LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO

Transkriptio

1 LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan osasto Sähkömarkkinoiden opintosuunta DIPLOMITYÖ VERKOSTOINVESTOINTIEN OPTIMOINTI UUDEN SÄHKÖ- MARKKINALAIN YMPÄRISTÖSSÄ Diplomityön aihe on hyväksytty Sähkötekniikan osastoneuvoston kokouksessa Työn tarkastaja: Työn ohjaaja: Professori Jarmo Partanen Verkostopäällikkö Petri Tikka Imatralla Mikko Hevosmaa

2 TIIVISTELMÄ Lappeenrannan teknillinen yliopisto Teknillinen tiedekunta Sähkötekniikan koulutusohjelma Mikko Hevosmaa Verkostoinvestointien optimointi uuden sähkömarkkinalain ympäristössä Diplomityö sivua, 30 kuvaa, 21 taulukkoa ja 4 liitettä. Tarkastaja: Professori Jarmo Partanen Hakusanat: Verkostoinvestoinnit, sähkömarkkinalaki, säävarmuus Vuonna 2013 uudistunut sähkömarkkinalaki toi sähköverkkoyhtiöille velvoitteen parantaa sähkönjakeluverkkojensa toimintavarmuutta suurhäiriötilanteissa. Toimenpiteet tämän velvoitteen täyttämiseksi näkyvät merkittävinä verkostoinvestointeina. Diplomityössä tarkastellaan uudistuneen sähkömarkkinalain tuomia vaikutuksia Imatran Seudun Sähkön jakeluverkkoa koskeviin verkostoinvestointeihin. Päätavoitteena on selvittää, millaisia toimenpiteitä uuden sähköntoimitusvarmuustason vaatimusten täyttämiseksi tarvitaan ja mitkä ovat optimaaliset ratkaisut näiden toimenpiteiden toteuttamiseksi. Uudella sähköntoimitusvarmuustasolla on vaikutusta jakeluverkon rakennemuutoksiin tulevien 15 vuoden aikana, mutta näiden rakennemuutosten vaikutukset kantavat useiden kymmenien vuosien päähän.

3 ABSTRACT Lappeenranta University of Technology Faculty of Technology Degree Programme in Electrical Engineering Mikko Hevosmaa Optimization of network investments according to renewed Electricity Market Act Master s thesis pages, 30 figures, 21 tables and 4 appendices. Examiners: Professor Jarmo Partanen Keywords: Network investments, Electricity Market Act, weatherproofness Renewed Electricity Market Act in 2013 brought obligation for electricity distribution companies to improve reliability of electricity distribution networks during strong winds and snow loads. The measures needed to fulfill this obligation will demand a great deal of network investments. The aim of this Master s thesis is to find out how the renewed Electricity Market Act affects network investments of electricity distribution company Imatran Seudun Sähkö. The main objective is to clarify what actions are needed to meet the requirements of new standards for supply of electricity and find optimal solutions to accomplish these. The new level of assurance for electricity distribution will have impact on structural change of distribution networks for the coming 15 years but there are significant longterm effects because of these changes.

4 ALKUSANAT Diplomityö on tehty Imatran Seudun Sähkönsiirto Oy:n antamasta aiheesta, vuoden 2013 kesäkuun ja marraskuun välisenä aikana. Työn ohjaajana on toiminut Imatran Seudun Sähkönsiirron verkostopäällikkö Petri Tikka ja työn tarkastajana professori Jarmo Partanen. Haluan kiittää heitä molempia mielenkiintoisesta aiheesta ja neuvoista sekä työn tarkastamisesta. Lisäksi haluan kiittää ISS Oy konsernin työntekijöitä, jotka auttoivat työn oikoluvussa ja muissa asioissa työn tekemisen aikana. Lopuksi haluan kiittää vanhempiani korvaamattomasta kannustuksesta koko opintojeni aikana.

5 SISÄLLYSLUETTELO KÄYTETYT LYHENTEET JA MERKINNÄT 8 1. JOHDANTO Työn tausta Työn tarkoitus Työn tavoite SÄHKÖMARKKINALAKI Sähkömarkkinalaki verkostoinvestoinneissa ja verkkoliiketoiminnassa Vakiokorvausmenettelyn muutokset Suurin sallittu keskeytysaika Sähkömarkkinalain muutosten vaikutus verkostoinvestointeihin Vakiokorvausten vaikutus Suurimman sallitun keskeytysajan vaikutus REGULAATIO Viranomaisvalvonta Valvontamalli Sähkömarkkinalain muutosten vaikutus verkkoliiketoimintaan Vaikutukset yleisellä tasolla Vaikutukset ISS Oy:n verkkoliiketoimintaan ISS OY:N KESKIJÄNNITEVERKON KEHITTÄMINEN Verkon rakenne Verkon ikä Keskeytykset Keskeytystilastointi Keskeytyskustannukset 39

6 4.4 Säävarman verkon määrittäminen Suurhäiriöiden mallintaminen Suurhäiriökestävyys Vikaherkkyys Korjausvalmius Vikaherkkyyden tulosten analysointi Vaatimukset toimitus- ja säävarmuudelle Sähköverkkojen investointilaskenta ja tekninen mitoitus Nykyarvo Annuiteetti Käyttövarmuuden ja suurhäiriökestävyyden parantaminen PAS-johdot Maakaapelointi V:n jakelujärjestelmä Toimenpiteet toimitusvarmuustason nostamiseksi VERKOSTOINVESTOINTIEN TARKASTELU Investointisuunnitelmat Investointilaskelmat Verkoston kehittämisratkaisut Kehittämisratkaisuiden vaikutukset Herkkyysanalyysi JAKELUVERKON PITKÄN AIKAVÄLIN KEHITTÄMINEN Kehittymisen seuranta Muuttuvat tekijät JOHTOPÄÄTÖKSET YHTEENVETO 110

7 LÄHTEET 116 LIITTEET LIITE I, Keskeytyskustannukset LIITE II, Verkostokomponenttien pitoajat ja EMV:n vuoden 2013 yksikköhinnat LIITE III, Laskuesimerkit LIITE IV, Keskijännitelähtöjen vikaherkkyys ja asiakkaiden säävarmuus

8 KÄYTETYT LYHENTEET JA MERKINNÄT Lyhenteet AJK EMV ISS ISSS JHA KAH KJ LUT MA1 MA2 MA4 MA5 MA6 MA7 MA9 NKA PJ PJK aikajälleenkytkentä Energiamarkkinavirasto Imatran Seudun Sähkö Imatran Seudun Sähkönsiirto jälleenhankinta-arvo keskeytyksestä aiheutunut haitta keskijännite Lappeenrannan teknillinen yliopisto Mansikkalan sähköasema Immalan sähköasema Vennonmäen sähköasema Fortumin sähköasema Rajapatsaan sähköasema Syyspohjan sähköasema Saarlammen sähköasema nykykäyttöarvo pienjännite pikajälleenkytkentä

9 TEM TTY Työ- ja elinkeinoministeriö Tampereen teknillinen yliopisto Muuttujat a AJK b f h H I INV K KA KAH KHI KM l NA p P PJK keskeytystehon haitta-arvo aikajälleenkytkentöjen lukumäärä keskeytysenergian haitta-arvo vikataajuus keskeytyksistä aiheutuneen haitan hinta häviöiden hinta virta investoinnin vuotuiserä kustannus keskeytysaika laskennallinen keskeytyksistä aiheutunut haitta kuluttajahintaindeksi keskeytysmäärä pituus nykyarvo korkoprosentti pätöteho pikajälleenkytkentöjen lukumäärä

10 r R RKI S t T U W X tehon/kuormituksen kasvuprosentti resistanssi rakennuskustannusindeksi näennäisteho aika pitoaika, tarkastelujakson pituus jännite energia reaktanssi ε κ φ annuiteettikerroin kapitalisointikerroin tehokulma Alaindeksit avr A E h i I j keskimääräinen poikkipinta-ala energia häviö verkkokomponentti i investointi sähkönkäyttäjä j

11 k mk opt odott r suunn t v vah W keskeytys maakaapeli optimaalinen odottamaton raja suunniteltu vuosi t vuosi v vaihto teho Johdinmerkinnät PAS Pigeon Raven Sparrow päällystetty keskijänniteavojohto keskijänniteavojohto, AF99 keskijänniteavojohto, AF63 keskijänniteavojohto, AF40

12 12 1. JOHDANTO Imatran Seudun Sähkö Oy:n (ISS) konsernin muodostavat emoyhtiö Imatran Seudun Sähkö Oy ja sen täydessä omistuksessa olevat tytäryhtiöt Imatran Seudun Sähkönsiirto Oy (ISSS) ja Imatra FNW Oy. Lisäksi konserniin kuuluvat tytäryhtiöinä Imatran Energia Oy, josta ISS omistaa 75 prosenttia, Kaakon Energia Oy, josta omistus on 56,1 prosenttia ja omistusyhteysyritys Suomen Voimatieto Oy, josta omistus 22 prosenttia. ISSS perustettiin , kun Imatran Seudun Sähkö Oy yhtiöitti sähkömarkkinalain velvoittamana sähkönsiirtoliiketoimintansa. (ISS 2012) Konsernin liikevaihto vuonna 2012 oli 58,2 miljoonaa euroa. Liikevaihto kasvoi huomattavasti edellisistä vuosista, johtuen muun muassa verkkoliiketoiminnan aloittamisesta Virolaisen Imatra Elekter AS:n kanssa , jonka ISS omistaa kokonaan. Henkilöstöä konsernissa vuonna 2012 oli 104, josta Suomessa 59. ISSS:n henkilöstön osuus tästä oli 33. Suomen puolella sähköä siirrettiin käyttöpaikalle 283 GWh, kun käyttöpaikkojen kokonaismäärä oli ISS:n sähköntuotannon omavaraisuus vuonna 2012 oli 26 prosenttia. (ISS 2012) 1.1 Työn tausta Uuden voimaan astuneen sähkömarkkinalain taustalla on vahva halu tehostaa sähkönjakeluverkkojen kestävyyttä ilmastollisille häiriötekijöille. Ilmastollisten häiriöiden osuus kaikista keskeytyksistä on hallitseva vuodesta toiseen. Tämä johtuu siitä, että suurin osa jakeluverkoista on toteutettu ilmajohdoilla, jotka ovat hyvin alttiita esimerkiksi puiden johdoille kaatumisille ja lumikuormille. Vuosi 2012 selvittiin ilman laajamittaisia myrskyjä, mutta kuten kuvasta 1.1 nähdään, ilmastollisten häiriöiden osuus on ollut selvästi suurin siitä huolimatta.

13 13 5 % 7 % 22 % Tuuli ja myrsky 22% Lumi- ja jääkuorma 24% 20 % Ukkonen 7% Muu sää 1% Eläimet 3% Rakenne- ja käyttövirhe 11% Tuntematon 20% 11 % 24 % Ulkopuoliset 5% Suunnitellut 7% 3 % 1 % 7 % Kuva 1.1 Keskijänniteverkon keskeytysten aiheuttajien osuudet, pois lukien jälleenkytkennät. (Energiateollisuus 2012) Vuosien 2010 ja 2011 myrskyt antoivat aihetta laajamittaisille tarkasteluille jakeluverkkojen suurhäiriökestävyydelle. Suurhäiriöistä selviytyminen ei ole pelkästään teknisiä ratkaisuja, vaan myös tehokasta vikojen havainnointia ja huoltotoimenpiteiden koordinointia. Asianmukaisilla teknisillä ratkaisuilla voidaan ainoastaan lieventää myrskyjen kokonaisvaikutuksia. Voimakkaiden myrskyjen, kuten vuoden 2010 Astamyrsky ja vuoden 2011 Tapani-myrsky, vaikutukset levittäytyvät laajoille alueille ja tästä johtuen jakeluverkkojen suurhäiriökestävyyden kehittämiseksi tuleekin tarkastella ratkaisuja laaja-alaisesti. Yksittäiset tekniset ratkaisut jäävät helposti riittämättömiksi tai kustannustehottomiksi. 1.2 Työn tarkoitus Alkuperäiseen sähkömarkkinalakiin ( /386) tuli merkittäviä muutoksia, jotka astuivat voimaan täysivoimaisina jo vuoden 2013 aikana. Osa näistä muutoksista on vaikuttanut jo viimeisimpien vuosien ajan sähköverkkoyhtiöiden suunnittelukriteeristöihin. Sähkömarkkinalain muutokset ovat merkittäviä niin lyhyellä kuin pidemmälläkin aikavälillä ja vaikutukset korostuvat tarkisteltavan aikavälin kasvaessa. Muutoksilla sähkömarkkinalakiin haluttiin korostaa sähköntoimitusvarmuuden parantamista. Jakeluverkot ovat nykyiseltään paikoittain erittäin haavoittuvaisia

14 14 ilmastollisille häiriötekijöille, kuten voimakkaille myrskyille. Suurhäiriökestoisuuden tarkastelu tulee verkkoyhtiöille ajankohtaiseksi viimeistään nyt, sähkömarkkinalain muutosten myötä. Tämän työn tarkoitus on tarkastella millaisia vaikutuksia uudella sähkömarkkinalailla on verkostoinvestointeihin yleisellä tasolla sekä Imatran Seudun Sähkön jakeluverkon osalta. Työn pääpaino on verkostoinvestointien tarkastelussa, huomioiden uudet vaatimukset verkon kehittämiseksi ja suurhäiriökestoisuuden parantamiseksi. 1.3 Työn tavoite Tavoitteena tässä työssä on löytää ratkaisuja, joilla voidaan parantaa Imatran Seudun Sähkö Oy:n sähkönjakeluverkon suurhäiriökestävyyttä ja antaa pohjustusta selvityksille uutta sähkömarkkinalakia varten. Tämän työn pohjalta voidaan arvioida onko suurhäiriöihin varautuminen riittävällä tasolla ja löytää taloudellisesti optimaalisia keinoja tason parantamiseksi. Tavoitetasot työssä tarkasteltavan sähkönjakeluverkon kehittämiseksi suurhäiriökestoiseksi valitaan uuden sähkömarkkinalain säädöksistä. Tämä on tarpeen, jotta työssä käytetyt menetelmät ja niiden avulla saavutetut tulokset perustuvat realistisiin arvoihin ja käytäntöihin.

15 15 2. SÄHKÖMARKKINALAKI Sähkömarkkinalain ( /588) tarkoitus on luoda pohja sähköliiketoiminnalle ja varmistaa edellytykset tehokkaasti ja tasa-arvoisesti toimiville sähkömarkkinoille. Lain tavoitteisiin kuuluu kohtuuhintaisen ja riittävän hyvälaatuisen sähkön saannin turvaaminen. Laki koskettaa kaikkia sähkömarkkinoilla toimivia osapuolia, jotka vastaavat sähkön tuotannosta, tuonnista, viennistä, siirrosta tai myynnistä. (SML /588) Seuraavaksi tarkastellaan sähkömarkkinalakia sähköverkkotoiminnan kannalta, sillä myöhemmin käsiteltävät lakimuutokset koskettavat oleellisesti sähkönjakelutoimintaa, verkostoinvestointeja ja korvausmenettelyjä. Tämän työn kannalta on oleellista tarkastella kyseistä lakia erityisesti virheellisen sähköntoimituksen ja niistä johtuvien vahingonkorvausten suhteen. Sähkömarkkinalain 97 :ssä on määritelty sähköntoimitus virheelliseksi, mikäli sähkön laatu ei vastaa Suomessa noudatettavia standardeja tai sen toimitus on yhtäjaksoisesti tai toistuvasti keskeytynyt. Riippuen sähköntoimituksen virheen laadusta ja suuruudesta, sähkönkäyttäjä on oikeutettu korvaukseen kärsimästään haitasta, mikäli sähkön vähittäismyyjä tai jakeluverkonhaltija ei pysty osoittamaan tapahtunutta virhettä olosuhteisiin nähden kohtuuttomaksi välttää. Tällöin korvaus määräytyy sähköntoimituksen virheellisyyden tai keskeytymisen haitan suuruuden mukaan ja pitkäaikaisten keskeytysten tapauksessa sähkönkäyttäjä on oikeutettu vakiokorvaukseen. Sähkömarkkinalain 100 :ssä on määritelty vakiokorvauksen määrä verkkopalvelun keskeytymisen vuoksi seuraavalla tavalla: 10 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 12 tuntia mutta vähemmän kuin 24 tuntia 25 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 24 tuntia mutta vähemmän kuin 72 tuntia 50 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 72 tuntia mutta vähemmän kuin 120 tuntia 100 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 120 tuntia mutta vähemmän kuin 192 tuntia

16 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 192 tuntia mutta vähemmän kuin 288 tuntia 200 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 288 tuntia. Vakiokorvaukselle on kuitenkin määrätty enimmäismäärä yksittäistä sähkönkäyttäjää kohti, mikä on 200 prosenttia vuotuisesta siirtopalvelumaksusta tai 2000 euroa. (SML /588) 2.1 Sähkömarkkinalaki verkostoinvestoinneissa ja verkkoliiketoiminnassa Sähkömarkkinalaki ei sanele suoraan verkostoinvestointeihin liittyviä määräyksiä tai ohjeita, mutta vaikuttaa niihin epäsuorasti, esimerkiksi keskeytyksistä johtuvien korvausvelvoitteiden sekä verkon kehittämisvelvollisuuden kautta. Verkon kehittämisvelvollisuus on voimakkaasti ohjaava tekijä pitkän aikavälin verkoston kehittämisessä, sillä se velvoittaa verkonhaltijoita investoimaan säännöllisesti oman sähköntoimitusvarmuuden parantamiseksi. Sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta annetussa laissa (590/2013) 10 :ssä on käsitelty verkkoliiketoiminnan ohjausta ja valvontaa sekä määritelty valvontaviranomaisten toimivalta. Kaiken verkkoliiketoiminnan tulee perustua vahvistuspäätökseen, jossa muun muassa menetelmät verkonhaltijan verkkotoiminnan tuotoksi on määritelty. Verkkoliiketoiminnan valvonnasta vastaa Energiamarkkinavirasto (EMV), joka lain edellyttämänä vastaa sähkömarkkinalain noudattamisesta sähköverkkoyhtiöiden toiminnassa. (L /590) Vahvistuspäätökseen perustuu myös valvontamalli, jonka avulla määritetään sallittu kohtuullinen tuotto, mitä verkkoliiketoiminnalla tulisi korkeintaan saavuttaa. Tätä aihetta tullaan käsittelemään tarkemmin tässä työssä, sillä uudistukset sähkömarkkinalakiin vaikuttavat voimakkaasti regulaatioon ja näin ollen verkkoliiketoimintaan. Seuraavaksi tarkastellaan verkkoliiketoiminnan ja verkostoinvestointien suunnittelun kannalta oleellisimpia sähkömarkkinalain muutoksia.

17 Vakiokorvausmenettelyn muutokset HE 20/ :ssä tuotiin esille muutoksia vakiokorvausmenettelyyn, poiketen alkuperäisestä säädöksestä kahdella muutoksella. Alkuperäisen säädöksen 27 f :ssä määriteltyyn vakiokorvausmenetelmään lisättiin kaksi uutta porrasta, jotka ovat seuraavanlaiset: 150 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta siirtopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 192 tuntia mutta vähemmän kuin 288 tuntia 200 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta siirtopalvelumaksusta, kun keskeytysaika on ollut vähintään 288 tuntia Lisäksi vakiokorvausten enimmäismäärä nostettiin 700 eurosta 2000 euroon tai enintään 200 prosenttia vuotuisesta siirtopalvelumaksusta. (HE 20/2013) Näillä muutoksilla painotetaan pitkistä keskeytyksistä koituvaa haittaa sähkön loppukäyttäjille, mikä jakeluverkonhaltijoilla tulisi tarkoittaa vikojen korjausajan lyhentämisen ja sähkön varasyöttöjen tärkeyden huomioimista Suurin sallittu keskeytysaika Sähkömarkkinalain muutosehdotukseen lisättiin myös maaliskuussa 2012 Työ- ja elinkeinoministeriön (TEM) energiaosaston laatima ehdotus toimenpiteistä sähkönjakelun toimitusvarmuuden parantamiseksi. Tämän ehdotuksen mukaan sähkönjakeluverkko tulisi toteuttaa siten, etteivät ilmastolliset vianaiheuttajat aiheuttaisi asemakaava-alueella asiakkaalle yli kuutta tuntia kestävää sähkönjakelun keskeytystä ja muualla yli 36 tuntia. Tämä kyseinen linjaus hyväksyttiin osaksi uutta sähkömarkkinalakia. (HE 20/2013) Myös näillä ehdotuksilla on selvä linja sähkönjakelun toimitusvarmuuden parantamiseksi ja verkkojen kehittämiseksi suurhäiriökestoisiksi. Näiden muutosehdotusten takana vaikuttivat hyvin vahvasti vuosien 2010 ja 2011 laajat myrskyjen jakeluverkkoihin aiheuttamat vauriot ja sähkönkäyttäjien pitkät sähkökatkokset, joista esimerkiksi joulukuun 2011 myrskyissä aiheutui sähkökatkoja sähkönkäyttäjälle.

18 Sähkömarkkinalain muutosten vaikutus verkostoinvestointeihin Johtuen vaatimuksista parantaa jakeluverkkojen suurhäiriökestoisuutta ja erityisesti tekemällä niistä säävarmempia, lisääntyy verkostoinvestointien tarve ja niiden tietynlainen kohdentaminen. Tarkasteltaessa säävarmaa sähköverkkoa, on selvää, että sellaisen saavuttaminen on haasteellista ilman korkeaa maakaapelointiastetta. Säävarmuuden parantamiseen löytyy hyvin vähän tehokkaita ratkaisuja, jos etsitään keinoja verkostoinvestointien ulkopuolelta. Tarkasteltaessa sähkömarkkinalain muutoksia ja niiden vaikutuksia laajemmin, on huomioitava, ettei maakaapeloinnin lisääminen ole ainut keino tulla vastaan muutoksissa määrättyjä rajoja. Esimerkiksi tehostamalla vikojen korjaustoimenpiteitä ja korjaushenkilöstön koordinointia, voidaan selvitä vioista nopeammin. Suurhäiriötarkastelussa nämäkin keinot jäävät useimmiten riittämättömiksi, jolloin tarvitaan lisäksi teknisiä ratkaisuja. Sähkömarkkinalain muutoksien edellyttämille toimille annettiin ajallisia tavoiterajoja, joilla on ajan suhteen erilaisia vaikutuksia verkostoinvestointeihin. Lisäksi tarkasteltavan jakeluverkon nykytilalla on suuri merkitys siihen, millä tavoin nämä lakimuutokset tulevat vaikuttamaan. Lakimuutosten tavoitteille asetettiin portaittaiset aikarajat. Jakeluverkon asiakkaista vähintään 50 prosenttia tulisi olla uusien vaatimusten piirissä vuoden 2020 alkuun mennessä, vuoden 2024 alkuun mennessä 75 prosenttia asiakkaista ja lopulta vuoden 2028 loppuun mennessä kaikki asiakkaat. Nämä aikarajat koskevat vaatimuksia suurimmaksi sallituksi keskeytysajaksi. (HE 20/2013) Tarkasteltaessa näitä vaatimuksia ja niiden aikarajoja, tulee huomioida jakeluverkkojen nykytila. Esimerkiksi osalla verkkoyhtiöitä jakeluverkot täyttävät jo pääosin ensimmäisen portaan vaatimukset, jolloin lakimuutosten vaikutukset näkyvät vasta jälkimmäisellä portaalla. Toimitusvarmuusvaatimukset kaikkien jakeluverkon asiakkaiden osalta tulevat vaatimaan useimmilta verkkoyhtiöiltä maakaapelointi-investointien tarkastelua. Normaaleissa vikaolosuhteissa vaatimukset 50 ja 75 prosentin osalta eivät välttämättä vaatisi kovin suuria poikkeuksia tavanomaisista verkon kehittämissuunnitelmista toimitusvarmuuden tavoittelussa, mutta haastetta tuovat suurhäiriöiden riskit.

19 Vakiokorvausten vaikutus Vakiokorvausmenettelyn perustana on pyrkimys saada verkonhaltijat kehittämään ja ylläpitämään oman verkkonsa toimintavarmuutta hyväksyttävällä tasolla. Tämä tarkoittaa verkon kehittämistä vikasietoisammaksi ja ylläpitämällä riittävä taso huoltotoimenpiteissä. Vakiokorvausmenettelyn tehokkuuteen voidaan vaikuttaa pääasiassa lisäämällä siihen portaita, jotka määräävät korvaustasot keskeytysten kestoajan ja korvattavan summan suhteen. Vakiokorvaustasot pohjautuvat tiettyyn sallitun suurimman keskeytysajan arvoon, jota on aikaisemmin pidetty 12 tuntina. Uudessa lakiehdotuksessa suurimmaksi sallituksi keskeytysajaksi ehdotettiin 6 tuntia asemakaava-alueella, minkä johdosta vakiokorvausmenettelyyn laadittiin kaksi uutta porrasta. Alkuperäisiä korvaustasoja ja niistä muodostuvien korvauskustannusten tasoa ei pidetty riittävinä kuvastamaan nykyistä sähkön toimitusvarmuutta ja varautumista myrskyjen vaikutuksiin. (HE 20/2013) Vakiokorvausmenettelyn luonteesta johtuen, sen vaikutus näkyy ohjaavana tekijänä vikojen kestoaikojen lyhentämisessä. Teknisen toteutuksen osalta tämä tarkoittaa lähinnä sellaisia ratkaisuja, joilla rajataan viallisia verkon osia, kun vikoja odotetaan muodostuvan Suurimman sallitun keskeytysajan vaikutus Asettamalla tavoitteellinen raja-arvo suurimmalle sallitulle keskeytysajalle, voidaan voimakkaasti vaikuttaa varsinaiseen verkon tekniseen kehittämiseen. Tämä raja-arvo ei määrää tiettyä toteutustapaa sähkön toimitusvarmuuden parantamiseksi, mutta sen määrittelemät tavoitteet on haastavaa täyttää ilman tietynlaisia ratkaisuja, kuten maakaapeloinnin lisäämistä. Tiukentamalla suurimman sallitun keskeytysajan raja-arvoa, halutaan selkeästi vaikuttaa sähköverkkojen nykyiseen rakenteeseen. Nykyinen maakaapelointiaste nähdään liian matalana mahdollistaakseen riittävän sietokyvyn suurhäiriöille. Jakeluverkkojen kehittämisen kannalta maakaapeloinnilla on selkeästi suurin vaikutus ulkoisten vianaiheuttajien torjunnassa.

20 20 Täyttääkseen asetetut tavoitteet tietylle vikojen keskeytysajoille suurelle asiakasmäärälle, vaaditaan verkon rakenteelta vähintäänkin alueellista kestävyyttä vioille. Rajaamalla verkosta vikasietoiset ja -herkät alueet, voidaan keskittää huoltotoimenpiteet ja - resurssit niille osille, missä vikoja voidaan odottaa. Tällä tavoin voidaan kohtuullisin kustannuksin saavuttaa riittävä toimitusvarmuustaso. Suurinta sallittua keskeytysaikaa, ja sen noudattamista, voidaan pitää yhtenä sähköverkon kehittämisvelvollisuutena, jonka valvonnasta vastaa Energiamarkkinavirasto. Uuden sähkömarkkinalain mukaan niille verkonhaltijoille, jotka laiminlyövät kehittämisvelvollisuuttaan, voidaan määrätä seuraamusmaksut. (HE 20/2013)

21 21 3. REGULAATIO Sähköverkkotoiminnalla on alueellinen monopoliasema, mistä johtuen toiminta on tarkkaan valvottua ja säädeltyä. Valvonnasta vastaa Energiamarkkinavirasto, joka valvonnan lisäksi myöntää sähköverkkoluvan. Sähköverkkolupa tarvitaan sähköverkkotoiminnan harjoittamiseksi ja siinä määritellään muun muassa alueellinen vastuualue, jossa verkkoyhtiö saa toimintaansa harjoittaa. Sähköverkkoliiketoiminnan valvonta perustuu neljän vuoden mittaisiin valvontajaksoihin. (Lakervi 2009) Regulaation tarkoituksena on säännellä sähköverkkotoiminnan siirtohinnoittelua sähkön hinnan kohtuullistamiseksi. Tämä toteutetaan määrittämällä kohtuullisen korvauksen suuruus, jota verkkoliiketoiminnalla saa tavoitella. Tähän perustuvat valvontajaksot, joilla seurataan valvontamallin perusteella määritetyn kohtuullisen voiton ja toteutuneen tuloksen erotusta jakson aikana. Valvontajaksot otettiin käyttöön vuoden 2004 lopulla, jolloin siirryttiin malliin, jossa EMV määrittää tulevalle jaksolle sähköverkkotoiminnasta saadun tuoton ja sähkön siirrosta perittävien maksujen suuruuden sekä niiden määräytymisperusteet. Ensimmäinen valvontajakso oli kolmen vuoden mittainen, jonka jälkeen on jatkettu neljän vuoden mittaisilla jaksoilla. Nykyinen valvontajakso on järjestyksessään kolmas ja kattaa aikavälin Tässä työssä käsitellään nykyisen kolmannen valvontajakson valvontamenetelmiä ja periaatteita. 3.1 Viranomaisvalvonta Sähkömarkkinalaissa on säädetty, että sähköverkkotoiminta tulee olla eriytettynä sähköliiketoiminnasta, mikäli sähköyhtiön pienjänniteverkon kautta siirretty sähköenergia on ollut kolmen edellisen vuoden aikana 200 GWh tai suurempi. Saman eriyttämisvelvollisuuden piiriin kuuluu sähköntuotanto- ja sähkönmyyntitoimintojen eriyttäminen, mikäli verkonhaltija toimii osana näitä toimintoja harjoittavaa yritystä tai on saman osapuolen määräysvallan alaisena. Tätä kutsutaan oikeudellisesti eriytetyksi sähköverkkotoiminnaksi. (SML /588) Sähkömarkkinalain velvoittamana viranomaisvalvonnan pääasillinen tehtävä on valvoa lain toteutumista kaikessa sähköverkko- ja sähköliiketoiminnassa. Suomessa valvontaviranomaisena toimii Energiamarkkinavirasto.

22 Valvontamalli Sallittu tuotto sähköverkkoliiketoiminnalle määritellään valvontamallin perusteella ja sen seurannasta, sekä mahdollisista muutoksista siihen, vastaa Energiamarkkinavirasto. Valvontamallin menetelmät laaditaan ennakkoon jokaiselle uudelle valvontajaksolle. Valvontajakson aikana lasketaan vuositasolla sähköverkkoliiketoiminnan kohtuullisen tuoton, toteutuneen oikaistun tuloksen sekä muiden seurantaparametrien toteutumista. Vuosittaiset välitulokset ilmoitetaan verkonhaltijoille tiedoksi ja jakson päätteeksi tehdään lopulliset laskelmat, joista käy ilmi muun muassa lopullinen alijäämä tai ylijäämä sähköverkkoliiketoiminnan johdosta. (EMV 2011) Tuloksen mukainen alijäämä tai ylijäämä kertoo, onko verkonhaltijan sähkön hinnoittelu ollut kohtuullista valvontajakson aikana. Ylijäämä kertoo sen, että sähköverkkotoiminnalla on tavoiteltu liian suurta voittoa ja sen johdosta verkkoyhtiö määrätään hyvittämään kohtuullisen tuoton ylittävä osuus seuraavalla valvontajaksolla. Vastaavasti alijäämä kertoo oikaistun tuloksen alittaneen kohtuullisen voiton rajan, joka mahdollistaa verkkoyhtiötä korjaamaan tulostaan alittuneen osuuden verran omaksi edukseen seuraavalla valvontajaksolla nostamalla siirtohinnoitteluaan. (Lakervi 2009) Sähköverkkotoiminnan kohtuulliseksi voitoksi valvontajakson aikana vaikuttaa pääasiassa verkkoon sitoutunut pääoma, joka vastaavasti määräytyy verkostoinvestoinneista ja verkon nykykäyttöarvosta. Menettelytavat valvontamallille käydään yksityiskohtaisesti läpi EMV:n antamissa valvontamenetelmien suuntaviivoissa, jotka laaditaan erikseen jokaiselle valvontajaksolle. Kuvassa 3.1 on esiteltynä kolmannen valvontajakson valvontamenetelmien toimintaperiaate. Sähköverkkoliiketoiminnan tulosta tarkastellaan valvontajakson aikana valvontamenetelmällä kuvan 3.1 mukaisesti. Tarkasteltavana on kaksi toisistaan erillistä tulosta, joiden erotus lopussa ilmoittaa tuloksen alijäämän tai ylijäämän suuruuden. Kohtuullisen tuoton laskentaan vaikuttaa sähköverkon nykyarvo, joka lasketaan sähköverkon jälleenhankinta-arvosta ja verkon ikätietojen perusteella. Verkon nykyarvo, mahdolliset pääoman tasearvon oikaisut ja kohtuullinen tuottoaste määräävät lopulta kohtuullisen tuoton, joka vähennetään suoraan toteutuneesta verkkoyhtiön tuloksesta.

23 23 TASEEN OIKAISU JA KOHTUULLISEN TUOTON LASKENTA Sähköverkon jälleenhankinta-arvo Verkkokomponenttien lukumäärätiedot x Verkkokomponenttien yksikköhinnat x = Sähköverkon nykykäyttöarvo + Muu sähköverkkotoimintaan sitoutunut oikaistu pääoma tasearvossa Muut pysyvät vastaavat Vaihto-omaisuus Myyntiosaamiset = Sähköverkkotoimintaan sitoutunut oikaistu pääoma (sisältää tasauserän) Oikaistu oma pääoma Oikaistu korollinen vieras pääoma x Verkkokomponenttien pitoaikatiedot ja keskiikätiedot Inflaatiokorjaus TULOSLASKELMAN OIKAISU JA TOTEUTUNEEN OIKAISTUN TULOKSEN LASKENTA Liikevoitto (liiketappio) + Liikevoittoon (liiketappioon) palautettavat kirjanpidon erät + Liittymismaksukertymän muutos + Maksetut verkkovuokrat + Suunnitelman mukaiset poistot liikearvosta - Investointikannustin + Sähköverkon jälleenhankinta-arvosta lasketut tasapoistot - Suunnitelman mukaiset poistot sähköverkosta - Laatukannustin + 0,5 x KAH vertailutaso - 0,5 x KAH toteutunut - Tehostamiskannustin + Kohtuulliset tehostamiskustannukset - Toteutuneet tehostamiskustannukset - Innovaatiokannustin + Kohtuulliset T&K-kustannukset + Kohtuulliset tuntimittauksen lisäkustannukset Kohtuullinen tuottoaste (reaalinen WACC-%) sähköverkkotoimintaan sitoutuneelle oikaistulle pääomalle - = KOHTUULLINEN TUOTTO - = + Muut tuloslaskelman oikaisut + Nettosuojauskustannus + Rahoitusomaisuuden kustannus + Laskennalliset verot = TOTEUTUNUT OIKAISTU TULOS ALIJÄÄMÄ TAI YLIJÄÄMÄ Kuva 3.1 Kolmannen valvontajakson valvontamenetelmä sähköverkkotoiminnan tuloksen määrittämiseksi. (EMV 2011)

24 Sähkömarkkinalain muutosten vaikutus verkkoliiketoimintaan Sähkömarkkinalain muutoksilla on merkittäviä vaikutuksia verkkoliiketoimintaan, niin suunnittelukriteeristöjen kuin regulaation myötä. Uudet vaatimukset sähköntoimitusvarmuudelle asettavat painetta verkkoyhtiöille, kun investointeja tulee ennenaikaistaa verkon ikään nähden ja uusien investointien rahoitus asettaa omat haasteensa. Useimmat verkkoyhtiöt tulevat törmäämään tilanteeseen, jossa nuoria verkon osia, joilla on jäljellä huomattavasti nykykäyttöarvoa, tulee uusia toimitusvarmuuden parantamiseksi annettuihin määräaikoihin mennessä. Vaikutukset nykyiseen regulaatiomalliin ovat osittain arvioitavissa. Pidemmällä tarkastelulla tullaan tilanteeseen, jossa näillä muutoksilla on sekä positiivisia että negatiivisia vaikutuksia sallitun tuoton määräytymiseen. Tarkasteltaessa sähkömarkkinalain muutosten vaikutuksia verkkoyhtiöiden menettelytapoihin ja liiketoimintaan, on erittäin tärkeää huomioida, että määräävä tekijä näihin vaikutuksiin on verkonhaltijoiden verkon nykytila ja sen myötä uudistamisen tarve. Verkkoyhtiöt lähtevät näihin muutoksiin hyvin erilaisista lähtökohdista ja lakimuutoksissa ei suoraan ole huomioitu tätä. Suurimmat erot verkkoyhtiöiden välillä tulevat näkymään uusien investointien ajoituksissa ja näiden rahoitusmenettelyissä Vaikutukset yleisellä tasolla Voidaksemme tarkastella uuden sähkömarkkinalain vaikutuksia verkkoyhtiöiden uusiin menettelytapoihin, on ensisijaisen tärkeää muodostaa riittävän tarkka kuva tarkasteltavan verkkoyhtiön verkon nykytilasta. Pääasiallinen tapa uudistaa sähköverkkoja tapahtuu verkon nykykäyttöarvon puitteissa, jolloin verkon saneeraukset keskittyvät verkon vanhimpien osien korvaamiseen. Tämä on verkon kehittämiseksi valittujen komponenttien takaisinmaksuaikojen vuoksi kannattavaa. Uudet vaatimukset haastavat osittain tämän menettelytavan, sillä toimitusvarmuuden tavoitteille on asetettu aikarajat. Tämän suhteen tuleekin huomioitavaksi kuinka kiireisesti verkostoinvestointeja on lähdettävä toteuttamaan, eli miten paljon tarkasteltavan verkon toimitusvarmuus poikkeaa asetelluista tavoitteista. Kustannusanalyysin kannalta tarkastellaan nykyisen valvontajakson taloudellisen valvonnan mallia ja lakiuudistuksen suoria vaikutuksia sen osa-alueisiin. Tässä

25 25 tarkastelussa käytetään kuvan 3.1 mukaista sallitun tuoton määräytymismallia. Selkeimmät vaikutukset voidaan nähdä verkon jälleenhankinta-arvon ja nykykäyttöarvon kautta sallitun tuoton määräytymiseen ja keskeytyskustannusten myötä suoraan toteutuneeseen tulokseen. Tarkasteltaessa toimitusvarmuuden parantamisen vaatimuksia, voidaan todeta seuraavat taloudelliset vaikutukset jälleenhankinta-arvo kasvaa, kun korvataan nykyisiä verkkokomponentteja kalliimmilla, kuten ilmajohtojen korvaaminen maakaapeleilla jälleenhankinta-arvon kasvun myötä kasvavat myös tasapoistot, millä on suora vaikutus toteutuneen liikevoiton määräytymiseen nykykäyttöarvo kasvaa verkon keski-iän laskiessa nykykäyttöarvon kasvulla on myönteiset vaikutukset sallitun tuoton määräytymiseen sähkön toimitusvarmuuden parantuminen pienentää keskeytyskustannuksia Lopullinen investointitahti ja vaikutusten kokonaisvaltainen tarkasteleminen määräävät näiden edellä mainittujen vaikutusten suuruuden lopputulemiin. Esimerkiksi verkon nykykäyttöarvon nousun positiiviset vaikutukset kompensoituvat osittain, kun huomioidaan, että osa komponenttien korvaavuuksista kohdistuu jäljellä olevaa nykykäyttöarvoa omaaviin komponentteihin. (LUT 2012) Uuden sähkömarkkinalain edellyttämät tavoitetasot erottavat sähköverkkoyhtiöitä toisistaan menettelytapojen ja lakimuutosten vaikutusten suhteen huomattavasti. Verkon nykytilasta riippuen osalla verkonhaltijoilla nykyinen maakaapelointiaste mahdollistaa ensimmäisen, vuoden 2019, tavoiteportaan saavuttamisen jo nykyiseltään, kun taas muilla se vaikuttaa oman investointitahdin uudelleen määrittämiseen tavoitteiden saavuttamiseksi. Investointiajalla on merkittäviä vaikutuksia komponenttien valintoihin ja niiden kokonaiskustannuksiin. Jouduttaessa lyhyessä ajassa toteuttamaan kalliita investointeja aiheutuu merkittäviä kustannusrasitteita. Lakimuutoksen aikarajoja voidaan pitää varsin tiukkoina, kun tarkastellaan lopullisia tavoitetasoja. Vaatimus verkkoyhtiöiden asiakkaista 75 prosentin saattamiseksi suurhäiriökestävyyden tavoitteiden piiriin vuoden

26 loppuun mennessä ja koko jakeluverkon piirissä olevien asiakkaiden vuoteen 2029 mennessä, tulee aiheuttamaan osalle verkkoyhtiöistä merkittäviä kustannusrasitteita. Ilmajohtojen korvaamisella maakaapelilla saavutetaan suurhäiriökestävyyden lisäksi merkittäviä keskeytys- ja huoltokustannussäästöjä. Lain sisällyttämien vaatimusten puitteissa maakaapelointiasteen nostamisesta muodostuvilla kustannussäästöillä ei tosin voi odottaa kattavansa siitä muodostuvia investointikustannuksia. Uusille investoinneille joudutaan etsimään ylimääräistä rahoitusta. Keskeytyskustannuksien pieneneminen maakaapeloinnin lisääntyessä on selvä muutos ja tätä ajatusta on pidetty myös yhtenä kannustavana perusteena uuden sähkömarkkinalain vaatimusten linjauksissa. Tämä ajattelutapa ei kuitenkaan käy yhteen maakaapeloinnin käyttöönoton perusteena kaikissa olosuhteissa. Harkittaessa maakaapelointia ilmajohdon sijaan, on tarkasteltava näiden vaihtoehtojen kokonaiskustannuksia sekä odotettavia vika- ja keskeytysmäärien muutoksia. Tavoiteltaessa merkittävää jakeluverkon suurhäiriökestoisuutta, korostuu nimenomaan keskijännitemaakaapeloinnin tarve. Yksittäisten muuntopiirien avojohtojen ja ilmakaapeleiden korvaaminen maakaapeleilla jää useimmiten vähäisemmälle vaikutukselle kuin useampia muuntopiirejä syöttävän keskijännitejohdon maakaapelointi, kun tarkastellaan asiakkaiden kokonaismäärien saattamista säävarman sähkönjakelun piiriin. Tämä tosin pitää paikkansa pääosin vain silloin, kun tarkasteltavassa verkossa on entuudestaan osittain maakaapeloituja pienjänniteverkkoja ja keskijännitejohdot osittain tai kokonaan avojohtoja. Tilanne useasti on tämän kaltainen, kun uudisrakentamisen yhteydessä pienjänniteverkot pyritään toteuttamaan maakaapeloituna ja keskijännitejohdot ovat jääneet erillisiksi toteutuksiksi ja pääosin säilyneet entisellään. Erityisen tärkeää on huomioida sellaisia keskijännitelähtöjä, missä suurin osa johdosta on maakaapeloitu saneerausten myötä, mutta osa on jäänyt olosuhteiden pakosta avojohdoksi. Ilman säävarmaa varayhteyttä tällainen johtolähtö voi hyvinkin saattaa suuren määrän asiakkaista suurhäiriöille alttiiksi. Vakiokorvausten kasvaessa verkkoyhtiöt joutuvat entistä agressiivisemmin investoimaan keskeytysmäärien ja ennen kaikkea keskeytysaikojen minimoimiseksi. Vakiokorvausmenettelyn muutosten vaikutusten arviointi vaatii jokaiselta verkkoyhtiöltä lähtötason määrittelyn, sillä verkon nykytila määrää muutosten vaikutukset lähes täysin.

27 27 Vaikutuksia arvioitaessa on myös huomioitava, että myrskyjen aiheuttamat tuhot ovat alueellisia. Vertaillessa vaikutuksia verkkoyhtiöiden välillä, on oleellista tarkastella myrskyjen todellisia vaikutusalueita, sillä on hyvin epätodennäköistä, että jollain myrskyllä olisi yhtä voimakkaat seuraukset useiden verkkoyhtiöiden alueilla. Taulukoista 3.1 ja 3.2 nähdään vakiokorvausten kautta tarkastellen millaisia kustannusvaikutuksia verkkoyhtiöiden kesken olisi, kun vertailukohtina ovat alkuperäisen ja uuden sähkömarkkinalain mukaiset vakiokorvauskäytännöt. Taulukoiden vakiokorvaukset muodostuvat vuosien 2010 ja 2011 myrskyjen vaikutuksista. Taulukko 3.1 Vanhan ja uuden vakiokorvauskäytännön mukaiset vakiokorvaukset vuoden 2010 myrskyissä. Entisen käytännön mukainen tulos on toteutunut ja uusi on TEM:n ehdotusten mukaisesti laskettu. (LUT 2012) Asta ja Veera-myrskyt 2010 Entinen vakiokorvauskäytäntö Uusi vakiokorvauskäytäntö Kasvu-% Elenia Verkko Oy % Järvi-Suomen Energia Oy % Parikkalan Valo % Savon Voima Verkko Oy % Taulukko 3.2 Vanhan ja uuden vakiokorvauskäytännön mukaiset vakiokorvaukset vuoden 2011 myrskyissä. Entisen käytännön mukainen tulos on toteutunut ja uusi on TEM:n ehdotusten mukaisesti laskettu. (LUT 2012) Tapani ja Hannu-myrskyt 2011 Entinen vakiokorvauskäytäntö Uusi vakiokorvauskäytäntö Kasvu-% Elenia Verkko Oy % Fortum Sähkönsiirto Oy % Järvi-Suomen Energia Oy % Parikkalan Valo % Savon Voima Verkko Oy % Vatajankosken Sähkö Oy % Taulukoista nähdään, että uuden korvauskäytännön analysointi vaatii taustatiedoksi useita tekijöitä. Näissä vertailuolosuhteissa vaikuttaa merkittävästi vertailukohteiden keskinäinen sijainti sekä myrskyjen vaikutuksia tarkastellessa myrskyn vaikutusalueet.

28 28 Aikaisemmin todettiin myös, että tarkastelukohteiden verkon nykytila vaikuttaa tuloksiin voimakkaasti. Näiden tulosten pohjalta nähdään, että uusi vakiokorvauskäytäntö tulee muodostamaan merkittäviä lisäkustannuksia, mikäli riittäviin toimenpiteisiin ei ryhdytä ajoissa. Vakiokorvauskustannusten nousu lähes 40 prosenttia suurten häiriöiden suhteen on huomattava muutos. Verkkoyhtiö kohtaisen muutoksen suuruuden arviointi vaatii tarkkaa nykytilan analysointia. Lisäksi on syytä huomioida, että vakiokorvausmuutokset koskevat pelkästään 192 tuntia ja sitä pidempiä keskeytyksiä, jolloin riittävän huoltotoimenpidetason omaavilla verkkoyhtiöillä korvausmenettelyn muutokset jäävät vähäisiksi. Riittävän huoltotoimenpidetason määrittää verkon rakenne sekä korjaushenkilöstön kapasiteetti ja koordinoinnin tehokkuus. Vakiokorvausten merkitys tulee pienemään lähestyttäessä lopullisia toimitusvarmuustasoja Vaikutukset ISS Oy:n verkkoliiketoimintaan ISS:n kannalta lakimuutosten kokonaisvaikutukset eivät kovin voimakkaasti eroa keskimääräisestä muiden sähkäverkkoyhtiöiden tasosta. Lähtökohdat vaikutusten tarkasteluun ovat hyvin lähellä lakimuutoksille määriteltyä perustasoa, koskien verkkoyhtiöiden teknisiä tunnuslukuja, kuten esimerkiksi maakaapelointiasteita. Näillä perusteilla voidaan todeta, että kappaleessa käydyt näkökulmat tulevat sellaisenaan olemaan osa ISS:n tulevaisuuden verkkoliiketoiminnan näkymiä. Tarkasteltaessa tarkemmin millaisia vaikutuksia lakimuutokset tuovat, on kiinnitettävä erityisesti huomiota vakiokorvausmenetelmien muutoksiin ja maakaapelointiasteen uudelleen määrittämisen suosituksiin. Näiden kautta muodostuu useita taloudellisia näkökulmia, joihin tulee kiinnittää huomiota lähitulevaisuudessa. Uuden sähkömarkkinalain tavoitetasojen määrittelyn tukena on käytetty useiden verkkoyhtiöiden keskimääräisiä tunnuslukuja koskien keskeytyskustannuksia ja verkon rakennetta. Asemakaava-alueiden ulkopuolisen 36 tunnin tavoiteajan saavuttamiseksi määriteltiin keskijännitemaakaapelointiasteen tasoksi prosenttia ja vastaava taso pienjänniteverkolle oli prosenttia. Yleisenä keskiarvona näille luvuille verkkoyhtiöiden kesken pidettiin keskijänniteverkolle 12 prosenttia ja pienjänniteverkolle 38 prosenttia. (HE 20/2013) Verrattaessa näitä lukuja ISS:n tasoon, keskijänniteverkon maakaapelointiasteen ollessa 15 prosenttia ja pienjänniteverkon 49 prosenttia, huomataan, että ollaan hieman

29 29 keskiarvon yläpuolella. Tarkasteltaessa suositusten mukaisia maakaapelointiasteita, voidaan varautua tämän hetkisen maakaapelointiasteen huomattavaan nostamiseen lyhyellä aikavälillä. Kalliiden investointien toteuttaminen lyhyellä aikavälillä voi aiheuttaa huomattavia hetkellisiä kustannusrasitteita ja verkkoyhtiöiden pääasiallinen keino verkoston kehittämisen kasvavien kulujen kattamiseen löytyy siirtomaksuista. Vaikka siirtomaksut ovat osa regulaatiota ja näin ollen eivät ole verkkoyhtiöiden täysin hallittavissa, verkostoon sidotun pääoman kasvaminen investointien myötä mahdollistaa siirtomaksujen nostamisen. Edellä mainittuihin tavoitteellisiin maakaapelointiasteiden suuruuksiin tulee asennoitua varovaisuudella, sillä useimmille verkkoyhtiöille keskijänniteverkon maakaapelointi, ympäristöolosuhteet ja sähkönkäyttäjien sijainnit huomioon ottaen, on taloudellisesti osittain kannattamatonta. Tästä johtuen, joudutaan tarkastelemaan vaihtoehtoisia ratkaisuja näille saneerauskohteille, joille maakaapelointi on selvästi epätaloudellista toteuttaa. Vakiokorvausmenetelmän muutokset vaikuttavat samanlinjaisesti ISS:n verkkoliiketoimintaan, kuin minkä tahansa toisen teknisesti samalla tasolla olevan verkkoyhtiön. Verkon rakenne huomioon ottaen, muutosten vaikutukset ovat nähtävissä. Selkeimmät vaikutukset näkyvät niillä verkkoyhtiöillä, joilla on hyvin matala keskijännitemaakaapelointiaste ja verkon sijaintiin nähden hajallaan olevat asiakasmäärät. Näistä syistä myös ISS:lle on odotettavissa suurempia vakiokorvauskustannuksia suurhäiriöiden johdosta. Vuonna 2010 ISS joutui maksamaan vakiokorvauksia noin euroa, mitkä pääosin aiheutuivat Asta-myrskyn johdosta. Tästä summasta noin euroa maksettiin yli 120 tuntia kestäneistä keskeytyksistä. Oletettaessa korvausmuutosten vaikutukset taulukoiden 3.1 ja 3.2 suuruisiksi, voitaisiin arvioida Asta-myrskyn kustannukset ISS:n tasolla olevan luokkaa euroa. Ottaen huomioon, että Astamyrskyn vaikutukset ISS:lle eivät olleet pahimmasta päästä, voidaan vakiokorvauskustannusten nousun vaikutusten olevan huomattavasti tässä arvioitua suuremmat.

30 30 4. ISS OY:N KESKIJÄNNITEVERKON KEHITTÄMINEN Keskijänniteverkon kehittäminen on suuressa roolissa sähköntoimitusvarmuuden parantamisessa, sillä yksikin keskijännitelähtö voi vastata kymmenien muuntopiirien sähköistämisestä ja näin ollen koskee useita satoja sähkönkäyttäjiä. Yleisellä tasolla keskijänniteverkkojen maakaapelointiaste on vielä varsin pieni ja suurhäiriöiden kannalta maakaapelointi on yksi merkittävimmistä keinoista lieventää häiriöiden vaikutuksia. Paikoittain haastavista asennusympäristöistä ja avojohtoja suuremmista asennuskustannuksista johtuen, maakaapelointia on vaikea pitää pääasiallisena keskijänniteverkon saneerausratkaisuna vielä tänä päivänä. Näissä tarkasteluissa ei pidä myöskään unohtaa pienjänniteverkkojen maakaapeloinnin tärkeyttä, sillä yksittäiset muuntopiiritkin voivat aiheuttaa suurelle määrälle asiakkaita pitkiä katkoksia ja käyttää suuren osan korjauskapasiteettista. Asiaa helpottaa selkeästi nykyinen käytäntö maakaapeloida uudisrakentamisen yhteydessä. Etsittäessä ratkaisuja keskijänniteverkon saattamiseksi myrskyjä kestäväksi, on syytä tarkastella, mitkä keinot todella antavat haluttuja tuloksia, sillä lähtökohtaisesti suurhäiriöiden tarkastelu poikkeaa suurilta osin tavanomaisesta verkon kehittämisestä keskeytyskustannusten minimoimiseksi. Haluttaessa pienentää keskeytysten ja jälleenkytkentöjen määrää, löytyy kustannustehokkaita ratkaisuja huomattavasti enemmän, kun taas myrskyjen aiheuttamien pitkäkestoisten vikojen vähentäminen vaatii ratkaisuja, joilla verkon osista tehdään lähes täysin viankestäviä tai ainakin taata sellainen varayhteys vikaherkille johto-osuuksille. Taulukkoon 4.1 on kerätty verkkoteknisiä ratkaisuja verraten kahta eri toimitusvarmuuden suunnittelun näkökulmaa.

31 31 Taulukko 4.1 Verkkoteknisiä ratkaisuja pitkien keskeytyksien vähentämiseksi, eroteltuna tavanomaiseen toimitusvarmuuden ja suurhäiriökestävyyden parantamiseksi. Merkinnät: merkittävä vaikutus/nopea (1-5 a), kohtalainen vaikutus/keskimääräinen nopeus (5-15 a), - ei vaikutusta/hidas (15-40 a). (LUT 2012) Tekniikka Vaikutus normaaliin käyttövarmuuteen Vaikutus pitkien katkojen kestoon ja laajuuteen Toteutusnopeus Verkostoautomaatio - Sähköasemat Avojohdot nykypaikoille - - Avojohdot tienvarteen PAS-johdot nykypaikoille - Ilmakaapelit 1 kv pj-johdot, kaapeli - 20 kv kaapelointi - 0,4 kv kaapelointi - Taulukosta nähdään, että näillä kahdella häiriötarkastelulla on keskenään eri lähtökohdat. Oleellista on myös huomioida, että kaapeloinnilla saavutetaan merkittävimmät vaikutukset myrskyihin varautumiseen ja samanaikaisesti saavutetaan suuria hyötyjä perinteiseen keskeytyskustannusoptimointiin. Ympäristön vianaiheuttajista oleellisimmat ovat johdoille kaatuvat puut ja talvisaikaan lumikuormat. Säävarmuuden varmistamisessa päällystetyt avojohdot ovat ainoastaan osittain varteenotettava ratkaisu, huolimatta siitä kulkeeko kyseinen johto metsäisen alueen läpi vai tien vieressä. Jälkimmäinen vaihtoehto on huomattavasti varmempi, mutta pienikin osuus johdon matkalla, missä puita yltää kaatumaan johdolle, voi vaarantaa koko johtolähdön, huolimatta siitä, kuinka hyvin kyseisen johdon loppuosa on maakaapeloitu. Tällaista johtoa ei voida pitää edes luotettavana varayhteytenä silmukoidussa verkossa myrskyjen aikana ja harvemmin myöskään myrskyjen jälkeisessä tilanteessa. Varayhteyksien kannalta on suotavaa toteuttaa osa keskijännitelähdöistä täysin säävarmoiksi eli kokonaan kaapeloituina. Tällöin saadaan kyseisen lähdön lähes kaikki

32 32 asiakkaat säävarman verkon piiriin, olettaen myös pienjänniteverkko pääosin kaapeloiduksi, ja samalla voidaan taata luotettava varayhteys niille lähdöille, joille on epätaloudellista tai muuten haastavaa toteuttaa kokonaan maakaapeloitua johtolähtöä. Tällä tavoin voidaan kustannustehokkaasti rajata asiakasmääriä, joille aiheutuisi pitkiä myrskyn jälkeisiä keskeytyksiä ja varayhteyksien oikealla toteutuksella voidaan säästää keskeytysaikoja myrskyn aikanakin. Maakaapeloinnin yhteydessä on aina pidettävä huoli varayhteyksistä, johtuen kaapelivaurioiden pidemmistä korjausajoista verrattuna avojohtoihin, jolloin tämä menettelytapa tukee myös näitä normaaleja vikatilanteita. Tällöin voidaan normaalissa käyttötilanteessa turvata varayhteys vioittuneelle kaapelilähdölle toisen avojohtolähdön kautta ja vastaavasti suurhäiriöiden jälkeen toisin päin. Tällainen menettelytapa on huomattavasti kustannustehokkaampaa verrattuna siihen, että kaapeloitaisiin kokonaan useita pitkiä rinnakkaisia johtolähtöjä, joilla on pitkästi ilmajohtoa. Varayhteyksien tarkastelussa on aina huomioitava tekniset reunaehdot, jolloin haasteita voi muodostua esimerkiksi pitkien maakaapelisyöttöjen kanssa. Vuoden 2013 puolenvälin aikoihin ISS:n verkkoon on ollut liittyneenä noin kuluttajaa. Kulutuspisteistä suunnilleen kaksi kolmasosaa sijaitsee Imatran, Rautjärven ja Ruokolahden asemakaava-alueilla, mikä kuluttajien määränä vastaa arviolta Jakeluverkko muodostuu seitsemästä sähköasemasta, jotka syöttävät 20 kv:n runkoverkkoa. Runkoverkon muodostaa 58 johtolähtöä, joilla yhteispituutta on 864 km. Pienjänniteverkot mukaan laskettuna jakeluverkolla on pituutta lähemmäs 3000 km. 4.1 Verkon rakenne ISS:n keskijänniteverkko on rakenteeltaan hyvin pitkälti avojohto- ja ilmakaapelipainotteista, kaapelointiasteen ollessa keskijänniteverkolla noin 15 prosenttia. Pienjänniteverkon osalta maakaapelointiaste on lähemmäs 50 prosenttia. Imatran kaupungin alueella maakaapeleiden osuus on huomattava, josta löytyy muutamia koko pituudelta ja useita yli puolet johdon pituudesta maakaapeloituja johtolähtöjä. Keskustan alueella kaapelointiaste keskijänniteverkolla on 46 prosenttia. Osa johtolähdöistä on erittäin pitkiä ja kokonaan ilmajohtorakenteisia, joista pisimmät ovat Syyspohjan sähköaseman Äitsaaren ja Kyläniemen lähdöt, joilla molemmilla on pituutta pitkälti yli 60 km. Keskijänniteverkon pisimmät lähdöt sijaitsevat maantieteellisesti jakeluverkon pohjois-, itä- ja luoteisosissa. Nämä lähdöt ovat toteutettu osittain päällystetyillä avojohdoilla

33 33 (PAS) ja kaapelointiaste on hyvin pieni. PAS-johtojen osuus koko keskijänniteverkossa on varsin suuri, kokonaispituuden ollen noin 213 km. Tämä vastaa koko keskijänniteverkon pituudesta melkein neljäsosaa. Ilmajohdot kulkevat hyvin metsäisissä ympäristöissä nykyisellä tarkasteluhetkellä, vaikka niistä paljon onkin siirretty tienvierustalle viime vuosina. Nämä olosuhteet muodostavat merkittävän haasteen suurhäiriökestävyydelle. Keskijänniteverkkoa syötetään normaalikäyttötilanteessa seitsemän sähköaseman kautta, joista kaupungin aluetta syötetään Mansikkalan, Fortumin, Immalan ja Rajapatsaan sähköasemilta. Näiden sähköasemien lähdöistä lähes kaikki ovat pääosin maakaapeloituja ja muutamat ovat täysin säävarmoja. Syyspohjan, Vennonmäen, Saarlammen ja osa Immalan lähdöistä muodostavat suurhäiriökestävyystarkastelun riskikohdat, sillä nämä lähdöt sijaitsevat hyvin metsäisillä reiteillä ja ovat täysin säiden armoilla, vailla luotettavia varayhteyksiä. Kuvasta 4.1 näkyy näiden sähköasemien maantieteelliset sijainnit. Mansikkalan, Rajapatsaan ja Immalan sähköasemien lähdöistä useat ovat pääosin maakaapeloituja, joissa kuitenkin löytyy ilmajohto-osia. Tällaiset lähdöt ovat oleellisia kohteita suurhäiriökestävyystarkastelussa, sillä niitä ei voi luokitella täysin säävarmoiksi, mutta niistä saadaan sellaisia suhteellisen pienillä investoinneilla. Kuva 4.1 ISS Oy:n keskijänniteverkko. Kuvassa vihreällä on merkitty keskijänniteverkkoa syöttävät sähköasemat.

34 34 Pienjänniteverkon syöttö tapahtuu 759 muuntajan kautta, joista 205 on puistomuuntamoita. Puistomuuntamot ovat huomattavasti luotettavampi ratkaisu suurhäiriökestoisuuden kannalta kuin perinteiset pylväsmuuntamot. Lisäksi puistomuuntamot tarjoavat mahdollisuuden kauko-ohjaukselle, jolloin jakorajoja pystytään operoimaan myös kaukokäytöllä valvomosta. Tällainen kauko-ohjausmahdollisuus on kuitenkin lisäkustannus ja näin ollen aina erikseen tarkasteltava investointi. Erottimia jakeluverkossa on kaiken kaikkiaan 291 kappaletta ja suhteutettuna keskijänniteverkon kokonaispituuteen, saadaan erotinväliksi noin 3 km. Erottimet, joista erityisesti kauko-ohjattavat, ovat merkittävä apukeino keskeytysaikojen lyhentämisessä. Tosin on syytä huomioida varayhteyksien käyttövarmuustekijä, kun erottimien kannattavuutta ollaan tarkastelemassa suuremmissa vikatilanteissa. Taulukoihin 4.2, 4.3 ja 4.4 on kerätty vuoden 2012 tasolla verkoston nykytilan mukaiset komponenttien lajija lukumäärätiedot ISS:n keskijänniteverkostosta. Taulukko 4.2 Keskijänniteverkon ilmajohtojen lajitiedot. Keskijänniteverkon ilmajohdot Laji Pituus [km] Sparrow 331,7 Raven 144,2 Pigeon 24,2 Al ,9 Yleiskaapeli 70 1,6 Yleiskaapeli 95 0,8 PAS ,7 PAS ,7 Muut 4,1 Taulukko 4.3 Keskijänniteverkon maakaapeleiden lajitiedot. Keskijänniteverkon maakaapelit Laji Pituus [km] Enintään 70 28, , , ,1 Enintään 70 vesi 4, vesi 2, vesi 0,3

35 Pylväiden lukumäärä [kpl] 35 Taulukko 4.4 Keskijänniteverkon erottimien ja katkaisijoiden lukumäärätiedot Erottimet ja katkaisijat Laji Määrä Johtoerotin, 1-vaiheinen huoltoerotin 8 Johtoerotin, kevyt 214 Johtoerotin, katkaisukammion 41 Kauko-ohj. EA, 1 erotin 1 Kauko-ohj. EA, 2 erotinta 4 Kauko-ohj. EA, 3-4 erotinta 22 Pylväskatkaisija Verkon ikä Keskijänniteverkon ikä määritetään tilastollisen seurannan kannalta pylväiden ikätietojen perusteella. Ilmajohtojen keski-ikä arvioidaan samoilla perusteilla, jolloin keski-iäksi saadaan kuvan 4.2 tietojen perusteella arviolta 30,8 vuotta. Keskijännitejohtojen pitoajat ovat yleisesti ottaen luokkaa vuotta, jolloin voidaan todeta, että nykykäyttöarvon puitteissa verkon uudistamisesta ei koidu merkittäviä lisäkustannusrasitteita mikäli laajamittaisimmat verkkosaneeraukset keskitetään 5-10 vuoden päähän. Nämä saneerausajat olisivat pääpiirteittäin linjassa toimitusvarmuuden ajallisten tavoiterajojen kanssa. Kuvasta 4.2 näkyy pylväiden lukumäärät asennusvuosittain. Asennusvuosien määrittämisen haasteellisuudesta johtuen kuvassa esitetyt luvut ovat hyvin karkeasti arvioituja. Tästä johtuen sellaisten pylväiden, joiden ikä on ollut vaikeasti arvioitavissa, asennusvuodeksi on pyöristetty lähin vuosikymmen. Vuosien 1960 ja 1970 kohdalla olevat lukumääräpiikit selittyvät osittain tällä Pylväiden asennusvuosi Kuva 4.2 Keskijännitepylväiden asennusvuosiarviot.

36 36 Erityisesti vuosien 1960 ja 1970 lähettyvillä on käyttöönotettu runsas määrä pylväitä ja ne alkavat olla ikänsä loppupäässä. Pylväiden korvaaminen uusilla antaa yleisellä tasolla aihetta tarkastella johdon sijainnin muuttamista, toimintavarmuuden parantamiseksi ja keskeytyskustannusten pienentämiseksi. Tarkasteltaessa verkon suurhäiriökestoisuutta, on syytä harkita lisäksi olemassa olevan johdon korvaamista suoraan maakaapelilla. Näissä tarkasteluissa on myös syytä huomioida johtojen nykykäyttöarvo, sillä nuorien rakenteiden korvaaminen on epätaloudellista, johtuen pitkistä pitoajoista ja useimmiten myös suurista investointikustannuksista. Tästä johtuen suurhäiriökestävyyden nimissä tehtävät rakennemuutokset voivat olla taloudellisesti kovinkin haastavia. Perustuen ISS:n keskijänniteverkon ikätietoihin, tämän osalta ei aiheudu merkittävää taloudellista haittaa. 4.3 Keskeytykset Sähköntoimituksen keskeytykset on laatuparametri sähköntoimitusvarmuudelle. Keskeytysten seuranta ja tilastointi on osa verkkoliiketoiminnan regulaatiota, jota kautta muodostuu osa verkon kehittämiskannusteista. Keskeytyksistä tilastoidaan niiden määrä ja kestoaika. Keskeytystyypit jaetaan lyhyt- ja pitkäkestoisiin keskeytyksiin. Tarkennettuna lyhyet keskeytykset jaetaan pika- ja aikajälleenkytkentöihin ja vastaavasti pitkät suunniteltuihin työkeskeytyksiin ja odottamattomiin keskeytyksiin. Lyhyiksi keskeytyksiksi jaotellaan enintään 3 minuuttia kestävät viat, joista selvitään automaattisten jälleenkytkentöjen avulla, kun taas vastaavasti pitkäkestoisiksi jaotellut viat vaativat pidemmän keskeytysajan, joka voi olla useista tunneista jopa päiviin. Lyhyet keskeytykset ovat ohimeneviä vikoja, kuten puiden oksien putoaminen johdoille, ja näistä selvitään pääasiassa suorittamalla jälleenkytkentä, jossa johto tehdään lyhyeksi aikaa jännitteettömäksi. Pitkät keskeytykset ovat useimmiten pysyviä vikoja, kuten puiden kaatuminen johdoille tai muuntajan vaurioituminen, ja vaativat näin ollen huoltotoimenpiteitä. Pitkäkestoisista vioista suunnitellut työkeskeytykset erottuvat odottamattomista keskeytyksistä siten, että niistä annetaan ennakkoon varoitus asiakkaille, joita keskeytys koskettaa. Keskeytyksen tarkka määritelmä tulee standardista SFS-EN 50160, missä se on määritelty tilanteena, jossa liittymiskohdan jännite on alle yhden prosentin sopimuksen mukaisesta jännitteestä. (LUT & TTY 2010, Lakervi 2009)

37 37 Sähköntoimitusvarmuudelle asetetut tavoitetasot käsittävät oleellisesti keskeytykset ja niistä aiheutuvan haitan sähkönkäyttäjille. Näin ollen keskeytyksistä koituu verkonhaltijalle taloudellista haittaa, niin regulaation kuin vakiokorvausten kautta. Vakiokorvausten vaikutus näkyy vasta yli 12 tuntia kestävissä keskeytyksissä, kun taas sitä lyhyemmät vaikuttavat regulaation kautta keskeytyksistä aiheutuvan haitan (KAH) kustannuksiin Keskeytystilastointi Sähkönjakelun keskeytysten tilastointi on oleellinen osa sähköverkkotoimintaa, sillä näiden tietojen perusteella määräytyy tarkasteltavan verkon luotettavuus normaaleissa vikatilanteissa. Tavoiteltaessa tarkkoja arvioita sähköntoimituksen luotettavuudesta, tarvitaan tilastotietoa useiden vuosien ajalta. Keskeytyksistä kerätään määrä- ja kestoaikatiedot jaoteltuna omiin keskeytystyyppeihin. Yleisimmin tilastoidaan pelkästään keskijänniteverkon vikatiedot, sillä valvontamallin keskeytyskustannuslaskennassa huomioidaan ainoastaan keskijännitetason vikatiedot. Suurhäiriöiden aiheuttamat keskeytykset aiheuttavat tavanomaiseen keskeytystilastointiin kyseisille vuosille piikin vikojen määriin, mikä osittain vääristää pidemmän aikavälin tarkasteltavaa tilastotietoa. Vastaavasti suurhäiriöiden aikaisten vikojen erillinen tilastointi on erittäin haastavaa, johtuen myrskyjen vaikutusalueista ja kestoajoista. Lisäksi myrskyjen aiheuttamat viat yksittäisillä johto-osuuksilla ovat luonteeltaan täysin normaaleista vioista poikkeavia. Tarkasteltaessa ISS:n sähkönjakeluverkon keskeytyksiä, on hyvä huomioida, että viimeisten muutaman vuoden aikana on tapahtunut merkittäviä rakennemuutoksia keskijänniteverkkoon. Näitä olivat muun muassa vuonna 2010 käyttöönotettu Syyspohjan sähköasema ja kasvanut PAS-johtojen käyttö. Uuden sähköaseman myötä muutoksia tuli verkon luoteisosan lähtöihin ja näin ollen osalta lähdöiltä vikojen määrät pienenivät ja vastaavasti osa vioista on siirtynyt uusille lähdöille. Vuosien 2007 ja 2012 välillä uutta PAS-johtoa on rakennettu noin 75 km. Kasvaneesta PAS-johtojen käytöstä, parannukset ovat alkaneet näkyä jälleenkytkentöjen vähentymisenä, mikä on nähtävissä kuvasta 4.3. Keskeytystilastoinnit kahdeksan vuoden keskiarvona ei kuitenkaan riitä kuvaamaan kovin tarkasti verkon nykytilan mukaisia lukuja keskeytysten määristä ja

38 38 keskeytyskustannuksista, kun vasta viime vuosina on tehty tähän asti merkittävimmät parannukset sähköntoimitusvarmuudelle PJK AJK Vika Kuva 4.3 Vuosien keskijänniteverkon keskimääräiset vuosittaiset vikataajuudet. Kuvasta 4.3 nähdään, että jälleenkytkentöjen osalta on ollut muutosta parempaan päin, erityisesti pikajälleenkytkentöjen osalta. Jälleenkytkentöjen määrään on vaikuttanut PAS-johto-osuuksien kasvu ja johtojen siirtäminen metsistä teiden varsille. Vuosien 2010 ja 2011 osuuksiin vaikuttavat osittain Asta ja Tapani-myrskyt. Vastaavasti vuonna 2012 ei ollut suurempia myrskyjä, joten sen vuoden tulokset ovat hyvin suuntaa antavia kuvastamaan keskijänniteverkon rakenteen parannuksia viime vuosina. Pysyvien vikojen osalta muutokset ovat hyvin pieniä, vaikka kaapelointia on lisätty vuodesta toiseen. Tämä johtuu siitä, että verkossa on yhä jäljellä huomattavan pitkiä ja haasteellisesti sijoitettuja ilmajohtoja, joiden vikataajuudet noudattavat vahvasti myrskyjen vaikutuksia. Taulukkoon 4.5 on laskettu vuosien keskiarvot näille vika- ja keskeytystaajuuksille. Taulukko 4.5 Keskijänniteverkon keskimääräinen vikataajuus vuosien keskiarvona. PJK [1/100 km,a] AJK [1/100 km,a] Vika [1/100 km,a] Keskeytyspituus [h] 36,41 8,41 7,02 0,86

39 Keskeytyskustannukset Virheellisestä sähköntoimituksesta koituu kustannuksia verkkoyhtiöille vikojen selvittämisestä sekä toimittamatta jääneestä energiasta. Keskeytyskustannusten laskennassa tarkastellaan 1-70 kv:n sähkönjakeluverkon keskeytyksiä ja niistä asiakkaille aiheutuvaa haittaa. Keskeytyskustannukset on myös oleellinen osa verkostoinvestointien tarkastelua. Keskeytyskustannuksissa saavutettavat säästöt ovat yksi tapa perustella investoinnin kannattavuus. Keskeytyskustannusten laskennan malli on seuraavanlainen: (vikataajuus) (teho) (KAH-arvo). Sähkönkäyttäjäkohtaisesti keskeytyskustannukset saadaan laskettua yhtälöllä i I K k, j fi a j b j ( tij ) tij Pj (4.1) missä K k,j = keskeytyskustannukset sähkönkäyttäjälle j f i t ij P j a j b j = verkkokomponentin i vikataajuus = verkkokomponentin i vikaantumisesta aiheutuva kesketysaika sähkönkäyttäjälle j = sähkönkäyttäjän j keskimääräinen keskeytysteho = keskeytystehon haitta-arvo sähkönkäyttäjälle j = keskeytysenergian haitta-arvo sähkönkäyttäjälle j (Lakervi 2009) Yhtälössä (4.1) muuttujat a ja b kuvaavat keskeytystyypin mukaista haitta-arvoa, joka on erikseen määritelty jälleenkytkennöille ja vikakeskeytyksille. Vikakeskeytyksissä tulee huomioida vian keskipituus. Jakeluverkonhaltijan asiakkaille keskeytyksistä aiheutuneen haitan laskennassa tarkastellaan keskijänniteverkon (1-70 kv) vuosienergioilla painotettuja keskeytysmääriä ja aikoja. Laskennassa käytetään yhtälöä KAH t, v KA KA AJK odott, t suun, t t h h h AJK E, odott E, suunn PJK Wt tt KM KM t h odott, t suunnt, PJK KHI KHI v h h W, odott W, suunn (4.2)

40 40 missä KAH t,v = toteutunut laskennallinen keskeytyksistä aiheutunut haitta verkonhaltijan asiakkaille vuonna t, vuoden v rahanarvossa [ ] KA odott,t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut haitta vuonna t [h] h E,odott = odottamattomista keskeytyksistä asiakkaille aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kwh] KM odott,t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen keskijänniteverkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut keskeytysmäärä vuonna t [kpl] h W,odott = odottamattomista keskeytyksistä asiakkaalle aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kw] KA suunn,t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen keskijänniteverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut keskeytysaika vuonna t [h] h E,suunn = suunnitelluista keskeytyksistä asiakkaalle aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kwh] KM suun,t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen keskijänniteverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut keskeytysmäärä vuonna t [kpl] h W,suun = suunnitelluissa keskeytyksistä asiakkaalle aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kw] AJK t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen keskijänniteverkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut keskeytysmäärä vuonna t [kpl] h AJK = aikajälleenkytkennöistä asiakkaalle aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kw]

41 41 PJK t = asiakkaan keskimääräinen vuotuinen keskijänniteverkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut keskeytysmäärä vuonna t [kpl] h PJK = pikajälleenkytkennöistä asiakkaalle aiheutuneen haitan hinta vuoden 2005 rahanarvossa [ /kw] W t = verkonhaltijan verkosta 0,4 kv ja 1-70 kv jännitetasoilla asiakkaille luovutettu energiamäärä vuonna t [kwh] t t = vuoden t tuntien lukumäärä KHI v-1 = kuluttajahintaindeksi vuonna v-1 KHI 2004 = kuluttajahintaindeksi vuonna 2004 (EMV 2011) Laskettaessa keskeytyskustannuksia toteutuneeseen oikaistuun tulokseen, tulee huomioida inflaatiokorjaus, joka tehdään laatukannustimeen ja tehostamiskannustimeen. Inflaatiokorjaus tehdään käyttämällä rakennuskustannusindeksiä ja kuluttajahintaindeksiä siten, että sähköverkkoon sitoutuneeseen oikaistuun pääomaan käytetään rakennuskustannusindeksiä (1995=100) ja laatukannustimeen ja tehostamiskannustimeen kuluttajahintaindeksiä (1995=100). (EMV 2011) Vuosittaisen rakennuskustannusindeksin muutos lasketaan siten, että tarkasteltavan vuoden indeksilukuna käytetään edeltävän vuoden huhti-kesäkuun indeksilukujen keskiarvoa. Rakennuskustannusindeksin muutos vuodelle v saadaan laskettua yhtälöllä RKI v RKI 1 v 1 (4.3) RKI v 2 missä RKI v = rakennuskustannusindeksin muutos vuodelle v RKI v-1 = rakennuskustannusindeksin (1995=100) huhti-kesäkuun indeksilukujen keskiarvo vuonna v-1

42 42 RKI v-2 = rakennuskustannusindeksin (1995=100) huhti-kesäkuun indeksilukujen keskiarvo vuonna v-2 Vuosittaisen kuluttajahintaindeksin muutos lasketaan samalla periaatteella yhtälön (4.3) mukaisesti käyttäen vastaavia kuluttajahintaindeksin arvoja. (EMV 2011) Keskeytyskustannussäästöjä voidaan käyttää verkostoinvestointien kannattavuuden perusteena, esimerkiksi yhdysjohdon rakentamisen kahden johtolähdön välille kannattavuuden tarkastelussa. Tämä perustuu laskentatapaan, jossa ensin lasketaan keskeytyskustannukset tarkasteltaville johtolähdöille ilman yhdysjohtoa ja sen jälkeen samat laskelmat yhdysjohdon kanssa. Tulosten erotuksena saadaan kustannussäästöjä, joita voidaan verrata yhdysjohdon rakentamiskustannuksiin. Kustannussäästöt perustuvat kytkentä- ja korjausaikojen muodostamiin eroihin, kun ehjälle johtolähtöosalle saadaan palautettua sähköt uuden yhdysjohdon kautta. Merkittäessä K k1 keskeytyskustannuksia tarkasteltaville johtolähdöille ilman yhdysjohtoa ja K k2 vastaavasti yhdysjohdon kanssa sekä yhdysjohdon investointikustannuksia K I saadaan määriteltyä investointi kannattavaksi, kun epäyhtälö (4.4) on voimassa. Kk 2 1 Kk K I (4.4) Verratessa keskenään vuositasolla olevia keskeytyskustannuksia ja kertainvestointikustannuksia, rakennuskustannukset tulee muuttaa vuosittaisiksi kustannuksiksi kertomalla ne annuiteettikertoimella ε. (Lakervi 2009) Tämä kannattavuuslaskenta perustuu siihen oletukseen, että varayhteydet ovat käytettävissä vian sattuessa. Tilanne on kuitenkin toinen, mikäli tarkastellaan suurhäiriötilannetta ja varayhteydet eivät ole kaapeloituja. Tällöin on suuri mahdollisuus, että varayhteydet eivät ole käytettävissä. Samaa laskentatapaa voidaan kuitenkin soveltaa esimerkiksi olemassa olevan yhdysjohtona toimivan ilmajohdon korvaamisen maakaapelilla kannattavuuslaskennassa. Tällöin tulee huomioida, että alkuperäisessä tilanteessa korjausajan tulee vastata sitä tilannetta, että sähköt saataisiin palautettua tarkasteltavalle johtolähdölle ilman varayhteyksiä. Toisin sanoen, kaikki ilmajohdoilla olevat varayhteydet tulisi tällöin olettaa käyttökelvottomiksi. Vastaavasti kytkentäaika on samaa luokkaa kuin tarkasteltaessa minkä tahansa johdintyypin käyttämistä varayhteytenä.

43 43 ISS:n johtolähtökohtaiset keskeytyskustannukset on laskettu Xpowerverkkotietojärjestelmän vuoden 2012 tehonjakotietojen ja vuosien keskimääräisten vikatietojen perusteella. Keskeytyskustannukset on laskettu johtolähdöittäin soveltaen yhtälöitä (4.1) ja (4.2). Kustannuslaskennan parametreinä on käytetty taulukon 4.6 mukaisia KAH-arvoja. Laskentatulokset sekä laskennassa käytetyt lähtökohtaiset vikatiedot näkyvät liitteessä I. Keskeytyskustannukset on laskettu vuoden 2013 rahanarvossa ja rakennuskustannusindeksin (1995=100) muutoksen arvona on käytetty 0,257. Laskentaesimerkki keskeytyskustannusten laskennasta liitteessä III. Taulukko 4.6 KAH-arvot vuoden 2005 rahanarvossa. (EMV 2011) Odottamaton keskeytys Jälleenkytkennät h E,odott [ /kwh] h W,odott [ /kw] h PJK [ /kw] h AJK [ /kw] 11 1,1 0,55 1,1 Tarkasteltavan jakeluverkon rakenteesta johtuen, keskeytyskustannukset jakautuivat suurilta osin muutaman sähköaseman kesken. Suurimmat keskeytyskustannukset muodostuivat Saarlammen, Syyspohjan ja Vennonmäen asemien lähdöille. Näiden osuus koko verkon keskeytyskustannuksista oli lähes viisi kuudessosaa. Kuvassa 4.4 on esitetty keskeytyskustannusten jakauma sähköasemittain. Laskennalliseksi keskeytyskustannusten vuosittaiseksi kokonaissummaksi muodostui noin euroa. 2 % 3 % 4 % 34 % 34 % 15 % 8 % MA5 MA6 MA2 MA1 MA4 MA7 MA9 Kuva 4.4 Keskeytyskustannusten osuudet sähköasemittain.

44 44 Yksittäisistä johtolähdöistä suurimmat keskeytyskustannukset olivat Saarlammen aseman kolmella pisimmällä lähdöllä, Miettilällä, Rautjärvellä ja Niskapietilällä. Tämän suuntainen keskeytyskustannusten jakauma selittyy sillä, että kaapelointiaste näillä kolmella sähköasemalla on hyvin pieni ja lähdöt ovat todella pitkiä. Johtolähtöjen sijainnilla on selvä vaikutus vikojen keskipituuteen, mikä näkyy esimerkiksi Syyspohjan ja Saarlammen lähdöillä. Kytkentä- ja korjausajat näillä lähdöillä ovat huomattavasti muita pidempiä. 4.4 Säävarman verkon määrittäminen Säävarmuuden määritelmänä voidaan pitää suojautumista ukkosten, myrskyjen ja lumikuormien suorilta vaikutuksilta. Pääasiassa tämän ehdon täyttävät jakeluverkon komponenteista ainoastaan maakaapelit ja puistomuuntajat. Sähköasemat ovat käyttövarmuudeltaan erittäin luotettavia, mutta äärimmäisiltä häiriötekijöiltä suojattuja ne eivät kuitenkaan ole. Suurten myrskyjenkin aikaan sähköasemat säilyvät kuitenkin pääasiassa sähköistettyinä, johtuen kantaverkon säävarmoista yhteyksistä. Myös komponenttien suojaustaso on korkealuokkaisempaa, kuin esimerkiksi jakeluverkon komponenteilla. Säävarman sähköverkon toteutuksessa on myös hyvin oleellisessa roolissa verkostoautomaatio. Tehokkaalla ja luotettavalla automaatiolla voidaan merkittävästi vaikuttaa myrskyjen vaikutusten rajaamiseen, ja mahdollistaa tehokkaamman toiminnan vikojen selvittämisessä ja korjaamisessa. Esimerkiksi kauko-ohjatuilla erottimilla päästään huomattavasti lyhyempiin kytkentäaikoihin, jolloin ajallinen säästö on useimmiten useita kymmeniä minuutteja etäisyyksistä riippuen. Jakeluverkon automaation tehostamista säävarmuuden nimissä on kuitenkin tarkasteltava tapauskohtaisesti. Tehokkaasti toimiva verkostoautomaatio vaatii luotettavat kommunikaatioyhteydet ja vastaavasti kauko-ohjatut erottimet harvoin edesauttavat kytkentätilannetta, mikäli eivät ole osa säävarmaa verkkoa. Seuraavaksi tarkastellaan säävarman verkon määrittämistä käytännöntasolla, hyödyntäen ISS:n jakeluverkon rakennetta. Säävarman verkon määrittäminen lähtee siitä lähtökohdasta, että saadaan säästä riippumaton sähkönsiirto sähköasemalta asiakkaalle asti. Tämä tarkoittaa maakaapeloitua yhteyttä keski- ja pienjännitetasolla. Sähköasemat

45 45 täyttävät pääosin säävarmuuden määritelmän ja näin ollen tässä työssä ei kiinnitetä huomiota erityisemmin sähköasemien luotettavuuteen. Ensisijainen tarkastelun kohde on keskijänniteverkko, sillä sen kokemilla häiriöillä on seuraavaksi suurimmat vaikutukset sähkönkäyttäjiin heti sähköasemien täydellisen sähkön menetyksen jälkeen. Määritykselle säävarman verkon piirissä olevalle sähkönkäyttäjälle ainut kriteeri on, että sähkönsiirto sähköasemalta asiakasliittymään asti on toteutettuna maakaapelilla. Tähän määritelmään sisältyvät ne keskijännitejohtolähdöt, joilla nykyinen kytkentätilanne mahdollistaa säävarman yhteydet tai, joilla kyseinen ehto täyttyy säävarmaksi toteutetun varayhteyden kautta. Tarkasteltaessa säävarman verkon osuutta ja säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden lukumäärää, johtolähtöjä on tarkasteltu kuvan 4.5 mukaisella menettelyllä. KJ-johtolähdöt Säävarmat Osittain säävarmat Säävarman varayhteyden päässä Suurhäiriöille alttiit KJ-maakaapelointiaste PJmaakaapelointiaste Säävarman verkon piirissä olevat asiakkaat Suurhäiriöille alttiit asiakkaat Kuva 4.5 Säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden määrittäminen. Kuvan 4.5 mukainen määrittely aloitetaan kartoittamalla keskijännitejohtolähtöjen rakenteet ja jakamalla ne neljään eri luokkaan sen mukaan, kuinka pitkälti kukin lähtö on sähköasemalta lähtien maakaapeloituna. Säävarmat johtolähdöt ovat täysin maakaapeloituja, joten näiltä lähdöiltä pienjänniteverkkojen maakaapelointiaste määrää

46 46 suoraan säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden osuuden kyseisiltä sähköaseman lähdöiltä. Osittain maakaapeloiduilla lähdöillä tarkastellaan muuntopiiri kerrallaan, kuinka pitkälle keskijänniteverkon maakaapeloitu johto-osuus takaa säävarmuuden, jonka jälkeen kunkin muuntopiirin pienjänniteverkon säävarmuuden mukaan saadaan osuudet säävarmoista ja suurhäiriöille altteista asiakkaista. Varayhteyksien kautta säävarmoilla lähdöillä tarkastellaan keskijännitetason säävarmuutta siitä pisteestä lähtien, mihin varayhteys kytkeytyy. Täysin ilmajohtorakenteisilla lähdöillä kaikki asiakkaat ovat alttiita suurhäiriöille, huolimatta pienjänniteverkon säävarmuudesta. Säävarman verkon piirissä olevien asiakasmäärien tiedot tarvitaan, kun ollaan määrittelemässä nykytasoa sähkömarkkinalakimuutosten asettamille suurimman keskeytysajan tavoitetasoille. Lakimuutoksessa mainitut asiakasosuudet tästä aihepiiristä 50 ja 75 prosenttia sähkönkäyttäjien kokonaismäärästä, koskevat näitä asiakkaita, jotka ovat joko säävarman verkon piirissä tai, joilta viat pystytään korjaamaan määrätyissä aikarajoissa. Tarkastelun tuloksena saatiin, että ISS:n verkon sähkönkäyttäjistä noin 31 prosenttia on säävarman verkon piirissä nykyisen kytkentätilanteen mukaisesti. Säävarmat varayhteydet huomioituina kyseinen osuus on 41 prosenttia. Tämä tarkoittaa, että loppuosa sähkönkäyttäjistä on alttiina suurhäiriöiden vaikutuksille, johtuen sekä keskijännite- että pienjänniteverkkojen ilmajohtorakenteista. Jakeluverkkoon liitettyjen sähkönkäyttäjien kokonaismäärä tarkasteluhetkellä oli Suurhäiriöille altistaa myös pylväsmuuntamoiden vikaantumisherkkyys, mikä vastaavasti lisää suurhäiriöriskiä. Säävarman verkon asiakkaiden osuudet jakautuivat pääasiassa Imatran kaupungin alueelle, sillä Rautjärven ja Ruokolahden alueille maakaapelointiaste on hyvin pieni niin keskijännite- kuin pienjänniteverkoissa. Vastaavasti suurhäiriöille alttiiden asiakkaiden osuudet ISS:n kokonaisasiakasmääristä jakautuivat siten, että Imatran itä- ja länsiosissa 30 prosenttia, Ruokolahden kaakkoisosan ja Rautjärven alueilla 12 prosenttia ja Ruokolahden pohjois- ja länsiosissa 17 prosenttia. Näiden asiakastietojen pohjalta voidaan tarkastella perusteellisemmin jakeluverkon suurhäiriökestoisuutta ja sen kestoisuuden parantamista.

47 Suurhäiriöiden mallintaminen Sähkönsiirtoa ja jakelua koskevat poikkeuksellisen vakavat häiriötilanteet luokitellaan suurhäiriöiksi. Suurhäiriötilanteelle ei ole virallista määritelmää, mutta useissa eri lähteissä on tehty määritelmiä, joiden perusteella luokitus voidaan tehdä. Sähköenergialiitto ry Senerin vuonna 2002 laatimassa verkostosuosituksessa Sähköverkkoyhtiön toiminta suurhäiriössä suurhäiriön määritelmäksi on annettu seuraavasti: Ohjetta sovelletaan laajoissa useita johtolähtöjä tai yli 20 % asiakkaista koskevissa myrsky-, ukkos-, lumikuorma- yms. vastaavissa häiriöissä. (Sener 2002) Samansuuntainen linjaus löytyy myös vuonna 2005 julkaistussa raportista Sähköverkon kehittämisvelvoitteen arviointi käyttövarmuuden näkökulmasta, jonka laativat TTY:n ja LUT:n tutkijat. Kyseinen määritelmä annettiin seuraavasti: Suurhäiriö on tilanne, jossa yli 20 % yhtiön asiakkaista on ilman sähköä tai jossa 110 kv johto tai 110/20 kv (110/10 kv) sähköasema tai päämuuntaja vikaantuu pitkäaikaisesti (useita tunteja). (LUT & TTY 2005) Suurhäiriöihin varautumisessa on hyvä tiedostaa millaisia rakennevaurioita voi ilmetä pahimmillaan, kun vaurioiden pääasialliseksi aiheuttajaksi rajataan tuulet tai lumikuormat. Suunnittelukriteeristöjen mitoittaminen pahimman mahdollisen tilanteen kannalta ei kuitenkaan ole taloudellisesti kannattavaa. Tästä johtuen realistisen tason muodostaminen mahdollisimman aikaisessa vaiheessa on tärkeää. Kohtuullisen riskitason määrittäminen on kuitenkin haastava tehtävä ja sen määrittämisen tulee perustua verkon nykytilaan sekä aikaisempien myrskyjen vaikutusten tarkasteluun. Seuraavaksi tarkastellaan millaisilla keinoilla voidaan määrittää riittävä varmuustaso, jolla voidaan perustellusti nähdä kuinka kaukana ollaan uuden sähkömarkkinalain 51 :n 1 momentin vaatimuksia. Tässä työssä käytetty menetelmä pohjautuu LUT:n TEM:lle kesällä 2012 tekemään raporttiin. Kuvassa 4.6 on periaatekuva käytetystä menetelmästä

48 48 Häiriöalueen asiakastiedot Häiriöalueen verkkotiedot Häiriöalueen vikatiedot Viankorjausorganisaatio Verkon nykyinen kaapelointiaste Laskennallinen vikataajuus Korjauskapasiteetti (henkilöt, henkilötyötuntia/vika) Vikamäärät Vakiokorvausperiaatteet Vikojen selvitysaika Suurin sallittu keskeytysaika Vakiokorvaukset Kaapelointitarpeet Kuva 4.6 Menetelmä suurhäiriökestävyystason määrittämiseksi. (LUT 2012) Tässä työssä suurhäiriökestävyyden tavoitetasojen määrittämiseen käytetty periaate perustuu vikojen selvitysajan suhteuttamiseen käytettävissä olevaan korjauskapasiteettiin. Vikojen selvitysaikojen tavoitetasot määräytyvät uuden sähkömarkkinalain 51 :n 1 momentin mukaisesti, eli kuusi tuntia asemakaava-alueella ja 36 tuntia asemakaavaalueiden ulkopuolella. Vikojen selvitysajan ja suurimman sallitun keskeytysajan kautta saadaan määritettyä kaapelointitarpeiden suuruus. Lisäksi voidaan arvioida, millaisia vaikutuksia tehostamistoimenpiteillä on vakiokorvausten suuruuteen. Selvitettäessä odottettavissa olevaa vikojen selvitysaikaa, tarvitaan verkkotietojen perusteella arvioitu vikojen määrä ja korjauskapasiteetista arvioitu henkilötyötuntien määrä vikaa kohden. Kertomalla keskenään nämä kaksi parametria, saadaan vikojen yhteiskestoaika. Käytetyn menetelmän tehokkuuteen vaikuttaa vikojen paikannuksen tarkkuus ja verkon rakenteen kuvaustarkkuus. Suurhäiriötarkastelussa tulee kuitenkin huomioida, että vikojen pääasiallinen aiheuttaja on puiden kaatuminen johdoille tai lumikuormat ja vikoja tulee yksittäisille johtolähdöille useita, jolloin yksittäisten vikojen paikannuksen

49 49 tarkkuus menettää merkityksensä. Laskennallisen vikataajuuden määrittäminen vastaamaan suurhäiriötilannetta on varsin haastavaa. Verkon rakennetiedoista on oleellista saada tarkka kuvaus millaisissa olosuhteissa ilmajohdot sijaitsevat. Vikataajuus on hieman harhaanjohtava käsite tarkasteltaessa poikkeuksellisia vikatilanteita, missä vian aiheuttaja on puun kaatuminen johdolle. Tämän työn suurhäiriötarkasteluissa vikataajuuden määritelmä vastaa arvioitua puiden määrää, mikä tietyssä ympäristössä voi johdoille kaatua. TEM:n raportissa käytetyt analysointimallin tiedot perustuvat mukana olleiden verkkoyhtiöiden vikatietojen vertailuun keskenään sekä aikaisempiin myrskyselvitystietoihin (LUT 2012), kun taas tämän työn mallissa ei ole voitu kovinkaan tarkasti hyödyntää aikaisempia suurhäiriökokemuksia. Tämä näkyy muun muassa karkeasti arvioiduissa suurhäiriötilanteiden vikataajuuksissa. Vikataajuuksien eroina on myös se, että tässä työssä vikataajuuta suurhäiriötilanteissa on arvioitu teoreettisen tilanteen kannalta kun TEM:n raportissa on hyödynnetty olemassa olevaa vikatilastointia. TEM:n raportissa vianselvitykseen käytettävän ajan määritelmä oli, että kaikki myrskyn aiheuttamat viat saadaan korjattua tai erotettua verkosta siten, että kaikki asiakkaat on saatu takaisin sähkönjakelun piiriin (LUT 2012). Tämän työn vianselvitysajan määritelmänä on ainoastaan kaikkien vikojen korjaamiseen tarvittava aika. Vertailtaessa näiden kahden menettelyn kautta saatuja tuloksia keskenään, jälkimmäisen kautta saadut aikamääreet ovat suuremmat, sillä todellisuudessa viimeisten vikojen vaikutus voidaan rajata kokonaisajan ulkopuolelle käytettävissä olevien verkostoratkaisujen puitteissa, kuten väliaikaisilla sijaiskytkennöillä. Vianselvitysaikojen teoreettisella tarkastelulla on pyritty tavoittelemaan tarkempia mallinnustuloksia kuin vastaavasti tilastotietojen pohjalta. Tilastotietojen perusteella on haastavaa mallintaa sitä pahinta mahdollista tilannetta ja lisäksi teoreettinen tarkastelu mahdollistaa kattavammat herkkyysanalyysit. Riski ylisuuriin investointeihin voi olla hyvinkin suuri tehtäessä päätelmiä teoreettisten tulosten perusteella, mistä johtuen tarve herkkyysanalyyseille on suuri. Herkkyysanalyysien kautta voidaan, riskitasojen arvioinnin lisäksi, tarkastella muuttuvia käytännön tilanteita, millä voi hyvinkin olla suuria vaikutuksia lopullisiin kustannusarvioihin. Keskijänniteverkon maakaapeloinnissa on varteenotettavaa tarkastella pienitehoisten haarojen toteuttamista 1000 V:n

50 50 verkostoratkaisuilla, mikä voi laajamittaisella käytöllä näkyä kokonaiskustannuksissa selvänä erona verrattuna yhden yksikköhinnan mukaan tehtyyn arvioon käyttäen tavanomaisia keskijännitekomponentteja. 4.6 Suurhäiriökestävyys Jakeluverkon suurhäiriökestoisuutta on arvioitu verkon sijaintitietojen ja määriteltyjen ympäristön riskitasojen perusteella. Riskitasot perustuvat kolmeen eri luokitteluun, mitkä kuvaavat arviota puiden aiheuttamista sähkökatkoksista erilaisissa olosuhteissa. Jaottelu on tehty seuraavalla tavalla riskitasolta suurimmasta pienimpään: Metsä; johtokatu ei ole kummaltakaan puolelta puuvarma Tienvierus; johtokatu toiselta puolelta puuvarma Pelto; vain satunnaisia puita, jotka voivat yltää kaatua johdolle Pelto-osuudet yleistetään useimmiten täysin puuvarmoina, mutta tässä tarkastelussa on haluttu korostaa yleistä riskitasoa, missä huomioidaan myrskyjen aiheuttamia muitakin vikatilanteita. Suurhäiriökestävyyden määrittämiseksi rakennetiedot on kerätty Xpowerverkkotietojärjestelmästä, jossa on tarkasteltu millaisissa olosuhteissa johtolähdöt sijaitsevat ja keskijänniteverkoston rakenne on piirretty vastaamaan määriteltyjä riskitasoja. Kuvassa 4.7 on piirretty riskitasoja kuvaava verkosto, mikä vastaa kuvan 4.1 keskijänniteverkkoa.

51 51 Kuva 4.7 Keskijänniteverkon ilmajohtojen sijantikuvaus. Kuvassa punaisella värillä on merkitty metsien, mustalla tienvierustaa ja vihreällä peltojen kautta kulkevat johdot. Kuvan perusteella pystytään määrittämään yleinen riskitaso tuulien aiheuttamille vaurioille eri alueilla. Rautjärven ja Ruokolahden alueet ovat hyvin alttiita myrskyille, johtuen suuresta määrästä metsäisissä ympäristöissä kulkevista ilmajohdoista. Näiden alueiden laajamittainen maakaapelointi on kustannussyistä äärimmäisen haastava tehtävä. Myös Imatran kaupungin alueilla on ilmajohto-osuuksia vikaherkillä sijainneilla, mutta tilannetta helpottaa osittain maakaapeloidut varayhteydet. Rautjärven ja Ruokolahden alueet muodostavat yhdessä merkittävän riskin sähköntoimitusvarmuudelle alueella sijaitseville sähkönkäyttäjille. Näillä alueilla sijaitsee yhteensä arviolta 29 prosenttia koko verkkoyhtiön asiakkaista, jotka eivät ole säävarman verkon piirissä. Suurhäiriökestävyyden parantamiseksi kustannustehokkaat ratkaisut ovat hyvin rajallisia verrattuna verkoston keskeytyskustannusoptimointimenetelmiin. Lähtökohdat kestävyyden parantamiseen ovat häiriöiden vaikutusten minimointi ja vikojen rajaaminen.

52 52 Keskeytyskustannusten perusteella tehtävälle ilmajohdon ja maakaapeloinnin keskinäiselle kannattavuusvertailulle lähtökohtana on rakennuskustannusten vertaaminen saavutettaviin kustannussäästöihin. Kaapeloinnin kannattavuuteen vaikuttavat myös siirtotehot, joiden kautta muodostuvat pysyvien vikojen pienenemisen johdosta muodostuvat keskeytyskustannussäästöt. KAH-arvoilla on voimakas vaikutus kaapeloinnin kannattavuuteen. (Lakervi 2009) Taloudelliset kannattavuusrajat maakaapeloinnille eivät välttämättä toteudu, kun mitoitusehtona on suurhäiriökestoisuuden parantaminen. Tämä tilanne tulee vastaan tarkasteltaessa pienitehoisia ja pitkiä keskijännitelähtöjä, jotka ovat kokonaan ilmajohtorakenteisia. Syyspohjan, Vennonmäen ja Saarlammen sähköasemien lähdöt ovat tämän kannalta hyvin haasteellisia tarkastelukohteita. Näiden näkökulmien puitteissa on syytä tarkastella myös 1000 V:n jakelujärjestelmiä, sillä näissä rakennuskustannukset ovat pienemmät ja kannattavuusrajat helpommin saavutettavissa Vikaherkkyys Jakeluverkon suurhäiriötilanteiden vikaherkkyyttä on tarkasteltu verkon johtojen sijaintitietojen ja lähtökohtaisten kaapelointiasteiden perusteella. Näiden pohjalta on luotu kuvan 4.7 mukainen verkostokuva, mistä nähdään alueellisesti jakeluverkon suurhäiriöherkkyys. Tarkempaan vikaherkkyysanalyysiin on päädytty jakamalla ilmajohto-osuudet vikaantumistodennäköisyyden mukaan kolmeen eri luokkaan, jotka ovat metsä-, tienvierus- ja pelto-osuudet. Näille luokituksille on sittemmin arvioitu vikataajuus, millä tarkoitetaan tässä tarkastelussa sitä vikojen kokonaismäärää yksittäisillä johtolähdöillä, mitä ympäristöolosuhteet huomioon ottaen voi myrskyjen aiheuttamana ilmetä. Tälle niin sanotulle vikataajuudelle ei pystytä määrittämään mitään ehdotonta yleistä parametria, vaan sille on arvioitu suuruudet kuvastamaan todellisia myrskyjen aiheuttamia rakennevauriota. Tarkennettuna, tämä kyseinen parametri kuvastaa sitä puiden lukumäärää, mitä arviolta voi kuvitella kaatuvan ilmajohdon päälle tietyissä ympäristöolosuhteissa. Tätä parametria käytetään kuvan 4.6 laskennallisena vikataajuutena. Yhdistämällä yksityiskohtaiset verkostotiedot häiriöalueilta ja laskennallinen vikataajuus, saadaan määritettyä odotettavissa oleva vikojen määrä suurhäiriöolosuhteissa. Tämän jälkeen on määriteltävä vikojen selvittämiseen kuluva aika, eli se aika, mikä

53 53 kuluu, jotta sähköt saadaan palautettua tarkasteltavalle johtolähdölle. Tämän aikaparametrin määrittämiseksi on tehty seuraava yksinkertaistus: Yksittäisen vian korjaamiseen kuluva aika kuvastaa sitä aikaa, mikä kuluu siihen, että yksittäinen puu saadaan poistettua johdolta ja sähköt palautettua kyseiselle lähdölle. Lisäksi tämä määritelmä on suhteutettuna korjaustyötä tekevien henkilöiden lukumäärään, mikä tässä tarkastelussa on oletettu olevan kahden henkilön muodostama työpari. Työparien lukumäärä on täten saatu jakamalla korjauskapasiteetin henkilömäärä kahdella. Lopullinen vikojen selvitysaika on saatu jakamalla kaikkien vikojen selvittämiseen tarvittava laskennallinen aika työparien kokonaismäärällä. Esimerkki vianselvitysajan laskennasta liitteessä III. Seuraavat vikaherkkyysanalyysin parametrit ovat karkeasti arvioituja ja suuruusluokan osalta on pyritty kuvastamaan Asta-myrskyn ISS:n sähkönjakelualueella aiheuttamia vaurioita. Pahimman mahdollisen tilanteen mukaisia arvoja on äärimmäisen vaikea määrittää ja vastaavasti jakeluverkon mitoittaminen näiden mukaan olisi kohtuuttoman kallista. Taulukkoon 4.7 on kerätty tässä työssä käytetyt vikaherkkyyttä kuvastavat parametrit. Keskimääräiseksi yhden vian korjaukseen kuluvaksi teholliseksi ajaksi yhdelle työparille koko jakeluverkon alueella on arvioitu 96 minuuttia keskijänniteverkon ja 67 minuuttia pienjänniteverkon vioille, kun arvioitiin yksittäisen puun poistamiseen ja sähköjen palauttamiseen kuluvaksi ajaksi 72 minuuttia keskijännitepuolella ja 50 minuuttia pienjännitepuolella sekä huomioiden työvuorojen väliset lepoajat. Säävarmojen varayhteyksien käyttömahdollisuus on huomioitu korjausajan korvaamisena keskimääräisellä kytkentäajalla, minkä arvioitiin olevan 35 minuuttia. Tehollisen työajan määrittämisessä on huomioitu työvuorojen väliset lepoajat. Voidaksemme käyttää todenmukaisia parametreja näissä tarkasteluissa, tarvitsisimme luotettavaa tilastotietoa aikaisemmilta myrskyiltä, eikä muutamien myrskyjen tiedoilla voida vielä puhua suuren tarkkuuden keskiarvoista. Taulukko 4.7 Suurhäiriöolosuhteita kuvastavat vikataajuudet keskijännitejohdoille. Johtoympäristö Vikataajuus (1/100 km) Metsä 600 Tienvierusta 200 Pelto 50

54 54 Pienjänniteverkon johtojen suurhäiriöolosuhteiden vikataajuudeksi arvioitiin neljä vikaa kilometriä kohden. Verratessa näitä vikataajuuden arvoja liitteen I vuotuisien keskeytystilastojen keskimääräisiin vikataajuuksiin, voidaan todeta, että tämän tarkastelun lopullisissa tuloksissa haetaan suurhäiriötä kuvastavia lopputulemia. Näitä vikataajuuden arvoja voidaan pitää reilusti yli kymmenkertaisina verrattuna pitkien vikojen vuotuisiin keskiarvoihin. Vaikka käytetyt vikataajudet ovat näin suuria, tulee kuitenkin huomioida, että tarkastelemme pelkästään ilmajohto-osuuksia, niiden sijaintiolosuhteisiin nähden Korjausvalmius Vikojen korjausten koordinointi on lähes arkipäivää verkkoyhtiöille. Vikojen tehokas havainnointi ja nopeat korjaustoimet muodostavat suuria säästöjä keskeytyskustannuksissa, kun vikojen kestoaikoja saadaan lyhyemmäksi. Uuden sähkömarkkinalain myötä on entistä enemmän syitä verkkoyhtiöiden tarkastella omien viankorjausresurssien riittävyyttä. Kunnossapidon organisointi muodostuu ehkäisevästä kunnossapidosta ja korjaavasta kunnossapidosta. Ehkäisevän kunnossapidon tarkoitus on ylläpitää riittävä toimintavarmuus verkon komponenteilla, mikä perustuu yleisimmin luotettavuuspohjaiseen kunnossapitoajatteluun. Tähän menettelytapaan kuuluu, että kaikki verkoston komponentit luokitellaan niiden toimintavarmuuden tärkeyden mukaan ja niiden todellista kuntoa seurataan. Tällöin määräytyy jokaiselle komponentille huoltotasot, jotka määräävät huoltotoimenpiteiden ja valvonnan tiheyden. Korjaava kunnossapito vastaa varsinaisista huoltotoimenpiteistä kaikissa mahdollisissa verkoston vikaantumistilanteissa. Korjaava kunnossapito toimii korjausresurssien ja toimintavalmiuden puitteissa. Tähän kuuluvat niin henkilö- kuin materiaaliresurssit. (Lakervi 2009) Korjaustoimenpiteiden tehokkuus on merkittävässä asemassa myös suurhäiriötarkasteluissa. Tehokkuuden parantamisella ei pystytä vaikuttamaan vikojen ehkäisemiseen, mutta voidaan merkittävästi vaikuttaa vikojen jälkiselvittelyyn. Korjauskapasiteetin määrittäminen on lähes yhtä oleellista kuin vikoja ehkäisevien verkostoratkaisujen etsiminen suurhäiriötarkastelussa. Tämän työn kannalta korjauskapasiteettia on tarkasteltu pelkästään henkilöstöresurssien puitteissa. Todellisessa tilanteessa korjaus-

55 55 kapasiteettiin vaikuttavat myös materiaalien asettamat rajoitteet ja siksi onkin oleellista huomioida nämä asiat verkkoyhtiöiden omissa varautumissuunnitelmissa. Korjauskapasiteetin henkilöstöresurssit määräytyvät normaaleissa vikatilanteissa pääasiassa yhtiön sisäisistä resursseista ja sovituista ulkoisista työvoimista. Suurhäiriötilanteissa toimivaksi käytännöksi on nähty, että verkkoyhtiöt lainaavat omia henkilöstöresurssejaan toisten verkkoyhtiöiden käytettäviksi, kun oman alueen vikojen selvittäminen sen mahdollistaa. Suurhäiriötilanteissa tarvitaan niin sähköasentajia kuin raivaushenkilöstöä ja yleisesti ottaen puiden raivaamiseen johdoilta käytettävä työvoima tulee verkkoyhtiöiden ulkopuolelta ja nämä resurssit toimivat tärkeysjärjestyksen mukaisesti kaikkien verkkoyhtiöiden hyväksi. Johtuen henkilöstöresurssien monimuotoisuudesta ja resurssien priorisoinnista, on syytä tarkastella todellisia suurhäiriöiden aikaisia korjauskapasiteetteja. Todellisia resurssilukuja arvioitaessa tulee huomioida, että työvoiman lainaresursseja ei voida laskea omiin lukuihin korjauskapasiteettia määritellessä, ellei erikseen ole sovittu omien aluiden priorisoinnista työvoiman toimittajan kanssa. Korjauskapasiteetin perusteella voidaan arvioida vikojen korjausten tehokkuus. Tällöin voidaan arvioida, missä ajassa voidaan selvitä tietystä määrästä vikoja. Tämä aikamääre on rinnastettavissa vakiokorvausperiaatteisiin sekä suurimpaan odotettavissa olevaan aikaan, minkä osa sähkönkäyttäjistä voi joutua olemaan sähköttä. Todellista korjauskapasiteettia määritettäessä on hyvä huomioida henkilöstön lepoon tarvitsema aika työvuorojen välillä. Yhden vuorokauden aikana voidaan toteuttaa yksi pitkä tunnin työvuoro, jonka jälkeen henkilöstölle on annettava muutaman tunnin lepoaika ennen uutta työvuoroa. Käytännössä tämä tarkoittaa, että yli 36 tunnin vikojen selvitysajassa on huomioitava työvuorojen välinen lepoaika, jolloin 36 tunnin viat tulisi selvittää tunnin ajassa. (LUT 2012) Vikaherkkyyden tulosten analysointi Vikojen lukumääriä ja korjausaikoja suurhäiriöiden aikana arvioitiin seuraavanlaisen mallin avulla. Jakeluverkon jokaista johtolähtöä tarkasteltiin sijaintikohtaisesti ja kerättiin johtopituudet eri ympäristöolosuhteissa, jaoteltuna taulukon 4.7 mukaisesti. Seuraavaksi johtolähtöjen maantieteellisten sijaintien perusteella luotiin jakeluverkosta

56 56 kolme eri aluetta, jotka sisältävät omat osuutensa johtolähtöjen vikaherkkyyksistä ja vioille alttiista asiakkaista. Tällä aluejaottelulla pyrittiin mallintamaan eri alueita koskevien myrskyjen vaikutuksia. Aluejaottelu nähdään kuvasta 4.8. Kuva 4.8 Jakeluverkon aluejaottelu kolmeksi eri häiriöalueeksi. Alue #1 käsittää Imatran kaupungin ja sen lähialueet, alue #2 Rautjärven alueet ja alue #3 Ruokolahden alueet. Jokaiselle kuvan 4.8 alueelle määriteltiin odotettavissa olevat vikojen selvitysajat, joita verrataan myöhemmin lain asettamiin tavoiterajoihin. Taulukkoon 4.8 on kerätty aluekohtaiset vikojen selvitysajat. Laskennan tulokset ovat suhteutettuna korjaushenkilöstökapasiteettiin, joka tarkasteluhetkellä oli arviolta 50 henkeä. Käytetyt laskentamenetelmät käytiin läpi kappaleessa 4.5 ja laskentaesimerkki löytyy liitteestä III.

57 57 Taulukko 4.8 Kuvan 4.8 mukaiseen aluejaotteluun perustuvat alueelliset pien- ja keskijänniteverkon yhteiset vikojen selvitysajat sekä asiakkaiden jakauma säävarman verkon piirissä oleviin ja suurhäiriöille alttiiksi. Alue Häiriöille alttiiden asiakkaiden lukumäärät Säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden lukumäärät Vikojen selvitysaika [h] # # # Tarkasteltaessa yksittäisten alueiden häiriöille alttiiden asiakkaiden osuuksia, huomataan, ettei edes alueellisesti saavuteta nykytilan mukaisesti vuosien 2020 tai 2024 alkuun asti määriteltyjä toimitusvarmuuden tasoja asiakasmäärien suhteen. Johtuen myrskyjen laajoista vaikutusaloista, on odotettavissa, että myrskyn vaikutukset koskevat näistä alueista kahta tai mahdollisesti koko jakeluverkkoa. Tällöin häiriöille on alttiina reilusti yli puolet asiakkaista. Tavoitetasot ylittävä osuus häiriöille alttiista asiakkaista tulee huomioida vikojen selvitysajan tarkastelussa. Suurin sallittu keskeytysaika asemakaava-alueilla on 6 tuntia ja muualla 36 tuntia. Vikojen selvitysaika tulee saada näiden tavoitteiden tasalle parantamalla jakeluverkon suurhäiriökestoisuutta. Taulukon 4.8 aluekohtaisesti lasketut vikojen selvitysajat nykyisellä verkon rakenteella vastaavat hyvin voimakasta myrskyä. Tuloksista kuitenkin nähdään, että jokaisella määritellyllä alueella on riski hyvin suurille korjausajoille, kun on arvioitu keski- ja pienjänniteverkkojen vikaantumista. Arvioitavaksi jää, pystytäänkö nykyisellä toimitusvarmuuden tasolla selvittämään myrskyn aiheuttamat tuhot riittävän suurelta osuudelta häiriöille alttiilta asiakkailta. Lasketulla vikojen selvitysajalla saadaan myös viitettä, mitkä ovat pisimmät odotettavissa olevat keskeytysajat, joista joudutaan vastaisuudessa maksamaan korotettuja vakiokorvauksia. Näillä arvioilla ollaan jo uuden vakiokorvausmenettelyn rajoilla, mikä tarkoittaa, että vastaisuudessa suurhäiriöiden johdosta on odotettavissa tähän astisia suuremmat vakiokorvauskustannukset. Kasvavat vakiokorvauskustannukset on lisäkannuste jakeluverkon säävarmuuden parantamiseksi. Arvioidut vikojen selvitysajat poikkeavat merkittävästi uusista toimitusvarmuuden tasoista, mutta tulokset sinällään vastaavat jakeluverkon nykyistä maakaapelointiastetta.

58 58 Uudet tavoitetasot vaativat merkittävän määrän maakaapelointia seuraavien vuosien aikana. 4.7 Vaatimukset toimitus- ja säävarmuudelle Uudessa voimaan tulleessa sähkömarkkinalaissa edellytettiin uusien toimitusvarmuustasojen, jotka ovat määriteltynä 51 :n 1 momentin 2 ja 3 kohdissa, saavuttamista vuoden 2028 loppuun mennessä. Lakiin kirjattiin myös mahdollisuus verkkoyhtiön hakea jatkoaikaa toimitusvarmuuden lopullisten ehtojen täyttämisajankohdalle. Riittävän painavista syistä vähintään 75 prosenttia jakeluverkon asiakkaita koskevaa täytäntöönpanoaikaa voidaan jatkaa vuoden 2028 loppuun asti sekä kaikkia asiakkaita koskevaa täytäntöönpanoaikaa korkeintaan vuoden 2036 loppuun asti. Täytäntöönpanoajalle jatkoa hakevalla verkkoyhtiöllä tulee olla verkkoyhtiöiden keskiarvoa merkittävästi suurempi kaapeloimistarve ja merkittävä määrä ennenaikaista verkon uudistamistarvetta. (SML /588) Käytettäviä teknisiä verkostoratkaisuja tavoitteiden saavuttamiseksi ei rajattu, jotta verkkoyhtiöt voivat tehdä omat ratkaisunsa teknistaloudellisin perustein. Tästä huolimatta jakeluverkon laajamittaisen maakaapeloinnin tarve on ilmeinen. Verkostoratkaisujen kartoittamisessa on hyvä huomioida kuitenkin nämäkin ratkaisut, joilla voidaan pienentää verkoston vikaherkkyyttä. Toimitusvarmuuden kannalta oltaisiin jo varsin hyvässä asemassa, kun kaikki metsien läpi kulkevat ilmajohdot saataisiin siirrettyä teiden varsille. Tällöin vikataajuudet pienenisivät merkittävästi ja mahdollisten vikojen korjaaminen olisi nopeampaa. Ilmajohdon tullessa pitoaikansa loppuun, on hyvin yleistä, että korvaavan johdon sijainti muutetaan vastaamaan parempaa toimitusvarmuutta ja pienempiä keskeytyskustannuksia. Toimitusvarmuustason saavuttamiseksi annettu 15 vuoden aikaväli on suunnilleen kolmasosa ilmajohdon teknisestä pitoajasta. 4.8 Sähköverkkojen investointilaskenta ja tekninen mitoitus Verkostoinvestointiratkaisujen valinta perustuu pääasiassa aina taloudelliseen kannattavuuteen. Kannattavuuden perustana voi olla esimerkiksi verkostoratkaisujen investointikustannusten vertailu ja keskeytyskustannussäästöjen tavoittelu. Yleisin tarkastelunkohde on johdinvaihdon teknistaloudellinen mitoittaminen, missä tarkastellaan teknisten rajaehtojen puitteissa joko kokonaan uuden johdon mitoittamista tai vanhan johdon

59 59 saneerausta. Tekninen mitoittaminen koskee sopivan poikkipinnan valintaa, joka määräytyy kuormitettavuuden ja jännitteenaleneman mukaisesti. Johtimien terminen kestävyys on yleensä määräävin tekijä poikkipinnan valinnassa, erityisesti maakaapeloinissa. Avojohdoilla harvemmin on tätä ongelmaa, johtuen niiden tehokkaammasta jäähtymisestä. Jännitteenalenema on toinen tekninen rajaehto, jolle määräytyy ehdottomat raja-arvot sähkön laadusta asiakkaille. Standardissa SFS-EN on määritelty suurin vaihteluväli asiakasjännitteelle, mikä 230 V verkossa on V. Vertailtaessa kahta tai useampaa eri johdinlajia keskenään, sopiva poikkipinta määräytyy tietyn rajatehon mukaan. Tämän kannalta on tarkasteltava nykyisen kuormituksen lisäksi koko suunnittelujakson aikaista kuormitusten kehittymistä, sillä vaihtoehtojen välinen raja-arvo voi ylittyä vasta useamman vuoden jälkeen tarkasteluhetkestä. Epäyhtälön (4.5) avulla voidaan laskea taloudellinen rajateho S r kahden eri johdinpoikkipinnan välille, jonka ylittyessä on taloudellisempaa valita suurempi poikkipinta. Yhtälössä (4.5) käytetty kapitalisointikerroin saadaan määriteltyä yhtälöiden ( ) avulla. S r U K IA2 K IA1 H ( R R 2 ) A1 A (4.5) missä U = laskentajännite [V] K IA1, K IA2 = johdinpoikkipintojen A1 ja A2 investointikustannukset [ /km] R A1, R A2 H = johdinpoikkipintojen A1 ja A2 resistanssit [Ω/km] = häviöiden hinta [ /kw,a] κ = häviöiden kapitalisointikerroin (Lakervi 2009) Verkostoinvestoinneissa on oleellista löytää ajankohta, jolloin on taloudellisesti perusteltua toteuttaa investointi. Kun ollaan vaihtamassa johdinta häviöiden takia, tavoitteena on löytää ajankohta, jolloin häviökustannuksissa saavutettava vuotuinen säästö on vähintään yhtä suuri kuin nykyisen johtimen vaihtamiskustannuksen annuiteetti.

60 60 Epäyhtälön (4.6) ollessa voimassa, johdinvaihto on kannattava. K h1 Kh2 Kvah (4.6) missä K h1 = nykyisen johdon seuraavan vuoden häviökustannukset K h2 = poikkipintasarjassa seuraavan suuremman johdon seuraavan vuoden häviökustannukset K vah = johdinvaihdon kustannukset ε = annuiteettikerroin Yhtälön (4.6) kautta saadaan johdettua taloudelliselle rajateholle epäyhtälö (4.7), joka osoittaa johdinvaihdolle optimaalisen ajoituksen ajankohdan. Kuvassa 4.9 on mallinnettu taloudellisen investoinnin ajoituskohta. S r U K vah H ( R R 2 ) A1 A (4.7) Tämän tarkastelutavan ehtona on, että tarkasteltavan johdon kuormitus ei pienene eikä häviöiden yksikköhinta alene vaihtohetken arvosta. K Häviöissä vuosittain saavutettavat säästöt Investoinnin vuotuiserä 0 t 0 t opt T t Kuva 4.9 Johdinvaihdon investoinnin optimaalinen ajoituksen ajankohta. (Lakervi 2009) Optimaalinen investoinnin ajankohta on silloin, kun häviökustannuksissa saavutettavat säästöt ovat yhtä suuret kuin olisi investoinnin vuotuiserä. Oikea ajoitus on useimmiten ennen johtimen termisen kestävyyden tehon rajoittamista. Kuvassa 4.9 investoinnin

61 61 vuotuiserän suuruus saadaan laskettua kertomalla kokonaiskustannukset yhtälön (4.14) annuiteettikertoimella. Jännitteenalenema on tärkeä johtimen mitoitusehto, mikä kertoo, kuinka paljon jännite putoaa tietyllä johto-osuudella. Näin saadaan selvitettyä, paljonko jännite on johdon loppupäässä. Jännitteenalenema on pääasiassa pitkien johtolähtöjen kohdalla mitoittava tekijä ja se voidaan laskea likimääräistetyillä yhtälöillä (4.8) ja (4.9). U d U U I R cos I X sin (4.8) 1 2 missä U 1 = johdon loppupään jännite [V] U 2 = johdon alkupään jännite [V] I R X = johdon kautta kulkeva virta [A] = johtimen resistanssi [Ω] = johtimen reaktanssi [Ω] φ = tehokulma [ ] Suhteellinen osuus jännitteenalenemalla saadaan laskettua yhtälöllä P U ' h 100 ( R X tan ) (4.9) 2 U Verkostosuunnittelun päätavoitteina on löytää tekniset ehdot täyttäviä ja kokonaiskustannuksilta taloudellisia ratkaisuja, joissa huomioidaan jakelujärjestelmän eliniän aikaiset kokonaiskustannukset. Kokonaiskustannukset muodostuvat verkostokomponenttien investointi-, häviö-, keskeytys- ja ylläpitokustannuksista. Kustannustyypit voidaan jakaa kertaluonteisiin ja jaksollisiin kustannuksiin. Komponenttien investoinnit ovat yleensä suuria kertaluonteisia kustannuksia, kun taas häviö- ja keskeytyskustannukset ovat vuosittaisia ja näin ollen voivat vaihdella suuresti vuodesta toiseen. Investointilaskelmissa joudutaan usein vertailemaan keskenään kertaluonteisia ja jaksollisia kustannuksia. Tällöin kustannukset on laskettava yhdenmuotoisina tarkastel-

62 62 tavalla aikavälillä. Vertailu voidaan toteuttaa käyttämällä joko nykyarvo- tai annuiteettimenetelmää. (Lakervi 2009) Investointilaskelmissa tärkeimmät parametrit ovat rahallisten arvojen lisäksi tarkasteltavan aikavälin pituus, mikä yleensä on useita kymmeniä vuosia, sekä korkotaso. Lisäksi, tarkasteltaessa kuormituksesta riippuvaisten komponenttien investointeja, ollaan myös kiinnostuneita tehon muutoksista tarkasteluvälillä. Verkostosuunnittelussa tarkasteluväli voi olla esimerkiksi komponentin tekninen pitoaika tai pidemmän aikavälin investoinnin toteutuksen ajankohta. Useimmiten verkostosuunnittelussa tarkasteluväli on useita vuosikymmeniä, joiden aikana rahalliseen arvoon vaikuttavat parametrit voivat vaihdella hyvinkin paljon. Tästä johtuen suuremmissa investoinneissa on erittäin tärkeää tiedostaa kriittiset parametrit ja tarkastella niitä herkkyysanalyysien avulla. Tällä tavoin voidaan arvioida investointien riskitasojen suuruuksia ja arvioida kannattavuus eri olosuhteissa Nykyarvo Nykyarvomenetelmää käytetään jaksollisten kustannusten koko käyttöjakson nykyarvon määrittämiseen. Nykyarvon laskennalla saadaan määritettyä rahamäärä, joka korkoa korolle laskien antaa tulokseksi sen kokonaissumman, jolla tarkasteltava investointi voidaan maksaa vuonna t. Nykyarvo saadaan laskettua seuraavan yhtälön avulla 1 1 NA (4.10) t T (1 p /100) missä T = pitoaika p = korkoprosentti Tarkasteltaessa pidemmällä aikavälillä useiden vuosien erisuuruisia kustannusten nykyarvoja, tulee jokaisen vuoden kustannukset diskontata nykyhetken arvoon. Kuormituksen vuosittaisella kasvulla on merkittävä vaikutus investointilaskelmiin, mistä johtuen kasvun suuruus tulee arvioida ja sen perusteella laskea kullekkin ajanjaksolle oma kapitalisointikerroin.

63 63 Vuotuiserien nykyarvo on niiden kaikkien summa, joka voidaan laskea seuraavasti 2 2 (1 r /100) 1 (4.11) 1 p /100 missä r = tehon vuotuinen kasvuprosentti Yhtälöä (4.11) voidaan käyttää tehonkasvun huomioimiseen kapitalisointikertoimen määrittämiseksi. Mikäli tehon kasvu voidaan olettaa nollaksi, saadaan edellinen yhtälö muotoon (4.12) 1 p /100 Kapitalisointikerroin saadaan laskettua seuraavalla yhtälöllä T 1 1 (4.13) Yhtälö (4.11) soveltuu tuossa muodossa kuormitushäviöiden laskentaan, kun taas keskeytyskustannusten laskennassa on huomioitava, että keskeytyskustannukset ovat suoraan verrannollisia tehonkasvuun, joten kyseisestä yhtälöstä osoittajan neliöllisyys on jätettävä pois. (Lakervi 2009) Annuiteetti Kertaluonteiset kustannukset voidaan muuttaa tasasuuruisiksi vuosikustannuksiksi laskemalla annuiteetti ε ja kertomalla sillä kustannusten kokonaisumma. Annuiteetin avulla voidaan määrittää vuositasolla rahasumma, joka tarvitaan pääoman kuolettamiseksi ja korkokulujen kattamiseksi. Annuiteettimenetelmä soveltuu erinomaisesti suurten ja pitkän aikavälin kustannusten tarkastelemiseen, joita ovat esimerkiksi verkostokomponenttien investointisummat. Annuiteetin avulla voidaan tällöin vertailla keskenään vuositasolla investoinnista aiheutuvia kuluja ja keskeytys- tai häviökustannuksissa saavutettavia säästöjä. Tällä tavoin voidaan osoittaa pitkällä aikavälillä eräiden investointiratkaisujen taloudellinen kannattavuus, esimerkiksi epäyhtälön (4.6) mukaisesti. Annuiteettikerroin saadaan laskettua yhtälön (4.14) avulla.

64 64 p /100 (4.14) 1 1 T (1 p /100) Annuiteetin suuruuteen vaikuttaa hyvin voimakkaasti korkotaso, erityisesti tarkasteluvälin ollessa useita vuosikymmeniä. Tästä syystä investointeja tarkastellaan yleensä useiden korkotasojen mukaisesti. (Lakervi 2009) 4.9 Käyttövarmuuden ja suurhäiriökestävyyden parantaminen Käyttövarmuutta voidaan parantaa esimerkiksi johtimen sijainnin valinnalla pienemmän vikaherkkyyden ympäristöstä. Johtimien rakentaminen teiden varsille on hyvin yleistä ja verrattuna metsäisen reitin vikataajuuteen, voidaan päästä lähes puolet pienempään vikataajuuteen. Tällöin, käytettäessä PAS-johtimia, vältytään myös jälleenkytkennöiltä. Tien varteen rakentamisen vaikutuksiin vikataajuuksien pienentämiseksi, vaikuttavat huomattavasti tuuliolosuhteet. Tästä johtuen, johdot pyritäänkin sijoittamaan tien sille puolelle, jonne vallitsevista tuuliolosuhteista johtuen tuulee. (Lakervi 2009) Suurhäiriötarkastelun kannalta vallitsevien tuuliolosuhteiden huomioiminen ei ole kovin suuressa roolissa, johtuen myrskyjen vaikeasti ennustettavista tulosuunnista. Yleisellä tasolla tuuliolosuhteet on kuitenkin hyvä ottaa huomioon verkostosuunnittelussa, sillä oikealla johdon sijoittamisella voi olla suuriakin hyötyjä lyhyiden keskeytysten suhteen. Kuvaan 4.10 on haettu tilastotietoa vallitsevista tuulen suunnista Imatran seudun alueilta. Voimakkaiden tuulten suhteen johdon sijoittamisella tuulen vastaiselle puolelle tietä on suuri merkitys.

65 65 Kuva 4.10 Vallitsevat tuulen suunnat ISS:n jakeluverkon alueilla vuosien tuulioloissa. Vasemman laitimmainen on Imatran kaupungin alueelta, keskimmäinen on Rautjärven alueelta ja viimeinen on Ruokolahden alueelta. (Tuuliatlas 2013) Vallitsevat tuulen suunnat ovat tilastollisesti olleet etelän ja lännen välisiä, jolloin johtojen sijoittamisessa teiden varsille tulisi suosia teiden pohjois- ja itäpuolia. Leventämällä johtokatuja voidaan parantaa häiriökestoisuutta huolimatta siitä, kummalla puolella tietä johtokatu sijaitsee. Suurhäiriökestävyyttä voidaan merkittävästi parantaa tällä tavoin, mutta johtokatujen leventämisessä tulee useimmiten huomioitavaksi myös ympäristönäkökulmat. Seuraavaksi tarkastellaan eräitä suurhäiriökestävyyden kannalta oleellisia teknisiä ratkaisuja PAS-johdot Päällystetyt avojohtimet poikkeavat rakenteeltaan tavallisesta ilmajohdosta siten, että niillä on ympärillään eristekerros, joka suojaa johtoa ja mahdollistaa sen, että pienemmät oksat eivät aiheuta keskeytyksiä ja johtimien hetkellinen koskettaminen toisiinsa ei aiheuta oikosulkua. PAS-johdot voivat kestää jopa puun nojaamisen johtoihin ilman, että vikaa havaitaan tai että sähkönsiirto johdossa keskeytyy. Tästä syystä näille johdoille on järjestettävä valvonta, erityisesti myrskyjen jälkeen, jossa tarkastetaan säännöllisesti johtojen kunto ja katsotaan, ettei puita ole kaatunut johdoille. Eristysrakenne mahdollistaa myös sen, että voidaan käyttää kapeampia johtokatuja, sillä johdot voivat kulkea pylväillä lähempänä toisiaan. PAS-johtojen kustannus vastaaviin avojohtoihin verrattuna on noin 30 prosenttia kalliimpaa. (Lakervi 2009) Suurhäiriökestävyyden parantamisessa PAS-johdoilla ei ole kovin suurta etua verrattuna avojohtoihin, riippumatta johdon sijainnista. Johtojen lähekkäisyydestä ja osittain paremmasta mekaanisesta kestävyydestä on apua suurhäiriöiden kannalta ja siksi nämä

66 66 ovatkin varteenotettava ratkaisu, kun ollaan saneeraamassa entistä avojohtoa metsästä tien varteen Maakaapelointi Maakaapelointi on tehokkain tapa vaikuttaa samalla suurhäiriökestävyyteen ja keskeytyskustannuksiin. Kaapeloimalla avojohto, voidaan pienentää vikataajuutta jopa prosenttia ja samalla jälleenkytkentöjä ei aiheudu kyseiselle johdolle ollenkaan. Kaapelointivaihtoehtoa vastaan tulee kuitenkin vikojen havainnoinnin ja korjausten haasteellisuus sekä kalliimmat investointikustannukset. Lisäksi maakaapeloinnissa on huomioitava maasulkuvirtoja kasvattava vaikutus ja varayhteyksien tarve vikaantumisten varalle. (Lakervi 2009) Maakaapeloinnin kokonaiskustannukset ovat selvästi suuremmat kuin tavallisen avojohdon. Rakentamiskustannuksiin sisältyy kaapelin hinta ja asennustekniikasta riippuvainen asennuskustannus. Lisäksi maakaapeloinnin investointikustannuksissa huomioidaan usein maasulkuvirtojen kompensoinnin lisäkustannukset, varayhteyksien puuttuessa varavoiman tarve ja kaapeloinnin yhteydessä käytettävät kalliimmat muuntamot. Huomioimalla kaikki nämä kustannuslähteet, saadaan maakaapeloinnin taloudellinen kannattavuus siirtotehosta riippuvaiseksi. Suurhäiriökestävyyden parantaminen tuo kuitenkin merkittävän lisäarvon maakaapeloinnille, joka lisää kaapeloinnin soveltamismahdollisuuksia. Lakimuutoksen myötä maakaapelointi tulee selvästi yleistymään seuraavien vuosien aikana, mikä johtaa osittain asennuskustannusten pienentymiseen asennustekniikoiden yleistyessä. Lisäksi jakeluverkot ovat nykyiseltään varsin hyvin silmukoituja, joten varavoiman tarve jää hyvin tapauskohtaiseksi. Siirtotehojen lisäksi KAH-arvoilla on myös suuri vaikutus maakaapeloinnin kannattavuuteen. Tästä syystä tarkasteltaessa suuria maakaapelointi-investointeja pitkällä aikavälillä, on syytä tehdä KAH-arvoihin perustuva herkkyysanalyysi V:n jakelujärjestelmä Kilovoltin jakelujärjestelmä perustuu kalliimman keskijännitejohdon korvaamisen edullisemmalla 1000 V:n pienjännitejohdolla. Soveltuvuuskohteet ovat tosin rajalliset ja

67 67 useimmiten tämän järjestelmän käyttöönotto vaatii suurempien aluiden toteuttamisen käyttäen uutta menetelmää. Kilovoltin järjestelmän soveltuvuuskohteita ovat pienitehoiset, alle 60 kw, ja muutamien kilometrien pituiset pienjännitejohto-osuudet. Toinen varteenotettava tilanne on, kun vanhaa 20 kv:n johtoa ollaan saneeraamassa ja johdon kuormat ovat pienet, jolloin voidaan toteuttaa uusi johto pienemmillä rakentamiskustannuksilla V voidaan luokitella pienjännitteeksi ja useimmat jo olemassa olevat pienjännitekomponentit voivat olla yhteensopivia myös tälle korkeammalle jännitetasolle. Muuntajien tasolla tulee muutoksia otettaessa käyttöön uusi jännitetaso, sillä kilovoltin järjestelmä vaatii käyttöönotettavaksi 1/0,4 kv pienjännitemuuntajia tai vastaavasti 20/1/0,4 kv kolmikäämimuuntajia. Tämän johdosta muuntajien kokonaismäärä jakeluverkossa kasvaa, mikä muodostaa lisäkustannuksia verrattuna perinteisiin 20/0,4 kv järjestelmiin. Tarvittavasta suuremmasta muuntajien määrästä huolimatta 1000 V:n järjestelmän kokonaiskustannukset jäävät useimmiten pienemmäksi, kunhan sen taloudellisen kannattavuuden ehdot täyttyvät. Kokonaiskustannukset voivat olla jopa reilut 34 prosenttia pienemmät verrattuna keskijännitejärjestelmiin. Kilovoltin järjestelmän toinen hyöty saavutetaan, kun 20/1 kv muuntaja muodostaa oman suojausalueensa. Lisäksi voidaan käyttää keskijännitejohtoja kapeampia johtokatuja. Kuvassa 4.11 on esimerkki kilovoltin järjestelmän toteuttamisesta verrattuna perinteiseen 20/0,4 kv jakelujärjestelmään. (Lakervi 2009) Kuva 4.11 Mallikuva 20/1/0,4 kv jakelujärjestelmästä. (Partanen 2011)

68 68 Kuvasta 4.11 nähdään myös, kuinka lisämuuntajan avulla saadaan muodostettua oma suojausalue. Tarkasteltaessa kuvan ylintä 20 kv:n haarajohtoa, huomataan, että sillä osuudella tapahtuvat viat näkyvät myös runkojohdolla. Vastaavasti 20/1 kv muuntaja rajaa haarajohtonsa omaksi suojausalueekseen, jonka jälkeisen johto-osuuden viat eivät vaikuta runkojohdon toimintaan Toimenpiteet toimitusvarmuustason nostamiseksi Kappaleessa käytiin läpi vikaherkkyystarkastelun tulokset ja nähtiin, että vikojen selvitysajat antavat syytä epäillä nykyisen sähkönjakelun toimitusvarmuuden puutteellisuutta lähes koko ISS:n jakeluverkon alueella. Huomattiin myös, että säävarman verkon piirissä oli tarkasteluhetkellä pelkästään 41 prosenttia jakeluverkon asiakkaista, joten vikojen selvitysaikoihin on kiinnitettävä huomiota suunniteltaessa verkon kehittämistä tuleviksi vuosiksi. Keskijänniteverkon nykyinen maakaapelointiaste on 15 prosenttia ja uusien toimitusvarmuustasojen saavuttamiseksi TEM:n raportissa arvioitiin prosenttia keskijänniteverkolle. Tämä antaa viittausta maakaapelointiasteen uudelleen määrittämisen tarpeesta tuleville vuosille. Alle 40 prosentin keskijänniteverkon maakaapelointiasteella on hyvin vaikea saavuttaa riittävää toimitusvarmuustasoa, jolla voitaisiin kattaa kaikki verkkoyhtiön asiakkaat 15 vuoden sisällä. Mikäli tavoiteltaisiin 40 prosentin kaapelointiastetta keskijänniteverkossa, annetuissa aikamääreissä, tarkoittaisi se vuotta kohden arviolta 15 km maakaapeloitavaa nykyisellä verkon pituudella. Verraten vuoden 2012 keskijännitemaakaapeleiden rakentamismääriin, tämä arvio olisi melkein kaksinkertainen. Määriteltäessä maakaapeloinnin todellista tarvetta, tulee myös huomioida pienjänniteverkon kaapelointitarve. Kuvassa 4.12 näkyy TEM:n raportissa määritellyt vähimmäisrajat keski- ja pienjännitekaapelointiasteille 36 tunnin aikarajan saavuttamiseksi.

69 69 Kuva 4.12 Vähimmäisrajat keski- ja pienjännitekaapelointiasteille 36 tunnin vikojen selvitysajan saavuttamiseksi TEM:n raportin mukaisesti. Sininen viiva kuvaa toteutuneita talvimyrskyjä ja punainen viiva toteutuneita kesämyrskyjä. (LUT 2012) Kuvan 4.12 toimitusvarmuustason raja-arvojen tavoin, tarkoitus on muodostaa ISS:n jakeluverkon suurhäiriökestoisuuden nykytilan ja kehittämistarpeiden mukaiset rajaarvot, joiden perusteella etsitään optimaaliset keski- ja pienjänniteverkkojen kaapelointiasteet. Jakeluverkon osien maantieteellisistä sijainneista ja pienikuormaisten pitkien ilmajohtolähtöjen vuoksi keskijännitekaapelointiaste voi olla taloudellisesti hyvin haastavaa nostaa yli 40 prosentin seuraavien 15 vuoden aikana. Tästä syystä pienjännitekaapelointiastetta on todennäköisesti nostettava nykyisestä 50 prosentista, jotta saavutettaisiin riittävä toimitusvarmuustaso ilman merkittävää taloudellista riskiä. Keskijännitekaapeloinnin etuna ovat keskeytyskustannussäästöt, kun taas pienjännitepuolella edullisemmat rakentamiskustannukset. Säävarman verkon piiriin saatettavien asiakkaiden määriin ei pystytä merkittävästi vaikuttamaan pelkästään keski- tai pienjännitekaapeloinnilla, ellei sitten tarkastella erikseen sellaisia verkon osia, missä on entuudestaan merkittäviä osuuksia maakaapelointia joko keski- tai pienjännitepuolella. Käytetään kuvan 4.13 mukaista mallia optimaalisen keski- ja pienjännitekaapelointiasteiden määrittämiseksi ISS:n jakeluverkolle. Tarkoituksena on tarkastella kokonaiskustannuksia kaapeloinnille, kun huomioidaan keskijännitekaapeloinnin kautta saavutettavat keskeytyskustannussäästöt. Lopullisten kaapelointitarpeiden määrittämisen rajaarvona on käytetty koko ISS:n jakeluverkon 36 tunnin vikojen selvittämisaikaa myrskyjen tasolla. Lisäksi kaapelointiasteita on vertailtu kuvan 4.12 mukaisiin TEM:n raportissa arvioituihin toimitusvarmuustasoihin.

70 70 KJ-kaapeloinnin kautta saavutettavat keskeytyskustannussäästöt Kustannusten minimointi Yksikköhinnat Rakentamiskustannukset /annuiteetti KJ-/PJkaapelointitarpeet Tarkastelumenetelmän mukaiset kaapelointimääritelmät [Asiakkaat/vikojen selvitysaika] Kuva 4.13 Keski- ja pienjännitemaakaapeloinnin kustannusoptimoinnin malli. Yksikköhintoina on käytetty EMV:n vuodelle 2013 määrittämiä komponenttien yksikköhintoja, arvioiden sekä keskijännite- että pienjännitemaakaapeloinnille asennusolosuhteet huomioiva hinta koko jakeluverkon alueella. Maakaapeloinnin ja PAS-johdon rakentamiskustannukset muodostuvat seuraavista yleistyksistä: - Keskijännitekaapelointi toteutetaan taajama-alueilla käyttäen 185 mm 2 ( /km) ja syrjäisemmillä alueilla 95 mm 2 ( /km) maakaapeleita suhteella 20/80. Kustannukseksi saadaan tällöin /km. - Keskijännitekaapeloinnin yhteydessä uusitaan myös muuntamoita siten, että uusista muuntamoista 70 prosenttia on kevyt muuntamoita (9 060 /kpl) ja 30 prosenttia puistomuuntamoita ( /kpl). Muuntamoita ilmajohtopituutta kohden on 0,754 kpl/km, jolloin muuntamoille saadaan kustannukseksi /km. - Kaivuolosuhteet arvioidaan helpon ja normaalin suhteen osuudella 50/50, jolloin kustannusta tulee /km - Keskimääräisiksi kaapelipäätteiden lukumääräksi muuntamoa kohden arvioitiin 4 kpl, joka suhteutettuna muuntamoiden määrään johtopituutta kohden (0,754 kpl/km) tekee /kpl yksikköhinnalla yhteensä /km - Maasulkuvirran kompensoinnin kustannus /km - 95 mm 2 PAS-johdon kustannus /km

71 71 - Johtimen siirron yhteydessä tarvitaan uudet muuntamot, mitkä voidaan olettaa 2- pylväsmuuntamoiksi (6 630 /kpl), joita tarvitaan 0,87 kpl/km. Pylväsmuuntamoille saadaan tällöin kustannukseksi /km - Pienjännitekaapelina käytetään 185 mm 2 tai 150 mm 2 kaapeleita ( /km), äskeisten kaivuolosuhteiden mukaisesti Taulukkoon 4.9 on koottu yhteenvetona edellä määritellyt kustannuskomponentit. Varavoiman lisäkustannus on jätetty huomioimatta, sillä se tullaan arvioimaan erillisenä ratkaisuna toimitusvarmuuden parantamiseksi. Alustavassa tarkastelussa on käytetty keskijännitekaapeloinnissa 20 kv maakaapelia, mutta mahdollisuus käyttää osittain 1 kv maakaapelia tulee vaikuttamaan keskijännitemaakaapelointiin kokonaiskustannuksia alentavasti. Ilmajohtojen korvaamisessa maakaapeleilla on käytetty nykyisiä ilmajohtojen kokonaispituuksia lähtökohtaisesti, mutta todellisuudessa kaapeloitavat johtopituudet vaihtelevat suuresti, johtuen johtoreittien muutoksista. Menetelmät optimaalisten maakaapelointiasteiden löytämiseksi on valittu kahdella eri tarkasteluperiaatteella. Yhden menetelmän mukaisesti tarkastellaan kaikkia keskijännitelähtöjä asiakkaiden saattamiseksi säävarman verkon piiriin. Tällöin johtolähdöt on järjestelty kokonaiskaapeloinnin suhteen paremmuusjärjestykseen siten, että kannattavimmilta lähdöiltä saadaan mahdollisimman suuri määrä asiakkaita säävarman verkon piiriin mahdollisimman vähällä kaapelointitarpeella. Tarkasteltaessa johtolähtöjä kokonaiskustannuksilta edullisimmasta päästä, saadaan jokaiselle tarkastelupisteelle maksimaalinen määrä säävarman verkon piirissä olevia asiakkaita ja sitä vastaavat kaapelointitarpeet keski- ja pienjänniteverkoille. Toinen tarkasteluperiaate perustuu johtolähtöjen kaapelointitarpeiden minimoimiseen vikojen selvitysajan saattamiseksi lopullisen toimitusvarmuustason mukaiseksi. Molempien menetelmien lopputulemana saadaan määriteltyä kaapelointitarpeet jokaiselle tarkastelupisteelle, mistä määräytyy kokonaiskustannukset ja vaikutukset vikojen selvitysaikaan. Tarkasteltaessa kaapelointiasteiden määrittämistä vikojen selvitysajan suhteen, on myös huomioitava vaihtoehto, missä metsässä sijaitseva johto saneerataan tien varteen. Tällöin vaikutus absoluuttiseen vikojen määrän vähentämiseen ja keskeytyskustannussäästöihin ei ole yhtä suotuisa

72 72 kuin maakaapeloinnin suhteen, mutta rakentamiskustannuksissa tulee merkittäviä säästöjä. Taulukko 4.9 Maakaapeloinnin ja johdin saneerauksen tien varteen rakentamiskustannusten yhteenveto. Kustannuskomponentit perustuvat EMV:n vuoden 2013 yksikköhintoihin. KJ-maakaapeli [ /km] PJ-maakaapeli [ /km] PAS-johto [ /km] Asennus Kaivu Kompensointi Kaapelipäätteet Muuntamot Yhteensä Ennen varsinaisia tuloksia maakaapelointitarpeista ja metsäosuuksien johtojen saneerauksista, voidaan todeta seuraavat näkökulmat: Keskijänniteverkon kaapelointi on selvästi kalliimpaa rakennuskustannuksilta kuin esimerkiksi pienjänniteverkon kaapelointi tai metsässä sijaitsevien johtojen saneeraus teiden varsille käyttäen PAS-johtoa; Keskijänniteverkon kaapeloinnilla saavutetaan keskeytyskustannussäästöjä, kuten myös osittain johtimien siirrolla pois metsistä teiden varteen; Pienjänniteverkon kaapeloinnilla saavutetaan helpoiten asiakkaiden sähköntoimituksen säävarmuus, mutta lisäksi tarvitaan tapaukohtaisesti riittävä keskijännitekaapelointiaste; Keskijännitekaapeloinnilla saavutettavilla KAH-säästöillä on merkittävä vaikutus uusien investointien aiheuttamaan kustannusrasitteeseen jo näiden 15 vuoden aikana; Teiden varsille rakennettavista metsäosuuksia korvaavasta PAS-johtimilla ei saada riittävästi apua korjausaikojen vähentämisessä, vaikka kaikki metsäosuudet saataisiin pois. Tästä johtuen PAS-johtojen rakentamista tullaan tarkastelemaan pelkästään kalliimpaa keskijännitemaakaapelointitarvetta vähentävänä tekijänä.

73 Rakentamiskustannukset [M ] 73 Kuvassa 4.14 on vertailtu rakentamiskustannuksia kaapelointiasteiden suhteen taulukon 4.9 verkoston kehittämisratkaisuja käyttäen. Uuden PAS-johdon tarve on suhteutettuna keskijännitemaakaapelointitarpeisiin siten, että 60 prosentin maakaapelointiasteeseen asti PAS:n osuutta lisätään vastaamaan tätä puuttuvaa 40 prosenttia. Vastaavasti tätä suuremmilla kaapelointiasteilla PAS:n tarve pienenee KJ KJ (KAH) PJ Kokonaiskustannukset PAS % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Maakaapelointiaste Kuva 4.14 Rakentamiskustannusten vertailu. PAS-käyrä vastaa PAS-johtimen rakentamiskustannuksia sen suhteen, kuinka suuri osa metsäosuuksien avojohdoista saneerattaisiin tien varteen. Tumman sinisellä katkoviivalla on kuvattu keskijännitekaapeloinnin rakentamiskustannuksia, kun KAH:n kautta saavutettavat säästöt on huomioitu. Loput käyrät kuvaavat pelkkiä rakentamiskustannuksia. Kuvasta 4.14 nähdään KAH-kustannuksien kautta saavutettavien säästöjen vaikutus keskijännitekaapeloinnin kustannuksiin, kun arvioidaan saavutettavien säästöjen nykyarvo 20 vuoden ajalta. Kuvasta on jätetty pois metsäosuuksien saneerauksen kautta saavutettavat KAH-säästöt, sillä ne ovat suhteessa keskijännitekaapelointiin selvästi vähäisemmät, mutta pidemmällä tarkasteluvälillä myös niillä on merkitystä. Metsäosuuksilla oli tarkasteluhetkellä avojohtoa kokonaispituudelta noin 319 km. Tämän osuuden saneeraus kokonaisuudessaan teiden varsille kustantaisi noin 12 miljoonaa euroa. Keskijänniteverkon kokonaiskaapelointi nykytilasta aiheuttaisi kustannuksia arviolta 48 miljoonaa euroa ja vastaavasti pienjänniteverkon lähemmäs 34 miljoonaa euroa. Tarkasteltaessa keskeytyskustannusten kautta saavutettavia säästöjä, keskijänni-

74 Vikojen korjausaika [h] 74 teverkon kokonaiskaapelointi palauttaisi rahaa 20 vuoden investointiajalla arviolta noin 4,7 miljoonaa euroa. Teoreettisen tarkastelun kannalta voidaan puhua keski- tai pienjänniteverkon kokonaiskaapeloinnista, mutta johtuen muun muassa maastoolosuhteiden aiheuttamien teknisten haasteiden vuoksi, osa verkon maakaapeloinnista tulisi olemaan kohtuuttoman kallista. Lisäksi on huomioitava, että keskijännitekaapeloinnin teknistaloudellisen kannattavuuden rajojen puitteissa, kokonaisten lähtöjen maakaapeloiminen harvaan asutuilla alueilla tulee hyvin kalliiksi. Riippumatta siitä, käytetäänkö menetelmää asiakkaiden säävarmuuden lisäämiseksi tai vikojen korjausajan tehokkaaseen pienentämiseen, määriteltäessä optimaalisia maakaapelointiasteita, lopullisena tavoitteena on vikojen yhteiskorjausajan saattaminen uuden toimitusvarmuustason mukaiseksi. Taulukossa 4.7 kuvatut vikataajuudet mitoitettiin vastaamaan vikojen korjausajan suhteen Asta-myrskyn vaikutuksia Imatran seudun alueella, jolloin koko jakeluverkon alueen vikojen kestoajaksi saatiin arviolta noin 331 tuntia, huomioiden keski- ja pienjänniteverkkojen viat. Kuvista 4.15 ja 4.16 nähdään molempien menetelmien kautta saadut tulokset tarvittavien kaapelointiasteiden määrittämiseksi vikojen kestoajan suhteen KJ 140 PJ 120 KJ / PAS % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Kaapelointiaste Kuva 4.15 Vikojen lukumääriä vastaavat korjausajat eroteltuna keski- ja pienjänniteverkon vikojen suhteen, kun keskijännitelähtöjen kokonaiskaapelointia on tarkasteltu asiakkaiden säävarmuuden lisäämisen kannalta. Sininen käyrä kuvaa keskijänniteverkon vikojen korjausaikaa kaapelointiasteen funktiona, kun oletetaan PAS-johtoina teiden varsille sellaiset lähdöt, mitä ei kaapeloida.

75 75 Kuvan 4.15 tulokset pohjautuvat menetelmään, missä on pyritty maakaapeloiman keskijännitelähtöjä sen mukaisesti, missä on eniten sähkönkäyttäjiä myrskyjen vaikutusten alaisena. Kuvan 4.16 menetelmä perustuu vikojen korjausajan tehokkaaseen pienentämiseen. Molemmissa kuvissa sinisellä käyrällä on kuvattu keskijänniteverkon kaapelointia kuvan menetelmän mukaisesti, jossa lisäksi on tarkasteltu vaihtoehtoa, missä kaapeloimatta jätettäviltä johtolähdöiltä metsäosuuksien johdot saneerattaisiin teiden varsille käyttäen PAS-johtoa. Lähtökohtana tälle tarkastelulle on, että keskijänniteverkon kaapelointiasteen ollessa nykytason mukainen, oletetaan kaikilta lähdöiltä metsäosuudet tienvierustaa vastaaviksi johtopituuksiksi ja sitä mukaan lisättäessä keskijännitekaapelointiastetta, johdinsiirron osuus pienenee. Nykytason mukaisesti keskijännitevikojen korjausajaksi arvioitiin 163 tuntia, mikä putoaisi lähemmäs 82 tuntiin, mikäli metsäosuuksilla ei olisi yhtään avojohtoa. Kuten aikaisemmin todettiin, yksistään tämä toimenpide ei riitä saavuttamaan riittävää toimitusvarmuustasoa, joten joudutaan kaapeloimaan myös sellaista johtoa, mikä olisi muuten siirretty metsäolosuhteista tien varteen. Tilanne on merkittävästi toisenlainen, mikäli tarkastellaan laajaalaisesti johtokatujen leventämistä ja yleisellä tasolla metsissä sijaitsevista johdoista ollaan ajan mittaa luopumassa joka tapauksessa, kun johtojen tekniset pitoajat alkavat tulla vastaan. Johtokatujen leventäminen olisi erittäin kustannustehokas tapa pienentää vikataajuuksia niin pienemmissä kuin suuremmissakin häiriöolosuhteissa. PAS-johtojen käytön yhteydessä johtojen kunnonvalvonta on oleellisessa asemassa ja mikäli voidaan laajamittaisesti tehdä keskijänniteverkon osista puuvarmoja, voidaan tällöin myös pienentää valvonnan tarvetta. Lisäksi on syytä huomioida, että puuvarmoilla johtoosuuksilla voitaisiin käyttää PAS-johtojakin edullisempia ilmajohtoratkaisuja. Johtokatujen leventämistä ja muidenkin yksittäisten puiden aiheuttamien suurien riskitekijöiden poistamista on syytä harkita, sillä uuden sähkömarkkinalain puitteissa tähän on annettu entistä laajemmat soveltamismahdollisuudet. Sähkömarkkinalain 111 :n mukaan, riski ilmeisen sähkönjakelunkeskeytyksen puista tai kasveista johtuen, riittää perusteeksi kyseisten puiden ja kasvien poistamiseksi jakeluverkon osien läheisyydestä ilman erillistä lupaa omistajalta. Tällöin kuitenkin näillä toimenpiteillä jakeluverkon varmuuden kannalta saavutettavat hyödyt on oltava suuremmat kuin omistajalle aiheutuvat haitat. (SML /588)

76 Vikojen korjausaika [h] KJ PJ KJ / PAS % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Kaapelointiaste Kuva 4.16 Vikojen lukumääriä vastaavat korjausajat eroteltuna keski- ja pienjänniteverkon vikojen suhteen, kun keskijännitelähtöjen kokonaiskaapelointia on tarkasteltu pelkästään vikojen korjausajan pienentämiseksi. Kuvan 4.16 tulokset pohjautuvat menetelmään, missä on pyritty maakaapeloimaan keskijännitelähtöjä niiden vikaherkkyyksiin nähden. Vikaherkkyydet on arvioitu lähtökohtaisesti sen mukaan, kuinka suuret osuudet avojohdoista sijaitsevat pelto-, tienvierusta- ja metsäosuuksilla. Nämä jaotellut johtopituudet on painotetun keskiarvon mukaisesti suhteutettu lähtöjen kokonaispituuksiin kertomalla johtopituudet vikataajuuksilla. Näiden perusteella jokaiselle lähdölle on saatu vikaherkkyyttä kuvaava indeksiarvo, minkä avulla johtolähdöt on voitu laittaa kokonaiskaapeloinnin suhteen kannattavuusjärjestykseen. Vertailtaessa kuvien 4.15 ja 4.16 tuloksia, ainoat eroavaisuudet nähdään keskijännitekaapeloinnin suhteen, johtuen siitä, että pienjänniteverkon johtojen sijaintiolosuhteita on kuvattu pelkästään yhdellä vikataajuudella. Ajallisesti erot eivät ole kovin suuria, mutta lähtöjen kaapelointijärjestyksen ja säävarmojen asiakkaiden lukumäärän suhteen erot ovat havaittavissa. Suurimmillaan ajalliset erot ovat tuntia, mikä kuvista katsottuna tarkoittaa muutamien prosenttien eroa kaapelointiasteissa. Johtuen pienistäkin eroista kaapelointiasteiden välillä, rakentamistarpeet eroavat myös ja näin ollen rakentamiskustannukset. Tavoiteltaessa kustannustehokkaasti säävarmuuden parantamista asiakkaiden näkökulmasta, kaapeloimalla minimaalinen määrä keskijänniteverk-

77 77 koa ja täydentämällä säävarmojen keskijännitelähtöjen pienjänniteverkkoja, saavutetaan parhaimmat tulokset. Tällä periaatteella jakeluverkkoa tarkastellen saatiin 22,8 prosentin keskijännitekaapelointiasteella ja 59,3 prosentin pienjännitekaapelointiasteella 75,5 prosenttia koko asiakasmäärästä säävarman verkon piiriin. Rakentamistarpeiden osalta tämä tarkoittaisi 11,6 miljoonan euron kustannuksia. Tämä kaapelointitarve olisi riittävä vuoden 2023 lopun toimitusvarmuustasolle, mutta vikojen korjausaikojen suhteen oltaisiin edelleen kovin kaukana 36 tunnin tasosta, mikä nähdään kuvasta Vertailun vuoksi todettakoon, että toisen kaapelointiasteen optimointimenetelmän mukaan samoilla rakentamiskustannuksilla saavutettaisiin keskijännitekaapelointiasteella 25,6 prosenttia ja pienjänniteverkon puolella 55,3 prosenttia. Säävarmojen asiakkaiden osuus olisi tällöin vain 47 prosenttia, mikä ei poikkea suuresti tarkasteluhetken nykytilan mukaisesta 41 prosentista. Vikojen korjausaikojen suhteen eroa ei varsinaisesti ole näillä kaapelointiasteilla, mutta myöhemmin tullaan huomaamaan näiden kahden menettelytavan eroavaisuudet, sillä lopullisen tarkastelun kohteena on vikojen korjausaika eivätkä asiakkaiden lukumäärä. Kuvassa 4.17 on asiakkaiden säävarmuuden parantamisen kannalta kaapelointiasteen optimoinnin tulokset. Kuva 4.17 Kaapelointiasteen optimointi asiakkaiden säävarmuuden maksimoimiseksi ja kokonaiskustannusten minimoimiseksi. Keskijännitekaapelointiasteessa ei ole huomioitu erikseen johdinsiirron mahdollisuutta. Kuvan sininen ja punainen viiva vastaavat tarkoitukseltaan TEM:n raportin viitteellisiä kaapelointiasteiden vähimmäisrajoja 36 tunnin vikojen korjausajaksi.

78 78 Taulukosta 4.10 löytyy edellisen kuvan tarkastelupisteiden numeeriset arvot, kun tarkastelun kohteena on keskijännitelähtöjen kokonaiskaapelointi asiakkaiden säävarmuuden maksimoimiseksi. Taulukko 4.10 Tarkastelupisteiden numeeriset arvot kuvan 4.17 menetelmän mukaisesti. Säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden osuus Vikojen korjausaika [h] Maakaapelointiaste Rakentamiskustannukset [M ] KJ PJ KJ PJ % 49 % 41,0 % % 52 % 59,9 % , % 59 % 75,5 % , % 69 % 85,0 % , % 84 % 93,1 % , % 92 % 96,8 % , % 98 % 99,0 % ,6 Tarkasteltaessa taulukon 4.10 tuloksia, voidaan huomata, että korjausaikojen suhteen suunnitteluparametrit täyttyvät vasta hyvin korkeilla kaapelointiasteilla, mutta asiakkaiden kannalta säävarmuus on korkealla tasolla pienemmälläkin keskijännitekaapelointiasteella. Pienjännitepuolella vastaavasti tarvitaan suuremmat investoinnit, mikä näkyykin asiakkaiden osuuksien voimakkaana kasvuna pienjännitekaapelointiasteen noustessa. Kun verrataan näitä tuloksia kuvan 4.15 korjausaikoihin, ja erityisesti mahdollisuuteen pienentää vikojen kestoaikaa johdinsiirroilla, voidaan saavuttaa varsin kustannustehokkaasti riittävä toimitusvarmuustaso pienemmällä kaapelointitarpeella keskijänniteverkon osalta. Seuraavaksi vertaillaan näitä tuloksia vikojen kestoajan suhteen optimoituihin kaapelointitarpeisiin. Kuvassa 4.18 on vikojen kestoajan suhteen tarkastellut kaapelointiasteet.

79 Keskijännitemaakaapelointiaste % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % Vikojen korjausajan suhteen optimoitu kaapelointi Asiakkaiden säävarmuuden kannalta optimoitu kaapelointi 1. 0 % 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Pienjännitemaakaapelointiaste Kuva 4.18 Kaapelointiasteen optimointi vikojen kestoajan ja kokonaiskustannusten minimoimiseksi. Katkoviiva edustaa kuvan 4.17 pisteiden keskiarvokäyrää. Kuvassa 4.18 on vertailun vuoksi esitetty myös edellisen kuvan kaapelointiasteen tarkastelupisteiden keskiarvokäyrä. Tarkastelupisteiden arvoista nähdään, että eroavaisuuksia löytyy erityisesti säävarmojen asiakkaiden osuuksissa ja pienessä määrin rakentamiskustannuksissa. Kuvan 4.18 tarkastelupisteiden numeeriset arvot löytyvät taulukosta Taulukko 4.11 Tarkastelupisteiden numeeriset arvot kuvan 4.18 menetelmän mukaisesti. Säävarman verkon piirissä olevien asiakkaiden osuus Vikojen korjausaika [h] Maakaapelointiaste Rakentamiskustannukset [M ] KJ PJ KJ PJ % 49 % 41,0 % % 52 % 46,0 % , % 58 % 48,5 % , % 67 % 64,9 % , % 83 % 76,9 % , % 91 % 89,2 % , % 94 % 94,1 % ,7 Vertailtaessa jälkimmäisen menetelmän mukaista kaapelointiasteen optimointia, voidaan huomata, että vikojen kokonaiskestoajat saadaan lopullisten toimitusvarmuustason mukaiseksi kuvan 4.17 menetelmää edullisemmin, mutta pienemmällä säävar-

80 80 muudella asiakkaiden kannalta. Edelleen on huomioitava, että 75 prosentin ylittävällä osuudella asiakkaiden kokonaismäärästä ei ole suoranaista merkitystä toimitusvarmuustason kanssa, kun tarkastellaan tilannetta koko 15 vuoden tarkasteluvälillä. Vuoden 2023 lopuksi tulee kuitenkin olla 75 prosenttia asiakkaista lähes säävarman verkon piirissä, ja tämän välitavoitteen tarkasteleminen asiakkaiden säävarmuuden (kuva 4.17) kannalta on selvästi kokonaiskustannuksiltaan edullisempaa kuin vikojen korjausajan (kuva 4.18) suhteen tarkasteltuna. Lopullisten kaapelointitarpeiden määrittäminen vaatii kaikkien käytössä olevien verkostoratkaisujen huomioimisen ja näistä tarkasteluista jäljelle jääkin johdinsiirron vaikutuksen arvioiminen edellä määriteltyihin keskijänniteverkon kaapelointiasteisiin ja sittemmin lopullisiin korjausaikoihin sekä rakentamiskustannuksiin. Kuten aikaisemmin todettiin, johdinsiirrot yhdistettynä keskijännitekaapelointiin mahdollistaa riittävän toimitusvarmuustason saavuttamisen pienemmällä keskijännitekaapelointiasteella. Lisäksi tähän asti on tarkasteltu molemmilla menetelmillä pelkästään keski- ja pienjänniteverkkojen samanvaiheista kokonaiskaapelointia, joten arvioitavaksi jää myös kaapelointiasteiden erivaiheinen nostaminen. Teoreettisella tasolla kokonaiskustannusten minimi kuvasta 4.19 löytyy pienjänniteverkon ollessa kokonaan maakaapeloitu ja johdinsiirron kanssa yhdistetty keskijännitekaapelointiasteen ollessa 60 prosenttia. Kuvan 4.15 perusteella päästään samaan tulokseen 64 prosentin keskijännitekaapelointiasteella. Teoreettisen maakaapelointitarpeiden minimin mukaisesti kokonaiskustannuksia muodostuu kuvien 4.14 ja 4.19 mukaisesti arviolta 61,5 miljoonaa euroa. Lähdettäessä pudottamaan pienjänniteverkon kaapelointitarvetta, on vastaavasti lisättävä keskijännitekaapeloinnin osuutta, tarkoittaen tässä tapauksessa kustannusten kasvua minimitasoon nähden. Keski- tai pienjänniteverkon kokonaiskaapelointi ei ole pelkästään kustannusten takia, vaan myös teknisen toteuttamisen kannalta haasteellinen, mistä johtuen toteuttamisen kannalta optimaalisten kaapelointiasteiden määrittäminen on haastava tehtävä ja vaatii suuren työn verkostosuunnittelun osalta. Kokonaiskustannusten kannalta liikuttaessa keskijännitekaapelointiasteen suhteen prosentin ja pienjännitepuolella vastaavasti prosentin välillä, puhutaan jopa 11 miljoonan euron erosta.

81 Keskijännitemaakaapelointiaste Rakentamiskustannukset [M ] % 95 % 90 % 85 % Kokonaiskustannukset % 75 % 70 % 65 % % % 91 % 92 % 93 % 94 % 95 % 96 % 97 % 98 % 99 % 100 % Pienjännitemaakaapelointiaste Kuva 4.19 Kokonaiskustannusten tarkastelu keskijännitekaapelointiasteen % ja pienjännitekaapelointiasteen % välillä. Kokonaiskustannukset (keltainen yhtenäinen viiva) on ilmoitettu optimaalisen kaapelointiasteen funktiona (sininen katkoviiva). Kokonaiskustannukset sisältävät maakaapeloinnin ja PAS-johtojen rakentamiskustannukset. Pienjänniteverkon vikojen osalta varauduttaessa neljä vikaa kilometriä kohden vikataajuuteen, korjausaikojen suhteen kaapelointiastetta ei voida laskea alle 90 prosentin. Vastaavasti näillä vikataajuuksilla ei päästä keskijännitepuolellakaan alle 60 prosentin, ellei sitten tulla luomaan puuvarmaa johtokatua huomattavia määriä. Tähänastisissa tarkasteluissa kaapeloinnin kohteena ovat olleet kokonaiset johtolähdöt, mukaan lukien myös sellaiset verkon osat, jotka vikaantumisen todennäköisyyden kannalta eivät ole merkittävässä asemassa. Pelloilla kulkevat ilmajohdot eivät suurten myrskyjenkään aikana aiheuta merkittävää riskiä vianselvitysaikojen suhteen. Lopullisen verkostosuunnittelun kannalta, tällaisten verkon osien saneerauksissa teknisten pitoaikojen puitteissa onkin syytä säilyttää johdon sijainti ennallaan käyttäen nykyistä johdinlajia. Tarkasteltaessa pelto-osuuksilla ja muilla hyvin pienen vikataajuuden ympäristössä olevaa johtopituutta, mitä ISS:n keskijänniteverkosta löytyy arviolta 102 km, vaikutus vianselvitysaikoihin aikaisemmin käytetyillä parametreilla on noin 3 tuntia. Suhteuttaen tämä aika rakentamiskustannuksiin, on vaikea perustella näiden johto-osuuksien sijainnin tai johtolajin muuttamisen kannattavuutta. Liitteen IV taulukoihin on kerätty keskijännitelähtökohtaisesti näiden menetelmien mukaisesti lasketut asiakkaiden osuudet ja lähtöjen vikaherkkyys. Molempien paramet-

82 82 rien kohdalla, mitä suurempi luku, sitä tehokkaampaa on kyseisen lähdön kaapelointi. Tarkasteltaessa keskijännitelähtöjen kokonaiskaapelointia asiakkaiden säävarmuuden kannalta, toteutusjärjestys on suurimman häiriöille alttiiden asiakkaiden osuuden omaavista lähdöistä pienimpään. Esimerkkinä liitteen IV lähdöistä tällöin kannattavin maakaapeloitava olisi Kuparintien-lähtö, mistä saataisiin säävarman verkon piiriin 92 asiakasta kaapeloimalla noin 0,41 km matkalta ilmajohtoa. Vastaavasti tarkasteltaessa lähtöjen kaapelointia vikaherkkyyksiin nähden, ylimpänä kannattavuusjärjestyksessä ovat suurimmat vikaherkkyyden omaavat lähdöt. Vikaherkkyyksiin nähden Koivukeskuksen-lähtö olisi kannattavin kaapeloitava, missä voitaisiin vähentää myrskyjen aiheuttamia vikoja noin 19 kappaletta kaapeloimalla 3,88 km matkalta ilmajohtoa. Näiden esimerkkilähtöjen jälkeen lopuilla on pienempi asiakkaiden tai vikojen osuus kaapeloitavaan ilmajohtopituuteen nähden. Kaapeloimalla lähtöjä näiden järjestysten mukaisesti, saadaan määriteltyä optimaaliset kaapelointitarpeet kustannustehokkuuden nimissä.

83 83 5. VERKOSTOINVESTOINTIEN TARKASTELU Tähän asti on tarkasteltu maakaapeloimisasteen määrittämistä keski- ja pienjänniteverkoille, jotta saavutettaisiin riittävä sähkön toimitusvarmuus vuoden 2028 loppuun mennessä. Lopullisten investointisuunnitelmien kannalta oleellisin määritelmä tulee olemaan näiden maakaapeloimisasteiden keskinäinen suhde. Vikojen selvitysaika koskee yhtä paljon molempia jännitetasoja, joten sekä keski- että pienjännitepuolelle tullaan tarvitsemaan jonkin vähimmäisrajan mukaiset maakaapeloinnit. Kaapelointitarpeiden määrittämisessä on suuressa roolissa vikaantumismahdollisuuksien arvostus ja muiden toimenpiteiden kartoittaminen vikaantumisriskien pienentämiseksi. Etenkin keskijännitepuolella kaapeloimistarpeisiin vaikuttaa merkittävästi johtokatujen leventämisen mahdollisuus. Koko jakeluverkkoa koskevien verkostoinvestointien tarkastelussa on myös huomioitava vaikutukset verkko-omaisuuden hallintaan, erityisesti verkkoon sitoutuneen pääoman kannalta. Valvontamallin kannalta tarkastellaan pääasiassa pelkästään keskijännitepuolen verkkokomponentteihin sitoutunutta pääomaa, joten keskijännitekaapelointiasteen määrittämisellä on merkittävä rooli lopullisten suunnitelmien osalta. Kun maakaapeloimistarpeet on määritelty keskijännitepuolelle, määräytyy vikojen selvitysajan puitteissa pienjännitepuolella tarvittavat toimenpiteet. Aikaisemmin arvioitiin, että keskijännitepuolella tarvittaisiin vähintään 60 prosentin maakaapeleiden osuus, jotta voitaisiin rajata keskijännitepuolen vikojen selvitysaika hyväksyttävälle tasolle. Mahdollisuuksien mukaan tätä pienemmillä kaapeloimistarpeilla voidaan saavuttaa tavoitetasot, mikäli voidaan merkittävästi nykyiseen tasoon verrattuna tehdä johtolähdöistä puuvarmoja. Pienjännitepuolen maakaapeloinnin vähimmäismäärät on haasteellisempi määriteltävä, sillä myös näillä osuuksilla on merkittävät riskit suurelle vikojen selvitysajalle, vaikka yksittäisten vikojen vaikutus asiakkaiden lukumäärään nähden on huomattavasti pienempi kuin keskijännitepuolella. Myös pienjännitepuolella voidaan tietyiltä osin pienentää suurhäiriöiden vikataajuutta poistamalla puita pidempien ilmajohtojen läheisyydestä, mutta todelliseen hyötyyn nähden vaikutukset jäävät vähäisiksi. Vikojen selvitysajan suhteen pienjännitepuolelle arvioitiin vähintään 90 prosentin maakaapeloimisaste, mutta tämä arvio on hyvin herkkä vikataajuuksien arvostukselle.

84 84 Seuraavaksi tarkastellaan investointisuunnitelmia pääasiassa keskijännitekaapelointiasteen suhteen ja pienjänniteverkon kehittämistarpeet mitoitetaan näiden mukaisesti, sillä koko jakeluverkon kehittämistarpeet ovat hyvin pitkälti keskijännitepuolen verkostoratkaisuista riippuvaisia. 5.1 Investointisuunnitelmat Seuraavat investointisuunnitelmat perustuvat tiettyihin yksinkertaistuksiin, sillä seuraavien 15 vuoden verkostoratkaisut tuovat tullessaan huomattavan määrän epävarmuutta ja todellisiin lopputulemiin vaikuttaa merkittävästi verkostosuunnittelun käytännön toimintamallit ja todelliset kustannuskomponentit. Kustannusten suhteen on kuitenkin pyritty mahdollisimman tarkkoihin tuloksiin käyttäen keskimääräisiä osuuksia kunkin kustannuskomponentin osalta. Laajamittaisen maakaapeloinnin käytännön toteuttamisen kannalta on sovellettu seuraavia yksinkertaistuksia ja oletuksia: - Maakaapelointi toteutetaan vyöryttämällä sähköasemalta johtolähdön loppupäätä kohti ensin keskijännitetasolla, jota seurataan pienjännitepuolen ilmajohtojen kaapeloinnilla. Ensisijaisia kohteita ovat sellaiset johtolähdöt, joilla keskijännitetasolla tarvitaan vähäinen määrä kaapeloimista ja pienjännitekaapeloinnilla on saavutettavissa suuri määrä asiakkaita säävarman verkon piiriin tai lähdön suhteellinen vikataajuus on suuri. - Maakaapelointi on pääasiallinen ratkaisu vikojen selvitysajan minimoimiseksi. Johdin saneerauksilla metsistä teiden varteen käyttäen päällystettyä avojohdinta sovelletaan sille osalle metsäosuuksilla olevaa johtolähtöä, mitä kannattavuuden kannalta ei kaapeloida. - Maakaapelointitarpeet kohdistetaan ensisijaisesti niille verkon osille, millä tekniset pitoajat ovat lopuillaan ja arvioitu laskennallinen vikataajuus on suurin - Pienen arvioidun vikataajuuden omaaville verkon osille, kuten peltojen kautta kulkevat johdot, ei ensisijaisesti tehdä mitään toimenpiteitä. Nämä voidaan tulkita säilyvän samoilla sijainneillaan pitoaikojensa päätyttyäkin. - Maakaapeloimista keskijännitelähtökohtaisesti on tarkasteltu laskennan kannalta kokonaiskaapelointina, jolloin säävarmojen asiakkaiden osuudet vastaavat paremmin todenmukaisia arvioita

85 85 - Varavoiman tarve ja sen kustannukset on jätetty huomioimatta, sillä silmukoidun jakeluverkon myötä, varayhteydet voidaan olettaa olevan riittävällä tasolla. Jakeluverkon osien syöttäminen varavoimalla on haastavaa, kun häiriötilanne koskee asiakkaita laajalta alueelta. - Investoinnit pyritään jakamaan mahdollisimman tasaisesti koko investointijaksolle - Keski- ja pienjänniteverkkojen johtopituudet oletetaan säilyvän ennallaan korvattaessa ilmajohdot maakaapeleilla Perustuen kuvan 4.17 asiakkaiden säävarmuuden ja kuvan 4.18 vikojen korjausajan tehokkaan pienentämisen menetelmiin, määriteltiin kaapelointiasteille rakentamiskustannuksiin nähden optimaaliset arvot. Vikojen selvitysajan suhteen kustannusminimi löytyi 60 prosentin keskijännitekaapelointiasteella ja pienjänniteverkon lähes kokonaiskaapeloinnilla. Kuten aikaisemmin todettiin, käytännön verkostosuunnittelun kannalta kokonaiskaapelointi on erittäin haastava toteutettava, joten tämän suunnitelman pohjalta on lisäksi etsittävä ratkaisuja korvatakseen pienjännitepuolen kaapelointitarpeita. Lisäksi on huomioitava, että 36 tunnin vikojen selvitysajan määritelmä on pelkästään viitteellinen tavoitetaso, mistä johtuen pienemmälläkin pienjännitepuolen maakaapelointiasteella voidaan saavuttaa riittävä sähkön toimitusvarmuustaso. Seuraavat investointisuunnitelmat ja niihin pohjautuvat laskelmat ovat tämän 60 prosentin keskijännitekaapelointiasteen ja pienjänniteverkon mahdollisimman laajan maakaapeloinnin mukaiset. Aloitetaan tarkastelu nykytilan mukaisista maakaapelointiasteista ja säävarmojen asiakkaiden osuuksista, keskijännitekaapelointiasteen ollessa 15 prosenttia, pienjännitekaapelointiasteen 49 prosenttia ja säävarmojen asiakkaiden osuus kokonaismäärästä 41 prosenttia. Tarkastellaan aluksi vikojen selvitysajan pienentämistä asiakkaiden säävarmuuden kannalta. Nostamalla keskijännitekaapelointiaste 20 prosenttiin ja pienjännitekaapelointiaste 58 prosenttiin, voidaan saavuttaa 73 prosentin säävarmuus asiakkaiden kannalta. Lopullisena tavoitteena keskijännitepuolella voidaan pitää 60 prosenttia, kun lopuilta lähdöiltä siirretään kaikki metsäosuuksilla olevat johdot teiden varsille. Teoreettisen tarkastelun kannalta tällöin keskijännitepuolen vikojen selvitysaika olisi tavoitetasojen mukainen ja kaapeloimalla pienjännitepuoli 99 prosentin osuudella, saadaan koko jakeluverkon vikojen selvitysaika alle 36 tunnin. Kokonaiskus-

86 86 tannukset tällöin olisivat 59,5 miljoonaa euroa, kun arvioidaan keskeytyskustannussäästöjä saavutettavaksi 20 vuoden ajalta noin 3,38 miljoonaa euroa. Näiden lopullisten tavoitteiden puitteissa 87 prosenttia asiakkaista tulisi olemaan maakaapeliverkon piirissä ja loput asiakkaista kokisivat korkeintaan 36 tunnin pituisia keskeytyksiä myrskyjen ja lumikuormien aiheuttamana. Taulukkoon 5.1 on kerätty näiden tavoitteiden mukaiset rakentamistarpeet sekä edellä käytettyjen tunnuslukujen muutokset suunnitelman eri vaiheissa. Laskennalliset vikataajuudet ovat kappaleen mukaiset ja rakentamiskustannukset on laskettu taulukon 4.9 mukaisilla arvoilla. Taulukko 5.1 Jakeluverkon suurhäiriökestävyyden parantaminen käyttäen maakaapelointia ja päällystettyjä avojohtoja. Kaapelointi -aste Rakentamis -tarpeet [km] Rakentamiskustannukset [t ] KJ PJ KJ PJ PAS KJ PJ PAS Säävarmat asiakkaat [%] Vikojen selvitysaika [h] [1] 15 % 49 % % 331 [1] -> [2] 20 % 58 % 46,3 170, % 290 [2] -> [3] 60 % 99 % +344,1 +764,6 96, % 35 [3] 60 % 99 % 390,4 935,0 96, % 35 Jakamalla nämä rakentamistarpeet tasaisesti lakimuutoksen edellyttämälle 15 vuoden jaksolle, saadaan keskijänniteverkolle 26,03 km/a ja pienjänniteverkolle 62,33 km/a. Lisäksi tullaan tarvitsemaan PAS-johtoa 6,43 km/a korvaamaan kalliimpaa keskijännitekaapelointia. Korvaamalla samat metsäosuuksien johdot avojohtimen sijaan maakaapelilla, tarvittaisiin maakaapelointiasteeksi 75 prosenttia. Vastaavasti alle 60 prosentin keskijännitekaapelointiasteella vikojen selvitysaikaa ei saada pienennettyä riittävästi siitä huolimatta, että korvattaisiin metsäosuuksia käyttäen enemmän avojohtoja tien varsilla. Näillä keskijännitepuolen kehittämisratkaisuilla saadaan pienennettyä keskimääräisiä keskeytyskustannuksia arviolta /a, mikä on noin 66 prosenttia alkuperäisestä. Hyödyntäen keskeytyskustannussäästöt täysimääräisinä, tulisi keskijännitepuolen rakentamistarpeet toteuttaa mahdollisimman nopealla aikataululla. Verkkoon sitoutuneen pääoman kannalta on kuitenkin tärkeä huomioida eri verkon osien tekniset pitoajat, minkä puitteissa nämä verkon saneeraukset tulee toteuttaa.

87 87 Vuoden 2023 loppupuolen toimitusvarmuustason vaatimukset pystytään täyttämään jopa kuudesosalla lopullisten tavoitteiden rakentamistarpeiden kokonaismäärästä maakaapelointien osalta. Sähkönkäyttäjien näkökulmasta näiden suunnitelmien ensimmäinen vaihe on merkittävin, jos tarkastellaan sähkön laatua yleisellä tasolla. Tämä vaihe tulisi kustantamaan noin 9,17 miljoonaa euroa rakennusmateriaalien osalta. Lopulliset kustannukset materiaalien osalta näiden suunnitelmien mukaisesti ovat noin 62,86 miljoonaa euroa. Kuvassa 4.19 määriteltiin kokonaiskustannusten minimiksi noin 64,6 miljoonaa euroa, kun tarkasteltiin kustannuksia teoreettisilla kaapelointiasteen prosentuaalisilla osuuksilla. Suunnitelmien mukainen kustannusarvio edustaa todellisen tilanteen kustannusminimiä, joka eroaa teoreettisesta arviosta johtuen siitä, että todellisuudessa kaapeloinnin toteutuksesta jätetään pois pienen vikataajuuden omaavat verkon osat ja tällöin keskijännitekaapelointiasteen todellinen maksimi on alle 100 prosentin. 5.2 Investointilaskelmat Tulevien vuosien aikana tullaan näkemään merkittäviä rakenteellisia muutoksia jakeluverkoissa ja näin ollen vaikutukset näkyvät myös verkko-omaisuuden hallinnassa. Suuret ja osittain ennenaikaiset investoinnit, tulevat näkymään verkon arvon muutoksissa. Seuraavaksi tarkastellaan 15 vuoden investointijaksolla vaikutuksia verkkoomaisuuden tunnuslukuihin, kuten verkon jälleenhankinta-arvoon ja nykykäyttöarvoon. Arvioidaan ensin keskijännitekaapeloinnin vaikutuksia, sillä sen osalta tullaan näkemään suurimmat vaikutukset. Valitaan tarkastelun kohteeksi tilanteet, missä lopulliseksi kaapelointiasteeksi valitaan 60 tai 80 prosenttia. Seuraava tarkastelu on tehty kappaleen kustannuskomponenttien mukaisesti ja tulokset esitetty taulukoissa 5.2 ja 5.3. Seuraavissa laskelmissa kaikki rahalliset arvot ovat suhteutettuna verkon jälleenhankinta-arvoon, jotta on voitu havainnoida vaikutusten suuruus eri tunnuslukuihin. Rahanarvon suhteen ei ole tehty korjauksia, vaan investoinnit vastaavat vuoden 2013 tasoa, ilman korkojen vaikutuksia. Jälleenhankinta-arvon muutosta on arvioitu siten, että uusi arvo on muodostunut nykyisten ja uusien verkon osien arvon erotuksena. Korvattaessa kalliimmalla maakaapelilla nykyisiä avojohtoja ja lisäämällä muuntamoiden suhteellista määrää, jälleenhankinta-arvon muutos on näiden osalta pelkästään nousujohteinen.

88 88 Nykykäyttöarvon muutosta on arvioitu verkon keski-iän muutoksella. Jouduttaessa uusimaan sellaisia verkon osia, millä on pitoaikaa jäljellä, komponenttien keski-ikä pienenee ja nykykäyttöarvo kasvaa. Ennenaikaisten verkon osien uusimisen osuutta on arvioitu tarkasteluhetken mukaisilla komponenttien ikätiedoilla. Ennenaikaiset verkon osien saneeraukset johtavat verkon arvon menetykseen ja tämän perusteella arvon menetys on saatu laskettua muutosten jälkeisten ennenaikaisten uusintojen nykykäyttöarvon ja nykykäyttöarvon, josta ennenaikaiset investoinnit jätetty huomioimatta, erotuksena. Keskeytyskustannusten on laskettu, aikaisempien kaapelointiasteiden määrittämisen yhteydessä, pienenevän noin yhden prosenttiyksikön verran yhtä kaapelointiasteen prosenttiyksikön nousua kohden. Uusien ilmajohtojen osuus kuvaa sitä jäljelle jäävän metsäosuuksien ilmajohtoja, mitkä tullaan saneeraamaan teiden varsille PAS-johdolla. Tarkastellaan ensin 60 prosentin keskijännitekaapelointiastetta, mikä tarkoittaa, että jäljelle jäävä 40 prosentin ilmajohtojen osuus korvataan uusilla ilmajohdoilla, suhteuttaen niiden 45 vuoden pitoajan mukainen uusimistahti tälle investointijaksolle. Taulukko 5.2 ISS:n keskijänniteverkon kehittämistarpeiden vaikutusten arviointi, kaapelointiasteen ollessa 60 prosenttia vuonna Kaapelointiaste 15 % 33 % 45 % 60 % Uusia ilmajohtoja, % johtopituudesta 5 % 9 % 13 % Investoinnit yhteensä 27 % 45 % 69 % Tasapoistojen osuus investoinneista 58 % 58 % 59 % JHA (koko verkko) 100 % 107 % 111 % 117 % JHA (KJ) 100 % 116 % 127 % 141 % NKA (koko verkko) 57 % 67 % 72 % 77 % Nykykäyttöarvoprosentti 57 % 63 % 65 % 66 % Verkon arvon menetys -6,3 % -9,1 % -11,2 % KAH kustannus/a 0,58 % 0,48 % 0,41 % 0,32 % Lähtökohtaisesti tarkasteltava jakeluverkko on keski-iältään varsin nuori, nykykäyttöarvon ollessa 57 prosenttia. Tämä johtaa siihen, että verkkoa joudutaan uusimaan huomattava määrä ennenaikaisesti ja verkon keski-ikä tulee laskemaan. Taulukon 5.2 arvioinnin mukaan koko investointijakson ajalta ennenaikaisesti uusittavien ilmajohtojen osuus kokonaispituudesta oli 53 prosenttia. Näillä arvioilla nykykäyttöarvo tulee

89 89 nousemaan 20 prosenttia ja verkon arvon menetys jälleenhankinta-arvosta on 11,2 prosenttia. Taulukossa 5.3 on esitelty tulokset, kun keskijännitekaapelointiasteeksi valitaan 80 prosenttia. Taulukko 5.3 ISS:n keskijänniteverkon kehittämistarpeiden vaikutusten arviointi, kaapelointiasteen ollessa 80 prosenttia vuonna Kaapelointiaste 15 % 41 % 58 % 80 % Uusia ilmajohtoja, % johtopituudesta 3 % 4 % 7 % Investoinnit yhteensä 31 % 52 % 79 % Tasapoistojen osuus investoinneista 51 % 52 % 53 % JHA (koko verkko) 100 % 109 % 115 % 123 % JHA (KJ) 100 % 123 % 138 % 156 % NKA (koko verkko) 57 % 69 % 76 % 84 % Nykykäyttöarvoprosentti 57 % 63 % 66 % 68 % Verkon arvon menetys -7,0 % -10,6 % -13,9 % KAH kustannus/a 0,58 % 0,43 % 0,33 % 0,20 % Kaapelointiasteen ollessa 80 prosenttia, joudutaan uutta verkkoa rakentamaan maakaapeleiden osalta lähes 4,33 prosentin vuositahdilla, mikä tarkoittaa, että entistä pienempi osuus täysi-ikäisistä verkon rakenteista pystytään hyödyntämään. Tällöin ennenaikaisten uusittavien johtojen osuus on 62 prosenttia. Lisätään näihin tarkasteluihin myös pienjänniteverkon maakaapelointi, olettaen vuonna 2028 kaapelointiasteeksi 90 prosenttia. Tämän tulokset nähdään taulukosta 5.4. Taulukko 5.4 ISS:n pienjänniteverkon kehittämistarpeiden vaikutusten arviointi, kaapelointiasteen ollessa 90 prosenttia vuonna Kaapelointiaste 49 % 65 % 76 % 90 % Uusia ilmajohtoja, % johtopituudesta 2 % 3 % 4 % Investoinnit yhteensä 26 % 44 % 67 % Tasapoistojen osuus investoinneista 59 % 59 % 60 % JHA arvo (koko verkko) 100 % 106 % 109 % 114 % JHA arvo (KJ) 100 % 100 % 100 % 100 % NKA arvo (koko verkko) 57 % 68 % 74 % 73 % Nykykäyttöarvoprosentti 57 % 64 % 68 % 64 % Verkon arvon menetys -7,8 % -11,9 % -8,4 % KAH kustannus/a 0,58 % 0,58 % 0,58 % 0,58 %

90 90 Pienjänniteverkon puolella ennenaikaisten investointien osuus tällä investointijaksolla on 47 prosenttia, mikä on selvästi vähemmän kuin keskijännitepuolella. Ikätietoihin perustuen, 69 prosentin ja sitä alemmilla kaapelointiasteilla vältyttäisiin lähes kokonaan 15 vuoden aikavälillä pienjänniteverkon osalta ennenaikaisilta uusimisilta. Pienjänniteverkon uusimisessa ei päädytä niin suuriin verkon arvon menetyksiin kuin keskijänniteverkon osalta. 5.3 Verkoston kehittämisratkaisut Seuraavassa tarkastellaan yksityiskohtaisemmin ISS:n jakeluverkon kehittämistä suurhäiriökestävyyden parantamiseksi. Aikaisemmin määriteltiin maakaapelointiasteen suhteen tarvittavien toimenpiteiden laajuus, jonka perusteena oli asiakkaiden säävarmuuden parantaminen ja vikojen korjausaikojen pienentäminen. Optimaalisin tulos kustannusten suhteen löytyi yhdistämällä nämä kaksi tarkastelutapaa. Alustavien suunnitelmien mukaan 20 prosentin keskijännitekaapelointiasteella, koskien tiettyjä johtolähtöjä, ja kyseisten lähtöjen pienjänniteverkkojen kaapeloinnilla voidaan taata riittävä toimitusvarmuus vähintään 73 prosentille kaikista sähkönkäyttäjistä ISS:n jakeluverkon alueella. Taulukkoon 5.5 on kerätty nämä keskijännitelähdöt sen mukaan, joista parhaiten voitaisiin parantaa asiakkaiden säävarmuutta mahdollisimman vähäisellä maakaapeloinnilla. Liitteen IV taulukoista löytyy kaikilta keskijännitejohtolähdöiltä nämä tiedot.

91 91 Taulukko 5.5 Sähkönkäyttäjien säävarmuuden kannalta oleellisimmat keskijännitelähdöt. Sähköasema Lähtö Häiriöille alttiit asiakkaat [asiakasta/km] MA5 5 Kuparintie 224,390 MA1 22 Tuulikallio 108,507 MA4 5 Rasila 102,390 MA1 12 Karhumäki 58,838 MA6 09 Ensontie 49,812 MA1 6 Sukkulakatu 39,287 MA2 9 Rämö 38,623 MA4 1 Pappilanlahti 37,491 MA2 10 Virasoja 34,053 MA1 17 Paajala 33,298 MA6 13 Itä-Siitola 31,496 MA1 13 Saareksiinmäki 29,587 MA5 9 Imatrankoski 29,202 MA5 2 Meltola 29,054 MA2 6.1 Annala 28,644 MA2 6.2 Matara 27,069 MA6 15 Mehiläismäki 26,680 MA6 02 Teppanala 25,916 MA9 20 Immola 25,418 MA1 18 Korvenkanta 21,055 MA2 6.3 Tienhaara 18,041 MA1 15 Aaponkatu 16,663 MA2 5 Rautio 15,610 Taulukon 5.5 lähdöistä on kustannustehokkainta lähteä parantamaan asiakkaiden säävarmuutta, samalla vähentäen suurhäiriöiden vaikutuksia koko jakeluverkon kannalta. Taulukon lähdöistä Tuulikallion, Ensontien, Sukkulakadun, Paajalan, Saareksiinmäen, Imatrankosken, Meltolan, Annalan, Mataran, Immolan, Tienhaaran ja Aaponkadun lähdöt tarvitsevat pääosin pelkästään pienjänniteverkkojen maakaapeloimisen asiakkaiden säävarmuuden takaamiseksi, sillä nämä lähdöt ovat keskijänniteverkon osalta entuudestaan sähköasemalta asti maakaapeloituja tai ovat maakaapeloidun varayhteyden kautta syötettävissä. Taulukon lähdöistä esimerkkinä Rasilan-lähtö, missä on ilmajohtoja keskijännitepuolella noin 3,08 kilometriä ja pienjännitepuolella 5,33 kilometriä. Kaapeloimalla nämä osuudet, saataisiin 861 sähkönkäyttäjää säävarman verkon piiriin ja lisäksi saavutettaisiin keskeytyskustannusäästöjä lähes /a.

92 92 Suurhäiriötilanteiden kannalta tällainen lähtö on nykyiseltään erittäin altis pitkäkestoisille sähkönjakelunkeskeytyksille. Taulukon 5.5 maakaapeloitavat lähdöt edustavat tämän työn alustavien suunnitelmien ensimmäistä vaihetta sekä uuden toimitusvarmuustason vuoden 2024 alun vaatimuksia. Jäljelle jää vuoden 2028 loppuun mennessä täytettävät vaatimukset, koskien kaikkia jakeluverkon asiakkaita. Aikaisemmin määriteltiin keskijänniteverkon osalta riittäväksi tasoksi 60 prosentin kaapeloimisaste, tarkastelemalla asiakkaiden säävarmuuden sijaan vikojen korjausajan tehokasta pienentämistä. Lopullista tavoitetta koskevat johtolähdöt ovat listattuna taulukkoon 5.6. Taulukko 5.6 Suurimman vikaherkkyyden omaavat lähdöt, pois lukien taulukon 5.5 lähdöt. Vikaherkkyyden/vikataajuuden määrittäminen selitetty liitteessä IV. Sähköasema Lähtö Vikaherkkyys [vikaa/km] MA9 11 Koivukeskus 4,777 MA4 3 Suikkala 4,077 MA4 8 Kärinki 4,069 MA7 3 Jukajärvi 4,047 MA4 7 Haloniemi 4,004 MA5 3 Helsingintie 4,000 MA6 10 Kanavakatu 4,000 MA6 12 Pässiniemi 4,000 MA9 19 Ruokolahti 3,972 MA4 9 Ilmajärvi 3,941 MA2 6.4 Kurkvuori 3,932 MA7 6 Äitsaari 3,905 MA9 16 Miettilä 3,888 MA9 13 Rautjärvi 3,875 Taulukon 5.6 lähdöt edustavat ilmajohtopituuteensa nähden suuren vikaherkkyyden omaavia lähtöjä, jotka maakaapeloimalla mahdollisimman pitkälti, voidaan tehokkaasti pienentää suurhäiriöiden ja normaalien vikatilanteiden vikaantumismahdollisuuksia. Taulukon 5.6 kaapelointitarpeet yhdistettynä johdinsiirroilla teiden varsille käsittää tämän työn rakentamissuunnitelmien toisen osan, jolla tullaan saavuttamaan lopulta koko jakeluverkon osalta riittävä toimintavarmuus myrskyjen ja lumikuormien vaikutuksilta.

93 93 Kaapeloimalla taulukoiden 5.5 ja 5.6 johtolähdöistä ensisijaisesti metsäosuudet ja sen jälkeen pitoaikojensa puitteissa teiden varsilla olevia osuuksia, voidaan saavuttaa keskijänniteverkon osalta pääosin riittävä suurhäiriökestoisuus. Osa metsäosuuksien kaapelointitarpeista tulee korvata teiden varsille asennettavilla päällystetyillä avojohdoilla, jolloin päästään lopulta keskijänniteverkon vikojen selvitysajan suhteen alle 36 tunnin. Tehokkaan maakaapeloinnin toteuttaminen näille lähdöille tulee tehdä pääosin samanaikaisesti keski- ja pienjänniteverkoille sähköasemalta lähtien. Tällöin voidaan samanaikaisesti lisätä sähkönkäyttäjien osuutta säävarmassa verkossa ja pienentää pienjännitepuolen vikojen selvitysaikaa. Kuvassa 5.1 näkyy ISS:n jakeluverkon kaksiosainen kehittämissuunnitelma kaapelointiasteiden suhteen. Vertailun vuoksi samassa kuvassa näkyy myös erikseen koko jakeluverkon kaapeloinnin toteutus soveltaen näitä kahta lähtöjen tarkastelutapaa. Kuva 5.1 ISS:n jakeluverkon kehittämissuunnitelma vuoden 2029 toimitusvarmuustason mukaiseksi. Kuvan oranssi merkki kuvastaa vikojen 36 tunnin selvitysajan rajaa. Kehittämisvaiheiden numeeriset arvot löytyvät taulukosta 5.1. Kuvassa [1] kuvastaa nykytilaa, [2] vuoden 2024 suunnitelmien vähimmäistasoa ja [3] lopullista tavoitetta. Kuvassa 5.1 ensimmäinen siirtymävaihe nykytilasta lähtien koskee taulukon 5.5 lähtöjä ja siirtymävaihe lopulliseen tavoitteeseen koskee taulukon 5.6 lähtöjä. Tasaisen investointitahdin vuoksi koko investointijakson rakentamistarpeet tulisi jakaa mahdollisimman tasaisesti koko aikavälille, jolloin vuonna 2024 tarvitaan todennäköisesti suuremmat kaapelointiasteet, kuin mitä kuvassa on merkitty välitavoitteeksi. Verrattaessa kuvan 5.1 kaapelointiasteiden kehittymistä kuvaavia käyriä, voidaan huomata, että suunnitelman mukainen poikkeaa merkittävästi pelkän asiakkaiden

94 94 säävarmuuden tai vikojen korjausajan suhteen tarkastelluista kaapeloinneista. Eroavaisuus selittyy pääosin sillä, että suunnitelman mukaisessa on oletettu pienen vikataajuuden johto-osuudet säilytettäväksi nykyisillä sijainneillaan tarkastelun loppuun asti. Käytännössä tämä tarkoittaa, että säävarmojen asiakkaiden suhteellinen osuus ei vastaa täysin tämän työn aikaisempia tarkasteluja, mutta vikataajuuksiin nähden näillä johtoosuuksilla ei ole merkittävää vaikutusta vikojen selvitysaikaan. Käytännön verkostosuunnittelun kannalta ei myöskään ole taloudellisesti perusteltua korvata pellon kautta kulkevaa avojohtoa maakaapelilla. Jättämällä näistä tarkasteluista nämä verkon osat huomioimatta, voidaan tavoitella suurimman sallitun vikojen selvitysajan tavoiterajaa huomattavasti pienemmillä investointiarvioilla. Asiakkaiden säävarmuuden kannalta ei myöskään ole kovin suurta merkitystä puhutaanko pellon kautta kulkevasta avojohdosta vai maakaapelista, kun tarkastellaan näiden kahden vaihtoehdon vikaantumistodennäköisyyttä voimakkaiden tuulten johdosta. Lumikuormien suhteen riski on suurempi, mutta näitä olosuhteita kuvaava vikataajuus on vaikeasti määriteltävä Kehittämisratkaisuiden vaikutukset Sähköntoimitusvarmuuden kannalta jakeluverkon laajamittaisella maakaapeloinnilla on huomattava vaikutus asiakkaiden näkökulmasta jo kehittämistoimenpiteiden alkuvaiheissa. Säävarman verkon piirissä on nykyisellä kytkentätilanteella 31 prosenttia asiakkaiden kokonaismäärästä, jotka eivät koe jälleenkytkentöjä laisinkaan ja pidemmät keskeytykset ovat hyvin harvinaisia. Aikaisemmin todettiin, että nostamalla keskijännitekaapelointiaste 20 prosenttiin ja pienjännitekaapelointiaste 58 prosenttiin, voidaan taata vastaava sähkön laatu jopa 73 prosentille asiakkaista jakeluverkon piirissä. Huolimatta jäljelle jäävästä asiakkaiden osuudesta, tämä osuus on hyvin merkittävä, sillä suurin osa tästä 73 prosentista sijaitsee alueilla, missä sähkön laadulta odotetaan paljon. Tätä osuutta toimitusvarmuuden parantamisesta voidaan kustannusten kannalta pitää hyvin vähäisenä, kun verrataan tästä suurempia toimenpiteitä. Tästä syystä onkin tarpeen etsiä kustannustehokkaita ratkaisuja, joilla voidaan mahdollisuuksien mukaan lieventää suurinta kustannusrasitetta. Puuvarmat johto-osuudet ovat myrskyjen kannalta varsin säävarmoja, kun lähes ainoa vikaantumismahdollisuus olisi pylvään kaatuminen tuulen voimasta. Tämä riski on olemassa vanhempien pylväiden kanssa. Keskijänniteverkon osien puuvarmuuden

95 95 lisääminen ja metsässä sijaitsevien avojohtojen siirtäminen teiden varsille ovat kustannustehokkaimmasta päästä olevia toimitusvarmuuden parantamiseen tähtääviä toimenpiteitä, jotka tulisivat olla pääasiallisia tarkastelukohteita. Jakeluverkon toimitusvarmuuden parantamisella on pidemmällä tarkastelulla myös verkkoyhtiön kannalta merkittäviä etuja, sillä keskeytyskustannukset tulevat pienenemään huomattavasti. Tarkasteltaessa saavutettavia säästöjä keskijännitekaapeloinnin suhteen, muutaman kymmenen vuoden päästä säästettävät summat ovat useita miljoonia ja suuremmilla kaapelointiasteilla jopa kymmeniä miljoonia. Tarkastellaan suunnitelmien mukaisten verkon kehittämistoimenpiteiden taloudellisia vaikutuksia 15 vuoden aikavälillä, jossa tavoiteltaisiin keskijännitepuolella 60 prosentin ja pienjännitepuolella 100 prosentin maakaapelointiastetta. Taulukossa 5.7 näkyy koko jakeluverkkoa koskevien rakennemuutosten yhdistetyt vaikutukset. Laskentamenetelmät ovat samat kuin kappaleessa 5.2. Taulukko 5.7 ISS:n jakeluverkon kehittämistarpeiden vaikutusten arviointi, kaapelointiasteen ollessa vuonna 2028 keskijännitepuolella 60 prosenttia ja pienjännitepuolella 100 prosenttia Kaapelointiaste (KJ) 15 % 33 % 45 % 60 % Kaapelointiaste (PJ) 49 % 69 % 83 % 100 % Uusia ilmajohtoja, % johtopituudesta (KJ) 5 % 9 % 13 % Uusia ilmajohtoja, % johtopituudesta (PJ) 0 % 0 % 0 % Investoinnit yhteensä 40 % 68 % 105 % Tasapoistojen osuus investoinneista 40 % 41 % 42 % JHA arvo (koko verkko) 100 % 114 % 123 % 134 % JHA arvo (KJ) 100 % 116 % 127 % 141 % NKA arvo (koko verkko) 57 % 72 % 82 % 88 % Nykykäyttöarvoprosentti 57 % 64 % 67 % 66 % Verkon arvon menetys -7,9 % -12,6 % -12,4 % KAH kustannus/a 0,58 % 0,48 % 0,41 % 0,32 % Herkkyysanalyysi Pitkän aikavälin investointien tarkastelussa on tiedostettava kunkin tarkastelukohteen kriittiset parametrit, joilla nähdään olevan merkittäviä vaikutuksia lopputulemiin. Tämän työn osalta investointeja on tarkasteltu hyvin suuressa mittakaavassa, koskien koko jakeluverkon rakenteen muutosta. Pääasialliset tarkastelukohteet ovat olleet

96 96 vikojen selvitysaika ja rakennuskustannukset, huomioiden varsinaiset kustannukset sekä investointien kautta saavutettavat keskeytyskustannussäästöt. Näiden suhteen kriittiset parametrit ovat korkoprosentti, KAH-arvot, rakentamiskustannukset ja vikataajuudet. Korkoprosentin lisäksi investoinneissa on oleellista huomioida investointijakson pituus. Lain sallimissa rajoissa investointijaksona voisi pitää esimerkiksi 19 tai 23 vuotta, jos nähtäisiin mahdolliseksi hakea jatkoaikaa toimitusvarmuustason muutosajalle, mutta tämän työn kannalta on pääosin lähdetty siitä oletuksesta, ettei jatkoaikaa voida hakea. Seuraavassa tutkitaan kuinka suuria vaikutuksia kullakin parametrilla on edellisiin investointisuunnitelmiin nähden. Vikataajuudet Vikataajuuksilla on suora vaikutus vikojen korjausaikojen asettamiin vähimmäiskaapelointitarpeisiin. Suurhäiriöolosuhteiden vikataajuudet poikkeavat huomattavasti tavanomaisista sähkönjakelun keskeytysten vastaavista niin suuruusluokaltaan kuin määrittelytavaltaan. Kuvassa 4.19 kuvailtiin määritellyn perustason mukaiset vähimmäiskaapelointitarpeet, missä kaapelointiasteen vähimmäisrajat keskijännitepuolella oli prosenttia ja pienjännitepuolella prosenttia. Seuraavaksi tarkastellaan vähimmäiskaapelointitarpeiden määrittämistä vikataajuuden eri arvoilla. Valitaan tarkasteltavien olosuhteiden perustasoksi aikaisemmissa laskelmissa käytetyt Asta-myrskyn voimakkuutta kuvaavat vikataajuuden parametrit, eli 50 vikaa/100 km pelloille, 200 vikaa/100 km tienvierustalle, 600 vikaa/100 km metsille ja pienjänniteverkon vioille 400 vikaa/100 km. Vertailutasoiksi valitaan näistä vikataajuuksista 25 ja 50 prosenttia pienemmät sekä 25 prosenttia perustasoa suuremmat. Tulokset näkyvät kuvassa 5.2.

97 Keskijännitemaakaapelointiaste % 90 % 80 % 70 % 60 % Vikataajuus x 1,25 50 % Asta-myrsky 40 % Vikataajuus x 0,75 30 % Vikataajuus x 0,5 20 % 78 % 80 % 82 % 84 % 86 % 88 % 90 % 92 % 94 % 96 % 98 % 100 % Pienjännitemaakaapelointiaste Kuva 5.2 Vikojen selvitysajan suhteen optimaaliset kaapelointiasteet eri vikataajuuksilla. Kuvan suorat näyttävät optimaaliset kaapelointiasteet kullakin vikataajuuksien arvostuksella siten, että suoran alapuolelle jäävä alue edustaa vikojen selvitysajan suhteen riittämättömiä toimenpiteitä ja suoran yläpuolelle jäävä alue vikojen arvostukseen nähden liiallisia investointeja. Kuvasta 5.2 nähdään, että neljäsosan verran pienemmillä vikataajuuksilla voitaisiin saavuttaa riittävä toimitusvarmuustaso prosenttia pienemmällä keskijännitekaapelointiasteella, verraten aikaisempiin maakaapelointiasteiden määritelmiin. Riittävän vikataajuustason valintaan vaikuttaa yksinomaan vikojen arvostus, eli myrskyn voimakkuuksien arviointi. Saman kuvan vertailua voidaan yhtä lailla soveltaa myös vikojen korjausajan arviointiin, sillä vikojen selvitysaika muodostuu korjausajan ja vikojen kokonaismäärän tulosta. Tämän puitteissa voidaan tarkastella kaapelointiasteen määrittelyä esimerkiksi kuvan 5.2 punaisen viivan mukaisesti, mikäli löydetään keinoja tehostaa vikojen tehollista korjausaikaa. Alun perin yhtä vikaa kohden arvioitiin kuluvaksi aikaa 96 minuuttia, kun huomioidaan työhön kuluva aika ja työvuorojen väliset lepoajat. Kaapelointitarpeita voidaan tarkastella pienempien vikataajuuksien kannalta, kun huomioidaan puuvarmojen johto-osuuksien lisäämistä. Kuvassa 5.3 näkyy eri vikataajuuksien suhteen määriteltyjen optimaalisten kaapelointiasteiden mukaiset arvioidut kokonaiskustannukset keskijännitekaapelointiasteen funktiona.

98 KAH-säästöt [M ] Keskijännitemaakaapelointiaste % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % Vikataajuus x 1,25 Asta-myrsky Vikataajuus x 0,75 Vikataajuus x 0, Kokonaiskustannukset [M ] Kuva 5.3 Kokonaiskustannusten vertailu eri vikataajuuksilla. Kustannuksissa mukana keskijänniteverkon maakaapelointitarpeiden lisäksi pienjänniteverkon maakaapeloinnin ja PASjohtojen rakentamiskustannukset. Kuvan kaapelointiasteet vastaavat kuvan 5.2 keskijännitekaapelointiasteita. Keskijänniteverkon kaapeloinnilla saavutetaan keskeytyskustannuksissa merkittäviä säästöjä pitkällä aikavälillä. Huomioitaessa pitkällä aikavälillä palautuva rahavirta, myös suuremmat kaapelointiasteet ovat varteenotettava ratkaisu. Kuvassa 5.4 on tarkasteltu 45 vuoden ajalta keskeytyskustannusten kautta saavutettavien säästöjen suuruutta eri keskijännitekaapelointiasteiden mukaisesti. Varsinaiset erot säästöjen välillä näkyvät vasta uusien johtojen pitoaikojen loppupäässä, missä erot ovat parhaimmillaan 8 miljoonan euron luokkaa, jos oletetaan, että 15 vuoden verkon uudistamistarpeiden jälkeen verkkoon ei tehdä suurempia muutoksia KJ 90 % KJ 80 % KJ 60 % KJ 50 % Vuodet [a] Kuva 5.4 Keskeytyskustannusten kautta saavutettavien säästöjen vertailu 45 vuoden aikavälillä.

99 99 Suunnitelmien mukaisen 60 prosentin keskijännitekaapelointiasteen johdosta, uusien johtojen tullessa 45 vuoden ikään, olisi saavutettu säästöjä arviolta 14,5 miljoonaa euroa. Verraten tätä rakentamiskustannuksiin, säästöjen osuus olisi noin 22 prosenttia kokonaiskustannuksista. Vastaavasti 80 ja 90 prosentin maakaapelointiasteiden kautta saavutettavien säästöjen osuus olisi 45 vuoden jälkeen noin 27 prosenttia kokonaiskustannuksistaan. Korkoprosentti Korkoprosentilla voidaan nähdä olevan selviä vaikutuksia investointien vuotuisiin tasaeriin, kun tarkastelujaksona on yli 30 vuotta. Tätä lyhyemmillä aikaväleillä pääoman lyhennyksillä on korkoprosenttia suurempi merkitys. (Lakervi 2009) Arvioidaan seuraavaksi korkoprosentin muutoksen vaikutusta investointikustannuksiin annuiteettimenetelmän avulla 20 vuoden investointijakson päätteeksi, kun oletetaan KAH-arvojen säilyvän ennallaan ja kuormituksen suhteen ei tapahdu muutoksia tällä aikavälillä. Annuiteettikerroin saadaan laskettua yhtälöllä Kuvassa 5.5 on esitetty kokonaiskustannukset eri vikataajuuksien arvostuksella ja korkoprosenteilla, kun on tarkasteltu minimikustannuksia kuvan 5.3 vikataajuuksien ja kaapelointitarpeiden suhteen. Esimerkkinä Asta-myrskyn vikataajuuksilla tarvittaisiin 60 prosentin keskijännitekaapelointiaste, ja sitä vastaava 100 prosentin pienjännitekaapelointiaste, joiden rakentamiskustannukset ovat noin 64,6 miljoonaa euroa. Neljän prosentin korolla tämä tekee 20 vuoden tarkasteluvälillä kustannuksia noin 88 miljoonaa euroa. Taulukosta 5.8 näkee vertailtavien maakaapelointitarpeiden mukaiset kustannusminimit.

100 Kokonaiskustannukset [M ] Vikataajuus x 1,25 Asta-myrsky Vikataajuus x 0,75 Vikataajuus x 0, Korkoprosentti Kuva 5.5 Investointien kustannusminimit vikataajuuksien ja korkoprosentin suhteen. Seuraavassa taulukossa on esitetty kuvan 5.5 investointikustannusten lähtötasot eri vikataajuuksilla, eli korottomat kustannukset, jotka ovat sittemmin annuiteettikertoimen avulla korjattu huomioimaan koron vaikutus. Taulukko 5.8 Maakaapelointitarpeiden mukaiset rakentamiskustannukset ilman korkoja, missä on tarkasteltu kokonaiskaapelointia ja huomioitu myös PAS-johtojen osuudet. Vikataajuuskerroin Kaapelointiasteet (KJ/PJ) Kokonaiskustannukset [M ] x 1,25 71 / 100 % 69,5 Asta-myrsky 60 / 100 % 64,6 x 0,75 51 / 100 % 60,6 x 0,5 26 / 100 % 49,2 Keskeytyksestä aiheutuneen haitan arvostus KAH-arvojen muutoksilla on suora vaikutus keskeytyskustannuksiin ja sen myötä arvioituihin säästöihin, kun suunnitellaan sähköntoimitusvarmuuden parantamiseen tähtääviä investointeja. Aikaisemmin vertailtiin keski- ja pienjänniteverkkojen maakaapeloinnin kustannuksia, pienjännitekaapeloinnin ollessa selvästi edullisempaa, kun taas keskijännitekaapelointi mahdollistaa pidemmällä aikavälillä keskeytyskustannussäästöjä. Tietyllä kaapeloitavalla johtopituudella ja KAH-arvostuksella, keskijännitekaapeloinnista tulee pidemmällä aikavälillä pienjännitekaapelointia kokonaiskustan-

101 Keskijännitemaakaapelointiaste Rakentamiskustannukset [M ] 101 nuksiltaan edullisempaa. Seuraavassa vertaillaan maakaapeloinnin rakentamiskustannuksia eri aikaväleillä ja KAH-arvoilla. Sähköntoimitusvarmuustason vaatimukset verkon rakenteen osalta on täytettävä 15 vuoden aikana. Investointien kokonaissumman kannalta maakaapelointiasteiden linjauksilla on merkitystä, kun tarkastellaan verkon rakennemuutosten vaikutuksia pidemmällä aikavälillä. Todennäköisimmillään verkon rakenne tulee säilymään hyvin pitkälti samanlaisena näiden tulevien 15 vuoden jälkeen, joten keskeytyskustannussäästöt voidaan olettaa säilyvän samantasoisena useamman vuoden näiden rakennemuutosten jälkeen. Tällöin on hyvin ratkaisevaa, kuinka suureen keskijännitekaapelointiasteeseen on päädytty muutosajan lopuksi. Tarkastellaan ensin tilannetta, jossa tarkasteluvälinä on 40 vuotta ja rakentamistarpeet on suhteutettu koko tarkasteluvälille. Oletetaan, että ensimmäisten 15 vuoden jälkeen riittävä toimitusvarmuustaso on saavutettu ja verkon kehittämistä jatketaan tarkasteluvälin loppuun asti. Keskeytyskustannussäästöt on tällöin arvioitu nykytilanteen ja 40 vuoden päästä saavutettavan keskeytyskustannustason keskiarvon nykyarvona koko tarkasteluväliltä. Maakaapelointiasteiden suhteen tarkastellaan optimaalista vaihteluväliä kuvan 4.19 mukaisesti, jolloin keskijännitekaapelointiasteen vaihteluväli on prosenttia ja pienjännitepuolella prosenttia. Tulokset näkyvät kuvassa % 95 % 90 % 85 % 80 % 75 % 70 % 65 % 60 % % 91 % 92 % 93 % 94 % 95 % 96 % 97 % 98 % 99 % 100 % Pienjännitemaakaapelointiaste Kokonaiskustannukset (KAH x0,5) Kokonaiskustannukset (KAH) Kokonaiskustannukset (KAH x2) Kokonaiskustannukset (KAH x3) Kokonaiskustannukset (KAH x4) Kuva 5.6 Kaapelointiasteiden mukaiset kokonaiskustannukset eri KAH-arvoilla, kun investoinnit on jaettu koko 40 vuoden tarkasteluvälille.