yhtä moni samankokoinen asiakas olisi kytkeytynyt erillisillä liittymillä verkkoon. Kustannussäästöjä verkkoyhtiölle tulee sekä yleensä lyhyemmästä verkostopituudesta että pienemmästä siirtokapasiteetin tarpeesta. Pienempi siirtokapasiteetin tarve johtuu asiakkaiden pienemmästä tehosta sekä tehojen risteilystä, sillä esimerkiksi 10 käyttäjän summakuormituksen huipputeho on hieman alle 40 % kyseisten käyttäjien huipputehojen summasta. [11] Sähkömarkkinalain 15 :n mukaan siirtopalveluiden hinta ei saa riippua siitä, missä asiakas maantieteellisesti sijaitsee verkonhaltijan vastuualueella. [8] Myös Sähkömarkkinakeskus lausunnossaan Siirtohinnoittelun soveltaminen erityyppisten yksivaiheisesti kytkettyjen asiakkaiden tapauksessa vuonna 1997, katsoi seuraavaa: Sähkömarkkinalain 15 3 momentti kieltää etäisyysriippuvan hinnoittelun jakeluverkoissa. Täten Sähkömarkkinakeskus edelleen katsoo, ettei perusmaksujen hintaeroon saa vaikuttaa eri asiakasryhmien tarvitseman verkoston pituus. Hin-

76 taero voi siten perustua vain tehojen risteilyn ansioista tarvittavaan pienempään siirtokapasiteetin tarpeeseen. [11] SVV:llä kerros-, ja rivitalojen perusmaksuissa edellisten vuosien hinnoittelussa on huomioitu kerros- ja rivitaloasiakkaiden aiheuttama lyhyempi pienjänniteverkon johtopituus. Tässä työssä perusmaksun laskennassa huomioidaan kuitenkin ainoastaan asiakasryhmän pienempi huipputeho, joka vaikuttaa suoraan pienjännitejohdon mitoitukseen ja sitä kautta kustannuksiin. Jos kerros- ja rivitaloasukkaat oletetaan liittyvän erillisinä liittyminä ollessaan samaan jakelumuuntajaan, ei kustannuksissa ole enää jakelumuuntajatasolla eroa. Täten tehojen risteilyn vaikutus vaikuttaa ainoastaan pienjänniteverkon kustannuksiin. Kun pienjänniteverkon kustannukset oletetaan olevan suoraan verrannollisia huipputehoon, voidaan kerros- ja rivitaloliittymän asiakkaan pienjänniteverkon kustannukset olettaa olevan 40 % verrattuna sähkönkäytöltään samanlaiseen yksittäiseen liittymään. Laskentamallissa on lisäksi oletettu, että kerros- ja rivitaloliittymän asiakasmäärä on keskimäärin kymmenen. Pienjänniteverkon kustannukset koko verkon kustannuksista on Yleissähkö-tuotteen asiakkaalla noin 26 %. Verkon kustannusten kustannusajurina sulakkeille käytetään huipputehoa, joten kerros- ja rivitaloliittymän huipputehona käytetään 15,6 % ( = 0,6* 26) pienempää arvoa. Kerros- ja rivitaloliittymien todelliset huipputehot on määritetty asiakastietokannan energioiden ja käyttäjäryhmille muodostettujen kuormituskäyrien avulla Sulaketuotteiden perusmaksuporrastusksen määritys Edellä esiteltyjen periaatteiden mukaisesti lasketut siirtotuotteiden sulakekohtaiset kertoimet on esitetty taulukossa Taulukko Sulakekohtaiset tehomaksun kustannuskertoimet eri siirtotuotteilla. Sulake Yleissähkö Yösähkö Kausisähkö Palvelusähkö 1 x A 1,00 1 x A * 0,84 3 x 25 A* 1,53 3 x 25 A 2,13 6,44 6,44 6,44 3 x 35 A 3,46 8,37 8,37 8,37 3 x 50 A 5,46 11,26 11,26 11,26 3 x 63 A 7,20 13,77 13,77 13,77 3 x 80 A 10,62 17,04 17,04 17,04 3 x 100 A 14,52 20,90 20,90 20,90 3 x 125 A 19,40 25,71 25,71 25,71 3 x 160 A 26,23 37,87 37,87 37,87 3 x 200 A 34,04 50,84 50,84 50,84 3 x 250 A 43,80 67,05 67,05 67,05 3 x 315 A 56,49 88,12 88,12 88,12 * Rivi- ja kerrostalohuoneisto, kun kiinteistön liittymään kuuluu vähintään kolme huoneistoa

77 Asiakas- ja hallintokustannukset Sulaketuotteiden asiakas- ja hallintokustannusten kustannusvastaavaan porrastukseen ei voida määrittää yksikäsitteistä kustannusajuria, samoin kuin näiden kustannusten kohdistamisessa siirtotuotteille. Laskutuksen kustannuksien kohdistamisessa voidaan käyttää arvioitua laskutustiheyttä, joka oletettavasti on sitä suurempi mitä suurempi on sulakekoko. Myös hinnoittelusta aiheutuvat kustannukset ovat asiakasta kohden suurempia suurilla sulakkeilla, koska näissä sulakkeissa asiakasmäärät ovat hyvin pieniä, mutta työmäärä sulaketta kohden on suunnilleen sama. Asiakas- ja hallintokustannuksien kertoimet määritetään arvioimalla tehtyä työmäärää sulakeasiakkaittain. Kaikille siirtotuotteille määritetään samat riippuvuuskertoimet, jotka on esitetty taulukossa Taulukko Asiakas- ja hallintokustannusten kertoimet eri sulakkeille. Sulake kustannuskerroin 1 x A 1,00 1 x A * 1,00 3 x 25 A* 1,00 3 x 25 A 1,00 3 x 35 A 1,20 3 x 50 A 1,40 3 x 63 A 1,60 3 x 80 A 1,80 3 x 100 A 2,00 3 x 125 A 2,20 3 x 160 A 2,40 3 x 200 A 2,60 3 x 250 A 2,80 3 x 315 A 3,00

78 68 9. SIIRTOTUOTTEIDEN MUOTOILU Sähköverkkoyhtiön siirtohintajärjestelmä on aina kokonaisuus, jossa siirtohinnat vaikuttavat toisiinsa. Tähän mennessä lasketut aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat ovat irrallisia siirtotuotteita, jotka eivät sellaisenaan muodosta järkevää kokonaisuutta. Siksi aiheuttamisperiaatteen mukaan laskettuja hintoja muotoillaan seuraavissa luvuissa esiteltyjen tavoitteiden toteutumiseksi. Siirtotuotteiden muotoilun tavoitteet menevät osin aiheuttamisperiaatteen edelle, jolloin asiakkaat eivät enää maksa kaikilta osin aiheuttamiaan kustannuksia. Viime vuosina siirtohinnoittelussa yhä suuremmaksi vaikuttimeksi on tullut siirtotuotteiden markkinahintaisuus, jossa siirtohinnat on oltava vertailukelpoisia esimerkiksi valittuihin referenssiyhtiöihin EMV:n tyyppikäyttäjäkohtaisessa hintatilastossa. Siirtotuotteiden muotoilua varten kehitettiin erillinen taulukkolaskentasovellus, jossa lähtökohtana ovat liikevaihtotavoite ja siirtotuotteiden vanhat hinnat, joita voidaan muokata lähemmäs aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja tarkastellen samalla siirtotuotteiden muita vaatimuksia. Hintoja muokattaessa kaikkien siirtotuotteiden hintakomponenttien hinnat iteroituvat automaattisesti siten, että liikevaihtotavoite toteutuu. Taulukkolaskentasovelluksessa tarkastellaan samalla siirtotuotteiden keskimääräisten asiakkaiden tuottamaa liikevaihtoa, jolloin pystytään tarkastelemaan sitä, että asiakaskohtaisen liikevaihdon korotus pysyy kohtuullisella tasolla, koska liian suuret hinnoittelun muutokset ovat osaltaan määräävän markkina-aseman väärinkäyttöä Energiamaksujen painotus Energiatehokkuuden nimissä ja energian säästöön kannustavan signaalin antamiseksi energiamaksun osuutta on painotettava, koska aiheuttamisperiaatteen mukaan energiamaksujen osuudeksi muodostuisi sulaketuotteilla ainoastaan % ja tehotuotteilla %. EU:n energiapalveludirektiivi edellyttää, että siirto- ja jakeluhinnoista poistetaan kannusteet, jotka ohjaavat kuluttamaan enemmän energiaa, mutta muutoin lainsäädäntö ei anna selviä suuntaviivoja kiinteiden ja energian käytöstä riippuvien maksujen suhteen suuruudesta. Energian säästöstä koituva hyöty asiakkaalle on pitemmällä aikavälillä kyseenalainen, koska siirtovolyymin pienetessä verkkoyhtiö nostaa siirtohintoja liikevaihtotavoitteensa saavuttamiseksi. YLE kertoi uutisessaan kiinteiden maksujen osuuden kasvusta sähkölaskussa. Artikkelissa työ- ja elinkeinoministeriön yli-insinööri Pentti Puhakka sanoo viranomaisen toiveissa olevan, että kiinteiden maksujen osuudet pysyvät kohtuudessa. Hän myös toteaa, että heillä on nyt tulossa lakiesitys, jossa hinnoittelun rakenteeseen

79 voidaan puuttua, jos ylilyöntejä ilmenee. Jää nähtäväksi määritelläänkö ylilyönniksi kustannusrakenteen vastaisesti pienemmäksi hinnoiteltua sähköenergian osuutta vai esimerkiksi nykyisestä markkinahintaisuudesta poikkeava hinnoittelu. Yleisesti aiheuttamisperiaate toteutuu sitä huonommin mitä enemmän poiketaan kustannusrakenteen mukaisesta hinnoittelusta. Energiamaksuja painotettaessa tulisi huomioida se, että suurien sulakkeiden paljon sähköä käyttävät asiakkaat maksavat aiheuttamiaan kiinteitä kustannuksia energiamaksuina, jolloin perusmaksua tulisi huomattavasti pienentää. Energiamaksujen painotuksen vaikutus perusmaksuihin voidaan huomata kuvista 9.1 ja 9.2, joissa Yleissähkö-tuotteen eri sulakkeiden keskimääräiseltä asiakkaalta veloitettava liikevaihto pidetään vakiona, mutta se veloitetaan suhteessa eri maksuissa. Kuvassa 9.1 energiamaksujen osuus siirtotuotteen liikevaihdosta on kustannusrakenteen mukaisesti 13 % ja kuvassa 9.2 energiamaksuina kerätään 60 % siirtotuotteen liikevaihdosta. Laskennassa on oletettu, että energiamaksun suuruus kulutettua energiayksikköä kohden on kaikilla sulakkeilla sama. Sulakkeen keskimääräisellä asiakkaalla tarkoitetaan sähköenergian kulutukseltaan keskimääräistä asiakasta, jotka on esitetty myöhemmin tässä luvussa taulukossa 9.2. Tarkastelusta on jätetty ampeerin sulakkeet pois, koska näiden asiakasmäärät ovat pieniä. 69 Kuva 9.1. Yleissähkön eri sulakkeiden asiakaskohtaiset perus- ja energiamaksut, kun siirtotuotteen liikevaihdosta energiamaksuina veloitetaan aiheuttamisperiaatteen mukaisesti 13 %.

80 70 Kuva 9.2. Yleissähkön sulakkeiden asiakaskohtaiset perus- ja energiamaksut, kun siirtotuotteen liikevaihdosta 60 % veloitetaan energiamaksuina. Kuvassa 9.3. on esitetty aiheuttamisperiaatteen mukaiset Yleissähkö-tuotteen perusmaksut, kun perusmaksuina veloitetaan % siirtotuotteen liikevaihdosta. Sulakkeiden välinen tarkastelu on tehty SVV:n asiakastietoihin perustuen. Kuva 9.3. Energiamaksujen painotuksen vaikutus perusmaksujen suuruuteen, kun asiakaskohtainen liikevaihto pidetään vakiona. Jos energiamaksuina halutaan veloittaa 60 % siirtotuotteen liikevaihdosta, pitäisi kuvan 9.3 mukaisesti kaikkien Yleissähkön sulakkeiden perusmaksun olla likipitäen sama. Tällöin suurien sulakkeiden paljon sähköä käyttävät asiakkaat maksavat aiheuttamansa kiinteät kustannukset energiamaksuina. Siirtotuotteilla keinottelun ja yhteisostojen rajoittamiseksi tulisi tällöin perusmaksua korottaa liittymän takaisten käyttöpaikkojen lukumäärän suhteessa. Epärealistisempana vaihtoehtoisesti sulakkeilla voisi olla erisuuruinen energiamaksu, mutta tällöin siirtotuotteista tulisi liian monimutkaisia. Aiheuttamisperiaate ja yksinkertainen hinnoittelu on lähivuosina paremmin toteutettavissa AMR:n avulla, jolloin sulaketuotteet voidaan hinnoitella nykyisten tehotuotteiden tapaan. Sitä ennen hinnoittelussa lieneekin järkevintä välttää suuria muutoksia.

81 9.2. Siirtotuotteiden yhteensopivuus ja edullisuusalueet 71 Siirtotuotteet muokataan siten, että siirtotuotteille ohjautuvat sähkönkulutukseltaan tarkoituksenmukaiset asiakkaat. Tämä tarkoittaa sitä, että siirtotuotteiden energiahintakäyrien leikkauspisteet määritetään halutulle vuosienergia- ja kulutusjakaumatasolle. Sähkömarkkinalain mukaisesti siirtotuotteet ovat vapaavalintaisia siltä osin kuin sähköverkonhaltijalla on vaihtoehtoja siinä verkkoportaassa, johon asiakas on liittynyt. Tämän vuoksi siirtotuotteiden edullisuusrajoja tarkastellaan ensisijaisesti verkkoportaittain, mutta on myös huomioitava asiakkaan mahdollisuus siirtyä verkkoportaasta toiseen, jos sen siirtymisestä aiheutuvan investoinnin takaisinmaksuaika on lyhyt Pienjänniteverkon siirtotuotteet Aiheuttamisperiaatteen mukaan Yleissähkö-tuotteen siirtohintoja tulisi SVV:n tämänhetkisessä tilanteessa korottaa nykyisestä hintatasosta. Tärkeämpi hinnoitteluperuste on kuitenkin asiakkaiden kulutuksen ohjaaminen, jota tarkastellaan edullisuusrajojen avulla. Lähtökohtana edullisuusrajojen muodostukselle voidaan pitää EMV:n yleisesti sähkönkäyttäjille antamaa ohjeistusta, jonka mukaan alle 10 MWh sähköä vuodessa kuluttaville asiakkaille soveltuu parhaiten yleissähkö. Verkkoyhtiö voi kuitenkin asettaa rajan haluamakseen kustannustasonsa ja sähkönkulutuksen ohjaustarpeen mukaisesti. Edullisuusalueita tulee tarkastella asiakkaan näkökulmasta, jolloin kokonaiskustannukset muodostuvat sähkön siirron, mittauksen, energian ja verojen summasta. Etäluettavien mittareiden tulon myötä SVV:lla uudelleen määritetyt ja perusmaksuihin sisällytetyt mittausmaksut poikkeavat vanhoista mittalaitemaksuista sekä suuruudeltaan että suhteiltaan, ja siirtävät täten edullisuusrajoja. Sähkö- ja arvonlisävero eivät vaikuta hintakäyrien leikkauspisteisiin, mutta sen sijaan sähköenergian vaikutus on merkittävä, koska siirtotuotteiden asiakkailla on lähes poikkeuksetta vastaava energiatuote. Sähköenergian vaikutus edullisuusrajaan tulee ilmi kuvasta 9.5, jossa käyrät kuvaavat Yleis- ja Yösähkö-tuotteiden keskihintaa kilowattituntia kohden vuosienergian funktiona. Sähkönkulutuksen jakauma on määritetty tyypillisen SVV:n yösähköasiakkaan perusteella. Sähköenergian hintoina on käytetty Savon Voiman voimaan astuneita KestoVoima-sopimusten mukaisia hintoja.

82 72 Kuva 9.5. Sähköenergian kustannusten vaikutus siirtotuotteiden edullisuusalueisiin asiakkaan näkökulmasta katsottuna. On huomioitava, että kuvan 9.5 tilanne kuvaa keskimääräistä SVV:n yösähköasiakasta, joten 50 prosentilla yösähköasiakkaista on epäedullisempi sähkönkulutuksen jakauma. Kuitenkin myös heille Yösähkö-tuote tulee Yleissähkö-tuotetta edullisemmaksi. Täten voidaan arvioida sopivaksi siirtymärajaksi pelkillä siirtohinnoilla hieman yli 10 MWh kulutusjakauman ollessa tyypillisen SVV:n Yösähköasiakkaan kaltainen. Edullisuusrajoja voidaan siirtää energiamaksuja muuttamalla, jolloin edullisuusrajat siirtyvät kaikilla sulakkeilla, mutta vaikutuksen rajaamiseksi pelkästään yhdelle sulakkeelle voidaan muuttaa myös yksittäistä perusmaksua. Kaksiaikaisen siirtotuotteen energiamaksujen lähtökohtana pidetään edellisen vuoden arvoja, joiden suhdetta voidaan muuttaa halutun ohjausvaikutuksen mukaisesti. Alueverkko- ja sähköasematasolla kapasiteettia on yleensä yöaikaan vapaana runsaasti, mutta alemmissa verkkoportaissa klo 22 jälkeinen tehohuippu muodostuu helposti suurimmaksi esimerkiksi sähkölämmitteisiä pientaloja syöttävässä muuntopiirissä. Siirtotuotteiden edullisuuden siirtymärajat voidaan määrittää sulakekohtaisten keskimääräisiin vuosienergioihin perustuen. Jos sähkönkulutusta halutaan nykyisestä tilanteesta ohjata, siirretään edullisuusrajoja vastaavasti. Kuvassa 9.6 on esitetty edullisuusrajojen määrittämisen periaate SVV:n nykyisessä tilanteessa. Sovitekäyrä on sovitettu nykyisten sulakekohtaisten siirtymärajojen perusteella.

83 73 Kuva 9.6. Siirtotuotteiden edullisuusalueen siirtymärajan määritys. Siirtotuotteiden energiakäyröihin sovitetulta sovitekäyrältä määritetyt arvot on esitetty taulukossa 9.1. Pienempien sulakkeiden arvoja on korjattu vastaamaan tarkemmin todellista tilannetta. Taulukko 9.1. Siirtotuotteen edullisuuden siirtymärajat keskimääräisen SVV:n yösähköasiakkaan mukaisella sähkönjakaumalla (yö: 55 %, päivä: 45 %), kun tarkastellaan pelkästään sähkönsiirron osuutta. Sulake Siirtymäraja ( MWh ) 3 x 25 A 10 3 x 35 A 16 3 x 50 A 30 3 x 63 A 42 3 x 80 A 57 3 x 100 A 73 3 x 125 A 93 3 x 160 A x 200 A x 250 A x 315 A 179 Kausi- ja Yleissähkö-tuotteiden edullisuusalueiden leikkauspiste on oltava sulakkeittain sama kuin Yö- ja Yleissähkö-tuotteilla. Tarkastellessa Kausisähkön edullisuusalueita oletetaan sähkönkulutuksen jakauman olevan tyypillisen SVV:n kausisähköasiakkaan kaltainen, jolla talvipäivän energiaosuus on 26 % ja muun ajan osuus 74 %. Pj-tehosähkö ja sulaketuotteiden liittymismaksut ovat tällä hetkellä suunnilleen samanarvoisia, joten Pj-tehosähkö tulee asiakkaalle kannattavaksi, kun tällä on riittävän suuri vuosienergia ja huipunkäyttöaika.

84 Keskijänniteverkon siirtotuotteet Keskijänniteverkkoon liittyneillä asiakkailla on valittavinaan kaksi siirtotuotetta. Vähemmän sähköä kuluttaville asiakkaille on tarkoitettu energiamaksupainotteinen ja kaksiaikainen Sj-tehosähkö 1 ja suurille sähkön kuluttajille perusmaksupainotteinen Sjtehosähkö 2, jonka energiamaksu on neliaikainen. Jotta siirtotuotteille ohjautuisivat oikeat asiakkaat, on hintakomponenttien painotusta muutettu reilusti aiheuttamisperiaatteen mukaisesta. Aiheuttamisperiaatteen mukaan Sj-tehosähkö -tuotteiden hintoja voitaisiin laskea melko paljonkin, mutta tällöin pienempitehoisien asiakkaiden määrä lisääntyisi, joka puolestaan nostaisi Sj-tehosähköasiakkaiden keskimääräisiä kustannuksia. Tämän vuoksi Sj- ja Pj-tehosähkötuotteiden hinnaneron on pysyttävä järkevässä suhteessa toisiinsa. Pj-tehosähkö ja Sj-tehosähkö -tuotteiden välinen tarkastelu tehdään laskemalla millä liittymis-/huipputeholla asiakkaan kannattaa liittyä keskijänniteverkkoon. Kannattavuuden rajana teollisuudelle voidaan pitää investoinnin kahden vuoden takaisinmaksuaikaa. Keskijänniteportaaseen liittyvälle asiakkaalle aiheutuvia investointikustannuksia ovat keskijänniteliittymän liittymismaksu, joka koostuu perusmaksusta ja tehon mukaan määräytyvästä tehomaksusta. Liittymismaksu kattaa sähköverkon rakentamis- ja vahvistamiskustannukset, mutta asiakkaan kustannuksiksi tulevat lisäksi keskijännitejohto /-kaapeli ja sen kaivutyöt, pääterakenne, muuntaja, muuntamotila, pienjännitekaapeli ja sen kaivutyöt tonttialueella sekä mittauksesta aiheutuva lisäinvestointi. Keskijänniteverkkoon liittyneellä yrityksellä on myös oltava oma käytön johtaja. Pienjänniteasiakkaalla käytön johtaja vaaditaan, jos sähkölaitteiston yhteenlaskettu liittymisteho on yli 1600 kva tai jos sähkölaitteistoon kuuluu yli 1000 V nimellisjännitteisiä osia. [37] Nämä ehdot ylittyvät kuitenkin harvoin pienjänniteverkon asiakkaalla. Keskijänniteasiakas välttyy pienjänniteportaaseen liittyvän asiakkaan investointikustannukselta, eli pienjänniteteholiittymän liittymismaksulta, joka koostuu keskijänniteliittymän tavoin kiinteästä perusmaksusta ja tehon mukaan määräytyvästä tehomaksusta. Keskijänniteasiakkaalle säästöä tulee vuosittain pienemmistä siirtohinnoista, verrattuna mitä tämä maksaisi pienjänniteverkon asiakkaana. Vuosittaisia lisäkustannuksia aiheutuu lähinnä muuntajan huollosta sekä käytön johtajan aiheuttamista kustannuksista ellei sitä tarvittaisi liittyessä pienjänniteverkkoon. Keskijänniteliittymään vaadittavan investoinnin takaisinmaksuaika voidaan laskea kaavalla (13).

85 75 TM = LM PM, KJ LM PM, PJ + Pˆ SM ( LM LM ) PJ TM, KJ SM KJ TM, PJ + INV KJ liittymä, (13) jossa TM = investoinnin takaisinmaksuaika LM, = keskijänniteverkon liittymismaksun perusosa PM KJ LM, = pienjänniteverkon liittymismaksun perusosa PM PJ Pˆ = liittymisteho / tehomaksun perusteena oleva huipputeho LM, = keskijänniteverkon kapasiteettivarausmaksu TM KJ LM, = pienjänniteverkon kapasiteettivarausmaksu TM PJ KJ liittymä INV = asiakkaan muut tarvittavat investoinnit keskijänniteliittymää varten liittymismaksua lukuunottamatta SM KJ SM PJ = keskijänniteverkon siirtotuotteen vuotuiset siirtomaksut = pienjänniteverkon siirtotuotteen vuotuiset siirtomaksut Kuva 9.7 kertoo kaavalla 13 lasketun takaisinmaksuajan liittymistehon funktiona. Samaa tehoa on käytetty myös huipputehona, joka määrää siirtomaksun tehomaksun. Lisäksi on käytetty oletusta, että asiakas joutuu rakentamaan 100 metriä keskijännitekaapelia ja tämän huipunkäyttöaika on 4000 tuntia. Muuntajan hintana on käytetty liittymistehosta riippumatta 1600 kva:n muuntajan EMV:n yksikköhintaa. Kuva 9.7. Keskijänniteliittymän investointikustannusten takaisinmaksuaika liittymistehon funktiona vuoden 2010 siirto- ja liittymishinnoilla sekä rakentamiskustannuksilla. Takaisinmaksuajat voidaan laskea myös asiakaskohtaisesti suurimmille pienjänniteverkon asiakkaille, jolloin tiedetään tarkasti siirtymäpotentiaali.

86 kv alueverkon siirtotuote 110 kv alueverkkoon liittyneille asiakkaille on SVV:lla yksi siirtotuote, tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa. Tuote on sinällään helppo hinnoitella aiheuttamisperiaatteen mukaan, koska tuotteen asiakkaat osallistuvat ainoastaan alueverkon kustannuksiin, mutta tässäkin on tarkasteltava hintoja keskijänniteverkon siirtotuotteisiin. Alueverkon aiheuttamisperiaatteen mukaiset siirtohinnat muodostuvat nykyisellään alhaisiksi, koska alueverkon 3 asiakasta ovat sijoittuneet SVV:n kannalta edullisesti, eivätkä täten varaa paljoa alueverkon ja sähköasemien kapasiteetista. Potentiaalisia SVV:n asiakkaita, joille saattaisi tulla edullisemmaksi liittyä alueverkkoasiakkaaksi, on hyvin vähän. Lähinnä kysymys on siitä, että hinnat ovat järkevässä suhteessa toisiinsa nähden. Alueverkkoon liityttäessä asiakkaan investointikustannuksia ovat alueverkon liittymismaksu, joka muodostuu kiinteästä perusosasta ja tehon mukaan määräytyvästä kapasiteettivarausmaksusta. Lisäksi asiakas joutuu rakennuttamaan oman sähköaseman, jonka kustannuksena voidaan käyttää EMV:n yksikköhintojen mukaisia 110 kv kevyen sähköaseman ja nimellisteholtaan 10 MVA päämuuntajan jälleenhankintahintojen summaa. EMV:n vuoden 2010 yksikköhintojen perusteella sähköaseman investointikustannukseksi tulisi tällöin euroa. Edellä mainituista investointikustannuksista vähennetään keskijänniteliittymän liittymismaksu. Alueverkkoasiakkaana siirtomaksu ovat pienemmät, jolloin asiakas säästää vuosittain siirtomaksujen erotuksen verran. Alueverkkoon liittymiseen tarvittavan investoinnin takaisinmaksuaika voidaan laskea kaavalla (14). TM ( LM LM ) LM ˆ PM,110 LM PM, KJ + P TM,110 TM, KJ + INVSA =, (14) SM SM KJ 110 jossa TM = investoinnin takaisinmaksuaika LM PM,110 = 110 kv alueverkon liittymismaksun perusosa LM, = keskijänniteverkon liittymismaksun perusosa PM KJ Pˆ = liittymisteho / tehomaksun perusteena oleva huipputeho LM TM,110 = 110 kv alueverkon kapasiteettivarausmaksu LM, = keskijänniteverkon kapasiteettivarausmaksu INVSA SM KJ SM 110 TM KJ = sähköaseman investointikustannus = keskijännitetuotteen vuotuiset siirtomaksut = alueverkkotuotteen vuotuiset siirtomaksut Kuva 9.8 kertoo kaavalla (14) lasketun takaisinmaksuajan liittymistehon funktiona, kun liittyjän huipunkäyttöaika oletetaan olevan 4000 tuntia ja tämän sijainti

87 välittömässä 110 kv johdon läheisyydessä, jolloin 110 kv verkon rakentamisesta ei aiheudu lisäkustannuksia. 77 Kuva kv liittymän investointikustannusten takaisinmaksuaika liittymistehon funktiona vuoden 2010 siirto- ja liittymishinnoilla sekä rakentamiskustannuksilla. Kahden vuoden takaisinmaksuaikaa voidaan pitää kannattavuuden rajana myös alueverkon ja keskijänniteverkon välisessä tarkastelussa. Saatua tehon arvoa voidaan verrata suurimpien keskijänniteverkon asiakkaiden liittymistehoon, jolloin tiedetään siirtymäpotentiaali Markkinahintaisuus Riippuen jakeluverkkoyhtiöiden omistajalähtöisistä tavoitteista markkinahintaisuus voi olla hyvinkin tärkeä vaatimus siirtohintojen muodostuksessa. Markkinahintaisuus tarkoittaa siirtotuotteiden hintojen vertailua muiden verkkoyhtiöiden hintoihin. Vertailtavat jakeluverkkoyhtiöt ovat yleensä vastaavassa toimintaympäristössä toimivia naapuriverkkoyhtiöitä. Yleisin tapa vertailla hintoja on EMV:n julkaisemien tyyppikäyttäjien sähkön siirron energiakeskihinnat eri jakeluverkkoyhtiöillä, joka huomioi tyyppikäyttäjien kaikki kustannukset siirrettyä kilowattituntia kohden. Diplomityössä tehtävän siirtohintojen laskentasovelluksessa tämä on huomioitu siten, että jokaisen tyyppikäyttäjän energiakeskihinnat on laskettu tyyppikäyttäjän valittavissa olevilla SVV:n siirtotuotteilla, josta laskentaohjelma valitsee edullisimman. Kun ohjelmaan kopioidaan lisäksi EMV:n julkaisemat viimeisimmät tyyppikäyttäjähinnat valituille referenssiyhtiöille, ohjelma muodostaa kuvaajan näistä hinnoista. Hintojen muokkauksen vaikutus näkyy täten automaattisesti SVV:n tyyppikäyttäjähintoihin ja sijoitukseen referenssiyhtiöihin nähden. EMV:n määrittämien tyyppikäyttäjien avulla voidaan vertailla vain tiettyjä yksittäistapauksia. Markkinahintaisuuden tietäminen on tärkeää kuitenkin kaikilla siirtotuot-

88 teilla, sulakkeilla ja erilaisilla energianjakaumilla. Tämän vuoksi voidaan myös eri verkkoyhtiöiden julkisten hinnastojen mukaisten samojen siirtotuotteiden hintakomponentteja vertailla suoraan keskenään. Verkkoyhtiöt kuitenkin painottavat hintakomponentteja eri tavalla, joka saattaa vääristää paljonkin vertailua. Esimerkiksi perusmaksujen suora vertailu keskenään ei kerro paljoakaan, jos toinen verkkoyhtiö veloittaa perusmaksuilla kolmasosan ja toinen kaksi kolmasosaa siirtotuotteen liikevaihdosta. Oikein tehtynä vertailu tuleekin suorittaa huomioimalla sulakkeittain keskimääräisen asiakkaan vuosienergia, ja vertailemalla sen avulla laskettuja energiakeskihintoja. Siirtotuotteiden hinnoitteluohjelmistossa energiakeskihinnat on laskettu edellä mainitulla tavalla SVV:n ja referenssiyhtiöiden siirtotuotteille ja sulakkeille Tulostavoitteen toteutuminen Laskettavilla siirtohinnoilla pyritään toteuttamaan liikevaihtotavoite, jonka taso saadaan yhtiön hallituksen määrittämästä hintojen korotusksesta tai liikevoittotavoitteesta. Siirtotuloihin vaikuttavat merkitsevät tekijät ovat siirtotuotteiden hinnat, asiakasmäärät, vuosienergiat ja tehotuotteiden asiakkaiden pätö- ja loistehohuiput. Jakeluverkkoyhtiön toteutuvan liikevaihdon ennustamiseksi onkin arvioitava mahdollisimman tarkasti nämä muuttujat laskettavan vuoden ajalle. Myös tuotannon siirtotulot tai -menot ovat yksi erä, joka tällä hetkellä ei ole merkitsevä, mutta voi tulevaisuudessa kasvaa merkittävästikin. Muut vaikuttavat tekijät, kuten luottotappioita ei laskennassa huomioida. Asiakasmäärät ja täten siirtotulot painottuvat yleensä voimakkaasti tiettyihin siirtotuotteisiin, kuten Yleissähkö-tuotteeseen ja sen sisällä pieniin sulakkeisiin. Tämän vuoksi siirtotulojen muodostumista on tarkasteltava siirtotuotteiden sisällä sulakkeittain. Pienikin hinnanmuutos massatuotteessa vaikuttaa merkittävästi koko siirtotuloihin. Asiakasmäärien ja siirtovolyymin lähtöarvoina on yleensä tarkoituksenmukaisinta käyttää edellisen vuoden arvoja, jotka korjataan tulevan vuoden arvoiksi arvioidun kehityksen mukaisesti. Kehityksen pitkänajan suuntaus voidaan selvittää tarkastelemalla arvojen kehitystä 5-10 vuoden aikavälillä, mutta sitäkin tärkeämpää on huomioida lyhyen ajan muutokset, kuten talouden kehitys ja lämpötila. Jos arvojen lähtötasona käytetään pelkästään edellisen vuoden tasoa, on huomioitava kyseisen vuoden mahdolliset poikkeukselliset tekijät kuten juuri lämpötila. Siirtotuotteiden siirtovolyymit voivat muuttua myös keskenään ristiriitaisella tavalla, esimerkiksi toisen siirtotuotteen siirtovolyymi voi laskea ja toisen nousta. Tarkempaan tulokseen pääsemiseksi siirtotuotteiden siirtovolyymeille voitaisiin muodostaa matemaattinen malli, joka on riippuvainen sähkönkulutukseen vaikuttavista tekijöistä. Nämä tekijät olisivat esimerkiksi lämpötila, talouden tilaa kuvaava Elinkeinoelämän Tutkimuslaitoksen julkaisema suhdannekehityksen ennuste ja rakennusteollisuuden rakentamisen suhdannetta kuvaava indeksi. Esimerkiksi teollisuuden suhdanne vaikuttaa huomattavasti tehotuotteiden siirtovolyymin, mutta vaikutus vaikkapa Yleissähkön siirtovolyymiin on pikemminkin päinvastainen. Lämpötila vaikuttaa lähinnä Yö- ja Kausisähköön, ja rakentamisaktiivisuus lisää

89 asiakasmääriä ja siirtovolyymiä kaikkiin siirtotuotteisiin. Mallin luomiseen ei kuitenkaan tässä työssä paneuduta tarkemmin. Siirtotuotteiden ja sulakkeiden väliset painosuhteet voidaan olettaa pysyvän samoina edelliseen vuoteen verrattuna. Painosuhteissa on kuitenkin huomioitava mahdollisesta hintasuhteiden muutoksesta aiheutuva asiakkaiden siirtyminen muille siirtotuotteille. Sulaketuotteiden sisällä asiakas ei voi vaihtaa yhtä helposti pääsulakettaan, mutta sekin on mahdollista esimerkiksi yksittäisten rivitaloasiakkaiden ryhmittymisenä yhteisostajaksi. Periaatteessa mahdollista vaikkakin käytännössä epärealistista on myös pääsulakkeen jakaminen useampaan pienempään liittymään siten, että se on asiakkaalle edullisinta. Tällainen tilanne olisi kuitenkin mahdollinen, jos sulakeporrastuksen perusmaksu on hinnoiteltu selvästi suuremmaksi kuin teho edellyttäisi. Siirtotuotteiden hinnoittelun onkin kokonaisuudessaan oltava sellainen, että se ehkäisee mahdollisimman hyvin tarpeettoman siirtotuotteilla spekuloinnin. Sulaketuotteiden sulakekohtaisten asiakasmäärien suhteen voidaan olettaa pysyvän samana tulevana siirtohintojen laskentavuotena. Siirtotuote ja sulakekohtaiset asiakasmäärät tulee kuitenkin skaalata jakeluverkkoyhtiön koko asiakasmäärän kasvuprosentilla. Asiakastietokannasta saadaan sulakekohtaiset vuosienergiat, joista edelleen voidaan laskea keskimääräiset asiakaskohtaiset vuosienergiat. Sulakekohtaisen vaihtelun tasaamiseksi vuosienergiat lasketaan arvoihin sovitetulta sovitesuoralta. SVV:n asiakastietojen pohjalta on laadittu oma sovitesuora Yleissähkö-tuotteelle ja oma muille sulaketuotteille, koska nämä poikkeavat selvästi toisistaan. Yleissähkön 3*63 ampeerin ja sitä pienempien sulakkeiden, sekä Yö-, Kausi- ja Palvelusähkön 25:n ja 3*50 ampeerin sulakkeen arvot on korjattu vastaamaan paremmin todellisia arvoja. Kuvassa 9.10 on esitetty siirtotuotteiden vuosienergioiden sovitesuorat. 79 Kuva Sulakekohtaisten vuosienergioiden määrityksen periaate.

90 Kuva 9.11 havainnollistaa sovitesuorien yhteensopivuutta siirtotuotteiden todellisiin vuosienergioihin. 80 Kuva Vuosienergian riippuvuus sulakkeesta eri siirtotuotteilla. Edellä kuvatulla tavalla määritetyt siirtotuotteiden sulakekohtaiset vuosienergiat on esitetty taulukossa 9.2. Taulukko 9.2. Keskimääräiset asiakaskohtaiset vuosienergiat (MWh/a) eri siirtotuotteilla ja sulakkeilla. Sulake Yleissähkö 1 x A 1,75 1 x A * 1,61 3 x 25 A* 4,49 Yö-, Kausi ja Palvelusähkö 3 x 25 A 6,34 17,00 3 x 35 A 14,54 32,85 3 x 50 A 22,91 53,00 3 x 63 A 29,31 58,98 3 x 80 A 44,42 74,84 3 x 100 A 60,89 93,50 3 x 125 A 81,47 116,83 3 x 160 A 110,28 149,49 3 x 200 A 143,21 186,81 3 x 250 A 184,37 233,47 3 x 315 A 237,87 294,12 Sulakekohtaisten vuosienergioiden määritys on tärkeää, koska energiamaksua painotetaan kustannusrakenteen vastaisesti ylisuureksi ja asiakkaat maksavat aiheuttamiaan kiinteitä kustannuksia energiamaksussa. Tämän vuoksi sulakekohtaisten vuosienergioiden tulee olla toisaalta tarpeeksi tarkkoja, mutta järkevässä suhteessa toisiinsa, että perusmaksuporrastuksesta tulee johdonmukainen.

91 Sulaketuotteiden perusmaksujen sulakeporrastuksen muodostuksessa ja jakeluverkkoyhtiöiden sulakekohtaisessa keskihintavertailussa käytetään taulukon 9.2 mukaisia tasoitettuja vuosienergioita. Sen sijaan esimerkiksi sulakkeen liikevaihtoa laskettaessa käytetään sulakekohtaisia tarkkoja arvoja. Jos asiakasryhmän todellinen vuosienergia jää ennakoitua pienemmäksi niin myös liikevaihto jää budjetoitua pienemmäksi, toisin kuin verkkoyhtiön kiinteät kustannukset. Energiamaksujen liikevaihtoja laskettaessa energiamaksujen yksikköhintoina tulee käyttää todellista hintaa vastaavia pyöristettyjä kahden desimaalin arvoja. Jos energiamaksua ei ole pyöristetty, kuten taulukkolaskentaohjelmissa yleensä on oletuksena, ja arvo poikkeaa suurimman mahdollisimman verran eli 0,005 snt/kwh, johtaa tämä esimerkiksi SVV:n Yleissähkö-tuotteen siirtovolyymilla yli euron virheeseen vuositason liikevaihdossa. 81

92 TULOKSET JA NIIDEN ARVIOINTI Diplomityössä kehitettiin menetelmät ja taulukkolaskentaohjelma aiheuttamisperiaatteen mukaisten siirtotuotteiden hintojen laskemiseen, jota käyttäen laskettiin SVV:n siirtotuotteiden aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat vuodelle Koska aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat eivät täytä kohdassa 3 käsiteltyjä hinnoittelun muita vaatimuksia, muodostettiin erillinen taulukkolaskentasovellus hintojen muokkaukseen. Seuraavaksi tarkastellaan työn aiheuttamisperiaatteen mukaisen laskennan tuloksia sekä arvioidaan niiden oikeellisuutta. Koska diplomityön aikana ei saatu varmuutta siitä, voidaanko siirtotuotteiden aiheuttamissa kustannuksissa huomioida asiakkaiden tarvitsema keskijännite- ja pienjännitejohtojen pituus, on etäisyysriippuvan kustannusjaon tuloksia tarkasteltua kohdassa Siirtotuotteiden kustannusosuuksien tarkastelu Laskennan perusteella määritetyt siirtotuotteiden osuudet verkon kustannuksista on esitetty taulukossa Taulukko Siirtotuotteiden osuudet verkon osien kustannuksista. Siirtotuote Alueverkko (%) Sähköasemat (%) Kj-verkko (%) Jakelumuuntajat (%) Pj-verkko (%) Yleissähkö 28,88 % 32,46 % 35,73 % 50,33 % 42,11 % Yösähkö 4,00 % 4,22 % 4,63 % 3,97 % 5,23 % Kausisähkö 27,03 % 29,98 % 33,75 % 32,44 % 29,78 % Palvelusähkö 4,45 % 4,97 % 5,05 % 4,77 % 4,83 % Pj-tehosähkö 21,02 % 20,23 % 15,59 % 8,50 % 18,06 % Sj-tehosähkö 9,71 % 8,13 % 5,25 % 0,00 % 0,00 % Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 4,90 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % 0,00 %

93 Taulukon 10.1 mukaiset siirtotuotteiden osuudet verkon osien kustannuksista näkyvät graafisesti kuvassa Kuva Siirtotuotteiden osuudet kustannuspaikkojen kustannuksista. Taulukon 10.1 kustannusosuuksista voidaan todeta, että Yleissähkö-tuotteen osuus nousee mitä alemmas verkkoportaalla mennään. Poikkeuksen muodostaa kuitenkin pienjänniteverkko, jonka kustannukset jaettiin huipputehon perusteella. Yleissähkön suurehkot kustannusosuudet selittyvät muun muassa siitä, että verkon kuormitushuippu painottuu alueverkkoa lukuun ottamatta ilta-ajalle. Kokonaisuudessa verkon kustannukset painottuvat huomattavasti Yleissähkölle senkin vuoksi, että pienjänniteverkon, jakelumuuntamoiden ja keskijänniteverkon kustannukset muodostavat noin 77 % koko verkon kustannuksista. Keskijänniteverkon johtolähtökohtainen kustannusjako vaikutti tehosähkötuotteiden kustannusosuuksiin pienentävästi. Kustannusosuudet pätevät laskenta-ajankohdan mukaiseen asiakkaiden siirtotuotevalintoihin ja näiden sähkönkulutuskäyttäytymiseen. Edellä mainittujen tekijöiden voidaan olettaa pysyvän lyhyellä aikavälillä melko muuttumattomina, joten kustannusosuuksia ei ole tarpeen laskea joka vuosi uudelleen. Tällöin uusia siirtohintoja laskettaessa kustannukset voidaan jakaa kun lähtötietoina ovat siirtotuotteiden vuosienergiat, asiakasmäärät ja edellä määritetyt kustannuskertoimet. Tehotuotteiden osalta on myös arvioitava laskutettava huipputeho Liikevaihdon jakautuminen siirtotuotteille Aiheuttamisperiaatteen ja nykyisen hinnoittelun mukaisten siirtotuotteiden hintakomponenttien vertailu on hankalaa, koska nykyiset siirtotuotteet ovat hyvin energiamaksupainotteisia. Siten myös siirtotuotteiden asiakkailta veloitettujen kokonaismaksujen hahmottaminen hintakomponentteja vertailemalla on vaikeaa. Hintakomponenttien

94 vertailun sijaan tarkastellaan nykyisillä ja aiheuttamisperiaatteen mukaisilla maksuilla toteutuvaa liikevaihtoa siirtotuotteittain. Taulukossa 10.2 on esitetty siirtotuotteiden osuudet SVV:n siirtotuloista aiheuttamisperiaatteen mukaisilla ja nykyisillä hinnoilla, kun siirtotuotekohtaiset asiakasmäärät, siirtovolyymit ja sähkönkulutuksen jakauma ovat vuoden 2009 kaltaiset, joita arvoja käytetään myös määrittäessä vuoden 2010 siirtohintoja. 84 Taulukko Siirtotuotteiden liikevaihto-osuudet aiheuttamisperiaatteen ja vuoden 2009 mukaisilla hinnoilla. siirtotuote Aiheuttamisperiaatteen mukaan (%) 2009 hinnoittelun mukaan (%) Ero (%) Yleissähkö 43,5 42,7 1,8 Yösähkö 4,2 4,0 5,5 Kausisähkö 28,5 27,0 5,6 Palvelusähkö 4,3 5,0-14,5 Pj-tehosähkö 14,7 15,2-3,2 Sj-tehosähkö 3,7 5,1-28,1 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 1,0 0,9 15,9 Taulukosta 10.2 voidaan huomata, että Palvelusähkö ja Sj-tehosähkö -tuotteiden asiakkailta veloitettu liikevaihto vuoden 2009 siirtomaksuilla on liian suuri. Alueverkon asiakkailta veloitetut siirtotulot ovat puolestaan liian pienet, mutta toisaalta alueverkon muutamat asiakkaat sijaitsevat alueverkossa SVV:n kannalta edullisesti, mitä ei huomioitu aiheuttamisperiaatteen mukaisessa laskennassa. Yleis-, Yö- ja Kausisähkötuotteiden asiakkailta veloitettu liikevaihto on lähellä oikeaa, vaikkakin muiden tuotteiden ylihinnoittelu on johtanut näiden kohdalla lievään alihinnoitteluun Etäisyysriippuva hinnoittelu Siirtotuotteiden aiheuttamiin kustannuksiin ja siten myös siirtomaksuihin vaikuttaa paljon huomioidaanko asiakkaiden tarvitsema keski- ja pienjännitejohdon pituus. Lähtökohtaisesti tässä työssä ei sovelleta etäisyysriippuvaa hinnoittelua, mutta vertailun vuoksi tarkastellaan etäisyysriippuvan hinnoittelun vaikutusta siirtotuotteiden liikevaihto-osuuksiin. Etäisyysriippuvassa hinnoittelussa siirtotuotteiden aiheuttamissa kustannuksissa etäisyys huomioidaan, mutta yksittäisen asiakkaan etäisyysriippuva hinnoittelu katsotaan olevan joka tapauksessa sähkömarkkinalain vastaista. Kehitetyssä siirtotuotteiden hinnoittelusovelluksessa voidaan valita kummallako menetelmällä kustannukset jaetaan, jos esimerkiksi EMV tulevaisuudessa katsoo etäisyysriippuvan kustannusjaon olevan sallittua. Etäisyysriippuvassa hinnoittelussa keskijänniteverkon kustannukset jaetaan siirtotuotteille kaavan (8) mukaisesti, mutta johtolähtökohtaisena painokertoimena ( e k )

95 käytetään johtolähdön pituudesta määritettyä arvoa, joka pisimmällä johtolähdöllä on yksi, ja muilla siihen verrannollinen arvo väliltä 0-1. Keskijännitejohtolähtöjen pituudet saadaan verkkotietojärjestelmästä. Laskennan mukaiset tulokset on esitetty taulukossa Taulukko Etäisyysriippuvan hinnoittelumallin mukaiset siirtotuotteiden osuudet keskijänniteverkon kustannuksista. Siirtotuote Osuus keskijänniteverkon kustannuksista (%) Yleissähkö 41,67 Yösähkö 3,76 Kausisähkö 39,97 Palvelusähkö 5,55 Pj-tehosähkö 7,96 Sj-tehosähkö 1,09 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0,00 Pienjänniteverkon kustannusten jaossa siirtotuotteille kustannusajurina käytetään pienjännitejohdon tai -kaapelin pituutta. Tämä on perusteltua, koska pienjänniteverkon kustannukset muodostuvat enemmän fyysisen siirtotien pituudesta kuin sähköteknisestä mitoittamisesta. Tarkempaan tulokseen pääsemiseksi tulisi eri johto- ja kaapelilajien investointi- ja rakentamiskustannukset ottaa huomioon ja jakaa pienjänniterunkojohdot erikseen siirtotuotteille osallistuvien tehojen suhteessa. Lähtötietoina verkkotietojärjestelmästä saadaan jokaisen jakelumuuntajalta asiakkaalle ulottuvan pienjännitejohdon pituuden sekä sen syöttämien asiakkaiden lukumäärän ja näiden siirtotuotteen. Useampaa asiakasta syöttävän pienjännitejohtimen pituus jaetaan tasan näiden asiakkaiden kesken. Laskentamalli ei kuitenkaan huomioi runkojohtojen osuutta pienjännitejohdon pituudessa. Lisäksi siirtotuotteiden asiakkaiden pienjännitejohdon mitoitustarpeet vaihtelevat, joten siirtotuotteille asetetaan kustannuksia selittävän painokerroin. Näistä syistä siirtotuotteiden painokertoimina käytetään Yleissähköllä 0,4, Yö-, Kausi- ja Palvelusähköllä 0,7 ja Pj-tehosähköllä 1,4. Etäisyysriippuvan hinnoittelumallin mukaiset siirtotuotteiden kustannusosuudet pienjänniteverkon kustannuksista on esitetty taulukossa

96 Taulukko Etäisyysriippuvan hinnoittelumallin mukaiset siirtotuotteiden osuudet pienjänniteverkon kustannuksista. Siirtotuote Osuus pienjänniteverkon kustannuksista (%) Yleissähkö 62,28 Yösähkö 4,18 Kausisähkö 29,21 Palvelusähkö 3,35 Pj-tehosähkö 0,98 Sj-tehosähkö 0,00 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 0,00 Keski- ja pienjänniteverkon kustannukset muodostavat suhteessa suuren osan verkon kustannuksista, joten etäisyysriippuva kustannusjakomenetelmä vaikuttaa lopputulokseen paljon. Taulukossa 10.5 on esitetty siirtotuotteiden liikevaihto-osuudet yhtiön koko siirtotuloista etäisyysriippuvan kustannusjaon mukaan. 86 Taulukko Etäisyysriippuvan hinnoittelumallin mukaiset siirtotuotteiden liikevaihto-osuudet aiheuttamisperiaatteen ja vuoden 2009 mukaisilla hinnoilla. siirtotuote Aiheuttamisperiaatteen mukaan (%) 2009 hinnoittelun mukaan (%) Ero (%) Yleissähkö 48,0 42,7 12,3 Yösähkö 4,0 4,0-0,8 Kausisähkö 30,0 27,0 11,0 Palvelusähkö 4,2 5,0-16,9 Pj-tehosähkö 9,9 15,2-35,0 Sj-tehosähkö 3,0 5,1-42,0 Tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa 1,0 0,9 15,9 Tuloksista huomataan, että etäisyys huomioitaessa Yleissähkön kustannusosuus nousee huomattavasti sekä Pj- ja Sj-tehosähkö tuotteiden kustannusosuudet laskevat merkittävästi. Tämä johtuu siitä, että yleissähkö asiakkaiden tarvitsema pien- ja keskijännitejohtopituus on huomattavasti muita suurempi ja vastaavasti Pj- ja Sjtehosähkötuotteiden asiakkaat sijaitsevat keskimäärin lähempänä sekä sähköasemaa että jakelumuuntajaa. Yö- ja Kausisähkö tuotteiden kustannusosuuksien suureen eroon vaikuttaa pääasiassa tievalaistus, jonka osuus yösähkön siirtovolyymistä on merkittävä Tulosten oikeellisuuden arviointi Laskentaprosessina siirtotuotteiden aiheuttamien kustannusten määrittäminen on hyvin monitahoinen eikä yksiselitteistä keinoa ole olemassa. Tämän vuoksi laskentamenetelmät eivät ole ehdottoman oikeita vaan vaadittavan tarkkuuden ja työmäärän mukaan

97 optimoitu paras näkemys, jonka monessa vaiheessa joudutaan myös hyväksymään lievä epätarkkuus. Kustannuspaikkojen kustannusten laskemisessa epätarkkuutta aiheuttavat luonteeltaan epäselvät kustannuserät, joiden kohdistaminen kustannuspaikoille joudutaan tekemään kokemusperäisen arvion perusteella. Lopputuloksen kannalta epätarkkuus ei kuitenkaan ole merkitsevä, koska epäselvät kustannuserät eivät ole suuria ja ne jakautuvat yleensä toisellakin kustannuspaikalla lähes samoille siirtotuotteille. Siirtotuotteiden kuormituskäyrien määrityksessä aiheutuva epätarkkuus on merkitsevä, koska jokaiselle asiakkaalle verkkotietojärjestelmässä valittu käyttäjäryhmän kuormituskäyrä poikkeaa jonkin verran asiakkaan todellisesta kuormitusprofiilista. Lisäksi verkkotietojärjestelmän asiakaskohtaiset tiedot ovat puutteellisia varsinkin uusien asiakkaiden kohdalla, joiden vuosienergia ja käytettävä kuormituskäyrä joudutaan arvioimaan. Asiakkaan kohdalla voidaan täten soveltaa täysin väärää kuormituskäyrää. Kausisähkö on sikäli ongelmallinen, että asiakkaat ohjautuvat siirtotuotteelle sen perusteella, että he lämmittävät talvipäivinä esimerkiksi puulla ja muuna aikana sähköllä, jota ei ole kuitenkaan huomioitu kuormituskäyrissä. Suurimmille teollisuusasiakkaille sovelletaan omaa tuntimittaukseen perustuvaa kuormituskäyrää, josta ei ole kuitenkaan indeksisarjaa. Sj-tehosähkö 1 -tuotteen asiakkaista 70 prosentilla on kuormituskäyrä, jota käytetään kuvaamaan koko siirtotuotteen energiaa. Sj-tehosähkö 2 ja tehosähkön siirto 110 kv alueverkossa tuotteiden asiakkaista yhdellekään ei ole määritetty indeksisarjaa, joten näiden siirtotuotteiden asiakkailla on sovellettu Sjtehosähkö 1 -tuotteen kuormituskäyrää. Kuormituskäyrät yleensäkin soveltuvat puutteellisesti verkon kuormitushuippujen ajankohtien tehojen ennustamiseen, koska lämpötilan vaikutus on suuri ja kuormituskäyrien lämpötilariippuvuuden malli on hyvin yksinkertaistettu. Asiakas- ja hallintokustannusten kohdistaminen siirtotuotteille ja sulakkeille sisältää epätarkkuutta, koska kohdistamiskertoimien määritys perustuu arvioihin ja suurimpien kustannuserien aiheutumisen tarkasteluun. Tässä työssä verkon kustannukset jaettiin siirtotuotteille arkipäivän kaikkien tuntien osallistuvien tehojen suhteessa määrittämällä tunneille painokertoimet verkkoportaan kuormituksen mukaan. Voidaan kuitenkin pitää mielipidekysymyksenä sitä, tulisiko kustannukset jakaa pelkästään yhden kuormitushuipun, potentiaalisten kuormitushuippujen vai kaikkien vuorokauden tuntien perusteella. Ja jos tarkastellaan koko vuorokautta, niin mikä pitäisi olla tehohuipun ja muiden tuntien kustannukset. Huolimatta useista epävarmuutta aiheuttavista tekijöistä, diplomityössä kehitettyjen menetelmien avulla siirtotuotteiden hinnoittelu voidaan tehdä riittävän tarkasti Johtopäätökset Diplomityössä lasketut aiheuttamisperiaatteen mukaiset siirtotuotteiden hinnat antavat suuntaviivat lähivuosien hinnoittelulle. Laskentaprosessina aiheuttamisperiaatteen

98 mukaisten hintojen laskenta on tässä työssä esiteltyjen menetelmiä käyttäen työläs, eikä ole tarkoituksenmukaista, että se suoritettaisiin vuosittain uudelleen. Sen sijaan hinnoittelua korjataan kohtuullisin muutoksin lähivuosina siten, että suurimmat epäkohdat korjaantuvat. SVV:n siirtotuotteet ja etenkin sulaketuotteet ovat hyvin energiamaksupainotteisia, vaikka yhtiön kustannuksista noin 80 % on kiinteitä ja sulaketuotteilla kiinteiden kustannusten osuus on vieläkin suurempi. Energiamaksupainotteinen hinnoittelu on aiheuttamisperiaatteen vastainen, sillä se rankaisee paljon energiaa käyttäviä asiakkaita. Tämä ilmenee erityisesti sulaketuotteiden perusmaksuporrastuksessa, jossa sulakkeittain tiedetään keskimääräisen asiakkaan aiheuttamiensa kustannusten perusteella määräytyvä liikevaihtotarve ja sähkönkulutus. Tällöin voidaan laskea, että esimerkiksi nykyisellä energiamaksupainotuksella sulakkeiden perusmaksut pitäisi olla likipitäen yhtäsuuret. Tämän vuoksi perusmaksuporrastusta tulee lähivuosina tasoittaa ja perusmaksupainotteisuutta lisätä vähintään 50 % tasolle. Vaikka perusmaksupainotteisuutta lisätään, voidaan energiatehokkuusvaatimus täyttää riittävän hyvin ja asiakkaiden kulutusta ohjata vastaavalla tavalla pienemmilläkin energiamaksuilla. Yleis-, Yö- ja Kausisähkö -tuotteiden hinnoittelussa ei voida tarkastella pelkästään aiheuttamisperiaatetta, sillä siirtotuotteiden vapaavalintaisuuden vuoksi aiheuttamisperiaate voi toteutua keskimäärin useammalle siirtotuotteelle. Toistaiseksi verkon kuormituksen halutaan pysyvän likipitäen nykyisellä tasolla, joten suuria hinnanmuutoksia ei ole tarpeen tehdä. Palvelusähkö on selvästi ylihinnoiteltu ja sen hintoja tulisi laskea. Toinen vaihtoehto on siirtotuotteen asiakkaiden ohjaaminen Yleissähkö-tuotteen asiakkaiksi, jolloin Palvelusähkö-tuote voitaisiin kokonaan lopettaa. Energiamaksupainotusta vähentämällä Yleissähkö-tuote tulisikin paljon sähköä käyttäville palvelusähköasiakkaille edullisemmaksi. Aiheuttamisperiaatteen mukaan Sj-tehosähkö-tuotteet ovat ylihinnoiteltuja, vaikkakin ne ovat markkinahintaisia. Tämä johtuu siitä, että diplomityön laskentamenetelmät huomioivat sen, että keskimäärin Sj-tehosähkö-tuotteiden asiakkaat käyttävät siirtotiensä paljon tehokkaammin hyödykseen, kuin muiden siirtotuotteiden asiakkaat ja aiheuttavat täten vähemmän kustannuksia kuin on oletettu. Sj-tehosähkö-tuotetta ei voida kuitenkaan suoraan hinnoitella aiheuttamisperiaatteen mukaan, koska tällöin tuotteeseen siirtyisi pienempitehoisia asiakkaita, ja siirtotuotteen asiakkaiden aiheuttamat keskimääräiset kustannukset todennäköisesti nousisivat. Pj-tehosähkö-tuotteiden asiakkaat käyttävät Sj-tehosähkö-tuotteiden lailla siirtotiensä tehokkaasti hyödykseen, mutta pienjänniteverkon kustannukset jaettaessa tässä työssä huipputehon perusteella, on Pj-tehosähkö-tuotteiden asiakkailta veloitettavat siirtomaksut hyvin lähellä oikeaa tasoa. Tehosähkötuotteiden tehomaksua veloitetaan SVV:n nykyisen hinnoittelun mukaisesti ainoastaan talvikuukausilta. Vaikka verkon huippukuormitus ajoittuukin talvikuukausille, pelkkä talvikuukausien mukainen hinnoittelu suosii aiheuttamisperiaatteen vastaisesti asiakkaita, joiden huipputeho on hyvin alhainen talvella. Tällaisia asiakkaita ovat esimerkiksi kausiluonteiset teollisuusasiakkaat tai tuotantokapasiteetti- 88

99 aan muuten talvella rajoittaneet asiakkaat. Asian korjaamiseksi tehomaksua tulisi veloittaa kaikilta kuukausilta tai asettamalla tehomaksulle minimilaskutusraja. Tehomaksu voisi olla myös kuukaudesta tai vuodenajasta riippuen erisuuruinen. 89

100 YHTEENVETO Tässä diplomityössä toteutettiin Savon Voima Verkolle aiheuttamisperiaatteen ja muut sähkömarkkinalain vaatimukset täyttävä siirtohintojen laskentamenetelmä ja taulukkolaskentatyökalu. Koska aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja ei voida sellaisenaan nykytilanteessa suoraan käyttää, kehitettiin työssä toinen taulukkolaskentaohjelma, jonka avulla nykyisiä hintoja voidaan muokata kohtuullisin muutoksin lähemmäs aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja tarkastellen samalla siirtohintojen markkinahintaisuutta, edullisuusrajoja ja toteutuvaa liikevaihtoa. Aiheuttamisperiaatteen mukaisessa laskennassa yhtiön kustannukset jaetaan hintakomponenttien luonteen mukaisiin kustannusryhmiin. Sähköverkon ja energian käytöstä riippuvat kustannukset jaetaan lisäksi kustannuspaikoille kustannusanalyysissä määritettyjen kohdistuskertoimien avulla. Kulutusanalyysissä tarkastellaan siirtotuotteiden asiakkaiden aiheuttamia kustannuksia kustannuspaikoittain, jonka avulla voidaan muodostaa siirtotuotteiden omakustannehinnat ja edelleen skaalata ne liikevoittotavoitteen toteutumiseksi lopullisiksi asiakashinnoiksi. Toisessa taulukkolaskentatyökalussa lähtökohtana ovat voimassa olevat hinnat, jotka skaalataan siten, että ne toteuttavat laskettavan vuoden liikevaihtotavoitteen. Taulukkolaskennassa hintoja muokataan lähemmäs aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja ja samalla pystytään tarkastelemaan siirtohintojen markkinahintaisuutta, edullisuusalueita ja siirtotuotteittain keskimääräisiltä asiakkailta veloitettavaa liikevaihtoa. Parempaan tarkkuuteen pääsemiseksi voitaisiin verkkoyhtiön kulujen raportointitoiminnot perustaa kustannuspaikkakohtaisiksi, jolloin menettely palvelisi paremmin siirtohinnoittelua. Siirtotuotteiden kuormituskäyrät vaikuttavat laskentaan paljon, joten ne tulisi saada tarkemmiksi. Tämä voitaisiin toteuttaa esimerkiksi riittävän suuren tuntimittauksiin perustuvan otannan perusteella. Siirtohinnoittelu voitaisiin myös integroida osaksi verkko- ja asiakastietojärjestelmien laskentaa, jolloin se olisi helpommin toteutettavissa vuosittain. Siirtohinnoittelu laskentaprosessina voidaan todeta olevan tarkasti tehtynä erittäin monimutkainen ja laskennan lopputulos riippuu paljon valituista laskentamenetelmistä. Vaikka tässäkin työssä kehitetyssä menetelmässä todettiin olevan tietyin osin epätarkkuutta, voidaan laskentamenetelmän todeta olevan oikeudenmukainen tapa siirtotuotteiden hinnoittelemiselle. Diplomityön tuloksena saatiin suuntaviivat lähitulevaisuuden siirtohinnoittelulle ja laskentatyökalut oikeiden hintatasojen saavuttamiseksi vuosittain tehtävien kohtuullisisten hinnan muutosten avulla.

101 LÄHTEET 91 [1] [2009]. Savon Voima Oyj - Konsernirakenne. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [2] Tilastokeskus. [2009] Energian hankinta, kulutus ja hinnat, 1. vuosineljännes. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: 17_tie_001.html [3] Energiateollisuus. [2009] Sähkön käyttö ja verkostohäviöt [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [4] Elinkeinoelämän keskusliitto EK ja Energiateollisuus ry. [2009] Arvio Suomen sähkön kysynnästä vuonna 2003 [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [5] Ojala V. [1988] Sähkönmyyntitariffien suunnitteluohjelmisto. Diplomityö. Tampereen teknillinen korkeakoulu. 75 s. [6] Euroopan Parlamentti. [2009]. Sähkön sisämarkkinat. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [7] Euroopan Parlamentin ja neuvoston direktiivi 2006/32/EY. [2006]. Energian loppukäytön tehokkuudesta ja energiapalveluista. [8] Sähkömarkkinalaki 386/1995. [9] Energiamarkkinavirasto. [2009]. Sähkön siirron yhtiökohtaiset keskihinnat [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [10] Energiamarkkinavirasto. [2009]. Sähkön jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioinnin suuntaviivat vuosille Helsinki. [11] Sähkömarkkinakeskus. [1997]. Lausunto siirtohinnoittelun soveltaminen erityyppisten yksivaiheisesti kytkettyjen asiakkaiden tapauksessa. Energiamarkkinaviraston päätöksiä ja julkaisuja. Dnro 21/63/97. Helsinki 3 s. [12] Kasari T. [2004]. Jakeluverkon kustannusten jako siirtohinnoille. Diplomityö. Tampereen teknillinen yliopisto. 96 s. [13] Kärkkäinen S., Farin J. [2000]. Jakeluverkon siirtotariffien rakenteet. Sähkömarkkinakeskuksen julkaisuja 1/2000. Helsinki. 62 s. [14] Kuluttajavirasto. [1997] Sähkön hinnoitteluperiaatteiden kannustettava säästämään. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: 83a77e7fb9fc&announcementId=5cab ec-4dc2-be4c-bbfe [15] Energiamarkkinavirasto. [2009] Päätös Kainuun Sähköverkko Oy:n siirron hinnoittelu. Energiamarkkinaviraston päätöksiä ja julkaisuja. Dnro 19/420/2009. Helsinki. 10 s. [16] Roivainen P. [2009]. Imatran Seudun Sähkö Oy:n sähkön siirto- ja myyntituotteiden kehittämissuunnitelma. Diplomityö. Lappeenrannan teknillinen korkeakoulu. Imatra. 83 s. [17] Sähköenergialiitto ry. [1999]. Loissähkömaksujen perusteet. Sähköenergialiitto ry SENER julkaisusarja. Helsinki. 19 s.

102 [18] Pekkarinen M. [2009] Sähkönkulutuksen mittauksen uudistus. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [19] Sähköenergialiitto ry. [1997]. Loistehokuormitukset käyttäjäryhmittäin. Sähköenergialiitto ry SENER julkaisusarja. Helsinki. 17 s. [20] Kontturi M., Ålander J. [2008]. Energiasäästölamppujen verkkovaikutukset. Opinnäytetyö. Pohjois-Karjalan ammattikorkeakoulu. 49 s. [21] Koponen P., Kärkkäinen S., Farin J., Pihala H. [2006]. Markkinasignaaleihin perustuva pienkuluttajien sähkönkäytön ohjaus. VTT tiedotteita [22] Stephen G. [2007]. Latest Developments in Dynamic Pricing and Advanced Metering Adoption. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: [23] The Ontario Energy Board. [2007]. Ontario Smart Price Pilot. [WWW]. [Viitattu ]. Saatavissa: n/regulated+price+plan+-+ontario+smart+price+pilot. [24] Kärkkäinen S.. [2008] Sähköenergian käyttösovelluksia: Kysynnän jousto kilpailluilla markkinoilla. Teknillinen korkeakoulu: sähkötekniikan laitos. Luentokalvot. [25] Kumpulainen L. ym. [2006] Verkkovisio VTT tiedotteita. Espoo. 88 s. [26] Energiateollisuus. [2007]. Suositus jakeluverkkoon liittyneen tuotannon verkkopalvelumaksujen määrittämisperiaatteiksi. Helsinki. 5 s. [27] Koskiniemi T. [2002]. Tuotannon siirtohinnat sähkönjakeluverkossa. Seminaarityö. Lappeenrannan teknillinen korkeakoulu. [28] Valtioneuvoston asetus sähkömarkkinoista VNa 65/2009. [29] Rännäri O. [1997]. Sähkön hinnoittelu ja verkostohinnoittelu oligopolistisilla markkinoilla. Kauppa- ja teollisuusministeriön tutkimuksia ja raportteja 13/1997. Helsinki. 151 s. [30] Malvela J. [1998]. Jakeluverkkojen siirtohinnoittelun kohtuullisuus. Diplomityö. Lappeenrannan teknillinen korkeakoulu. 118 s. [31] Lassila J., Viljainen S., Partanen J. [2002]. Investoinnit sähkön siirron hinnoittelun arvioinnissa. Tutkimusraportti. Lappeenrannan teknillinen korkeakoulu. [32] VTT. [2003]. Kuormitustutkimus Helsinki. 79 s. [33] Lakervi E., Partanen J. [2007]. Sähkönjakelutekniikka. Helsinki. 284 s. [34] Partanen J. ym. [2008] Sähkömarkkinat - opetusmoniste. Lappeenrannan teknillinen yliopisto. [35] Partanen J. ym. [2008] Sähkönjakeluverkkotoiminnan hinnoittelu. Luentokalvot. Lappeenrannan teknillinen yliopisto. [36] Sähköenergialiitto ry SENER. [1992]. Verkostosuositus US 4: 92 Valaistuksen sähköinen suunnittelu. 33 s. [37] Kauppa- ja teollisuusministeriön päätös sähköalan töistä /

103 LIITE 1 SIIRTOTUOTTEIDEN HINNOITTELUSOVELLUKSEN DOKUMEN- TAATIO

104 2 SISÄLLYS 1. Johdanto Lähtötietojen syöttö Voimassa olevat siirtohinnat Siirtotuote ja sulakekohtaiset asiakasmäärät Siirtotuote ja sulakekohtaiset siirtovolyymit Tehotuotteiden laskutustehot Siirtotuotteiden energiajakaumien määritys Siirtomaksuilla tavoiteltavan liikevaihtotavoitteen määräytyminen Mittausmaksujen määritys Hintojen muokkaus Siirtotuotteiden markkinahintaisuuden tarkastelu Tyyppikäyttäjähintojen vertailu Hintakomponenttien vertailu Keskimääräisen kwh-hintojen vertailu sulakkeittain Siirtotuotteiden edullisuusrajojen tarkastelu Sulaketuotteiden väliset edullisuusrajat Pj-tehosähkö- ja sulaketuotteiden väliset edullisuusrajat Asiakaskohtaisen liikevaihdon muutoksen tarkastelu Sisäinen hinnasto... 18

105 3 1. JOHDANTO Tämä dokumentaatio on tehty Savon Voima Verkko Oy:n (SVV) siirtohintojen taulukkolaskentasovellusta varten. Siirtohintojen määrityksen lähtökohtana ovat voimassa olevat siirtohinnat, jotka skaalataan siten, että laskettavan vuoden liikevaihtotavoite toteutuu. Syksyn 2009 aikana lasketut siirtotuotteiden aiheuttamisperiaatteen mukaiset hinnat toimivat ohjearvoina laskettaville siirtohinnoille, vaikkakin ne tulee ensin skaalata laskentavuoden liikevaihtotavoitteen toteuttaviksi tai jopa laskea uudelleen. Laskettavan vuoden uudet siirtohinnat tulisi pyrkiä muodostamaan lähemmäs aiheuttamisperiaatteen mukaisia hintoja, kuin voimassa olevat hinnat ovat, mikäli se on hinnoittelupolitiikan tavoite. Taulukkolaskentasovelluksen avulla voidaan myös tarkastella siirtotuotteiden markkinahintaisuutta, edullisuusalueita ja asiakaskohtaisen liikevaihdon muutosta.

106 4 2. LÄHTÖTIETOJEN SYÖTTÖ Tässä luvussa kuvataan laskentaohjelmaan syötettävät lähtötiedot ja se, miten ne saadaan Voimassa olevat siirtohinnat Voimassa olevat siirtotuotteiden verottomat (sis. alv 0 % ja sähkövero 0 snt/kwh) hinnat syötetään kuvassa 2.1. näkyvän välilehden Vanhat hinnat syöttösoluihin. Hintakomponenttien hinnat saadaan esimerkiksi julkisesta hinnastosta, jolloin verollisena ilmoitetut hinnat voidaan syöttää soluun kaavana =x/1,22, jossa x=hintakomponentin arvonlisäverollinen hinta. Kuva 2.1. Voimassa olevien siirtotuotteiden hintojen syöttö. Punaisen sarakkeen oikealle puolella olevissa soluissa lasketaan hintakomponenttien tuottama liikevaihto. Hintakomponenttien tuottamaan liikevaihtoon vaikuttavat välilehdelle Lähtötiedot syötettävät asiakasmäärien, siirtovolyymien ja energiajakaumien arvot.

107 Siirtotuote ja sulakekohtaiset asiakasmäärät Asiakasmäärät siirtotuotteittain ja sulakkeittain saadaan DataWarehouse (DW) sovelluksesta, kun tehdään kuvan 2.2. solussa A1 näkyvät valinnat. Arvot on tarkoituksenmukaisinta valita voimassaolevien hintojen viimeiseltä kuukaudelta, eli esimerkiksi vuoden 2010 hintoja laskettaessa valitaan DW:n ennuste vuoden 2009 joulukuulle. Varmista, että DW:ssä on nolla-arvojen piilotus pois päältä, eli sarakkeet ja rivit, joissa kaikki rivit ovat nollia, näkyvät normaalisti. Näin tehtynä solujen linkitykset toimivat oikein. DW:stä arvot saadaan Exceliin, kun DW:ssä valitaan vie.xls muotoon. Avaa DW:n geroima xls-tiedosto ja kopio esimerkiksi koko välilehden tiedot siirtohintojen laskentataulukkoon välilehdelle Asiakasmäärät siten, että sarakkeet ja rivit ovat kuvan 2.2. mukaisesti oikeilla paikoillaan. Kuva 2.2. Sulakekohtaisten asiakasmäärien kopiointi DW:stä laskentasovelluksen välilehdelle Asiakasmäärät. Kuvassa 2.3. näkyvälle välilehdelle Lähtötiedot muodostetut kaavat summaavat siirtotuotteittain ja sulakkeittain niihin kuuluvat asiakasmäärät välilehdeltä Asiakasmäärät.

108 6 Kuva 2.3. Laskennassa käytetyt asiakasmäärät linkittyvät välilehdelle Lähtötiedot. Yleissähkön yksivaiheisten sulakkeiden asiakasmäärät tulee poimia DW:stä erikseen ja syöttää ne suoraan Lähtötiedot välilehdelle. Tämä tehdään valitsemalla DW:stä sulakkeet sarakkeisiin ja riveihin käyttäjäryhmät. Kerros- ja rivitaloliittymille on omat käyttäjäryhmät, jotka summaamalla saadaan yksivaiheisten kerros- ja rivitaloliittymien asiakasmäärät. Yleissähkö-tuotteen 3 x 25 Ampeerin rivi- ja kerrostalo sekä muiden liittymien asiakasmäärät poimitaan DW:stä samalla tavoin kuin yksivaiheisten ja syötetään suoraan Lähtötiedot -välilehdelle Siirtotuote ja sulakekohtaiset siirtovolyymit Sulakekohtaiset siirtovolyymit kopioidaan välilehdelle MWh vastaavalla tavalla DW:stä kuin asiakasmäärät. Ainoastaan kohta sopimusmäärät muutetaan MWh :ksi ja aika joulukuun sijasta koko vuodeksi. Myös summakaavat Lähtötiedot välilehdellä on toteutettu vastaavalla tavalla. 3 x 25 ampeerin ja yksivaiheisten sulakkeiden siirtovolyymit kopioidaan asiakasmäärien tavoin DW:stä erikseen Tehotuotteiden laskutustehot Pj- ja Sj-tehosähkö tuotteiden laskutustehot määriteään välilehdellä Lähtötiedot huipunkäyttöajan ja siirtovolyymin perusteella. Huipunkäyttöajat on määritetty vuoden 2008 laskutetun pätötehon ja siirtovolyymin perusteella. Pj-tehosähkö 1 ja 2 tuotteille huipunkäyttöaikana käytetään 3500 tuntia, Pj-tehosähkön siirto (mittaus sj-puolella)

109 7 tuotteelle 3700 tuntia, Sj-tehosähkö 1-tuotteelle 4300 tuntia ja Sj-tehosähkö 2 tuotteelle 4500 tuntia, kuvan 2.5. mukaisesti. Kuva 2.4. Tehotuotteiden laskutustehojen ja siirtotuotteiden energiajakaumien määritys välilehdellä Lähtötiedot Siirtotuotteiden energiajakaumien määritys Siirtotuotteiden siirtovolyymien prosentuaaliset jakaumat energiamaksujen ajankohtien mukaisille ajanjaksoille on selvitetty DW:stä ja syötetty välilehdelle Lähtötiedot. Lasketut jakaumat perustuvat vuoden 2008 asiakastietoihin. Laskenta voidaan tehdä uudelleen, mutta pienillä muutoksilla ei ole lopputuloksen kannalta suurta merkitystä. Taulukkolaskennassa käytetyt energiajakaumat näkyvät kuvassa Siirtomaksuilla tavoiteltavan liikevaihtotavoitteen määräytyminen Savon Voima Verkko Oy:llä (SVV) siirtomaksuilla tavoiteltava liikevaihto määräytyy prosentuaalisena muutoksena (korotuksena) edellisen vuoden liikevaihtoon. Edellisen vuoden liikevaihdolla tarkoitetaan tässä siirtotulojen ja mittalaitemaksutulojen summaa. Läpilaskutusasiakkaiden siirtotuloja ei ole laskettu mukaan, koska näiden laskutus tehdään erillään. Taulukkolaskentaohjelmassa liikevaihto lasketaan kertomalla jokainen hintakomponentti kyseisen asiakasryhmän asiakasmäärällä, siirtovolyymillä tai laskutusteholla, jotka on määritetty välilehdellä Lähtötiedot. Liikevaihto hintakomponenteittain lasketaan välilehdellä Vanhat hinnat punaisen sarakkeen oikealla

110 8 puolella, ja liikevaihto kokonaisuudessaan on laskettu yhteen välilehdellä Yhteenveto, joka näkyy kuvassa 2.5. Kuvassa näkyy myös erikseen laskettu mittalaitemaksujen liikevaihto, mutta vuoden 2009 jälkeen mittausmaksut sisältyvät perusmaksuun, ja sisältyvät täten välilehdellä Yhteenveto laskettuun siirtotuloihin. Kuva 2.5. Liikevaihtotavoitteen laskenta ja liikevaihdon jakautuminen hintakomponenteittain välilehdellä Yhteenveto Mittausmaksujen määritys Vuoden 2010 alusta käyttöön otetut uudet mittausmaksujen suuruus määritetään kuvassa 2.6 näkyvässä välilehden Mittausmaksut taulukossa. Välilehdellä laskettu vuoden 2009 mittalaitemaksujen liikevaihto tarvitaan välilehdellä Yhteenveto vuoden 2010 kokonaisliikevaihtoa laskettaessa.

111 9 Kuva 2.6. Mittausmaksut määritetään välilehdellä Mittausmaksut. Uusien mittausmaksujen arvot syötetään soluihin C4 C10. Taulukkolaskentaohjelman kaavoissa mittausmaksuihin viitataan niiden nimillä; MM1 MM4. Vuoden 2010 jälkeen mittausmaksut sisältyvät jo valmiiksi perusmaksuihin, jonka vuoksi perusmaksuista tulisi ensiksi poistaa mittausmaksujen osuus ennen kuin ne syötetään Vanhat hinnat välilehdelle. Vaihtoehtoisesti Mittausmaksut välilehdelle voidaan syöttää mittausmaksujen hinnanmuutos, jolloin vältetään se, että mittausmaksut sisällytetään perusmaksuun niin sanotusti kahteen kertaan.

112 10 3. HINTOJEN MUOKKAUS Taulukkolaskentaohjelmalla hintoja voidaan muokata esimerkiksi lähemmäs aiheuttamisperiaatetta, tarkastellen samalla asiakaskohtaista liikevaihdon muutosta, kiinteiden maksujen suhteellista osuutta sekä siirtotuotteiden markkinahintaisuutta ja edullisuusalueita. Hintojen muokkaus tehdään kuvassa 3.1 näkyvällä välilehdellä Uudet hinnat. Kuva 3.1. Hintojen muokkaus tehdään välilehdellä Uudet hinnat. Jokaisen hintakomponentin arvo lasketaan laskentakaavana kuvassa 3.2 näkyvän kaavan mukaisesti. Kuva 3.2. Uuden hintakomponentin hinnan muodostus.